Prefácio - Siemens

Transcrição

Prefácio - Siemens

Prefácio
Introdução
Funções
SIPROTEC
Montagem e Comissionamento
Proteção Multifunção de
Máquina
7UM62
Dados Técnicos
a partir do V4.61
Literatura
Manual
Apêndice
Glossário
Índice
C53000-G1179-C149-2
1
2
3
4
A
Isenção de Responsabilidade
Copyright
Verificamos o texto deste manual quanto ao hardware e software
descritos. Entretanto, desvios da descrição não podem ser completamente eliminados, assim, não nos responsabilizamos por
quaisquer erros ou omissões contidas nas informações fornecidas.
Copyright © Siemens AG 2010. Todos os direitos reservados.
As informações fornecidas neste documento são regularmente
revisadas e quaisquer correções necessárias serão incluidas
nas edições subseqüentes. Apreciamos quaisquer sugestões
para melhorias.
Nos reservamos ao direito de executar melhoramentos técnicos
sem prévio aviso.
A divulgação ou reprodução deste documento, ou avaliação e
comunicação de seu conteúdo, não estão autorizadas exceto no
caso de expressamente permitidas. As violações estão sujeitas
à indenizações. Todos os direitos estão reservados, particularmente para propósitos de aplicação de patentes ou registro de
marca.
Marcas Registradas
SIPROTEC, SINAUT, SICAM e DIGSI são marcas registradas da
Siemens AG. Outras designações neste manual podem tratar-se
de marcas registradas cuja utilização por terceiros para seus
próprios propósitos poderão infringir direitos de propriedade.
Publicação V04.01.00
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Prefácio
Propósito deste
Manual
Este manual descreve as funções, operação, instalação e comissionamento dos
dispositivos 7UM62. Em particular você encontrará:
• Informações com respeito à configuração do dispositivo e descrições das funções
e ajustes do dispositivo → Capítulo 2;
• Instruções para montagem e comissionamento → Capítulo 3,
• Lista de dados técnicos → Capítulo 4;
• Bem como uma compilação dos dados mais significativos por usuários experientes
→ Apêndice A.
Informações gerais sobre design, configuração e operação dos dispositivos
SIPROTEC 4 estão a disposição em Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/.
Público Alvo
Engenheiros de proteção, engenheiros de comissionamento,pessoal com atividade
em ajustes, verificações e serviços de equipamento seletivo de proteção, facilidades
automáticas e de controle e pessoal de instalações elétricas e usinas.
Aplicabilidade
deste Manual
Este manual é válido para: Proteção Multifunção de Máquina SIPROTEC 4 7UM62;
versão de firmware V4.6.
Indicação de
Conformidade
Este produto cumpre com as normas do Council of the European Communities
quanto às leis dos Estados Membros relacionadas à compatibilidade eletromagnética (EMC Council Directive 89/336/EEC) e com respeito à uso de equipamento
elétrico dentro dos limites de tensão especificados (Norma de baixa tensão 73/23
EEC).
Essa conformidade está comprovada por testes conduzidos pela Siemens AG de
acordo com o Artigo 10 do Conselho Normativo conforme os padrões genéricos
EN 61000-6-2 e EN 61000-6-4 para a norma EMC e com o padrão
EN 61000-6-2 e EN 61000-6-4 para norma de baixa tensão.
Este dispositivo foi desenhado e produzido para uso industrial.
O produto está de acordo com o padrão internacional das séries IEC 60255 e o
padrão Alemão VDE 0435.
Outros Padrões
IEEE Std C37.90-*
Este produto tem certificado UL conforme os Dados Técnicos:
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Prefácio
Suporte Adicional
Desejando mais informações sobre o Sistema SIPROTEC 4 ou para resolução de
problemas particulares que possam surgir e que não estão suficientemente cobertos
por este manual quanto às necessidades do comprador, o assunto deverá ser
encaminhado para o seu representante Siemens local.
Cursos de
Treinamento
Ofertas para cursos individuais podem ser encontradas em nosso Catálogo de
Treinamento ou as questões podem ser dirigidas para nosso centro de treinamento
em Nuremberg.
Instruções e Avisos
Os avisos e notas contidas neste manual servem para sua própria segurança e
para uma vida útil adequado do dispositivo. Favor observá-las!
Os indicadores a seguir e definições padrão usadas são:
PERIGO
indica que morte, severos danos pessoais ou substanciais danos à propriedade
ocorrerão se as precauções adequadas não forem tomadas.
ATENÇÃO
indica que morte, severos danos pessoais ou substanciais danos à propriedade
podem resultar se as precauções adequadas não forem tomadas.
Cuidado
Indica que danos pessoais de menor monta ou danos à propriedade podem
resultar se as precauções adequadas não forem tomadas. Isso se aplica
particularmente a danos no pórprio dispositivo e danos conseqüentes disso.
Nota
Indica informações sobre o dispositivo ou parte respectiva do manual de instruções
que são essenciais observar.
ATENÇÃO!
Ao operar um equipamento elétrico, certas partes do dispositivo têm, inevitavelmente,
tensões perigosas.
A morte, severos danos pessoais ou substanciais danos à propriedade podem
resultar se o dispositivo não for manuseado adequadamente.
Somente pessoal qualificado deverá trabalhar no e ao redor do equipamento. Deve
estar fortemente familiarizado com todos os avisos e observações de segurança
deste manual bem como com as normas de segurança aplicáveis.
A operação segura e bem sucedida deste dispositivo é dependente do manuseio,
instalação, operação e manutenção adequada executada por pessoal qualificado sob
a observação de todos os avisos e sugestões aqui contidas.
De particular importância são a instalação geral e normas de segurança para trabalho
em ambiente de alta-tensão (por exemplo, ANSI, IEC, EN, DIN, ou outras normas
nacionais e internacionais). Essas normas devem ser observadas.
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Definição
PESSOAL QUALIFICADO
Para o propósito deste manual de instruções e identificações de produto, um
pessoal qualificado é aquele que está familiarizado com a instalação, construção e
operação do equipamento e riscos envolvidos. Em adição, tem que possuir as
seguintes qualificações:
• Estar treinado e autorizado a energizar, desenergizar, limpar, aterrar e identificar
circuitos e equipamentos de acordo com as práticas de segurança
estabelecidas.
• Estar treinado com os cuidados adequados e uso de equipamento de proteção
conforme o estabelecido pelas práticas de segurança.
• Estar treinado em primeiros socorros.
Convenções
Tipográficas e
Símbolos
Os formatos de textos a seguir são usados quando aparece uma informação literal
do dispositivo ou para o dispositivo no fluxo do texto:
Nomes de parâmetros
Designadores de parâmetros das funções que podem aparecer palavra por palavra
no display do dispositivo ou na tela de um computador pessoal (com DIGSI), estão
marcados em negrito no estilo tipo monoespaço. O mesmo acontece para os títulos
dos menus.
1234A
Endereços de parâmetros tem o mesmo estilo de caractere que os nomes dos
parâmetros. Endreços de parâmetros contém o sufixo A nas tabelas de visão geral
se o parâmetro só puder ser ajustado em DIGSI via opção Display addicional
settings (Mostrar ajustes adicionais).
Opções de parâmetros
Possíveis ajustes nos parâmetros de texto que possam aparecer palavra por
palavra no display do dispositivo ou na tela de um computador pessoal (com software de operação DIGSI), estão adicionalmente escritos em itálico. Isso também
se aplica para barras de cabeçalho para menus de seleção.
„Anunciações“
Designadores para informações que podem ser emitidos pelo relé ou necessárias
de outros dispositivos ou do pátio, estão marcados em um estilo tipo 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 interna do dispositivo
Sinal de saída lógica interna do dispositivo
Sinal de entrada interno de uma grandeza analógica
Sinal de entrada binária exetrno com número
(entrada binária, indicação de entrada)
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Sinal de saída binária externo com número
(indicação do dispositivo)
Sinal de saída binária externo com número
(indicação o dispositivo) usado como sinal de entrada
Exemplo de uma chave de parâmetro designado
FUNCTION(FUNÇÃO) com endereço 1234 e os
possíveis ajustes ON e OFF
Além desses, símbolos gráficos são usados conforme IEC 60617-12 e IEC 60617-13
ou símbolos derivados deses padrões. Os símbolos mais freqüentes são:
Sinal de entrada de uma grandeza analógica
porta AND (E)
porta OR (OU)
OR exclusiva (ou antivalente): saída está ativa, se
apenas uma entrada está ativa
Porta coincidência (equivalência): saída está ativa se
ambas as entradas estão ativas ou inativas ao mesmo
tempo
Entradas dinâmicas (borda-disparada) acima com
borda positiva, abaixo com borda negativa
Formação de um sinal de saída analógico de um
número de sinais de entradas analógicas
Estágio de valor limite com endereço de parâmetro e
nomes de parâmetros
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Temporizador (Relé de pickup T, exemplo ajustável)
com endereço de ajuste e designador do parâmetro
(nome)
Temporizador (relé de dropout T, exemplo não
ajustável)
Temporizador de pulso de disparo dinâmico T
(monoflop)
Memória estática (RS-flipflop) com entrada de ajuste
(S),entrada de reset (R), saída (Q) e saída
invertida (Q)
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Conteúdo
1
Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
1.1
Visão Geral da Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
1.2
Escopo da Aplicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
1.3
Características. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
2
Funções . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
2.1
Introdução, Sistema de Potência Referência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.1.1
Descrição da Função. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.2
Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
2.2.1
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
2.2.2
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
2.2.3
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
2.3
Módulo Ethernet EN100 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
2.3.1
2.3.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
2.3.3
2.4
Escopo Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
2.4.1
2.4.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
2.4.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
2.5
Dados do Sistema de Potência 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
2.5.1
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
2.5.2
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
2.5.3
2.6
Grupos de Ajuste. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
2.6.1
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
2.6.2
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
2.6.3
2.7
Dados do Sistema de Potência 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
2.7.1
Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
2.7.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
2.7.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
2.7.4
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9
Conteúdo
2.8
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51) com Subtensão
Seal-In(Selado) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
2.8.1
2.8.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
2.8.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
2.8.4
2.9
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>>, ANSI 50, 51, 67) com Detecção
de Direção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
2.9.1
2.9.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
2.9.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
2.9.4
2.10
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
2.10.1
2.10.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
2.10.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
2.10.4
2.11
Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
2.11.1
2.11.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
2.11.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
2.11.4
2.12
Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46) . . . . . . . . . . . . . . . . 93
2.12.1
2.12.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96
2.12.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99
2.12.4
2.13
Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
2.13.1
Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
2.13.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
2.13.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
2.13.4
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
10
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Conteúdo
2.14
Proteção Diferencial e seus Objetos Protegidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
2.14.1
2.14.1.1
2.14.1.2
2.14.1.3
2.14.1.4
Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M/87T) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .116
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .117
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .118
2.14.2
2.14.2.1
2.14.2.2
Objeto Protegido Gerador ou Motor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119
Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120
2.14.3
2.14.3.1
2.14.3.2
Objeto Protegido Transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127
2.14.4
2.14.4.1
Necessidades do Transformador de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131
2.15
Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134
2.15.1
2.15.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140
2.15.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141
2.15.4
2.16
Proteção de Subexcitação (Perda de Campo) (ANSI 40) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143
2.16.1
2.16.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146
2.16.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151
2.16.4
2.17
Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153
2.17.1
2.17.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154
2.17.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156
2.17.4
2.18
Supervisão de Potência Ativa Direta (Forward)(ANSI 32F) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157
2.18.1
2.18.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158
2.18.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160
2.18.4
2.19
Proteção de Impedância (ANSI 21). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161
2.19.1
2.19.2
Bloqueio de Oscilação de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166
2.19.3
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168
2.19.4
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174
2.19.5
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
11
Conteúdo
2.20
Proteção de Perda de Sincronismo (out-of-step) (ANSI 78) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176
2.20.1
Princípio de Medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176
2.20.2
Lógica da Proteção Perda de Sincronismo (out-of-step). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179
2.20.3
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181
2.20.4
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186
2.20.5
2.21
Proteção de Subtensão (ANSI 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188
2.21.1
2.21.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189
2.21.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190
2.21.4
2.22
Proteção de Sobretensão (ANSI 59) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191
2.22.1
2.22.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192
2.22.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193
2.22.4
2.23
Proteção de Freqüência (ANSI 81) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194
2.23.1
2.23.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195
2.23.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197
2.23.4
2.24
Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199
2.24.1
2.24.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201
2.24.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203
2.24.4
2.25
Proteção de Subtensção de Tempo Inverso (ANSI 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205
2.25.1
2.25.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206
2.25.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207
2.25.4
2.26
Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208
2.26.1
2.26.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210
2.26.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212
2.26.4
2.27
Deslocamento de fase (Jump of Voltage Vector). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214
2.27.1
2.27.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218
2.27.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219
2.27.4
12
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Conteúdo
2.28
Proteção de Falta à Terra do Estator 90-% (ANSI 59N, 64G, 67G). . . . . . . . . . . . . . . . . . 220
2.28.1
2.28.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226
2.28.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228
2.28.4
2.29
Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229
2.29.1
2.29.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231
2.29.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233
2.29.4
2.30
Proteção de Falta à Terra do Estator 100 % com 3ª Harmônica
(ANSI 27/59TN 3ª Harm.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234
2.30.1
2.30.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238
2.30.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240
2.30.4
2.31
Proteção de Falta à Terra do Estator 100 % com Injeção de Tensão de 20 Hz
(ANSI 64G - 100%) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241
2.31.1
2.31.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244
2.31.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250
2.31.4
2.32
Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251
2.32.1
2.32.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254
2.32.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255
2.32.4
2.33
Proteção de Faltas entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT)) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 256
2.33.1
2.33.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 258
2.33.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259
2.33.4
2.34
Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 260
2.34.1
2.34.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262
2.34.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265
2.34.4
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
13
Conteúdo
2.35
Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com Injeção de Onda de Tensão
Quadrada de 1 - 3 Hz (ANSI 64R - 1 a 3 Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266
2.35.1
2.35.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271
2.35.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272
2.35.4
2.36
Supervisão de Tempo de Partida do Motor (ANSI 48). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273
2.36.1
2.36.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275
2.36.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277
2.36.4
2.37
Inibição de Nova Partida para Motores (ANSI 66, 49Rotor) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278
2.37.1
2.37.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283
2.37.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 286
2.37.4
2.38
Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 288
2.38.1
2.38.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 291
2.38.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292
2.38.4
2.39
Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293
2.39.1
2.39.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294
2.39.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 295
2.39.4
2.40
Tensão DC/Proteção de Corrente (ANSI 59NDC/51NDC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297
2.40.1
2.40.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 299
2.40.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301
2.40.4
2.41
Saídas Analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302
2.41.1
2.41.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303
2.41.3
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 307
14
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Conteúdo
2.42
Funções de Monitoramento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308
2.42.1
2.42.1.1
2.42.1.2
2.42.1.3
2.42.1.4
2.42.1.5
2.42.1.6
Supervisão de Medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308
Monitoramento do Hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308
Monitoramento do Software . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .311
Monitoramento de Circuitos de Transformadores Externos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315
2.42.2
2.42.2.1
2.42.2.2
2.42.2.3
2.42.2.4
2.42.2.5
Supervisão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Monitoramento de Falha do Fusível . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Respostas a mau Fucionamento de Funções de Monitoramento . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.43
Supervisão do Circuito de Trip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324
2.43.1
317
317
320
322
323
323
2.43.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 330
2.43.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332
2.43.4
2.44
Supervisão de Limites . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333
2.44.1
2.44.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 338
2.44.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339
2.44.4
2.45
Funções de Trip Externo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345
2.45.1
2.45.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345
2.45.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346
2.45.4
2.46
Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 348
2.46.1
2.46.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350
2.46.3
Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351
2.46.4
2.47
Rotação de Fase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357
2.47.1
2.47.2
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358
7UM62 Manual
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15
Conteúdo
2.48
Controle de Função de Proteção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358
2.48.1
2.48.1.1
Lógica de Pickup para Todo o Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358
2.48.2
2.48.2.1
2.48.2.2
2.49
2.49.1
2.49.1.1
2.49.2
2.49.2.1
2.49.2.2
2.49.3
2.49.3.1
2.49.3.2
2.49.4
2.49.4.1
2.49.4.2
2.49.5
2.49.5.1
2.49.6
2.49.6.1
2.49.7
2.49.7.1
2.49.8
2.49.8.1
2.49.8.2
2.49.9
2.49.9.1
2.49.10
2.49.10.1
2.49.10.2
2.49.10.3
2.49.10.4
2.49.11
2.49.11.1
2.49.12
2.49.12.1
2.49.12.2
2.49.12.3
2.49.12.4
Lógica de Trip para Todo o Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Funções Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Processamento de Anunciações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Estatísticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Medição (Secundária/Primária/Valores Percentuais) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Medição Térmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Medição Diferencial e Restrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Ajuste de Medição Min/Max. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Set Points (Valores Medidos) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Set Points (Estatística) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Registro Gráfico de Faltas (Oscilografia). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Estampa de Data e Hora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Ajudas de Comissionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Mensagens de Teste para Interface SCADA Durante Operação de Teste . . . . . . . . . . . .
Verificação da Interface do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação de Entradas e Saídas Binárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Criação de um Registro Gráfico de Teste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.50
Procesamento de Comando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382
2.50.1
2.50.1.1
Dispositivo de Controle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382
2.50.2
2.50.2.1
Tipos de Comandos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383
2.50.3
2.50.3.1
Procesamento de Comando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384
2.50.4
2.50.4.1
Intertravamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 385
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 385
2.50.5
2.50.5.1
Registro de Comandos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393
Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393
16
359
359
360
361
361
361
364
364
365
365
365
370
371
371
372
372
372
373
373
373
374
374
374
374
375
375
376
376
377
377
378
378
378
380
380
380
381
381
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Conteúdo
3
Montagem e Comissionamento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395
3.1
Montagem e Conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396
3.1.1
Informações de Configuração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396
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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Desmontagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Elementos de Chaveamento nas Placas de Circuito Impresso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Módulos Interface . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Remontagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
399
399
401
405
417
420
3.1.3
3.1.3.1
3.1.3.2
3.1.3.3
Montagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Montagem Semi-Embutida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Montagem em Rack e Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Montagem Sobreposta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
421
421
422
424
3.2
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
3.2.8
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.3.4
3.3.5
3.3.6
3.3.7
3.3.8
3.3.9
3.3.10
3.3.11
3.3.12
3.3.13
3.3.14
3.3.15
3.3.16
3.3.17
3.3.18
425
425
426
426
427
427
428
428
432
435
436
437
439
442
442
443
443
447
450
450
451
456
458
461
466
468
476
3.3.19
3.3.20
3.3.21
3.3.22
Verificando Conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação de Conexões de Dados das Interfaces Seriais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Interface de Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Terminação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Saída Analógica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Interface de Sincronização de Tempo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Fibras Óticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação de Conexões do Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação de Incorporação do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Comissionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Modo de Teste / Bloqueio de Transmissão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Teste de Interfaces de Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação de Entradas e Saídas Binárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Testes para Proteção de Falha do Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação de Saídas Analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Teste de Funções Definidas pelo Usuário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação da Proteção de Falta à Terra do Rotor em Estado Estacionário. . . . . . . . . . .
Verificação da proteção de Falta à Terra do Estator 100 % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação da Tensão DC / Corrente DC do Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Trip/Fechamento Testes para os Dispositivos Configurados em Operação . . . . . . . . . . .
Teste de Comissionamento com a Máquina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação de Circuitos de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação da Proteção Diferencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação da Proteção Diferencial de Corrente à Terra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação de Circuitos de Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação da Proteção de Falta à Terra do Estator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação da Proteção de Falta à Terra do Estator 100 % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação da Proteção de Falta à Terra Sensitiva quando usada para Proteção
de Falta à Terra do Rotor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação da proteção de falta à Terra do Rotor Durante Operação. . . . . . . . . . . . . . . .
Verificação da Proteção de Falta Entre Espiras (Interturn) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Testes com a Rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Criação de um Registro Gráfico de Falta Teste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.4
Preparação Final do Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 490
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
478
479
481
483
488
17
Conteúdo
4
Dados Técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 491
4.1
Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493
4.1.1
Entradas /Saídas Analógicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493
4.1.2
Tensão Auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 494
4.1.3
Entradas e Saídas Binárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 495
4.1.4
Interfaces de Comunicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 497
4.1.5
Testes Elétricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 501
4.1.6
Testes de Fadiga Mecânica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 503
4.1.7
Testes de Fadiga Climática . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504
4.1.8
Condições de Serviço . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504
4.1.9
Certificações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504
4.1.10
Design Mecânico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505
4.2
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, I>>) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506
4.3
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 508
4.4
Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 514
4.5
Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46) . . . . . . . . . . . . . . . 516
4.6
Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 518
4.7
Proteção Diferencial para (ANSI 87G/87M/87T) Geradores e Motores . . . . . . . . . . . . . . 519
4.8
Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M/87T) para Transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . 522
4.9
Proteção de Corrente Diferencial à Terra (ANSI 87GN,TN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 526
4.10
Proteção de Subexcitação (Perda de Campo) (ANSI 40) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 527
4.11
Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 528
4.12
Supervisão de Potência Ativa Direta (ANSI 32F) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 529
4.13
Proteção de Impedância (ANSI 21) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 530
4.14
Proteção de Perda de Sincronismo (out-of-step) (ANSI 78) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532
4.15
Proteção de Subtensão (ANSI 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534
4.16
Proteção de Sobretensão (ANSI 59) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 536
4.17
Proteção de Freqüência (ANSI 81) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 537
4.18
Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 538
4.19
Proteção de Taxa de Mudança de Freqüência df/dt (ANSI 81R). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 540
4.20
Deslocamento de Fase (Jump of Voltage Vector) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 541
4.21
Proteção de Falta à Terra do Estator 90% (ANSI 59N, 64G, 67G) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542
4.22
Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 543
4.23
Proteção de Falta à Terra do Estator 100%
com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 544
18
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Conteúdo
4.24
Proteção de Falta à Terra do Estator 100%
com Injeção de Tensão 20 Hz (ANSI 64G - 100%) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 545
4.25
Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 546
4.26
Proteção de Falta entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT)) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 547
4.27
Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 548
4.28
Proteção de Falta à Terra Sensitiva do Rotor
com Injeção de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz (ANSI 64R - 1 a 3 Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . 550
4.29
Supervisão de Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 551
4.30
Inibição de Nova Partida para Motores (ANSI 66, 49Rotor) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 552
4.31
Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 553
4.32
Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554
4.33
Tensão DC/Proteção de Corrente (ANSI 59NDC/51NDC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555
4.34
Detecção de Temperatura por Thermoboxes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 556
4.35
Supervisão de Limites . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 557
4.36
User-defined Functions (CFC). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 558
4.37
Funções Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 563
4.38
Faixas de Operação de Funções de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 569
4.39
Dimensões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 571
4.39.1
Caixa para Montagem Semi-Embutida ou Montagem em Cubículo (Tamanho 1/2) . . . . . 571
4.39.2
Caixa para Montagem Semi-Embutida ou Montagem em Cubículo (Tamanho 1/1) . . . . . 572
4.39.3
Caixa para Montagem Sobreposta (Tamanho 1/2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 573
4.39.4
Caixa para Montagem Sobreposta (Tamanho 1/1) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 573
4.39.5
Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0CA0 para Montagem
Semi-embutida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 574
4.39.6
Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0BA0 para Montagem Sobreposta. . 575
4.39.7
Dimensões da 3PP13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 576
4.39.8
Dimensões do Dispositivo da Série 7XT7100-0BA00 para Montagem Sobreposta . . . . . 577
4.39.9
Dimensões da Unidade das Séries 7XT7100-0EA00 para Montagem Semi-Embutida . . 578
4.39.10
Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0CA00 para
Montagem Semi-Embutida ou em Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 579
4.39.11
Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0BA00 para Montagem Sobreposta . . . . 580
4.39.12
Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0CA00 para Montagem Semi-Embutida
ou Montagem em Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 581
4.39.14
Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0BA00 para Montagem Sobreposta . . . . . . . . . 583
4.39.16
Dimensões do Filtro de Passagem de banda 20-Hz 7XT3400-0CA00
para Montaegm Semi-Embutida ou Montagem em Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 585
4.39.17
Dimensões do Filtro de Passagem de banda 20-Hz 7XT3400-0BA00
para Montagem Sobreposta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 586
7UM62 Manual
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19
Conteúdo
A
Apêndice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 587
A.1
Informações sobre Pedidos e Acessórios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 588
A.1.1
A.1.1.1
Informações de Pedidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 588
Código de Pedido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 588
A.1.2
Acessórios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 592
A.2
Designações de Terminais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594
A.2.1
Montagem Semi-Embutida ou Montagem em Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594
A.2.2
Montagem Sobreposta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 596
A.3
Exemplos de Conexões. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 598
A.3.1
7UM62 - Exemplos de Conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 598
A.3.2
Exemplos de Conexões para RTD Box . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 608
A.3.3
Diagrama Esquemático de Acessórios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 610
A.4
A.4.1
A.4.2
A.4.3
A.4.4
A.4.5
A.4.6
Ajustes Padrão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
LEDs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Entrada Binária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Saída Binária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Teclas de Funções. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Display Padrão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Gráficos CFC pré-definidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
A.5
Funções Dependentes de Protocolo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 619
A.6
Escopo Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 620
A.7
Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 625
A.8
A.9
Grupo de Alarmes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 669
A.10
Valores Medidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 670
613
613
614
615
616
617
618
Literatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 673
Glossário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 675
Índice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 685
20
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1
Introdução
Este capítulo apresenta o SIPROTEC 4 7UM62. Ele fornece uma visão geral dos
escopos de aplicações, recursos e o escopo funcional.
7UM62 Manual
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1.1
Visão Geral da Operação
22
1.2
Escopo de Aplicações
25
1.3
Características
28
21
1 Introdução
1.1
Visão Geral da Operação
O relé de proteção multi-função digital 7UM62 está equipado com um microprocessador de alto desempenho. Todas as tarefas tais como a aquisição de valores medidos
e emissão de comandos para disjuntores e outros equipamentos de manobra são
processadas digitalmente. A Figura 1-1 mostra a estrutura básica do dispositivo.
Entradas
Analógicas
As seções de entradas de medição (MI) consistem de transformadores de corrente e
tensão. Eles convertem os sinais dos transformadores primários para níveis
apropriados para o processamento interno do dispositivo.
Figura 1-1
22
Estrutura de Hardware do dispositivo multi-função numérico 7UM62
(Configuração Máxima)
7UM62 Manual
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1.1 Visão Geral da Operação
O dispositivo tem 8 entradas de corrente e 4 entradas de tensão. Três entradas são
usadas em cada lado do objeto protegido para medição das correntes de fase. Dois
entradas de corrente estão equipadas com transformadores de entrada sensitiva (IEE)
e podem medir correntes secundárias na faixa de mA. Três entradas de tensão adquirem as tensões fase-terra (conexão para tensões fase-fase e transformadores de
potencial em conexão V é possível também). A 4ª entrada de tensão é para a medição
da tensão residual para a proteção de falta à terra do rotor e do estator.
A entrada IA de grupo amplificador permite conexãode alta-impedância para valores
de entrada analógica e contém filtros otimizados para processamento de valor
medido de velocidade e banda larga.
O grupo conversor analógico digital AD contém conversores digitais ΣΔ de alta
resolução (22 bits) e componentes de memória para transferência de dados ao
microcomputador.
Sistema
Microcomputador
O software implementado é processado no sistema microcomputador (μC). As
funções principais são:
• Filtragem e condicionamento dos sinais medidos,
• Monitoramento contínuo de grandezas medidas,
• Monitoramento das condições de pickup para as funções de proteção individuais,
• Questionamento de valores limite e seqüências de tempo,
• Sinais de controle para as funções lógicas,
• Decisão para comandos de trip,
• Sinalização de ações de proteção via LEDs, LCD, relés ou interfaces seriais,
• Gravação de mensagens, dados de faltas e valores de faltas para análise de faltas,
• Gerenciamento do sistema operacional e funções associadas tais como gravação
de dados, relógio em tempo real, comunicação, interfaces, etc.
Adaptação da
Freqüência de
Amostragem
A freqüência das grandezas medidas é continuamente medida e usada para o ajuste
da freqüência de amostragem real. Isso assegura que as funções de medição e de
proteção produzam resultados corretos em uma ampla faixa de freqüência. Isso
assegura precisão de medição na faixa de freqüência de 11 Hz a 69 Hz.
O ajuste da freqüência de amostragem pode, entretanto, operar somente quando pelo
menos uma grandeza a.c. medida está presente em uma das entradas analógicas,
com uma amplitude de pelo menos 5 % do valor nominal („condição operacional1“).
Se nenhum valor medido adequado estiver present, ou se a freqüência estiver abaixo
de 11 Hz ou acima de 70 Hz, o dispositivo opera na „condição operacional 0“.
Entradas e Saídas
Binárias
7UM62 Manual
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Entradas e saídas binárias de e para o sistema computador são encaminhadas via
módulos I/O (entradas e saídas). O sistema computador obtém a informação do
sistema (por exemplo, reset remoto) ou equipamento externo (por exemplo, comandos de bloqueio). Saídas são principalmente comandos que são emitidos para os
dipositivos de manobra e mensagens para sinalização remota de eventos e estados.
23
1 Introdução
Elementos Frontais
Diodos emissores de luz (LEDs) e um display (LCD) no painel frontal fornecem informações sobre o status funcional do dispositivo e reporta eventos, estados e valores
medidos. As teclas de controle integradas e teclas numéricas em conjunto com o LCD
habilitam interação local com o dispositivo. Elas permitem ao usuário salvar quaisquer
espécies de informações do dispositivo tais como configurações e ajustes de parâmetros, indicações operacionais e mensagens de faltas (veja tembém Descrição do
Sistema SIPROTEC 4 /1/) e para mudança de ajuste de parâmetros.
Interfaces Seriais
Um computador pessoal com o software DIGSI pode ser conectado à interface serial
do operador (PC port) no painel frontal para operar convenientemente todas funções
do dispositivo.
A interface serial de serviço pode da mesma forma, ser conectada a um PC com
DIGSI que se comunica com o dispositivo. Essa porta é especialmente muito
adequada para conectar permanentemente os dispositivos ao PC ou para operação
remota via modem. A interface de serviço também pode ser usada para conexão a
uma RTD box.
Todos os dados podem ser transferidos para um controle central ou sistema de
monitoramento via interface serial de sistema . Vários protocolos e meios físicos
estão disponíveis para essa interface para adequação à aplicação particular.
Uma outra interface é fornecida para sincronização de tempo do relógio interno
através de fontes de sincronização externas.
Outros protocolos de comunicação podem ser implementados via módulos interfaces
adicionais.
Saídas Analógicas/
Entrada de
Temperatura
Dependendo da variante encomendada e da configuração, as portas B e D podem
estar equipadas com módulos de saída analógica para a saída de valores medidos
selecionados (0 a 20 mA). Se ao invés disso, essas portas estiverem equipadas com
módulos de entrada (RS485 ou ótico), temperaturas podem ser alimentadas por um
sensor de temperatura externo.
Fonte de
Alimentação
As unidades funcionais descritas são alimentadas por uma fonte de alimentação PS
com a potência necessária nos diferentes níveis de tensão. Quedas de tensão podem
ocorrer se o sistema de alimentação de tensão (bateria da subestação) for curto-circuitado. Usualmente elas são colocadas em ponte (bridged) por um capacitor (veja
também Dados Técnicos).
24
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1.2 Escopo de Aplicação
1.2
Escopo de Aplicação
O SIPROTEC 4 7UM62 é uma unidade de proteção de numérica de máquina da série
„Proteção Numérica 7UM6 “. Ele fornece todas as funções necessárias para a
proteção de geradores, motores e transformadores. Como o escopo das funções do
7UM62 pode ser personalizada, ela é adequada para geradores pequenos, médios e
grandes.
O dispositivo preenche as necessidades de proteção para duas conexões básicas
típicas:
• Conexão de barramento
• Conexão de unidade
Figura 1-2
Conexões típicas
A função de proteção diferencial integrada pode ser usada para proteção diferencial
de gerador transversa ou longitudinal, para proteção do transformador da unidade ou
para proteção diferencial geral.
O software escalável permite uma ampla faixa de aplicações. Pacotes de funções correspondentes podem ser selecionados para cada aplicação particular. Por exemplo,
somente com o dispositivo 7UM62, é possível conseguir proteção confiável e compreensível de geradores de pequena a média capacidade (aproximadamente 5 MW).
Adicionalmente, o dispositivo forma a base para a proteção de geradores de
tamanhos médio a grande. Combinado com o 7UM61 (também da série 7UM6), todos
os requerimentos de proteção encontrados na prática podem ser encontrados desde
a mais pequena à maior máquina. Isso permite implementar um conceito consistente
para proteção de backup.
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25
1 Introdução
O dispositivo 7UM62 é utilizado para outras aplicações como:
• Poteção de transformador, já que o 7UM62 tem em adição à proteção diferencial e
de sobrecorrente uma grande variedade de funções de proteção que permitem, por
exemplo, monitoramento da carga de tensão e freqüência.
• Proteção de motores síncronos e assíncronos.
Mensagens e
Valores Medidos;
Gravação de
Evento e Dados de
Falta
As indicações operacionais fornecem informações sobre condições no sistema de
potência e no próprio dispositivo. Grandezas medidas e valores computados
resultantes podem ser mostrados localmente e comunicados via interfaces seriais.
Mensagens do dispositivo podem ser designadas para um número de LEDs no painel
frontal (alocáveis), podem ser externamente processadas via contatos de saída
(alocáveis), ligados a funções lógicas definidas pelo usuário e/ou emitidas via
interfaces seriais (veja Comunicação, abaixo).
Durante uma falta do gerador ou da rede (falta no sistema de potência), eventos
importantes e mudanças de estados são armazenados em um buffer de anunciação
de falta, os valores medidos instantâneos ou rms durante a falta estão também
armazenados no dispositivo e são subseqüentemente disponibilizados para análises
da falta.
Comunicação
Interfaces seriais estão disponíveis para a comunicação com os sistemas de
operação, controle e memória.
Interface de
Operação no Painel
Frontal
Um soquete de 9 pinos DSUB no painel frontal é usado para a comunicação local com
um computador pessoal. Por meio do software de operação DIGSI do SIPROTEC 4,
todas as tarefas de operação e avaliação podem ser executadas via essa interface
de operação, tais como especificação e modificação de configuração de parâmetros
e ajustes, configuração de funções de lógica definida pelo usuário, recuperando
mensagens de falta e operacionais e valores medidos, leitura e mostra de gravações
de faltas, questionamento de status do dispositivo e valores medidos.
Interfaces do Painel
Traseiro
Dependendo da versão encomendada, interfaces adicionais estão localizadas no
painel traseiro do dispositivo permitindo componentes digitais adicionais serem
conectados com as funções de controle, operação e memória:
A interface de serviço pode ser operada através de linhas de dados. Também, um
modem pode ser conectado a essa interface. Por essa razão, operação remota é
possível via computador pessoal e software de operação DIGSI, por exemplo, para
operar vários dispositivos através de um PC centralizado.
A interface de sistema é usada para comunicação centralizada entre o dispositivo e
um centro de controle. Ela pode ser operada via cabo de dados ou fibras óticas.
Vários protocolos padrão estão disponíveis para transmissão de dados:
• IEC 61850
Um módulo EN 100 permite integrar os dispositivos em redes de comunicação
Ethernet de 100 Mbit usadas pelo controle do processo e sistemas de automação
e funcionando com os protocolos IEC 61850. Em paralelo à integração do processo
de controle do dispositivo, essa interface pode também ser usada para comunicação com DIGSI e para comunicação inter-relés via GOOSE.
• IEC 60870-5-103
Esse perfil também integra os dispositivos nos sistemas de automação de
subestação SINAUT LSA e SICAM.
26
7UM62 Manual
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1.2 Escopo de Aplicação
• Profibus DP
Este protocolo de tecnologia de automação permite transmissão de indicações e
valores medidos.
• Modbus ASCII/RTU
valores medidos.
• DNP 3.0
valores medidos.
• Também é possível fornecer uma saída analógica (2 x 20 mA) para saída de
valores medidos.
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27
1 Introdução
1.3
Características
Recursos Gerais
• Sistema de microprocessador poderoso de 32-bit.
• Processamento digital completo de valores medidos e controle, desde amostragem
e digitalização de grandezas medidas até trip de disjuntores ou outros dispositivos
de manobra.
• Total separação elétrica entre os estágios de processamento internos do dispositivo e o transformador externo, controle e circuitos de alimentação DC do sistema
devido ao design das entradas binárias, saídas e conversores DC.
• Operação simples do dispositivo usando o painel de operação integrado ou por
meio de um computador pessoal conectado com DIGSI.
• Computação contínua e display de grandezas medidas.
• Armazenagem de mensagens de faltas e valores instantâneos ou rms para
gravação de falta.
• Monitoramento contínuo dos valores medidos assim como do hardware e software
do dispositivo.
• Comunicação com controle central e equipamento de armazenamento de memória
via interfaces seriais, opcionalmente via cabo de dados, modem ou linhas de fibra
ótica.
• Relógio com buffer à bateria que pode ser sincronizado com IRIG-B (via satélite)
ou sinal DCF77, sinal de entrada binária ou comando de interface de sistema.
• Estatísticas: Gravação do número de sinais de trip disparados pelo dispositivo e
registro de correntes desligadas por último pelo dispositivo, assim como, correntes
de curto-circuito acumuladas de cada polo do disjuntor.
• Contador de Horas Operacionais: Monitoramento das horas operacionais do
equipamento sob carga que está sendo protegido.
• Ajudas de comissionamento tais como verificação de conexão, verificação de
rotação de campo, display de status de todas as entradas e saídas binárias e teste
de gravação de medição.
Proteção de Sobrecorrente de Tempo
Definido (I>) com
Subtensão SealIn(Selado)
• 2 estágios instantâneos tempo definido), I> e I>>, para as três correntes de fase
(IL1, IL2, IL3) no lado 1 ou lado 2.
• Subtensão seal-in(selado) I> para máquinas síncronas cuja tensão de excitação é
obtida dos terminais da máquina;
• Determinação direcional adicional com o estágio I>> opcionalmente disponível;
• Capacidade de bloqueio, por exemplo, para proteção de barramento com
intertravamento reverso em qualquer estágio.
Inverso (Controlada por Tensão)
• Possível seleção de várias características (IEC, ANSI).
• Opcionalmente alteração de controle de tensão ou dependente de tensão de
comportamento da corrente de pickup durante subtensão;
• Influência de tensão pode ser bloqueada pelo monitoramento de falha do fusível ou
via disjuntor de proteção do transformador de potencial.
28
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1.3 Características
Proteção de Sobrecarga Térmica
• Imagem de temperatura de perdas por aquecimento de correntes (proteção de
sobrecarga com total capacidade de memória, modelo térmico de corpo simples).
• Níveis de atenção ajustáveis adicionais baseados no aumento de temperatura e
magnitude de corrente.
• Consideração do refrigerante e possíveis temperaturas ambiente.
Proteção de Seqüência Negativa
• Avaliação precisa do componente de seqüência negativa das três correntes de
fase.
• Estágio de alarme quando um ajuste de carga desbalanceada é excedido.
• Característica térmica com fator ajustável de seqüência negativa e tempo de
refrigeração ajustável.
• Estágio de trip de alta-velocidade para grandes cargas desbalanceadas (pode ser
usado para proteção de curto-circuito).
Proteção de Sobrecorrente de Partida
• Estágio I> para faixas de velocidade mais baixas (por exemplo, partida de
geradores com conversor de partida).
Proteção
Diferencial
• Uso para gerador, motor ou poteção diferencial de transformador
• Característica de trip com corrente de restrição;
• Alta sensitividade.
• Insensitividade para componentes DC e saturação de transformador de corrente;
• Alto grau de estabilidade mesmo com diferentes graus de saturação do TC.
• Recurso de restrição contra altas correntes de inrush com 2º harmônico;
• Recurso de restrição contra correntes de falta transientes e de estado estacionário
com 3º e 5º harmônicos;
• Trip de alta-velocidade no caso de altas correntes de faltas;
• Casamento integrado do grupo vetor do transformador.
• Casamento integrado da relação de transformação com consideração de correntes
nominais do TC diferentes.
Proteção Diferencial de Corrente à
Terra
• Característica de trip com corrente de restrição;
• Seleção variável de grandezas medidas para toas as condições normais do
sistema.
• Alta sensitividade.
• Medidas de estabilização adicionais contra sobrefuncionamento com faltas
externas.
Proteção de
Subexcitação
• Medição de condutância dos componentes de seqüência positiva.
• Característica de multi-estágio para estado estacionário(steady-state) e limites de
estabilidade dinâmica.
• Consideração da tensão de excitação.
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29
1 Introdução
Proteção de
Potência Reversa
• Cálculo da potência pelos componentes de seqüência positiva.
• Medição de potência ativa precisa e altamente sensitiva (detecção de pequenas
potências de motorização mesmo com baixo fator de potência cos ϕ, compensação
de erro angular).
• Insensitiva para flutuações de potência.
• Estágio de tempo longo e estágio de tempo curto (ativa com válvula de fechamento
de trip, de emergência).
Supervisão de
Potência Direta
• Cálculo da potência pelos componentes de seqüência positiva.
• Supervisão de sobretensão (P>) e/ou subtensão (P<) da saída de potência ativa
com limites de potência ajustáveis individualmente.
• Opcionalmente medição de alta-velocidade ou alta-precisão.
Proteção de
Impedância
• Pickup de sobrecorrente com selo de subtensão (seal-in) (para máquinas
síncronas que tomam sua tensão de excitação dos terminais).
• 2 zonas de impedância, 1 zona de sobrealcance (manobrada por entrada binária),
4 estágios de tempo.
• Características de trip poligonais;
• Bloqueio de oscilação de potência (a ser ativado)
Proteção de Perda
de Sincronismo
(Out-of-Step)
• Baseada no já comprovado método de medição de impedância.
• Medição habilitada pelo componente de corrente de seqüência positiva e bloqueio
de medição pelo componente de seqüência negativa.
• Avaliação do curso do vetor de impedância complexo;
• Casamento ótimo para as condições do sistema de potência pelo slope
selecionável da característica de onda quadrada.
• Distinção confiável entre o centro de oscilação de potência presente na rede do
sistema de potência e a área da unidade geradora.
Proteção de
Subtensão
• Medição de dois estágios de subtensão dos componentes de seqüência positiva
das tensões.
• Estágio adicional com característica de tempo dependente da tensão, ajustável.
Proteção de
Sobretensão
• Medição de dois estágios de sobretensão da mais alta das três tensões.
Proteção de
Freqüência
• Monitoramento de subdisparo (f<) e/ou sobredisparo (f>) com 4 limites de
freqüência e temporizações que são ajustáveis independentemente.
•
Opcionalmente com tensões fase-fase ou tensões fase-terra.
• Insensitiva a harmônicos e mudanças abruptas de ângulo de fase.
• Limite de subtensão ajustável.
30
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Proteção de
Sobrexcitação
• Cálculo da relação U
• Estágio de aviso e de trip ajustável.
• Característica padrão ou característica de trip arbitrária para cálculo de fadiga
térmica, selecionável.
Proteção de
Mudança de
Freqüência
• Monitora os sobredisparos de freqüência (df/dt>) e/ou subdisparos (df/dt<) um
ajuste de valor limite, com 4 valores limites ajustaveis individualmente ou
temporizações.
• Janelas de medição variáveis
• Acoplamento a proteção de pickup de freqüência.
• Limite de subtensão ajustável.
Deslocamento de
Fase(Vector Jump)
• Detecção de deslocamento de fase sensitiva a ser usado para desconexão da
rede.
Proteção de Falta à
Terra de 90% do
Estator
• Para geradores em conexão de unidade e diretamente conectados a barramentos.
• Medição da tensão residual via neutro ou transformador de aterramento ou pelo
cálculo das tensões fase-terra.
• Detecção de corrente sensitiva à terra, opcionalmente com ou sem determinação
direcional com componentes de seqüência zero (I0, U0).
• Característica direcional ajustável.
• Determinação da terra-fase com falta.
Terra Sensitiva
• Medição de estágios de corrente de falta à terra : IEE>> e IEE>.
• Alta sensitividade (ajustável no lado secundário de 2 mA).
• Pode ser usada para detecção de falta à terra do rotor ou do estator.
• Monitoramento do circuito de medição para mínimo fluxo de corrente quando
usada para proteção de falta à terra do rotor.
Terra de 100% do
Estator com 3ª Harmônico
• Detecção do 3º harmônico da tensão no ponto estrela ou ligação delta aberto de
um transformador de aterramento.
Terra de 100% do
Esttor com Tensão
a 20 Hz Bias
• Avaliação de medição de 20 Hz (7XT33 e 7XT34).
• Combinada com a proteção de falta à terra do estator 90% existe uma proteção de
todo o enrolamento do estator (faixa de proteção de 100%).
• Estágio de aviso e trip R< e R<<.
• Estágio de trip com corrente à terra.
• Alta sensitividade também com grandes capacitâncias à terra do estator.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
31
1 Introdução
Proteção B de
Corrente à Terra
• Para várias aplicações tais como supervisão de corrente do estator, qualquer tipo
de supervisão de corrente e proteção de corrente de eixo para detecção de faltas
no eixo.
• Seleção de diferentes métodos de medição possíveis (componente fundamental,
3º harmônicos e 1ª e 3º harmônicos)
• Alta sensitividade (acima de 0.5 mA) pela seleção de filtro FIR
Proteção de Falta
Entre Espiras
(Interturn)
• Detecção de faltas entre espiras (interturn) em geradores pela medição da tensão
residual oposta ao ponto estrela do gerador.
• Alta sensitividade (acima de 0.3 V)
• Supresão de perturbações pela seleção de filtro FIR
Terra do Rotor
(R, fn)
• 100 % de proteção para o ircuito de excitação completo.
• Acoplamento capacitivo simétrico de uma freqüência de sistema de tensão AC no
circuito de excitação.
• com consideração de impedâncias de terra operacionais e resistências de escovas
• Cálculo da resistência de falta da impedância total
• Estágio de alarme e estágio de trip ajustável diretamente em Ohms (resistência
rotor-terra)
• Supervisão de circuito de medição com saída de alarme.
Terra do Rotor Sensitiva com 1 a 3 Hz
de Injeção de Onda
Quadrada
• Avaliação da onda quadrada de 1 a 3 Hz injetada de onda-quadrada no rotor
(7XT71).
• Estágio de aviso e trip R< e R<<.
• Alta sensitividade (max. 80 KΩ).
• Função de teste integrada.
Supervisão de
Tempo de Partida
do Motor
• Trip de tempo inverso baseado na avaliação da corrente de partida do motor
Inibição de Nova
Partida para
Motores
• Computação aproximada de sobretemperatura do rotor.
• Temporização definida com rotor bloqueado.
• Partida está permitida somente se o rotor tiver suficiente reserva térmica para uma
partida completa
• Cálculo do tempo de espera até a nova partida ser habilitada.
• Prolongamento diferente das constantes de tempo de refrigeração para período de
espera/operação é levado em consideração.
• Desabilitação da inibição de partida é possível se uma partida de emergência se
tornar necessária.
Proteção de Falha
do Disjuntor
• Pela verificação da corrente ou avaliação dos contatos auxiliares do disjuntor.
• Iniciação de cada função de proteção integrada alocada ao disjuntor.
• Possivel iniciação através de uma entrada binária por um dispositivo externo de
proteção.
32
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Proteção de
Energização
Inadvertida
• Limitação de danos na manobra inadvertida em um gerador estacionário pela
rápida abertura da chave do gerador.
• Aquisição de valor instantâneo das correntes de fase.
• Estado operacional e supervisão de tensão assim como monitoramento de falha de
fusível são os critérios de habilitação.
Proteção de Tensão
DC/ Corrente DC
• Aquisição de tensão DC via amplificador isolador integrado.
• Adequada para medição de pequenas correntes DC.
• Pode ser manobrada para aumento ou diminuição.
• Também adequada para medição de tensão AC (valores rms).
Saídas Analógicas
• Saída de até 4 valores operacionais medidos analógicos (dependendo da variante
encomendada).
Supervisão de
Limites
• 10 indicações livres para supervisão de limite.
Detecção de Temperaturas Usando
RTD Boxes
• Aquisição de quaisquer temperaturas ambiente ou temperaturas refrigerantes
usando RTD boxes e sensores externos de temperatura.
Rotação de Fase
• Selecionável L1, L2, L3 or L1, L3, L2 via ajuste (estático) ou entrada binária
(dinâmico).
Funções Definidas
pelo Usuário
• Sinais internos e externos podem ser logicamente combinados para estabelecer
funções de lógica definida pelo usuário.
• Implementação de tarefas de supervisão rápidas com CFC.
• Todas as funções lógicas comuns (AND, OR, NOT, Exclusive OR, etc.)
(E,OU,NÃO, Exvclusiva,etc.).
• Interrogações de temporizações e valores limite.
• Processamento de valores medidos, incluindo supressão de zero, adicionando
uma característica joelho para uma entrada de transdutor e monitoramento
live-zero(sinal de corrente baixa 4-20 mA).
Controle do
Disjuntor
• Disjuntores podem ser abertos e fechados manualmente via teclas de funções
programáveis, via interface de sistema (por exemplo por SICAM ou LSA), ou via
interface de operação (usando um PC com DIGSI).
• Informação de feedback dos estados dos disjuntores via contatos auxiliares dos
disjuntores
• Monitoramento de plausibilidade da posição do disjuntor e monitoramento de
condições de intertravamento para operações de manobras.
Transdutor de
Medição
• Se os três transdutores de medição presentes na unidade não são necessários
pelas funções de proteção, eles podem ser usados para conectar qualquer tipo de
sinais analógicos (± 10 V, ± 20 mA).
• Processamento de limite e linking lógico de possíveis sinais de medição.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
33
1 Introdução
Monitoramento de
Valores Medidos
• Confiabilidade aumentada graças ao monitoramento de circuitos de medição
internos, fonte de alimentação auxiliar, hardware e software.
• Transformador de corrente e circuitos secundários do transformador de potencial
são monitorados usando verificação de simetrias.
• Possivel monitoramento do circuito de trip via circuitos externos.
• Verificação de seqüência de fase.
■
34
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2
Funções
Este capítulo descreve as funções individuais disponíveis no dispositivo SIPROTEC 4
7UM62. Ele mostra as possibilidades de ajustes para cada função na configuração
máxima. São fornecidas instruções para o estabelecimento de valores e de fórmulas,
quando necessário.
Adicionalmente, podem ser definidas quais funções serão usadas, com base nas
seguintes informações.
2.1
Introdução, Sistema de Potência Referência
37
2.2
Dispositivo
39
2.3
Módulo Ethernet EN100
42
2.4
Escopo Funcional
43
2.5
Dados do Sistema de Potência 1
54
2.6
Grupo de Ajuste
63
2.7
64
2.8
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51)
com Subtensão Seal-In(Selado)
66
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>>, ANSI 50, 51, 67)
com Detecção de Direção
70
2.10
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V)
77
2.11
Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49)
83
2.12
Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46)
93
2.13
Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51)
100
2.14
Proteção Diferencial e seus Objetos Protegidos
105
2.15
Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN)
134
2.16
Proteção de Subexcitação ( Perda de Campo) (ANSI 40)
143
2.17
Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R)
153
2.18
Supervisão de Potência Ativa Direta (ANSI 32F)
157
2.19
Proteção de Impedância (ANSI 21)
161
2.20
Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78)
176
2.21
Proteção de Subtensão (ANSI 27)
188
2.22
Proteção de Sobretensão (ANSI 59)
191
2.9
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
35
2 Funções
2.23
Proteção de Freqüência (ANSI 81)
194
2.24
Proteção de Sobreexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24)
199
2.25
Proteção de Subtensão de Tempo Inverso (ANSI 27)
205
2.26
Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R)
208
2.27
Deslocamento de Fase (Jump of Voltage Vector)
214
2.28
Proteção de Falta à Terra no Estator - 90% (ANSI 59N, 64G, 67G)
220
2.29
Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R)
229
2.30
Proteção de Falta à Terra no Estator - 100% com 3º Harmônicos
(ANSI 27/59TN 3rd Harm.)
234
Proteção de Falta à Terra no Estator - 100%
com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%)
241
2.32
Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN)
251
2.33
Proteção (Interturn) de Falta Entre Espiras (ANSI 59N (IT))
256
2.34
Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R)
260
2.35
Proteção de Falta à Terra Sensitiva do Rotor, com 1 a 3 Hz de
Injeção de Tensão em Onda Quadrada (ANSI 64R - 1 a 3 Hz)
266
2.36
Supervisão de Tempo de Partida do Motor (ANSI 48)
273
2.37
Inibição de Nova Partida para Motores (ANSI 66, 49Rotor)
278
2.38
Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF)
288
2.39
Energização Inadvertida (ANSI 50, 27)
293
2.40
Proteção Tensão/Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC)
297
2.41
Saídas Analógicas
302
2.42
Funções de Monitoramento
308
2.43
Supervisão do Circuito de Trip
324
2.44
Supervisão de Limite
333
2.45
Funções de Trip Externas
345
2.46
Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes
348
2.47
Rotação de Fase
357
2.48
Controle de Função de Proteção
358
2.49
Funções Auxiliares
361
2.50
Processamento de Comando
382
2.31
36
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.1 Introdução, Sistema de Potência de Referência
2.1
Introdução, Sistema de Potência de Referência
Os capítulos seguintes explicam as funções de proteção individuais e adicionais e
fornecem informações sobre os valores de ajustes.
2.1.1
Descrição Funcional
Gerador
Os exemplos de cálculo estão baseados em dois sistemas de potência de referência
com dois tipos de conexão básicos, isto é, conexão de barramento e a conexão de
unidade. Todos os ajustes padrão do relé são adaptados em conformidade. A alocação de grandezas medidas para o lado 1 e para o lado 2 respectivamente é mostrada
na figura seguinte.
Figura 2-1
7UM62 Manual
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Sistemas de Referência
37
2 Funções
Dados Técnicos do
Sistema de
Potência de
Referência
Gerador
SN, Ger = 5,27 MVA
UN, Ger = 6,3 kV
IN, Ger = 483 A
cos ϕ = 0.8
Transformador de corrente: IN,prim = 500 A;
IN, sec = 1 A
Toroidal t.c.:
IN,prim = 60 A;
IN, sec = 1 A
Transformador de
potencial:
UN, prim = (6,3/√3) kV
UN, sec = (100/√3) V
Uen/3 = (100/3) V
Transformador
Transformador:
SN, T = 5,3 MVA
Uprim = 20 kV
U = 6,3 kV
uSC = 7 %
Transformador ponto zero:
Divisor resistor:
Motor
Motor
ü=
5:1
UN Mot = 6600 V
IN Mot = 126 A
ISTART = 624 A
(Corrente de partida)
Imax = 135 A
(Corrente do estator
contínua permitida)
TSTART = 8.5 s
(Tempo de partida em
ISTART)
Transformador de corrente: IN,prim = 200 A;
IN, sec = 1 A
Outros dados técnicos são fornecidos dentro da planilha de especificações de ajustes
funcionais das funções de proteção individuais.
Os valores de ajustes calculados são valores de ajustes secundários relacionados ao
dispositivo e podem ser modificados imediatamente por meio de operação local.
O uso do programa operacional DIGSI é recomendado para uma completa reparametrização. Dessa forma, o usuário pode especificar valores primários em adição aos
ajustes secundários. Dentro da mesma planilha do 7UM62 a especificação de valores
primários é executada como um ajuste relacionado a grandezas nominais do objeto
a ser protegido (IN, G; UN, G; SN, G). Esse procedimento tem a vantagem de que funções
de proteção com ajustes específicos, independentes do sistema podem ser pré-especificados. Os dados do sistema de potência individual podem ser atualizados em
Dados do Sistema de Potência 1 ou Dados do Sistema de Potência 2
e a conversão para valores secundários é executada atraves de um clique no mouse.
Todas as fórmulas necessárias para conversão das funções individuais são
armazenadas no programa operacional.
38
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.2 Dispositivo
2.2
Dispositivo
O dispositivo pode emitir uma série de anunciações sobre si próprio e sobre a subestação. Essas anunciações estão listadas na lista de informação seguinte. A maioria
das anunciações são auto-explicativas. Os casos especiais estão descritos abaixo:
Reset: O dispositivo é resetado a cada Ligação (Power ON).
Initial Start (Partida Inicial): Ocorre partida inicial após inicialização do dispositivo
pelo DIGSI.
Restart (Nova partida): Ocorre nova partida após carregar um ajuste de parâmetro ou
após reset.
O armazenamento de mensagens endereçadas para os LEDs locais e a manutenção
de mensagens espontâneas pode ser feita dependente do dispotivo ter emitido um
sinal de trip. Essas mensagens não são emitidas se, em uma falta, uma ou mais
funções de proteção tenha entrado em pickup, mas um sinal de trip não tenha ainda
sido emitido pelo 7UM62, devido a falta ter sido eliminada por outro dispositivo (por
exemplo, fora de sua zona de proteção). Essas mensagens estão então limitadas
para faltas na própria zona protegida.
2.2.1
Notas de Ajustes
Anunciações de
Faltas
Para a última falta, pode ser selecionado se o LED armazenado acende e as indicações espontâneas no display aparecem mediante pickup renovado, ou somente após
que um sinal de trip renovado seja emitido. De forma a selecionar o modo desejado
de displa, selecione o submenu Device no menu SETTINGS. No endereço 610
FltDisp.LED/LCD as duas alternativas Target on PU e Target on TRIP (“Sem
trip - sem indicação“) são oferecidas.
Para dispositivos com display gráfico use o parâmetro 611 Spont. FltDisp. para
especificar se uma indicação espontânea aparecerá automaticamente no display
(SIM) (YES) ou (NÃO) (NO). Para dispositivos com display de texto, tais indicações
aparecerão após uma falta do sistema de qualquer maneira.
Pickup de uma nova função de proteção geralmente apaga qualquer display de luz
ajustado préviamente, assim, somente a última falta é mostrada a qualquer tempo. No
endereço 615 T MIN LED HOLD você pode escolher uma temporização (por exemplo, 5 min.) durante a qual os LEDs não serão resetados. Após essa temporização ter
expirado, os LEDs podem ser resetados. Todos os ítens de informações pendentes
são combinados OR (OU).
Display Padrão de
um Display de 4
linhas
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Após partida do dispositivo com recurso de display de 4 linhas, valores medidos são
mostrados por default (padrão). As teclas de setas na frente do dispositivo permitem
diferentes displays de valores medidos para seleção pelo assim chamado display padrão(default). A página inicial do display padrão(default), que é exibida após a partida
do dispositivo, pode ser selecionada via parâmetro 640 Start image DD. Os tipos
de representação disponíveis para o valor medido estão listados no Apêndice.
39
2 Funções
2.2.2
End.
Ajustes
Parâmetro
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
615
T MIN LED HOLD
0 .. 60 min
5 min
Mínimo tempo de selo do LED
640
Start image DD
image 1
image 2
image 3
image 4
image 1
Imagem inicial do Display Padrão
(Default)
40
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.2 Dispositivo
2.2.3
Lista de Informações
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
-
Reset LED
IntSP
LED Reset
-
Test mode
IntSP
Modo Teste
-
DataStop
IntSP
Parada de transmissão de dados
-
UnlockDT
IntSP
Desbloqueio de transmissão de dados via BI
-
>Light on
SP
>Luz de fundo acesa
-
SynchClock
IntSP_Ev
Sincronização do relógio
-
HWTestMod
IntSP
Modo de Teste do Hardware
-
Distur.CFC
OUT
Perturbação 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 Teste
16
>DataStop
SP
>Parada de transmissão de dados
51
Device OK
OUT
Dispositivo 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 Inicial do Dispositivo
67
Resume
OUT
Retomar
69
DayLightSavTime
OUT
Horário de Verão
70
Settings Calc.
OUT
Cálculo de ajuste em progresso
71
Settings Check
OUT
Verificação de Ajustes
72
Level-2 change
OUT
Mudança Nível 2
73
Local change
OUT
Mudança de ajuste local
125
Chatter ON
OUT
Vibrador (Chatter) LIGADO
301
Pow.Sys.Flt.
OUT
Falta do Sistema de Potência
302
Fault Event
OUT
Evento de Falta
320
Warn Mem. Data
OUT
Alarme: Limite de Dados de Memória excedido
321
Warn Mem. Para.
OUT
Alarme: Limite de Parâmetros de Memória excedido
322
Warn Mem. Oper.
OUT
Alarme: Limite de Memória de Operação Excedido
323
Warn Mem. New
OUT
Alarme: Limite de Nova Memória excedido
545
PU Time
VI
Tempo de Pickup a Dropout
546
TRIP Time
VI
Tempo de Pickup a TRIP
7UM62 Manual
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41
2 Funções
2.3
Módulo Ethernet EN100
2.3.1
Um módulo Ethernet EN100 permite integrar o 7UM62 em redes de comunicação
de 100 Mbit, Ethernet, usadas pelo controle de processo e sistemas de automação e
com protocolos IEC 61850. Esse padrão fornece comunicação inter-relé consistente
sem gateways ou conversores de protocolo. Isso permite o uso aberto e interoperativo dos dispositivos SIPROTEC 4 mesmo em ambientes heterogêneos. Em paralelo à
integração do controle de processo do dispositivo, essa interface pode também ser
usada para comunicação com DIGSI e para comunicação inter-relé via GOOSE.
2.3.2
Notas de Ajustes
Nenhum ajuste é necessário para a operação do módulo de sistema de interface
Ethernet (IEC 61850, Ethernet EN100 Modul). Se o dispositivo está equipado
com tal módulo (veja MLFB), o módulo é automaticamente configurado à interface
disponível para tanto, nomeada Port B.
Seleção de
Interface
2.3.3
No.
Informações
Tipo de
Info.
Comentários
009.0100 Failure Modul
IntSP
Falha no módulo EN100
009.0101 Fail Ch1
IntSP
Falha no Canal de Link 1-EN100 (Ch1)
009.0102 Fail Ch2
IntSP
Falha no Canal de Link 2- EN100 (Ch2)
42
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.4 Escopo Funcional
2.4
Escopo Funcional
O dispositivo 7UM62 incorpora numerosas funções de proteção e funções suplementares. O hardware e firmware fornecido é projetado para esse escopo de funções.
Apesar disso, algumas restrições se aplicam ao uso de entradas de corrente de falta
à terra e tensão de falta à terra, IEE e UE, respectivamente. A mesma entrada não
pode simultâneamente ser alimentada com diferentes valores medidos, por exemplo,
para proteção de falta à terra do rotor e proteção de falta à terra do estator. O Capítulo
2.4.2 fornece uma visão geral das entradas particulares acessadas pelas várias
funções de proteção.
Em adição as funções de comando podem ser casadas com as condições do sistema.
Também funções individuais podem ser habilitadas ou desabilitadas durante a
configuração. Funções não necessárias podem então ser desativadas.
As funções de proteção disponíveis e as suplementares podem ser configuradas
como (Habilitadas) Enabled ou (Desabilitadas) Disabled. Para algumas funções
uma escolha entre várias alternativas é possível como descrito abaixo.
Funções configuradas como Disabled não são processadas pelo 7UM62: Não
existem indicações e ajustes correspondentes (funções, valores limite) não são
mostrados durante o ajuste.
2.4.1
Decrição Funcional
Configuração do
Escopo Funcional
Ajustes de configurações podem ser parametrizados usando um PC e o software
DIGSI e transferidos via porta serial frontal ou através da interface traseira de serviço.
O procedimento está descrito em detalhes na Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/.
A entrada da senha No. 7 (para modificação de ajuste) é necessária para mudança
de ajustes de configurações. Sem a senha, os ajustes podem ser lidos, mas não
podem ser modificados e transmitidos ao dispositivo.
O escopo funcional com as alternativas disponíveis é ajustado na caixa de diálogo
Configuração do Dispositivo (Device Configuration) para atingir as necessidades do
equipamento.
Nota
Funções disponíveis e ajustes padrão dependem da variante do dispositivo encomendada (veja Apêndice A.1 para detalhes).Também, nem todas as combinações das
funções de proteção são possíveis devido a certas restrições impostas pelo hardware
(veja Seção 2.4.2).
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
43
2 Funções
2.4.2
Notas de Ajustes
Peculiaridades
A maioria dos ajustes é auto-explicativa. Os casos especiais são descritos abaixo.
Se a função de mudança de grupo de ajuste for usada, o endereço 103 Grp Chge
OPTION deve ser ajustado para o existente. Neste caso, é possível aplicar dois
grupos de ajustes para parâmetros de funções (consulte também a Seção 2.6)
permitindo mudança rápida e conveniente entre esses grupos de ajustes. O ajuste
(Desabilitado) Disabled implica que somente um grupo de ajustes de parâmetros
de funções pode ser aplicado e usado.
O parâmetro 104 FAULT VALUE é usado para especificar se o registro gráfico de falta
(oscilografia) deverá gravar Instant. values (Valores instantâneos) ou RMS
values(Valores RMS). Se RMS values são armazenados, o tempo de gravação
disponível aumenta por um fator de 16.
Para algumas funções de proteção você pode também escolher as entradas de
medição do dispositivo para as quais elas serão alocadas (lado 1 ou lado 2); para
outras funções a alocação é fixa (veja a tabela 2-1).
Por exemplo, o endereço 112 O/C PROT. I> permite tal escolha para o estágio I>
da proteção de sobrecorrente = Lado 1, Lado 2 ou Desativada.
Para o estágio de alta-corrente I>> da proteção de sobrecorrente, o endereço 113
O/C PROT. I>> determina se o estágio NonDirec. SIDE1 ou NonDirec.SIDE
2 ou Direc. SIDE1 ou Direc. SIDE2 estará operativo. Pela seleção de
Disabled, esse estágio de sobrecorrente pode ser excluido em conjunto. Para a
proteção de sobrecorrente de tempo inverso 114 O/C PROT. Ip, ajustes diferentes
de características dependentes estão disponíveis, dependendo da versão encomendada. Eles podem estar de acordo com IEC ou ANSI. Esta função, também, pode ser
alocada tanto para o lado 1 quanto para o lado 2 (= IEC SIDE 1, ANSI SIDE 1,
IEC SIDE 2, ANSI SIDE 2). Proteção de sobrecorrente de tempo inverso pode ser
excluida em conjunto pela seleção de Disabled.
A tabela seguinte mostra a alocação de entradas do dispositivo para as funções de
proteção. As interdependências aqui mostradas devem ser consideradas quando da
configuração do sistema de potência. Isso diz respeito à entrada UE ,as duas entradas
de corrente sensitiva Iee1 e Iee2 assim como as três entradas de transdutor de medição
(TD). Onde é usada a entrada UE para a função de falta à terra do estator por exemplo, ela não está mais disponível para a proteção de falta à terra do rotor (R, fn). As
mesmas interdependências se aplicam para entradas de transformador de valores
medidos. Elas podem ser usadas somente por uma função de proteção em cada
caso. Onde os TDs não são usados por qualquer das funções de proteção, eles estão
disponíveis para processamento geral pelos blocos de valores medidos no CFC.
44
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Tabela 2-1
Alocação de entradas do dispositivo para Funções de Proteção
Função de Proteção
Lado 1(Side 1)
UL1; UL2; UL3
IL1S1; IL2S1;
IL3S1
Lado 2(Side 2)
Iee1
UE
IL1S2; IL2S2;
IL3S2
Iee2
TD
Tempo definido I>; I>> /não direcional
(Definite-time I>; I>> /non-directional)
Fixa
Selecionável –
–
Selecionável –
–
Tempo definido I>>/direcional
(Definite-time I>>/directional)
Fixa
Selecionável –
–
Selecionável –
–
Proteção de sobrecorrente de tempo
inverso
(Inverse-time overcurrent protection)
Fixa
Selecionável –
–
Selecionável –
–
(Thermal Overload Protection)
–
–
–
–
Fixed
–
TD2
Proteção de carga Desbalanceada
(Unbalanced load protection)
–
–
–
–
Fixed
–
–
(Startup Overcurrent Protection)
–
Selecionável –
–
Selecionável –
–
Proteção Diferencial (Differential
Protection) (ANSI 87G/87M/87T)
–
Fixa
–
–
Fixa
–
Proteção Diferencial de Falta à Terra
(Earth Fault Differential Protection)
U0 (calculada) Selecionável –
–
Selecionável Fixa
–
Proteção de subexcitação
(Perda de Campo)
Underexcitation (Loss-of-Field)
Protection (ANSI 40)
Fixa
–
–
–
Fixa
–
TD3
Proteção de Potência Reversa
Fixa
(ANSI 32R)(Reverse Power Protection)
–
–
–
Fixa
–
–
Supervisão de Potência direta
(Forward power supervision)
Fixa
–
–
–
Fixa
–
–
Proteção de Impedância
(Impedance protection)
Fixa
–
–
–
Fixa
–
–
Proteção de Perda de Sincronismo
(Out-of-Step Protection) (ANSI 78)
Fixa
–
–
–
Fixa
–
–
Proteção de Subtensão
(Undervoltage Protection)
Fixa
–
–
–
–
–
–
Proteção de Sobretensão
(Overvoltage Protection)
Fixa
–
–
–
–
–
–
Proteção de Freqüência
(Frequency protection)
Fixa
–
–
–
Fixa
–
–
Proteção de Sobrexcitação U/f
(Overexcitation Protection U/f)
Fixa
–
–
–
–
–
–
Proteção de Subtensão Inversa
(Inverse Undervoltage Protection)
Fixa
–
–
–
–
–
–
Proteção de Mudança de Taxa de
Freqüência
(Rate-of-frequency-change protection)
Fixa
–
–
–
–
–
–
Deslocamento de Fase
(Jump of Voltage Vector)
Fixa
–
–
–
–
–
–
Proteção de Falta à Terra do
Estator-90%
(90 % Stator Earth Fault Protection)
U0 calculada
se REFP é
usada
–
–
Sele–
cionável
Fixa
–
Proteção de Falta à Terra Sensitiva
(51GN, 64R)
(Sensitive Earth Fault Protection)
–
–
–
–
Selecionável
–
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–
–
45
2 Funções
Função de Proteção
Lado 1(Side 1)
UL1; UL2; UL3
IL1S1; IL2S1;
IL3S1
Lado 2(Side 2)
Iee1
UE
IL1S2; IL2S2;
IL3S2
Iee2
TD
Proteção de Falta à Terra do Estator 100 %- 3ª Harmônica ( Stator Earth
Fault Protection with 3rd Harmonics)
Fixa
–
–
Fixa
Fixa
–
–
Proteção de Falta à Terra do Estator 100% com injeção de Tensão 20 Hz
Bias
(100 % Stator Earth Fault Protection
with 20 Hz Bias Voltage)
–
–
Fixa
Fixa
–
–
–
Proteção de Corrente á Terra B
(IEE-B)(Earth current protection B)
–
–
Sele–
cionável
–
Selecionável
–
Proteção de Falta entre espiras
(Interturn Protection)
–
–
–
Fixa
–
–
–
Proteção de Falta à Terra do Rotor
REFP
(Rotor Earth Fault Protection REFP)
–
–
Fixa
Fixa
–
–
–
Proteção de Falta à Terra sensitiva do –
Rotor com Injeção de Onda Quadrada
de Tensão de 1-3 Hz
(Sensitive Rotor Earth Fault Protection
with 1 to 3 Hz Square Wave Voltage
Injection)
–
–
–
–
–
TD1
TD2
Supervisão de Tempo de Partida do
–
Motor (Motor starting time supervision)
–
–
–
Fixa
–
–
Inibição de Nova Partida para
Motores(Restart inibit for motors)
–
–
–
–
Fixa
–
–
Proteção de Falha do Disjuntor
(Breaker Failure Protection)
–
Selecionável –
–
Selecionável –
–
Energização Inadvertida (Inadvertent
Energization (ANSI 50, 27))
Fixa
–
–
–
Fixa
–
–
Proteção de Tensão DC
(DC voltage protection)
–
–
–
–
–
–
TD1
Monitoramento de Falha do Fusível
(Fuse Failure Monitor)
Fixa
–
–
–
Fixa
–
–
Monitoramento do Circuito de Trip
(Trip Circuit Monitor) (ANSI 74TC)
–
–
–
–
–
–
–
(Threshold Supervision)
Fixa
–
–
–
Fixa
–
–
Acoplamento de Trip Externo
(External Trip Coupling)
–
–
–
–
–
–
–
A proteção diferencial, endereço 120 DIFF. PROT. permite especificar o tipo de
objeto protegido (Generator/Motor or 3 phase transf.); a função pode ser excluida
em conjunto pelo ajuste Disabled.
46
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Figura 2-2
Uso como Proteção Diferencial de Gerador
Figura 2-3
Uso como Proteção Diferencial de Bloco (Proteção Geral)
47
2 Funções
Para a aplicação seguinte, os ajustes dos dados do gerador em Dados do
Sistema de Potência 1(Power System Data 1) devem ser os mesmos que
para os dados do lado 2 do transformador:
Figura 2-4
Uso como Proteção Diferencial de Transformador
Para a aplicação seguinte, a proteção diferencial do dispositivo A deve ser ajustada
para Gerador/Motor(Generator/Motor), no dispositivo B para transf de 3 fases
(3 phase transf.). Também, os ajustes dos dados do gerador em Dados do
Sistema de Potência 1(P. System Data 1) devem ser os mesmos que para
os dados do lado 2 do transformador:
Figura 2-5
Uso como Proteção Redundante Geral
Para proteção de falta à terra o endereço 150 S/E/F PROT. apresenta as opções
non-dir. U0, non-dir. U0&I0 e directional, a menos que a função esteja
(Desabilitada) Disabled. A primeira opção avalia apenas a tensão residual (para ser
usada com conexão da unidade). A segunda opção avalia em adição à tensão residual, a magnitude da corrente de falta à terra (ou a diferença entre a corrente do ponto
estrela e a corrente total de um TC toroidal em sistemas de barramento com resistores de ponto estrela manobráveis de baixa resistência- low ôhmic). A terceira opção
considera um outro critério de direção da corrente de falta à terra se, com máquinas
em conexão de barramento, as magnitudes da tensão residual e a corrente de falta à
terra do sistema sozinhas, não são suficientes para distingüir entre falta à terra do
sistema e faltas à terra da máquina.
48
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O endereço 151 O/C PROT. IEE> é usado para especificar qual entrada será usada
para medição de corrente de falta à terra (with IEE1 ou with IEE2).
O endereço 170 BREAKER FAILURE especifica se a proteção de falha do disjuntor
se aplicará para o Lado 1 ou Lado 2.
Se o 7UM62 está equipado com saídas analógicas e se você quer usá-las, os
endereços 173, 174, 175 e 176 permitem calcular como alocar os valores medidos
disponíveis para as saídas analógicas. Todos os parâmetros das saídas analógicas
são acessados no bloco de endereços 7301 a 7308.
Para monitoramento do circuito de trip, o endereço 182 Trip Cir. Sup. é usado
para especificar se duas entradas binárias (2 Binary Inputs) ou somente uma
(1 Binary Input) deverá ser utilizada, ou se a função está configurada como
Desabilitada (Disabled).
2.4.3
End.
Ajustes
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
103
Grp Chge OPTION
Disabled
Enabled
Disabled
Opção de Mudança de Grupo de Ajuste
104
FAULT VALUE
Disabled
Instant. values
RMS values
Instant. values
Valores de Falta
112
O/C PROT. I>
Disabled
Side 1
Side 2
Side 2
Proteção de Sobrecorrente I>
113
O/C PROT. I>>
Disabled
NonDirec. SIDE1
NonDirec.SIDE 2
Direc. SIDE1
Direc. SIDE2
NonDirec.SIDE 2 Proteção de Sobrecorrente I>>
114
O/C PROT. Ip
Disabled
IEC SIDE 1
ANSI SIDE 1
IEC SIDE 2
ANSI SIDE 2
Disabled
Inverso
116
Therm.Overload
Disabled
Enabled
Enabled
117
UNBALANCE LOAD Disabled
Enabled
Enabled
Carga Desbalanceada
(Seqüência Negativa)
118
O/C STARTUP
Disabled
Side 1
Side 2
Disabled
120
DIFF. PROT.
Disabled
Generator/Motor
3 phase transf.
Generator/Motor
Proteção Diferencial
121
REF PROT.
Disabled
Gen. with IEE2
Gen. w. 3I0-S2
Transformer S1
Transformer S2
Disabled
Proteção de Falta à Terra Restrita
130
UNDEREXCIT.
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Subexcitação
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49
2 Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
131
REVERSE POWER
Disabled
Enabled
Enabled
132
FORWARD POWER Disabled
Enabled
Enabled
Supervisão de Potência Direta
133
IMPEDANCE PROT. Disabled
Enabled
Enabled
135
OUT-OF-STEP
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Perda de Sincronismo
(Out-of-Step)
140
UNDERVOLTAGE
Disabled
Enabled
Enabled
141
OVERVOLTAGE
Disabled
Enabled
Enabled
142
FREQUENCY Prot.
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Sobre/Subfreqüência
143
OVEREXC. PROT.
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Sobrexcitação (U/f)
144
INV.UNDERVOLT.
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Subtensão Inversa Up<
145
df/dt Protect.
Disabled
2 df/dt stages
4 df/dt stages
2 df/dt stages
Freqüência
146
VECTOR JUMP
Disabled
Enabled
Enabled
Deslocamento de Fase
150
S/E/F PROT.
Disabled
non-dir. U0
non-dir. U0&I0
directional
non-dir. U0&I0
Proteção de Falta à Terra do estator
151
O/C PROT. IEE>
Disabled
with IEE1
with IEE2
with IEE2
Proteção de Corrente Sensitiva à Terra
152
SEF 3rd HARM.
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Falta à Terra no Estator 3ª Harmônica
153
100% SEF-PROT.
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Falta à Terra no Estator 100%
154
O/C PROT IEE-B
Disabled
with IEE1
with IEE2
with IEE2
Proteção de Corrente Sensitiva à Terra B
155
INTERTURN PROT
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção Entre Espiras (Interturn)
160
ROTOR E/F
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Falta à Terra do Rotor (R, fn)
161
REF 1-3Hz
Disabled
Enabled
Enabled
(1-3Hz)
165
STARTUP MOTOR
Disabled
Enabled
Enabled
Supervisão de Tempo de Partida do
Motor
166
RESTART INHIBIT
Disabled
Enabled
Enabled
Inibição de Nova Partida para Motores
170
BREAKER FAILURE Disabled
Side 1
Side 2
Side 2
171
INADVERT. EN.
Enabled
Energização Inadvertida
50
Disabled
Enabled
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End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
172
DC PROTECTION
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Tensão/Corrente DC
173
ANALOGOUTPUT
B1
Disabled
I1 [%]
I2 [%]
IEE1 [%]
IEE2 [%]
U1 [%]
U0 [%]
U03H [%]
|P| [%]
|Q| [%]
|S| [%]
f [%]
U/f [%]
PHI [%]
|PF| [%]
ΘR/ΘRmax [%]
Θ/Θtrip [%]
RE REF [%]
RE REF 1-3Hz[%]
RE SEF100 [%]
Disabled
Saída Analógica B1 (Port B)
174
ANALOGOUTPUT
B2
Disabled
I1 [%]
I2 [%]
IEE1 [%]
IEE2 [%]
U1 [%]
U0 [%]
U03H [%]
|P| [%]
|Q| [%]
|S| [%]
f [%]
U/f [%]
PHI [%]
|PF| [%]
ΘR/ΘRmax [%]
Θ/Θtrip [%]
RE REF [%]
RE REF 1-3Hz[%]
RE SEF100 [%]
Disabled
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51
2 Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
175
ANALOGOUTPUT
D1
Disabled
I1 [%]
I2 [%]
IEE1 [%]
IEE2 [%]
U1 [%]
U0 [%]
U03H [%]
|P| [%]
|Q| [%]
|S| [%]
f [%]
U/f [%]
PHI [%]
|PF| [%]
ΘR/ΘRmax [%]
Θ/Θtrip [%]
RE REF [%]
RE REF 1-3Hz[%]
RE SEF100 [%]
Disabled
Saída Analógica D1 (Port D)
176
ANALOGOUTPUT
D2
Disabled
I1 [%]
I2 [%]
IEE1 [%]
IEE2 [%]
U1 [%]
U0 [%]
U03H [%]
|P| [%]
|Q| [%]
|S| [%]
f [%]
U/f [%]
PHI [%]
|PF| [%]
ΘR/ΘRmax [%]
Θ/Θtrip [%]
RE REF [%]
RE REF 1-3Hz[%]
RE SEF100 [%]
Disabled
180
FUSE FAIL MON.
Disabled
Enabled
Enabled
181
M.V. SUPERV
Disabled
Enabled
Enabled
Supervisão de Valores Medidos
182
Trip Cir. Sup.
Disabled
2 Binary Inputs
1 Binary Input
Disabled
Supervisão de Circuito de Trip
185
THRESHOLD
Disabled
Enabled
Enabled
186
EXT. TRIP 1
Disabled
Enabled
Enabled
Função de Trip Externo 1
187
EXT. TRIP 2
Disabled
Enabled
Enabled
188
EXT. TRIP 3
Disabled
Enabled
Enabled
189
EXT. TRIP 4
Disabled
Enabled
Enabled
52
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
190
RTD-BOX INPUT
Disabled
Port C
Port D
Disabled
Entrada de Temperatura Externa
191
RTD CONNECTION
6 RTD simplex
6 RTD HDX
12 RTD HDX
6 RTD simplex
Tipo de Conexão de Entrada de
temperatura Externa
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53
2 Funções
2.5
O dispositivo necessita certos dados da rede e do sistema de potência de forma que
possa adaptar-se às funções pretendidas de acordo com a aplicação. Isso inclui, por
exemplo, sistema de potência nominal e dados do transformador, grandezas medidas
de polaridade e conexão, propriedades dos disjuntores, etc. Existem também certos
parâmetros comuns à todas as funções, isto é, não associados a uma proteção
específica, controle, ou função de monitoramento. A Seção Dados do Sistema de
Potência 1( P. System Data 1), os descreve.
2.5.1
Notas de Ajustes
Os Dados do Sistema de Potência 1 podem ser modificados da interface de serviço
ou de operação com o uso de um computador pessoal equipado com DIGSI.
Geral
No DIGSI clique duas vezes em Settings para mostrar a seleção relevante.
Conexão dos
Grupos Transformadores de
Corrente
Figura 2-6
No endereço 201 STRPNT->OBJ S1 a polaridade dos TCs do lado1 da instalação é
solicitado, isto é, a localização do ponto estrela do TC com referência ao objeto
protegido. No endereço 210 STRPNT->OBJ S2 a polaridade dos TCs do lado 2 é
especificada. Esse ajuste determina a direção de medição do dispositivo
(STRPNT->OBJ S2 = YES = Para a Frente= Direção da Linha). A figura a seguir
mostra a definição mesmo nos casos onde não existe ponto estrela dos TCs.
Localização dos pontos estrela para os TCs de Lado S1 e Lado S2 - endereços 201 e 210 -
Se o dispositivo é aplicado como proteção diferencial transversa para geradores ou
motores, considerações especiais devem ser observadas para as conexões aos TCs:
Em um estado de operação bem sucedida, todas as correntes fluem para o objeto
protegido, isto é, em contraste á outras aplicações. Sendo assim, você deve ajustar
uma polaridade “errada” para um dos conjuntos de transformadores de corrente. A
parte dos enrolamentos da máquina correspondem aos “lados”.
54
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2.5 Dados do Sistema de Potência 1
A figura seguinte mostra um exemplo. Apesar dos pontos estrela de ambos os grupos
TCs estarem voltados para o objeto protegido, o “lado 2” está ajustado em oposição:
STRPNT->OBJ S2 = NO.
Figura 2-7
Pontos Estrela de Transformador na Proteção Diferencial Transversa Exemplo
Valores Nominais
dos Transformadores no Lado 1
Nos endereços 202 IN-PRI I-SIDE1 e 203 IN-SEC I-SIDE1 a informação é
parametrizada com respeito às correntes nominais primária e secundária dos TCs do
lado 1. É importante assegurar que a corrente secundária nominal do transformador
de corrente case com a corrente nominal do dispositivo, caso contrário, o dispositivo
estará calculando incorretamente ampéres primários.
Valores Nominais
dos Transformadores no Lado 2
Nos endereços 211 IN-PRI I-SIDE2 e 212 IN-SEC I-SIDE2 a informação é
parametrizada com respeito às correntes nominais primária e secundária dos TCs do
lado 2. É importante assegurar que a corrente secundária nominal do transformador
de corrente case com a corrente nominal do dispositivo, caso contrário, o dispositivo
estará calculando incorretamente ampéres primários.
Correção de
Ângulo W0
Uma correção do ângulo de faltas dos transformadores de corrente e tensão é particularmente importante com respeito à proteção de potência reversa, já que nesse
caso uma potência ativa muito baixa é computada de uma potência aparente muito
alta (para pequeno cosϕ).
No endereço 204 CT ANGLE W0 um ângulo de correção constante pode ser
parametrizado para os TCs do lado 2.
A diferença do ângulo de falta Δϕ entre os transformadores de corrente e tensão é
particularmente importante neste contexto. Como correção, a soma da média dos
erros de ângulo dos transformadores de corrente e potencial é ajustada.O valor
corretivo pode ser determinado durante o comissionamento da máquina (veja a
Seção Instalação e Comissionamento).
Relações de
Transformação Iee
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Para a conversão das correntes à terra Iee em grandezas primárias, o dispositivo necessita da relação de transformação primária/secundária dos TCs de terra. A relação
de transformação para a entrada 1 é ajustada no endereço 205 FACTOR IEE1, a
relação para a entrada 2 em 213 FACTOR IEE2 .
55
2 Funções
Valores Nominais
de Transformadores de Potencial
Nos endereços 221 Unom PRIMARY e 222 Unom SECONDARY, a informação é parametrizada com respeito à tensão nominal primária e tensões nominais secundárias
(fase-fase) dos transformadores de potencial conectados.
Conexão UE
No endereço 223 UE CONNECTION o usuário especifica para o dispositivo qual tipo
de tensão está conectada para a entrada UE . O dispositivo estabelece dessa
informação, o tipo de processamento envolvido. A entrada UE é usada tanto para as
funções de proteção de falta à terra do estator quanto para a proteção de falta à terra
do rotor usando o método de medição da freqüência nominal (veja a Seção 2.34). A
tabela seguinte mostra as interdependências para cada função de proteção.
Tabela 2-2
Opções de Ajustes para a entrada UE e seu Impacto nas Funções de Proteção.
Ajuste de
Proteção de Falta à Proteção de Falta Proteção de Falta à Proteção de Falta Proteção de Falta
Terra no Estator - à Terra no Estator Terra no Estator
à Terra do Rotor
Entre Espiras
Unom
90%
com 3ª
100% com injeção
(R, fn)
SECUNDÁRIA
Harmônica
de tensão (20 Hz)
(End. 223)
(Seção 2.28)
(Seção 2.30)
Não Conectada Processamento de O 3º harmônico é
(Not
valor computado U0 determinado da
connected)
(exatamente: √3 U0) tensão computada
U0 (U0 3º harm >
estágio somente
utilizável).
Resistor de
Processamento de
carga
valor computado U0
(Load. resistor) (exatamente: √3 U0)
qualquer TP
(any VT)
Processamento da
entrada UE (por exemplo, proteção de
falta à terra no lado
do transformador)
delta aberto
(broken delta)
Processamento da
entrada UE
Rotor
Processamento de
valor computado U0
(exatamente: √3 U0)
–
–
(Seção 2.34)
(Seção 2.33)
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Processamento da
entrada UE
–
–
–
Processamento da
entrada UE
–
Processamento da Processamento da
entrada UE
entrada UE
–
Transf. neutro
(neutr. transf.)
Processamento da
entrada UE
Enrolamento
Uen
(Uen-winding)
Processamento de A 3ª harmônica é
valor computado U0 determinada da
(exatamente: √3U0) tensão computada
U0 (U0 3º harm >
estágio somente
utilizável).
56
(Seção 2.31)
–
Processamento da Processamento da
entrada UE
entrada UE
Processamento da
entrada UE
–
–
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Relação de
Transformação UE
Para a conversão da tensão residual UE em grandezas primárias, o dispositivo
necessita da relação de transformação primária/secundária do transformador lendo a
tensão UE . Com exceção da proteção de falta à terra do rotor , o 224 FACTOR UE
(fator UE) tem um impacto nessas funções de proteção que processam a entrada UE
diretamente, de acordo com a Tabela 2-2. Para essa relação 224 FACTOR UE aplicase geralmente o seguinte:
Nesse contexto, UTP, prim é a tensão primária (geralmente tensão fase-terra) e UE, sec
é a tensão residual secundária aplicada ao dispositivo. Se um divisor de tensão é
usado, sua relação de divisão também influencia esse fator.
A equação seguinte resulta, por exemplo, na Seção 2.1 Figura 2-1 „Unit Connection“,
com os dados do sistema de potência selecionado ali e numa relação de divisor de
tensão de 1:5
Fator de Adaptação
Uph/Udelta
O endereço 225 serve para comunicar o fator de adaptação entre a tensão de fase e
a tensão residual do dispositivo. Essa informação é importante para monitoramento
de grandezas medidas.
Se o conjunto de transformadores de potencial tem enrolamentos delta aberto e se
esses enrolamentos estão conectados ao dispositivo (entrada UE ), isso deve estar
especificado de acordo com o endereço 223 (veja acima). Como a transformação
entre os transformadores de potencial é usualmente como segue:
o fator Uph/Udelta (tensão secundária, endereço 225 Uph / Udelta) em relação
a 3/√3 = √3 = 1.73 deve ser usado se a tensão Udelta está conectada. Para outras
relações de transformação, isto é, a formação de tensão residual via um conjunto de
transformadores, o fator deve ser corrigido de acordo.
Objeto Protegido:
Transformador
Se um transformador foi especificado como o objeto protegido durante a configuração
da proteção diferencial, o parâmetro 241 UN-PRI SIDE 1 aparece nos Dados do
Sistema de Potência 1(Power System Data 1). Ele especifica a tensão primária
nominal do lado1 do objeto protegido (transformador).
No endereço 242 STARPNT SIDE 1 você especifica como o ponto estrela (Solid
Earthed; Isolated (Solidamente Aterrado; Isolado) do lado 1 é tratado.
Esse ajuste tem uma influência no monitoramento do valor medido (monitoramento
de corrente de soma); Na proteção diferencial de transformador é também importante
para a correção do grupo vetorial e o tratamento da corrente de seqüência zero.
O ajuste Isolated pode ser escolhido se o ponto estrela não tem aterramento. Se
o ponto estrela do transformador está conectado a uma bobina Petersen ou a um
supressor de surto de tensão, escolha o ajuste Solid Earthed. O mesmo se aplica
para aterramento de ponto estrela sólido ou de baixa resistência.
Os parâmetros 243 UN-PRI SIDE 2 e 244 STARPNT SIDE 2 determinam respectivamente a tensão primária nominal e o ponto estrela do lado 2 do transformador.
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57
2 Funções
O parâmetro 246 VECTOR GRP S2 é usado para especificar o grupo vetorial numeral
referente ao lado 1 do transformador. Não é necessário especificar se a conexão é
delta, estrela ou zigzag.
No endereço 249 SN TRANSFORMER a potência aparente nominal é parametrizada.
Dela, as correntes nominais para os lados 1 e 2 são calculadas como a seguir:
Essas correntes nominais só são consideradas para proteção diferencial e podem
diferir das nominais de gerador.
Para as funções de proteção de sobrecorrente (Seções 2.8, 2.9, e 2.10) e para a
proteção de falha do disjuntor, os lados 1 e 2 podem ser livremente alocados. Se a
proteção diferencial é ajustada para 120 3 phase transf., os seguintes fatores
normalizadores aplicam-se para os ajustes da proteção do lado primário com DIGSI.
Parâmetros de ajustes:
SN, Transf
249 SN TRANSFORMER
UN, S1
241 UN-PRI SIDE 1
SN, Gerador
252 SN GEN/MOTOR
UN, Gerador
251 UN GEN/MOTOR
Esses fatores normalizadores aplicam-se para proteção de transformador e proteção
geral (veja Seção2.4.2, Figura 2-3 „Proteção Diferencial de Bloco“ e Figura 2-4
„Proteção Diferencial de Transformador“).
Objeto Protegido:
Gerador/Motor
Independente da configuração e do uso intencional da proteção diferencial, os nominais de gerador e motor devem ser especificados O parâmetro 251 UN GEN/MOTOR
especifica a tensão nominal primária do gerador ou motor protegido. No parâmetro
252 SN GEN/MOTOR a potência nominal aparente é parametrizada. Desses valores
a corrente nominal do gerador/motor para a instalação do lado 2 é calculada:
Parâmetros de ajustes:
SN, Gerador
252 SN GEN/MOTOR
UN, Gerador
251 UN GEN/MOTOR
A fórmula acima também é usada pelo programa DIGSI para estabelecer os fatores
de normalização para os ajustes da proteção do lado primário das funções de proteção de sobrecorrente (Seções 2.8, 2.9, e 2.10) e da proteção de falha do disjuntor,
onde os lados 1 e 2 podem ser alocados livremente. Normalização está ativa se a
proteção diferencial no escopo das funções está ajustada para 120 Disabled ou
Generator/Motor. Ela se aplica para ambos os lados 1 e 2.
58
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Nos endereços 242 STARPNT SIDE 1 e 244 STARPNT SIDE 2 você especifica os
pontos estrela. Para aplicações de proteção de gerador , ajuste Isolated. Isso
também é válido se um resistor de carga está conectado ao ponto estrela do gerador.
Uma exceção disso, são máquinas de baixa tensão com ponto estrela solidamente
aterrado.
Freqüência
Nominal do
Sistema
A freqüência nominal do sistema á ajustada no endereço 270 Rated Frequency. O
ajuste de fábrica da variante do modelo só deve ser modificada se o dispositivo for
usado para outro propósito que não aquele intencionado por ocasião da encomenda.
Rotação de Fase
O endereço 271 PHASE SEQ. é usado para mudar a seqüência de fase padrão (L1
L2 L3 para rotação horária), se seu sistema de potência permanentemente tem uma
seqüência de fase anti-horária (L1 L3 L2). Uma rotação reversa temporária é
também possível usando entradas binárias (veja a Seção 2.47).
Figura 2-8
Seqüências de fase
Modo Operacional
O ajuste 272 SCHEME especifica se o gerador a ser protegido é operado em Unit
transf. ou no modo Busbar. Essa especificação é importante para conexão de
falta à terra do estator e para a proteção de sobrecorrente de tempo inversa com
consideração de subtensão, já que diferentes tensões são aqui usadas, dependendo
do modo operacional correspondente (veja „Consideração de Subtensão“ na Seção
2.10).
ATEX100
O parâmetro 274 ATEX100 permite cumprimento com necessidades PTB (necessidades especiais na Alemanha) para réplicas térmicas. Se esse parâmetro está
ajustado para YES, todas as réplicas térmicas do 7UM62 são armazenadas na falha
da fonte de alimentação auxiliar. Assim que a tensão de alimentação retorna, as
réplicas témicas continuam operando com os valores armazenados. Se o parâmetro
é ajustado para NO, os valores de sobretemperaturas calculados de todas as réplicas
térmicas são resetados na falha da fonte de alimentação auxiliar.
Duração de
Comando
No endereço 280 a duração mínima do comando de trip TMin TRIP CMD é ajustada.
Essa duração é válida para todas as funções de proteção que possam emitir um
comando de trip.
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59
2 Funções
Monitoramento do
Fluxo de Corrente
O endereço 281 BkrClosed I MIN corresponde ao valor limite do recurso integrado
de monitoramento do fluxo de corrente. Esse ajuste é usado para medição do tempo
expirado, inibição de nova partida para motores e proteção de sobrecarga. Se for excedido o limite ajustado de corrente, o disjuntor é considerado fechado e o sistema de
potência é considerado como em operação. No caso da proteção de sobrecarga,
esse critério distingüe entre em parada e em movimento, a máquina a ser protegida.
Transdutor de
Medição 1
Transdutor de medição 1 é fornecido para proteção de Tensão/Corrente DC ou para
proteção da falta à terra do rotor com 1 a 3 Hz (Ucontrol). Dependendo da aplicação,
selecione no endereço 295 TRANSDUCER 1 uma das alternativas 10 V, 4-20 mA ou
20 mA. No primeiro caso, a faixa de medição está entre -10 V e +10 V. A interface 420 mA é designada para operação com sinal, isto é, uma corrente de 12 mA corresponde a um valor de entrada de 0. Correntes abaixo de 2 mA indicam fio interrompido.
A indicação de perturbação entra em dropout para correntes acima de 3 mA. Se for
selecionada a alternativa de 20 mA, a faixa de medição está entre –20 mA e + 20 mA.
Figura 2-9
Relação entre grandeza medida e valor de entrada representado no transdutor
de medição TD 1 com ajuste de 4-20 mA
Transdutor de
Medição 2
O transdutor de medição 2 é fornecido para proteção de sobrecarga ou para proteção
de falta à terra do rotor em 1 a 3 Hz (UControl). Em combinação com um sensor externo
de temperatura e transdutor de medição, permite entrada de uma temperatura ambiente ou refrigerante.É casada com o transdutor de medição pela seleção no endereço
296 TRANSDUCER 2 uma das alternativas padrão de 10 V, 4-20 mA ou 20 mA.
Transdutor de
Medição 3
O transdutor de medição 3 é fornecido para proteção de subexcitação e é dessa
forma projetado para a entrada de tensão (10 V). A tensão de excitação é alimentada
para o transdutor de medição via um divisor de tensão. Onde a tensão de excitação
DC pode conter harmônicos excessivos (por exemplo, devido a controle tiristorizado),
o filtro digital integrado deverá ser usado; é selecionado no endereço 297
TRANSDUCER 3 pelo ajuste with filter(com filtro).
60
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2.5.2
Settings
Endereços que têm um anexo "A" só podem ser mudados com DIGSI, em Ajustes
Adicionais.
A tabela indica pré-ajustes de região-específica. A coluna C (configuração) indica a
corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente.
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
201
STRPNT->OBJ S1
YES
NO
YES
Ponto Estrela o TC, Lado 1
na Direção do Objeto
202
IN-PRI I-SIDE1
1 .. 100000 A
500 A
Corrente Primária Nominal
do TC Lado 1
203
IN-SEC I-SIDE1
1A
5A
1A
Corrente Secundária
Nominal do TC Lado 1
204
CT ANGLE W0
-5.00 .. 5.00 °
0.00 °
Ângulo de Correção do TC
W0
205
FACTOR IEE1
1.0 .. 100000.0
60.0
Relação Prim/Sec do TC
Iee1
210
STRPNT->OBJ S2
YES
NO
YES
Ponto Estrela o TC, Lado 2
na Direção do Objeto
211
IN-PRI I-SIDE2
1 .. 100000 A
500 A
Corrente Primária Nominal
do TC Lado 2
212
IN-SEC I-SIDE2
1A
5A
1A
Corrente Secundária
Nominal do TC Lado 2
213
FACTOR IEE2
1.0 .. 100000.0
60.0
Relação Prim/Sec do TC
Iee2
214
GRD TERM. IEE2
Terminal Q7
Terminal Q8
Terminal Q7
Terminal Aterrado do TC
Iee2
221
Unom PRIMARY
0.10 .. 400.00 kV
6.30 kV
Tensão Primária Nominal
222
Unom SECONDARY
100 .. 125 V
100 V
Tensão Secundária
Nominal (Ph-Ph)
223
UE CONNECTION
neutr. transf.
broken delta
Not connected
any VT
Rotor
Load. resistor
Uen-winding
neutr. transf.
Conexão UE
224
FACTOR UE
1.0 .. 2500.0
36.4
Relação Prim/Sec do TP
Ue
225A
Uph / Udelta
1.00 .. 3.00
1.73
Relação de casamento de
fase do TP para DeltaInterrompido do TP
241
UN-PRI SIDE 1
0.40 .. 800.00 kV
20.00 kV
Lado 1
242
STARPNT SIDE 1
Isolated
Solid Earthed
Isolated
Ponto Estrela do Lado 1
está
243
UN-PRI SIDE 2
0.40 .. 800.00 kV
6.30 kV
Lado 2
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61
2 Funções
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
244
STARPNT SIDE 2
Isolated
Solid Earthed
Isolated
Ponto Estrela do Lado 2
está
246
VECTOR GRP S2
0 .. 11 *30°
0 *30°
Numeral de Grupo Vetorial
do Lado 2
249
SN TRANSFORMER
0.20 .. 5000.00 MVA
5.30 MVA
Potência Aparente
Nominal do Transformador
251
UN GEN/MOTOR
0.40 .. 800.00 kV
6.30 kV
de Gerador/Motor
252
SN GEN/MOTOR
0.20 .. 5000.00 MVA
5.27 MVA
Potência Aparente
Nominal do Gerador
270
Rated Frequency
50 Hz
60 Hz
50 Hz
Freqüência Nominal
271
PHASE SEQ.
L1 L2 L3
L1 L3 L2
L1 L2 L3
Seqüência de Fase
272
SCHEME
Busbar
Unit transf.
Busbar
Esquema de Configuração
274A
ATEX100
YES
NO
NO
Armazenamento de Réplicas Térmicas sem Fonte
de Alimentação
275
FACTOR R SEF
1.0 .. 200.0
37.0
Relação Prim./Sec. R SEF
276
TEMP. UNIT
Celsius
Fahrenheit
Celsius
Unidade de Medição de
Temperatura
280
TMin TRIP CMD
0.01 .. 32.00 sec
0.15 sec
Duração Mínima de
Comando de TRIP
281
BkrClosed I MIN
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
Limite de Corrente Mínima
de Disjuntor Fechado
295
TRANSDUCER 1
10 V
4-20 mA
20 mA
10 V
Transdutor 1
296
TRANSDUCER 2
10 V
4-20 mA
20 mA
10 V
Transdutor 2
297
TRANSDUCER 3
with filter
without filter
with filter
Transdutor 3
2.5.3
No.
361
Informação
>FAIL:Feeder VT
Tipo de
Info.
SP
Comentários
>Falha:TP do Alimentador (Trip do mini-disjuntor)
5002
Operat. Cond.
OUT
Grandezas Medidas Adequadas Presentes
5145
>Reverse Rot.
SP
>Rotação de Fase Reversa
5147
Rotation L1L2L3
OUT
Rotação de Fase L1L2L3
5148
Rotation L1L3L2
OUT
Rotação de Fase L1L3L2
62
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2.6 Grupo de Ajustes
2.6
Grupo de Ajustes
Dois grupos independentes de parâmetros podem ser ajustados para as funções do
dispositivo. Durante a operação o usuário pode localmente manobrar entre grupos de
ajustes usando o painel operador, entradas binárias (se assim configurado), a interface de operação e de serviço por PC, ou via interface de sistema.
Um grupo de ajuste inclui os valores de ajuste para todas as funções que tenham sido
selecionadas como Enabled durante a configuração (veja Seção 2.4). No dispositivo
7UM62, dois grupos de ajustes independentes (a e B) estão disponíveis. Enquanto
que, os valores de ajustes podem variar, as funções selecionadas de cada grupo de
ajuste permanecem as mesmas.
Onde diferentes grupos de ajustes são necessários por razões operacionais, por
exemplo, em estações de bombeamento de energia armazenada com uma máquina
operando alternativamente como um gerador e como um motor, esses ajustes são
feitos nos grupos de ajustes e armazenados no dispositivo. Dependendo do modo de
operação, os grupos de ajustes aplicáveis são ativados, usualmente via uma entrada
binária.
Se múltiplos grupos de ajustes não são necessários, o Grupo A é a seleção padrão.
O resto desta seção não é relevante.
2.6.1
Notas de Ajustes
Se a opção de mudança é desejada na extensão da função a mudança do grupo de
configuração deve ser ajustada para Grp Chge OPTION = Enabled (Endereço
103). Ao ajustar os parâmetros da função, você configura em primeiro lugar o Grupo
A e em seguida o Grupo B. Para saber como fazer isso, como copiar e resetar os
grupos e como mudar entre eles durante a operação, favor consultar a Descrição do
Sistema SIPROTEC 4 /1/.
Geral
Como manobrar entre os grupos de ajustes externamente usando entradas binárias
está descrito em “Montagens e Conexões” seção do Capítulo 3.
2.6.2
End.
302
2.6.3
Ajustes
Parâmetro
CHANGE
Opções de Ajustes
Group A
Group B
Binary Input
Protocol
Ajuste Padrão
Group A
Comentários
Mudança para Outro Grupo de
Ajuste
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
-
Group A
IntSP
Grupo A
-
Group B
IntSP
Grupo B
7
>Set Group Bit0
SP
>Seleção de Grupo de Ajuste Bit 0
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63
2 Funções
2.7
Os dados de proteção geral (Dados do Sistema de Potência 2) incluem
ajustes associados com todas as funções além da função de proteção específica e
monitoramento da função. Ajuste de parâmetro de Dados do Sistema de
Potência 2 podem ser chaveados usando o grupo de ajuste.
2.7.1
Grupos de Ajustes
2.7.2
No relé 7UM62 , dois grupos de ajuste independentes (A e B ) são possíveis.
Enquanto que os valores de ajustes podem variar, as funções selecionadas de cada
grupo de ajuste permanecem as mesmas.
Notas de Ajustes
Geral
Para parametrizar esses dados de proteção geral de grupo-específico (P.System
Data 2), selecione no menu SETTINGS o Group A (Grupo de Parâmetros A), e
então P.System Data 2. O outro grupo de ajuste está acessível em Group B.
Direção da
Potência Ativa
Endereço 1108 ACTIVE POWER é usado para especificar a direção da potência ativa
no modo normal (Generator = saída ou Motor = entrada) ou para adaptá-lo às
condições do sistema de potência sem cabear novamente o dispositivo.
64
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2.7.3
Ajustes
End.
1108
2.7.4
Parâmetro
ACTIVE POWER
Opções de Ajustes
Generator
Motor
Ajuste Padrão
Comentários
Generator
Medição da Potência Ativa para
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
501
Relay PICKUP
OUT
PICKUP do relé
511
Relay TRIP
OUT
Comando de TRIP GERAL do relé
576
IL1 S1:
VI
Corrente de falta primária IL1 Lado 1
577
IL2 S1:
VI
578
IL3 S1:
VI
579
IL1 S2:
VI
580
IL2 S2:
VI
581
IL3 S2:
VI
5012
UL1E:
VI
Tensão UL1E no trip
5013
UL2E:
VI
5014
UL3E:
VI
5015
P:
VI
Potência ativa no trip
5016
Q:
VI
Potência reativa no trip
5017
f:
VI
Freqüência no trip
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65
2 Funções
2.8
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51)
Com Subtensão Selada (Seal-In)
A proteção de sobrecorrente é usada como proteção de backup para a proteção de
curto-circuito do objeto protegido. Ela também fornece proteção de backup para faltas
da rede abaixo que podem não ser prontamente desconectadas e assim colocando
em risco o objeto protegido.
O relé 7UM62 permite escolher entre os transformadores de entrada do lado 1 e do
lado 2 para a alocação da função de proteção de sobrecorrente. Essa escolha é feita
durante a configuração (veja Seção 2.4).
Inicialmente as correntes são numericamente filtradas de forma que só as correntes
de freqüência fundamental são usadas para medição. Isso torna a medição insensitiva a condições transientes no inicio de um curto-circuito e para correntes de curtocircuito assimétricas (componente d.c.).
Em geradores onde a tensão de excitação é tomada dos terminais da máquina, a
corrente de curto-circuito abranda rapidamente no evento de faltas adjacentes (isto é,
no gerador ou na região do transformador da unidade) devido à ausência de tensão
de excitação. Dentro de poucos segundos ela afunda abaixo do valor de pickup da
proteção de sobrecorrente temporizada. Para evitar novo dropout do relé, o estágio
I> monitora o componente de seqüência positiva das tensões e usa como um critério
adicional para detecção de um curto-circuito. A influência de subtensão pode ser
desabilitada e tornada inefetiva via entrada binária.
2.8.1
Estágio I>
Cada corrente de fase do lado1 ou 2 (dependendo da configuração) é individualmente
comparado com o valor comum de ajuste I> e em seu alcance sinalizado individualmente. Um sinal de trip é transmitido para a matriz assim que a temporização correspondente T I> tenha expirado. Ao deixar a fábrica o valor de dropout está ajustado
para ± 95 % abaixo do valor de pickup. Para aplicações especiais, também é possivel
ajustar um valor mais alto.
Subtensão Selada
(Seal-In)
O estágio I> tem um estágio (desconectável) de subtensão. Esse estágio mantém o
sinal de pickup para um tempo selecionável selado se o valor cair abaixo de um limite
selecionável do componente de seqüência positiva das tensões após um pickup de
sobrecorrente - mesmo se o valor cair novamente abaixo do valor de sobrecorrente.
Dessa forma, a expiração da temporização de trip, o trip dos disjuntores relacionados
é também, nesses casos, assegurado. Se a tensão recupera-se antes de expirado o
tempo de selo ou se o selo de subtensão for bloqueado via uma entrada binária, por
exemplo, no caso de um trip do disjuntor de proteção do transformador de potencial,
ou no caso de uma parada da máquina, ocorre dropout imediato do relé de proteção.
A lógica “seal-in” opera separada para cada fase. O primeiro pickup inicia o
temporizador T-SEAL-IN.
66
7UM62 Manual
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2.8 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51) Com Subtensão Selada (Seal-In)
A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de sobrecorrente temporizada
I>com subtensão selada (“seal-in”).
Figura 2-10
2.8.2
Diagrama lógico do Estágio I> de sobrecorrente com Subtensão Selada
(“Seal-in”)
Notas de Ajustes
Geral
A proteção de sobrecorrente só está efetiva e disponível se o endereço 112 O/C
PROT. I> está ajustado para Side 1(Lado 1) ou Side 2(Lado 2) durante a
configuração. Se a função não for necessária ela é ajustada para
Disabled(Desabilitada).
Estágio I> de
Sobrecorrente Temporizada
O endereço 1201 O/C I> é usado para manobrar o estágio de sobrecorrente de
tempo definido I> ON e OFF, ou para bloquear somente o comando de trip (Block
relay). O ajuste do estágio I> é principalmente determinado pela máxima corrente
de operação. Pickup devido a sobrecarga nunca deverá ocorrer já que a proteção
pode dar trip se são ajustados tempos curtos de comando. Por essa razão, um ajuste
entre 20 % e 30 % acima do pico esperado de carga é recomendado para geradores,
e um ajuste de cerca de 40 % para transformadores e motores.
A temporização de trip (Parâmetro 1203 T I>) deve ser coordenada com o tempo de
gradação da rede de forma a assegurar que o equipamento de proteção mais próximo
ao local da falta correspondente produza trip primeiro (seletividade).
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67
2 Funções
O tempo selecionado é somente uma temporização adicional e não inclui o tempo de
operação( tempo de medição, tempo de dropout). A temporização pode ser ajustada
para ∞. Se ajustada para infinito, o pickup dessa função será indicado mas não
haverá trip do estágio após o pickup.
Se o estágio I> não for necessário é ajustado 1201 O/C I> = OFF. Esse ajuste
previne o trip e a geração de mensagem de pickup.
Subtensão Selada
(Seal-In)
O estágio 1205 U< de subtensão (tensão de seqüência positiva) é ajustado para um
valor abaixo da mais baixa tensão admissível fase-fase durante a operação, por
exemplo, 80 V.
O tempo de selo (seal-in) 1206 T-SEAL-IN limita o selo de pickup introduzido pela
sobrecorrente/subtensão. Deve ser ajustado para um valor mais alto que a temporização T I>.
A relação de dropout r = IDO/IPU do pickup de sobrecorrente I> é especificado no
endereço 1207 I> DOUT RATIO. O valor recomendado é r = 0.95. Para aplicações
especiais, por exemplo, aviso de sobrecarga, ele pode ser ajustado para um valor
mais alto (0.98).
Exemplo:
Limite de Pickup
1,4 · IN Ger
Temporização de Trip
3 seg
Selo de Subtensão
0,8 · UN Ger
Tempo de espera de U<
4 seg
Relação de Dropout
0.95
Corrente Nominal IN Ger
483 A
Tensão Nominal UN, Ger
6.3 kV
Corrente Nominal IN, TC, prim 500 A
Tensão Nominal UN, TP, prim
6.3 kV
Corrente Nominal IN, sec
Tensão Nominal UN, sec
100 V
1A
Os seguintes valores de ajuste secundários resultam dessa especificação:
68
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2.8 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51) Com Subtensão Selada (Seal-In)
2.8.3
Ajustes
Endereços que têm um “A” anexo só podem ser mudados com DIGSI, em Additional
Settings.
A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (Configuração) indica
End.
Parâmetro
1201
O/C I>
1202
I>
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Sobrecorrente Temporizada I>
1A
0.05 .. 20.00 A
1.35 A
Pickup de I>
5A
0.25 .. 100.00 A
6.75 A
1203
T I>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
3.00 sec
Temporização T I>
1204
U< SEAL-IN
ON
OFF
OFF
Estado da Subtensão com
selo
1205
U<
10.0 .. 125.0 V
80.0 V
Pickup da Subtensão com
selo
1206
T-SEAL-IN
0.10 .. 60.00 sec
4.00 sec
Duração da Subtensão
com selo
1207A
I> DOUT RATIO
0.90 .. 0.99
0.95
Relação de Dropout de I>
2.8.4
No.
1722
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
>BLOCK I>
SP
>BLOQUEIO I>
1811
I> Fault L1
OUT
Detecção de Falta de Sobrecorrente do estágio I> fase L1
1812
I> Fault L2
OUT
1813
I> Fault L3
OUT
1815
I> TRIP
OUT
TRIP de Sobrecorrente I>
1950
>Useal-inBLK
SP
>Proteção de Sobrecorrente:: BLOQUEIO Subtensão com
selo
1965
I> OFF
OUT
Proteção de Sobrecorrente do estágio I> está DESLIGADA
1966
I> BLOCKED
OUT
Proteção de Sobrecorrente do estágio I> está
BLOQUEADA
1967
I> ACTIVE
OUT
Proteção de Sobrecorrente do estágio I> está ATIVA
1970
U< seal in
OUT
Proteção de Sobrecorrente de Subtensão com selo
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
69
2 Funções
2.9
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido
(I>>, ANSI 50, 51, 67) com Detecção de Direção
A proteção de sobrecorrente é usada como backup para a proteção de curto-circuito
do objeto protegido. Ela também fornece proteção de backup para faltas da rede
conectada que podem não ser prontamente desconectadas colocando, desta forma,
em risco, o objeto protegido.
O relé 7UM62 permite escolher entre os transformadores de entrada do lado1 e do
lado 2 a alocação da função de proteção de sobrecorrente. Essa escolha é feita
durante a configuração (veja Seção 2.4).
Para assegurar que o pickup sempre ocorra mesmo com faltas internas, a proteção para geradores - é usualmente conectada ao grupo transformador de corrente nos
condutores neutros da máquina. Se esse não for o caso para um sistema individual
de potência, o estágio I>> pode ser combinado com uma determinação de direção de
curto-circuito e desligar um curto-circuito de gerador por meio de um trip sem temporização; a seletividade não é afetada por isso.
Inicialmente as correntes são filtradas numericamente de forma que só as correntes
de freqüência fundamental são usadas para a medição. Isso faz a medição insensitiva
para condições transientes no inicio de um curto-circuito e para correntes de curtocircuito assimétricas (componente d.c.)
2.9.1
Estágio I>>
Cada corrente de fase do lado 1 ou 2 (dependendo da configuração) é individualmente comparada com o valor comum de pickup I>>, e indicada ao atingí-lo. Um
sinal de trip é transmitido para a matriz assim que tenham expirado as temporizações
correspondentes T I>>. O valor de dropout é ± 95 % abaixo do valor de pickup.
Detecção da
Direção
Se essa função de proteção tiver sido designada para o transformadores de entrada
do lado 1, o estágio I>> é equipado com um elemento de direção (desconctável)
permitindo um trip só para faltas em direção contrária (isto é, máquina).
Por essa razão, esse estágio pode ser usado particularmente em aplicações onde
não existe transformador de corrente no ponto estrela do gerador e trip sem temporização é todavia, necessário, nas faltas do gerador.
A definição da direção da corrente na Figuira 2-11 aplica-se para o TC do lado 1. Se
o TC do lado 2 é usado, deve ser ajustado Forward(Para Frente) para
determinar a direção da corrente.
Figura 2-11
70
Seletividade via Detecção de Direção de Curto-Circuito
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.9 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>>, ANSI 50, 51, 67) com Detecção de Direção
A direção é detectada fase-seletivamente por meio de uma tensão polarizada cruzada. A tensão fase-fase normalmente perpendicular ao vetor de corrente de falta é
usada como uma tensão sem falta (Figura 2-12). Isso é considerado durante o cálculo
do vetor de direção na seqüência de rotação de fase horária por uma rotação de +90
e na rotação de fase anti-horária por uma rotação de -90°. Para faltas fase-fase, a
posição da linha reta de direção pode mudar em relação ao colapso da tensão de
curto-circuito.
Figura 2-12
Tensões Polarizadas Cruzadas para Determinação da Direção
A fase conduzindo a tensão mais alta é selecionada para a decisão da direção. Com
níveis iguais de corrente, a fase com o menor número é escolhida (IL1 antes de IL2
antes de IL3). A tabela seguinte mostra a alocação de valores de medição para vários
tipos de faltas de curto-circuito.
Tabelle 2-3
Alocação de Valores Medidos para Determinação da Direção
Pickup
7UM62 Manual
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Corrente Selecionada
Tensão Associada
L1
IL1
UL2 - UL3
L2
IL2
UL3 - UL1
L3
IL3
UL1 - UL2
L1, L2 com IL1>IL2
IL1
UL2 - UL3
L1, L2 com IL1=IL2
IL1
UL2 - UL3
L1, L2 com IL1<IL2
IL2
UL3 - UL1
L2, L3 comIL2>IL3
IL2
UL3 - UL1
L2, L3 com IL2=IL3
IL2
UL3 - UL1
L2, L3 com IL2<IL3
IL3
UL1 - UL2
L3, L1 com IL3>IL1
IL3
UL1 - UL2
L3, L1 com IL3=IL1
IL1
UL2 - UL3
L3, L1 com IL3<IL1
IL1
UL2 - UL3
L1, L2, L3 com IL1>(IL2, IL3)
IL1
UL2 - UL3
L1, L2, L3 com IL2>(IL1, IL3)
IL2
UL3 - UL1
71
2 Funções
Se a tensão fase-fase usada para decisão da direção está abaixo do valor mínimo de
aproximadamente 7 V, a tensão é tomada da memória de tensão. Essa tensão
também permite determinação da direção sem ambiguidade se a tensão de curtocircuito tiver entrado em colapso (curto-circuito próximo dos terminais do gerador).
Após expirar o período de tempo de armazenamento (2 ciclos), a direção detectada
é salva, enquanto não existir suficiente tensão de medição disponível. Se um curtocircuito já existir na partida do gerador (ou para motores ou transformadores na
conexão), de forma que nenhuma tensão esteja presente na memória e nenhuma
direção possa ser determinada, é emitido um trip.
A detecção da direção pode ser desabilitada via entrada binária.
Figura 2-13
2.9.2
Geral
Diagrama Lógico do Estágio I>> com Elemento Direcional
Notas de Ajustes
O estágio de alta-corrente I>> da proteção de sobrecorrente só está efetiva e acessível se tiver sido designada dentro da planilha de configuração no endereço 113 O/C
PROT. I>> tanto para o lado 1 quanto para o lado 2, isto é, se tanto ajustada para
NonDirec. SIDE1, NonDirec.SIDE 2, Direc. SIDE1 quanto Direc. SIDE2.
Se a função não for necessária é ajustada para Disabled.
Se é usada a aquisição da direção, tenha certeza de que os conjuntos de TC e TP
são consistentes.
72
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Estágio de
Corrente de Ajuste
em Alta I>>
O endereço 1301 O/C I>> é usado para manobrar o estágio de tempo definido I>>
para correntes de fase em ON e OFF, ou para bloquear somente o comando de trip
(block relay). O estágio de alta-corrente I>> (Parâmetro 1302 e sua temporização associada T I>>, 1303) é usado para graduação de corrente com grandes
impedâncias existentes, por exemplo, com transformadores, motores ou geradores.
Está especificada de forma a assegurar seu pickup para faltas até essa impedância.
Transformador de
Corrente no Ponto
Estrela (sem detecção de Direção)
Exemplo: Conexão de Unidade
Potência aparente nominal-gerador
SN, Ger
= 5.27 MVA
Tensão nominal - gerador
UN Ger
= 6.3 kV
Reatância transiente eixo direto
xd’
= 29 %
Tensão gerada síncrona transiente
(Gerador de polo saliente)
UP’
= 1,2 · UN,Ger
Potência nominal aparente transformador
SN, T
= 5.3 MVA
Tensão nominal, no lado do gerador
UN, TPprim
= 6.3 kV
Tensão de curto-circuito
uSC
= 7%
Transformador de corrente
IN, TC, prim
IN, sec
= 500 A
1A
=
a) Cálculo de curto-circuito
Curto-circuito tripolar
b) Valor de ajuste:
O valor de ajuste é conseguido por meio de uma conversão no lado secundário. Para
excluir uma operação indesejável ocasionada por sobretensões ou por fenômeno
transiente, um fator adicional de segurança de cerca de 1.2 a 1.3 é recomendado.
Um valor de T I>> = 0.1 s é recomendado como temporização de trip, para habilitar
trip preferencial da proteção diferencial.
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73
2 Funções
Transformador de
Corrente no Lado
de Saída (com detecção de direção)
Se o endereço 113 O/C PROT. I>> foi configurado como direcional, os endereços
1304 Phase Direction e 1305 LINE ANGLE estão acesíveis. A inclinação da linha
direta de direção (veja figura 2-14) representando a linha de separação entre o trip e
a zona de bloqueio pode ser adaptada para as condições da rede por meio do parâmetro de (ÂNGULO DE LINHA) LINE ANGLE . Para fazer isso, o ângulo de linha da
rede é ajustado. A linha direta de direção é perpendicular ao ângulo de direção ajustado. Junto com o parâmetro 1304 Phase Direction = Forward(Direta) ou
Reverse(Reversa), esse parâmetro cobre o completo nível de impedância. Essa é
a direção (reversa), desde que o relé de proteção tenha sido conectado de acordo
com a Figura 2-11. Uma pequena zona é localizada entre as zonas direta e reversa.
Devido aos ângulos residual de fases dos transformadores, uma decisão de direção
segura não é possível nesta pequena zona. Não existe trip na direção preferencial
configurada nesta zona.
Figura 2-14
Definição parâmetros 1304 Phase Direction e 1305 LINE ANGLE
O valor de ajuste da linha direta de direção resulta do ângulo de curto-circuito da rede
de alimentação. Como regra será de mais de 60°. O valor de pickup de corrente
resulta do cálculo da corrente de curto circuito. Valores operacionais de pickup estão
situados em cerca de (1.5 a 2) · IN, Ger. Uma temporização de trip de (TI>> ≈ 0.05 s a
0.1 s) é necessária para assegurar que o efeito do fenômeno transiente está
eliminado.
O valor de correção pode ser determinado durante o comissionamento da máquina
(veja Seção Instalação e Comissionamento em „Testes com a Rede“).
74
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Exemplo de
Aplicação:
Proteção de Motor
Para motores que não tenham transformadores de corrente separados no ponto
estrela, a figura seguinte mostra como usar o estágio I>> como “proteção diferencial”.
A configuração da função de proteção depende dos transformadores. Como essa
aplicação na maioria das vezes é usada para substituições em um sistema existente,
os ajustes daquele sistema deverão ser sua base.
Figura 2-15
2.9.3
Estágio I>> como “Proteção Diferencial”
Ajustes
A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (configuração) indica a
End.
Parâmetro
1301
O/C I>>
1302
I>>
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de
Sobrecorrente
Temporizada I>>
1A
0.05 .. 20.00 A
4.30 A
Pickup de I>>
5A
0.25 .. 100.00 A
21.50 A
1303
T I>>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
Temporização T I>>
1304
Phase Direction
Forward
Reverse
Reverse
Direção de Fase
1305
LINE ANGLE
-90 .. 90 °
60 °
Ângulo de Linha
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2 Funções
2.9.4
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
1720
>BLOCK dir.
SP
>BLOQUEIO direção do estágio I>>
1721
>BLOCK I>>
SP
>BLOQUEIO I>>
1801
I>> Fault L1
OUT
Detecção de falta de sobrecorrente do estágio I>> fase L1
1802
I>> Fault L2
OUT
1803
I>> Fault L3
OUT
1806
I>> forward
OUT
Sobrecorrente I>> direção direta
1807
I>> backward
OUT
Sobrecorrente I>> direção reversa
1808
I>> picked up
OUT
Pickup de Proteção de Sobrecorrente I>>
1809
I>> TRIP
OUT
TRIP de Sobrecorrente I>>
1955
I>> OFF
OUT
Estágio de proteção de sobrecorrente I>>está DESLIGADO
1956
I>> BLOCKED
OUT
Estágio de proteção de sobrecorrente I>>está
BLOQUEADO
1957
I>> ACTIVE
OUT
Estágio de proteção de sobrecorrente I>>está ATIVO
76
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2.10 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V)
2.10
A proteção de sobrecorrente temporizada representa a proteção de curto-circuito
para máquinas pequenas, ou de baixa tensão. Para máquinas grandes ela é usada
como proteção de backup para a proteção de curto-circuito de máquinas (proteção
diferencial e/ou proteção de impedância).Ela fornece proteção de backup para faltas
na rede que possam não ser desconectadas prontamente e dessa forma colocando
a máquina em risco.
O relé 7UM62 permite escolher entre os transformadores de entrada do lado 1 e lado
2 para a alocação da função de proteção de sobrecorrente de tempo inverso. Essa
escolha é feita durante a configuração (veja a Seção 2.4).
Em geradores onde a tensão de excitação é tomada dos terminais da máquina, a
corrente de curto-circuito rapidamente diminui no evento de faltas adjacentes (isto é,
no gerador ou na região da unidade transformadora) devido à ausência de tensão de
excitação. Dentro de uns segundos ela mergulha abaixo do valor de pickup da proteção de sobrecorrente temporizada. Para evitar o dropout do pickup, o componente
de seqüência positiva é adicionalmente monitorado. Esse componente pode influenciar a detecção da sobrecorrente de acordo com dois métodos diferentes. A influência
da subtensão pode ser desligada.
A função de proteção opera, dependendo da variante encomendada, com uma característica inversa de trip de corrente conforme os padrões IEC ou ANSI. As curvas características e as fórmulas correspondentes estão representadas nos Dados Técnicos. Se umadas características inversas (IEC ou ANSI) está configurada, os estágios
de tempo definido I>> e I> podem estar efetivos adicionalmente (veja Seção 2.8).
2.10.1 Descrição Funcional
Pickup e Trip
Cada corrente de fase é individualmente comparada com o valor comum de ajuste de
Ip. Se uma corrente exceder a 1.1 vezes o valor de ajuste, há pickup do estágio e é
sinalizado em uma base por fase. Os valores r.m.s. do componente fundamental são
usados para o pickup. Durante o pickup de um estágio Ip, o tempo de trip é calculado
a partir da corrente de falta fluindo por meio de um procedimento de integração da
medição, dependendo da característica de trip selecionada. Após término desse
período, é transmitido um comando de trip.
Dropout
O dropout de um estágio em pickup é executado assim que o valor cai abaixo de
aproximadamente 95 % do valor de pickup (isto é, 0.95 a 1.1 = 1.045 para o valor de
ajuste). O temporizador iniciará novamente para todos novos pickups.
Consideração de
Subtensão
A proteção de sobrecorrente de tempo inverso é fornecida com uma detecção de
subtensão que pode ser desabilitada. Essa função pode influenciar a detecção de
sobrecorrente de duas formas diferentes:
• Controle de tensão: Se o valor cai abaixo do limite de uma tensão ajustável, um
estágio de sobrecorrente é habilitado.
• Restrição de tensão: O limite de pickup do estágio de sobrecorrente depende do
nível de tensão. Uma tensão mais baixa reduz o valor de pickup da corrente (veja
a Figura 2-16). Uma dependência proporcional, linear, é realizada na zona entre
U/UNom = 1.00 e 0.25.
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77
2 Funções
Conseqüentemente, aplica-se a seguinte regra:
Figura 2-16
Valor de Pickup Dependente de Tensão
O valor de referência Ip é diminuido em proporcionalidade com o decréscimo da
tensão. Conseqüentemente, para uma corrente constante I, a relação I/Ip é aumentada e o tempo de trip reduzido. Comparada com as características representadas no
capítulo “Dados Técnicos”, as características de trip mudam para o lado esquerdo em
relação à tensão decrescente.
A substituição do valor mais baixo de pickup ou a redução do limite de pickup são executados em uma base por fase. Aplicam-se alocações de tensões para as fases que
conduzem correntes representadas na tabela seguinte. Como a proteção usada na
faixa do gerador está incorporada no plano de graduação da rede, a conversão das
tensões pelo transformador do relógio deve também ser considerada. Sendo assim,
em princípio, deve ser feita uma distinção entre uma conexão de unidade e uma
conexão de barramento a qual deve estar comunicada ao dispositivo pelo parâmetro
272 SCHEME. Como as tensões fase-fase são refereridas em qualquer caso,
medições de faltas durante faltas à terra são evitadas.
Tabela 2-4
Tensões de controle em relação às correntes de falta
Tensão
Corrente
Conexão de Barramento
Conexão de Unidade
IL1
UL1 – UL2
((UL1 – UL2) – (UL3 – UL1)) / √3
IL2
UL2 – UL3
((UL2 – UL3) – (UL1 – UL2)) / √3
IL3
UL3 – UL1
((UL3 – UL1) – (UL2 – UL3)) / √3
Em ou para evitar operação indesejável durante uma falta de transformador de
potencial, o bloqueio da função é implementado via uma entrada binária controlada
pelo disjuntor de proteção do transformador de potencial, assim como via detecção
de falhas de tensão de medição internas do dispositivo ("Monitoramento de Falha do
Fusível”, veja também a Seção 2.42.1).
78
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A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de sobrecorrente de tempo
inverso sem influência de subtensão, enquanto que as Figuras 2-18 e 2-19 ilustram
os diagramas lógicos com influência de subtensão.
Figura 2-17
Diagrama Lógico da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso sem Influência de Subtensão
Figura 2-18
Diagrama Lógico da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso com controle de Tensão
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2 Funções
A mudança para valor de pickup de corrente mais baixo na tensão decrescente (liberação do loop) é executada em uma base fase por fase de acordo com a Tabela 2-4.
Figura 2-19
Diagrama Lógico da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso com Restrição de Tensão
A redução do limite de pickup no caso de uma tensão decrescente (designação de
controle de tensão) é executada fase por fase conforme a Tabela 2-4.
80
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2.10.2 Notas de Ajustes
Geral
A proteção de sobrecorrente de tempo inverso só está efetiva e disponível se essa
função foi alocada para os TCs de entrada tanto do lado1 quanto do lado 2 durante a
configuração (veja a Seção 2.4), isto é, se o endereço 114 O/C PROT. Ip foi ajustado para IEC SIDE 1, ANSI SIDE 1, IEC SIDE 2 ou ANSI SIDE 2. Se a função
não for necessária é ajustada para Disabled.
Estágio de
Sobrecorrente Ip
O endereço 1401 O/C Ip serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para
bloquear somente o comando de trip (Block relay). Neste contexto, deve ser
considerado que, para a proteção de sobrecorrente de tempo inverso, um fator de
segurança de cerca de 1.1 tenha já sido incluido entre o valor de pickup e o valor de
ajuste. Isso significa que um pickup só acontece se uma corrente de cerca de 1.1 do
valor de ajuste estiver presente. A função irá resetar assim que o valor cair abaixo de
95 % do valor de pickup.
O valor de corrente é ajustado no endereço 1402 Ip. A corrente máxima operacional
é de primeira importância para o ajuste. Um pickup causado por uma sobrecarga deve
ser excluido, já que o dispositivo opera neste modo como proteção de falta com
tempos de trip correspondentemente curto e não como proteção de sobrecarga.
O multiplicador de tempo correspondente para configuração de características IEC
(endereço 114 O/C PROT. Ip = IEC Page n) é acessível no endereço 1403 T Ip.
No endereço 1405 IEC CURVE, 3 características IEC podem ser selecionadas.
O multiplicador de tempo para configuração de características ANSI (endereço 114
O/C PROT. Ip= ANSI Page) pode ser encontrado no endereço 1404 TIME DIAL:
TD; Parâmetro 1406 ANSI CURVE oferece uma escolha entre 5 características ANSI.
Os multiplicadores de tempo devem ser coordenados com o planejamento de
graduação da rede.
Os multiplicadores de tempo também podem ser ajustados para ∞. Se ajustados para
infinito, o pickup dessa função será indicado mas não ocorrerá trip do estágio após
pickup. Se o estágio Ip não for necessário, na configuração da função de proteção
(Seção 2.4) o endereço 114 O/C PROT. Ip é ajustado para Disabled ou essa
função manobrada em 1401 O/C Ip = OFF.
O endereço 1408 serve para pré-definir o valor de pickup U< para trip da subtensão
do valor de pickup de Ip para proteção de sobrecorrente de tempo inverso com controle de tensão/AMZ (Parâmetro 1407 VOLT. INFLUENCE = Volt. controll.). O
parâmetro é ajustado para um valor logo abaixo da mais baixa tensão fase-fase admissível durante a operação, por exemplo, de 75 a 80 V. Neste contexto, as mesmas
regras se aplicam que para a subtensão com selo da proteção de sobrecorrente de
tempo definido (veja também a Subseção 2.8.2).
Se, o endereço 1407 VOLT. INFLUENCE é ajustado para without ou Volt.
restraint, o parâmetro 1408 não tem função.
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2 Funções
2.10.3 Ajustes
End.
Parâmetro
1401
O/C Ip
1402
Ip
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de sobrecorrente
temporizada Ip
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
Pickup de Ip
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
1403
T Ip
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Dial de Tempo de T Ip
1404
TIME DIAL: TD
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
DIAL de TEMPO: TD
1405
IEC CURVE
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inv.
Normal Inverse
Curva IEC
1406
ANSI CURVE
Very Inverse
Inverse
Moderately Inv.
Extremely Inv.
Definite Inv.
Very Inverse
Curva ANSI
1407
VOLT. INFLUENCE
without
Volt. controll.
Volt. restraint
without
Influência de tensão
1408
U<
10.0 .. 125.0 V
75.0 V
Limite U< para liberação
de Ip
2.10.4 Lista de Informações
No.
1883
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
>BLOCK O/C Ip
SP
>BLOQUEIO da Proteção de sobrecorrente de tempo
inverso
1891
O/C Ip OFF
OUT
Proteção de sobrecorrente Ip está DESLIGADA (OFF)
1892
O/C Ip BLOCKED
OUT
Proteção de sobrecorrente Ip está BLOQUEADA
1893
O/C Ip ACTIVE
OUT
Proteção de sobrecorrente Ip está ATIVA
1896
O/C Ip Fault L1
OUT
Detecção de falta de sobrecorrente Ip fase L1
1897
O/C Ip Fault L2
OUT
1898
O/C Ip Fault L3
OUT
1899
O/C Ip pick.up
OUT
Pickup de sobrecorrente Ip
1900
O/C Ip TRIP
OUT
TRIP de Sobrecorrente Ip
82
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2.11 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49)
2.11
A proteção de sobrecarga térmica previne sobrecarregamento térmico dos
enrolamentos do estator da máquina que está sendo protegida.
Perfil Térmico
O dispositivo calcula a sobretemperatura de acordo com um modelo térmico de corpo
único baseado na seguinte equação diferencial:
com
Θ
Temperatura real de operação expressa em porcentagem da
temperatura de operação correspondente à máxima corrente de
operação permissível k · IN
ΘK
Temperatura refrigerante ou temperatura ambiente como uma
diferença da temperatura de referência de 40 °C
τ
Constante de tempo térmica para o aquecimento do equipamento
que está sendo protegido
I
Corrente de operação expressa em porcentagem da corrente de
operação máxima permissível Imax = k · IN
A função de proteção modela um perfil térmico do equipamento que etá sendo
protegido (proteção de sobrecarga com capacidade de memória). Tanto a “história”
prévia de um sobrecarga quanto a perda de calor para o ambiente são levadas em
consideração.
A solução dessa equação é em operação estacionária é uma “e-função” (função
eletrônica) cuja assíntota representa a temperatura final ΘEnd. Após atingido um limite
inicial de sobretemperatura ajustável, é emitido um alarme para por exemplo,
medidas de redução de carga. Se o segundo limite de sobretemperatura, isto é, a
sobretemperatura final = temperatura de trip, é atingido, o equipamento protegido é
desconectado da rede. A proteção de sobretemperatura pode, entretanto, também
ser ajustada para (Somente alarme) Alarm Only. Neste caso, somente uma
indicação é emitida quando a temperatura final é atingida.
A sobretemperatura é calculada a partir da maior das três correntes de fase. Como o
cálculo está baseado em valores rms de correntes, harmônicos que contribuam para
um aumento de temperatura do enrolamento do estator são também considerados.
A máxima corrente contínua termicamente permissível Imax é descrita como um
múltiplo da corrente nominal IN do objeto protegido:
Imax = k · IN
Em adição ao fator k (Parâmetro K-FACTOR), a (CONSTANTE DE TEMPO) TIME
CONSTANT τ e a temperatura de alarme Θ ALARM (em porcentagem da temperatura
de trip Θ TRIP) devem ser especificados.
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83
2 Funções
Proteção de sobrecarga também tem um recurso de alarme de corrente (I ALARM)
em adição ao estágio de alarme de temperatura. O elemento de aviso de corrente
pode reportar prematuramente uma sobrecarga de corrente (quando Imax é excedida)
mesmo se a temperatura de operação calculada não tiver ainda atingido os níveis de
alarme ou trip.
Temperatura de
Refrigeração (Temperatura Ambiente)
Com o 7UM62 o modelo térmico considera um valor de temperatura externo.
Dependendo da aplicação, essa temperatura pode ser a temperatura de refrigeração
ou a temperatura ambiente ou, no caso de turbinas a gás, a temperatura de entrada
do gás frio.
A temperatura a ser considerada pode ser parametrizada de uma das seguintes
formas:
• Via transdutor de medição (TD 2)
• via interface Profibus DP/Modbus
• Via unidade de detecção de temperatura (Thermobox, RTD 1)
Um sensor de temperatura externo mede, por exemplo, a temperatura refrigerante e
a converte para uma tensão ou corrente proporcional à temperatura. Essa grandeza
de saída pode entrar no 7UM62 via o transdutor de medição TD 2 integrado. Se um
nível de sinal entre 4 mA e 20 mA for usado, o circuito de medição para a entrada de
temperatura pode adicionalmente ser monitorado para interrupções. Se a corrente
medida do amplificador externo cair abaixo de 2 mA, o relé sinaliza uma indicação de
perturbação e adota, ao mesmo tempo, uma temperatura de refrigeração fictícia de
40 °C (a temperatura assumida se não existir detecção de temperatura de
refrigeração).
A temperatura ambiente ou de refrigeração pode também ser detectada por um
sensor externo de temperatura, digitalizado e entrando no 7UM62 via Profibus-DP
Interface / Modbus .
Se o recurso de supervisão de temperatura está implementado usando uma thermobox (veja Seção 2.46) a entrada RTD1 pode ser usada para inclusão de temperatura
na proteção de sobrecarga.
Com a detecção da temperatura refrigerante de acordo com um dos três métodos
descritos, a corrente máxima permissível Imax é influenciada pela diferença de
temperatura do refrigerante. Se a temperatura ambiente ou de refrigeração é menor,
a máquina pode suportar uma corrente mais alta do que quando as temperaturas são
altas.
Limitação de
Corrente
Para que a proteção de sobrecarga na ocorrência de altas correntes de curto-circuito,
(e com constantes de tempo pequenas), não cause tempos de trip extremamente
curtos e assim talvez, afetando a graduação de tempo da proteção de curto-circuito,
é possível implementar uma limitação de corrente para a proteção de sobrecarga.
Correntes excedentes ao valor especificado no parâmetro 1615 I MAX THERM. são
limitadas a esse valor. Por essa razão, elas não mais reduzem o tempo de trip na
memória térmica.
Constante de
Tempo de Espera
A equação diferencial acima assume uma refrigeração constante que é refletida pela
constante de tempo τ = Rth · Cth (resistência térmica e capacitância térmica). Em uma
máquina auto ventilada, entretanto, a constante de tempo térmica em espera pode
variar consideravelmente da constante de tempo de um máquina em andamento
contínuo, já que ali a ventilação fornece refrigeração onde em espera somente
convecção natural acontece.
84
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Dessa forma, duas constantes de tempo devem ser condideradas em tais casos para
ajustes.
Neste contexto, é detectado máquina em espera quando a corrente atinge o valor
limite BkrClosed I MIN (veja cabeçalho de margem "Monitoramento de Fluxo de
Corrente" na Subseção 2.5).
Bloqueio
A memória térmica pode ser resetada via uma entrada binária („>RM th.rep.
O/L“). O valor de temperatura excessiva induzido por corrente é resetado para zero.
O mesmo é conseguido pela parametrização de um bloqueio („>BLK
ThOverload“); neste caso, a proteção de sobrecarga é completamente bloqueada,
incluindo o estágio de alarme de corrente.
Quando máquinas devem dar partida por razões de emergência, temperaturas de
operação acima das máximas temperaturas operacionais permissíveis são permitidas (partida de emergência). Então, exclusivamente o sinal de trip pode ser bloqueado via uma entrada binária („>Emer.Start O/L“). Como o perfil térmico pode ter
excedido a temperatura de trip após a partida e o dropout da entrada binária acontecerem, a função de proteção tem o recurso de um intervalo de tempo de andamento
(T EMERGENCY) que é iniciado quando a entrada binária entra em dropout e continua
a supressão do sinal de trip. Trip pela proteção de sobrecarga será bloqueado até que
esse intervalo de tempo expire. Essa entrada binária só afeta o sinal de trip. Não tem
efeito no registro da condição da falta nem reseta o perfil térmico.
Comportamento na
Falha da Fonte de
Alimentação
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C53000-G1179-C149-2
Para proteção de sobrecarga, junto com todas as outras funções de proteção do
7UM62 nos Dados do Sistema de Potência 1 (parâmetro 274 ATEX100, veja Seção
2.5) é possível escolher se a sobretemperatura calculada será armazenada através
de uma falha da fonte de alimentação ou resetada para zero. Essa última opção é o
Ajuste Padrão.
85
2 Funções
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para proteção de sobrecarga.
Figura 2-20
86
Lógica da Função de Proteção de Sobrecarga
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Geral
Proteção de sobrecarga só está efetiva e acessível se o endereço 116
Therm.Overload é ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função
Tranformadores e geradores estão sujeitos a danos por sobrecargas extensas. Essa
sobrecargas não são e não devem ser detectadas pela proteção de curto-circuito.
Proteção de sobrecorrente deverá ser ajustada alta de forma que só detecte faltas,
uma vez que a proteção de falta só permite temporizações curtas. Temporizações
curtas, entretanto, não permitem medidas para subestimar o equipamento sobrecarregado nem permitem que se tome vantagem de sua capacidade (limitada) de sobrecarga.
O relé de proteção 7UM62 tem o recurso de uma função de proteção de sobrecarga
com característica de trip térmico adaptável à capacidade de sobrecarga do equipamento que está sob proteção.
No endereço 1601 Ther. OVER LOAD a proteção de sobrecarga térmica pode ser
manobrada para ON ou OFF,o comando de trip bloqueado (Block relay) ou a
função de proteção ajustada para (Somente Alarme) Alarm Only. No último caso
nenhuma gravação de falta é criada se ocorrer uma sobrecarga. Se a proteção de
sobrecarga for ajustada para ON, o trip também é possível.
Fator-K
A proteção de sobrecarga é ajustada com grandezas por unidade. A corrente nominal
IN, Máq do objeto sob proteção (gerador, motor, transformador) é tipicamente usada
como corrente base. A corrente contínua permissível térmicamente Imax prim pode ser
usada para calcular um fator kprim:
A corrente contínua permissível termicamente para o equipamento sob proteção é
geralmente obtida das especificações do fabricante. Se não existir especificação
disponível, um valor de 1.1 vezes a corrente nominal é assumida.
O FARTOR K (K-FACTOR) a ser ajustado no dispositivo 7UM62 (Endereço 1602)
refere-se à corrente nominal secundária (= corrente do dispositivo). Aplica-se o
seguinte para conversão:
com
Imax prim
corrente primária do motor contínua admissível térmicamente
IN Máq
Corrente Nominal da Máquina
INTC prim
Corrente nominal primária do TC
Exemplo: Gerador e transformador de corrente com os seguintes dados:
Corrente Contínua Permissível Imax prim= 1.15 · IN, Máq
Corrente Nominal do Gerador
Transformador de Corrente
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IN Máq = 483 A
500 A / 1 A
87
2 Funções
Constante de
Tempo
A proteção de sobrecarga segue a progressão da sobretemperatura, empregando
uma equação diferencial térmica cuja solução em estado estacionário é uma função
exponencial. A (CONSTANTE DE TEMPO) TIME CONSTANT τ (Endereço 1603) é
usada no cálculo para determinar a temperatura de operação.
Se a característica de sobrecarga do gerador a ser protegido é pré-determinada, o
usuário deve selecionar a característica de trip de proteção de forma que ela
corresponda amplamente à característica de sobrecarga, pelo menos para pequenas
sobrecargas.
Esse é também o caso se o tempo de energização correspondente a um certo valor
de sobrecarga é indicado.
Estágios de Alarme
Pelo ajuste do nível de alarme térmico Θ ALARM (Endereço 1604), uma mensagem
de aviso pode ser emitida antes de ser atingida a temperatura de trip, evitando assim,
o trip pela redução imediata de carga. Esse nível de atenção representa simultâneamente o nível de dropout para o sinal de trip. O sinal de trip só é interrompido quando
esse valor limite é novamente alcançado.
O nível de alarme térmico é fornecido em porcentagem do nível da sobretemperatura
de trip.
Nota: Com o valor típico de K-FACTOR = 1.1, na aplicação da corrente nominal da
máquina e corrente primária do transformador adaptada, a seguinte sobretemperatura de trip final resulta
da temperatura de trip. Conseqüentemente, o estágio de aviso deverá ser ajustado
entre a sobretemperatura final com a corrente nominal (neste caso, de 83 %) e a
sobretemperatura de trip (100 %).
No presente exemplo, a memória térmica alcança o seguinte valor se for aplicada a
corrente nominal:
Um nível de alarme de corrente (Parâmetro 1610 I ALARM) está também disponível.
O nível é ajustado em amperes secundários e deverá ser igual a, ou levemente abaixo
do que a corrente contínua permissível K-FA74CTOR · IN sec . Pode ser usado ao invés
do nível de alarme térmico pelo ajuste do nível de alarme térmico para 100 % e então
praticamente inativo.
Extensão de
Constantes de
Tempo na Máquina
em Espera
A constante de tempo programada no endereço 1603 é válido para máquina em
andamento. Em movimento lento ou em espera, a máquina pode resfriar muito mais
lentamente. Esse comportamento pode ser modelado pelo prolongamento da constante de tempo pelo Kτ-FACTOR (Endereço 1612) na máquina em espera. Nesse
contexto, a espera da máquina é detectada quando a corrente alcança o valor limite
BkrClosed I MIN (veja cabeçalho de margem "Monitoramento de Fluxo de
Corrente" na Subseção Dados do Sistema de Potência 1) (P. System Data 1).
Se nenhuma distinção entre as constantes de tempo for necessária, o fator de
prolongamento Kτ-FACTOR pode ser mantido como 1.0 (padrão).
88
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Limitação de
Corrente
O parâmetro 1615 I MAX THERM. especifica até qual valor de corrente os tempos
de trip são calculados de acordo com a fórmula prescrita. Nas características de trip
da Seção „Dados Técnicos“, Subseção „Proteção de Sobrecarga“, esse valor limite
determina a transição para a parte horizontal das características, onde não há outra
redução de tempo de trip, apesar do aumento dos valores de corrente. O valor limite
deve assegurar que mesmo para a mais alta corrente de curto-circuito possível, os
tempos de trip da proteção de sobrecarga excedam os tempos de trip dos dispositivos
de proteção de curto-circuito (proteção diferencial,proteção de impedância, proteção
de sobrecorrente temporizada). Como regra, uma limitação para a corrente secundária correspondente grosseiramente a três vezes a corrente nominal da máquina
será suficiente.
Partida de
Emergência
O tempo em andamento a ser parametrizado no endereço 1616 T EMERGENCY deve
ser suficiente para assegurar uma partida de emergência e dropout da entrada binária
„>Emer.Start O/L“ o comando de trip é bloqueado até que a réplica térmica
novamente caia abaixo do limite de dropout.
Temperatura
Ambiente ou
Refrigerante
As especificações fornecidas até agora são suficientes para modelar a sobretemperatura. Em adição a isso, a proteção da máquina pode também processar a temperatura ambiente ou refrigerante. Isso deve então ser sinalizado para o dispositivo tanto
pelo transdutor de medição TD2 fornecido como uma corrente DC proporcional à temperatura de um transdutor de medição com um sinal zero vivo entre 4 e 20 mA, ligado
via uma thermobox, quanto como valor medido digitalizado via barramento de campo
(por exemplo, Profibus DP). O endereço 1607 TEMP. INPUT serve para selecionar
o procedimento de entrada de temperatura. Se não existir detecção de temperatura
refrigerante o endereço 1607 é ajustado para Disabled. A alocação entre o sinal de
entrada e a temperatura pode ser ajustada no endereço 1608 (em °C) ou 1609
(em °F) TEMP. SCAL.. O valor de temperatura ali ajustado é equivalente a 100 % do
valor Profibus DP/Modbus, ou deflexão de escala completa (20 mA) do trandutor de
medição. No ajuste padrão, 100 % (barramento de campo) ou 20 mA (transdutor de
medição TD2) corresponde a 100 °C.
Se no endereço 1607 TEMP. INPUT o ajuste de temperatura da RTD 1 é
selecionado, a escala no endereço1608 ou 1609 é inefetiva. Os trabalhos de ajustes
podem ser deixados como estão.
Se for usada a detecção de temperatura refrigerante, o usuário deve ter o cuidado de
que o K-FACTOR a ser ajustado seja referente a uma temperatura ambiente de 40 °C,
isto é, que corresponda à máxima corrente permissível na temperatura de 40 °C.
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89
2 Funções
Como todos os cálculos são executados com grandezas padrão, a temperatura ambiente deve ser também padronizada. A temperatura na corrente nominal da máquina
é usada como valor de padronização. Se a corrente nominal da máquina desvia da
corrente nominal do TC, a temperatura deve ser adaptada de acordo com a fórmula
seguinte. No endereço 1605 ou 1606 TEMP. RISE I a temperatura adaptada para
corrente nominal do transformador é ajustada. Esse valor de ajuste é usado como
grandeza de padronização da entrada de temperatura ambiente.
com
ΘNsec
Temperatura da Máquina com Corrente Nominal Secundária = ajuste
no 7UM62 (Endereço 1605 ou 1606)
ΘNMaq
Temperatura da Máquina com Corrente Nominal da Máquina
INTCprim
Corrente nominal primária do transformador de corrente
INMaq
Corrente nominal da máquina
Se a entrada de temperatura não for usada, o endereço 1607 TEMP. INPUT deve
ser ajustado para Disabled. Neste caso, os ajustes dos endereços1605 ou 1606 e
1608 ou 1609 não são considerados.
Se a entrada de temperatura for usada, os tempos de trip mudam se a temperatura
de refrigeração desvia da temperatura de referência interna de 40 °C. A fórmula
seguinte pode ser usada para calcular o tempo de trip:
com
τ
CONSTANTE DE TEMPO (Endereço 1603)
k
FATOR K (Endereço 1602)
IN
Corrente Nominal do Dispositivo
I
Corrente Secundária Real Fluindo
Ipre
Corrente de Carga Prévia
ΘN
Temperatura com Corrente Nominal IN
(Endereço 1605 TEMP. RISE I)
ΘK
Entrada de Temperatura da Refrigeração (Escala com o endereço
1608 ou 1609)
Exemplo:
Máquina:
90
INMaq
= 483 A
ImaxMaq
= 1,15 IN para ΘK = 40 °C
ΘNMaq
= 93 °C
τth
= 600 s (Constante térmica de tempo da máquina)
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Transformador de corrente: 500 A/1 A
Com uma suposta corrente de carga de I = 1.5 · IN, Device e uma précarga de IPre = 0,
para diferentes temperaturas ambiente ΘK os seguintes tempos de trip resultam:
2.11.3 Ajustes
Endereços que têm um “A” anexo, só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
1601
Ther. OVER LOAD
OFF
ON
Block relay
Alarm Only
OFF
Proteção de Sobrecarga
Térmica
1602
K-FACTOR
0.10 .. 4.00
1.11
Fator K
1603
TIME CONSTANT
30 .. 32000 sec
600 sec
Constante de Tempo
Térmica
1604
Θ ALARM
70 .. 100 %
90 %
Estágio de Alarme
Térmico
1605
TEMP. RISE I
40 .. 200 °C
100 °C
Aumento de Temperatura
na Corrente Nominal
Secundária
1606
TEMP. RISE I
104 .. 392 °F
212 °F
Aumento de Temperatura
na Corrente Nominal
Secundária
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91
2 Funções
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
1607
TEMP. INPUT
Disabled
4-20 mA
Fieldbus
RTD 1
Disabled
Entrada de Temperatura
1608
TEMP. SCAL.
40 .. 300 °C
100 °C
Temperatura para Escala
1609
TEMP. SCAL.
104 .. 572 °F
212 °F
1610A
I ALARM
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
Setpoint de Alarme de
Sobrecarga de Corrente
1.0 .. 10.0
1.0
Fator Kt quando o motor
pára
5A
2.50 .. 40.00 A
16.50 A
1A
0.50 .. 8.00 A
3.30 A
Corrente Máxima para
Réplica Térmica
10 .. 15000 sec
100 sec
1612A
Kτ-FACTOR
1615A
I MAX THERM.
1616A
T EMERGENCY
Tempo de Emergência
No.
1503
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
>BLK ThOverload
SP
>BLOQUEIO da proteção de sobrecarga térmica
1506
>RM th.rep. O/L
SP
>Reset da memória para réplica térmica de sobrecarga
1507
>Emer.Start O/L
SP
>Partida de emergência de sobrecarga
1508
>Fail.Temp.inp
SP
>Falha de entrada de temperatura
1511
Th.Overload OFF
OUT
Proteção de Sobrecarga Térmica está DESLIGADA (OFF)
1512
Th.Overload BLK
OUT
Proteção de Sobrecarga Térmica está BLOQUEADA
1513
Overload ACT
OUT
Proteção de Sobrecarga Térmica está ATIVA
1514
Fail.Temp.inp
OUT
Falha de entrada de temperatura
1515
O/L I Alarm
OUT
Alarme de Corrente de Sobrecarga (I alarm)
1516
O/L Θ Alarm
OUT
Alarme de Sobrecarga Térmica
1517
O/L Th. pick.up
OUT
Pickup de Sobrecarga Térmica
1519
RM th.rep. O/L
OUT
Reset da réplica de memória térmica de sobrecarga
1521
ThOverload TRIP
OUT
TRIP de Sobrecarga Térmica
92
7UM62 Manual
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2.12 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa)(ANSI 46)
2.12
Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa)(ANSI 46)
Proteção de carga desbalanceada detecta cargas desbalanceadas de motores de
indução trifásicos. Cargas desbalanceadas criam um campo de rotação contrária que
age no rotor em dupla freqüência. Correntes parasitas são induzidas na superfície do
rotor conduzindo ao sobreaquecimento local nas zonas finais do rotor e lâminas
laterais. Um outro efeito de cargas desbalanceadas é o sobreaquecimento do
enrolamento amortecedor. Em adição, essa função de proteção pode ser usada para
detectar interrupções, faltas e problemas de polaridade com transformadores de
corrente. É útil também na detecção de faltas mono e bipolares com magnitudes mais
baixas do que as correntes de carga.
2.12.1 DescriçãoFuncional
Determinação de
Carga
Desbalanceada
A proteção de carga desbalanceada do 7UM62 usa filtros numéricos para dissecar as
correntes de fase em seus componentes simétricos. Ela avalia o sistema de
seqüência de fase negativa e corrente de seqüência de fase negativa I2. Se a corrente
de seqüência negativa de fase exceder um valor limite parametrizado, inicia-se o
tempo de trip. Um comando de trip é transmitido assim que o tempo de trip expira.
Estágio de Alarme
Se o valor da corrente de seqüência de fase negativa continuamente permissível I2>
é excedido, após expirar um tempo de ajuste T WARN uma mensagem de alarme
„I2> Warn“ é emitida (veja Figura 2-21).
Característica
Térmica
Os fabricantes de máquinas indicam a carga desbalanceada permissível por meio da
seguinte fórmula:
O fator de assimetria depende da máquina e representa o tempo em segundos
durante o qual o gerador pode ser carregado com uma carga desbalanceada de
100%. Esse fator está tipicamente na faixa entre 5 s e 30 s.
O aquecimento do objeto a ser protegido é calculado no dispositivo assim que a carga
desbalanceada permissível I2> é excedida. Neste contexto, a área tempo-corrente é
constantemente calculada para assegurar a consideração correta de vários casos de
carga. Assim que a área corrente-tempo ((I2/IN)2 · t) tenha atingido o fator de assimetria K, há trip da característica térmica.
Limitação
7UM62 Manual
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Para evitar o sobrefuncionamento do estágio de trip térmico durante curtos circuitos,
a corrente de entrada I2 é restrita. Esse limite é tanto 10 · I2perm quanto o valor de
ajuste do estágio I2>> (End. 1706), o que seja menor. Acima desse valor de corrente
o tempo de trip da função térmica é constante. Em adição, a memória térmica é limitada a 200% da temperatura de trip. Isso evita refrigeração prolongada após um trip
temporizado de curto-circuito.
93
2 Funções
Resfriamento
Um tempo de resfriamento ajustável inicia assim que a carga desbalanceada
constantemente permissível I2> é atingida. O trip cai no dropout do limite de dropout
de pickup. Entretanto, o conteúdo do contador é resetado para zero com o tempo de
resfriamento parametrizado no endereço 1705 T COOL DOWN. Neste contexto, esse
parâmetro é definido como o tempo necessário pela réplica térmica para resfriar de
100 % para 0 %. O tempo de resfriamento depende do tipo de construção do gerador
e especialmente do enrolamento amortecedor. Pré-carga é levada em consideração
quando ocorre carregamento desbalanceado durante o período de resfriamento. O
relé de proteção fornecerá assim, trip em um períodomais curto.
Estágios de Trip
Figura 2-21
Estágio de Trip de
Tempo Definido
Zona de Trip da Proteção de Carga Desbalanceada
Altas correntes de seqüência de fase negativa só podem ser causadas por um curto
circuito bipolar no sistema de potência, o qual deve ser examinado de acordo com o
plano de graduação da rede. Por essa razão a característica térmica é cortada por um
estágio de corrente de seqüência de fase negativa independente selecionável.
(Parâmetros 1706 I2>> e 1707 T I2>>).
Favor observar as instruções com respeito a mudança de seqüência de fase nas
Seções 2.5 e 2.47.
94
7UM62 Manual
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A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de carga desbalanceada. A
proteção pode ser bloqueada via uma entrada binária („>BLOCK I2“). Pickups e
estágios de tempo são resetados e os valores medidos na réplica térmica são eliminados. A entrada binária „>RM th.rep. I2“ só serve para eliminar valores medidos
da característica térmica.
Logic
Figura 2-22
Diagrama lógico da proteção de carga desbalanceada
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95
2 Funções
Geral
A proteção de seqüência negativa só está efetiva e acessível se o endereço 117
UNBALANCE LOAD está ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função
O endereço 1701 UNBALANCE LOAD serve para manobrar a proteção de carga
desbalanceada para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block
relay).
A máxima corrente de seqüência negativa de fase permissível é importante para o
modelo térmico. Para máquinas se até 100 MVA com rotores de polo não saliente,
isso tipicamente cresce para um valor na faixa de 6 % a 8 % da corrente nominal da
máquina e com rotores de polo saliente pelo menos 12 %. Para máquinas maiores e
nos casos de dúvida, favor consultar as instruções do fabricante da máquina.
É importante observar que os dados do fabricante estão relacionados aos valores
primários da máquina, por exemplo, a máxima permissível corrente inversa permanente é referente à corrente nominal da máquina. Para ajustes no relé de proteção
esse dado é convertido para corrente inversa secundária. Aplica-se o seguinte:
com
Limite de Pickup/
Estágio de Alarme
I2 max prim
Corrente inversa térmica permissível da máquina
IN Maq
IN TC prim
O valor para I2> é ajustado no endereço 1702. É ao mesmo tempo o valor de pickup
para um estágio de alarme cuja temporização T WARN é ajustada no endereço 1703.
Exemplo:
IN Máq
= 483 A
I2 max. prim / IN Máq
= 11 % permanente (máquina de polo
saliente, veja Figura 2-23)
Transformador
de Corrente
IN TC prim
= 500 A
Valor de Ajuste
I2 perm
= 11 % · (483 A/500 A) = 10.6 %
Máquina
Fator K de
Seqüência
Negativa
96
Se o fabricante da máquina indicar a duração de carregamento devido a uma carga
desbalanceada por meio da constante K = (I2/IN)2 ·t, ela é ajustada imediatamente no
endereço 1704 FACTOR K. A constante K é proporcional à perda de energia
admissível.
7UM62 Manual
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Conversão para
Valores
Secundários
O fator K pode ser derivado da característica de carga desbalanceada de acordo com
a figura abaixo pela leitura do tempo correspondente ao FACTOR K no ponto I2/IN = 1.
Exemplo:
tperm = 20 s for I2/IN = 1
A constante Kprimário = 20 s determinada dessa forma é válida para o lado da máquina
(lado primário).
O fator Kprimário pode ser convertido para o lado secundário por meio da seguinte
fórmula:
O fator de assimetria calculado Ksec é ajustado como FACTOR K no endereço 1704.
Exemplo:
IN Máq
= 483 A
IN CT prim
= 500 A
Fator Kprimário
= 20 s
Valor de ajuste no endereço1704:
Figura 2-23
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Exemplo de uma Característica de Carga Desbalanceada Especificada pelo
Fabricante da Máquina
97
2 Funções
Tempo de
Resfriamento
O parâmetro 1705 T COOL DOWN estabelece o tempo necessário para o objeto sob
proteção resfriar sob carga desbalanceada admissível I2> ao valor inicial. Se o fabricante da máquina não fornecer essa informação, o valor de ajuste pode ser calculado assumindo um valor igual para tempo de resfriamento e tempo de aquecimento do
objeto sob proteção. A fórmula abaixo mostra a relação entre o fator de assimetria K
e o tempo de resfriamento:
Exemplo:
O seguinte tempo de resfriamento resulta para K = 20 s e carga desbalanceada
contínua admissível I2/IN = 11 %.
Esse valor T COOL DOWN é ajustado no endereço 1705.
Característica de
Trip de Tempo
Definido
Faltas assimétricas também causam correntes altas de seqüência de fase negativa.
Uma característica de estágio de corrente de seqüência de fase negativa de tempo
definido 1706 I2>> pode assim detectar curto circuitos assimétricos do sistema de
potência. Um ajuste entre 60 % e 65 % assegura que o trip sempre irá ocorrer de
acordo com a característica térmica no caso de falha de fase (carga desbalanceada
continuamente abaixo de 100/√3 %, i.sto é, I2 < 58 %). Por outro lado, um curtocircuito bipolar pode ser assumido para uma carga desbalanceada entre 60 % a
65 %. A temporização T I2>> (endereço 1707)deve estar coordenada com a
graduação do sistema para curtos-circuitos fase-fase.
Ao contrário da proteção de sobrecorrente temporizada, o estágio I2>> está apto a
detectar correntes de falta na corrente nominal. Aplicam-se as seguintes condições:
uma falta bifásica com corrente de falta I produz uma corrente de seqüência negativa
uma falta monofásica com corrente de falta I produz uma corrente de seqüência
negativa
Com um ponto estrela isolado, o valor da corrente I é particularmente baixo e pode
ser negligenciado. Com um aterramento de baixa resistência, entretanto, ele é
determinado pela resistência de terra.
98
7UM62 Manual
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2.12.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
1701
UNBALANCE LOAD
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Carga
Desbalanceada
1702
I2>
3.0 .. 30.0 %
10.6 %
Corrente Permissível
Continuadamente I2
1703
T WARN
0.00 .. 60.00 sec; ∞
20.00 sec
Temporização do Estágio de
Alarme
1704
FACTOR K
1.0 .. 100.0 sec; ∞
18.7 sec
Fator K de seqüência negativa
1705
T COOL DOWN
0 .. 50000 sec
1650 sec
Tempo para Resfriamento
1706
I2>>
10 .. 200 %
60 %
Pickup de I2>>
1707
T I2>>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
3.00 sec
Temporização T I2>>
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5143
>BLOCK I2
SP
>BLOQUEIO I2 (Carga Desbalanceada)
5146
>RM th.rep. I2
SP
>Reset de memória para réplica térmica I2
5151
I2 OFF
OUT
I2 está DESLIGADA (OFF)
5152
I2 BLOCKED
OUT
I2 está BLOQUEADA
5153
I2 ACTIVE
OUT
I2 está ATIVA
5156
I2> Warn
OUT
Carga Desbalanceada: Estágio de alarme de corrente
5158
RM th.rep. I2
OUT
Reset da memória da réplica térmica I2
5159
I2>> picked up
OUT
Pickup de I2>>
5160
I2>> TRIP
OUT
Carga Desbalanceada: TRIP do estágio de corrente
5161
I2 Θ TRIP
OUT
Carga Desbalanceada: TRIP do estágio térmico
5165
I2> picked up
OUT
Pickup de I2>
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
99
2 Funções
2.13
Turbinas a gás podem dar partida por meio de um conversor de partida. Um conversor
controlado alimenta corrente no gerador criando um campo rotacional de freqüência
gradativamente aumentada. Isso causa ao rotor, girar, e assim dirigir a turbina. Em
aproximadamente 70 % da velocidade nominal, a turbina sofre ignição e é acelerada
até atingir a velocidade nominal. O conversor de partida é então desligado.
Procedimento de
Partida
A figura seguinte mostra as grandezas características durante a partida. Favor
observar que todas as grandezas estão normalizadas para valores nominais.
Figura 2-24
Grandezas características durante a partida de uma turbina a gás
(SN = 150 MVA; UN = 10.5 kV; PConversor de Partida = 2.9 MW)
Assumindo que um curto-circuito possa ocorrer no gerador durante a partida, uma
proteção de curto-circuito é necessária em toda a faixa de freqüência.
100
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.13 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51)
A adaptação automática da freqüência de amostragem para a freqüência corrente do
gerador implementado no 7UM62 oferece para esse propósito grandes vantagens
uma vez que a sensitividade permanece a mesma por toda a faixa de freqüência.
Essa adaptação inicia na transição de 10 Hz para 11 Hz. Como resultado, todas as
funções de proteção de curto-circuito, tais como proteção de sobrecorrente, proteção
de impedância e proteção diferencial estão ativas com a mesma sensitividade como
com freqüência nominal.
A proteção de sobrecorrente de partida é uma função de proteção de curto-circuito
que opera abaixo de 10 Hz. Sua faixa de operação foi projetada de 2 Hz até aproximadamente 10 Hz (mudança para condição operacional 1). Além dessa faixa as
funções de proteção de curto-circuito acima estão ativas.
A função também está ativa acima de 70 Hz com sensitividade reduzida porque
naquela freqüência a proteção está novamente em condição de operação 0.
Princípio de
Medição
Em freqüências abaixo de 10 Hz, a proteção trabalha em condição de operação 0,
com a freqüência de amostragem automaticamente ajustada para as condições nominais (fA = 800 Hz para redes de 50 Hz e 960 Hz para redes de 60 Hz). Das correntes
de fase amostradas, um algoritmo especial determina os valores de pico. Eles são
convertidos para valores proporcionais aos valores rms e comparados com o valor
limie.
A lógica está mostrada na imagem seguinte.
Figura 2-25
7UM62 Manual
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Diagrama lógico da proteção de sobrecorrente de partida
101
2 Funções
Geral
A proteção de sobrecorrente de partida só está efetiva e acessível se o endereço
118 O/C STARTUP está ajustado para o (Lado1) Side 1 ou (Lado 2) Side 2 durante
a configuração. Se a função não é necessária ela é ajustada para Disabled.
O endereço 1801 serve para manobrar a funçãopara ON ou OFF ou para bloquear
apenas o comando de trip (Block relay).
Limite de Pickup
A característica do procedimento de partida mostra que correntes durante a partida
chegam a aproximadamente 20 % das correntes nominais. Isso permite à proteção
em princípio ser ajustada para abaixo da corrente nominal. Como mostrado no
diagrama lógico, a função é bloqueada na mudança para o estado operacional de 0
para 1. O bloqueio também pode ser fornecido por entrada binária.
A figura abaixo mostra um exemplo das correntes de curto-circuito estimadas em
diferentes freqüências. Correntes de curto-circuito podem ser um múltiplo da corrente
nominal. Isso permite o uso da corrente nominal para um ajuste que poderia estar
entre 1.2 e 1.4 I/INGer.
Figura 2-26
Temporização
Correntes de curto-circuito no gerador durante a partida
(gerador: 300 MVA, 15.75 kV, 50 Hz)
Como o disjuntor do gerador está aberto durante a partida, não há necessidade de
coordenar a temporização com a rede. Sempre que possível, nenhuma temporização
deverá ser efetiva uma vez que o tempo de operação da função de proteção é
proporcionalmente prolongada para a freqüência mais baixa (veja o Capítulo Dados
Técnicos).
Se for selecionado um ajuste sensitivo, uma temporização pode ser útil para evitar
sobrefuncionamento. Essa temporização deverá estar baseada na mais baixa
freqüência detectável de 2 Hz, e ajustada para 0.5 s.
102
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.13 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51)
Coordenação da
Proteção de CurtoCircuito
A figura abaixo mostra a interação entre as funções de proteção de curto-circuito, tais
como:
• Proteção de sobrecorrente de partida
• Proteção Diferencial
• Estágio I>> como estágio de backup para 10 Hz e mais alto
Os limites de pickup aqui são valores de orientação.
A proteção diferencial Idiff e a proteção de sobrecorrente I>> são efetivas de aproximadamente 10 - 11 Hz. Adicionalmente, a proteção de sobrecorrente de partida
I-ANF também opera. Ela fornece proteção na faixa de freqüência mais baixa.
O resultado é o conceito de uma proteção de curto-circuito onde as funções se
complementam entre si.
Figura 2-27
Faixa de operação e possível limite de pickup das funções de proteção de
curto-circuito
2.13.3 Ajustes
End.
Parâmetro
1801
O/C STARTUP
1802
STARTUP I>
1803
STARTUP T I>
7UM62 Manual
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C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de
Sobrecorrente de Partida
5A
0.50 .. 100.00 A
6.50 A
Pickup de I>
1A
0.10 .. 20.00 A
1.30 A
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização T I>
103
2 Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5571
>BLOCK O/C St
SP
>BLOQUEIO da proteção de sobrecorrente de partida
5572
O/C Start OFF
OUT
Proteção de sobrecorrente de partida está DESLIGADA
OFF
5573
O/C Start BLK
OUT
Proteção de sobrecorrente de partida está BLOQUEADA
5574
O/C Start ACT
OUT
Proteção de sobrecorrente de partida está ATIVA
5575
O/C Start L1 PU
OUT
Pickup da Fase L1 de Sobrecorrente de partida
5576
O/C Start L2 PU
OUT
5577
O/C Start L3 PU
OUT
5578
O/C Start TRIP
OUT
TRIP da proteção de sobrecorrente de partida
104
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos
2.14
Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos
A proteção diferencial de corrente numérica do 7UM62 é uma proteção de curtocircuito seletiva de alta velocidade para geradores, motores e transformadores. A
aplicação individual pode ser configurada, o que assegura um ótimo casamento com
o objeto protegido.
A zona protegida é limitada seletivamente pelos TCs e seus terminais.
2.14.1 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M/87T)
O processamento dos valores medidos dependem da forma em que é usada a
proteção diferencial. Esta seção discute primeiramente a proteção diferencial em
geral, sem cosiderar o tipo de objeto protegido. Um sistema monofásico serve como
referência. A seguir são tratadas particularidades individuais de objetos protegidos.
2.14.1.1 Descrição Funcional
Princípio Básico
Sistemas de proteção diferencial operam de acordo com o princípio de comparação
de corrente e são dessa forma também conhecidos como sistemas de proteção de
balanço de corrente. Eles se utilizam do fato de que em um objeto protegido sem falta,
a corrente que deixa o objeto é a mesma que nele entra (corrente Ip, pontilhada na
figura seguinte).
Qualquer diferença de corrente medida é uma indicação certa de que há uma falta em
algum lugar da zona protegida. Os enrolamentos secundários dos transformadores
de corrente TC1 e TC2, que têm a mesma relação de transformação, podem estar tão
conectados que formem um circuito fechado. Se agora um novo elemento M for
conectado no ponto de balanço elétrico, ele revela a diferença de corrente. Sob
condições sem perturbação (por exemplo, operação sob-carga) nenhuma corrente
flui no elemento de medição. No evento de uma falta no objeto protegido, a corrente
de soma Ip1+Ip2flui no lado primário. As correntes no lado secundário I1 e I2 fluem
como soma de corrente I1+I2 através do elemento de medição M. Como resultado, o
circuito simples mostrado na figura seguinte assegura um trip confiável da proteção
se a corrente de falta fluindo na zona protegida (limitada pelo transformador de
corrente) durante uma falta for suficientemente alta para o elemento de medição M
responder.
Figura 2-28
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Princípio Básico da Proteção Diferencial (Representação Monofásica)
(Ipx = corrente primária, Ix = corrente secundária)
105
2 Funções
Estabilização de
Corrente
Quando uma falta externa causa correntes pesadas fluirem através da zona
protegida, diferenças nas características magnéticas dos transformadores de
corrente TC1 e TC2 sob condições de saturação podem ocasionar uma corrente
significativa fluir através do elemento M, o que pode causar trip. Para prevenir a
proteção de tal operação errada, é imposta uma corrente de estabilização.
A grandeza de estabilização é derivada da soma aritmética de valores absolutos de
|I1| + |I2|. As seguintes definições se aplicam:
um trip ou corrente diferencial
Idiff
= |I1 + I2|
e a estabilização ou corrente de restrição
Istab
= |I1| + |I2|
Idiff é derivada da corrente de freqüência fundamental e produz grandeza de efeito de
trip , Istab age contra esse efeito.
Para esclarecer a situação, três condições importantes com grandezas de medição
casadas e ideais são consideradas:
Figura 2-29
106
Definições de Correntes
7UM62 Manual
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1. Corrente de fluxo de passagem sob condições sem falta ou falta externa: I2
reverte sua direção, isto é, muda o sinal, isto é, I2 = –I1; também |I2| = |I1|
Idiff = |I1 + I2| = |I1 – I1| = 0
Istab = |I1|+ |I2| = |I1| + |I1| = 2 · |I1|
Nenhum valor de trip (Idiff); estabilização (Istab) corresponde a duas vezes a
corrente de fluxo de passagem.
2. Curto-circuito externo, por exemplo, alimentado com correntes iguais de cada
lado:
Vale então o seguinte: I2 = I1; também: |I2| = |I1|
Idiff = |I1+ I2| = |I1 + I1| = 2 · |I1|
Istab = |I1|+ |I2| = |I1| + |I1| = 2 · |I1|
Valor de trip (Idiff) e valor de estabilização (Istab) são iguais e correspondem à
corrente de falta total.
3. Curto-circuito interno, alimentado de um lado apenas:
Neste caso, I2 = 0
Idiff = |I1 + I2| = |I1 – 0| = |I1|
Istab = |I1|+ |I2| = |I1| + 0 = |I1|
Valor de trip (Idiff) e valor de estabilização (Istab) são iguais e correspondem à
corrente de falta total.
Este resultado mostra que para falta interna sob condições ideais Idiff = Istab.
Conseqüentemente, a característica de faltas internas é uma linha reta com uma
inclinação para cima de 45° (linha pontilhada e tracejada na figura seguinte).
Figura 2-30
Casamento
Quantitativo de
Valores Medidos
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Característica de Trip da proteção Diferencial com Característica de Falta
As correntes nominais do TC são casads com a corrente nominal do objeto protegido,
sem considerar de que objeto se trata. Como resultado, todas as correntes são
referidas ao objeto protegido. Para casar as correntes, os valores característicos do
objeto protegido (potência aparente, tensão nominal) e as correntes nominais
primárias dos TCs são parametrizadas no dispositivo de proteção para cada lado do
objeto protegido.
107
2 Funções
Avaliação de
Valores Medidos
Os valores medidos são calculados para cada instante de amostragem e a partir deles
os valores instantâneos da corrente diferencial de estabilização estabelecidos. Da
corrente diferencial, o componente de freqüência fundamental é determinado usando
um filtro Fourier, que efetivamente atenua interferência e componentes DC aperiódicos.
A grandeza estabilizante é calculada a partir da média aritmética de um valor
retificado, de forma que o efeito de filtro é menor nesse caso. Como resultado, com
grandezas de interferência, comparadas com a corrente diferencial, predomina o
componente de estabilização, especialmente com componentes DC aperiódicos.
Característica de
Trip
Esse resultado mostra que para falta interna Idiff = Istab. Assim, a característica de
faltas internas no diagrama de trip (veja figura seguinte) é uma linha reta com uma
inclinação de 45°. A figura seguinte ilustra a característica de estabilização completa
do 7UM62. O ramal a da característica representa o limite de sensitividade da
proteção diferencial (ajuste I-DIFF>) e considera correntes de erro constante tais
como correntes de magnetização.
O ramal b considera erros proporcionais à corrente que podem resultar de erros de
transformação dos TCs principais ou do TC de entrada do dispositivo, ou que por
exemplo, pode ser causado por descasamentos ou pela influência de comutadores
de Tap nos transformadores com controle de tensão.
Para altas correntes que podem originar a saturação do transformador de corrente, o
ramal c fornece estabilização adicional.
Na presença de correntes diferenciais acima do ramal d, um comando de trip é
emitido sem considerar a corrente de estabilização e a estabilização harmônica. Essa
é a faixa de operação do “Estágio de Trip de Alta-Velocidade IDiff >>“ (“High Speed Trip
Stage IDiff >>“).
A área de estabilização adicional (add-on) é determinada pelo indicador de
saturação (veja cabeçalho de margem sob o título "Estabiliação Add-on com
Saturação de TC").
As correntes IIdiff e Istab são comparadas pela proteção diferencial com a característica
de operação conforme a figura seguinte. Se esses valores resultarem em um ponto
dentro da área de trip, é emitido um sinal de trip. Se as condições de corrente Idiff /Istab
aparecerem próximas a característica de falta (≥ 9 0 % da inclinação da característica
de falta), ocorre trip mesmo quando a característica de trip tenha aumentado excessivamente devido à estabilização adicional, partida ou detecção de corrente DC.
108
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Figura 2-31
Trip do Estágio
Idiff>> de Trip de
Alta-Velocidade
Característica de Operação da Proteção Diferencial
O estágio de trip de alta-velocidade IDiff > >, elimina faltas internas de alta-corrente
instantâneamente. Assim que a corrente diferencial cresce acima do limite IDiff>>
(ramal d), é emitido um sinal de trip sem considerar a magnitude da corrente de
estabilização.
Este estágio pode operar mesmo quando, por exemplo, está presente um considerável segundo harmônico na corrente diferencial causado pela saturação do
transformador de corrente por um componente DC na corrente de curto-circuito e que
poderia ser interpretado pela função de estabilização de inrush como uma corrente
de inrush.
Trip rápido usa o componente fundamental da corrente diferencial assim como
valores instantâneos. O processamento de valores instantâneos asseguram trip
rápido mesmo se o componente fundamental de corrente foi fortemente atenuado
pela saturação do transformador de corrente.
Faltas internas de alta-corrente no transformador protegido podem ser instantâneamente eliminadas, sem considerar as correntes de estabilização quando a amplitude
de corrente exclui uma falta externa. Esse é sempre o caso quando a corrente de
curto-circuito é maior do que 1/uk · IN Transf.
Estabilização
Adicional (Add-On)
Durante Saturação
do Transformador
de Corrente
7UM62 Manual
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Durante uma falta externa que produza uma alta corrente de curto-circuito de passagem causando a saturação do transformador de corrente, uma considerável corrente
diferencial pode ser simulada, especialmente quando o grau de saturação é diferente
nos dois pontos de medição. Se as grandezas Idiff/Istab resultam em um ponto de
operação que se situa na área de trip da característica de operação, um sinal de trip
seria a conseqüência se nenhuma medida especial fosse tomada.
109
2 Funções
Figura 2-32
Característica de Operação da Proteção Diferencial com Característica de
Falta
O 7UM62 fornece um indicador de saturação que detecta tais fenômenos e inicia
medidas de estabilização adicionais. O indicador de saturação avalia o
comportamento dinâmico da corrente diferencial e de estabilização.
A linha pontilhada na Figura 2-32 mostra o desenvolvimento instantâneo de correntes
no caso de uma falta externa com saturação de transformador em um lado.
Imediatamente após a falta (A), as correntes de curto-circuito crescem fortemente
causando correspondentemente uma alta corrente de estabilização (2 x a corrente de
passagem). A saturação ocorrendo em um lado (B) causa agora uma corrente diferencial e reduz a corrente de estabilização, de forma que o ponto operacional Idiff/Istab
pode mover-se para a área de trip (C).
Em contraste, o ponto operacional move-se imediatamente pela característica de falta
(D) quando ocorre uma falta interna, uma vez que a corrente de estabilização mal
será maior do que a corrente diferencial. Além disso, uma falta interna é assumida
assim que a relação Idiff/Istab tenha excedido um limite interno por um tempo fixo
mínimo.
A saturação do transformador de corrente no caso de uma falta externa é então
caracterizada por uma alta corrente de estabilização fluindo no início, isto é, pelo
ponto de operação (no diagrama veja Figura 2-32) movendo para uma área que é
típica para uma falta externa de alta-corrente (“estabilização adicional”). A área de
estabilização adicional está limitada pelo parâmetro I-ADD ON STAB. e a primeira
linha reta da carcterística (com BASE POINT 1 e SLOPE 1) (veja a Figura seguinte).
O detector de saturação toma sua decisão dentro do primeiro quarto de um ciclo.
Quando uma falta externa é detectada, a proteção diferencial é bloqueada por um
tempo selecionável. O bloqueio é cancelado assim que o ponto de operação Idiff/Istab
se move equilibradamente (isto é, por 2 ciclos) dentro da área de trip. Isso permite
faltas conseqüenciais na área protegida sejam rapidamente reconhecidas mesmo
após uma falta externa envolvendo saturação de transformador de corrente.
110
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C53000-G1179-C149-2
Figura 2-33
Estabilização Adicional (Add-on) durante Saturação de Transformador de
Corrente
Identificação de
Componentes DC
Uma outra estabilização (restrição) tem efeito quando correntes secundárias
diferenciais são simuladas por diferente comportamento transiente dos conjuntos de
transformadores de corrente. Essa corrente diferencial é causada por diferentes
constantes de tempo DC nos circuitos secundários durante condições de passagem
de corrente, isto é, os componentes DC primários iguais são transformados em
componentes secundários DC desiguais devido a diferentes constantes de tempo dos
circuitos secundários. Isso produz um componente DC na corrente diferencial que
aumenta os valores de pickup do estágio diferencial por um curto período.
Estabilização
Harmônica
Em transformadores particularmente, altas correntes de magnetização de curto
tempo, podem se apresentar durante a energização (correntes de inrush). Essas
correntes entram na zona protegida mas não saem dela novamente, de forma que
elas produzem grandezas diferenciais, já que se parecem com correntes de falta de
terminal simples. Correntes diferenciais indesejáveis também podem ser causadas
por conexão em paralelo de transformadores ou por sobreexcitação de transformador
devido a tensão excessiva.
A corrente de inrush pode alcançar um múltiplo da corrente nominal e está caracterizada por um conteúdo de segundo harmônico considerável (freqüência nominal
duplicada), que está praticamente ausente durante um curto-circuito. Se o conteúdo
do segundo harmônico na corrente diferencial exceder um limite selecionável, o trip é
bloqueado.
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111
2 Funções
Figura 2-34
Corrente de Inrush - Exemplo de Gravação das Correntes das Três Mais Altas
Tensões.
Em paralelo ao segundo harmônico, um outro harmônico pode ser selecionado no
7UM62 para causar bloqueio. Pode ser feita uma escolha entre o terceiro e o quinto
harmônico para estabilização harmônica.
Sobrexcitação em estado estacionário é caracterizada por harmônicos ímpares. Os
3º e 5º harmônicos são adequados para detectar sobrexcitação. Devido ao 3º harmônico ser freqüentemente eliminado nos transformadores de potência (por exemplo em
uma ligação delta), o uso do 5º é mais comum.
Transformadores conversores também produzem harmônicos ímpares que estão
praticamente ausentes no caso de um curto-circuito interno.
As correntes diferenciais são analisadas quanto ao conteúdo harmônico. Para análises de freqüência são usados filtros digitais que executam uma análise de Fourier das
correntes diferenciais. Assim que os conteúdos harmônicos excedem os limites ajustados, é iniciada uma estabilização da avaliação da fase respectiva. Os algorítmos de
filtro são otimizados para comportamento transiente de forma que medidas adicionais
para estabilização durante condições dinâmicas não sejam necessárias.
A estabilização harmônica é mantida por dois ciclos após diminuição da corrente
diferencial. Isso previne subestabilização indesejada quando são eliminadas faltas
externas e desaparecem harmônicos de ordem superior.
Como a restrição de inrush opera individualmente para cada fase, a proteção é
completamente operativa mesmo quando o transformador é ligado sob uma falta
monofásica, apesar de ser possível um fluxo de corrente de inrush através das fases
sem falta.
Nos "tipos modernos" de transformadores, em particular o conteúdo do 2º harmônico,
não deve exceder o valor limite em todas as três fases ao ligar. Para evitar trips
indevidos, a assim chamada função de “bloqueio cruzado” deve ser ativada. Assim
que uma corrente de inrush é detectada em uma fase, as outras fases do estágio
I-DIFF> da proteção diferencial, são bloqueadas.
A função “bloqueio cruzado” pode ser limitada a uma duração selecionável. Após
expirar esse tempo de bloqueio cruzado, nenhum outro bloqueio cruzado é possível
enquanto uma condição de falta de corrente durar, isto é, o bloqueio cruzado é
possível somente uma vez após uma falta ter ocorrido e somente pelo período de
tempo do bloqueio cruzado ajustado.
As outras estabilizações harmônicas operam individualmente para cada fase. Entretanto, é possível —assim como para a estabilização de inrush— ajustar a proteção de
forma que no alcance do conteúdo harmônico admissível na corrente de uma só fase,
as outras fases do estágio I-DIFF> da proteção diferencial sejam bloqueados. Esse
recurso de bloqueio cruzado com 3º ou 5º harmônicos trabalha da mesma forma que
com o 2º harmônico.
112
7UM62 Manual
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Aumento de Valor
de Pickup na
Partida
Um aumento do valor de pickup na partida fornece segurança adicional contra sobrefuncionamento quando um objeto de proteção não energizado é ligado. Assim que a
corrente de estabilização de uma fase alcança um valor ajustável I-REST.
STARTUP, o aumento do valor de pickup é ativado para o estágio I-DIFF>. Como a
corrente de estabilização é duas vezes a corrente de fluxo de passagem em operação
normal, seu alcance daquele limite é um critério para detecção de que o objeto
protegido não está energizado. O valor de pickup I-DIFF é agora aumentado por
um fator ajustável (veja a figura seguinte); os outros ramais do estágio Idiff> são
deslocados proporcionalmente.
Isso é feito dividindo a corrente DIFF da fase respectiva pelo fator START-FACTOR
antes do monitoramento da característica. A corrente diferencial para gravação de
falta, corrente de trip, etc., não é afetada por isso.
O retorno da corrente de estabilização indica a partida. Após um tempo ajustável
T START MAX o aumento da característica é retratado.
Figura 2-35
Detecção de Falta,
Dropout
Aumento de Valor de Pickup para o Estágio IDIFF> na Partida
A proteção diferencial normalmente não usa um “pickup”, uma vez que a detecção de
uma falta é idêntica com condição de trip.Como todos os dispositivos SIPROTEC 4
entretanto, recurso da proteção diferencial do 7UM62 tem um pickup que é o ponto
de partida para um número de atividades não explícitas. O pickup marca o início de
uma falta. Isso é necessário, por exemplo, para a criação de registros e gravações de
faltas. O pickup também controla seqüências de funções internas para faltas internas
e externas (tais como as ações necessárias do detector de saturação).
Um pickup é detectado assim que a onda fundamental da corrente diferencial tenha
atingido 85 % do valor de ajuste ou mais que 85 % da corrente de estabilização esteja
na área de estabilização adicional (veja a figura seguinte). Um sinal de pickup
também é emitido quando o estágio de trip de alta-velocidade para faltas de alta
correntes produz pickup.
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113
2 Funções
Figura 2-36
Pickup da Proteção Diferencial
Se for ativada a estabilização por harmônicos de alta-ordem, então o sistema executa
primeiramente uma análise harmônica (aproximadamente 1 ciclo) para verificar as
condições de estabilização conforme o caso. Caso contrário, é emitido um comando
de trip assim que as condições são preenchidas (área traçada na Figura 2-31).
Para casos especiais, o comando de trip pode ser temporizado.
A figura seguinte mostra um diagrama simplificado da lógica de trip.
É detectado um dropout quando, durante 2 ciclos, o pickup não é mais reconhecido
no valor diferencial, isto é, corrente diferencial tiver caido abaixo de 70 % do valor de
ajuste e também, as outras condições de pickup não forem mais preenchidas.
Se um comando de trip ainda não tiver iniciado a falta é considerada finalizada no
dropout.
Se um comando de trip tiver sido iniciado ele é mantido pela mínima duração do
comando ajustada nos dados gerais do dispositivo para todas as funções de proteção
(veja também a Seção Dados do Sistema de Potência 1).
Nota
Os recursos especiais da proteção diferencial para objetos protegidos individuais
estão descritos em capítulos separados.
114
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Figura 2-37
Diagrama Lógico da Lógica de Trip na Proteção Diferencial
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2 Funções
2.14.1.2 Notas de Ajustes
General
A proteção diferencial só está efetiva e disponível se o tipo de objeto protegido para
essa função foi ajustada durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4,
endereço 120, DIFF. PROT. = Generator/Motor ou 3 phase transf.).
Somente os parâmetros para aquele objeto são apresentados, todos os outros estão
escondidos. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço
2001 DIFF. PROT. serve para habilitar a função para ON e OFF ou para bloquear
Nota
Quando o dispositivo deixa a fábrica, a função de proteção diferencial está ajustada
em OFF. A razão é a de que a proteção não deve estar em operação enquanto pelo
menos o grupo de conexão (de um transformador) e os fatores de casamento não
tenham sido ajustados anteriormente. Sem esses ajustes o dispositivo reage de
forma imprevisível (por exemplo, trip)!
A corrente nominal primária IN TCprim dos TCs usados deverá ser normalmente mais
alta do que a corrente nominal do objeto a ser protegido IN, Obj. Entretanto, pelo menos
a seguinte condição deverá ser observada com respeito ao limite superior da zona
linear do 7UM62, que é de 20 · IN :
IN TCprim> 0.75 · IN, Obj
Ajustes Adicionais
Nota
Ajustes de parâmetros adicionais são fornecidos em subseções separadas para os
respectivos objetos protegidos.
116
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.14.1.3 Settings
Endereços que possuam um “A” em anexo só podem ser mudados com DIGSI em
Ajustes Adicionaiss.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
2001
DIFF. PROT.
OFF
ON
Block relay
OFF
2005
INC.CHAR.START
OFF
ON
OFF
Aumento da Característica de
Trip durante a Partida
2006
INRUSH 2.HARM.
OFF
ON
ON
Inrush com Restrição de 2º
Harmônico
2007
RESTR. n.HARM.
OFF
3. Harmonic
5. Harmonic
OFF
Restrição do enésimo Harmônico
(nº)
2021
I-DIFF>
0.05 .. 2.00 I/InO
0.20 I/InO
Valor de Pickup da Corrente
Diferencial
2026A
T I-DIFF>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização T I-DIFF>
2031
I-DIFF>>
0.5 .. 12.0 I/InO; ∞
7.5 I/InO
Valor de Pickup de Trip Ajustado
em Alta
2036A
T I-DIFF>>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização T I-DIFF>>
2041A
SLOPE 1
0.10 .. 0.50
0.25
Inclinação 1 da Característica de
Trip
2042A
BASE POINT 1
0.00 .. 2.00 I/InO
0.00 I/InO
Ponto Base para Inclinação 1 da
Característica
2043A
SLOPE 2
0.25 .. 0.95
0.50
Trip
2044A
BASE POINT 2
0.00 .. 10.00 I/InO
2.50 I/InO
Ponto Base para Inclinação 2 da
Característica
2051A
I-REST. STARTUP
0.00 .. 2.00 I/InO
0.10 I/InO
I-RESTRAINT para Detecção de
partida
2052A
START-FACTOR
1.0 .. 2.0
1.0
Fator para Aumento da
Característica na Partida
2053
T START MAX
0.0 .. 180.0 sec
5.0 sec
Máximo Tempo Permissível de
Partida
2061A
I-ADD ON STAB.
2.00 .. 15.00 I/InO
4.00 I/InO
Pickup para Estabilização
Adicional
2062A
T ADD ON-STAB.
2 .. 250 Cycle; ∞
15 Cycle
Duração da Estabilização
Adicional
2063A
CROSSB. ADD ON
2 .. 1000 Cycle; 0; ∞
15 Cycle
Tempo para Bloqueio Cruzado da
Estabilização Adicional
2071
2. HARMONIC
10 .. 80 %
15 %
Conteúdo do 2º Harmônico em
I-DIFF
2072A
CROSSB. 2. HARM
2 .. 1000 Cycle; 0; ∞
3 Cycle
Tempo para BloqueioCruzado do
2º Harmônico
2076
n. HARMONIC
10 .. 80 %
30 %
Conteúdo do enésimo Harmônico
em I-DIFF
7UM62 Manual
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117
2 Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
2077A
CROSSB. n.HARM
2 .. 1000 Cycle; 0; ∞
0 Cycle
Tempo para BloqueioCruzado do
enésimo Harmônico
2078A
IDIFFmax n.HM
0.5 .. 12.0 I/InO
1.5 I/InO
Limite máximo de IDIFF da
Restrição do enésimo Harmônico
2.14.1.4 Lista de Informações
No.
Informação
Tipo de
Info.
5603
>Diff BLOCK
5615
Diff OFF
OUT
Proteção Diferencial está DESLIGADA (OFF)
5616
Diff BLOCKED
OUT
Proteção Diferencial está BLOQUEADA
5617
Diff ACTIVE
OUT
Proteção Diferencial está ATIVA
5620
Diff Adap.fact.
OUT
Diferencial: Fator de adaptação adversa do TC
5631
Diff picked up
OUT
Pickup da Proteção Diferencial
5644
Diff 2.Harm L1
OUT
Diferencial: Bloqueada pelo 2º harmônico L1
5645
Diff 2.Harm L2
OUT
Diferencial: Bloqueada pelo 2º harmônico L2
5646
Diff 2.Harm L3
OUT
Diferencial: Bloqueada pelo 2º harmônicoL3
5647
Diff n.Harm L1
OUT
Diferencial: Bloqueada pelo nº harmônico L1
5648
Diff n.Harm L2
OUT
5649
Diff n.Harm L3
OUT
5651
Diff Bl. exF.L1
OUT
Proteção Diferencial: Bloqueada por falta externa L1
5652
Diff Bl. exF.L2
OUT
Proteção Diferencial : Bloqueada por falta externa L2
5653
Diff Bl. exF.L3
OUT
Proteção Diferencial: Bloqueada por falta externaL3
5657
DiffCrosBlk2HM
OUT
Diferencial: Bloqueio Cruzado pelo 2º Harmônico
5658
DiffCrosBlknHM
OUT
Diferencial: Bloqueio Cruzado pelo nº Harmônico
5660
DiffCrosBlk exF
OUT
Diferencial: Bloqueio Cruzado por falta externa
5662
Block Iflt.L1
OUT
Proteção Diferencial: Bloqueada por falta no TC L1
5663
Block Iflt.L2
OUT
Proteção Diferencial: Bloqueada por falta no TCL2
5664
Block Iflt.L3
OUT
Proteção Diferencial: Bloqueada por falta no TCL3
5666
Diff in.char.L1
OUT
Diferencial: Aumento da característica de fase L1
5667
Diff in.char.L2
OUT
5668
Diff in.char.L3
OUT
5671
Diff TRIP
OUT
TRIP da Proteção Diferencial
5672
Diff TRIP L1
OUT
Proteção Diferencial: TRIP L1
5673
Diff TRIP L2
OUT
5674
Diff TRIP L3
OUT
5681
Diff> L1
OUT
Proteção Diferencial: IDIFF> L1 (sem TemporizaçãoT)
5682
Diff> L2
OUT
5683
Diff> L3
OUT
5684
Diff>> L1
OUT
Proteção Diferencial IDIFF>> L1 (sem TemporizaçãoT)
5685
Diff>> L2
OUT
Proteção Diferencial: IDIFF>> L2 (sem TemporizaçãoT)
5686
Diff>> L3
OUT
Proteção Diferencial: IDIFF>> L3 (sem TemporizaçãoT)
5691
Diff> TRIP
OUT
Proteção Diferencial: TRIP pela IDIFF>
5692
Diff>> TRIP
OUT
Proteção Diferencial: TRIP pela IDIFF>>
5701
Diff L1:
VI
Corrente Diferencial na fase L1 em trip
118
SP
Comentários
>BLOQUEIO da proteção diferencial
7UM62 Manual
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No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5702
Diff L2:
VI
5703
Diff L3:
VI
5704
Res L1:
VI
Corrente de Restrição na fase L1 em trip
5705
Res L2:
VI
5706
Res L3:
VI
5713
Diff CT-S1:
VI
Proteção Diferencial: Fator de adaptação do TC lado 1
5714
Diff CT-S2:
VI
Proteção Diferencial: Fator de adaptação do TC lado 2
5742
Diff DC L1
OUT
Diferencial: DC L1
5743
Diff DC L2
OUT
Diferencial: DC L2
5744
Diff DC L3
OUT
Diferencial: DC L3
5745
Diff DC InCha
OUT
Diferencial: Aumento da característica de fase (DC)
2.14.2 Objeto Protegido Gerador ou Motor
A seção seguinte descreve os recursos especiais de objetos protegidos gerador e
motor.
Definição e
Casamento de
Grandezas Medidas
A função da proteção diferencial do 7UM62 pode ser usada como proteção diferencial
transversa ou longitudinal. Os modos de operação diferem uma da outra somente
pela definição das correntes medidas e os limites da zona potegida.
Como a direção da corrente é normalmente definida como positiva na direção do
objeto protegido, resultam as definições como ilustradas na figura seguinte. A zona
protegida é limitada pelos TCs no ponto neutro do gerador e os TCs no lado do
terminal. O recurso da proteção diferencial do 7UM62 relaciona todas as correntes à
corrente nominal do objeto protegido. Os valores característicos do objeto protegido
(potência aparente,tensão nominal) e as correntes primárias nominais dos TCs são
parametrizadas no dispositivo de proteção para cada lado do objeto protegido. O
casamento de valor medido é dessa forma reduzido a fatores de magnitude.
Devido à seu componente pedominantemente indutivo, faltas na proximidade do
gerador têm constantes de tempo de corrente DC relativamente altas que causam
magnetização dos transformadores de corrente. Os TCs deverão ser projetados em
conformidade (veja a seção 2.14.4).
Figura 2-38
Definição da direção da corrente com proteção diferencial longitudinal
O uso como proteção diferencial transversa envolve um ponto especial. A definição
da direção da corrente para essa aplicação é mostrada na figura abaixo.
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119
2 Funções
Para proteção diferencial transversa, as fases conectadas em paralelo constituem a
fronteira entre a zona protegida e a rede. Uma corrente diferencial aparece neste caso
somente, mas sempre, se existir uma diferença de corrente dentro das fases
paralelas particulares, de forma que uma corrente de falta em uma fase pode ser
assumida.
Como neste caso, para operação normal, todas as correntes fluem para o objeto protegido, isto é, o oposto de todas as outras aplicações, a polaridade deve ser revertida
para um conjunto de transformadores de corrente, como descrito na Seção 2.5.1 em
"Conexão de Conjuntos de Transformadores de Corrente".
Figura 2-39
Definição da direção da corrente com proteção diferencial transversa
Os TCs também determinam os limites da sensitividade no caso de motores. Em
motores assíncronos, a operação de partida pode ser modelada de diferentes
maneiras pelos TCs, de forma que ocorram correntes diferenciais maiores (veja
também o título na lateral, “Aumento do Valor de Pickup na Partida").
Requerimentos
Uma pré-condição para a função de proteção diferencial de gerador ou motor é
aquela do ajuste da configuração do endereço 120 DIFF. PROT. para
Generator/Motor.
Um ajuste importante é a localização dos pontos estrela do TC em ambos os lados
do objeto protegido (Endereços 201 STRPNT->OBJ S1 para o lado 1 e 210 STRPNT>OBJ S2 para o lado 2, veja a Seção Dados do Sistema de Potência 1).
Também, os valores nominais (SN Maq, UN Maq) da máquina a ser protegida e as
correntes nominais primárias e secundárias dos TCs principais em ambos os lados
devem ser parametrizados. Os ajustes são referidos a esses valores. Também são
usados por exemplo, para determinação dos valores medidos primários.
É necesária informação sobre o tratamento do ponto estrela em ambos os lados para
o monitoramento de valor medido; ele já foi parametrizado durante a configuração nos
endereços 242 STARPNT SIDE 1 e 244 STARPNT SIDE 2 (veja Seção 2.5.1).
Aumento de Valor
de Pickup na
Partida
120
Para segurança adicional contra sobrefuncionamento quando um objeto sob proteção
não energizado é ligado, o aumento do valor de pickup na partida pode ser ajustado
no endereço 2005 INC.CHAR.START. Esta função está ajustada em OFF quando o
dispositivo deixa a fábrica.
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Os parâmetros associados podem ser encontrados nos endereços 2051, 2052 e
2053. O endereço 2051 I-REST. STARTUP é usado para ajustar o valor de pickup
para detecção de partida. A função é desabilitada pelo ajuste I/IN Obj= 0. O STARTFACTOR especifica o fator de aumento do valor de pickup na partida. Para proteção
de gerador e motor, um ajuste de 2052 START-FACTOR = 2.0 é recomendado.
Característica de
Trip
Os parâmetros da característica de trip são ajustados nos endereços 2021 a 2044.
A Figura 2-40 ilustra o significado dos diferentes parâmetros. Os valores numéricos
nos ramais da característica são os endereços dos parâmetros.
O endereço 2021 I-DIFF> é o valor de pickup para a corrente diferencial. O valor de
pickup é referido à corrente nominal do gerador ou motor. Para geradores e motores
um ajuste entre 0.1 e 0.2 é recomendado.
Em adição ao limite de pickup I-DIFF>, um segundo limite de pickup é considerado.
Se esse limite (2031 I-DIFF>>) é excedido, é iniciado trip sem considerar a magnitude da corrente de restrição (estágio de trip de alta-velocidade não estabilizado).
Esse estágio deve ser ajustado mais alto do que o estágio I-DIFF> . Recomendação: Ajuste um valor acima do valor de estado estacionário da corrente transiente de
curto-circuito, isto é:
Com valores para xd’ entre 0.15 e 0.35, os valores de ajustes resultantes para IDIFF>> são aproximadamente. (3 a 7) IN, Maq.
A característica de trip compreende dois outros ramais. O endereço 2041 SLOPE 1
determina a inclinação do primeiro ramal, aquele cujo ponto de partida está especificado no parâmetro 2042 BASE POINT 1. Esse ramal considera erros proporcionais
às correntes. São principalmente erros de transformação dos TCs principais e dos
TCs de entrada. Se os TCs são idênticos, o ajuste padrão de 0.25 pode ser reduzido
para 0.15.
O segundo ramal produz uma estabilização mais elevada na faixa de altas correntes
que podem conduzir à saturação do transformador de corrente. Seu ponto de base é
ajustado no endereço 2044 BASE POINT 2. O gradiente é ajustado no endereço
2043 SLOPE 2. A estabilidade durante saturação de transformador de corrente pode
ser influenciada pelo parâmetro desse ramal. Um gradiente mais alto resulta em
estabilidade mais alta. O ajuste padrão de 0.5 tem provado ser um bom valor.
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121
2 Funções
Figura 2-40
(Parameters Determining the Shape of the Tripping Characteristic) Parâmetros
Determinando a Forma da Característica de Trip
Estabilização
Adicional Durante
Saturação de
Transformador de
Corrente
Onde fluem altas correntes durante um curto-circuito externo, uma estabilização
adicional tem efeito, ajustada no endereço 2061 I-ADD ON STAB. (estabilização da
saturação). Favor observar que a corrente de estabilização é a soma aritmética das
correntes que entram e saem da zona protegida, isto é, que é atualmente duas vezes
o fluxo de corrente real. O ajuste padrão de 4.00 I/IN Obj deverá assim ser mantido.
A duração máxima da estabilização adicional é ajustado no endereço 2062 T ADD
ON-STAB. em múltiplos de um ciclo. Esse tempo é a duração máxima do bloqueio
após deixar a área de estabilização adicional durante faltas externas de corrente
pesada. O ajuste depende sob certas circunstâncias do tempo de desconexão do
contato superior. O ajuste padrão 15 ciclos é um valor prático.
Temporizações
Em casos especiais pode ser vantajoso temporizar o sinal de trip da proteção diferencial. Para isso, uma temporização adicional pode ser ajustada. O temporizador 2026
T I-DIFF> é iniciado quando uma falta interna no gerador ou motor tenha sido
detectada. 2036 T I-DIFF>> é a temporização do estágio de trip I-DIFF>>. Um
estágio de tempo separado é fornecido para cada estágio de proteção diferencial e
para cada fase. A temporização de dropout está ligada à mínima duração do comando
de trip que é válido para todas as funções de proteção.
Todos os tempos de ajuste são temporizações adicionais que não incluem os tempos
de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção.
122
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.14.3 Objeto Protegido Transformador
Transformadores sujeitos a um número de influências que induzem correntes
diferenciais mesmo durante operação normal:
Descasamento de
TCs
Diferenças no casamento dos TCs para a corrente nominal do transformador não são
incomuns. Essas diferenças resultam em um erro que leva à corrente diferencial.
Controle de Tensão
por Comutadores
de Tap
Comutadores de Tap para controle de tensão (usualmente reguladores em-fase)
mudam a relação de transformação e a corrente nominal do transformador. Isso
ocasiona o descasamento dos TCs e assim, uma corrente diferencial.
Corrente de Inrush
Transformadores podem absorver na energização consideráveis correntes magnetizantes (correntes de inrush) que entram na zona protegida mas dela não saem. Elas
agem, assim, como correntes de falta entrando em um lado.
A corrente de inrush pode atingir um múltiplo da corrente nominal e está caracetrizada
por um considerável conteúdo de 2º harmônico (dobro da freqüência nominal) que
está praticamente ausente durante um curto-circuito.
Sobrexcitação
Onde um transformador é operado com uma excessiva tensão, a curva de magnetização não linear conduz à correntes magnetizantes aumentadas que podem causar por
sua vez, uma corrente diferencial adicional.
Grupo Vetorial
Dependendo de sua aplicação, transformadores tem diferentes grupos vetoriais que
causam uma mudança dos ângulos de fase entre o lado primário e o secundário. Sem
correção adequada, essa troca de fase causaria uma corrente diferencial.
Os parágrafos seguintes descrevem os principais blocos funcionais da proteção
diferencial para gerenciamento dessas influências.
7UM62 Manual
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123
2 Funções
Casamento
Quantitativo de
Valores Medidos
As correntes de entrada são convertidas em relação à corrente nominal do transformador de potência. Os valores nominais do transformador, isto é, potência aparente
nominal, tensões nominais e correntes do TC nominais primárias são parametrizadas
no dispositivo de proteção e um fator de correção kTC é calculado de acordo com a
seguinte fórmula:
com
IN,TCprim
IN,Obj.
Corrente nominal primária do objeto protegido
SN
Potência aparente nominal do objeto protegido
UN
Tensão nominal
kTC
Fator de correção
Essa correção é executada para cada lado do objeto protegido.
Uma vez que tenha sido parametrizado o grupo vetorial, o dispositivo de proteção é
capaz de executar a comparação de corrente de acordo com fórmula fixa.
Casamento do
Grupo Vetorial
Transformadores da unidade freqüentemente têm uma conexão estrela-delta com a
conexão delta estando do lado do gerador. Para permitir a máxima versatilidade no
uso do 7UM62, todas as combinações imagináveis de grupo vetorial são fornecidas
no software. O princípio básico da correção numérica do grupo vetorial é agora explicado por meio do exemplo para um transformador Y(N)d5.
O lado de tensão mais alta tem uma conexão estrela e o lado de tensão mais baixa
uma conexão delta. A rotação de fase é n · 30° (isto é, 5 · 30° = 150°). O lado 1 (lado
de tensão mais alta) é o sistema de referência. O recurso de correção de grupo vetor
transforma as correntes fluindo do lado 2 para o lado 1.
124
7UM62 Manual
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Ponto Estrela NãoAterrado
A figura seguinte mostra o grupo vetorial, o diagrama vetorial para correntes fluindo
simétricamente e as regras de transformação para um sistema com um ponto estrela
isolado.
Figura 2-41
Casamento do grupo vetorial para um transformador Y(N) d5
(ponto estrela isolado)
Deduzindo no lado 2 as correntes IL3 – IL1, resulta na corrente IA, que têm a mesma
direção que IA no lado 1. Multiplicando com 1/√3 casa com os valores quantitativos.
A matriz descreve a conversão para as três fases.
Ponto Estrela
Aterrado do
Transformador
A figura seguinte mostra um exemplo de um grupo vetorial YNd5 com ponto estrela
aterrado no lado Y.
As correntes de seqüência zero são eliminadas neste caso. Na figura seguinte, no
lado da direita, as correntes de seqüência zero são automaticamente eliminadas pela
formação de diferença de corrente, exatamente como no transformador pode não
existir correntes de seqüência zero fora do enrolamento em delta. No lado da
esquerda, a eliminação da corrente de seqüência zero resulta na equação matriz, por
exemplo :
1
/3 · (2 IL1 – 1 IL2 – 1 IL3) = 1/3 · (3 IL1 – IL1 – IL2 – IL3) = 1/3 · (3 IL1 – 3 I0) = (IL1 – I0).
Devido à eliminação da corrente de seqüência zero, correntes de falta que fluem
através dos TCs durante faltas à terra na rede, se não existir um ponto de aterramento
na zona protegida (ponto estrela do transformador ou transformador de aterramento
do ponto estrela), são neutralizadas sem quaisquer medidas especiais externas.
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125
2 Funções
Figura 2-42
Casamento de grupo vetorial para Y(N) d5 (com ponto estrela aterrado)
Na figura seguinte no lado esquerdo, uma corrente de seqüência zero ocorrerá no
caso de por exemplo, uma falta externa; no lado da direita,não. Se as correntes forem
comparadas sem a prévia eliminação da corrente de seqüência zero, o resultado
poderia estar errado (corrente diferencial apesar da falta externa). Além disso, a
corrente de seqüência zero deve ser eliminada no lado 1. A corrente de seqüência
zero é subtraida das correntes de fase. A regra para o cálculo é mostrada na matriz
do lado esquerdo na Figura 2-42.
Figura 2-43
126
Exemplo de uma falta à terra externa ao transformador com distribuição de
correntes
7UM62 Manual
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Requerimentos
Uma pré-condição para a função de proteção diferencial de transformador é a de que
na configuração o endereço 120 DIFF. PROT. tenha sido ajustado para 3 phase
transf..
Para assegurar a polaridade correta para a formação da corrente diferencial, a polaridade dos conjuntos de TCs deve ser especificada. Isso foi feito durante a configuração pela parametrização da localização dos pontos estrelas dos conjuntos de TCs em
ambos os lados do transformador (Endereços 201 STRPNT->OBJ S1 para o lado 1
e 210 STRPNT->OBJ S2 para o lado 2, veja a Subseção Dados do Sistema de
Potência 1).
Também os dados nominais (SN TRANSF, UN WIND S1, UN WIND S2) de ambos os lados do
transformador, assim como as correntes nominais primárias e secundárias dos TCs
principais em ambos os lados são questionadas. Os ajustes são referentes a esses
valores. Eles também são usados por exemplo, para determinação de valores
medidos primários.
Informações no manuseio do ponto estrela em ambos os lados são necessárias para
a eliminação da corrente de seqüência zero e para o monitoramento de valor medido
(monitoramento de corrente de soma); isso já foi parametrizado durante a configuração nos endereços 242 STARPNT SIDE 1 e 244 STARPNT SIDE 2 (veja Subseção
2.5.1).
Casamento de
Valores Absolutos
e Grupos Vetoriais
Quando usado como proteção de transformador, o 7UM62 computa automaticamente
a partir dos dados nominais do transformador protegido, as fórmulas de casamento
de correntes que são necessárias para casar o grupo vetorial com as diferentes
correntes nominais dos enrolamentos. As correntes são convertidas de forma que a
sensitividade da proteção sempre seja referente à potência nominal do transformador.
Nenhum circuito externo é necessário em geral para o casamento do grupo vetorial
ou para conversões manuais para correntes nominais.
A unidade necessita dos seguintes dados para cada enrolamento
• Potência aparente nominal SN em MVA (veja acima),
• Tensão nominal UN in kV (veja acima)
• Numeral de Grupo Vetorial,
• Corrente nominal do conjunto de transformadores de corrente em A (veja acima).
O enrolamento 1 é definido como o enrolamento de referência e dessa forma não
necessita numeral; os outros enrolamentos referem-se ao entolamento 1.
O enrolamento de referência é normalmente aquele da tensão mais alta. Se for usado
outro enrolamento que não aquele referente à tensão mais alta, deve ser observado
que isso muda o numeral do grupo vetorial: Por Exemplo, um transformador Dy5 é
visto pelo lado Y como um Yd7.
Se o enrolamento de um transformador está regulado, então a tensão nominal real
não é usada como UN, mas, ao invés disso, a tensão que corresponde à corrente
média da faixa regulada.
7UM62 Manual
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127
2 Funções
Se o ajuste da proteção será executado só com valores secundários (por exemplo,
devido à presença de transformadores casadores externos), os parâmetros de ajuste
de fábrica dos dados do transformador podem permanecer sem mudança. Os
préajustes dos dados do transformador se aplicam para um fator de casamento de
corrente de 1:1 sem deslocamento de fase.
Tratamento da
Corrente de
Seqüência Zero
O tratamento dos pontos estrela do enrolamento não é considerado se a corrente de
seqüência zero for eliminada das correntes de fase. Por esse meio, correntes de falta
que fluem através dos TCs durante faltas à terra na rede, se existir um ponto de aterramento na zona protegida ( ponto estrela de transformador ou transformador de aterramento de ponto estrela), são neutralizadas sem quaisquer medidas externas especiais. A eliminação é feita pelo ajuste de STARPOINT S* = earthed (veja Figura
„Adaptação de Grupo Vetorial com Ponto Estrela Aterrado“ na descrição funcional
desta Subseção).
Em sistemas ressonante-aterrados ou redes isoladas, a eliminação da corrente de
seqüência zero pode ser dispensada desde que o ponto estrela do enrolamento do
transformador protegido não tenha conexão à terra , nem mesmo via uma bobina de
Petersen ou um supressor de surto! Neste caso, cada dupla falta à terra com um
ponto de base na zona protegida será eliminada pelo relé, sem considerar qualquer
prioridade da falta dupla à terra (veja o título lateral „Ponto Estrela Não-Aterrado“ e
Figura „Casamento de Grupo Vetorial para Y(N) d5 (ponto estrela isolado)“).
Aumento de Valor
de Pickup na
Partida
Para segurança adicional contra sobrefuncionamento quando um objeto de proteção
não energizado é ligado, o aumento do valor de pickup na partida pode ser ajustado
no endereço 2005 INC.CHAR.START. Como essa opção é principalmente fornecida
para proteção de gerador e motor, o ajuste padrão é inicialmente OFF se um
transformador de 2 enrolamentos é selecionado como objeto protegido.
Os parâmetros associados podem ser encontrados nos endereços 2051, 2052 e
2053. O endereço 2051 I-REST. STARTUP é usado para ajustar o valor de pickup
para detecção da partida. A função é desabilitada pelo ajuste I/IN Obj = 0. O STARTFACTOR especifica o fator de aumento dos valores de pickup na partida. Para proteção de transformadores, um ajuste de 2052 START-FACTOR = 1.0 é recomendado.
Para desligar cargas externas tais como motores ou transformadores, deve ser aumentado para 2.0. Devido às constantes de tempo altas, o ramal b da característica
pode muito bem ser excedido por um curto período de tempo com TCs não casados.
Restrição
Harmônica
128
A restrição de inrush do dispositivo pode ser habilitada e desabilitada no endereço
2006 INRUSH 2.HARM.. Está baseada na avaliação do 2º harmônico presente na
corrente de inrush ao ligar. Quando o dispositivo deixa a fábrica, uma relação I2fN/IfN
de 15 % está ajustada e pode normalmente ser mantida sem mudança. Entretanto, o
componente necessário para restrição pode ser parametrizado. Para fornecer mais
restrição em casos excepcionais, onde condições de energização são particularmente desfavoráveis, um valor menor pode ser ajustado no endereço
2071 2. HARMONIC.
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Bloqueio Cruzado
A restrição de inrush pode ser ampliada pela assim chamada função de “bloqueio
cruzado”. Isso significa que no alcance do conteúdo harmônico em apenas uma fase
todas as três fases do estágio diferencial IDIFF> são bloqueadas. A duração para a
função de bloqueio cruzado para permanecer operativa após o alcance da corrente
diferencial é ajustada no endereço 2072 CROSSB. 2. HARM. O ajuste é um múltiplo
do ciclo AC. Ajuste para 0 significa que a proteção pode iniciar um trip quando o transformador é ligado sob uma falta monofásica, mesmo se uma corrente de inrush fluir
em outra fase. Quando ajustada para ∞, a função de bloqueio cruzado está sempre
efetiva. A duração do bloqueio é especificada durante o comissionamento. O ajuste
padrão de 3 ciclos tem demonstrado ser um valor prático.
Em paralelo ao segundo harmônico, o 7UM62 pode fornecer restrição com um outro
harmônico. O endereço 2007 RESTR. n.HARM. é usado para desabilitar essas
restrições harmônicas ou para selecionar o harmônico. O 3º e o 5º harmônicos são
selecionáveis.
Sobrexcitação em estado estacionário está caracterizada por harmônicos ímpares.
Aqui, o terceiro ou quinto harmônico são adequados para propósitos de restrição.
Como o terceiro harmônico é freqüentemente eliminado em transformadores (por
exemplo em uma ligação delta), o quinto harmônico é mais comumente utilizado.
Transformadores conversores também produzem harmônicos ímpares que estão
praticamente ausentes no caso de um curto-circuito interno.
O conteúdo harmônico que bloqueia a proteção diferencial é ajustado no endereço
2076 n. HARMONIC. Se é usado o quinto harmônico como estabilização de sobrexcitação, então por exemplo, 30 % (ajuste padrão) é o usual.
A restrição harmônica opera individualmente por fase. Entretanto, também é possível
– como é para a restrição de inrush – ajustar a proteção de tal forma que não apenas
a fase com conteúdos harmônicos em excesso ao valor permissível seja estabilizada
mas também as outras fases do estágio diferencial IDIFF> sejam bloqueadas
("função de bloqueio cruzado). A duração para a qual a função de bloqueio cruzado
permanece operativa após alcance da corrente diferencial é ajustada no endereço
2077 CROSSB. n.HARM. O ajuste é um múltiplo do ciclo AC. O ajuste para Ciclo 0
(ajuste padrão) permirte à proteção iniciar um trip quando o transformador é ligado
sob uma falta monofásica mesmo se conteúdos harmônicos mais altos se apresentarem uma outra fase. Quando ajustado para ∞, a função de bloqueio cruzado está
sempre efetiva.
Se a corrente diferencial exceder um múltiplo da corrente nominal do transformador
especificada no endereço 2078 IDIFFmax n.HM, nenhuma nª restrição harmônica
ocorrerá.
Característica de
Trip
Os parâmetros da característica de trip são ajustados nos endereços 2021 a 2044.
O significado dos parâmetros pode ser visto na figura seguinte. Os valores numéricos
nos ramais da característica são os endereços dos parâmetros.
O endereço 2021 I-DIFF> é o valor de pickup da corrente diferencial. É o total da
corrente de falta fluindo na área de proteção, sem considerar a forma em que é
distribuida entre os enrolamentos do transformador protegido. O valor de pickup é
referente à corrente nominal correspondente à potência aparente nominal do
transformador. Para transformadores, o ajuste deverá estar entre 0.2 e 0.4. Deverá
ser verificado durante o comissionamento que o valor de pickup selecionado seja de
pelo menos duas vezes a máxima corrente diferencial presente na operação em
estado estacionário.
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129
2 Funções
Em adição ao limite de pickup I-DIFF>, um segundo limite de pickup é introduzido.
Se esse limite (2031 I-DIFF>>) é execdido, é iniciado trip sem considerar a magnitude da corrente de restrição (estágio de trip de alta-velocidade não estabilizado).
esse estágio deve ser ajustado mais alto do que o estágio I-DIFF>. Como regra:
acima de 1/uk do transformador.
A característica de trip forma dois outros ramais (veja a figura seguinte). O endereço
2041 SLOPE 1 determina a inclinação do primeiro ramal, cujo ponto de partida está
especificado no parâmetro 2042 BASE POINT 1. Esse ramal cobre erros proporcionais à corrente. Podem ser principalmente erros dos TCs principais e, especialmente,
correntes diferenciais que podem ocorrer nas posições finais do comutador de Taps
devido à possível faixa de regulagem do transformador. Esse ramal da característica
limita a área de estabilização. A inclinação pré-ajustada de 0.25 deverá ser suficiente
para faixas de regulagem de até 20 %. Se o transformador tem uma faixa de regulagem maior, a inclinação deverá ser aumentada em conformidade.
Figura 2-44
Parâmetros Determinando a Forma da Característica de Trip
O segundo ramal produz uma restrição mais alta na faixa das altas correntes que
podem conduzir saturação do transformador de corrente. Seu ponto de base é
ajustado no endereço 2044 BASE POINT 2 e refere-se à corrente nominal do
transformador de potência. A inclinação é ajustada no endereço 2043 SLOPE 2. A
restrição durante a saturação do transformador de corrente pode ser influenciada por
esse ramal parâmetro. Um gradiente mais alto resulta em restrição mais alta.
130
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Estabilização
Adicional Durante
Saturação do
Transformador de
Corrente
Onde fluem altas correntes durante um curto-circuito externo, uma estabilização
adicional tem efeito, selecionada no endereço 2061 I-ADD ON STAB. (estabilização
de saturação). Favor observar que a corrente estabilizante é a soma aritmética das
correntes através dos enrolamentos, isto é, duas vezes o fluxo de corrente real. O
ajuste padrão de 4.00 I/InO deverá ser mantido. A duração máxima da estabilização
adicional é ajustada no endereço 2062 T ADD ON-STAB. em múltiplos de 1 ciclo.
Esse tempo é a duração máxima de bloqueio após deixar a área de estabilização
adicional durante faltas externas de alta corrente. O ajuste depende sob certas
circunstâncias, do tempo de desconexão do contato superior. O ajuste padrão de
15 Ciclos é um valor prético.
Temporizações
Em casos especiais pode ser vantajoso temporizar o sinal de trip da proteção diferencial. Para isso, uma temporização adicional pode ser ajustada. O temporizador 2026
T I-DIFF> é iniciado quando uma falta interna é detectada no transformador. 2036
T I-DIFF>> é a temporização para o estágio de trip 2031 I-DIFF>>. Um estágio
de tempo separado é fornecido para cada nível de proteção diferencial e para cada
fase. A temporização de dropout está ligada à duração do mínimo comando de trip
que é válido para todas as funções de proteção. Todos os ajustes de tempo são
temporizações adicionais que não incluem os tempos de operação (tempo de
medição, tempo de dropout) da função de proteção.
2.14.4 Requerimentos do Transformador de Corrente
A proteção diferencial é de importância decisiva para os requerimentos que os transformadores de corrente devem alcançar. O estágio de trip de alta-velocidade (IDiff >>)
usa valores instantâneos e pode assim causar trip confiavelmente de curtos-circuitos
internos de alta corrente. Para determinação da corrente nominal primária do TC, na
prática, os procedimentos gerais usuais são aqueles usados. Deve ser selecionada
igual ou maior do que a corrente nominal do objeto protegido.
Recomendações de
Projeto
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O curto-circuito externo determina os requerimentos que os transformadores de
corrente devem atingir devido ao possível componente DC de corrente. No caso de
um curto-circuito fluir através dos transformadores de potência, um mínimo de 5 ms
deverá expirar antes de ocorrer a saturação do transformador de corrente. As duas
tabelas seguintes mostram as especificações de projeto. Os padrões IEC 60044-1 e
IEC 60044-6 foram usados nessas tabelas. As equações para cálculo dos requerimentos como tensões de ponto joelho estão listadas na tabela 2-7.
131
2 Funções
Tabela 2-5
Fatores de sobrecorrente
Fator de sobrecorrente de operação
requerido
Fator de sobrecorrente nominal resultante
com
Ktd
Fator de dimensionamento transiente
IpSSC
Corrente de curto-circuito simétrica primária
IpN
RBC
Carga conectada
RBN
Carga nominal
RCt
Carga interna
Tabela 2-6
Requerimentos do Transformador
Transformador
Fator de dimensionamento ≥ 4
transiente Ktd
com τN ≤ 100 ms
Gerador
> (4 a 5), com τN > 100 ms
Corrente de curto -circuito
simétrica IpSSC
Exemplo
uSC = 0.1
n’ > 40
Nota:
Potência ≥ 10 or 15 VA
Use sempre transformadores idênticos
Exemplo de transformador de
rede:
10P10 10 ou 15 VA
(IsN = 1 A ou 5 A)
xd’’ = 0.12
n’ > (34 to 42)
Observe a carga interna!
Exemplo:
IpN,G aprox. 1000 a 2000 A
5P15 15 VA
(IsN = 1 A ou 5 A)
IpN,G > 5000 A
5P20 30 VA
(IsN = 1 A ou 5 A)
com
132
uSC
Impedância do transformador
xd”
Reatância transiente eixo-direto
IsN
Corrente nominal secundária do TC
τN
Constante de tempo do sistema de potência
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Tabela 2-7
Tensões ponto de joelho
IEC
Padrão Britânico
ANSI
com
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U
Tensões ponto de joelho
KALF
Fator de sobrecorrente nominal
IsN
Corrente nominal secundária do TC
RBN
Carga nominal
RCt
Carga interna
133
2 Funções
2.15
A proteção diferencial de corrente à terra detecta faltas à terra em geradores e
transformadores com aterramento de baixa resistência ou com ponto estrela
solidamente aterrado. É seletiva e mais sensitiva do que a proteção diferencial
clássica (veja Seção 2.14.1).
Uma aplicação típica dessa função de proteção são configurações onde múltiplos
geradores estão conectados a um barramento e um gerador tem um aterramento de
baixa resistência. Uma outra aplicação seria enrolamentos de transformador em
conexão estrela.
Para aplicações tais como auto-transformadores, transformadores de aterramento de
ponto estrela e reatores shunt, a Siemens recomenda que o dispositivo de proteção
7UT612 seja usado em seu lugar.
Para aterramento com alta resistência de geradores, é usada a função de proteção
de falta à terra (Seção 2.28).
Variantes de
Conexão
A figura seguinte mostra duas implementações típicas. No esquema de conexão 1, a
corrente de seqüência zero é calculada a partir das correntes de fase medidas e a
corrente do ponto estrela é medida diretamente. Essa aplicação é a versão para
transformadores e para gerador com aterramento direto (baixa resistência).
No esquema de conexão 2, ambas as correntes de seqüência zero são calculadas a
partir das correntes de fase medidas. O objeto protegido está localizado entre os
transformadores de corrente. Esse método de medição deverá ser usado para geradores em conexão de barramento, onde múltiplos geradores alimentam o barramento
e qualquer um dos geradores estrá aterrado.
Figura 2-45
134
Esquemas de conexão da proteção diferencial de corrente à terra
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2.15 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN)
Princípio de
Medição
As duas implementações possíveis da proteção diferencial de falta à terra só diferem
em seu método de determinação da corrente de seqüência zero. Isso é mostrado na
imagem seguinte. Essa figura também mostra a definição da direção da corrente. A
definição geral é: Setas de referência caminham na direção positiva para o objeto
protegido.
Figura 2-46
Esquema de conexão e definição dos vetores de corrente
Em ambos princípios de medição existe uma adição vetorial das correntes de fase no
lado da linha (sempre lado 1 no 7UM62), que origina a corrente de seqüência zero. A
regra para o cálculo do lado 1 é:
3 I01 = IL1S1 + IL2S1 + IL3S1
Para a segunda corrente de seqüência zero, dois métodos de determinação são
possíveis:
Por um lado é medido diretamente como corrente do ponto estrela na entrada IEE2
(ISt = IEE2). O método 2 é para cálculo da corrente de seqüência zero dos TCs no lado
do ponto estrela ( sempre o lado 2 no 7UM62). As fórmulas pertinentes são:
3 I02 = ISt = IEE2
ou
3 I02 = IL1S2 + IL2S2 + IL3S2
Quando ocorre uma falta à terra na zona protegida, existe sempre uma corrente de
ponto estrela ISt ou corrente de seqüência zero fluindo através dos TCs do lado 2
(3I02). Dependendo das condições de aterramento da rede, pode existir também uma
corrente de aterramento (3I01) fluindo através dos TCs do lado 1 para o local da falta
( seta pontilhada). Devido à definição da direção da corrente, entretanto, a corrente
de seqüência zero 3I01 está mais ou menos em fase com a corrente do ponto estrela.
Quando ocorre uma falta à terra fora da zona protegida (veja próxima imagem, local
2 da falta), existe também uma corrente de ponto estrela ISt ou corrente de seqüência
zero fluindo através dos TCs do lado 2 (3I02) e uma corrente de seqüência zero fluindo
através dos TCs do lado 1 (3I01). A corrente de seqüência zero deve ser a mesma em
todos os três possíveis locais de medição. Como a direção da corrente fluindo no
objeto protegido é definida como positiva, a corrente de seqüência zero fluindo no
lado 1 (3I01) está em oposição de fase à corrente do ponro estrela ISt ou à corrente de
fase zero computada do lado 2 (3I02).
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2 Funções
Figura 2-47
Exemplo de uma falta exetrna
Quando uma falta externa não aterrada causa o fluxo de correntes pesadas através
da zona protegida, diferenças nas características magnéticas dos transformadores de
corrente de fase sob condições de saturação pode ocasionar uma significante
corrente de soma que se assemelha a uma corrente à terra fluindo na zona protegida.
Medidas devm ser tomadas para a prevenção dessa corrente ocasionar um trip. O
mesmo pode acontecer se, por exemplo, cargas significativas com um componente
indutivo alto (e assim grandes constantes de tempo), tais como motores ou transformadores, são ligados.
Por essas razões a proteção diferencial de corrente à terra fornece um número de
recursos de restrição que diferem significativamente dos métodos convencionais de
restrição (veja cabeçalho de margem "Medidas de Restrição").
Avaliação de
Valores Medidos
A proteção diferencial de corrente à terra compara a onda fundamental das correntes
zero em ambos os lados (3I01 e 3I02) e calcula a partir delas a corrente de restrição
(estabilização).
I0-Diff = | 3I01 + 3I02 |
I0-Stab = | 3I01 3I02 |
Dependendo da aplicação, a corrente 3I02 pode ser a corrente de seqüência zero
calculada do lado 2 ou a corrente do ponto estrela medida diretamente ISt.
Sob condições sem falta e com TCs ideais, as correntes de seqüência zero poderiam
ser zero e conseqüentemente a corrente diferencial e a corrente de restrição também
zero. Para eliminar a influência de erros do TC a restrição é determinada pela
caracteristica (veja a figura seguinte).
No caso de uma falta à terra externa, a corrente diferencial é zero, ou mínima e a
corrente de restrição é duas vezes a corrente de falta. As grandezas medidas estão
dentro da zona de restrição. Uma falta à terra interna por outro lado, causa uma
corrente quase igual diferencial e de restrição. Essa é agora a zona de trip (ao longo
da linha pontilhada).
O limite de pickup é ajustado com o estágio I-REF>.
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Figura 2-48
Característica de trip e de restrição
Em aplicações com medição direta da corrente do ponto estrela (por exemplo,
proteção diferencial de corrente à terra para transformadores), a corrente do ponto
estrela é questionada em adição à avaliação da característica. Isso fornece restrição
adicional contra problemas do TC tais como modelo errado de seqüência zero para
os transformadores de corrente de fase no lado 1. A corrente do ponto estrela deve
ter excedido a corrente de pickup I-REF>, também.
De maneira a compensar diferenças nos nominais de corrente primária do TC, as
correntes são casadas com os nominais das correntes do objeto protegido.
Medidas de
Restrição
O propósito da proteção diferencial de corrente à terra é a detecção de faltas de
corrente baixas. Isso envolve um ajuste sensitivo. Uma fonte significante de erros da
função de proteção são diferenças nas características magnéticas dos TCs de fase.
Fatores a serem considerados aqui são características de transformação DC
diferentes e condições de saturação.
Trips indevidos da proteção na presença de faltas à terra externas devem ser
evitados.
Uma regra básica para isso é o uso dos transformadores de corrente de fase
casadores, de forma que sua corrente de erro, do TC (resultando corrente de
seqüência zero) sob condições de estado estacionário, é mínima.
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2 Funções
Outras medidas de restrição incluem:
• Avaliação adicional da corrente do ponto estrela (veja acima)
Somente na presença de uma falta à terra uma corrente pode fluir através do ponto
estrela dos TCs. Isso ajuda a evitar trips indevidos sob condições sem faltas causadas pela transmissão de erros dos transformadores de corrente de fase. Essa
medida também é efetiva para faltas sem envolvimento de terra. Um pré-requisito
para o uso dessa medida é a presença de um ponto estrela do TC na aplicação.
Usualmente não pode ser usada para geradores em conexão de barramento.
• Avaliação da direção da corrente de seqüência zero
Essas funções de monitoramento buscam prevenir trips indevidos na presença de
faltas à terra externas. Isso se faz pela avaliação da direção da corrente de
seqüência zero. Sob condições ideais, as correntes devem estar em fase durante
uma falta à terra interna e em fase oposta durante uma falta à terra externa. O
ângulo limite é 90°. A próxima imagem mostra que o monitoramento está dividido
em duas zonas. Onde as condições de falta estão definidas, o trip é ativado
imediatamente (zona I) ou bloqueado (zona III). Na zona II, uma medição adicional
é executada antes da decisão ser tomada. Onde as correntes de fase zero são
muito pequenas (zona IV), o critério de direção é inefetivo e é assumido 0°.
Figura 2-49
Faixas de operação do critério da direção
• Monitoramento de corrente de fase
Para excluir trips indevidos devido saturação do TC na presença de faltas externas
a função de proteção é bloqueada assim que é atingida a máxima corrente de fase.
Para isso, as correntes de fase do lado 1 são monitoradas. Assim que uma corrente
de fase excede o limite, o bloqueio acontece. Esse bloqueio não é um prejuizo,
uma vez que faltas de alta corrente são suficientemente gerenciadas por outras
funções de proteção, tais como proteção diferencial, proteção de impedância e
proteção de sobrecorrente.
• Monitoramento da tensão de seqüência zero.
Onde transformadores de corrente de fase modelam correntes de seqüência zero
no lado secundário após a adição de carga e onde não existe avaliação direta da
corrente do ponto estrela deve ser usado o monitoramento da tensão de seqüência
zero.Isso também fornece restrição adicional na presença de faltas externas sem
envolvimento de terra. A tensão de seqüência zero é calculada das tensões faseterra. Na detecção de uma tensão de seqüência zero é emitido um sinal de
habilitação.
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A interconexão lógica de todos os sinais e os ajustes mais importantes, assim como
as indicações de saída são mostradas no diagrama lógico seguinte (Figura). A função
pode ser bloqueada com a entrada „>BLOCK REF“. Usando o CFC, essa entrada
também permite bloqueio de outros recursos, tal como se a tensão de seqüência zero
medida deverá ser injetada via entrada UE. Isso é necessário se as entradas de
tensão estão conectadas a um transformador de potencial em conexão V (conexão
delta aberto).
Lógica
A figura seguinte mostra o bloqueio das correntes de fase e sua liberação na base da
tensão de seqüência zero calculada. Isso é seguido pelo monitoramento da
característica operacional com possivelmente um questionamento adicional da
corrente do ponto estrela e o ângulo de habilitação. Quando todas as condições são
encontradas, há pickup da proteção diferencial de corrente à terra. O temporizador
subseqüente T I-REF> é usualmente ajustado para zero.
Figura 2-50
Diagrama Lógico da Proteção Diferencial de Corrente à Terra
com
1) Uso do gerador:
Uso de transformador:
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ILxSm sempre lado 1
ILxSm conforme a alocação dos lados
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2 Funções
Geral
Uma pré-condição para a operação da proteção diferencial de corrente à terra é de
que durante a configuração no escopo das funções (Seção 2.4) a seleção correta
para a aplicação em questão seja feita no endereço 121 REF PROT.. Se o objeto
protegido é um gerador, o usuário pode selecionar tanto medição direta da corrente
do ponto estrela via IEE2 (Gen. with IEE2), quanto corrente computada (Gen. w.
3I0-S2). Para o transformador a corrente de seqüência zero diretamente medida é
sempre usada. É possível, entretanto, selecionar para a alocação do lado
(Transformador S1 ou Transformador S2).
Em dados do sistema de potência 1 os ajustes necessários devem ter sido
executados. São também necessários para normalização e definição de direção (veja
também a Seção 2.5 ou 2.14.1). Se é usada a entrada IEE2 , o dispositivo de proteção
deve ser notificado da relação de transformação do ponto neutro do transformador
(prm/sec.) e o terminal do lado de aterramento do TC no qual a entrada IEE2 está
conectada (Veja Comentários na Seção 2.5).
Nota
Quando usar a entrada IEE2 , deve ser considerado que se trata de uma entrada de
corrente sensitiva. A amplitude de corrente está limitada a aproximadamente √2 1.6
A. Uma corrente nominal secundária de 1 A deverá ser usada para o ponto estrela
do TC. Se é usado um TC de 5 A, a relação de transformação deve ser slecionada
correspondentemente maior (fator de otimização 5).
O endereço 2101 REF PROT. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para
bloquear somente o comando de trip (Block relay).
Nota:
Quando o dispositivo sai de fábrica, a proteção diferencial de corrente à terra está
ajustada para OFF. A razão disso é de que a proteção não deve estar em operação a
não ser que pelo menos o lado designado e a polaridade do TC tenham sido
préviamente ajustadas. Sem os ajustes adequados, o dispositivo pode mostrar
reações inesperadas (inclusive trip!).
Valores de Pickup
A sensitividade da proteção se determina pelo ajuste I-REF> (Endereço 2110). Essa
é a corrente de falta à terra fluindo do ponto estrela do objeto protegido (transformador,gerador), e em alguns casos, da rede. Esse valor deverá ser escolhido na base
do caso mais desfavorável, isto é, correntes de falta entrando de apenas um lado. O
ajuste de corrente se refere à corrente nominal do objeto protegido ou lado protegido.
O limite de sensitividade é, regra geral, ajustado pelos TCs. Um ajuste entre 0.1 e
0.15 I/InO é bastante prático.
Para a característica de operação, os ajustes padrão podem ser usados. Se for
preciso, esses ajustes podem ser modificados com o software de comunicação
DIGSI. Os parâmetros avançados definem inclinação (2113 SLOPE) e o ponto de
base (2114 BASE POINT) da característica.
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Para estabilizar a função de proteção, o endereço 2102 pode ser ajustado para
bloqueio pela corrente de fase (REF I> BLOCK). Como a regra do polegar, o valor
de pickup não deve exceder duas vezes a corrente nominal. Com aterramento de
baixa resistência do ponto estrela, a fórmula geral é: corrente nominal + corrente à
terra resultante da resistência do ponto estrela.
A habilitação da tensão zero depende da faixa de operação da função de proteção.
95 % do enrolamento do estator do gerador é um bom valor. Além disso, o valor do
lado-secundário foi ajustado para 5.0 V (2103 REF U0>RELEASE). Onde a
habilitação da tensão zero não é usada, deve ser ajustado para 0.0 V.
Nota:
Para a função de proteção, a tensão zero calculada das tensões fase-terra foi multiplicada por √3, que corresponde à tensão presente em uma ligação delta aberta.
Nenhum ajuste precisa ser feito para a habilitação do ângulo e a avaliação adicional
da corrente do ponto estrela medida diretamente (onde usada).
Para aplicações especiais, pode ser vantajoso temporizar o comando de trip da
proteção. Isso pode ser feito pelo ajuste de uma temporização adicional (Endereço
2112 T I-REF>). Normalmente, essa temporização é ajustada para 0. Uma duração
mínima de comando foi ajustada para todas as funções de proteção (veja a Seção
2.5.1 em „Duração de Comando”).
2.15.3 Ajustes
Endereços que tem um “A” em anexo só podem ser modificados com DIGSI em
Ajustes Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
2101
REF PROT.
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Falta à Terra Restrita
(REF)
2102
REF I> BLOCK
1.0 .. 2.5 I/InO
1.5 I/InO
Pickup REF do Bloqueio da
Corrente de Fase
2103
REF U0>RELEASE
1.0 .. 100.0 V; 0
5.0 V
Pickup REF de U0> Liberada
2110
I-REF>
0.05 .. 2.00 I/InO
0.10 I/InO
Pickup de I-REF>
2112
T I-REF>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização T I-REF>
2113A
SLOPE
0.00 .. 0.95
0.25
Inclinação da Carcaterística
I-REF> = f(I0-Rest)
2114A
BASE POINT
0.00 .. 2.00 I/InO
0.00 I/InO
Ponto Base para Inclinação da
Característica
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141
2 Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5803
>BLOCK REF
SP
>BLOQUEIO da proteção de falta à terra restrita
5811
REF OFF
OUT
Falta à terra restrita está DESLIGADA (OFF)
5812
REF BLOCKED
OUT
Falta à terra restrita está BLOQUEADA
5813
REF ACTIVE
OUT
Falta à terra restrita está ATIVA
5817
REF picked up
OUT
Pickup da proteção de Falta à Terra Restrita
5821
REF TRIP
OUT
Trip da proteção de Falta à Terra Restrita
5833
REF CTstar:
VI
Fator de adaptação do ponto estrela do enrolamento do TC
da Falta à Terra Restrita
5836
REF Adap.fact.
OUT
Fator de adaptação adverso do TC da Falta à Terra Restrita
5837
REF CT-S1:
VI
Fator de adaptação do TC da Falta à Terra Restrita lado 1
5838
REF CT-S2:
VI
Fator de adaptação do TC da Falta à Terra Restrita lado 2
5840
REF I> blocked
OUT
Falta à Terra Restrita está bloqueada pela corrente de fase
5841
REF U0> releas.
OUT
Liberação da Falta à Terra Restrita pela U0>
5845
I-REF> pickup
OUT
Pickup de I-REF> da Falta à Terra Restrita
5846
REF char.pickup
OUT
Pickup da característica da Falta à Terra Restrita
5847
I0-Diff:
VI
I0-Dif no Trip de Falta à Terra Restrita
5848
I0-Res:
VI
Restrição I0 no Trip de Falta à Terra Restrita
142
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2.16 Proteção de Subexcitação (Perda-de-Campo) (ANSI 40)
2.16
Proteção de Subexcitação (Perda-de-Campo) (ANSI 40)
A proteção de subexcitação protege uma máquina síncrona de operação assíncrona
no evento de uma excitação com falta ou regulagem e do sobreaquecimento local do
rotor. Além disso, ela evita riscos à estabilidade da rede pela subexcitação de grandes
máquinas síncronas.
Determinação da
Subexcitação
Para avaliar subexcitação, o dispostivo processa todas as correntes de fase dos três
terminais e todas as tensões dos três terminais quanto ao critério do circuito do estator. Ela também processa a tensão de excitação disponibilizada pelo transdutor de
medição TD3, para o critério de circuito do rotor.
Para o critério do circuito do estator a admitância é calculada a partir das correntes e
tensões de seqüência positiva. A medição da admitância sempre produz o limite de
estabilidade fisicamente apropriado, independentemente dos desvios de tensão da
tensão nominal. Mesmo nessa circunstância a característica da proteção pode ser
casada otimamente com a característica de estabilidade da máquina. Em razão da
avaliação do sistema de seqüência positiva a proteção opera confiavelmente mesmo
durante condições de corrente ou tensão assimétricas.
Curvas
Características
A figura seguinte mostra o diagrama de carregamento da máquina síncrona no plano
da admitância (P/U2; –Q/U2) com o limite estatístico de estabilidade que cruza o eixo
reativo próximo a 1/xd (valor recíproco da reatância direta síncrona).
Figura 2-51
Diagrama de Admitância de Turbo Geradores
A proteção de subexcitação no 7UM62 disponibiliza três características independentes combináveis livremente. Como ilustrado na figura seguinte, é possível, por exemplo, modelar a estabilidade estática da máquina por meio de duas características
parciais com as mesmas temporizações (T CHAR. 1 = T CHAR 2). As características
parciais são distingüidas pela distância correspondente do ponto zero (1/xd CHAR. 1)
e (1/xd CHAR. 2) assim como o ângulo de inclinação correspondente α1 e α2.
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143
2 Funções
Se a característica resultante (1/xd CHAR.1)/α1; (1/xd CHAR.2)/α2 for excedida
(à esquerda na figura seguinte), um aviso de temporização (por exemplo de 10s) ou
um sinal de trip é transmitido. A temporização é necessária para assegurar que o
regulador de tensão tenha tempo suficiente para aumentar a tensão de excitação.
Figura 2-52
Critério do circuito estator: Característica de Pickup no Diagrama de Admitância
Uma outra característica (1/xd CHAR.3) /α3 pode ser casada com a característica de
estabilidade dinâmica da máquina síncrona. Como a operação estável é impossível
se essa característica for excedida, é então necessário trip imediato (estágio de
tempo T CHAR 3).
Questionamento da
Tensão de
Excitação
Com um regulador de tensão com falta ou falha da tensão de excitação, é possível
desligar com uma curta temporização (estágio de tempo T SHRT Uex<, por exemplo,
1.5 s). Para isso, o dispositivo deve tanto ser notificado via uma entrada binária da
falha de tensão de excitação, quanto a tensão de excitação deve ser ligada via transdutor de medição TD3 e divisor de tensão, desde que no endereço 3012 EXCIT.
VOLT. o questionamento da tensão de excitação via transdutor de medição tenha
sido ligado (ON).
Assim que a tensão de excitação atingir um mínimo ajustável de 3013 Uexcit. <,
é iniciado o tempo curto de trip.
Ao invés da aquisição da tensão de excitação, ou também, em adição a ela, o sinal
de monitoramento de uma tensão de excitação externa, o monitoramento pode ser
ligado via uma entrada binária. Aqui também, é iniciado tempo curto de trip assim que
falha na tensão de excitação é sinalizada.
144
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Filtro Passa Baixa
Como a tensão de excitação DC pode conter significativos harmônicos AC (por
exemplo, devido ao controle tiristorizado), um filtro passa baixa analógico é fornecido
na placa C-I/O-6 para conexão da tensão de excitação, em adição ao filtro digital
integrado. Isso atenua particularmente múltiplos da freqüência de escaneamento, que
não pode ser suprimida adequadamente pelo filtro digital. Os ajustes de jumper para
ativação desse filtro estão descritos na seção Montagem e Comissionamento. Ao sair
de fábrica, o filtro está ativado. O ajuste de jumper deve casar com o ajuste do
parâmetro 297 TRANSDUCER 3 (veja Dados do Sistema de Potência, Seção 2.5.1).
Se os ajustes de jumpers e os parâmetros não coincidirem, é emitido um alarme e o
dispositivo reportado como com falta e não operativo.
Bloqueio de
Subtensão
O cálculo da admitância requer uma tensão de medição mínima. Durante um colapso
severo (curto-circuito) ou falha das tensões do estator, a proteção é bloqueada pelo
monitor de tensão AC integrado cujo limite de pickup 3014 Umin está ajustado de
fábrica para 25 V. O valor do parâmetro está baseado nas tensões fase-fase.
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a proteção de subexcitação.
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2 Funções
Figura 2-53
Diagrama lógico da Proteção de Subexcitação
Geral
A proteção de subexcitação só está efetiva e disponível se ela tiver sido ajustada
durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4, endereço 130,
UNDEREXCIT.) para Enabled. Se a função não for necessária é ajustada para
Disabled. O endereço 3001 UNDEREXCIT. serve para manobrar a função para ON
e OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay).
Os dados do sistema de potência corretos de acordo com a Seção 2.5 é um outro
prérequisito da parametrização da proteção de subexcitação.
146
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A característica de trip da proteção de subexcitação no diagrama de valor de
admitância é composta de segmentos retos que são respectivamente definidos por
sua admitância 1/xd (= coordenada distância) e seu ângulo de inclinação α. Os segmentos retos (1/xd CHAR.1)/α1 (característica 1) e (1/xd CHAR.2)/α2 (característica
2) formam o limite da subexcitação estática (veja a figura seguinte). (1/xd CHAR.1)
corresponde ao valor recíproco da reatância direta síncrona relacionada.
Se o regulador de tensão da máquina síncrona atingiu o limite da subexcitação, as
características estáticas são ajustadas de maneira que a limitação de subexcitação
do regulador de tensão intervenham antes da característica 1 ser alcançada (veja
figura 2-56).
Figura 2-54
Valores da Curva
Característica
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Características de Proteção de Subexcitação no Plano de Admitância
Se o diagrama de capabilidade do gerador ( veja a figura seguinte) em sua
representação preferida (abcissa = potência reativa positiva); ordenada = potência
ativa positiva) é transformado para o plano da admitância (divisão por U2), a
característica de trip pode ser casada diretamente com a característica de estabilidade da máquina. Se os tamanhos dos eixos forem divididos pela potência aparente
nominal, o diagrama do gerador é indicado por unidade (o último diagrama
corresponde a uma representação por unidade do diagrama de admitância).
147
2 Funções
Figura 2-55
Curva de Capabilidade de um Gerador de Polo Saliente, Indicado por Unidade
O diagrama refere-se aos seguintes valores :
U=
UN = 6300 V
I=
IN
SN =
5270 kVA
fN =
50,0 Hz
nN =
1500RPM
cos ϕ =
0,800
xd =
2,470
xq =
1,400
Os valores de ajuste primários podem ser lidos diretamente do diagrama. Os valores
relacionados devem ser convertidos para o ajuste da proteção. A mesma fórmula de
conversão pode ser usada se o ajuste da proteção é executado com a reatância direta
síncrona pré-definida.
148
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com
xdsec
reatância direta síncrona relacionada, secundária,
xd Máq
reatância direta síncrona realacionada,da máquina,
INMáq
UNMáq
Tensão Nominal da Máquina
UN, TP prim
Tensão Nominal Primária dos transformadores de potencial
IN, TC prim
Corrente do TC nominal primária
Ao invés de 1/xd Máq o valor aproximado IK0/IN pode ser usado (com IK0= corrente de
curto-circuito na excitação sem carga).
Exemplo de Ajuste:
Máquina
UN Máq
= 6.3 kV
IN Máq
= SN/√3 UN = 5270 kVA/√3 · 6.3 kV = 483 A
xd Máq
= 2.47
(lido da especificação do fabricante da máquina na
Figura 2-55)
Transformador IN TC prim
de Corrente
= 500 A
Transformador UN, TP prim
de Potencial
= 6.3 kV
Multiplicado por um fator de segurança de cerca de 1.05, o valor de ajuste 1/xd
CHAR. 1 resulta no endereço 3002.
Para α1, o ângulo de limitação da subexcitação do regulador de tensão é selecionado
ou o ângulo da inclinação da característica de estabilidade da máquina é usado. O
valor de ajuste ANGLE 1 está tipicamente situado entre 60° e 80°.
Na maioria dos casos, o fabricante da máquina prescreve um valor de excitação
mínimo para potências ativas pequenas. Para esse propósito, a característica 1 é
cortada da característica 2 para carga de potência ativa baixa. Conseqüentemente,
1/xd CHAR. 2 é ajustada para cerca de 0.9· (1/xd CHAR. 1), o ANGLE 2 para
90°. The limite de trip angular de acordo com a Figura 2-54 (CHAR. 1, CHAR. 2)
resulta nessa forma, se as temporizações correspondentes T CHAR. 1 e T CHAR.
2 de ambas as características forem ajustadas igualmente.
A característica 3 serve para adaptar a proteção aos limites da estabilidade dinâmica
da máquina. Se não existirem indicações precisas o usuário deverá selecionar um
valor 1/xd CHAR. 3 aproximadamente situado entre a reatância direta síncrona xd
e a reatância transiente xd'. Entretanto, deverá ser maior do que 1.
Um valor entre 80° e 110° é usualmente selecionado para o correspondente ANGLE
3(ÂNGULO 3), que assegura que somente uma instabilidade dinâmica pode conduzir
a um pickup com a característica 3. A temporização associada é ajustada no
endereço 3010 T CHAR 3 para o valor sugerido na Tabela 2-8.
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149
2 Funções
Figura 2-56
Temporizações
Diagrama de Admitância de um turbo gerador
Se a curva de limite estático consistente da característica 1 e 2 é excedida, o regulador de tensão deve primeiro ter a oportunidade de aumentar a excitação. Por isso,
uma mensagem de aviso devido a esse critério é temporizado com “tempo longo”
(pelo menos de 10 s para 3004 T CHAR. 1 e 3007 T CHAR. 2).
Se a tensão de excitação desaparecer ou for muito baixa, há pickup pelo critério do
estator assim como, desde que o recurso de requisição de tensão de excitação tenha
sido habilitado no endereço 3012 EXCIT. VOLT. ON e no endereço 3013 o limite
parametrizado Uexcit. < é atingido ou a ausência de tensão de excitação tenha
sido sinalizada para o dispositivo por entrada binária. Em todos esses casos o trip é
possível com temporização curta. Esse recurso é ajustado via parâmetro 3011 T
SHRT Uex<. As seguites mensagens e comandos de trip estão típicamente
designadas:
Tabela 2-8
Ajuste da Proteção de Subexcitação
Característica 1 e 2 de estabilidade não temporizada
estática
Anunciação:
Exc < Anr
Característica 1 e 2 de estabilidade Temporizada longa
Trips
estática
T CHAR. 1 = T CHAR. 2 ≈ Err<1 TRIP / Err<2 TRIP
10 s
Característica 1 e 2 Falha na Tensão Temporizada curta
de Excitação
T SHRT Uex< ≈ 1.5 s
Trip
Err< UPU < TRIP
Característica 3 de estabilidade
dinâmica
Trip
Exc<3 TRIP
Temporizada curta
T CHAR 3 ≈ 0.5 s
Nota
Se forem selecionadas temporizações muito curtas, os procedimentos de balanço
dinâmico podem ocasionar operações indesejáveis. Por essa razão é recomendado
ajustar valores de tempos de 0.05 s ou mais alto.
150
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Questionamento da
Tensão de
Excitação
O recurso de monitoramento da tensão de excitação é ajustado para aproximadamente 50 % da tensão de excitação sem carga. Se o gerador é usado para troca de fase,
um valor de pickup ainda mais baixo deve ser escolhido, dependendo da aplicação
em curso. Também deve ser observado que normalmente um divisor de tensão está
conectado entre o dispositivo e a tensão de excitação.
com
UExc 0
Tensão de excitação sem carga,
VDRatio
Relação de transformação do divisor de tensão
Exemplo:
UExc N
= 110 V
UExc 0
= 40 V
VDRatio
= 10 : 1
2.16.3 Ajustes
Endereços que têm um “A” anexo só podem ser modificados com DIGSI em Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
3001
UNDEREXCIT.
OFF
ON
Block relay
OFF
3002
1/xd CHAR. 1
0.20 .. 3.00
0.41
Característica de Intersecção da
Susceptância1
3003
ANGLE 1
50 .. 120 °
80 °
Ângulo de inclinação da
característica 1
3004
T CHAR. 1
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização da característica 1
3005
1/xd CHAR. 2
0.20 .. 3.00
0.36
Susceptância 2
3006
ANGLE 2
50 .. 120 °
90 °
característica 2
3007
T CHAR. 2
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
3008
1/xd CHAR. 3
0.20 .. 3.00
1.10
Susceptância 3
3009
ANGLE 3
50 .. 120 °
90 °
característica 3
3010
T CHAR 3
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
3011
T SHRT Uex<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização curta T
(Carac. & Uexc<)
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151
2 Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
3012
EXCIT. VOLT.
ON
OFF
OFF
Estado de Supervisão da Tensão
de Excitação
3013
Uexcit. <
0.50 .. 8.00 V
2.00 V
Pickup da Supervisão da Tensão
de Excitação
3014A
Umin
10.0 .. 125.0 V
25.0 V
Pickup de Bloqueio da Subtensão
No.
5323
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
>Exc. BLOCK
SP
>BLOQUEIO da proteção de subexcitação
5327
>Char. 3 BLK.
SP
>BLOQUEIO da característica 3 de proteção de subtensão
5328
>Uexc fail.
SP
>Reconhecida falha da tensão de excitação
5329
>Char. 1 BLK.
SP
>BLOQUEIO da característica 1 da proteção de
subexcitação
5330
>Char. 2 BLK.
SP
>BLOQUEIO da característica 1 da proteção de
subexcitação
5331
Excit. OFF
OUT
Proteção de subexcitação está DESLIGADA (OFF)
5332
Excit.BLOCKED
OUT
Proteção de subexcitação está BLOQUEADA
5333
Excit.ACTIVE
OUT
Proteção de subexcitação está ATIVA
5334
Exc. U< blk
OUT
Bloqueada proteção de subexcitação por U<
5336
Uexc failure
OUT
Reconhecida falha da tensão de excitação
5337
Exc< picked up
OUT
Pickup da proteção de subexcitação
5343
Exc<3 TRIP
OUT
TRIP da característica 3 da proteção de subexcitação
5344
Exc<1 TRIP
OUT
5345
Exc<2 TRIP
OUT
5346
Exc<U<TRIP
OUT
TRIP da característica de subexcitação +Uexc<
152
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2.17 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R)
2.17
A proteção de potência reversa é usada para proteger uma unidade turbo geradora
na falha de energia no primeiro movimento quando o gerador síncrono funciona como
um motor e dirige a turbina consumindo energia motórica da rede. Essa condição
conduz ao sobreaquecimento das lâminas da turbina e deve ser interrompido dentro
de um tempo curto pelo trip do disjuntor da rede. Para o gerador, existe o risco adicional de que, no caso de mau funcionamento vapor residual passe (válvulas de parada
com defeito)e após os disjuntores desligarem, a unidade turbo geradora seja acelerada atingindo dessa forma uma sobrevelocidade. Por essa razão, a isolação do
sistema deve somente ser executada depois da detecção da entrada de potência
ativa na máquina.
Determinação da
Potência Reversa
A proteção de potência reversa do 7UM62 calcula precisamente a potência ativa dos
componentes simétricos das ondas fundamentais de tensões e correntes pela média
dos valores dos últimos 16 ciclos. A avaliação de apenas os sistemas de seqüência
de fase positiva faz a determinação da potência reversa independente das assimetrias de corrente e de tensão e corresponde à carga real do terminal diretor. A potência
ativa calculada corresponde à potência ativa geral. Levando-se os ângulos de erros
dos transformadores de instrumentos em consideração, o componente de potência
ativa é exatamente calculado mesmo com potências aparentes muito altas e fator de
potência baixo (cos ϕ). A correção é executada por um ângulo de correção constante
W0 determinado durante o comissionamento do dispositivo de proteção no sistema.
O ângulo de correção é ajustado nos Dados do Sistema de Potência 1 (veja a Seção
2.5).
Tempo de Pickup
Seal-In
Para assegurar que ocorrendo freqüentemente pickups curtos possam causar trip, é
possível executar um prolongamento selecionável desses pulsos de pickup no
parâmetro 3105 T-HOLD. Cada borda positiva dos pulsos de pickup disparam
novamente esse estágio de tempo. Para um número suficiente de pulsos, os sinais
de pickup são adicionados e se tornam mais longos do que a temporização.
Sinal de Trip
Para ponte (bridging) de uma entrada de potência talvez mais curta durante a
sincronização ou durante as oscilações de potência causadas por faltas no sistema,
o comando de trip é temporizado por um tempo selecionável T-SV-OPEN. No caso
de de uma válvula de trip de emergência fechada, uma temporização mais curta é
entre-tanto, suficiente. Por meio da parametrização da posição da válvula de trip de
emergência via uma entrada binária, a temporização curta T-SV-CLOSED se torna
efetiva sob uma condição de trip de emergência. O tempo T-SV-OPEN é ainda efetivo
como estágio de backup.
Tanbém é possível bloquear o trip via um sinal externo.
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2 Funções
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a proteção de potência reversa.
Figure 2-57
Diagrama Lógico da Proteção de Potência Reversa
Geral
A proteção de potência reversa só está efetiva e disponível se essa função foi
ajustada durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4,endereço 131,
REVERSE POWER para Enabled. Se a função não for necessária é ajustada para
Disabled. O endereço 3101 REVERSE POWER serve para manobrar a função para
ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay).
No caso de uma potência reversa, o conjunto da turbina deve ser desconectado do
sistema já que a operação da turbina não é permissível sem uma certa saída mínima
de vapor (efeito refrigerante) ou, no caso de um conjunto de turbina à gas, a carga do
motor seria pesada demais para a rede.
Valores de Pickup
O nível de entrada de potência ativa é determinado pelas perdas por fricção a serem
atingidas e estão nas seguintes faixas, dependendo do sistema individual:
• Turbinas a vapor: PReversa/SN ≈ 1 % to 3 %
• Turbinas à gas: PReversa/SN ≈ 3 % to 5 %
• Acionamento á diesel: PReversa/SN > 5 %
Para o teste primário, a potência reversa deverá ser medida com a proteção real. O
usuário poderá selecionar um ajuste de 0.5 vezes o valor da energia motórica medida.
Esse valor pode ser encontrado na porcentagem dos valores operacionais medidos.
O recurso para corrigir faltas de ângulos dos transformadores de corrente e de
potencial deverão ser usados especialmente para máquinas muito grandes com uma
energia motórica particularmente baixa (veja Seções 2.5 e 3.3).
154
7UM62 Manual
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2.17 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R)
O valor de pickup 3102 P> REVERSE é ajustado em porcentagem da potência
aparente nominal secundária SNsec = √3 · UNsec · INsec . Se a energia primária motórica
por conhecida, ela deverá ser convertida para grandezas secundárias usando a
seguinte fórmula:
com
Psec
Potência secundária correspondente ao valor de ajuste
SNsec
potência nominal secundária = √3 · UNsec · INsec
PMaq
Potência da máquina correspondente ao valor de ajuste
SN, Maq
Potência aparente nominal da máquina
UN Maq
Tensão Nominal da Máquina
IN Maq
UN prim
IN prim
Tempo de Selo de
Pickup
O tempo de selo de pickup 3105 T-HOLD serve para prolongar pickups pulsados para
a duração mínima parametrizada.
Temporizações
Se potência reversa sem trip de emergência é usada, uma temporização correspondente deve ser implementada para evitar quaisquer estados de potência reversa curta
após sincronização ou oscilações de potência subseqüentes às faltas do sistema (por
exemplo, curto-circuito tripolar). Usualmente uma temporização 3103 T-SV-OPEN =
de aproximadamente 10 s é ajustada.
Sob condições de trip de emergência, a proteção de potência reversa executa uma
temporização curta de trip subseqüente ao trip de emergência via uma chave de pressão de óleo ou uma chave de posição na válvula de trip de emergência. Antes do trip,
deve ser assegurado que a potência reversa só seja causada pela perda da potência
de acionamento no lado da turbina. Uma temporização é necessária para evitar a oscilação da potência ativa no caso de fechamento repentino da válvula, até que seja
alcançado um valor de potência ativa de estado estacionário. Uma temporização
3104 T-SV-CLOSED de cerca de 1 a 3 s é suficiente para esse propósito, enquanto
que uma temporização de cerca de 0.5 s é recomendada para conjuntos de turbinas
à gas. Os tempos de ajuste são temporizações adicionais e não incluem os tempos
de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção.
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2 Funções
2.17.3 Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
3101
REVERSE POWER
OFF
ON
Block relay
OFF
3102
P> REVERSE
-30.00 .. -0.50 %
-1.93 %
Pickup de P> Reversa
3103
T-SV-OPEN
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização Longa
(sem Válvula de Parada)
3104
T-SV-CLOSED
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização Curta
(com Válvula de Parada)
3105A
T-HOLD
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Tempo de manutenção de Pickup
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5083
>Pr BLOCK
SP
>BLOQUEIO da proteção de potência reversa
5086
>SV tripped
SP
>Trip da Válvula de Parada
5091
Pr OFF
OUT
Proteção de potência reversa está DESLIGADA (OFF)
5092
Pr BLOCKED
OUT
Proteção de potência reversa está BLOQUEADA
5093
Pr ACTIVE
OUT
Proteção de potência reversa está ATIVA
5096
Pr picked up
OUT
Potência reversa: pick up
5097
Pr TRIP
OUT
Potência reversa: TRIP
5098
Pr+SV TRIP
OUT
Potência reversa: TRIP com válvula de parada
156
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2.18 Supervisão da Potência Ativa Direta (ANSI 32F)
2.18
Supervisão da Potência Ativa Direta (ANSI 32F)
A proteção de máquina 7UM62 inclui uma supervisão de potência direta que monitora
se a potência ativa cai abaixo de um valor ajustado, assim como se um segundo valor
ajustado separado é excedido. Cada uma dessas funções pode iniciar diferentes
funções de controle.
Quando, por exemplo, com geradores operando em paralelo, a saída da potência
ativa de uma máquina se torna tão pequena que outros geradores poderiam tomar
essa potência, então é freqüentemente apropriado desligar a máquina levemente
carregada. O critério, nesse caso, é de que a potência “direta” alimentada na rede
caia abaixo de um certo valor.
Em várias aplicações pode ser desejável emitir um sinal de controle se a saída da
potência ativa crescer acima de um certo valor.
Quando uma falta em uma rede de utilidades não é eliminada dentro de um tempo
crítico, a rede de utilidades deve ser dividida ou por exemplo, uma rede industrial, dela
desacoplada. Como critério para desacoplamento, em adição à direção do fluxo da
potência, estão a subtensão, a sobrecorrente e a freqüência. Como resultado, o
7UM62 pode também ser usado para desacoplamento da rede.
Medição da
Potência Ativa
Dependendo da aplicação, tanto medição de alta precisão lenta (média de 16 ciclos)
quanto medição de alta velocidade (sem média) podem ser selecionadas. Medição de
alta velocidade é particularmente adequada para desacoplamento da rede.
O dispositivo calcula a potência ativa a partir dos sistemas de seqüência positiva das
tensões e correntes do gerador. O valor computado é comparado com os valores de
ajuste. Cada um dos estágios de potência ativa direta podem ser individualmente
bloqueados via entradas binárias. Em adição, o monitoramento completo da potência
ativa pode ser bloqueado por entrada binária.
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a supervisão da potência ativa direta.
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157
2 Funções
Figura 2-58
Diagrama Lógico da Supervisão da Potência Ativa Direta
Geral
A proteção de potência ativa direta só está efetiva e disponível se essa função tiver
sido ajustada durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4, endereço
132, FORWARD POWER para Enabled). Se a função não for necessária é ajustada
para Disabled. O endereço 3201 FORWARD POWER serve para manobrar a função
para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip(Block relay).
Valores de Pickup,
Temporizações
O ajuste da proteção de potência direta depende muito do propósito pretendido.
Regras gerais de ajustes não são possíveis . Os valores de pickup são ajustados em
porcentagem da potência aparente secundária nominal SNsec = √3 · UNsec · INsec.
Conseqüentemente, a potência da máquina deve ser convertida para grandezas
secundárias:
com
158
Psec
Potência secundária correspondente ao valor de ajuste
SNsec
potência nominal secundária = √3 · UNsec · INsec
PMáq
Potência da máquina correspondente ao valor de ajuste
SN, Máq
Potência aparente nominal da máquina
UN Máq
Tensão nominal da máquina
IN Máq
UN prim
IN prim
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O endereço 3202 serve para ajustar o limite da potência direta para um alcance (Pf<)
e o endereço 3203 (Pf>) serves para ajustá-la a esse alcance superior. Os endereços 3204 T-Pf< e 3205 T-Pf> servem para ajustar as temporizações associadas.
No endereço 3206 MEAS. METHOD o usuário pode selecionar se um procedimento
de medição preciso ou rápido será usado para o cálculo da potência direta. Na
maioria dos caso, a medição precisa é preferida no setor de estação de energia (como
regra), enquanto que o procedimento rápido é aplicado para uso como desacopladores principais.
Os tempos ajustados são temporizações adicionais que não incluem os tempos
operacionais (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção.
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159
2 Funções
2.18.3 Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
3201
FORWARD POWER
OFF
ON
Block relay
OFF
Supervisão da Potência Direta
3202
Pf<
0.5 .. 120.0 %
9.7 %
Pickup da supervisão de Potência
Direta Pforw.<
3203
Pf>
1.0 .. 120.0 %
96.6 %
Pickup da supervisão de Potência
Direta P-forw.>
3204
T-Pf<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização T-P-forw.<
3205
T-Pf>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização T-P-forw.>
3206A
MEAS. METHOD
accurate
fast
accurate
Método de operação
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5113
>Pf BLOCK
SP
>BLOQUEIO da supervisão de potência direta
5116
>Pf< BLOCK
SP
>BLOQUEIO da supervisão de potência direta do estágio
Pf<
5117
>Pf> BLOCK
SP
>BLOQUEIO da supervisão de potência direta do estágio
Pf>
5121
Pf OFF
OUT
Supervisão de potência direta está DESLIGADA (OFF)
5122
Pf BLOCKED
OUT
Supervisão de potência direta está BLOQUEADA
5123
Pf ACTIVE
OUT
Supervisão de potência direta está ATIVA
5126
Pf< picked up
OUT
Potência direta: Pickup do estágio Pf<
5127
Pf> picked up
OUT
Potência direta: Pickup do estágio Pf>
5128
Pf< TRIP
OUT
Potência direta: TRIP do estágio Pf<
5129
Pf> TRIP
OUT
Potência direta:TRIP do estágio Pf>
160
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2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21)
2.19
A proteção de impedância de máquina é usada como uma proteção de graduação de
tempo seletiva para fornecer tempos de trip o mais curto possível para curtos-circuitos
nas máquinas síncronas, nos condutores dos terminais, assim como na unidade
transformadora. Ela, assim, também fornece funções de proteção de backup para a
proteção principal de uma estação de energia ou equipamento de proteção conectado
em série como gerador, diferencial de transformador e dispositivos de proteção de
sistemas.
O recurso da proteção de impedância do 7UM62 sempre opera com as correntes do
lado 2 (IL1, 2 ,3; S2).
PICKUP
Pickup é necessário para detectar uma condição de falta no sistema de potência e
para iniciar todos os procedimentos necesários para eliminação seletiva da falta:
• Inicio de temporizações para o estágio final t3,
• Determinação da fase com falta,
• Habilitação do cálculo da impedância,
• Habilitação do comando de trip,
• Indicação/saída do condutor com falta (s).
Pickup é implementado como pickup de sobrecorrente e pode ser opcionalmente
suplementado por um circuito de subtensão com selo. Após filtragem numérica, as
correntes são monitoradas para um valor ajustável de alcance. Um sinal é emitido
para cada fase onde o limite ajustado tenha excedido. Esses sinais de pickup são
considerados para escolha de valores medidos. O pickup é resetado quando 95% do
limite de pickup é atingido, a menos que mantido pelo recurso de subtensão de selo.
Subtensão
com Selo
Com sistemas de excitação energizados pela rede, a tensão de excitação pode cair
durante um curto-circuito local, resultando no decréscimo da corrente de curto-circuito
que, apesar da falta remanescente, pode alcançar o valor de pickup. Em tais casos o
pickup da proteção de impedância é mantido por um período longo o suficiente por
meio de um circuito de selo controlado por subtensão usando a tensão de seqüência
positiva U1. O pickup termina quando esse tempo expira ou quando a tensão
restaurada atinge 105% do valor ajustado de subtensão com selo.
A lógica seal-in opera separada para cada fase. O primeiro pickup inicia o
temporizador T-SEAL-IN.
A Figura 2-59 mostra o diagrama lógico do estágio de pickup da proteção de
impedância.
Determinação da
Impedância de
Curto-Circuito
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Para calcular a impedância somente as correntes e tensões do loop de fase com falta
(em curto) são decisivas. Correspondentemente a proteção, controlada pelo pickup,
avalia esses valores de medição (veja também a Tabela 2-9).
161
2 Funções
Seleção de Loop
• O loop correspondente a fase-terra é usado para pickup monopolar.
• Com um pickup bipolar, o loop fase-fase com a correspondente tensão fase-fase é
usado para cálculo da impedância.
• Com um pickup tripolar, o loop fase-fase com o valor mais alto de corrente é usado
e com igual amplitude de correntes, o procedimento descrito na última linha da
tabela seguinte é aplicado.
Tabela 2-9
Seleção de Loop de Medição
Pickup
Loop de Medição
1-polo
L1
L2
L3
Fase-terra
L1-E
L2-E
L3-E
2-polos
L1, L2
L2, L3
L3, L1
Fase-Fase,
Cálculo de ULL e ILL
L1-L2
L2-L3
L3-L1
3-polos, com ampli- L1,2*L2,L3
tude diferentes
L2,2*L3,L1
L3,2*L1,L2
Fase-terra,seleção de loop
com a corrente mais alta
UL (Imax) e IL (Imax)
L2-E
L3-E
L1-E
3-polos,
com amplitudes
iguais
Fase-terra (qualquer, quantida- IL1=IL2=IL3 então IL1
de de corrente máxima)
IL1=IL2 > IL3 então IL1
L1, L2, L3
Esse tipo de seleção de loop assegura que a impedância da falta das faltas do
sistema seja medida corretamente via transformador da unidade. Ocorre um erro de
medição com um sistema monopolar desde que o sistema de seqüência de fase zero
não seja transmitido via transformador da máquina (grupo de mudança por exemplo
Yd5). A tabela seguinte descreve a modelação da falta e os erros de medição.
Tabela 2-10
Faltas do
Sistema
162
Modelação da Falta e Erros de Medição no Lado do Gerador em Faltas do
Sistema
Modelo de Falta no
Lado do Gerador
Seleção de Loop
Erros de Medição
Curto-circuito
tripolar
Curto-circuito
tripolar
Fase-terra
Medição sempre correta
Curto-circuito
bipolar
Curto-circuito
tripolar
Fase-terra, seleção de
loop com a corrente
mais alta
Medição sempre correta
Curto-circuito
monopolar
Curto-circuito
bipolar
Loop Fase-Fase
Medida de Impedância
muito alta pela impedância
zero
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Figura 2-59
Característica de
Trip
Diagrama Lógico do estágio de Pickup da Proteção de Impedância
A característica de trip da proteção de impedância da máquina é um polígono (veja
também a Figura 2-60). É uma característica simétrica, apesar da falta na direção
reversa (R negativo e/ou Valores X) é impossível desde que a conexão usual para os
transformadores de corrente no lado do ponto estrela do gerador é usado. O polígono
é completamente identificado por um parâmetro (impedância Z).
Enquanto o critério de pickup for encontrado o cálculo da impedância é feito continuamente usando os vetores de corrente e tensão derivados dos valores medidos de
seleção de loop. Se a impedância calculada está dentro da característica de trip, a
proteção emite um comando de trip que pode ser temporizado de acordo com a
temporização relevante.
Como a proteção de impedância é de multi-estágio, as zonas protegidas podem ser
escolhidas de tal forma que o primeiro estágio (ZONE Z1, T-Z1) cubra faltas no
gerador e o lado de tensão mais baixa do transformador da unidade, enquanto o
segundo estágio (ZONE Z2, ZONE2 T2) cobre a rede. Deve ser observado que as
faltas monopolares do lado de alta tensão causam erros de medição de impedância
devido à conexão estrela-delta da unidade transformadora no lado de baixa tensão.
Uma operação indesejável do estágio pode ser excluida uma vez que as impedâncias
de faltas das faltas do sistema de potência são modeladas muito altas.
Faltas fora dessa faixa são desligadas pelo estágio de tempo final T END.
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163
2 Funções
Dependendo do status do chaveamento do sistema, pode ser útil extender a ZONA
Z1, T-Z1 zona de trip não temporizada. Se, por exemplo, o disjuntor do lado de alta
tensão está aberto, o pickup só pode ser acusado por uma falta no bloco de estação
de energia. Se for possível a consideração do contato auxiliar do disjuntor, uma assim
chamada zona de sobrealcance ZONA Z1B pode se tornar efetiva (veja também a
Seção 2.19.3, Figura „Graduação da Proteção de Impedância da Máquina).
Figura 2-60
Lógica de Trip
Característica de trip da proteção de impedância
A temporização T END é iniciada subseqüente ao pickup da proteção, estabelecendo
o loop da falta. Os componentes de impedãncia do loop são comparados com os
valores limite das zonas previamente ajustadas. O trip é executado se a impedância
está dentro dessa zona durante o curso do estágio de tempo correspondente.
Para a primeira zona Z1 e também para a zona de sobrealcance Z1B, a temporização
será na maioria dos casos zero ou pelo menos muito pequena. Isto é, ocorre trip
assim que se estabelece que a falta está dentro dessa zona.
O estágio de sobrealcance Z1B pode ser habilitado externamente via uma entrada
binária.
Para a zona Z2 que pode ser prolongada na rede, uma temporização é selecionada
ultrapassando o primeiro estágio da proteção do sistema de potência.
Um dropout só pode ser causado por um dropout do pickup de sobrecorrente e não
saindo do polígono de trip.
164
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Figura 2-61
Diagrama Lógico da Proteção de Impedância
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165
2 Funções
2.19.2 Bloqueio de Oscilação de Potência
Geral
Ocorrências dinâmicas tais como mudanças de carga repentinas, curtos-circuitos,
religamento automático ou operações de chaveamento dentro do sistema de potência
podem causar oscilações. Além disso a proteção de impedância é complementada
por uma função de bloqueio de oscilação de potência para evitar trips indevidos.
Oscilações de potência são ocorrências simétricas trifásicas. O primeiro pré-requisito
é dessa forma, a simetria efetiva das três correntes de fase, que é verificada pela
avaliação da corrente de seqüência negativa. Isso significa que curtos circuitos assimétricos (todos monofásicos e bifásicos) não podem causar o pickup do bloqueio da
oscilação de potência. Mesmo que uma oscilação de potencia tenha sido detectada,
os curtos-circuitos assimétricos seguintes a ela desativam rapidamente o bloqueio da
oscilação de potência e fazem trip pela possível proteção de impedância. Como a
oscilação de potência acontece muito mais vagarosamente do que um curto-circuito,
a taxa de mudança de impedância é um critério confiável para sua identificação.
Devido sua natureza simétrica, a impedância de seqüência positiva obtida dos
componentes de seqüência positiva das correntes e tensões são avaliados.
Lógica
A figura abaixo mostra o diagrama lógico do bloqueio de oscilação de potência. A
seção superior mostra o monitoramento de simetria da corrente. Um sinal de
habilitação é fornecido se existir um pickup tripolar com nenhuma corrente de sistema
de seqüência negativa. Para deteccão de oscilações de potência, um polígono de
oscilação de potência (P/SPOL) é usado, o qual é maior do que o polígono de trip
(TPOL). A distância entre os dois polígonos pode ser ajustada (ajuste comum para as
direções R e X). O usuário pode escolher para cada parâmetro de ajuste se o
polígono de trip se refere somente à característica Z1 ou às características Z1 e Z2.
No último caso, o polígono de trip é o valor de impedância máxima.
Princípio de
Medição
O critério para bloqueio de oscilação de potência é composto pelo polígono de
oscilação de potência, a sua distância ao polígono de trip,o próprio polígono de trip e
a taxa de mudança da impedância. O primeiro valor de impedância após parametrizar
o polígono de oscilação de potência (instante Tent) é comparado com o último valor
de fora do polígono (instante Tent-Δt). O tempo Δt é determinado pelo intervalo de
medição que é de um ciclo. Se o vetor de impedância da taxa de mudança determinar
então ser menor do que o valor de ajuste ΔZ/Δt, é detectada uma oscilação de
potência. O estágio de impedância não é bloqueado entretanto, até que o vetor de
impedância entre no polígono de trip TPOL.
Se o primeiro valor de impedância está tanto dentro de P/SPOL quanto de TPOL, a
proteção detecta imediatamente um curto-circuito, porque deve haver pelo menos um
valor de impedância entre o polígono de oscilação de potência P/SPOL e o TPOL. A
distância entre o polígono de oscilação de potência P/SPOL e o polígono de trip
TPOL, e a taxa de mudança ΔZ/Δt estão casadas uma com a outra de tal forma que
oscilações de potência são confiavelmente detectadas e a zona de impedância
desejada (Z1 ou Z1 e Z2) da proteção de impedância é bloqueada. O bloqueio
permanece efetivo até que o vetor de impedância medida tenha deixado novamente
o polígono de trip ou o polígono de oscilação de potência, a taxa de mudança
excedida ou condições de potência assimétricas excluam as possibilidades de uma
oscilação de potência. O tempo de bloqueio da oscilação de potência também é
limitado pelo ajuste do parâmetro (T-ACTION P/S).
166
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O bloqueio da oscilação de potência é mais usado para o estágio de impedância Z1,
porque a temporização T1 para esse estágio é ajustada baixa. Da mesma forma, uma
temporização alta T2 deve ser ajustada para a zona Z2. Na zona de sobrealcance
Z1B por definição, não podem ocorrer oscilações de potência, uma vez que o
disjuntor da rede está aberto e não existe assim uma segunda máquina para
oscilações de potência. Da mesma maneira, o bloqueio da oscilação de potência não
bloqueia o estágio de sobrecorrente não direcional (T3).
Estágios do
Bloqueio da
Impedância
Figura 2-62
Z(Tent)
Diagrama Lógico para o Bloqueio de Oscilação de Potência da Proteção de Impedância
Primeiro valor dentro do polígono de oscilação de potência (no instante de Tent)
Z(Tent-Δt)
Último valor fora do polígono de oscilação de potência
P/SPOL
Polígono de Oscilação de Potência
TPOL
Polígono de trip
ΔZ/Δt
Taxa de mudança do fasor de impedância
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167
2 Funções
Geral
A proteção de impedância de máquina só está efetiva e disponível se habilitada
durante a configuração (Seção 2.4, endereço 133, IMPEDANCE PROT. = Enabled.
Se a função não for necessária,é ajustada para Disabled . O endereço 3301
IMPEDANCE PROT. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear
Pickup
A corrente de carga máxima durante a operação é o critério mais importante para o
ajuste de pickup de sobrecorrente. O pickup por uma sobrecarga deve ser excluido!
Por essa razão, o valor de pickup 3302 IMP I> deve ser ajustado acima da máxima
corrente (sobrecorrente) a ser esperada. O ajuste recomendado é: 1.2 a 1.5 vezes a
corrente nominal da máquina. A lógica de pickup corresponde à logica UMZ I> da
proteção de sobrecorrente de tempo definido.
Se a excitação é derivada dos terminais do gerador com a corrente de curto-circuito
possivelmente caindo abaixo do valor de pickup (Endereço 3302) devido a colapso
de tensão, o recurso de subtensão de selo do pickup, é usado, isto é, o endereço
3303 U< SEAL-IN é manobrado para ON.
O ajuste de subtensão de selo U< (Endereço 3304) é ajustado para um valor logo
abaixo da menor tensão fase-fase que ocorre durante a operação, por exemplo, U< =
75 % a 80 % da tensão nominal. O tempo de selo (Endereço 3305 T-SEAL-IN) deve
exceder o tempo máximo de eliminação da falta em um caso de backup (ajuste
recomendado: Endereço 3312 T END + 1 s).
Estágios de
Impedância
A proteção tem as seguintes características que podem ser ajustadas independentemente:
1. Zona (trip rápido da zona Z1 ) com parâmetros
ZONE Z1
Reatância = alcance,
T-Z1
= 0 ou temporização curta, se requerida.
Zona de sobrealcance Z1B, externamente controlada via entrada binária, com
parâmetros
ZONE Z1B
T-Z1B
T1B = 0 ou temporização curta , se requerido.
2. Zona (zona Z2) com parâmetros
ZONE Z2
ZONE2 T2
O usuário deve selecionar um valor para T2 acima do
tempo de graduação da proteção da rede.
Estágio final não direcional com parâmetro
T END
O usuário deve selecionar T END assim o 2º ou 3º
estágio da proteção de distância do sistema de
potência conectada em série é sobrealcançada.
Como o usuário pode assumir que a medição da proteção de impedância extende-se
ao transformador da unidade, a seleção da parametrização deve considerar
suficientemente a faixa de controle do transformador.
168
7UM62 Manual
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Além disso, a ZONA Z1 está normalmente ajustada para um alcance de aproximadamente 70 % da zona protegida (isto é, cerca de 70 % da reatância do transformador),
com nenhuma ou somente uma pequena temporização (isto é, T-Z1 = 0.00 s a 0.50
s). A proteção então desliga faltas nessa distância após seu tempo operacional ou
com uma leve temporização (trip de alta velocidade). Uma temporização de 0.1 s é
preferida.
Para a ZONA Z2 o alcance poderia ser ajustado para cerca de 100 % da reatância do
transformador, ou em adição a uma impedância da rede. O estágio de tempo correspondente ZONE2 T2 deverá ser ajustado de forma que sobrealcance o equipamento
de proteção do sistema de potência das linhas seguintes. O tempo T END é o último
tempo de backup.
A fórmula seguinte é válida geralmente para a impedância primária (com limitação
para o transformador da unidade).
com
kR
Alcance da zona protegida [%]
uSC
Tensão de curto-circuito relativa do transformador [%]
SN
Potência nominal do transformador [MVA]
UN
Tensão nominal do transformador do lado da máquina [kV]
As impedâncias primárias derivadas devem ser convertidas para o lado secundário
dos transformadores de corrente e potencial. Em geral:
A corrente nominal do dispositivo de proteção (= corrente nominal secundária do
transformador de corrente) é automáticamente considerada pelo dispositivo. Você já
comunicou as relações de transformação dos transformadores de corrente e
potencial para o dispositivo parametrizando os valores nominais do transformador
(veja Seção 2.5).
Exemplo:
Dados do transformador:
uSC
=7%
SN
= 5.3 MVA
UN
= 6.3 kV
Relações de transformação:
Relação do transformador de corrente
= 500 A / 1 A
Isso resulta em 70 % para zona de alcance 1:
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169
2 Funções
O valor de ajuste do lado secundário seguinte da zona 1 resulta no endereço 3306
ZONA Z1:
Nota: A seguinte relação resultaria da conexão de um dispositivo de 5 A a um
transfomrador de 5 A:
Da mesma forma a reatância primária seguinte resulta para um alcance de 100 %
para a zona 2:
O valor de ajuste do lado secundário seguinte da zona 2 resulta no endereço 3310
ZONA Z2:
Figura 2-63
Zona de
Sobrealcance Z1B
170
Graduação de Tempo para Proteção de Impedância da Máquina – Exemplo
A zona de sobrealcance Z1B (Endereço 3308 ZONE Z1B) é um estágio controlado
externamente. Ele não influencia o estágio normal da zona Z1. Conseqüentemente,
não existe substituição, mas a zona de sobrealcance é habilitada ou desabilitada
dependendo da posição do disjuntor do lado de alta tensão.
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A zona Z1B está usualmente habilitada por um disjuntor de alta tensão aberto. Nesse
caso, todo pickup da proteção de impedância só pode ser devido a uma falta na zona
de proteção do bloco, uma vez que o sistema de potência está desconectado do
bloco. Conseqüentemente, a zona de trip rápido pode ser prolongada para entre 100
% e 120 % da zona de proteção sem qualquer perda de seletividade.
A zona Z1B é ativada via uma entrada binária controlada pelo contato auxiliar do
disjuntor (veja a Figura 2-63). A zona de sobrealcance está alocada a uma
temporização individual 3309 T-Z1B.
Estágio Final
Para curtos-circuitos fora das zonas Z1 e Z2, o dipsositivo funciona como proteção de
sobrecorrente temporizada. Seu tempo final não direcional T END é selecionado de
tal forma que seu valor de tempo ultrapassa o segundo ou terceiro estágios da
proteção de distância da rede conectada em série.
Bloqueio da
Oscilação de
Potência
O bloqueio da oscilação de potência só está efetivo no endereço 3313 POWER SWING
se ativado para ON.
Para a distância entre o polígono de oscilação de potência e o polígono de trip (Parâmetros: P/SPOL-TPOL (Endereço 3314)) e a taxa de mudança (Parâmetro: dZ/dt
(Endereço 3315)) um compromisso adequado deve ser encontrado. Deve ser levado
em consideração que a taxa de mudança não é constante. Quanto mais próximo da
origem das coordenadas, menor se torna. Também, as condições do sistema de
potência tais como a impedância entre sistemas em oscilação e a freqüência de
oscilação e taxa de mudança (veja também a Seção 2.20 Proteção Out-of-Step).
A seguinte relação permite estimar a taxa de mudança:
Significando:
X
Reatância entre as fontes de oscilação de potência
fp
Freqüência de oscilação
δ
Ângulo de oscilação
A Figura 2-64 mostra um exemplo de como a taxa de mudança evolue como uma
função do ângulo de oscilação de potência. Para um ângulo de 180° a taxa de
mudança é menor. Quanto mais distante na rede do sistema de potência (isto é,
ângulo maior ou menor), maior a aceleração.
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171
2 Funções
Figura 2-64
Curso da taxa de mudança (fp = 1 Hz; X = 10 Ω)
Por essa razão, o valor de ajuste dZ/dt deve também estar coordenado com o salto
de impedância que ocorre no início de um curto-circuito.
Para fazer isso, você determina a impedância operacional mínima (ZL, min), forma a
diferença para o ajuste da zona de impedância (por exemplo Z1) e calcula o gradiente
de impedância, considerando o intervalo de medição de um ciclo.
172
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Exemplo:
Umin = 0,9 UN, Imax = 1,1 IN, uSC = 10 %, Δ t = 20 ms
UN = 100 V, IN = 1 A
Se for escolhido um fator de segurança de 4, dZ/dt nunca deverá ser ajustado mais
alto do que 500 Ω/s (ou 100 Ω/s para transformadores de 5 A).
O ajuste padrão para dZ/dt é 300 Ω/s, que deverá estar adequado para a maioria das
aplicações. Isso é também a base para a distância mínima P/SPOL - TPOL, assumindo que a detecção de uma oscilação de potência deve ser um valor de impedância
entre P/SPOL e TPOL.
PPOL - APOL > dZ/dt · Δt = 300 Ω/s · 0.02 s = 6 Ω (ajuste selecionado: 8 Ω)
Todos os outros parâmetros ajustáveis são avançados, os quais normalmente, você
não precisa modificar.
Endereço
Parâmetros
Comentários
3316
BLOCKING OF
O ajuste é Z1, como existe pouca ou nenhuma
temporização para esse estágio.
A temporização de Z2 é determinada pela
proteção do sistema de potência e é maior.
(veja também as instruções abaixo)
3317
T-ACTION P/S
O ajuste padrão é 3.00 seg. Esse tempo
depende depende da mínima possível
freqüência de oscilação do sistema.
Quanto a oscilação de potência possa causar sobrefuncionamento da proteção de
impedância depende principalmente do tempo em que o vetor de impedância
permane-ce dentro do polígono de trip. Esse tempo só pode ser determinado
confiavelmente por cálculos de transientes.
Se a taxa de mudança na proximidade de 180° é conhecida, ela pode ser a base para
uma grosseira estimativa do tempo.
T = 2 · Zcaracterística /dZ/dt (180°)
O dado acima fornece o seguinte valor:
Zcaracterística = Z1 = 4 Ω
dZ/dt (180°) = 20 Ω/s
T = 2 · 4 Ω/20 Ω/s = 0.4 s
Isso significa que para temporizações de mais do que 0.4 s nenhum bloqueio de
oscilação de potência é necessário.
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173
2 Funções
2.19.4 Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
3301
IMPEDANCE PROT.
3302
IMP I>
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
Block relay
OFF
5A
0.50 .. 100.00 A
6.75 A
1A
0.10 .. 20.00 A
1.35 A
Pickup de Detecção de
Falta I>
3303
U< SEAL-IN
ON
OFF
OFF
Estado da Subtensão com
Selo
3304
U<
10.0 .. 125.0 V
80.0 V
Pickup da Subtensão com
Selo
3305
T-SEAL-IN
0.10 .. 60.00 sec
4.00 sec
Duração da Subtensão
com Selo
3306
ZONE Z1
5A
0.01 .. 26.00 Ω
0.58 Ω
Zona de Impedância Z1
1A
0.05 .. 130.00 Ω
2.90 Ω
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
Temporização da Zona de
impedância Z1
5A
0.01 .. 13.00 Ω
0.99 Ω
Zona de Impedância Z1B
1A
0.05 .. 65.00 Ω
4.95 Ω
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
impedância Z1B
5A
0.01 .. 13.00 Ω
0.83 Ω
1A
0.05 .. 65.00 Ω
4.15 Ω
3307
T-Z1
3308
ZONE Z1B
3309
T-Z1B
3310
ZONE Z2
3311
ZONE2 T2
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
impedância Z2
3312
T END
0.00 .. 60.00 sec; ∞
3.00 sec
T END: temporização
Final
3313
POWER SWING
ON
OFF
OFF
Bloqueio de oscilação de
potência
3314
P/SPOL-TPOL
5A
0.02 .. 6.00 Ω
1.60 Ω
1A
0.10 .. 30.00 Ω
8.00 Ω
Distância entre Polígono
de Trip de Oscilação de
potência.
5A
0.2 .. 120.0 Ω/s
60.0 Ω/s
Taxa de Mudança de dZ/dt
1A
1.0 .. 600.0 Ω/s
300.0 Ω/s
3315
dZ/dt
3316A
BLOCKING OF
Z1
Z2
Z1
Bloqueio de Oscilação de
Potência Travado
3317A
T-ACTION P/S
0.00 .. 60.00 sec; ∞
3.00 sec
Tempo de Ação da
Oscilação de Potência
174
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No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
3953
>Imp. BLOCK
SP
>BLOQUEIO da proteção de impedância
3956
>Extens. Z1B
SP
>Extensão da Zona 1B para proteção de impedância.
3958
>ImpUseal-inBLK
SP
>Proteção de Impedãncia: BLOQUEIO da subtensão de
selo
3961
Imp. OFF
OUT
Proteção de Impedãncia está DESLIGADA (OFF)
3962
Imp. BLOCKED
OUT
Proteção de Impedãncia está BLOQUEADA
3963
Imp. ACTIVE
OUT
Proteção de Impedãncia está ATIVA
3966
Imp. picked up
OUT
Pickup da Proteção de Impedãncia
3967
Imp. Fault L1
OUT
Impedância: Detecção de falta , fase L1
3968
Imp. Fault L2
OUT
3969
Imp. Fault L3
OUT
3970
Imp. I> & U<
OUT
Impedância: Sobrecorrente com subtensão de selo
3976
Power Swing
OUT
Detecção de oscilação de potência
3977
Imp.Z1< TRIP
OUT
Impedância: TRIP de Z1<
3978
Imp.Z1B< TRIP
OUT
Impedância: TRIP de Z1B<
3979
Imp.Z2< TRIP
OUT
Impedância: TRIP de Z2<
3980
Imp.T3> TRIP
OUT
Impedância: TRIP de T3>
7UM62 Manual
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175
2 Funções
2.20
Dependendo das condições da rede de potência e geradores de alimentação,
ocorrências dinâmicas tais como saltos de carga,curtos-circuitos não desconectados
suficientemente rápido, auto religamento ou ações de oscilação, podem causar oscilações do sistema. Tais oscilações de potência podem por em risco a estabilidade da
rede. Problemas de estabilidade resultam freqüentemente de oscilações de potência
ativa que podem conduzir a escorregamento dos polos e sobrecarga de gerador.
2.20.1 Princípio de Medição
Geral
A proteção de perda de sincronismo está baseada na já provada medição de impedância e ava-liação da complexa trajetória do vetor de impedância. A impedância é
calculada a partir do componentes da freqüência fundamental de seqüência positiva
das tensões e correntes. A decisão para separar o gerador da rede é dependente do
curso do vetor de impedância e da localização do centro elétrico da oscilação de
potência.
O caso de perda de sincronismo é ilustrado usando um modelo simples. A figura seguinte mostra a tensão UG do gerador e a tensão equivalente UN da rede. O gerador,
transformador e impedâncias da rede permanece entre essas duas tensões e constituem a impedãncia total Ztot.
Figura 2-65
Modelo Equivalente de uma Oscilação de Potência
O local de medição divide a impedância total em impedãncias m Ztot e (1-m) · Ztot.
Aplica-se o seguinte no local de medição de impedância m:
A corrente I é independente da medição:
A tensão U no local de medição m é:
176
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2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78)
O que resulta em:
onde δ é o ângulo de mudança de fase entre a tensão do gerador e a tensão equivalente da rede. Sob condições normais, esse ângulo depende da situação de carga e
é amplamente constante. No evento de uma condição de perda de sincronismo, por
outro lado, o ângulo flutua continuamente e pode variar entre 0° e 360°. A figura
seguinte mostra a trajetória do vetor de impedância no local de medição m de acordo
com a fórmula acima. A origem do sistema de coordenadas corresponde ao local de
medição (conjunto de transformadores de potencial). Quando a relação das magnitudes de tensão UN/UG é mantida constante e o ângulo de carga δ varia, então resultam
trajetórias circulares. O centro e o raio do círculo são determinados pela relação
UN/UG. Os pontos centrais dos círculos estão todos em uma linha axial que é determinada pela direção de Ztot. Mínima e máxima magnitude da impedância medida
estão em δ = 0° e δ = 180°. Se o local de medição está no centro do sistema elétrico,
a tensão medida e assim a impedância medida tornem-se zero quando δ = 180°.
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177
2 Funções
Polígono de
Oscilação de
Potência
A característica de medição é um polígono de oscilação de potência ajustável em
todas as quatro direções e seu ângulo de inclinação ϕP. Isso assegura o ótimo
casamento para as condições no sistema de potência.
Figura 2-66
178
Trajetória da Impedância no Local de Medição m
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2.20.2 Lógica da Proteção de Perda de Sincronismo
A figura seguinte mostra o polígono de oscilação de potência em maiores detalhes.
Para propósitos de transparência o ângulo de inclinação ϕP é assumido como 90°. Os
parâmetros de ajuste das impedâncias Za, Zb, Zc e (Zd–Zc) determinam o polígono de
oscilação de potência. O polígono é simétrico em seu eixo vertical. Zb é medida na
direção reversa ao gerador, na direção direta (Zc) para o transformador da unidade e
o segundo estágio (Zd) para a rede de potência. O polígono de oscilação de potência
está dividido em duas partes. A característica 1 (isto é, a área não sombreada)
representa a seção inferior do retângulo .
A característica 2 cobre a área superior sombreada. Dependendo do centro elétrico
da oscilação de potência ou da proximidade da estação de potência, o vetor de impedância progride através da faixa da característica 1 ou aquela da característica 2. O
ponto de cruzamento do eixo de simetria (imaginário) é decisivo para a designação
da cracterística.
Oscilações de potência são ocorrências simétricas trifásicas. O primeiro pré-requisito
é então a simetria das correntes medidas. Uma condição para detecção de oscilação
de potência é de que o componente de seqüência positiva da corrente exceda um
limite ajustável I2 enquanto a corrente de seqüência negativa permanece abaixo de
um valor ajustável I1.
Figura 2-67
7UM62 Manual
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Característica Poligonal de Perda de Sincronismo com Oscilações de Potência
Típicas
179
2 Funções
A detecção de uma condição de perda de sincronismo requer, adicionalmente, que o
vetor de impedância entre em um lado da característica de oscilação de potência,
passe através do eixo imaginário ou linha divisória da característica e saia do
polígono no lado oposto (perda de sincronismo, casos (1) e (2). Fica caracterizado
que os componentes reais das impedâncias complexas (referentes ao sistema de
coordenada possivelmente rotacionado cerca de ϕP) tenham sinal mudado ao cruzar
a característica.
Por outro lado, também é possível ao vetor de oscilação de potência entrar e sair do
polígono de oscilação de potência pelo mesmo lado. Nesse caso, a oscilação de
potência tende a estabilizar (casos (3) e (4)).
Quando reconhecida uma condição de perda de sincronismo, isto é, quando o vetor
de impedância tiver passado através de uma característica de oscilação de potência,
é emitida uma anunciação que também identifica a característica cruzada. Adicionalmente, um contador n1 (para característica 1) ou n2 (para característica 2) está incrementado.
O pickup da proteção de perda de sincronismo é ativado quando um contador alcança
o valor 1. Uma outra indicação de perda de sincronismo é ajustada para um período
de tempo de indicação ajustável, cada vez que um contador é incrementado. Após um
tempo, da mesma forma ajustável, a indicação de tempo de pickup volta a zero. Esse
tempo é iniciado sempre que um novo tempo no contador é incrementado.
É emitido um comando de trip quando o número de cruzamentos do polígono de
oscilação de potência atinge um número selecionável. Esse comando é mantido por
pelo menos o tempo de ajuste T-HOLDING. A duração mínima do comando de trip T
TRIPCOM MIN. não inicia até que o pickup tenha resetado.
A seguir, o diagrama lógico da proteção de perda de sincronismo. O recurso tem dois
estágios e pode ser bloqueado via entrada binária.
180
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Figura 2-68
Diagrama Lógico da Proteção de Perda de Sincronismo
Geral
A proteção de perda de sincronismo só está efetiva e disponível se tiver sido ajustada
durante a configuração das funções de proteção (Seção 2.4, endereço 135, OUT-OFSTEP ajustado para Enabled. Se a função não for necessária é ajustada para
Disabled. O endereço 3501 OUT-OF-STEP serve para manobrar a função para ON
ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay).
Pickup
A medição está habilitada somente se o componente de seqüência positiva das correntes tiver excedido o limite mínimo 3502 I1> RELEASE (pickup de sobrecorrente).
Também devido à condição de simetria, um valor máximo de corrente de seqüência
negativa 3503 I2< RELEASE não deve ser excedido.
Geralmente o valor de ajuste I1> RELEASE deverá ser ajustado acima da corrente
nominal, isto é, cerca de 120 % IN para evitar pickup em sobrecarga. Dependendo das
condições da rede, valores de pickup menores são admissíveis de forma que a
medição (veja diagrama lógico) pode ser liberada todo o tempo. Como as condições
de perda de sincronismo são ocorrências simétricas, o limite de pickup do
componente de seqüência negativa da corrente I2< RELEASE deverá ser ajustado
para aproximadamente 20 % IN.
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181
2 Funções
Valores de
Impedância
As impedâncias medidas percebidas pelo dispositivo de proteção são decisivas para
os ajustes. Para a direção para a máquina (vista do local dos transformadores de
potencial), a reatância da oscilação de potência da máquina deve ser considerada, a
qual é aproximadamente a reatância transiente Xd' da máquina. Conseqüentemente,
você calculará a reatância transiente secundária e a usará para Zb ≈ Xd' (veja a figura
abaixo).
Figura 2-69
Polígono de oscilação de potência
Xd' pode ser calculado da reatância por unidade xd' como segue:
com
Xd’
Reatância transiente do gerador
xd’
Transiente por unidade de reatância
UN, Máq
Tensão nominal primária- gerador
IN, Máq
Corrente nominal primária - gerador
TCRatio
Relação do transformador de corrente
TPRatio
Relação de transformação do transformador de potencial
Dependendo do tipo de gerador e da corrente secundária, uma tensão secundária
UN = 100 V ou 120 V conduz a aproximadamente as faixas de reatância listadas na
tabela abaixo.
182
7UM62 Manual
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Tabela 2-11
Reatâncias Transientes da Máquina (Referente ao Lado Secundário)
Tipo de Gerador
xd’
Xd’
Xd’
Xd’
Xd’
UN = 100 V/ IN = 1 A UN = 120 V/ IN = 1 A UN = 100 V/ IN = 5 A UN = 120 V/ IN = 5 A
Rotor de Polo Não 0,13...0,35 7.5 Ω...20.2 Ω
saliente
9.4 Ω...24.3 Ω
1.5 Ω...4.0 Ω
1.9 Ω...4.9 Ω
Rotor de Polo
Saliente
13.9 Ω...31.2 Ω
2.3 Ω...5.2 Ω
2.8 Ω...6.2 Ω
0,20...0,45 11.5 Ω...26.0 Ω
Como pode ser assumido que o gerador está conectado com a rede via um transformador da unidade, o ajuste na direção da rede é escolhido de tal forma que as medições da proteção de perda de sincronismo com característica 1 aproximadamente
70 % a 90 % da impedância do transformador e com característica 2 direto na rede.
A parametrização de Zc no endereço 3506 é ajustada entre 70 % e 90 % da
impedância de curto-circuito XK do transformador. Para a característica 2, no
endereço 3507 Zd - Zc a porção remanescente da impedância de curto-circuito do
transformador é ajustado e se necessário complementado pela impedância da seção
e linha adicional a ser mo-nitorada.
A tabela abaixo mostra valores típicos do secundário por unidade de impedâncias de
curto-circuito XK os transformadores com correntes nominais secundárias de IN = 1 A
e IN = 5 A, a fórmula seguinte mostra o cálculo da impedância de curto-circuito a partir
da tensão de curto-circuito.
Tabela 2-12
Tipo de
Transformador
uSC
Impedâncias de Curto Circuito Por Unidade Secundária de Transformadores
XSC
XSC
XSC
XSC
UN = 100 V/ IN = 1 A UN = 120 V/ IN = 1 A UN = 100 V/ IN = 5 A UN = 120 V/ IN = 5 A
Transformador da 8 %...13 % 4.6 Ω...7.5 Ω
Unidade
5.5 Ω...9.0 Ω
0.9 Ω...1.5 Ω
1.1 Ω...1.8 Ω
Geral
2.1 Ω...11.1 Ω
0.3 Ω...1.8 Ω
0.4 Ω...2.2 Ω
3 %...16 % 1.7 Ω...9.2 Ω
O ajuste Za afeta a largura do polígono de oscilação de potência. Esse valor de ajuste
3504 Za é determinado pela impedância total Ztot e pode derivar da equação da figura
abaixo. Com esta Ztot alternativamente a soma dos valores Zb e Zd pode ser usada
(ângulo de oscilação de potência entre o gerador e a rede) ou a soma de Zb e Zc,
(ângulo de oscilação de potência entre o gerador e o transformador da unidade da
estação de energia). O ajuste padrão do endereço 3504 Za corresponde ao último
caso. Usualmente, o ângulo de oscilação de potência δ = 120° é escolhido, desde que
a tensão do gerador UG e a tensão do sistema UN iguale a diferença de tensão:
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183
2 Funções
Figura 2-70
Freqüência Máxima
de Oscilação de
Potência
Poligono de oscilação de potência e vetores de impedância com ângulo δ
A largura do polígono Za determina também a freqüência de oscilação de potência
máxima detectável. Considerando que mesmo com rápidas oscilações de potência,
pelo menos dois valores de impedância devem ter sido estabelecidos dentro do
polígono de oscilação de potência (o qual em um caso limite difere pela largura do
polígono), a seguinte fórmula aproximada pode ser usada para a freqüência de
oscilação de potência máxima detectável fP:
Em freqüência nominal de 50 Hz (isto é, T = 20 ms) a fórmula acima fornece:
como a freqüência de oscilação de potência máxima.
O ângulo de inclinação ϕ do polígono de oscilação de potência pode ser ajustado no
endereço 3508 PHI POLYGON e daí casar otimamente com as condições particulares
do sistema de potência.
184
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Exemplo:
Dado do Gerador:
xd’
= 0,20
UN
= 6.3 kV
IN
= 483 A
Dado do Transformador:
uSC
=7%
SN
= 5.3 MVA
UN
= 6.3 kV
Relações de transformação:
TPRatio = 500 A/1 A
isso fornece a reatância transiente secundária do gerador:
Zb ≈ Xd' assim, determina o ajuste do endereço 3505 Zb.
A reatância de curto-circuito secundária do transformador da unidade é derivada
considerando as relações de transformação:
Se a característica 1 cobre 85 % da reatância do transformador, isso resulta no ajuste
de Zc ≈ 0.85 · 4.2 Ω ≈ 3.6 Ω.
Assumindo que a impedância da seção de linha adicional a ser monitorada, a
impedância de curto-circuito do transformador soma cerca de 10 Ω (para.../1 A TC),
o resultado para o valor de ajuste é de 3507 Zd - Zc = 6.4 Ω.
A largura Za do polígono é determinada pela impedância total Ztot. Neste exemplo de
cálculo, a impedãncia total Ztot é aquela da característica 1 (isto é, a soma da
reatância do gerador e uma porção da reatância do transformador da unidade; que é
a soma dos valores de ajuste para Zb e Zc = 12 Ω + 3.6 Ω = 15.6 Ω):
Za ≈ 0.289 · 15.6 Ω ≈ 4.5 Ω.
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185
2 Funções
O endereço 3509 REP. CHAR. 1 determina o número de ciclos de perda de sincronismo que após transgressão da característica 1 conduz ao trip. Se nenhum cálculo
especial está disponível, o ajuste 1 ou 2 é recomendado, uma vez que oscilações de
potência dentro da área da estação de energia não deverão ser toleradas muito
tempo porque a freqüência da oscilação de potência tende a aumentar causando
grande fadiga à máquina. Por outro lado, para oscilações de potência com o centro
elétrico estando na própria rede um número maior de cruzamentos pode ser tolerado,
assim o endereço 3510 REP. CHAR. 2 pode usualmente ser ajustado para 4.
Número de
Oscilações de
Potência
Cada característica 1 ou 2 de tempo passa através de um tempo de espera iniciado,
ajustado no endereço 3511T-HOLDING). Após expirar o tempo de espera um pickup
retratado é resetado pelo contador n1 ou n2 para zero, isto é, uma oscilação de
potência é novamente “esquecida”. Esse tempo deverá ser ajustado mais alto do que
o mais longo período esperado de ciclo de perda de sincronismo (isto é, para freqüência de oscilação de potência mais baixa). Ajustes entre 20 s e 30 s são usuais.
Cada vez que um dos contadores n1 ou n2 é incrementado, o tempo de espera é
reiniciado e uma anunciação “Característica 1 de Perda de Sincronismo” ou
“Característica 2 de perda de Sincronismo” é emitida. Essas anunciações
desaparecem após o tempo ajustado no endereço 3512 T-SIGNAL. Se esse tempo
for ajustado mais alto do que o tempo entre duas oscilações de potência, a
anunciação “Característica 1 (2) de Perda de Sincronismo” inicia na primeira
detecção de perda de sincronismo e termina após a última detecção de perda de
sincronismo, após o tempo ajustado T-SIGNAL.
2.20.4 Ajustes
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
3501
OUT-OF-STEP
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Perda de
Sincronismo
3502
I1> RELEASE
20.0 .. 400.0 %
120.0 %
Corrente de Pickup para
Liberação da Medição de
I1>
3503
I2< RELEASE
5.0 .. 100.0 %
20.0 %
Corrente de Pickup para
Liberação da Medição de
I2<
3504
Za
5A
0.04 .. 26.00 Ω
0.90 Ω
1A
0.20 .. 130.00 Ω
4.50 Ω
Reatância Za do Polígono
(largura)
5A
0.02 .. 26.00 Ω
2.40 Ω
1A
0.10 .. 130.00 Ω
12.00 Ω
5A
0.02 .. 26.00 Ω
0.72 Ω
1A
0.10 .. 130.00 Ω
3.60 Ω
5A
0.00 .. 26.00 Ω
1.28 Ω
1A
0.00 .. 130.00 Ω
6.40 Ω
60.0 .. 90.0 °
90.0 °
3505
3506
3507
3508
186
Zb
Zc
Zd - Zc
PHI POLYGON
Reatância Zb do Polígono
(reversa)
Reatância Zc do Polígono
(característica 1direta)
Diferença de Reatância da
Carac.1 - Carac. 2 (direta)
Ângulo de inclinação do
Polígono
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End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
3509
REP. CHAR. 1
1 .. 10
1
Número de Oscilações de
potência: Característica 1
3510
REP. CHAR. 2
1 .. 20
4
Número de Oscilações de
potência: Característica 2
3511
T-HOLDING
0.20 .. 60.00 sec
20.00 sec
Tempo de espera da
Detecção da Falta
3512
T-SIGNAL
0.02 .. 0.15 sec
0.05 sec
Mínima Sinalização de
Tempo para Anunciação
da Caract. 1/2
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5053
>BLOCK O/S
SP
>BLOQUEIO da Proteção de Perda de Sincronismo
5061
O/S OFF
OUT
Proteção de Perda de Sincronismo está DESLIGADA (OFF)
5062
O/S BLOCKED
OUT
Proteção de Perda de Sincronismo está BLOQUEADA
5063
O/S ACTIVE
OUT
Proteção de Perda de Sincronismo está ATIVA
5067
O/S char. 1
OUT
Pulso de Perda de Sincronismo da característica 1
5068
O/S char. 2
OUT
Pulso de Perda de Sincronismo da característica 2
5069
O/S det. char.1
OUT
Pickup de Perda de Sincronismo da característica 1
5070
O/S det. char.2
OUT
Pickup de Perda de Sincronismo da característica 2
5071
O/S TRIP char.1
OUT
TRIP de Perda de Sincronismo da característica 1
5072
O/S TRIP char.2
OUT
TRIP de Perda de Sincronismo da característica 2
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187
2 Funções
2.21
A proteção de subtensão detecta quedas de tensão em máquinas elétricas e evita
estados operacionais inadmissíveis e possível perda de estabilidade. Curtos-circuitos
bipolares ou faltas à terra causam colapso de tensão assimétrica. Comparado com
sistemas de medição de três fases simples, a detecção do sistema de seqüência de
fase positiva não é influenciada por esses procedimentos e é particularmente
vantajosa para o acesso a problemas de estabilidade.
Modo de Operação
Pelas razões acima, o sistema de seqüência positiva é calculado das ondas
fundamentais das três tensões fase-terra e alimentado para a função de proteção.
A proteção de subtensão consiste de dois estágios. Um pickup é sinalizado assim que
os limites selecionáveis de tensão são alcançados. Um sinal de trip é transmitido se
existir um pickup de tensão por um tempo selecionável.
Pra assegurar que a proteção não ofereça pickup acidental devido a falha de tensão
secundária, cada estágio pode ser individualmente bloqueado ou ambos os estágios
juntos, via entrada binária(s), por exemplo, usando um mini disjuntor do
transformador de potencial. Também o Monitiramento de Falha do Fusível integrado
bloqueará o estágio dois (veja a Seção 2.42.1).
Se ocorrer um pickup já que o dispositivo muda para condição operacional 0 - isto é,
nenhuma grandeza medida está presente ou a faixa de freqüência admissível foi
superada - esse pickup é mantido. Isso assegura trip mesmo sob tais condições. Esse
selo pode ser retratado somente após o valor medido ter revertido para um valor
acima do valor de dropoff ou pela ativação da entrada de bloqueio.
Se não houver pickup antes do dispositivo estar em status operacional 0 (assim por
exemplo, na energização do dispositivo sem valores medidos disponíveis), não
ocorre nem pickup nem trip. Um trip imediato pode ser causado na transição para o
estado operacional 1 (isto é, pela aplicação de valores medidos). Por essa razão é
recomendado que a entrada de bloqueio da proteção de subtensão seja ativada via
contato auxiliar do disjuntor, assim como por exemplo, bloqueio da função de
proteção após um trip da proteção.
188
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2.21 Proteção de Subtensão (ANSI 27)
A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de subtensão.
Figura 2-71
Diagrama lógico da proteção de subtensão
Geral
A proteção de subtensão só está efetiva e disponível se a função tiver sido ajustada
durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4, Endereço 140,
UNDERVOLTAGE ajustada para Enabled). Se a função não for necessária é ajustada
para Disabled. O endereço 4001 UNDERVOLTAGE serve para manobrar a função
para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay).
Ajustes
Deve ser notado que as tensões de seqüência de fase positiva e assim também o
limite de pickup são avaliados como grandezas fase-fase (tensão terminal ·√3). O
primeiro estágio de proteção de subtensão é tipicamente ajustado para cerca de 75%
de tensão nominal da máquina, isto é, o endereço 4002 U< é ajustado para 75 V. O
usuário deve selecionar um valor para o ajuste de tempo 4003 T U< que assegure
que quedas de tensão que afetariam a estabilidade operacional sejam
desconectadas. Por outro lado, a temporização deve ser longa o suficiente para evitar
desconexões durante quedas de tensão de curto tempo admissíveis.
Para o segundo estágio, um limite de pickup mais baixo 4004 U<< por exemplo, = 65
V deverá ser combinado com um tempo de trip mais curto 4005 T U<< por exemplo,
= 0.5 s para conseguir uma adaptação aproximada para o comportamento da
estabilidade dos consumidores.
operacionais (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção.
A relação de dropout pode ser adaptada em pequenos passos para as condições de
operação no endereço 4006 DOUT RATIO.
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C53000-G1179-C149-2
189
2 Funções
2.21.3 Ajustes
Endereços que têm um “A” anexo só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
4001
UNDERVOLTAGE
OFF
ON
Block relay
OFF
4002
U<
10.0 .. 125.0 V
75.0 V
Pickup de U<
4003
T U<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
3.00 sec
Temporização T U<
4004
U<<
10.0 .. 125.0 V
65.0 V
Pickup de U<<
4005
T U<<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização T U<<
4006A
DOUT RATIO
1.01 .. 1.20
1.05
Relação de Dropout U<, U<<
No.
6503
Informação
>BLOCK U/V
Tipo de
Info.
SP
Comentários
>BLOQUEIO da proteção de subtensão
6506
>BLOCK U<
SP
>BLOQUEIO da proteção de subtensão U<
6508
>BLOCK U<<
SP
>BLOQUEIO da proteção de subtensão U<<
6530
Undervolt. OFF
OUT
Proteção de subtensão está DESLIGADA (OFF)
6531
Undervolt. BLK
OUT
Proteção de subtensão está BLOQUEADA
6532
Undervolt. ACT
OUT
Proteção de subtensão está ATIVA
6533
U< picked up
OUT
Pickup de subtensão U<
6537
U<< picked up
OUT
Pickup de subtensão U<<
6539
U< TRIP
OUT
TRIP de subtensão U<
6540
U<< TRIP
OUT
TRIP de subtensão U<<
190
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.22 Proteção de Sobretensão (ANSI 59)
2.22
A proteção de sobretensão serve para proteger a máquina elétrica e componentes de
instalações elétricas conectados dos efeitos de aumentos inadmissíveis de tensão.
Sobretensões podem ser causadas pela operação manual incorreta do sistema de
excitação, defeito de operação do regulador de tensão automático, (completa)
descarte de carga de um gerador, separação de um gerador do sistema ou durante
operação de ilhamento.
Modo de Operação
A proteção de sobretensão fase-fase permite selecionar se as tensões fase-fase ou
se as tensões fase-terra serão monitorada. No caso de uma alta sobretensão, o
desligamento é executado com uma curta temporização, enquanto que no caso de
sobretensões mais baixas, o desligamento é executado com uma temporização mais
longa para permitir ao regulador de tensão manobrar a tensão novamente na faixa
nominal. O usuário pode especificar os valores de limite de tensão e as
temporizações individualmente para ambos estágios.
Cada estágio pode ser individualmente bloqueado e/ou bloqueado para ambos os
estágios, via entrada(s) binária(s).
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a função de proteção de
sobretensão.
Figura 2-72
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Diagrama Lógico da Proteção de Sobretensão
191
2 Funções
Geral
A proteção de sobretensão só está efetiva e disponível se ajustada durante a
configuração da função de proteção (Seção 2.4, Endereço 141, OVERVOLTAGE
ajustado para Enabled. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled.
O endereço 4101 OVERVOLTAGE serve para manobrar a função para ON ou OFF ou
para bloquear somente o comando de trip (Block relay).
Ajustes
O endereço 4107 VALUES serve para especificar as grandezas medidas usadas pelo
recurso da proteção. O ajuste padrão (caso normal) está especificado para tensões
fase-fase (= U-ph-ph). As tensões fase-terra deverão ser selecionadas para máquinas de baixa tensão com condutor neutro aterrado (= U-ph-e). Deverá ser observado
que mesmo se forem selecionadas tensões fase-terra como grandezas medidas, os
valores de ajuste das funções de proteção são referentes a tensões fase-fase.
O ajuste de valores limite e temporizações da proteção de sobretensão dependem da
velocidade com a qual o regulador de tensão pode regular variações de tensão. A
proteção não deve interferir no processo de regulagem do regulador de tensão
funcionando sem falta. Por essa razão, a característica de dois estágios deve sempre
estar acima da característica de tempo de tensão do procedimento de regulagem.
O estágio de tempo longo 4102 U> e 4103 T U> deve intervir no caso de sobretensões de estado estacionário. É ajustado para aproximadamente 110 % a 115 % UN
e, dependendo da velocidade do regulador, para uma faixa entre 1.5 s e 5 s.
No caso uma rejeição de carga total do gerador, a tensão aumenta primeiro em relação à tensão transiente. Só então o regulador de tensão a reduz novamente para o
valor nominal. O estágio U>> é geralmente ajustado como estágio de tempo curto de
forma que o procedimento transiente para uma rejeição de carga total não leve ao trip.
Por exemplo, para 4104 U>> cerca de 130 7% UN com uma temporização 4105 T
U>> de zero a 0.5 s são valores típicos.
operacionais(tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção.
A relação de dropout pode ser adaptada no endereço 4106 DOUT RATIO em
pequenos estágios para as condições operacionais e usada para sinalizações altamente precisas (por exemplo, alimentação de rede de instalações de energia eólica).
192
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.22 Proteção de Sobretensão (ANSI 59)
2.22.3 Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
4101
OVERVOLTAGE
OFF
ON
Block relay
OFF
4102
U>
30.0 .. 170.0 V
115.0 V
Pickup de U>
4103
T U>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
3.00 sec
Temporização T U>
4104
U>>
30.0 .. 170.0 V
130.0 V
Pickup de U>>
4105
T U>>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização T U>>
4106A
DOUT RATIO
0.90 .. 0.99
0.95
Relação de Dropout U>, U>>
4107A
VALUES
U-ph-ph
U-ph-e
U-ph-ph
Valores de medição
No.
6513
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
>BLOCK O/V
SP
>BLOQUEIO da proteção de sobretensão
6516
>BLOCK U>
SP
>BLOQUEIO da proteção de sobretensão U>
6517
>BLOCK U>>
SP
>BLOQUEIO da proteção de sobretensão U>>
6565
Overvolt. OFF
OUT
Proteção de sobretensão está DESLIGADA (OFF)
6566
Overvolt. BLK
OUT
Proteção de sobretensão está BLOQUEADA
6567
Overvolt. ACT
OUT
Proteção de sobretensão está ATIVA
6568
U> picked up
OUT
Pickup de sobretensão U>
6570
U> TRIP
OUT
TRIP de Sobretensão U>
6571
U>> picked up
OUT
Pickup de sobretensão U>>
6573
U>> TRIP
OUT
TRIP de Sobretensão U>>
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
193
2 Funções
2.23
A função de proteção de freqüência detecta anormalidade de alta e baixa freqüência
do gerador. Se a freqüência permanece fora da faixa admissível, são iniciadas ações
apropriadas, tal como a separação do gerador do sistema.
Um decréscimo na freqüência do sistema ocorre quando o sistema experimenta
um aumento na demanda de potência real, ou quando ocorre mau funcionamenteo
do controle de velocidade ou freqüência. A proteção de diminuição de freqüência é
também usada para geradores que funcionam ( por um certo tempo) em redes
ilhadas. Isso devido ao fato de que a proteção de potência reversa não pode operar
na falha da potência motriz. O gerador pode ser desconectado do sistema de potência
usando a proteção de diminuição de freqüência.
Um aumento na freqüência do sistema ocorre por exemplo, quando grandes
cargas (rede ilhada) são removidas do sistema, ou no mau funcionamento do controle
de freqüência. Isso fortalece risco de auto-excitação para geradores que alimentam
longas linhas em condições sem carga.
Através do uso de filtros a medição é praticamente independente de influências
harmônicas e muito precisa.
Aumento e
Diminuição de
Freqüência
A proteção de freqüência consiste de 4 elementos de freqüência f1 a f4. Para tornar
a proteção flexível para diferentes condições do sistema de potência, esses estágios
podem ser usados alternativamente para diminuição ou aumento de freqüência
separadamente, e podem ser independentemente ajustados para a execução de
diferentes funções de controle. O ajuste decide o propósito do estágio de freqüência
individual. Para o estágio de freqüência f4, o usuário pode especificar independentemente do valor limite parametrizado se esse estágio deverá funcionar como estágio
de aumento ou diminuição. Por essa razão, ele pode também ser usado para
aplicações especiais, se, por exemplo, o alcance da freqüência está abaixo da
freqüência nominal a ser sinalizada.
Faixas de Operação
A freqüência pode ser determinada enquanto pelo menos uma das tensões fase-fase
estiver presente e com suficiente magnitude. Se a tensão de medição cair abaixo de
um valor limite Umin, a proteção de freqüência é desabilitada porque valores de
freqüência precisos não podem mais ser calculados do sinal.
Com proteção de sobrefreqüência, selo da proteção de sobrefreqüência ocorre
durante a transição para o modo 0, se a última freqüência medida estiver acima de
66Hz. Há dropout do comando de desligamento pelo bloqueio da função ou na transição para a condição operacional 1. Há dropout de pickup se a freqüência medida
resistir a até antes da transição para a condição operacional 0, abaixo de 66 Hz.
Com proteção de subfreqüência, não existe cálculo na transição para o modo 0
devido a uma freqüência muito baixa. Conseqüentemente, há dropout de pickup ou
trip.
Temporizações/
Lógica
194
Trips podem ser temporizados cada um usando um estágio de tempo adicional.
Quando a temporização expira, um sinal de trip é gerado. Após dropout de pickup o
comando de trip é imediatamente resetado, mas não antes de ter expirado a mínima
duração de comando.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.23 Proteção de Freqüência (ANSI 81)
Cada um dos quatro estágios de freqüência pode ser individualmente bloqueado por
entradas binárias.
Figura 2-73
Diagrama Lógico da Proteção de Freqüência
Geral
A proteção de freqüência só está efetiva e acessível se o endereço 142 FREQUENCY
Prot. foi ajustado para Enabled durante a configuração das funções de proteção.
Se a função não for necessária, é ajustada para Disabled. O endereço 4201 O/U
FREQUENCY serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente
o comando de trip (Block relay).
Valores de Pickup
Pela configuração da freqüência nominal do sistema de potência e o limite de freqüência para cada um dos estágios f1 PICKUP a f4 PICKUP em cada caso a função
é estabelecida tanto como proteção de sobretensão quanto proteção de subtensão.
Ajuste o limite de pickup mais baixo do que a freqüência nominal se o elemento está
para ser usado como proteção de subfreqüência. Ajuste o limite de pickup mais alto
do que a freqüência nominal se o elemento está para ser usado como proteção de
sobrefreqüência.
Nota
Se o limite for ajustado igual à freqüência nominal, o elemento está inativo.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
195
2 Funções
Para o estágio de freqüência f4, o anterior só se aplica se o parâmetro 4214
THRESHOLD f4 for ajustado para automatic (ajuste padrão). Se desejado, esse
parâmetro também pode ser ajustado para f> ou f<, em cujo caso a avaliação da
direção (detecção de aumento ou diminuição) pode ser especificado independente do
limite parametrizado f4 PICKUP.
Se a proteção de freqüência for usada para desacoplamento de rede e propósitos de
um descarte de carga, os ajustes dependem da condição real da rede. Normalmente
um descarte de carga gradual é feito considerando prioridades dos consumidores ou
grupos consumidores.
Outros exemplos de aplicações estão cobertos em estações de energia. Os valores
de freqüência a serem ajustados dependem principalmente, também nesses casos,
das especificações do sistema de potência/ operadora de instalação de energia.
Nesse contexto, proteção de diminuição de freqüência assegura a demanda própria
da instalação de enrgia, a desconectando do sistema de potência em tempo. O turbo
regulador, regula o ajuste da máquina para a velocidade nominal. Conseqüentemente
demanda própria da instalação pode ser continuamente alimentada na freqüência
nominal.
Considerando que a potência aparente é reduzida no mesmo grau, geradores turbodirigidos podem, regra geral, ser continuamente operados até 95 % da freqüência
nominal. Entretanto, para consumidores indutivos, a redução de freqüência não
somente significa maior consumo de corrente mas também coloca em risco a
operação estável. Por essa razão, somente um redução de freqüência de curto tempo
abaixo de cerca de 48 Hz (para fN = 50 Hz) ou 58 Hz (para fN = 60 Hz) é permissível.
Um aumento de freqüência pode, por exemplo, ocorrer devido ao descarte de carga
ou mau funcionamento do regulador de velocidade (por exemplo, em um sistema
isolado). Dessa forma, a proteção de aumento de freqüência pode, por exemplo, ser
usada como proteção de sobrevelocidade.
Exemplo de Ajuste:
Causa
Estágio
Ajustes
para fN = 50 Hz para fN = 60 Hz
Temporização
f1
Desconexão da rede
48.00 Hz
58.00 Hz
1.00 seg
f2
Desligamento
47.00 Hz
57.00 Hz
6.00 seg
f3
Alarme
49.50 Hz
59.50 Hz
20.00 seg
f4
Alarme ou Trip
52.00 Hz
62.00 Hz
10.00 seg
Temporizações
As temporizações T f1 a T f4 parametrizadas nos endereços 4204, 4207, 4210 e
4213) permitem a graduação de todos os estágios de freqüência. Os tempos de
ajustes são temporizações adicionais não incluindo os tempos de operação (tempo
de medição, tempo de dropout) da função de proteção.
Tensão Mínima
O endereço 4215 Umin é usado para ajustar a tensão mínima que se atingida,
bloqueia a proteção de freqüência. Um valor de aproximadamente 65 % UN é
recomendado. O valor do parâmetro está baseado nas tensões fase-fase. O limite de
tensão mínima pode ser desativado ajustando esse endereço para 0.
196
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.23.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
4201
O/U FREQUENCY
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Sobrefreqüência/
Subfreqüência
4202
f1 PICKUP
40.00 .. 66.00 Hz
48.00 Hz
Pickup de f1
4203
f1 PICKUP
40.00 .. 66.00 Hz
58.00 Hz
Pickup de f1
4204
T f1
0.00 .. 600.00 sec
1.00 sec
Temporização T f1
4205
f2 PICKUP
40.00 .. 66.00 Hz
47.00 Hz
Pickup de f2
4206
f2 PICKUP
40.00 .. 66.00 Hz
57.00 Hz
Pickup de f2
4207
T f2
0.00 .. 100.00 sec
6.00 sec
Temporização T f2
4208
f3 PICKUP
40.00 .. 66.00 Hz
49.50 Hz
Pickup de f3
4209
f3 PICKUP
40.00 .. 66.00 Hz
59.50 Hz
Pickup de f3
4210
T f3
0.00 .. 100.00 sec
20.00 sec
Temporização T f3
4211
f4 PICKUP
40.00 .. 66.00 Hz
52.00 Hz
Pickup de f4
4212
f4 PICKUP
40.00 .. 66.00 Hz
62.00 Hz
Pickup de f4
4213
T f4
0.00 .. 100.00 sec
10.00 sec
Temporização T f4
4214
THRESHOLD f4
automatic
f>
f<
automatic
Manuseio do limite do estágio f4
4215
Umin
10.0 .. 125.0 V; 0
65.0 V
Tensão Mínima Necessária para
Operação
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197
2 Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5203
>BLOCK Freq.
SP
>BLOQUEIO da proteção de freqüência
5206
>BLOCK f1
SP
>BLOQUEIO do estágio f1
5207
>BLOCK f2
SP
5208
>BLOCK f3
SP
5209
>BLOCK f4
SP
5211
Freq. OFF
OUT
Proteção de freqüência está DESLIGADA (OFF)
5212
Freq. BLOCKED
OUT
Proteção de freqüência está BLOQUEADA
5213
Freq. ACTIVE
OUT
Proteção de freqüência está ATIVA
5214
Freq UnderV Blk
OUT
Proteção de freqüência de subtensão bloqueada
5232
f1 picked up
OUT
Pickup de f1
5233
f2 picked up
OUT
Pickup de f2
5234
f3 picked up
OUT
Pickup de f3
5235
f4 picked up
OUT
Pickup de f4
5236
f1 TRIP
OUT
TRIP de f1
5237
f2 TRIP
OUT
TRIP de f2
5238
f3 TRIP
OUT
TRIP de f3
5239
f4 TRIP
OUT
TRIP de f4
198
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.24 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24)
2.24
Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24)
A proteção de sobrexcitação é usada para detectar alta indução não admissível em
geradores e transformadores, especialmente em estações de energia e transformadores da unidade. A proteção deve intervir quando um valor limite para o objeto
protegido (por exemplo transformador da unidade) é excedido. O transformador é
colocado em risco, por exemplo, se o bloco da estação de energia é desconectado do
sistema de carga total, e se o regulador de tensão também não operar ou não operar
suficientemente rápido para controlar o aumento de tensão associado. Da mesma
forma, uma diminuição na freqüência (velocidade), por exemplo, em sistemas ilhados,
pode levar a um aumento inadmissível da indução.
Um aumento na indução acima do valor nominal muito rapidamente satura o núcleo
de ferro e causa grandes perdas por correntes de Foulcault .
Método de Medição
O recurso da proteção de sobrexcitação serve para medir a tensãoU/relação de
freqüência f, que é proporcional à indução B e a coloca em relação à indução nominal
BN .Neste contexto, tanto a tensão quanto a freqüência estão relacionadas com os
valores nominais do objeto a ser protegido (gerador, transformador).
O cálculo está baseado na tensão máxima das três tensões fase-fase. A faixa de
freqüência monitorada se extende de 10 Hz a 70 Hz.
Adaptação do
Transformador de
Potencial
Qualquer desvio entre a tensão nominal primária dos transformadores de potencial e
do objeto a ser protegido é compensado por um fator de correção interno
(UN prim/UN Maq). Para essa razão, valores de pickup e característica não precisam ser
convertidos para valores secundários. Entretanto, a tensão nominal primária do
transformador do sistema e a tensão nominal do objeto a ser protegido devem ser
corretamente parametrizadas (veja Seções 2.5 e 2.7).
Curvas
Características
A proteção de sobrexcitação inclui características de dois estágios e uma característica térmica para aproximar a modelagem do aquecimento do objeto protegido devido
a sobrexcitação. Assim que um primeiro limite de pickup (estágio de aviso 4302 U/f
>) tenha excedido, um estágio 4303 T U/f > de tempo é iniciado. Quando ele
expirar, é transmitida uma mensagem de aviso. Ao mesmo tempo, um chaveamento
de contador é ativado quando o limite de pickup é excedido. Esse contador ponderado
é incrementado de acordo com o valor atual U/f resultante no tempo de trip para a
característica parametrizada. Um sinal de trip é transmitido assim que o estado do
contador tenha sido alcançado.
O sinal de trip é retraido assim que os valores caiam abaixo do limite de pickup e o
contador decrementado de acordo com um tempo de resfriamento parametrizável.
7UM62 Manual
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199
2 Funções
A característica térmica é especificada por 8 pares de valores para a sobrexcitação
U/f (relacionados a valores nominais) e tempo de trip t. Na maioria dos casos, a
caracterísica especificada para transformadores padrão fornece proteção suficiente.
Se essa característica não correponder ao real comportamento térmico do objeto a
ser protegido , qualquer característica desejada pode ser implementada pela parametrização de tempos de trip específicos do consumidor para os valores especificados
de sobrexcitação U/f. Valores intermediários são determinados pela interpolação
linear dentro do dispositivo.
Figura 2-74
200
Faixa de Trip da Proteção de Sobrexcitação
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A característica resultante dos ajustes padrão do dispositivo é mostrada na Seção de
Dados Técnicos da Proteção de Sobrexcitação. A Figura 2-74 ilustra o comportamento da proteção quanto ao assunto que dentro da planilha de configuração o ajuste
para o limite de pickup (parâmetro 4302 U/f >) foi escolhido mais alto ou mais baixo
do que o primeiro valor de ajuste da característica térmica.
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a proteção de sobrexcitação. O
contador pode ser resetado para zero por meio de uma entrada de bloqueio ou uma
entrada de reset.
Figura 2-75
Diagrama Lógico da Proteção de Sobrexcitação
Geral
Proteção de sobrexcitação só está efetiva e disponível se o endereço 143 OVEREXC.
PROT. for ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não for
necessária deve ser ajustada para Disabled. O endereço 4301 OVEREXC. PROT.
serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando
de trip (Block relay).
A proteção de sobrexcitação mede o quociente de tensão/freqüência que é
proporcional à induçao B. A proteção deve intervir quando o valor limite para o objeto
protegido (por exemplo, transformador de unidade) é excedido. O transformador está
por exemplo, colocado em risco se o bloco da estação de energia é desligado em
operação sob carga total e o regulador de tensão não responde suficientemente
rápido ou sequer responde para evitar o aumento de tensão relacionado.
Da mesma forma, um decréscimo da freqüência (velocidade), por exemplo, em
sistemas ilhados, pode levar a um aumento inadmissível da indução.
Assim, a proteção U/f monitora o funcionamento correto tanto do regulador de tensão
quanto do regulador de velocidade em todos os estados operacionais.
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201
2 Funções
Estágios
Independentes
O ajuste de valor limite no endereço 4302 U/f > está baseado na relação de valor
limite de indução com a indução nominal (B/BN) como especificado pelo fabricante do
objeto a ser protegido.
Uma mensagem de pickup é transmitida assim que o valor limite de indução U/f
ajustado no endereço 4302 é excedido. Uma mensagem de aviso é transmitida após
expirar a temporização correspondente 4303 T U/f >.
A característica de estágio de trip 4304 U/f >>, 4305 T U/f >> serve para
manobrar rapidamente sobrexcitações particularmente fortes.
O ajuste de tempo para esse propósito é uma temporização adicional que não inclui
o tempo operacional (tempo de medição, tempo de dropout).
Característica
Térmica
Uma característica térmica é sobreposta à característica de estágio de trip. Para esse
propósito, o aumento de temperatura criado pela sobrexcitação é modelado aproximadamente. Não apenas o já mencionado sinal de pickup é gerado na transgressão
do limite de indução U/f ajustado no endereço 4302 mas em adição, um contador é
ajustado, o que causa o trip após um período de tempo correspondente ao ajuste da
característica.
Figura 2-76
Característica de tempo de trip térmico (com pré-ajustes)
A característica de um transformador padrão Siemens foi selecionada como um
préajuste para os parâmetros 4306 a 4313. Se o fabricante do objeto protegido não
fornecer qualquer informação, a característica padrão pré-ajustada deverá ser usada.
Caso contrário, qualquer característica de trip pode ser especificada pela entrada
pontual de parâmetros no máximo de 7 extensões diretas. Para fazer isso, os tempos
de trip dos valores de sobrexcitação U/f = 1.05; 1.10; 1.15; 1.20; 1.25; 1.30; 1.35 e
1.40 são lidos da característica pré-definida e parametrizados nos endereços 4306
t(U/f=1.05) a 4313 t(U/f=1.40). O dispositivo de proteção interpola
linearmente entre os pontos.
202
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Limitação
O modelo de aquecimento do objeto a ser protegido está limitado ao alcance de
150 % da temperatura de trip.
Tempo de
Resfriamento
Trip pela imagem térmica entra em dropout com o tempo de dropout de limite de
pickup. Entretanto, o conteúdo do contador até zero decrescido com o tempo de
resfriamento parametrizado no endereço 4314 T COOL DOWN. Neste contexto, este
parâmetro é definido como o tempo requerido pela imagem térmica para resfriar de
100 % a 0 %.
Adaptação de
Transformador de
Potencial
Qualquer desvio entre a tensão primária nominal dos transformadores de potencial e
o objeto a ser protegido é compensado por um fator de correção interno
(UNprim/UNMáq). Para isso é necessário que os parâmetros relevantes 221 Unom
PRIMARY e 251 UN GEN/MOTOR sejam adequadamente parametrizados de acordo
com a Seção 2.5.
2.24.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
4301
OVEREXC. PROT.
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Sobrexcitação (U/f)
4302
U/f >
1.00 .. 1.20
1.10
Pickup de U/f >
4303
T U/f >
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização T U/f >
4304
U/f >>
1.00 .. 1.40
1.40
Pickup de U/f >>
4305
T U/f >>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização T U/f >>
4306
t(U/f=1.05)
0 .. 20000 sec
20000 sec
Temporização U/f = 1.05
4307
t(U/f=1.10)
0 .. 20000 sec
6000 sec
4308
t(U/f=1.15)
0 .. 20000 sec
240 sec
4309
t(U/f=1.20)
0 .. 20000 sec
60 sec
4310
t(U/f=1.25)
0 .. 20000 sec
30 sec
4311
t(U/f=1.30)
0 .. 20000 sec
19 sec
4312
t(U/f=1.35)
0 .. 20000 sec
13 sec
4313
t(U/f=1.40)
0 .. 20000 sec
10 sec
4314
T COOL DOWN
0 .. 20000 sec
3600 sec
Tempo para Resfriamento
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
203
2 Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5353
>U/f BLOCK
SP
>BLOQUEIO da proteção de sobrexcitação
5357
>RM th.rep. U/f
SP
>Reset da memória da réplica térmica de U/f
5361
U/f> OFF
OUT
Proteção de sobrexcitação está DESLIGADA (OFF)
5362
U/f> BLOCKED
OUT
Proteção de sobrexcitação está BLOQUEADA
5363
U/f> ACTIVE
OUT
Proteção de sobrexcitação está ATIVA
5367
U/f> warn
OUT
Proteção de sobrexcitação: estágio de aviso de U/f
5369
RM th.rep. U/f
OUT
Memória de reset da réplica térmica U/f
5370
U/f> picked up
OUT
Proteção de sobrexcitação: Pickup de U/f>
5371
U/f>> TRIP
OUT
Proteção de sobrexcitação: TRIP do estágio U/f>>
5372
U/f> th.TRIP
OUT
Proteção de sobrexcitação: TRIP do estágio th.
5373
U/f>> pick.up
OUT
Proteção de sobrexcitação:Pickup de U/f>>
204
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.25 Proteção de Subtensão de Tempo Inverso (ANSI 27)
2.25
Proteção de Subtensão de Tempo Inverso (ANSI 27)
A proteção de subtensão inversa protege principalmente consumidores (máquinas de
indução) das conseqüências de quedas de tensão perigosas em redes ilhadas evitando condições de operação inadmissíveis e possível perda de estabilidade. Também
pode ser usada como um critério para descarte de carga em redes interconectadas.
Curtos-circuitos bipolares ou faltas à terra causam colapso de tensão assimétrica.
Comparada com sistemas de medição monofásica, a detecção do sistema de
seqüência de fase positiva não é influenciada por esses procedimentos e é dessa
forma especialmente útil para a avaliação de problemas de estabilidade.
Grandeza Medida
Pelas razões acima, o sistema de seqüência positiva é calculado das ondas fundamentais das três tensões fase-terra, e alimentado para a função de proteção. Após
filtragem numérica a onda fundamental é avaliada.
Se os transformadores de tensão em conexão delta aberto (conexão V) estão
disponíveis no lado da instalação, a proteção é aplicada para as tensões fase-fase e
o ponto estrela interno é deixado vazio. Um ponto estrela virtual é então formado de
forma que as tensões fase-terra(virtuais) podem ainda ser detectadas (veja exemplo
de conexão no Apêndice A.3).
Característica de
Trip
Por meio de uma característica de trip dependente de tempo-tensão a proteção pode
ser casada exatamente com a característica de estabilidade de motores. Se o motor
cai abaixo da característica de estabilidade, ele irá perder velocidade ou funcionar a
uma velocidade reduzida, mesmo se a tensão completa for restaurada após um curto
tempo. Somente máquinas gaiola de esquilo para as quais a característica de torque
da máquina motriz permanece abaixo da característica do motor em todas as velocidades ganharão novamente sua velocidade nominal. Todas as outras máquinas
serão térmicamente e talvez mecânicamente sobrefadigadas no funcionamento, após
o retorno da tensão.
A proteção de subtensão consiste de um elemento de tempo inverso. Para evitar mau
funcionamento da proteção no evento de uma falha da tensão secundária, ela pode
ser bloqueada por uma entrada binária, por exemplo, pelo contato auxiliar de um mini
disjuntor do transformador de potencial ou pela posição do disjuntor principal quando
a máquina está em estado estacionário. Também o Monitoramento de Falha do
Fusível bloqueará o estágio dois. (veja seção 2.42.2).
Sem valores medidos disponíveis no dispositivo (condição de operação 0), nenhum
sinal de trip é emitido se não houver pickup. Isso assegura que não ocorra pickup
imediato da proteção de subtensão quando é ligada se nenhum valor medido está
disponível. Uma vez ativada a proteção, ela só pode ser novamente desativada por
bloqueio.
Se um sinal de pickup está presente quando o dispositivo entra na condição de
operação 0 (isto é, sem valores medidos,ou freqüência fora da faixa permissível), ele
é mantido. A temporização até o trip é calculada da mesma maneira que para uma
queda para 0V. O pickup selado (seal-in) ou sinal de trip só pode ser resetado na
restauração da tensão, ou se a entrada de bloqueio for ativada.
A relação pickup/dropout é 101 % ou 0.5 V absoluto do limite ajustado no endereço
4402 Up< PICKUP. A ação integral de determinação de tempo é “congelada” entre
o valor de pickup e de dropout.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
205
2 Funções
A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de subtensão inversa.
Figura 2-77
Diagrama Lógico da Proteção de Subtensão de Tempo Inverso
Geral
A proteção de subtensão de tempo inverso só está efetiva e disponível se essa função
foi ajustada durante a configuração (Seção 2.4, endereço 144, INV.UNDERVOLT.
ajustada para Enabled. Se a função não for necessária ajuste para Disabled. O
endereço 4401 INV. UNDERVOLT. serve para manobrar a função para ON ou OFF
ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay).
Ajustes
Deve ser considerado que as tensões de seqüência de fase positiva e assim também
os limites de pickup são avaliados como grandezas fase-fase
(tensão de terminal · √3).
Não existem procedimentos claramente explicitos em como ajustar os valores de
pickup. Mas uma vez que a proteção é principalmente usada para proteger consumidores (máquinas de indução) das conseqüências de quedas de tensão e para
prevenir perda de estabilidade, o valor é normalmente ajustado para cerca de 75 %
da tensão nominal da máquina, isto é, o endereço 4402 Up< PICKUP é ajustado para
75 V. Em casos excepcionais, onde a queda de tensão durante a partida é muito
grande, pode ser necessário ajustar a proteção para valores mais baixos. O multiplicador de tempo 4403 T MUL deve ser selecionado de forma que as quedas de tensão
que possam ocasionar operação instável sejam confiavelmente desconectadas. Por
outro lado, a temporização deve ser grande o suficiente para evitar desconexões
durante quedas de tensão de curto tempo permissíveis.
Se necessário, o tempo de trip pode ser também prolongado por um estágio de tempo
adicional 4404 T Up<.
Todos os tempos de ajustes são temporizações adicionais que não incluem os
tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção.
206
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.25 Proteção de Subtensão de Tempo Inverso (ANSI 27)
2.25.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
4401
INV. UNDERVOLT.
OFF
ON
Block relay
OFF
Up<
4402
Up< PICKUP
10.0 .. 125.0 V
75.0 V
Pickup de Up<
4403
T MUL
0.10 .. 5.00 sec; 0
1.00 sec
Multiplicador de Tempo para a
Característica
4404
T Up<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização T Up<
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
6520
>BLOCK Up<
SP
>BLOQUEIO da proteção de subtensão inversa
6522
Up< OFF
OUT
Proteção de subtensão inversa está DESLIGADA (OFF)
6523
Up< BLOCK
OUT
Proteção de subtensão inversa está BLOQUEADA
6524
Up< ACTIVE
OUT
Proteção de subtensão inversa está ATIVA
6525
Up< picked up
OUT
Pickup da Subtensão Inversa Up<
6526
Up< ch. pick.up
OUT
Pickup da Característica da Subtensão Inversa Up<
6527
Up< TRIP
OUT
TRIP da Subtensão Inversa Up<
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
207
2 Funções
2.26
Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R)
Com a proteção de mudança da taxa de freqüência, mudanças de freqüências podem
ser rapidamente detectadas. Isso permite uma rápida resposta para quedas de
freqüência ou aumentos da freqüência. Um comando de trip pode ser emitido mesmo
antes do limite de pickup da proteção de freqüência (veja Seção 2.23) ser alcançado.
Mudanças de freqüência ocorrem por exemplo, quando existe desequilibrio entre a
potência ativa requerida e a gerada. Elas pedem medidas de controle por um lado e
ações de manobra por outro lado. Podem ser medidas de alívio de carga, como
desacoplamento da rede ou desconexão de cargas (descarte de carga). Quanto mais
cedo essas medidas forem tomadas após o aparecimento de um mau funcionamento,
mais efetivas serão.
As duas principais aplicações para essa função de proteção são assim o
desacoplamento da rede e o descarte de carga.
Princípio de
Medição
Da tensão de seqüência positiva, a freqüência é determinada uma vez por ciclo em
uma janela de medição de 3 ciclos e o valor médio de duas medições consecutivas
de freqüência é formado. A diferença de freqüência é então determinada sobre um
intervalo de tempo ajustável (ajuste padrão 5 ciclos). A relação entre a diferença de
freqüência e a diferença de tempo corresponde à mudança de freqüência; ela pode
ser positiva ou negativa. A medição é continuamente executada (por ciclo). Funções
de monitoramento tal como monitoramento de subtensão, verificam os deslocamentos do ângulo de fase etc. ajudam a evitar o sobrefuncionamento.
Aumento/
Diminuição de
Freqüência
A proteção de mudança de taxa de freqüência tem quatro estágios, de df1/dt a df4/dt.
Isso faz com que a função possa ser variavelmente adaptada para todas as condições
de sistema de potência. Os estágios podem ser ajustados tanto para diminuições de
freqüência (-df/dt) quanto para aumentos de freqüência (+df/dt). O estágio -df/dt só
está ativo para freqüências abaixo da freqüência nominal, ou menos, se a habilitação
da subfreqüência estiver ativada. Igualmente, o estágio df/dt está ativo para freqüências acima da freqüência nominal, ou mais alta, se a habilitação da sobrefreqüencia
tiver sido ativada. O ajuste do parâmetro decide para qual propósito o estágio em
particular será usado.
Para evitar uma proliferação de parâmetros de ajuste, a janela de medição ajustável
para a formação de diferença de freqüência e diferença de dropout, é cada uma,
válida para dois estágios.
208
A freqüência pode ser determinada enquanto existir um sistema de seqüencia
positiva suficientemente forte de tensões. Se a tensão de medição cair abaixo de um
valor ajustável U MIN, a proteção de freqüência é desabilitada porque valores
precisos de freqüência não podem mais ser calculados a partir do sinal.
7UM62 Manual
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2.26 Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R)
Temporizações/
Lógica
O trip pode ser temporizado por uma temporização ajustada associada com cada
estágio de tempo aplicado. Isso é recomendado para o monitoramento de pequenos
gradientes. Quando expira a temporização, é gerado um sinal de trip. Após dropout
do pickup o comando de trip é imediatamente resetado, mas não antes de expirar a
mínima duração de comando.
Cada um dos quatro estágios de mudança de freqüência pode ser bloqueado individualmente por entrada binária.O bloqueio de subtensão age em todos os estágios
simultâneamente.
Figura 2-78
Diagrama Lógico da Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
209
2 Funções
Geral
A proteção de mudança da taxa de freqüência só está efetiva se durante a configuração o endereço 145 df/dt Protect. tiver sido ajustado em concordância. 2 ou 4
estágios podem ser selecionados. O ajuste padrão é 2 df/dt stages.
O endereço 4501 df/dt Protect. serve para manobrar a função para ON ou OFF
Valores de Pickup
O procedimento de ajuste é o mesmo para todos os estágios. Em um primeiro passo,
deve ser determinado se o estágio deverá monitorar um aumento de freqüência para
f>fN ou uma queda de freqüência para f<fN. Para o estágio 1, por exemplo, esse ajuste
é feito no endereço 4502 df1/dt >/<. O valor de pickup é ajustado como um valor
absoluto no endereço 4503 STAGE df1/dt. O ajuste do endereço 4502 informa a
função de proteção sobre o sinal aplicável.
O valor de pickup depende da aplicação e é determinado pelas condições do sistema
de potência. Na maioria dos casos, uma análise da rede será necessária. Uma
repentina desconexão de cargas leva ao excesso da potência ativa. A freqüência
aumenta e causa uma mudança de freqüência positiva. Uma falha de geradores, por
outro lado, leva a um déficit da potência ativa. A freqüência cai e leva a uma mudança
negativa de freqüência.
As relações seguintes podem ser usadas como um exemplo para estimativa.
Aplicam-se para a taxa de mudança no início de uma mudança de freqüência
(aproximadamente 1 segundo).
Significado:
fN
ΔP
Mudança de potência ativa
ΔP = PConsumo – PGeração
SN
Potência aparente nominal das máquinas
H
Constante de inércia
p/ geradores hidrelétricos (máquinas de polo saliente)
H = 1.5 s a 6 s
p/ geradores turbo-dirigidos (máquinas de rotor cilindrico) H = 2 s a 10 s
p/ turbo-geradores industriais
H=3sa4s
Exemplo:
fN = 50 Hz
H=3s
Caso 1: ΔP/SN = 0.12
Caso 2: ΔP/SN = 0.48
Caso 1: df/dt = -1 Hz/s
Caso 2: df/dt = -4 Hz/s
Os ajustes padrão estão baseados no exemplo acima. Os quatro estágios foram
ajustados simetricamente.
210
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Temporizações
A temporização deve ser ajustada para zero sempre que a função de proteção por
usada para responder muito rapidamente. Este será o caso com valores de ajuste
altos, para o monitoramento de pequenas mudanças (< 1Hz/s), por outro lado, uma
temporização curta pode ser útil para evitar sobrefuncionamento. A temporização
para o estágio 1 é feita no endereço 4504 T df1/dt, e o ajuste de tempo ali, é
adicionado ao tempo de operação da proteção.
Liberação pela
Proteção de
Freqüência
O parâmetro df1/dt & f1 (Endereço 4505) é usado para ajustar a liberação para
ligação do estágio em um certo limite de freqüência. Para isso, o estágio de
freqüência pertinente da proteção de freqüência é questionado. No exemplo do ajuste
esse estágio é o estágio f1. Para excluir acoplamento de duas funções, o parâmetro
pode ser ajustado para OFF (ajuste padrão).
Parâmetros
Avançados
Os parâmetros avançados permitem ajustar cada um para dois dois estágios (por
exemplo, df1/dt e df2/dt) a diferença de dropout e a janela de medição. Esse ajuste
só pode ser feito com o software de comunicação DIGSI.
Mudanças de ajustes são necessárias por exemplo, para obter uma grande diferença
de dropout. Para a detecção de mudanças de freqüência muito pequenas (< 0.5Hz/s),
o ajuste padrão da janela de medição deverá ser extendido. Isso para melhorar a
precisão da medição.
df/dt HYSTERES.
dfx/dt M-WINDOW
(End. 4519, 4521)
(End. 4520, 4522)
0.1...0.5 Hz/s
≈ 0.05
25...10
0.5...1 Hz/s
≈ 0.1
10...5
1...5 Hz/s
≈ 0.2
10...5
5...20 Hz/s
≈ 0.5
5...1
Valor de Ajuste do
Estágio
dfn/dt
Tensão Mínima
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
O endereço 4518 U MIN é usado para ajustar a tensão mínima abaixo da qual a
proteção de mudança de freqüência será bloqueada. Um valor de aproximadamente
65 % UN é recomendado. O limite de tensão mínima pode ser desativado pelo seu
ajuste nesse endereço para „0“.
211
2 Funções
2.26.3 Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
4501
df/dt Protect.
OFF
ON
Block relay
OFF
Freqüência
4502
df1/dt >/<
-df/dt<
+df/dt>
-df/dt<
Modo do Limite (df1/dt >/<)
4503
STAGE df1/dt
0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞
1.0 Hz/s
Valor de Pickup do Estágio df1/dt
4504
T df1/dt
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização do Estágio df1/dt
4505
df1/dt & f1
OFF
ON
OFF
Lógica AND (E) com pickup do
estágio f1
4506
df2/dt >/<
-df/dt<
+df/dt>
-df/dt<
4507
STAGE df2/dt
0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞
1.0 Hz/s
4508
T df2/dt
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
4509
df2/dt & f2
OFF
ON
OFF
estágio f2
4510
df3/dt >/<
-df/dt<
+df/dt>
-df/dt<
4511
STAGE df3/dt
0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞
4.0 Hz/s
4512
T df3/dt
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
4513
df3/dt & f3
OFF
ON
OFF
estágio f3
4514
df4/dt >/<
-df/dt<
+df/dt>
-df/dt<
4515
STAGE df4/dt
0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞
4.0 Hz/s
4516
T df4/dt
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
4517
df4/dt & f4
OFF
ON
OFF
estágio f4
4518
U MIN
10.0 .. 125.0 V; 0
65.0 V
Tensão Operacional Mínima Umin
4519A
df1/2 HYSTERES.
0.02 .. 0.99 Hz/s
0.10 Hz/s
Histerese de reset para df1/dt &
df2/dt
4520A
df1/2 M-WINDOW
1 .. 25 Cycle
5 Cycle
Janela de medição para df1/dt &
df2/dt
4521A
df3/4 HYSTERES.
0.02 .. 0.99 Hz/s
0.40 Hz/s
Histerese de reset para df3/dt &
df4/dt
4522A
df3/4 M-WINDOW
1 .. 25 Cycle
5 Cycle
Janela de medição para df3/dt &
df4/dt
212
7UM62 Manual
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No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5503
>df/dt block
SP
>BLOQUEAR proteção de mudança de relação de
freqüência.
5504
>df1/dt block
SP
>BLOQUEAR estágio df1/dt
5505
>df2/dt block
SP
5506
>df3/dt block
SP
5507
>df4/dt block
SP
5511
df/dt OFF
OUT
df/dt está DESLIGADA (OFF)
5512
df/dt BLOCKED
OUT
df/dt está BLOQUEADA
5513
df/dt ACTIVE
OUT
df/dt está ATIVA
5514
df/dt U< block
OUT
df/dt está bloqueada pela subtensão
5516
df1/dt pickup
OUT
Pickup do estágio df1/dt
5517
df2/dt pickup
OUT
5518
df3/dt pickup
OUT
5519
df4/dt pickup
OUT
5520
df1/dt TRIP
OUT
TRIP do estágio df1/dt
5521
df2/dt TRIP
OUT
5522
df3/dt TRIP
OUT
5523
df4/dt TRIP
OUT
7UM62 Manual
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213
2 Funções
2.27
Deslocamento do Vetor de Tensão
Algumas vezes os consumidores com sua própria planta de geração alimentam
energia diretamente na rede. O alimentador de entrada está usualmente no limite de
domínio de propriedade entre a rede da concessionária e esses consumidores/
produtores. Uma falha da linha do alimentador de entrada por exemplo, devido a
religamento automático tripolar, pode resultar em um desvio da tensão ou freqüência
no gerador o que é uma função de equilíbrio geral de potência. Quando a linha do
alimentador de entrada é novamente ligada após o tempo morto, ela pode encontrar
condições assíncronas que causam dano ao gerador ou no eixo entre o gerador e a
turbina.
Uma forma de identificar uma interrupção do alimentador de entrada é monitorar o
ângulo de fase na tensão. Se o alimentador de entrada falha, a interrupção abrupta
da corrente causa um deslocamento do ângulo de fase na tensão. Esse
deslocamento é detectado por meio de um processo delta. Assim que um limite préajustado é excedido, um comando de abertura para o disjuntor do gerador ou do
acoplamento de barras é emitido.
Isso significa que a função de deslocamento do vetor é principalmente usada para
desacoplamento da rede.
Comportamento da
Freqüência no
Descarte de Carga
214
A figura seguinte mostra a evolução da freqüência quando uma carga é desconectada
de um gerador. A abertura do disjuntor do gerador causa um deslocamento do ângulo
de fase que pode ser observado na medição da freqüência como um deslocamento
de freqüência. O gerador é acelerado de acordo com as condições do sistema de
potência (veja também a Seção 2.26 „Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência“).
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.27 Deslocamento do Vetor de Tensão
Figura 2-79
Mudança de Freqüência após Desconexão de uma Carga (Gravação de falta com o dispositivo
SIPROTEC 4 - a figura mostra o desvio da freqüência nominal)
Princípio de
Medição
O vetor da tensão do sistema de seqüência positiva das tensões fase-terra e a
mudança de ângulo de fase do vetor da tensão é determinada sobre um intervalo
delta de 2 ciclos. A presença de um deslocamento do ângulo de fase indica uma
mudança abrupta do fluxo de corrente. O princípio básico é mostrado na Figura 2-80.
O diagrama da esquerda mostra o estado estacionário e o diagrama da direita a
mudança do vetor seguindo um descarte de carga. O deslocamento do vetor é
nitidamente visível.
Figura 2-80
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Vetor de Tensão Seguindo Descarte de Carga
215
2 Funções
A função tem recursos de um número adicional de medidas para evitar trips indevidos,
tais como:
• Correção de desvios do estado estacionário da freqüência nominal
• Faixa de operação de freqüência limitada a fN ± 3 Hz
• Detecção de mudança de freqüência de escaneamento interna (Ajuste de
freqüência de escaneamento)
• Tensão mínima para habilitação
• Bloqueio na conexão de tensão ou desconexão
Lógica
A lógica é mostrada na Figura 2-81. A comparação do ângulo de fase determina a
diferença angular e compara-a com o valor de ajuste. Se esse valor for excedido, o
deslocamento do vetor é armazenado em um RS flip-flop. Trips podem ser
temporizados pela temporização associada.
O pickup armazenado pode ser resetado via uma entrada binária ou automaticamente
por um temporizador (Endereço 4604 T RESET).
A função de deslocamento do vetor se torna inefetiva ao sair da banda de freqüência
admissível. O mesmo se aplica para a tensão. Nesse caso, os parâmetros de
limitação são U MIN e U MAX.
Se as faixas de freqüência e tensão não forem mantidas, a lógica gera um 1 lógico e
a entrada de reset está continuamente ativa. O resultado da medição do
deslocamento do vetor é suprimido. Se, por exemplo, a tensão está conectada e a
faixa de freqüência está correta, o 1 lógico muda para 0. O temporizador T BLOCK
com temporização de reset mantém ativa a entrada de reset por um certo tempo,
prevenindo assim um pickup causado pela função de deslocamento do vetor.
Se um curto-circuito causa queda abrupta de tensão para um valor baixo, a entrada
de reset é ativada imediatamente para bloquear a função. A função de deslocamento
do vetor é assim prevenida de causar um trip.
216
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Figura 2-81
Diagrama Lógico de Detecção de Deslocamento do Vetor
7UM62 Manual
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217
2 Funções
Geral
A proteção de deslocamento do vetor só está efetiva e disponível se o endereço 146
VECTOR JUMP é ajustado para Enabled durante a configuração.
O endereço 4601 VECTOR JUMP serve para manobrar a função para ON ou OFF ou
para bloquear somente o comando de trip (Block relay).
Valores de Pickup
O valor a ser ajustado para o deslocamento do vetor (Endereço 4602 DELTA PHI)
depende da alimentação e condições de carga. Mudanças abruptas da potência ativa
causam um deslocamento do vetor de tensão. O valor a ser ajustado deve ser estabelecido de acordo com o sitema de potência em particular. Isso pode ser feito na
base de circuito equivalente simplificado do diagrama „Vetor de Tensão após um
Descarte de Carga” na seção Descrição Funcional, ou usando o software de cálculo
da rede.
Se um ajuste for muito sensitivo, a função de proteção atuará como desacopladora
da rede toda vez que cargas forem conectadas ou desconectadas, Sendo assim, o
ajuste padrão é 10°.
A faixa de tensão de operação admissível pode ser ajustada nos endereços 4605
para U MIN e 4606 para U MAX. Limites de faixas de ajustes são de alguma forma
uma questão das normas da concessionária. O valor para U MIN deverá estar abaixo
do nível admissível de quedas curtas de tensão para as quais o desacoplamento da
rede é desejado. O ajuste padrão é 80 % da tensão nominal. Para U MAX a máxima
tensão admissível deve ser selecionada. Isso será na maioria dos casos 130 % da
tensão nominal.
Temporizações
A temporização T DELTA PHI (Endereço 4603) deverá ser mantida em zero, a
menos que você deseje transmitir a indicação de trip com uma temporização para
uma lógica (CFC) ou deixar tempo suficiente para um bloqueio externo ter efeito.
Após expirar o temporizador T RESET (Endereço 4604), a função de proteção é
automaticamente resetada. O tempo de reset depende da norma de desacoplamento.
Deve ter expirado antes do religamento do disjuntor. Onde não é usada a função de
reset automático, o temporizador é ajustado para ∞. O sinal de reset deve vir, neste
caso, de uma entrada binária (contato auxiliar do disjuntor).
O temporizador T BLOCK com temporização de reset (Endereço 4607) ajuda a evitar
sobrefuncionamento quando as tensões são conectadas ou desconectadas.
Normalmente o ajuste padrão não necessita ser mudado. Qualquer mudança pode
ser executada com o software de comunicação DIGSI (Parâmetros avançados) deve
ser considerado que T BLOCK deverá sempre ser ajustado para mais do que a janela
de medição para a medição do deslocamento do vetor (2 ciclos).
218
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.27.3 Ajustes
Endereços que têm um “A” anexo só podem se r mudados com DIGSI em Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
4601
VECTOR JUMP
OFF
ON
Block relay
OFF
Deslocamento do Vetor de
Tensão
4602
DELTA PHI
2 .. 30 °
10 °
Deslocamento do Fasor DELTA
PHI
4603
T DELTA PHI
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização T DELTA PHI
4604
T RESET
0.10 .. 60.00 sec; ∞
5.00 sec
Tempo de reset após trip
4605A
U MIN
10.0 .. 125.0 V
80.0 V
Tensão Mínima de Operação U
MIN
4606A
U MAX
10.0 .. 170.0 V
130.0 V
Tensão Máxima de Operação U
MAX
4607A
T BLOCK
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
Temporização de Bloqueio
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5581
>VEC JUMP block
SP
>BLOQUEAR Deslocamento do Vetor
5582
VEC JUMP OFF
OUT
Deslocamento do vetor está DESLIGADA (OFF)
5583
VEC JMP BLOCKED
OUT
Deslocamento do vetor está BLOQUEADA
5584
VEC JUMP ACTIVE
OUT
Deslocamento do vetor está ATIVA
5585
VEC JUMP Range
OUT
Deslocamento do vetor fora da faixa de medição
5586
VEC JUMP pickup
OUT
Pickup do Deslocamento do Vetor
5587
VEC JUMP TRIP
OUT
TRIP do Deslocamento do Vetor
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
219
2 Funções
2.28
Proteção de Falta à Terra do Estator -90-% (ANSI 59N, 64G, 67G)
A proteção de falta à terra do estator detecta faltas à terra nos enrolamentos do
estator de máquinas trifásicas. A máquina pode ser operada em conexão de barramento (diretamente conectada à rede) ou em unidade de conexão (via transformador
da unidade). O critério para a ocorrência de uma falta à terra é principalmente a
emergência de uma tensão residual, ou adicionalmente com conexão de barramento,
de uma corrente à terra. Esse princípio torna possível uma zona protegida de 90 % a
95 % do enrolamento do estator.
Tensão residual
A tensão residual UE pode ser medida tanto no ponto estrela da máquina via transformadores de potencial ou transformadores de aterramento de neutro (Figura 2-82)
quanto via enrolamento e-n (enrolamento delta interrompido) do conjunto de transformadores de potencial ou do enrolamento de medição de uma linha conectada a um
transformador de aterramento (Figura 2-83). Como o transformador de aterramento
de neutro ou o transformador de aterramento conectado à linha usualmente fornecem
uma tensão residual de 500 V (com residual completo), um divisor de tensão de
500 V/100 V deverá ser conectado em série nesses casos.
Se a tensão residual não puder ser aplicada diretamente ao dispositivo como um valor
medido, o dispositivo pode calcular a tensão residual a partir das tensões fase-terra.
O endereço 223 UE CONNECTION serve para notificar o dispositivo a maneira pela
qual a tensão residual deverá ser medida ou calculada.
Em todos os tipos de formação de tensão residual, os componentes do terceiro
harmônico em cada fase são somados uma vez que eles estão em fase no sistema
trifásico. Para obter grandezas medidas confiáveis, somente a fundamental da tensão
residual é avaliada na proteção de falta à terra do estator. Harmônicos são flitrados
pelos algoritmos de filtro numérico.
Para máquinas em conexão de unidade a avaliação da tensão residual é suficiente.
A sensitividade possível só é limitada pelas tensões de interferência de freqüência de
potência durante faltas à terra na rede. Essas tensões de interferência são transferidas para o lado da máquina via capacitâncias de acoplamento do transformador da
unidade. Se necessário, uma resistência de carregamento pode ser fornecida para
reduzir essas tensões de interferência. A proteção inicia desconexão da máquina
quando uma falta à terra na zona da máquina estiver presente por um tempo ajustado.
220
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.28 Proteção de Falta à Terra do Estator -90-% (ANSI 59N, 64G, 67G)
Figura 2-82
Conexão de Unidade com Transfrmador de Aterramento
RB
Resistência de carregamento
RT
Divisor de tensão
UE
Tensão residual
CG
Capacitância à Terra do Gerador
CL
Capacitância à Terra da Linha
CTr
Capacitância à Terra da Unidade Transformadora
Ccoup Capacitância de Acoplamento da Unidade Transformadora
Figura 2-83
Conexão de Unidade com Transformador de Aterramento
RB
RT
Divisor de tensão
UE
Tensão residual
CG
Capacitância à Terra do Gerador
CL
Capacitância à Terra da Linha
CTr
Capacitância à Terra da Unidade Transformadora
Ccoup Capacitância de Acoplamento da Unidade Transformadora
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221
2 Funções
Detecção de
Direção de
Corrente à Terra
Para máquinas em conexão de barramento, não é possível diferenciar entre faltas à
terra na rede e faltas à terra na máquina usando só a tensão residual. Neste caso, a
corrente de falta à terra é usada como um outro critério e a tensão residual como a
condição de habilitação necessária.
A corrente de falta à terra pode ser medida usando um transformador de corrente
toroidal ou um grupo de TCs em conexão Holmgreen. Durante uma falta à terra na
rede a máuina fornece somente uma corrente de falta à terra negligenciável através
do local de medição, a qual deve se situar entre a máquina e a rede. Durante uma
falta à terra na máquina, a corrente de falta à terra da rede está disponível. Entretanto,
como as condições da rede geralmente variam de acordo com o status de manobra
da rede, um resistor de carregamento, que fornece uma corrente de falta à terra
aumentada na ocorrência de uma tensão residual, é usado para obter condições de
medição definidas independente do status de manobra da rede. A corrente de falta à
terra produzida pelo resitor de carregamento deve sempre fluir através do local de
medição.
Figura 2-84
222
Detecção de Direção de Falta à Terra com Conexão de Barramento
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Conseqüentemente, o resistor de carregamento deve estar situado no outro lado do
local de medição (transformador de corrente, transformador de corrente toroidal)
quando visto da máquina. O transformador de aterramento está preferívelmente
conectado ao barramento. Sem considerar a magnitude da corrente de falta à terra,
a direção dessa corrente em relação à tensão residual pode ser usada para a
detecção segura de uma falta à terra na máquina com conexão de barramento. A
margem direcional entre a “direção da máquina” e a “direção da rede” pode ser
alterada no 7UM62 (consulte a figura seguinte).
A proteção então detecta uma falta á terra na máquina se os seguintes três critérios
forem preenchidos:
• Tensão residual maior que o valor de ajuste U0>,
• Corrente de falta à terra através do local de medição maior do que o valor de ajuste
3I0>,
• Corrente de falta à terra está fluindo na direção da máquina protegida.
Figura 2-85
Característica da Proteção de Falta à Terra do Estator para Conexão de
Barramento
Na ocorrência de uma falta à terra na zona da máquina, a desconexão da máquina é
iniciada após uma temporização ajustada.
Quando a corrente à terra não é decisiva para a detecção de uma falta à terra quando
o disjuntor está aberto, a detecção da corrente à terra pode ser desligada por um certo
tempo via uma entrada binária. Por esse meio, é possível manobrar para apenas a
avaliação da tensão residual por exemplo, durante a aceleração do gerador.
A Figura 2-87 mostra o diagrama lógico da proteção de falta à terra do estator.
Se a proteção de falta à terra do estator for usada como proteção de conexão de
barramento direcional ou não direcional, isso ativa a entrada de medição de corrente
sensitiva do dispositivo 7UM62. O usuário deve estar conciente de que a detecção de
falta à terra sensitiva pode usar a mesma entrada de medição (se configurada Iee2) e
assim, o mesmo valor medido. Assim, dois limites individuais adicionais de pickup
Iee> e Iee>> poderiam ser formados para esse valor medido por meio da detecção
de falta à terra sensitiva (veja Seção 2.29). Se o usuário não desejar isso, ele deverá
remover a configuração da falta à terra sensitiva no endereço 151, ou usá-la com Iee1.
7UM62 Manual
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223
2 Funções
Se a proteção de falta à terra do rotor (veja Seção 2.34) é usada, ela ocupa a entrada
adicional de tensão; a tensão residual U0 para a proteção de falta à terra do estator é
dessa forma calculada a partir das tensões fase-terra neste caso.
Detecção de
Corrente à Terra
(Proteção
Diferencial à Terra
com Habilitação
pela Tensão
Residual)
No setor industrial, sistemas de barramento estão designados com alta ou baixa
resistência, resistências de ponto estrela manobráveis. Para detecção de falta à terra,
a corrente do ponto estrela e a corrente total são detectadas via transformador de
corrente toroidal e transmitidas para o dispositivo de proteção como diferença de corrente. Dessa maneira, as porções da corrente à terra ambas derivadas da resistência
do ponto estrela e do sistema de potência contribuem para a corrente total à terra.
Para excluir uma operação indesejada devido a faltas no transformador, a tensão
residual é usada para trip (veja a figura seguinte).
O recurso da proteção detecta uma falta à terra na máquina se os dois critérios
seguintes forem preenchidos:
• Tensão residual maior do que o valor de ajuste U0>,
• Diferença de corrente de falta à terra ΔIE maior do que o valor de ajuste 3I0>.
Figura 2-86
224
Proteção Diferencial de Corrente à Terra com Conexão de Barramento
7UM62 Manual
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Determinação de
fase com Falta
Figura 2-87
Em adição a isso, uma função suplementar serve para determinar a fase com falta.
Como a tensão fase-terra na fase com falta é menor do que nas duas fases
remanescentes e como a tensão até mesmo cresce nessas duas últimas, a fase com
falta pode ser determinada pela determinação da fase de menor tensão fase-terra de
forma a gerar um resultado correspondente a uma mensagem de falta.
Diagrama Lógico de Proteção de Falta á Terra do Estator -90-%
7UM62 Manual
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225
2 Funções
Geral
A proteção de falta à terra do estator -90-% só está efetiva e disponível se o endereço
150 S/E/F PROT. está ajustado para directional; non-dir. U0 ou non-dir.
U0&I0 durante a configuração. Se foi selecionado non-dir. U0 , os parâmetros que
afetam a corrente à terra não são mostrados. Se uma das opções (direcional)
directional ou (não direcional)non-dir. U0&I0 foi selecionada, os parâmetros
que afetam a corrente à terra estão acessíveis. Para máquinas em conexão de barramento, uma das últimas opções deve estar habilitada uma vez que a diferenciação
entre uma falta à terra do sistema de potência e uma falta à terra da máquina só é
possível por meio da corrente à terra. Se usada como “proteção diferencial à terra”, o
endereço 150 S/E/F PROT. = non-dir. U0&I0 é ajustado. Se a função não for
necessária é ajustada para Disabled. O endereço 5001 S/E/F PROT. serve para
manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip
(Block relay).
Tensão Residual
O critério para a ocorrência de uma falta à terra no circuito estator é a emergência de
uma tensão residual de neutro. Excedendo o valor de ajuste 5002 U0> causa então
o pickup para a proteção à terra do estator.
O ajuste deve ser escolhido de forma que a proteção não ofereça pickup devido a assimetrias operacionais. Isso é particularmente importante para máquinas em conexão
de barramento já que todas as assimetrias de tensões da rede afetam a tensão do
ponto estrela da máquina. O valor de pickup deverá ser pelo menos duas vezes o
valor da assimetria operacional. Um valor entre 5% e 10% do residual total é normal.
Para máquinas em conexão de unidade, o valor de pickup tem que ser escolhido de
forma que os residuais durante faltas à terra na rede que afetam o circuito estator via
capacitâncias de acoplamento do transformador da unidade, não conduzam ao
pickup. O efeito de amortecimento do resistor de carregamento também deve ser
considerado aqui. Instruções para o dimensionamento do resistor de carregamento
estão contidas na publicação "Planning Machine Protection Systems" /5/ (Planejamento de Sistemas de Proteção de Máquinas). O valor de ajuste é duas vezes a
tensão residual que esta acoplada em um residual total da rede. O valor de ajuste é
finalmente determinado durante o comissionamento com valores primários.
Temporização
O trip da falta à terra do estator é temporizado pelo ajuste do tempo no endereço
5005 T S/E/F. Para a temporização, a capacidade de sobrecarga do equipamento
de carga deve ser considerada. Todos os tempos de ajustes são temporizações
adicionais e não incluem os tempos de operação (tempo de medição, tempo de
dropout) da própria função de proteção.
Corrente à Terra
Os endereços 5003 e 5004 só têm importância para máquinas em conexão de
barramento, onde 150 S/E/F PROT. = directional ou non-dir. U0&I0
tenham sido ajustados. As considerações seguintes não são aplicáveis para
máquinas em conexão de bloco.
O valor de pickup 5003 3I0> é ajustado de forma que numa falta à terra na zona
protegida, a corrente à terra seguramente exceda o ajuste.
226
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Como a corrente residual à terra em uma rede ressonante-aterrada é muito pequena
também por ser inependente das condições da rede em geral, um transformador de
aterramento com um resistor de carregamento ôhmico é normalmente fornecido para
aumentar a corrente residual wattmétrica no evento de uma falta à terra. Instruções
para o dimensionamento do transformador de corrente à terra e resistor de carregamento estão contidas na publicação „Planning Machine Protection Systems“, /5/.
Como a magnitude da corrente de falta à terra neste caso é determinada principalmente pelo resistor de carregamento, um pequeno ângulo é ajustado para 5004 DIR.
ANGLE, por exemplo, 15°. Se as capacitâncias da rede também devem ser
consideradas em uma rede isolada, então um ângulo maior de aproximadamente 45°
pode ser ajustado, o que corresponde à superposição da corrente de capacitância da
rede na corrente de carga.
O ângulo direcional 5004 DIR. ANGLE indica o residual de fase entre a tensão de
residual neutro e a perpendicular para a característica direcional, isto é, ele é igual à
inclinação da característica direcional para o eixo reativo.
Se, em uma rede isolada, as capacitâncias para terra da rede são suficientemente
grandes para a criação de corrente à terra, é também possível operar sem um
transformador de aterramento. Nesse caso, um ângulo de aproximadamente 90° é
ajustado (correspondente à conexão sen ϕ).
Exemplo de conexão de barramento:
10 Ω
10 A
contínua
50 A
para 20s
Divisor de tensão
500 V / 100 V
TC toroidal
60 A / 1 A
Zona protegida
90 %
com tensão residual de neutro, o resistor de carga fornece
Referente ao lado de 6.3 kV , isso resulta em
A corrente secundária do transformador toroidal fornece para a entrada do dispositivo
Para uma zona protegida de 90 %, a proteção deverá já operar a 1/10 da total tensão
residual, assim somente 1/10 da corrente de falta à terra é gerada:
7UM62 Manual
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227
2 Funções
Neste exemplo, 3I0> está ajustada para 11 mA. Para a tensão residual o ajuste 1/10
da total tensão residual é usado (devido a 90 % da zona protegida). Considerando um
divisor de tensão de 500 V/100 V, isso resulta em:
Valor de ajuste U0> = 10 V
A temporização deve permanecer abaixo de 50 A do tempo de capacidade do resistor
de carregamento, isto é, abaixo de 20 s. A capacidade de sobrecarga do transformador de aterramento também deve ser considerada se permanecer abaixo daquela
do resistor de carregamento.
2.28.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5001
S/E/F PROT.
OFF
ON
Block relay
OFF
Estator
5002
U0>
2.0 .. 125.0 V
10.0 V
Pickup de U0>
5003
3I0>
2 .. 1000 mA
5 mA
Pickup de 3I0>
5004
DIR. ANGLE
0 .. 360 °
15 °
Ângulo para Determinação da
Direção
5005
T S/E/F
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
Temporização T S/E/F
No.
5173
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
>S/E/F BLOCK
SP
>BLOQUEIO da proteção de falta à terra do estator
5176
>S/E/F IEE off
SP
>Desligar Detecção da corrente à terra(S/E/F)
5181
S/E/F OFF
OUT
Proteção de falta à terra do estator está DESLIGADA (OFF)
5182
S/E/F BLOCKED
OUT
Proteção de falta à terra do estator está BLOQUEADA
5183
S/E/F ACTIVE
OUT
Proteção de falta à terra do estator está ATIVA
5186
U0> picked up
OUT
Falta à terra do estator: Pickup de U0
5187
U0> TRIP
OUT
Falta à terra do estator: TRIP do estágio U0
5188
3I0> picked up
OUT
Falta à terra do estator: Pickup de I0
5189
Uearth L1
OUT
Falta à terra na fase L1
5190
Uearth L2
OUT
5191
Uearth L3
OUT
5193
S/E/F TRIP
OUT
TRIP da proteção de falta à terra do estator
5194
SEF Dir Forward
OUT
Falta à terra do estator na direção direta (para frente)
228
7UM62 Manual
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2.29 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R)
2.29
A proteção de falta à terra de alta sensibilidade detecta faltas à terra em sistemas com
ponto estrela isolado ou aterrado com alta impedância. Esse estágio opera com a
magnitude da corrente à terra. É dirigido pra uso onde a amplitude corrente à terra
fornece uma indicação da falta à terra. Como um exemplo disso está a conexão de
barramento de máquinas elétricas em um sistema de potência isolado, onde durante
uma falta à terra na máquina do enrolamento do estator, toda a capacidade da rede
fornece a corrente de falta à terra, mas com uma falta à terra na rede, a corrente de
falta à terra é negligenciada devido à baixa capacitância da máquina. A corrente pode
ser medida usando TCs toroidais ou TCs em conexão Holmgreen.
No 7UM62, o recurso de detecção de falta à terra sensitiva pode ser alocado para a
entrada Iee1 ou para a entrada Iee2. Essa escolha é feita durante a configuração (veja
a Seção 2.4).
Devido a alta sensitividade esta proteção não é adequada para detecção de altas correntes de alta à terra (acima de cerca de 1 A nos terminais para conexão de corrente
à terra sensitiva). Se esse recurso de proteção apesar disso, for usado para proteção
de falta à terra, um transformador de corrente adicional externo é necessário como
transformador intermediário.
Nota: A proteção de corrente à terra sensitiva pode usar a mesma entrada de
medição de corrente (Iee2) usada para a proteção de falta à terra do estator direcional
ou não direcional com conexão de barramento. A proteção de falta à terra sensitiva
por sua vez, usa os mesmos valores de medição se o endereço 150 S/E/F PROT.
é ajustado para directional ou non-dir. U0&I0.
Aplicação como
Terra do Rotor
Alternativamente, essa proteção pode ser usada como proteção de falta à terra do
rotor quando uma tensão bias de freqüência de sistema é aplicada para o circuito do
rotor (veja Figura 2-88). Neste caso, a corrente à terra máxima é determinada pela
magnitude da tensão bias UV e o acoplamento capacitivo do circuito do rotor.
Uma supervisão de valor medido é fornecida para essa aplicação como proteção de
falta à terra do rotor. O circuito de medição é asumido fechado enquanto a corrente à
terra, mesmo com isolação intacta, excede um valor mínimo parametrizável IEE<
devido à capacitância de terra do rotor. Se o valor for alcançado, é emitido um alarme
após uma temporização de 2 s.
Inicialmente, a corrente residual é numericamente filtrada de forma que só a onda
fundamental da corrente é usada para a medição. Isso torna a medição insensitiva a
transientes de curto-circuito e harmônicos.
A proteção consiste de dois estágios. Um pickup é detectado assim que é excedido o
primeiro valor de limite parametrizado IEE>. O comando de trip é transmitido
subseqüente à temporização T IEE>. Um pickup é detectado assim que é excedido
um segundo valor de limite parametrizado IEE>>. O comando de trip é transmitido
subseqüente à temporização T IEE>>.
Ambos estágios podem ser bloqueados via uma entrada binária.
7UM62 Manual
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229
2 Funções
Figura 2-88
Nota
230
Caso de Aplicação de Proteção de Falta à Terra do Rotor
3PP13 somente é necessário se circular constantemente mais do que 0,2 Aeff ;
(Uerr > 150 V). Resistores no 7XR61são então curto-circuitados !
7UM62 Manual
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Figura 2-89
1)
Diagrama Lógico da Detecção de Falta à Terra Sensitiva
Parâmetro e indicação só estão disponíveis se Rotor Earth Fault Protection
R, fn (ANSI 64R) Endereço 160 foi ajustada para Disabled(Desabilitada).
Geral
A proteção de falta à terra sensitiva só está efetiva e disponível se o endereço 151
O/C PROT. IEE> = with IEE1 ou with IEE2 está designado. Se durante a
configuração da proteção de falta à terra de 90% do estator (150 S/E/F PROT., veja
subseção 2.4) uma das opções com valor de corrente foi escolhida, isso ativa a
entrada de medição de corrente sensitiva do dispositivo 7UM62. O usuário deve estar
conciente de que a detecção de falta à terra sensitiva usa a mesma entrada de
medição (IEE2) a assim a mesma grandeza de medição. Se a detecção de falta à terra
sensitiva não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 5101 O/C
PROT. IEE serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente
Uso Como
Terra do Rotor
A proteção de corrente à terra sensitiva pode ser usada para detectar faltas à terra
tanto no estator quanto no enrolamento do rotor do gerador. Uma pré-condição é a de
que a magnitude da corrente à terra sozinha seja suficiente como critério. Em circuitos
com alta resistividade ou aqueles isolados da terra, correntes à terra suficientemente
grandes devem ser asseguradas.
Quando, por exemplo, usada como proteção de falta à terra do rotor, uma tensão bias
de freqüência do sistema (UV ≈ 42 V deve ser aplicada ao circuito do rotor por meio
de 7XR61 na Figura „ O caso de aplicação como proteção de falta à terra do rotor “
na Seção 2.29) deve ser aplicada ao circuito do rotor. Devido a essa tensão bias, com
isolação de terra apropriada uma corrente flui através da capacitância de terra, que
pode ser usada como um critério para um circuito de medição fechado (Endereço
5106 IEE<). Aproximadamente 2mA é um típico valor de pickup. O estágio de
7UM62 Manual
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231
2 Funções
monito-ramento é inefetivo se esse valor é ajustado para 0. Isso pode se tonar
necessário se as capacitâncias à terra são muito pequenas.
O valor de pickup de corrente à terra 5102 IEE> é escolhido de forma que as
resistências de isolação RE entre 3 kΩ a 5 kΩ posam ser detectadas:
Por outro lado, o valor de ajuste deverá ser pelo menos duas vezes a corrente de
interferência causada pelas capacitâncias à terra do circuito do rotor.
O estágio de trip 5104 IEE>> deverá ser dimensionado para uma resistência de falta
de cerca de 1.5 kΩ.
com ZK = Impedância do dispositivo série na freqüência nominal.
As temporizações de trip 5103 T IEE> e 5105 T IEE>> não incluem tempos de
operação.
Uso como Proteção
de Falta à Terra do
Estator
Favor também consultar a seção 2.28. Para uso como proteção de falta à terra do
estator, a corrente à terra deve, se necessário, ser aumentada por um resistor de
carga ôhmico no transformador de aterramento. Instruções para o dimensionamento
do transformador de corrente à terra e resistor de carregamento estão contidas na
publicação "Planning Machine Protection Systems" /5/. (Planejamento de Sistemas
de Proteção de Máquinas)
Uso Como
Proteção de Falta á
Terra
Para máquinas de baixa tensão com condutor neutro incorporado ou máquinas com
ponto estrela aterrado de baixa impedância, a proteção de sobrecorrente temporizada
dos ramais de fase já é uma proteção de curto-circuito de terra, uma vez que a
corrente de curto-circuito também flua através da fase com falta. Se a detecção de
corrente à terra sensitiva de qualquer forma for usada como curto-circuito para a
proteção á terra, um transformador externo intermediário deve ser usado para
assegurar que a corrente de curto-circuito não exceda os valores de limite térmico
(15 A contínuo, 100 A para < 10 s, 300 A para < 1 s) dessa entrada de medição.
232
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.29.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5101
O/C PROT. IEE
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Corrente à Terra
Sensitiva
5102
IEE>
2 .. 1000 mA
10 mA
Pickup de IEE>
5103
T IEE>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
5.00 sec
Temporização T IEE>
5104
IEE>>
2 .. 1000 mA
23 mA
Pickup de IEE>>
5105
T IEE>>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização T IEE>>
5106
IEE<
1.5 .. 50.0 mA; 0
0.0 mA
Pickup de IEE<
(Circuito Interrompido)
No.
Informação
Tipo de
Info.
SP
Comentários
1202
>BLOCK IEE>>
>BLOQUEIO de IEE>>
1203
>BLOCK IEE>
SP
>BLOQUEIO de IEE>
1221
IEE>> picked up
OUT
Pickup de IEE>>
1223
IEE>> TRIP
OUT
TRIP de IEE>>
1224
IEE> picked up
OUT
Pickup de IEE>
1226
IEE> TRIP
OUT
TRIP de IEE>
1231
>BLOCK Sens. E
SP
>BLOQUEIO de proteção de falta á Terra sensitiva.
1232
IEE OFF
OUT
Proteção de falta á Terra. está DESLIGADA (OFF)
1233
IEE BLOCKED
OUT
Proteção de falta á Terra. está BLOQUEADA
1234
IEE ACTIVE
OUT
Proteção de falta á Terra. está ATIVA
5396
Fail. REF IEE<
OUT
Falha R/E/F da proteção IEE<
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233
2 Funções
2.30
Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% com 3º Harmônicos
Como descrito na Seção 2.28, o procedimento de medição baseado na onda fundamental da tensão residual serve para proteger no máximo 90 % a 95 % do enrolamento do estator. Uma tensão de freqüência não linear deve ser usada para implementar
a faixa de proteção para 100 %. Com o dispositivo 7UM62, o 3º harmônico é usado
para esse propósito.
Modo de Operação
O 3º harmônico emerge em cada máquina de maneira mais ou menos significativa. É
causado pela forma dos polos. Se ocorre uma falta à terra no enrolamento do estator
do gerador, a relação de divisão de capacitâncias parasitas muda, desde que uma
das capacitâncias seja curto-circuitada pela falta à terra. Durante esse procedimento,
o 3º harmônico medido no ponto estrela decresce, enquanto que o 3º harmônico
medido nos terminais do gerador cresce (veja a figura seguinte). O 3º harmônico
forma um sistema de seqüência de fase zero e pode assim também ser determinado
por meio de transformador de potencial ligado em estrela/delta ou pelo cálculo do
sistema de seqüência de fase zero a partir das tensões fase-terra.
Figura 2-90
Perfil do 3º Harmônico através do Enrolamento do Estator
Além disso, a extensão do 3º harmônico depende do ponto de operação do gerador,
isto é, uma função da potência ativa P e reativa Q. Por essa r a faixa de trabalho da
proteção de falta à terra do estator é restrita de forma a aumentar a segurança.
Com conexão de barramento todas as máquinas contribuem para o 3º harmônico, o
que impede a separação de máquinas individuais.
234
7UM62 Manual
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2.30 Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.)
Princípio de
Medição
O conteúdo do 3º harmônico no valor de medição é o critério de pickup. O 3º
harmônico é determinado pela tensão residual medida por dois ciclos por meio de
filtragem digital.
São aplicados diferentes procedimentos de medição, dependendo em como é
detectada a tensão residual) configuração do parâmetro 223 UE CONNECTION):
1. neutr. transf( transformador neutro).: Conexão da entrada UE para
o transformador de potencial no ponto estrela da máquina
2. broken delta(delta aberto): Conexão da entrada UE para o enrolamento
delta aberto
3. Not connected(Não conectado): Cálculo da tensão residual pelas três
tensões fase-terra, se a entrada UE não está conectada
4. any VT(qualquer TP): Conexão de qualquer tensão; a função de proteção de
falta à terra de 100% do estator é bloqueada.
5. Rotor: Conexão da tensão bias para proteção de falta à terra do rotor; a função
de proteção de falta à terra de 100% do estator é então bloqueada.
6. Load. resistor (Resistor de carregamento): Conexão de UE para a proteção
de falta à terra do estator com 20 Hz. A função de proteção de falta à terra de
100% do estator com 3º harmônico é então bloqueada.
7. Uen-winding (Enrolamento Uen): Cálculo da tensão residual pelas três tensões
fase-terra, se a entrada UE não está conectada
Transformador de
Neutro
Como uma falta à terra no ponto estrela causa uma redução do 3ª harmônico medido
comparado com o caso sem falta, a função de proteção está implementada como um
estágio de subtensão (5202 U0 3.HARM<). Essa disposição é o caso preferido.
Enrolamento Delta
Aberto
Se não existir transformador neutro, a função de proteção é baseada no componente
zero do 3º harmônico das tensões de terminal. Essa tensão aumenta no caso de falta.
Nesse caso, a função de proteção é um estágio de sobretensão (5203 U0 3.HARM>).
Para conseguir sensitividade aumentada, o valor de pickup pode ser diminuido na
proporção da potência ativa. Esse recurso e ajustado no endereço 5207 U0
3.H.(V/100%). Internamente, o valor de pickup da corrente é calculado da fórmula:
U3H, corrigida = U3H – Ucorr · (100 % – Pmed.)
Para:
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U3H, corrigida
Valor de pickup usado internamente
U3H
Valor ajustado no endereço 5203 U0 3.HARM> com
uma potência ativa de 100 %
Ucorr
Fator de correção em volt/por cento, ajustado no
endereço 5207 U0 3.H.(V/100%)
Pmeas
Potência ativa medida
235
2 Funções
A Figura 2-91 mostra o princípio de operação.
Figura 2-91
Diminuição automática do valor de pickup U0 3.HARM>
A característica de trip é liberada assim que é atingida a potência ativa mínima
ajustável. Como um recurso de segurança adicional, é fornecida a seguinte limitação:
Se devido ao fator de correção dependente da potência o valor de pickup U3H, corrigido
cair abaixo do mínimo valor de ajuste possível (0,2 V), o valor de pickup será mantido
com aquele valor de ajuste.
Não conectada/
interface de
proteção; cálculo
de U0
Como para a conexão de enrolamento delta aberto, um aumento do 3º harmônico
durante uma falta também resulta para a tensão calculada. O parâmetro 5203 U0
3.HARM> também é relevante.
Conectada a
qualquer
transformador;
Rotor
Com esses tipos de conexão a proteção de falta à terra do estator -100-% é inefetiva.
236
A figura seguinte mostra o diagrama lógico da função de proteção de falta à terra do
estator -100-%.
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Figura 2-92
Diagrama Lógico de Proteção de 100% de Falta à Terra do Estator
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237
2 Funções
Geral
A proteção de falta à terra do estator -100-% só está efetiva e disponível se o
endereço 152 SEF 3rd HARM. = Enabled foi ajustado durante a configuração. Se
a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 5201 SEF 3rd
HARM. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o
comando de trip (Block relay).
Tipo de Conexão
Dependendo das condições do sistema, no endereço 223 UE CONNECTION o usuário
especifica durante a configuração do projeto,se a tensão residual Uen é proveniente
de um transformador neutro (neutr. transf.) ou via o enrolamento delta aberto
de um transformador de aterramento (broken delta) e alimentada para o
dispositivo de proteção. Se não for possível tornar disponível a tensão residual para
o dispositivo de proteção como uma grandeza medida, grandezas computadas são
usadas e deve ser ajustado Not connected ou Uen-winding. A opção any VT é
selecionada se a entrada de tensão do 7UM62 deverá ser usada para medição de
qualquer outra tensão ao invés de para a proteção de falta à terra. Com esse ajuste
a função de proteção de falta à terra de 100 % do estator é inefetiva. A opção Rotor
é selecionada se a tensão residual para conexão de falta à terra do rotor deverá ser
alimentada nessa entrada. Nesse caso, também, a função de proteção de falta à terra
do estator é inefetiva.
A opção Load. resistor é selecionada para a proteção de falta à terra do estator
com tensão bias 20 Hz. Com esse ajuste a função de proteção de falta à terra do
estator com 3º harmônico é bloqueada.
Valor de Pickup
para o 3º
Harmônico
Dependendo do tipo de conexão, somente um dos dois parâmetros de ajuste, 5202
ou 5203 está acessível.
Os valores de ajuste só podem ser determinados dentro da planilha de um teste
primário. Em geral, aplica-se o seguinte:
• O estágio de subtensão, endereço 5202 U0 3.HARM<, é relevante para uma
conexão a um transformador no ponto estrela. O valor de pickup deverá ser
escolhido o mais baixo possível.
• O estágio de sobretensão, endereço 5203 U0 3.HARM>, é relevante para uma
conexão via enrolamento delta aberto de um transformador de aterramento e para
uma não conectada, mas internamente calculada, tensão residual.
Como discutido na Seção 2.30, sob o cabeçalho de margem „Enrolamento Delta
Aberto“, a sensitividade do estágio U0 3.HARM> pode ser aumentada se uma
correção dependente de potência do valor de pickup, for efetuada. O parâmetro
relevante para isso é ajustado no endereço 5207 U0 3.H.(V/100%). O ajuste
padrão desse parâmetro é 0, o que significa que a correção é inefetiva.
O ajuste de correção é feito com o seguinte método:
• Medição do 3º harmônico para potências ativas diferentes usando os valores
medidos de operação. Para os ajustes são recomendados valores secundários.
• Interpolação dos valores medidos por uma linha reta. Leitura da tensão do 3º
harmônico em 100 % (P1) e 50 % (P2) da potência ativa. Cálculo da diferença
baseado na seguinte relação:
238
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A Figura 2-93 mostra um exemplo de medições feitas em um gerador. A dependência
da potência ativa do 3º harmônico foi determinada para operação tanto em condições
de subexcitação quanto sobrexcitação.
Figura 2-93
3º harmônico da tensão secundária como função da potência ativa (potência
reativa como parâmetro)
Como mostra a Figura 2-93, o aumento é quase igual em ambos os casos. O caso
mais desfavorável é da operação em condições de subexcitação. Ao extrapolar a
curva para 100 %, o valor de tensão é aproximadamente 12 V. Com 50 % de potência
ativa, é aproximadamente 7.5 V. O valor de ajuste pode agora ser calculado como a
seguir:
No endereço 5207 U0 3.H.(V/100%) 9 é ajustado. O valor de pickup no endereço
5203 U0 3.HARM> deve da mesma forma, ser extrapolado para 100 %. Se for
selecionado 14.5 V para esse valor, o valor de pickup resultante em 50% da potência
ativa é 14.5 V – 4.5 V = 10 V. Com cos ϕ = 0.8 e operação do gerador em seu ajuste
nominal, o valor de pickup resultante é
14.5 V – 9 V/100 % (100 % – 80 %) = 14.5 V – 1.8 V = 12.7 V.
Como descrito em „Faixa de Operação“, a característica deve ser limitada pela
definição da mínima potência ativa possível. Como a medição do 3º harmônico foi
executado na Figura 2-93 até P = 20 %, e o comportamento é ainda quase linear, um
ajuste do parâmetro 5205 P min > = 30 % ainda permite uma certa margem de
segurança.
7UM62 Manual
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239
2 Funções
Devido à forte dependência do 3º harmônico mensurável do ponto de trabalho
correspondente do gerador, a área de trabalho da proteção de falta à terra do estator
de -100-% só fornece trip acima do limite da potência ativa ajustada via 5205 P min
> e quando exceder uma tensão de seqüência de fase positiva mínima
5206 U1 min >.
Faixa de Operação
Ajuste recomendado:
Pmin>
40 % P/SN
U1 min>
80 % UN
O trip no caso de uma falta à terra é temporizado pelo tempo ajustado no endereço
5204 T SEF 3. HARM.. O tempo de ajuste é uma temporização adicional que não
inclui o tempo de operação da função de proteção.
Temporização
2.30.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5201
SEF 3rd HARM.
OFF
ON
Block relay
OFF
Estator com 3º Harmônico
5202
U0 3.HARM<
0.2 .. 40.0 V
1.0 V
Pickup do 3º Harmônico U0<
5203
U0 3.HARM>
0.2 .. 40.0 V
2.0 V
Pickup do 3º Harmônico U0 >
5204
T SEF 3. HARM.
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização do 3º Harmônico T
SEF
5205
P min >
10 .. 100 %; 0
40 %
Limite de liberação de Pmin>
5206
U1 min >
50.0 .. 125.0 V; 0
80.0 V
Limite de liberação de U1min>
5207
U0 3.H.(V/100%)
-40.0 .. 40.0
0.0
Fator de Correção para Pickup
(V/100%)
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5553
>SEF 3H BLOCK
SP
>BLOQUEAR SEF com 3º Harmônico
5561
SEF 3H OFF
OUT
Falta à Terra do Estator com 3º Harm. está DESLIGADA
(OFF)
5562
SEF 3H BLOCK
OUT
Falta à Terra do Estator com 3º Harm. está BLOQUEADA
5563
SEF 3H ACTIVE
OUT
Falta à Terra do Estator com 3º Harm. está ATIVA
5567
SEF 3H pick.up
OUT
Pickup de Falta à Terra do Estator com 3º Harmônico
5568
SEF 3H TRIP
OUT
TRIP de Falta à Terra do Estator com 3º Harmônico
240
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.31 Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-% com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%)
2.31
Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-% com Injeção de
Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%)
A proteção de falta à terra de 100 % do estator detecta faltas à terra nos enrolamentos
do estator de geradores que estão conectados com a rede via um transformador da
unidade. Essa função de proteção, que trabalha com tensão injetada a 20 Hz, é
independente da tensão residual da freqüência da rede e detecta faltas à terra em
todos os enrolamentos incluindo o ponto estrela da máquina. O princípio de medição
usado não é totalmente influenciado pelo modo de operação do gerador e permite
medições mesmo com o gerador em estado de espera. Os dois pricípios de medição
– medição da tensão residual e avaliação das grandezas medidas a uma tensão
injetada de 20 Hz – permite implementar conceitos de proteção confiáveis que se
complementam entre si.
Se uma falta à terra no ponto estrela do gerador ou próxima do ponto estrela não é
detectada, o gerador é operado como “aterrado”. Uma falta subseqüente (por
exemplo, segunda falta à terra) causa um curto-circuito monopolar que pode ter uma
corrente de falta extremamente alta porque a impedância zero do gerador é muito
pequena.
A proteção de falta à terra do estator de -100-% é por essa razão uma função básica
para grandes geradores.
Princípio Básico
O princípio básico é mostrado na figura seguinte. Uma fonte de tensão alternada de
baixa freqüência externa (20 Hz) injeta no ponto estrela do gerador uma tensão de no
máximo 1 % da tensão nominal do gerador. Se ocorre uma falta à terra no ponto
estrela do gerador, a tensão 20 Hz conduz uma corrente através da resistência da
falta. Da tensão de condução e corrente da falta, o relé de proteção determina a
resistência da falta. O princípio de proteção aqui descrito também detecta faltas à
terra nos terminais do gerador, incluindo componentes conectados tais como
transformadores de potencial.
Figura 2-94
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Princípio Básico de Injeção de Tensão no Ponto Estrela do Gerador
241
2 Funções
Design do Circuito
Para implementar o conceito acima, é necessário algum equipamento adicional. A
figura seguinte mostra um gerador de 20 Hz gerando uma tensão de onda quadrada
com uma amplitude de cerca de 25 V. Essa tensão de onda quadrada é alimentada
via uma passagem de banda no resistor de carregamento do transformador de
aterramento ou do neutro. A passagem de banda serve para arredondar a tensão de
onda quadrada e para armazenar energia. A resistência a 20 Hz da passagem de
banda é de cerca de 8 Ω. A passagem de banda assume também uma função de
proteção. Se o resistor de carregamento conduz a tensão residual durante uma falta
à terra para o terminal, a mais alta resistência em série da passagem de banda
protege o gerador de 20 Hz das correntes excessivas de retorno.
A tensão condutora de 20 Hz é tomada diretamente no resistor de carregamento
usando um divisor de tensão. Em adição, o fluxo de corrente a 20 Hz é medido
usando um TC miniatura. Ambos os valores (USEF e ISEF) são alimentadas para o
dispositivo de proteção.
A tensão a ser injetada no ponto estrela do gerador depende da tensão condutora a
20 Hz (divisor de tensão: resistor de carregamento e passagem de banda), e da
relação de transformação do transformador de aterramento ou de neutro.
Para prevenir a resistência de carga secundária de tornar-se muito pequena (ela deve
ser de > 0.5 Ω quando possível), uma tensão nominal secundária deverá ser
escolhida para o transformador de aterramento ou neutro. 500 V provou tratar-se de
um valor prático.
Figura 2-95
Design de Circuito da Proteção de Falta à Terra de 100% do Estator com Transformador de Aterramento
ou Transformador de Neutro
R
USEF
Tensão residual do relé de proteção
ISEF
Corrente medida no relé de proteção
242
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
O mesmo princípio de medição pode ser também usado com um resistor de carregamento primário. A tensão a 20 Hz é conectada, neste caso, via um transformador de
potencial, e a corrente do ponto estrela é medida diretamente. As notas de ajustes
(seção 2.31.2) contém um esquea de conexão e informação sobre o design do
circuito.
Das duas grandezas medidas USEF e ISEF na ilustração acima, os vetores de corrente
e tensão a 20 Hz são calculados e da impedância complexa resultante, a resistência
da falta ôhmica é determinada. Esse método elimina perturbações causadas pela
capacitância à terra do estator e assegura uma alta sensitividade. A precisão da
medição é depois aumentada pelo uso de valores médios de corrente e tensão
obtidos sobre vários ciclos para cálculo da resistência.
O modelo considera uma resistência de transferência RPS que pode estar presente no
transformador de neutro, aterramento ou potencial. Outros fatores de erros são
considerados no erro de ângulo.
Em adição à determinação da resistência de terra, um estágio de corrente à terra é
fornecido, o qual processa o valor rms da corrente e assim considera todos os
componentes da freqüência. É usado como estágio de backup e cobre cerca de 80 a
90 % da zona protegida.
Um circuito de monitoramento verifica a alimentação acoplada em tensão a 20 H e
corrente a 20 Hz e detecta pela avaliação delas, qualquer falha do gerador de 20Hz
ou da conexão de 20 Hz. Em tal caso, a determinação da resistência é bloqueada. O
estágio de corrente à terra permanece ativo.
Lógica
A figura seguinte mostra o diagrama lógico. Ele comprende:
• Monitoramento da conexão 20 Hz
• Cálculo da resistência e decisão de valor limite
• Estágio independente de medição de corrente.
A função de proteção tem um estágio de alarme e um estágio de trip. Ambos estágios
podem ser temporizados com um temporizador. A detecção de corrente à terra só age
no estágio de trip. A avaliação da medição de corrente à terra é bloqueada entre 10
Hz e 40 Hz, porque nessa faixa de freqüência uma tensão zero também pode ser gerada pelo gerador partindo ou diminuindo de velocidade. Isso seria então sobreposto
na tensão 20 Hz conectada, ocasionando erros de medição e sobrefuncionamento.
A função de medição de resistência está ativa para freqüências abaixo de 10 Hz (isto
é, em estado de espera) e acima de 40 Hz. A medição de corrente à terra está ativa
por toda a faixa.
7UM62 Manual
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243
2 Funções
Figura 2-96
Diagrama Lógico da Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-%
Geral
A proteção de falta à terra do estator de -100-% só está efetiva e disponível se o
endereço 153 100% SEF-PROT. for ajustado para Enabled durante a configuração.
Em adição, a função requer os seguintes ajustes a serem executados nos Dados do
Sistema de Potência 1:
• Endereço 275: FACTOR R SEF; Ajusta a relação de transformação da resistência
(veja título da margem “Resistências de Falta”).
• Endereço 223: UE CONNECTION deverá ser ajustado para Load. resistor para
a aplicação. A tensão 20 Hz é neste caso, medida na entrada UE, e a tensão
residual para a proteção de falta à terra de 90% do estator (SEF) é calculada pelas
tensões fase-terra. Se a tensão de medição será usada para a 90 % SEF também,
ajuste neutr. transf. ou broken delta.
O endereço 5301 100% SEF-PROT. serve para manobrar a função para ON ou OFF
244
7UM62 Manual
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Resistências de
Falta
Os valores finais de ajuste são determinados no teste primário como descrito na
Seção 3 Subseção „Comissionamento“.
Favor observar que a proteção calcula a resistência de terra dos valores secundários
USEF e ISEF que estão presentes nos terminais do dispositivo. Alocação entre esse
valor calculado e a real resistência à terra do estator (primária) é determinada pela
relação de transformação do transformador de aterramento e de neutro. Para a
transformação geral, aplica-se a seguinte fórmula:
Onde:
REsec
Resistência à terra, convertida para o lado do dispositivo
REprim
Resistência à terra primária do enrolamento do estator (=resistência de
falta)
TrRatio
Relação de transformação do transformador de aterramento ou neutro
Transformador de aterramento (transformação de perna dividida por 3)
Transformador de neutro:
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TCRatio
Relação de transformação do TC miniatura
TPRatio
Relação de Divisão do Divisor de Tensão
245
2 Funções
O fator de conversão da resistência à terra é ajustdo como FACTOR R SEF no
endereço 275 nos Dados do Sistema de Potência 1. A fórmula geral para cálculo
(REprim / REsec) é:
Essa fórmula só se aplica para transformadores de aterramento ou de neutro quase
ideais. Se necessário, o resultado de medição dos testes primários devem ser
ajustados como FACTOR R SEF. Para isso, a resistência de falta inserida (estágio de
trip) é relacionada com a resistência de falta secundária medida.
A resistência de falta primária deverá ser ajustada entre 1 e 2 kΩ para o estágio de
trip e para entre aproximadamente 3 e 8 kΩ para o estágio de alarme. Os tempos
padrão tem provado serem práticos.
Exemplo:
RL
10 Ω
(10 A continuamente, 50 A para 20 s)
Divisor de tensão
TPRatio
500 V/200 V
TC Miniatura
TCRatio.
200 A/5 A
A relação de transformação do TC miniatura 400 A:5 tem sido cortada à metade para
200A : 5A pela passagem do condutor primário duas vezes através da janela do
transformador.
Para FACTOR R SEF resulta o valor seguinte:
Se uma resistência de falta do lado do gerador de 1000 Ω é selecionada para o
estágio de trip R<<, um valor de resistência de R<< SEF TRIP = 1000 Ω/8.33 = 120 Ω
é ajustado no endereço 5303. Para o estágio de aviso,uma resistência primária de 3
kΩ nos fornece um valor de ajuste de R< SEF ALARM = 360 Ω.
Estágio de
Corrente à Terra
O estágio de corrente à terra tem uma função de proteção de backup. É ajustado para
uma zona protegida de aproximadamente 80 %. Referente à máxima corrente de falta
secundária, o limite de pickup está em aproximadamente 20 %, e o valor de ajuste é
calculado como a seguir:
A temporização T SEF TRIP (endereço 5305), que também é relevante para o
estágio de corrente à terra, deve ser menor do que o tempo de tolerância do
transformador de carregamento (neste exemplo, 50 A para 20 s). A capacidade de
sobrecarga do transformador de aterramento ou de neutro deve ser também
considerada se permanecer abaixo daquela do resistor de carregamento.
246
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Monitoramento
Nos endereçoes 5307 e 5308 os limites de monitoramento são ajustados com U20
MIN e I20 MIN. Se a tensão a 20 Hz cair abaixo do valor de pickup sem aumento da
corrente a 20 Hz, deverá haver um problema com a conexão de 20 Hz. O ajuste
padrão será adequado para a maioria das aplicações. Em aplicações onde o resistor
de carregamento é menor do que 1 Ω, o limite U20 MIN deve ser reduzido para 0.5 V.
O limite de corrente I20 MIN pode ser deixado em 10 mA.
Ângulo de
Correção,
Resistência de
Transferência
O parâmetro PHI I SEF (ajuste padrão 0 °) ajustado no endereço 5309 é usado para
compensar os erros de ângulo dos TCs e distorções de ângulo causadas por um
transformador de aterramento ou de neutro não ideal. O ajuste correto para esse
parâmetro só pode ser determinado com teste primário. O ajuste deverá ser feito para
o valor de trip.
O mesmo se aplica para a resistência de transferência do transformador de aterramento ou neutro. Esse parâmetro avançado pode ser ajustado com o software de
comunicação DIGSI (não possível em operação local). Como regra, essa resistência
é negligenciável. Por essa razão, no endereço 5310 o ajuste padrão SEF Rps = 0.0 Ω
é selecionado. Entretanto, a resistência de transferência do transformador de tensão
não é negligenciável se a tensão 20 Hz é alimentada para um resistor de
carregamento do lado primário via um transformador de potencial.
Em unidades de grande potência com disjuntor de gerador, as aplicações têm efeito
onde existe algum equipamento de carga adicional no lado de baixa tensão do transformador da unidade para reduzir a influência pela tensão zero quando o disjnutor do
gerador é aberto. A fonte de 20 Hz é conectada via transformador de neutro no ponto
estrela do gerador. Com o disjuntor do gerador fechado, a proteção mede a resistência de carregamento no lado do transformador da unidade, que pode ser confundida
com uma resistência à terra. O parâmetro avançado do endereço 5311 permite o
ajuste dessa resistência de carregamento adicional. O ajuste padrão para RlPARALLEL é ∞. Nenhuma resistência de carregamento adicional é assumida.
Terra de 100% do
Estator com
Resistor de Carga
Primário
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Alguns sistemas de potência com geradores em conexão de unidade tem um resistor
de carga instalado diretamente no ponto estrela do gerador para reduzir interferência.
A figura seguinte mostra a conexão de 20 Hz do gerador e a passagem de banda
nessa aplicação, e a integração do dispositivo de proteção. A tensão a 20 Hz é
injetada no ponto estrela do gerador via um poderoso transformador de potencial e
cai no resistor de carga primário. Na presença de uma falta à terra, uma corrente à
terra flui através do TC no ponto estrela. A função de proteção detecta e processa
essa corrente em adição à tensão a 20 Hz.
247
2 Funções
Figura 2-97
Conexão: Proteção de falta à terra do estator -100-% para um resistor de carga primário
Nota: Você encontrará as designações de pinos para o 7XT3300-0*A00/DD no Apêncice A3,
Figura A-29.
Um transformador de potencial isolado bipolar deve ser usado com baixa
impedância primária/secundária. Isso se aplica para a freqüência de 20 Hz.
Tensão primária:
UN,Gerador / √3
(não saturado até UN,Gerador)
Tensão secundária:
500 V
Potência para 20 s
(50 Hz ou 60 Hz)
3 kVA
Impedância primária-secundária a 20 Hz Zps < RL
(mas pelo menos < 1000 Ω).
Alguns fabricantes:
Ritz Messwandlerbau
Salomon-Heine Weg 72
D-20251 Hamburg
(Phone +49 (0) 40511123 333)
Como a relação de transformação é 1:1, um transformador de corrente com um
número máximo de enrolamentos ampéres deve ser escolhido.
O TC é instalado diretamente no ponto estrela no lado do terra, logo abaixo do resistor
de carga.
Tipo:
5P10 ou 5P15 (ou 1FS10)
Corrente secundária nominal:
1A
Relação de transformação:
1 (1A/1A)
Durante o teste primário o ângulo de correção (Endereço 5309 PHI I SEF) e a
resistência de transferência ôhmica do transformador de potencial devem ser
determinados e ajustados no endereço 5310 SEF Rps.
248
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
O fator de conversão para a resistência (secundária – primária e vice-versa) é:
Exemplo:
Resistor de Carga Primário:
RL = 1250 Ω
Transformador de Potencial:
10.5 kV/ √3/500 V
Divisor Ôhmico:
1650 Ω/660 Ω (5:2)
Transformador de Corrente:
1 A/1 A
Nota
Devido à resistência de transferência Rps, uma relação de transformação ideal dos
transformadores de potencial não deve ser esperada. Por essa razão desvios
maiores do FACTOR R SEF podem ocorrer. É recomendado medir a relação de
transformação com alimentação 20 Hz e a máquina em estado estacionário. Esse
valor deverá então ser ajustado.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Estágio de trip:
primário 2 kΩ, secundário 66 Ω
Estágio de alarme:
primário 5 kΩ, secundário 165 Ω
249
2 Funções
2.31.3 Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5301
100% SEF-PROT.
OFF
ON
Block relay
OFF
Estator -100-%
5302
R< SEF ALARM
20 .. 700 Ω
100 Ω
Valor de Pickup do Estágio de
Alarme Rsef<
5303
R<< SEF TRIP
20 .. 700 Ω
20 Ω
Valor de Pickup do Estágio de Trip
Rsef<<
5304
T SEF ALARM
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Alarme Rsef<
5305
T SEF TRIP
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização do Estágio de Trip
Rsef<<
5306
SEF I>>
0.02 .. 1.50 A
0.40 A
Valor de Pickup do Estágio I
SEF>>
5307
U20 MIN
0.3 .. 15.0 V
1.0 V
Limite de Supervisão da Tensão a
20Hz
5308
I20 MIN
5 .. 40 mA
10 mA
Limite de Supervisão da Corrente
a 20Hz
5309
PHI I SEF
-60 .. 60 °
0°
Ângulo de Correção para I SEF
100%
5310A
SEF Rps
0.0 .. 700.0 Ω
0.0 Ω
Resistência Rps
5311A
Rl-PARALLEL
20 .. 700 Ω; ∞
∞Ω
Resistência de Carga Paralela
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5473
>SEF100 BLOCK
SP
>BLOQUEAR proteção de falta à terra do estator
5476
>U20 failure
SP
>Falha da tensão bias 20Hz (S/E/F)
5481
SEF100 OFF
OUT
Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% está
DESLIGADA (OFF)
5482
SEF100 BLOCKED
OUT
Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% está
BLOQUEADA
5483
SEF100 ACTIVE
OUT
Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% está ATIVA
5486
SEF100 Failure
OUT
Falha da Proteção de Falta à Terra do Estator -100-%
5487
SEF100 Alarm
OUT
Estágio de Alarme da Proteção de Falta à Terra do
Estator -100-%
5488
SEF100 pickup
OUT
Pickup da Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% está
5489
SEF100 TRIP
OUT
TRIP da Proteção de Falta à Terra do Estator -100-%
250
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.32 Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN)
2.32
Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN)
O recurso de proteção de corrente à terra sensitiva IEE-B do 7UM62 fornece maior
flexibilidade e pode ser usado para as seguintes aplicações:
Aplicações
• Monitoramento da corrente à terra para detectar faltas à terra (estator do gerador,
terminais, transformador).
• Medição de corrente à terra para 3º harmônicos para detecção de faltas à terra
próximas do ponto estrela do gerador. A conexão é executada no circuito
secundário do transformador de neutro.
• Proteção contra resistências de carga por meio de monitoramento de corrente
monofásica.
• Proteção da corrente do eixo de forma a detectar correntes de eixo do eixo do
gerador e prevenir danos aos mancais. A função é principalmente usada para
geradores hidro-elétricos.
Geral
A proteção de corrente à terra sensitiva IEE-B usa tanto a entrada do hardware Iee1
quanto Iee2. Essas entradas estão designadas de forma a permitir que cortem
correntes maiores do que 1.6 A (limite térmico, veja dados técnicos). Isso tem que ser
considerado para as aplicações ou para a seleção dos transformadores de corrrente.
Aplicação como
Proteção de
Corrente no Eixo
(Proteção de
Corrente do
Rolamento)
Como a maioria das aplicações mencionadas acima são muito simples, nós
focaremos as funções de aplicação como proteção de corrente do eixo. Essa função
é de particular interesse em conjunto com geradores hidrelétricos. Devido à sua
construção, os geradores hidrelétricos têm eixos relativamente longos. O eixo está
conectado à terra em um ponto via turbina e água. Em geradores de rotor cilíndrico o
eixo é aterrado em um ponto via escova de aterramento. Um número de fatores tais
como a fricção, campos magnéticos dos geradores e outros, podem gerar uma tensão
através do eixo que então age como fonte de tensão (força eletro-motriz- emf). Essa
tensão também contém harmônicos com o 3º harmônico sendo o mais forte. Essa
tensão induzida pode estar na faixa de 0.5 e 2 V em geradores de rotor cilíndrico e
entre 10 e 30 V em geradores hidrelétricos. A detecção só é possível durante a
operação.
Se filme de óleo que cobre o mancal é muito fino, pode ocorrer quebra. Como a caixa
do mancal está aterrada, o circuito elétrico está agora fechado. Devido à baixa
resistência (eixo, mancal e aterramento), podem fluir altas correntes que destroem o
mancal. Experiências passadas demonstraram que correntes maiores do que 1 A são
críticas para os mancais. Como diferentes manacais podem ser afetados, a corrente
não é medida em cada mancal, mas a corrente que entra no eixo é detectada por
meio de um transformador especial. É um transformador de dobra que é montado ao
redor do eixo.
7UM62 Manual
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251
2 Funções
A conexão básica da proteção de corrente do eixo é mostrada na Figura 2-98. O
transformador de corrente do eixo é então conectado para a entrada selecionada de
corrente à terra sensitiva (Iee1 ou Iee2). Se a corrente do eixo exceder um certo valor,
o gerador deverá ser desligado.
Figura 2-98
Conexão do transformador de corrente do eixo (possível fluxo de corrente no
evento de uma falta)
O transformador de corrente do eixo tem que ser comprado em separado de um
fabricante de transformadores, ou o transformador de corrente do eixo existente pode
ser usado quando da substituição da proteção. O diâmetro do transformador depende
do diâmetro do eixo e pode chegar a 2 m. O número de espiras de enrolamento
secundário varia levemente com o diâmetro. Esses transformadores estão
disponíveis entre 400 e 1000 espiras. Transformadores com menos espiras, por
exemplo, 600 espiras, deverão ser usados para fornecer uma corrente de medição
suficientemente alta.
Transformadores de corrente do eixo também têm um enrolamento de teste com
usualmente 4 espiras. Ele permite a injeção de uma corrente de teste para verificação
do circuito completo. A Figura 2-99 mostra os terminais S1-S2: terminal de medição
(400 espiras); A-B: terminal de teste (4 espiras).
Figura 2-99
252
Terminais do transformador de corrente de eixo
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Para preservar a flexibilidade da aplicação, existem diferentes métodos de medição
disponíveis para processamento da corrente à terra sensitiva. O ajuste da proteção
determina o método de medição a ser usado. Em termos de algorítmos, isso significa
que parâmetros de filtros FIR tem que ser modificados. Para conseguir alta precisão,
um intervalo longo de filtro é deliberadamente usado.
As seguintes opções de filtro estão disponíveis:
Filtragem
Aplicação
Componente
fundamental
(50 Hz ou 60 Hz)
- Aplicações de proteção de corrente à terra normais
- Proteção de corrente do eixo,
se o componente fundamental é predominante
3º harmônico
(150 Hz ou 180 Hz)
- Moniroramento de corrente à terra no ponto estrela do gerador para
detectar faltas na redondeza do ponto estrela
(lógica suplementar via CFC)
- Proteção de corrente do eixo, se o 3º harmônico é predominante
Componente funda- Proteção de corrente do eixo se são predominantes o 3º harmônico
mental e 3º harmônico e o componente fundamental
A Figura 2-100 mostra o Diagrama Lógico. De acordo com o método de medição selecionado, o valor medido é enviado para a lógica de decisão de limite. Dependendo
da aplicação é possível monitorar um limite maior ou menor. Para prevenir o “repique”
de pickup, pode ser implementada uma temporização de dropout. Este tempo é o
tempo de espera. Além disso, um contador permite temporizar o sinal de TRIP
adequadamente. Ajustado em 0, o estágio IEE-B< é desativado.
Lógica
Figura 2-100
Diagrama Lógico da proteção de corrente à terra sensitiva IEE-B
7UM62 Manual
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253
2 Funções
Geral
A proteção de falta à terra sensitiva IEE-B só está efetiva e disponivel se configurada
para endereço 154 = with IEE1 ou with IEE2.
Se a proteção de falta à terra sensitiva não for requerida, IEE-B é ajustada para
Disabled.
O endereço serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente
Em adição, você pode ajustar para Alarm Only, isto é, esses estágios operam e
enviam alarmes mas não geram qualquer comando de trip.
Uso como Proteção
de Corrente do Eixo
O ajuste correto da proteção de corrente do eixo só é possível durante a verificação
primária. Uma gravação de falta é iniciada com o gerador em movimento e o conteúdo
harmônico é determinado usando o software gráfico SIGRA. Dependendo de qual
conteúdo harmônico está presente, o método de medição adequado é ajustado no
endereço 5406 MEAS. METHOD. Você tanto pode selecionar Fundamental, 3.
Harmonic quanto 1. and 3. Harm.. Uma vez completado o ajuste, a corrente da
falta respectiva é lida dos valores operacionais medidos com o gerador funcionando
sob carga e um valor de ajuste é determinado nessas bases com um fator de
segurança de 1.5 a 2 (veja também, verificação primária).
Um ajuste preliminar deverá ser de forma a causar à função de proteção pickup nas
correntes de falta entre 0.5 A e 1 A. No caso de 600 espiras, isso fornece um valor de
pickup de 1 mA (equivalente a 0.6 A primários).
Para assegurar também o trip da função no caso de faltas intermitentes, o comportamento de pickup tem que ser ajustado no endereço 5407 T-HOLD IEE-B> (só
possível via software DIGSI). Um valor de 0.5 s é bastante prático. A temporização de
trip é usaualmente ajustada para 3 s no endereço 5403 T IEE-B>.
254
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.32.3 Settings
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5401
O/C PROT IEE-B
OFF
ON
Block relay
Alarm Only
OFF
Proteção de Sobrecorrente
Sensitiva B
5402
IEE-B>
0.3 .. 1000.0 mA
5.0 mA
Pickup de IEE-B>
5403
T IEE-B>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
3.00 sec
Temporização T IEE-B>
5404
IEE-B<
0.3 .. 500.0 mA; 0
0.0 mA
Pickup de IEE-B<
5405
T IEE-B<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização T IEE-B<
5406
MEAS. METHOD
Fundamental
3. Harmonic
1. and 3. Harm.
Fundamental
5407A
T-HOLD IEE-B>
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
Tempo de Espera de Pickup IEEB>
5408A
T-HOLD IEE-B<
0.00 .. 60.00 sec
0.00 sec
Tempo de Espera de Pickup IEEB<
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
25071
>BLK Sens. E B
SP
>BLOQUEAR proteção de corrente à terra sensitiva B
25072
IEE-B OFF
OUT
Proteção B de corrente à terra está DESLIGADA (OFF)
25073
IEE-B BLOCKED
OUT
Proteção B de corrente à terra está BLOQUEADA
25074
IEE-B ACTIVE
OUT
Proteção B de corrente à terra está ATIVA
25077
IEE-B> pickup
OUT
Pickup de IEE-B>
25078
IEE-B< pickup
OUT
Pickup deIEE-B<
25079
IEE-B> TRIP
OUT
TRIP de IEE-B>
25080
IEE-B< TRIP
OUT
TRIP de IEE-B<
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255
2 Funções
2.33
Proteção (Interturn) de Curto Entre Espiras (ANSI 59N (IT))
A proteção de falta (Interturn) de curto entre espiras detecta faltas entre espiras
dentro do enrolamento de um gerador (fase). Essa situação pode envolver correntes
de circulação relativamente altas que fluem nas espiras curto-circuitadas e danificam
o enrolamento e o estator. A função de proteção está caracterizada pela alta
sensitividade.
Dada a forma em que são construidos os geradores, não é incomum que ocorra falta
interna.
Geradores com um enrolamento de estator separado (por exemplo, geradores
hidrelétricos de grande porte) são mais suscetíveis de serem afetados. Nessa configuração, a proteção diferencial transversa ou a proteção de corrente de seqüência
zero são usadas então entre os pontos estrela conectados.
Princípio Básico
A Figura 2-101 mostra o princípio básico de medição. A tensão residual é medida no
enrolamento delta aberto por meio de 3 transformadores de potencial isolados
bifásicos. Então por ser insensitivo a faltas à terra, o ponto estrela do transformador
de potencial isolado tem que ser conectado ao ponto estrela do gerador por meio de
um cabo de alta tensão. O ponto estrela do transformador de potencial não pode estar
aterrado pois isso implica que o ponto estrela do gerador, também, estaria aterrado
com a conseqüência de que cada falta conduziria a uma falta à terra monopolar.
No evento de uma falta de curto entre espiras (interturn), a tensão na fase afetada
será reduzida causando uma tensão residual que é detectada no enrolamento delta
aberto. A sensitividade está limitada mais pelas assimetrias do enrolamento do que
pelo dispositivo de proteção.
Figura 2-101
256
Conexão padrão da proteção de falta de curto entre espiras
7UM62 Manual
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2.33 Proteção (Interturn) de Curto Entre Espiras (ANSI 59N (IT))
A Figura 2-102 mostra um exemplo de conexão alternativo com sensitividade limitada. O resistor de carregamento está localizado no ponto estrela do gerador e a tensão
residual é medida via transformador de potencial. Esse transformador de potencial é
igualmente usado para a proteção de falta à terra do estator. O transformador de
potencial no lado de saída está aterrado e tem adicionalmente um enrolamento delta
aberto. O exemplo de conexão mostrado na Figura 2-102 tem o efeito de tornar zero
a tensão residual na entrada de medição da proteção de falta de curto entre espiras
no evento de uma falta à terra. No evento de uma falta entre espiras, a tensão residual
ocorre somente no enrolamento delta que está aberto no lado da saída.
Figura 2-102
Conexão alternativa da proteção de falta de curto entre espiras
A ampla faixa de ajuste permite que a função de proteção seja usada também como
proteção de sobretensão monofásica de estágio simples.
7UM62 Manual
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A entrada UE da proteção está conectada como mostra a Figura 2-101 ou 2-102. Um
filtro FIR determina o componente fundamental da tensão baseado na tensão residual
digitalizada. Selecionando uma função de intervalo adequado o efeito da sensitividade em direção às oscilações de altas freqüência é melhorado e a influência de
perturbações de 3º harmônico é eliminada enquanto se consegue a sensitividade de
medição necessária.
257
2 Funções
A Figura 2-103 mostra o diagrama lógico. O valor medido do componente
fundamental é dirigido para a lógica de decisão de limite. Excedendo o limite, a
indicação de pickup é enviada e o temporizador é iniciado. O comando de trip é
gerado após expirar o tempo.
Lógica
Figura 2-103
Diagrama Lógico da proteção de falta de curto entre espiras
Geral
A proteção de falta de curto entre espiras só está efetiva e acessível se o endereço
155 INTERTURN PROT foi ajustado para Enabled durante a configuração das
funções de proteção.
Também tem que estar especificado nos Dados do Sistema de Potência 1 que a
entrada UE é usada para proteção de falta de curto entre espiras (interturn). O ajuste
pode ser feito no endereço 223 UE CONNECTION = Uen-winding. Para o fator UE
(Endereço 224) a relação da tensão fase-terra para a tensão no enrolamento delta
aberto (entrada UE ) é ajustado de acordo com a seção 2.5.
O endereço 5501 INTERTURN PROT serve para manobrar a função para ON ou OFF
Valor de Pickup
258
É desejado que a proteção tenha uma alta sensitividade de forma a já detectar uma
falta quando ela tenha afetado somente umas poucas espiras. Por outro lado, um
ajuste muito sensitivo não deve ocasionar sobrefuncionamento. Daí porque o ajuste
padrão é 2 % o qual em uma tensão residual secundária máxima de 100 V
corresponda a um valor de pickup de 2 V.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.33 Proteção (Interturn) de Curto Entre Espiras (ANSI 59N (IT))
O valor de pickup final tem que ser determinado em testes primários. Pickup sem uma
falta de curto entre espiras estando realmente presente deve ser excluido! A função
de proteção não deve oferecer pickup erroneamente em interferências.
A interferência é causada por assimetrias de enrolamento do enrolamento do estator.
Especialmente no caso de uma falta bipolar torna-se óbvia a formação de uma tensão
residual. Testes de curto-circuito deverão ser conduzidos para determinar essa
tensão residual interferente. A faixa de proteção pode assim ser determinada. O
ajuste deverá ser tal que assegure o pickup da função em uma falta de curto entre
espiras (interturn) sob excitação sem carga. Deverá estar apta a detectar uma falta
quando ela já afetou apenas uma espira.
Para o ajuste sensitivo uma relação de dopout deverá ser levemente reduzida por
igual. O ajuste padrão é 80 % (veja endereço 5504 RESET RATIO).
A temporização da função de proteção reduz o risco de sobrefuncionamento. Mas se
a temporização for muito longa, existe o risco de afetar o enrolamento do estator/
núcleo com danos consideráveis. Daí porque o valor padrão é de 0.50 seg (veja o
endereço 5503 T-U Interturn >).
Temporizações
2.33.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
5501
INTERTURN PROT
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de curto entre espiras
5502
U Interturn >
0.3 .. 130.0 V
2.0 V
Valor de Pickup de U (de curto
entre espiras) Interturn>
5503
T-U Interturn >
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização do Comando de
Trip
5504
RESET RATIO
50 .. 95 %
80 %
Relação de reset de curto entre
espiras de U (Interturn)>
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5413
>I/T BLOCK
SP
>BLOQUEAR (Interturn) proteção de falta de curto entre
espiras
5421
I/T OFF
OUT
Proteção de falta de curto entre espiras (interturn) está
DESLIGADA (OFF)
5422
I/T BLOCKED
OUT
BLOQUEADA
5423
I/T ACTIVE
OUT
ATIVA
5426
I/T picked up
OUT
Pickup da Proteção de falta de curto entre espiras
(interturn)
5427
I/T TRIP
OUT
TRIP da Proteção de falta de curto entre espiras (interturn)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
259
2 Funções
2.34
A proteção de falta à terra do rotor é usada para detectar faltas à terra no circuito de
excitação de máquinas síncronas. Uma falta à terra no enrolamento do rotor não
causa dano imediato; entretanto, se ocorrer uma segunda falta ela constitui um curtocircuito do enrolamento do circuito de excitação. Os desequilíbrios magnéticos resultantes podem ocasionar forças mecânicas extremas que podem destruir a máquina.
A proteção de falta à terra do rotor no 7UM62 usa uma tensão auxiliar de freqüência
do sistema externa de aproximadamente 36 a 45 V CA, que pode ser tomado por
exemplo, dos transformadores de potencial via uma unidade de acoplamento
7XR6100-0*A00. Essa tensão é simetricamente acoplada para o circuito de excitação
e simultaneamente conectada à entrada de medição UE do dispositivo disponibilizado
para esse propósito. Os capacitores Ccoup da unidade de acoplamento 7XR6100
estão protegidos pelos resitores em série Rpre e - no caso de altos conteúdos harmônicos serem esperados no circuito de excitação (por exemplo, excitação por circuitos
tiristorizados) - por um filtro de bloqueio adicional (para um exemplo de conexão com
designação de terminal veja o Apêndice A.3).
A tensão acoplada conduz uma pequena corrente de carregamento (normalmente
uns poucos mA) através da unidade de acoplamento, como no caso pode ser a
resistência de escovas e a capacitância à terra do circuito de excitação. Essa corrente
IRE é medida pelo dispositivo.
260
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.34 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R)
Figura 2-104
Nota
Estabelecimento da resistência de terra do rotor RE
O cálculo da falta à terra do rotor calcula a impedância à terra complexa da tensão
auxiliar CA URE e corrente IRE. A resistência à terra RE do circuito de excitação é então
calculada da impedância à terra. A capacitância de acoplamento da unidade de acoplamento Ccoup, a resistência em série Rpre incluindo a resitência das escovas e a
capacitância à terra para o circuito de excitação CE também são considerados. Esse
método assegura que mesmo faltas à terra relativamente de alta resistência (até 30
kΩ sob condições ideais) podem ser detectadas.
Para eliminar a influência de harmônicos - tal como ocorre em equipamento de
excitação semicondutor (tiristores ou retificadores rotativos)- as grandezas medidas
são filtradas antes de sua avaliação.
A supervisão de resistência à terra tem dois estágios. Usualmente um alarme é
emitido se um estágio inicial (por exemplo, 5 kΩ a 10 kΩ) é atingido. Se o valor cair
abaixo do segundo estágio de baixa resistência (por exemplo, 2 kΩ a 5 kΩ), será
iniciado trip após uma curta temporização. O limite de dropout está definido para
ambos os estágios como 125 % do valor de ajuste.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
261
2 Funções
Nota
A proteção de falta à terra do rotor usa para detecção da tensão URE a entrada de
tensão UE do dispositivo. Neste caso, a tensão residual para a proteção de falta à
terra de 90% do estator U0 é dessa forma calculada pelas tensões fase-terra.
Supervisão do
Circuito de
Medição
Desde que flua uma corrente mesmo durante operação normal, isto é, a corrente de
carregamento da capacidade de terra CE, a proteção pode reconhecer e sinalizar
interrupções no circuito de medição, desde que a capacitância à terra seja pelo
menos 0.15 μF.
Estabilização da
Resistência de
Medição
Se a corrente de medição IRE exceder um valor pré-determinado interno (100 mA),
uma falta à terra de baixa resistência (RE ≈ 0) é detectada sem considerar a resistência calculada. Se essa corrente cair abaixo do valor interno fixo de 0.3 mA, RE → ∞ é
detectado independente da resistência calculada.
Figura 2-105
Diagrama Lógico da Proteção de Falta à Terra do Rotor
Geral
A proteção de falta à terra do rotor só está efetiva e acessível se o endereço 160
ROTOR E/F foi ajustado para = Enabled. Se a função não for necessária é ajustada
para Disabled. O endereço 6001 ROTOR E/F serve para manobrar a função para
ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay).
Também, o parâmetro de configuração 223 UE CONNECTION deve ser ajustado para
Rotor. Se esse não for o caso, uma tensão URE = 0 é mostrada e avaliada de forma
que a proteção permaneça bloqueada.
262
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Os ajustes de fábrica dos trandutores de medição TD1 e TD2 a 10 V não podem ser
alterados (veja tabelas 3-18 e 3-19).
Valores de Pickup
Como a proteção calcula a resistência ôhmica rotor-terra dos valores causados pela
tensão bias aplicada, os limites para o estágio de aviso (6002 RE< WARN) e para o
estágio de trip (6003 RE<< TRIP) podem ser ajustados diretamente como valores de
resistência. Os ajustes padrão são suficientes para a maioria dos casos. Esses
valores podem ser mudados dependendo da resistência de isolação e da
refrigeração. Deve ser tomado cuidados para permitir uma margem suficiente entre o
valor de ajuste e a real resistência de isolação.
Temporizações
A temporização para o estágio de aviso 6004 T-WARN-RE< é usualmente ajustada
para aproximadamente 10 s, e a temporização para o estágio de trip 6005 T-TRIPRE<< para aproximadamente 0.5 s. Os tempos de ajuste são temporizações
adicionais e não incluem os tempos de operação (tempo de medição, tempo de
dropout) da função de proteção.
Dados para
Acoplamento ao
Circuito do Rotor
O ajuste da reatância de acoplamento 6006 X COUPLING e a resistência em série
6007 R SERIES habilitam a proteção a calcular a resistência à terra RE do diagrama
equivalente complexo da capacitância de acoplamento da unidade de acoplamento,
a resistência em série (por exemplo escova de medição), a capacitância à terra do
circuito de excitação e a resitência à terra do circuito de excitação. O circuito
equivalente de acordo com a figura abaixo, se aplica:
Figura 2-106
Circuito de Medição Equivalente para proteção de Falta à Terra do Rotor
onde:
URE
Tensão bias do circuito do rotor
IRE
Corrente à terra
Xacoplamento
Reatância em série total do circuito de acoplamento consistindo de
capacitância de acoplamento e indutância (se aplicável)
RS
Resistência total do circuito de acoplamento consistindo de resistência da
escova, resistência da proteção (se aplicável) e resistência de
amortecimento (se aplicável).
CE
Capacitância à terra do rotor
RE
Resistência à terra do rotor
Os resistores em série Rpre para a proteção dos capacitores de acoplamento podem
ser consideradas com a resistência em série total (Endereço 6007) desde que a resistência de escova e a resistência em série estejam conectadas em série no circuito
de medição. A resistência resultante aplica-se para R SERIES, isto é, a conexão
paralela em cada caso dos resistores em série Rpre e para a resistência das duas
escovas. Da mesma forma, a reatância de acoplamento é calculada da conexão
paralela dos dois capacitores de acoplamento Ccoup.
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263
2 Funções
Em alguns casos, o indutor integrado no 7XR6100 está incluido no circuito de acoplamento para reduzir conteúdo de harmônicos muito altos da tensão de excitação. Isso
forma, junto com a capacitância de acoplamento, uma passagem de banda para a
freqüência do sistema. Nesses casos, deve ser considerado que a reatância não deve
se tornar menor do que –100 Ω (limite inferior do ajuste 6006 X COUPLING).
Correção de Erro
de Ângulo
A reatância de acoplamento e resistência em série podem ser medidas pela própria
proteção durante comissionamento (veja Subseção 3.3 na Seção “Instalação e
Comissionamento”). Pode ser vantajoso compensar o erro de ângulo dos TCs de
entrada do relé para aumentar a precisão. Isso pode ser feito no endereço 6009 PHI
I RE. Assim, se o estágio de aviso, em particular, não oferece pickup durante o teste
no nível de isolação esperado, você deverá verificar e corrigir o ângulo de correção e
a reatância de acoplamento (veja também a Subseção 3.3 na Seção „Instalação e
Comissionamento“).
Os valores calculados e mostrados pelo relé podem torner-se negativos devido à
erros de ângulos do TC, ajustes errados da impedância de acoplamento ou mau funcionamento do equipamento de excitação. Neste caso, é executada uma verificação
quanto a corrente IRE ser mais do que 7 mA, caso no qual é feita uma decisão de trip.
Se a corrente é < 7 mA, a medição é marcada como inválida e a resistência à terra
do rotor Re = ∞ é mostrada. Essa verificação adicional de consistência assegura que
mesmo se o ajuste de ângulo de correção ou a impedância de acoplamento estiverem
errados, o trip no caso de faltas à terra de baixa resistência é assegurado apesar do
estágio de aviso não dar pickup corretamente.
Monitoramento do
Circuito de
Medição
264
Se uma capacitância do rotor suficientemente alta (CE ≥ 0.15 μF) estiver disponível,
uma interrupção no circuito de medição também pode ser reconhecida. Uma
interrupção do circuito de medição é assumida quando a tensão cair abaixo do limite
ajustado no endereço 6008 I RE<, e a tensão URE estiver, ao mesmo tempo, acima
de 25 V. O alarme é então resetado quando a corrente for 0.5 mA ou 20 % acima do
valor de ajuste, ou quando a tensão cair abaixo de 20 V. Se I RE< for ajustada para
0.0 mA, não existe monitoramento de corrente e nenhum alarme.
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2.34.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
6001
ROTOR E/F
OFF
ON
Block relay
OFF
Rotor (R, fn)
6002
RE< WARN
3.0 .. 30.0 kΩ
10.0 kΩ
Aviso Re<
6003
RE<< TRIP
1.0 .. 5.0 kΩ
2.0 kΩ
Re<<
6004
T-WARN-RE<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Aviso Re<
6005
T-TRIP-RE<<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização do Estágio de Trip
Re<<
6006
X COUPLING
-100 .. 800 Ω
398 Ω
Reatância de Acoplamento
6007
R SERIES
0 .. 999 Ω
50 Ω
Resistência em Série (por
exemplo, escovas de medição)
6008
I RE<
1.0 .. 50.0 mA; 0
2.0 mA
Valor de Pickup ou Detecção de
Falha de Ire<
6009
PHI I RE
-15.0 .. 15.0 °
0.0 °
Ângulo de Correção para Ire
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5383
>BLOCK R/E/F
SP
>BLOQUEAR proteção de falta à terra do rotor (R,fn)
5391
R/E/F OFF
OUT
Proteção de falta à terra do rotor (R,fn) DESLIGADA (OFF)
5392
R/E/F BLOCKED
OUT
Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn) está BLOQUEADA
5393
R/E/F AKTIVE
OUT
Proteção de falta à terra do rotor (R,fn) está ATIVA
5394
R/E/F U< block
OUT
Proteção de falta à terra do rotor (R,fn) bloqueada por U<
5397
R/E/F warning
OUT
Aviso da Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn) Re<
5398
R/E/F picked up
OUT
Pickup da Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn) Re<<
5399
R/E/F TRIP
OUT
TRIP da Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn) Re<<
5400
Failure R/E/F
OUT
Falha da Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn)
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265
2 Funções
2.35
Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com Injeção de
Tensão de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz (ANSI 64R - 1 to 3 Hz)
A proteção de falta à terra do rotor detecta faltas à terra de alta e baixa resistência no
circuito de excitação de geradores síncronos. Uma falta à terra no enrolamento de
excitação por si mesma não causa dano direto. Se, entretanto, ocorrer uma segunda
falta à terra , isso resulta em um curto circuito do enrolamento no circuito de excitação.
Os desequilíbrios magnéticos resultantes podem ocasionar forças mecânicas
extremas que podem destruir a máquina. A função de proteção seguinte difere da
descrita na Seção 2.34 por ser muito mais sensitiva; é usada para grandes geradores.
Princípio Básico
A proteção de falta à terra do rotor trabalha com uma tensão direta de cerca de 50 V,
a polaridade é revertida entre 1 e 4 vezes por segundo, dependendo do ajuste. Essa
tensão Ug injetada no circuito do rotor é gerada no dispositivo série 7XT71. A tensão
passa atavés de uma unidade de resistor 7XR6004 (ou 7XR6003) e está simetricamente acoplada ao circuito de excitação via resistores de alta resistência e ao mesmo
tempo conectada à escova de aterramento (potencial à terra) via um shunt de
medição de baixa resistência RM (veja também o Apêndice). A tensão tomada no
shunt de medição e a tensão de controle são ligadas ao dispositivo de proteção via
transdutores de medição. A tensão de controle é proporcional à tensão injetada de 50
V Ug em termos de amplitude e freqüência. A corrente à terra que flui no rotor é
refletida pela tensão de medição.
Cada vez que a polaridade da tensão direta Ug é revertida, uma corrente de
carregamento Ig é conduzida através da unidade de resistor para a capacitância à
terra do circuito de excitação. Essa corrente causa uma queda proporcional de tensão
UMeas no shunt de medição. Uma vez que a capacitância à terra do rotor é carregada,
a corrente de carregameno cai a zero. Se estiver presente uma falta à terra do rotor,
é conduzida uma corrente à terra contínua. A amplitude depende da resistência da
falta.
266
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2.35 Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com Injeção de Tensão de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz
O uso de uma tensão de onda quadrada de baixa freqüência como a tensão residual
elimina a influência da capacitância à terra e assegura ao mesmo tempo uma margem
suficiente contra sinais de interferências do sistema de excitação.
Figura 2-107
CE
Conexão Esquemática da Injeção de Tensão no Enrolamento do Rotor
Capacitância à terra do rotor
RS
Resistor em Série
Ug
Tensão de onda quadrada do 7XT71
Ig
Fluxo de corrente do 7XT71 através do rotor para a terra
fg
Freqüência de onda quadrada do 7XT71
Da tensão de controle UCtr, a função determina a temporização para as reversões de
polaridade e dispara as medições. Ao mesmo tempo, ela calcula a amplitude da
tensão e converte-a na tensão de condução Ug. A resistência de falta real é
determinada pela tensão UMeas, que é proporcional à corrente Ig. Cada vez que é
revertida a polaridade da tensão de controle,o componete DC da tensão de medição
é determinada por um filtro de valores médios. A freqüência do dispositivo em série
deve ser ajustada baixa o suficiente para assegurar que durante a geração do valor
médio as capacitâncias à terra do rotor são carregadas, de forma que somente a
porção em estado estacionário seja avaliada. Isso permite a detecção de faltas de alta
resistên-cia (máximo aproximado de 80 kΩ) sem ser influenciada pela capacitância à
terra.
Entretanto, a medição é distorcida por duas fontes de interferência. Uma delas, é o
componete da tensão DC no circuito de medição, que depende da intensidade da
tensão de excitação e da localização da falta à terra no enrolamento de excitação, e
a outra são picos de tensão de alta-freqüência consideráveis que podem se sobrepor
à tensão de exitação DC. Esses picos são atenuados por um filtro numérico.
Para eliminar a interferência dos componentes de tensão DC sobrepostos, a
polaridade da tensão Ug é revertida (tensão de onda quadrada). O cálculo da tensão
de medição acima descrito é executado por ambas as polaridades. Na formação da
diferença entre dois resultados subseqüentes de medições para Ig, nomeados Ig1 e
Ig2, o componente DC originado do circuito de excitação (Ioffset) é eliminado, enquanto
que os componentes DC originados da tensão injetada Ug, se acumulam.
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267
2 Funções
Com a grandeza medida assim obtida, e a quantidade calculada da tensão residual
Ug, a resistência à terra pode ser calculada, considerando os resistores em série Rs
(veja a Figura 2-108).
Figura 2-108
Curvas da Tensão Residual Ug, Tensão de Shunt UMeas e a Corrente de medição Ig
Funções de
Monitoramento
Em cada reversão de polaridade, a corrente de carregamento da capacitância à terra
é detrminada. Se for atingida, erros no circuito de medição como circuito interrompido,
contato pobre das escovas, etc. podem ser detectados. Isso só é possível, entretanto,
se as capacitâncias à terra forem suficientemente grandes (> 0.15 μF) e as
perturbações da excitação mínimas.
Como uma alternativa, a função de proteção oferece uma opção de teste externo
usando um resistor de teste (incluido no 7XR6004 e 7XR6003). O modo de teste é
ativado por entrada binária e o resistor de falta então conectado a um anel coletor com
um relé externo. A função de proteção deve ser informada da resistência relevante do
teste. A função de proteção emite indicações apropriadas mostrando os resultados
dos testes. Também está apta a detectar interrupções unilaterais (como circuito
interrompido ou terminais frouxos em um acoplamento).
268
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A lógica de avaliação está mostrada na figura seguinte.
Figura 2-109
Diagrama Lógico da Proteção de Falta à Terra do Rotor no Modo de Teste
Em adição, a tensão de controle é monitorada. Se a tensão de controle desaparecer
ou se apresentar muito baixa uma falha da unidade de controle é assumida (veja
também o Diagrama Lógico).
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269
2 Funções
Lógica
O diagrama lógico mostra as partes:
• Monitoramento do dispositivo série
• Supervisão do circuito de medição
• Função de proteção de dois estágios
• Efeito do teste da proteção de falta à terra do rotor
Se a resistência à terra cair abaixo do estágio de alta-resistência RE<, uma
mensagem de aviso será emitida normalmente. Se cair abaixo do segundo estágio
de baixa resistência RE<<, é emitido um sinal de trip após um curto tempo.
Figura 2-110
270
Diagrama Lógico da Proteção de Falta à Terra do Rotor, Sensitiva
7UM62 Manual
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Geral
A proteção de falta à terra do rotor sensitiva só está efetiva e disponível se
configurada no endereço 161 REF 1-3Hz para Enabled.
Também deve ser assegurado que as entradas dos transdutores de medição TD1 e
TD2 não são usadas para qualquer outra função.
Endereço 6101 REF 1-3Hz serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para
bloquear somente o comando de trip (Block relay).
Valores de Pickup
Como a proteção calcula a resistência ôhmica à terra do rotor diretamente dos valores
da tensão bias aplicada, o resistor em série e a corrente que flue à terra, os limites
para o estágio de aviso (6102 RE< WARN) e para o estágio de trip (6103 RE<< TRIP)
podem ser ajustados diretamente como valores de resistência. Os ajustes padrão
(RE< WARN = 40 kΩ e RE<< TRIP = 5 kΩ) são suficientes para a maioria dos casos.
Esses valores podem ser mudados dependendo da resistência de isolação e da
refrigeração. Deve ser tomado cuidado para permitir uma margem suficiente entre o
valor de ajuste e a resistência de isolação real.
Como as interferências do sistema de excitação não podem ser excluidas, o ajuste
para o estágio de aviso é finalmente estabelecido durante os testes primários.
Temporizações
A temporização para o estágio de aviso 6104 T-WARN-RE< é usualmente ajustada
para aproximadamente 10 s, e a temporização para o estágio de trip 6105 T-TRIPRE<< para aproximadamente 1 s. Os tempos ajustados são temporizações adicionais
e não incluem os tempos de operação,(tempo de medição, tempo de dropout) da
função de proteção.
Funções de
Monitoramento
O valor de ajuste do monitoramento do circuito de medição (6106 Qc <) é definido
durante teste primário. Para esse propósito o valor medido operacional (Qc) é lido e
metade desse valor é o ajustado. Se a carga medida for muito baixa, o monitoramento
não pode ser efetivo. O parâmetro Qc < deverá, nesse caso, ser ajustado para 0 mAs.
Nenhuma indicação de falta será emitida nesse caso.
Nenhum ajuste é necessário se o teste externo for feito usando o resistor de teste
7XR6004 (3.3 kΩ). Se for usado um resistor diferente, sua resistência deve ser
ajustada como um parâmetro avançado TEST RESISTOR (somente via software de
comunicação DIGSI) no endereço 6107A.
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271
2 Funções
2.35.3 Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
6101
REF 1-3Hz
OFF
ON
Block relay
OFF
Rotor (1-3Hz)
6102
RE< WARN
5.0 .. 80.0 kΩ
40.0 kΩ
Aviso Re<
6103
RE<< TRIP
1.0 .. 10.0 kΩ
5.0 kΩ
Re<<
6104
T-WARN-RE<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Aviso Re<
6105
T-TRIP-RE<<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização do Estágio de TripRe<<
6106
Qc <
0.00 .. 1.00 mAs
0.02 mAs
Valor de Pickup de Circuito do
Rotor Aberto (Qc)
6107A
TEST RESISTOR
1.0 .. 10.0 kΩ
3.3 kΩ
Resistor de Teste
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5381
>REF 1-3Hz BLK
SP
>BLOQUEAR proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz)
5386
>Test REF 1-3Hz
SP
>Teste de proteção de falta à terra do rotor(1-3Hz)
5387
REF 1-3Hz OFF
OUT
Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) está DESLIGADA
(OFF)
5388
REF 1-3Hz BLK
OUT
Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) está BLOQUEADA
5389
REF 1-3Hz ACT
OUT
Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) está ATIVA
5395
REF 1-3Hz open
OUT
Circuito Aberto da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz)
5401
Fail REF 1-3Hz
OUT
Falha da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz)
5403
REF 1-3Hz Warn
OUT
Estágio de Aviso da Proteção de falta à terra do rotor
(1-3Hz) (Re<)
5406
REF 1-3Hz Fault
OUT
Pickup da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) Re<<
5407
REF 1-3Hz Trip
OUT
TRIP da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) Re<<
5408
Test REF PASSED
OUT
Passou no teste da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz)
5409
Test REF Fail.
OUT
NÃO passou no teste da Proteção de falta à terra do rotor
(1-3Hz)
5410
1 Cir. open
OUT
Aberto 1 Circuito de Medição da Proteção de falta à terra do
rotor (1-3Hz)
5411
2 Cir. open
OUT
Abertos 2 Circuitos de Medição da Proteção de falta à terra
do rotor (1-3Hz)
272
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2.36 Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48)
2.36
Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48)
Quando o 7UM62 é usado para proteger um motor, o recurso do monitoramento do
tempo de partida suplementa a proteção de sobrecarga (veja Subseção 2.11)
protegendo o motor contra durações extensas de partida. Em particular, motores de
alta tensão crítica de rotor pode rapidamente aquecer acima de seu limite térmico se
múltiplas tentativas de partida consecutivas são feitas. Se a duração dessas
tentativas de partidas forem prolongadas, por exemplo, quedas excessivas de tensão
durante a partida do motor por torques de carga excessivos, ou por condições de rotor
bloqueado, um sinal de trip será iniciado pelo relé de proteção.
2.36.1 Descrição Funional
Partida do Motor
O monitoramento do tempo de partida do motor é iniciado pelo reconhecimento da
partida do motor parametrizado no endereço I MOTOR START. Essa corrente libera
o cálculo da característica de trip.
Uma característica é de tempo definido enquanto que a outra é de tempo inverso.
Característica de
Sobrecorrente de
Tempo Inverso
A característica de sobrecorrente de tempo inverso está designada para operar
somente quando o rotor não está bloqueado. Com corrente de partida diminuida
resultante de quedas de tensão quando da partida do motor, tempos de partida
prolongados são adequadamente calculados e o trip pode ser executado à tempo. O
tempo de trip é calculado baseado na seguinte fórmula:
com
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tTRIP
Tempo de trip real para fluxo de corrente I
tMáx Partida
Tempo de trip para corrente nominal de partida ICorr.Partida
(Parâmetro. 6503, STARTING TIME)
I
Corrente fluindo realmente (valor medido)
ICorr.Partida
Corrente nominal de partida do motor
(Parâmetro 6502, START. CURRENT)
IPartida Motor
Valor de pickup para reconhecimento da partida do motor
(Parâmetro 6505, I MOTOR START)
273
2 Funções
Figura 2-111
Tempo de trip dependendo da Corrente de Partida
Além disso, se a corrente de partida I realmente medida for menor (ou maior) do que
a corrente de partida nominal ICorr.Partida parametrizada no endereço 6502 (Parâmetro
START. CURRENT), o tempo real de trip tTrip é prolongado (ou encurtado)
correspondentemente (veja tanmbém a Figura 2-111).
Característica de
Trip de Sobrecorrente de Tempo
Definido (Tempo do
Rotor Travado)
Se o tempo de partida do motor exceder o máximo tempo permitido de bloqueio do
rotor t E, o trip deve ser executado pelo menos com a temporização tE quando o rotor
está bloqueado. O dispositivo pode detectar uma condição de rotor bloqueado via
uma entrada binária („>Rotor locked“) de um contador externo de rpm. Se a
corrente em qualquer das fases exceder o já mencionado limite de I MOTOR START,
é assumida uma partida do motor em adição ao acima exposto, uma temporização de
tempo inverso, uma temporização independente da corrente (tempo de travamento
do rotor) é iniciada. Isso acontece toda a vez que o motor é iniciado e é uma condição
normal de operação que nem é parametrizada no buffer de anunciações operacionais, nem é enviada a um centro de controle nem registrada em uma gravação de
falta.
A temporização de rotor travado (LOCK ROTOR TIME) está “AND” com a entrada
binária „>Rotor locked“. Se a entrada binária ainda está ativada após ter expirado
o tempo de rotor travado parametrizado, é executado trip imediatamente, sem
considerar se a entrada binária foi ativada antes ou durante a temporização ou após
terminar a temporização.
274
7UM62 Manual
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O monitoramento do tempo de partida do motor pode ser manobrado para ON ou OFF
usando um parâmetro. Ele pode ser bloqueado via uma entrada binária, isto é,
indicações de tempo e pickup são resetados. A figura seguinte mostra a lógica de
indicação e administração da falta. Um pickup não resulta em uma gravação de falta.
A gravação de falta não é iniciada até que tenha sido emitido um comando de trip.
Lógica
Figura 2-112
Diagrama Lógico do Monitoramento do Tempo de Partida do Motor
Geral
O Monitoramento do Tempo de Partida só está efetivo e disponível se o endereço 165
STARTUP MOTOR foi ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não
for necessária, é ajustada para Disabled. O endereço 6501 STARTUP MOTOR serve
para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloqueaar somente o comando de
trip (Block relay).
Valores de Pickup
O dispositivo é informado sobre os valores de corrente de partida sob condições
normais no endereço 6502 START. CURRENT, e do tempo de partida no endereço
6503 STARTING TIME. Isso assegura trip em tempo, se o valor de I2t calculado pelo
relé for excedido.
Se o tempo de partida for mais longo do que o tempo permitido de bloqueio do rotor,
um contador externo de rpm pode iniciar a característica de trip de tempo definido via
entrada binária („>Rotor locked“). Um rotor travado leva a perda de ventilação e
sendo assim a uma capacidade térmica reduzida da máquina. Por essa razão, a
supervisão do tempo de partida do motor deverá emitir um comando de trip antes de
atingir a característica de trip térmico válida para operação normal.
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275
2 Funções
Uma corrente acima do limite 6505 (Endereço I MOTOR START) é interpretada como
uma partida de motor. Por conseqüência, esse valor deve ser escolhido de forma que
seja confiavelmente conseguido pela corrente de partida real sob qualquer condição
de tensão de carga durante a partida do motor, mas não durante uma sobrecarga
permissível de curto tempo.
Exemplo: Motor com os seguintes dados:
Tensão nominal
UN = 6600 V
Corrente nominal
IMot.Nom = 126 A
Corrente de partida
ICorr.Partida = 624 A
Corrente contínua do estator permitida:
Imax = 135 A
Tempo de partida em ICorr.Partida
TPARTIDA max = 8.5 s
Relação do TC IN CTprim/IN CTsec
200 A/1 A
O ajuste no Endereço START. CURRENT é calculado da seguinte maneira:
Para tensão reduzida, a corrente de partida é também reduzida quase linearmente.
Em 80% da tensão nominal, neste exemplo, a corrente de partida é reduzida para:
0.8 · ICorr.Partida = 2.5 · IN TCsec.
O ajuste para detecção de uma partida de motor deve permanecer acima da máxima
corrente de carga e abaixo da mínima corrente de carga. Se nenhum outro fator de
influência estiver presente (picos de carga), o valor para partida do motor I MOTOR
START ajustado no endereço 6505 pode ser ajustado para um valor médio:
O tempo de trip do monitoramento do tempo de partida é calculado da seguinte forma:
Sob condições nominais, o tempo de trip é o máximo tempo de partida TSTART max.
Para relações que desviam das condições nominais, o tempo de trip do motor muda.
Em 80% da tensão nominal (que corresponde a 80% da corrente nominal de partida)
o tempo de trip é,por exemplo:
Após a temporização LOCK ROTOR TIME ter expirado, a entrada binária se torna
efetiva e inicia um sinal de trip. Se o tempo de rotor bloqueado for ajustado para um
valor que a entrada binária „>Rotor locked“ (No. 6805) seja confiavelmente
resetada durante a temporização LOCK ROTOR TIME, trip mais rápido estará
disponível durante a partida do motor sob condições de rotor travado.
276
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.36.3 Ajustes
A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna “C” (Configuração) indica a
End.
Parâmetro
6501
STARTUP MOTOR
6502
START. CURRENT
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
Block relay
OFF
Supervisão do Tempo de
Partida do Motor
5A
0.50 .. 80.00 A
15.60 A
1A
0.10 .. 16.00 A
3.12 A
Corrente de Partida do
Motor
6503
STARTING TIME
1.0 .. 180.0 sec
8.5 sec
Tempo de Partida do
Motor
6504
LOCK ROTOR TIME
0.5 .. 120.0 sec; ∞
6.0 sec
Tempo do Rotor Travado
Permissível
6505
I MOTOR START
5A
3.00 .. 50.00 A
8.00 A
1A
0.60 .. 10.00 A
1.60 A
Valor da Corrente de
Pickup da Partida do
Motor
No.
6801
Informação
>BLK START-SUP
Tipo de
Info.
SP
Comentários
>BLOQUEAR Supervisão de Partida do Motor
6805
>Rotor locked
SP
>Rotor está travado
6811
START-SUP OFF
OUT
Supervisão do tempo de partida DESLIGADA
6812
START-SUP BLK
OUT
Supervisão do tempo de partida está BLOQUEADA
6813
START-SUP ACT
OUT
Supervisão do tempo de partida está ATIVA
6821
START-SUP TRIP
OUT
TRIP da Supervisão do tempo de partida
6822
Rotor locked
OUT
Rotor está TRAVADO após Tempo do Rotor Travado
6823
START-SUP PU
OUT
Pickup da supervisão do tempo de partida
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277
2 Funções
2.37
Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor)
A temperatura do rotor de um motor geralmente permanece bem abaixo de sua
máxima temperatura admissível durante operação normal e também sob condições
de carga aumentada. Entretanto, com partidas e resultando correntes altas de partida
causadas por constantes de tempo térmico pequenas, ele pode sofrer mais dano
térmico do que o estator. Para evitar que múltiplas tentativas de partida ocasionem
trip, uma partida repetida do motor deve ser prevenida se puder ser assumido que o
aquecimento permissível do rotor seria de outra forma excedido. Sendo assim, o
dispositivo 7UM62 fornece um recurso de bloqueio de reinicio de motor. Um sinal de
inibição é emitido até que uma nova partida do motor seja admissível (limite de
reinício). Esse sinal de bloqueio deverá ser alocado para uma saída binária do
dispositivo cujo contato esteja inserido no circuito de partida do motor.
Determinando a
Sobretemperatura
do Rotor
278
Porque a corrente do rotor não pode ser medida diretamente, devem ser usadas correntes do estator. Os valores rms das correntes são usados para isso. A sobretemperatura do rotor ΘR é calculada usando a mais alta das três correntes de fase. Para isso
é assumido que os limites térmicos para o enrolamento do rotor estão baseados nos
dados do fabricante quanto à corrente nominal de partida, máximo tempo de partida
admissível e o número de partidas permitidas em estado frio (ncold) e quente (nwarm).
A partir desses dados, o dispositivo calcula valores para o perfil térmico do rotor e
emite um sinal de bloqueio até que o perfil decresça abaixo do limite de reinício,
permitindo nova partida.
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2.37 Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor)
Figura 2-113
Curva de Temperatura no Rotor e Perfil Térmico Durante Repetidas Tentativas de Partida
Apesar da distribuição de calor nas barras da gaiola do rotor variar amplamente
durante a partida do motor, as diferentes máximas temperaturas no rotor não afetam
necessariamente a inibição de reinicio do motor (veja a Figura 2-113). É muito mais
importante estabelecer um perfil térmico, após uma partida completa do motor, que é
apropriada para a proteção do estado térmico do motor. A figura mostra, como
exemplo, o processo de aquecimento durante repetidas partidas do motor (tres
partidas a partir da condição de operação à frio), bem como réplica térmica do
dispositivo de proteção.
Limite de Reinício
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Se a temperatura do rotor tiver excedido o limite de reinicio, o motor não pode ser
reiniciado. Só quando a temperatura do rotor estiver abaixo do limite de reinicio, isto
é, logo quando uma partida se tornar possível sem exceder o limite de sobretemperatura do rotor, o sinal de bloqueio será eliminado. Sendo assim, para o limite de
reinicio ΘRe.Inh., relacionado à máxima sobretemperatura admissível do rotor:
ncold
2
3
4
ΘRe.Inh. [%]
50 %
66.7 %
75 %
279
2 Funções
Tempos de Reinício
O fabricante do motor permite um certo número de partidas à frio (ncold) e à quente
(nwarm). Nenhuma nova partida subseqüente é permitida. Um tempo correspondente
— o tempo de reinicio — deve expirar para permitir ao rotor esfriar. O comportamento
térmico funciona assim: Cada vez que o motor é desligado, um temporizador de
nivelamento é acionado (Endereço 6604 T EQUAL). Isso leva em consideração as
diferentes temperaturas dos componentes individuais do motor no momento em que
é desligado. Durante o tempo de nivelamento o perfil térmico do rotor não é atualizado
mas sim mantido constante para replicação dos processos de nivelamento do rotor.
Então, o modelo térmico resfria com a constante de tempo correspondente (constante
de tempo do rotor x fator de extensão). Durante o tempo de nivelamento o motor não
pode ser reiniciado. Assim que o limite de reinicio é atingido, uma nova partida pode
ser tentada.
O tempo total que deve expirar antes do reinicio do motor igualar o tempo de
nivelamento e o tempo calculado usando o modelo térmico necessário para diminuir
a temperatura do rotor abaixo do limite de reinicio:
com
TNivelamento
- Tempo de nivelamento da temperatura do rotor Endereço 6604
kτ
- Fator de prolongamento para a constante de tempo = Kτ at
RUNNING Endereço 6609 ou Kτ at STOP Endereço 6608
τR
- Constante de tempo do rotor, calculada internamente:
τR = tStart · (ncold – nwarm) · Ion2
onde:
tStart = Tempo de partida em s
Ion = Corrente de partida em pu
Θpre
- Perfil térmico no momento da paralisação do motor (depende do
estado da operação)
O valor operacional medido TRem.= (a ser encontrado nos valores térmicos medidos)
mostra o tempo restante até que o próximo reinício seja permitido.
Extensão da
Constante de
Tempo de
Resfriamento
Para contar adequadamente com a redução de calor quando um motor auto-ventilado
é desligado, a constante de tempo de resfriamento pode ser aumentada em relação
à constante de tempo para a máquina em andamento com o fator Kτ at STOP
(Endereço 6608). Um motor em estado estacionário é definido pela corrente abaixo
de um limite ajustável de corrente BkrClosed I MIN. Isso faz assumir que a
corrente inativa do motor é maior do que esse limite. O limite de pickup BkrClosed
I MIN também afeta a função de proteção de sobrecarga térmica (veja Seção 2.11).
Enquanto o motor está funcionando, o aquecimento do perfil térmico é modelado com
a constante de tempo τR calculada dos nominais do motor e o resfriamento é
calculado com a constante de tempo τR · Kτ at RUNNING (Endereço 6609). Dessa
forma, as necessidades para um resfriamento lento (nivelamento lento da
temperatura) são encontradas.
Tempo Mínimo de
Inibição
280
Sem considerar o perfil térmico, alguns fabricantes de motores requerem um tempo
de inibição mínimo após o máximo número permissível de tentativas de novas
partidas ter excedido.
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A duração do sinal de inibição depende de qual dos tempos, TMIN INHIBIT ou TRem., é
mais longo.
Comportamento na
Falha da Fonte de
Alimentação
Dependendo do ajuste do parâmetro 274 ATEX100, o valor do perfil térmico tanto é
resetado para zero na falha da tensão da fonte de alimentação, quanto ciclicamente
armazenado em uma memória não volátil até que que retorne a tensão da fonte de
alimentação. No último caso, quando a fonte de alimentação é restaurada, o perfil
térmico usa o valor armazenado para o cálculo e casa esse valor com as condições
de operação.
Partida de
Emergência
Se, por razões de emergência, deve ser dada uma partida de motor que exceda o
limite máximo da temperatura do rotor, o sinal de bloqueio de partida do motor pode
ser terminado via uma entrada binária („>Emer. Start ΘR“), permitindo assim
uma nova tentativa de partida. O perfil térmico do rotor continua a funcionar, entretanto, e a máxima temperatura admissível do rotor pode ser excedida. Não será iniciado
o desligamento do motor pelo bloqueio da partida mas a temperatura excessiva
calculada do rotor pode ser observada para avaliação de riscos.
Bloqueio
Se a função de bloqueio do motor está bloqueada ou desligada, o perfil térmico da
temperatura excessiva do rotor e o tempo de equilíbrio T EQUAL assim como o tempo
mínimo de inibição T MIN. INHIBIT são resetados e qualquer sinal de inibição de
partida do motor é terminado.
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281
2 Funções
Lógica
O perfil térmico também pode ser resetado por uma entrada binária. Isto pode ser útil
para teste e comissionamento e após a restauração da tensão da fonte de
alimentação.
A figura seguinte mosta o Diagrama Lógico da inibição de reinício.
Figura 2-114
282
Diagrama Lógico da Inibição de Reinício
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Geral
A inibição de reinicio só está efetiva e disponível se o endereço 166 RESTART
INHIBIT foi ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não for
necessária ajuste para Disabled. O endereço 6601RESTART INHIBIT serve para
manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear apenas o comando de trip
(Block relay).
Valores
Característicos
Requeridos
Muitas das váriáveis necessárias para calcular a temperatura do rotor são fornecidas
pelo fabricante do motor. Entre essas variáveis estão a corrente de partida ISTARTUP,
a corrente nominal do motor IMOTnom, o máximo tempo de partida permissível T
START MAX (Endereço 6603), o número de partidas permitidas em condição à frio
(ncold), e o número de partidas permissíveis em condição à quente (nwarm).
A corrente de partida é parametrizada no endereço 6602, expressa como um múltiplo
da corrente nominal do motor (IStart/IMOTnom). Para uma correta interpretação
desse parâmetro, é importante que nos Dados do Sistema de Potência 1 a potência
aparente (Endereço 252 SN GEN/MOTOR) e a tensão nominal (Endereço 251 UN
GEN/MOTOR) do motor tenham sido ajustadas corretamente. O número de partidas à
quente permitido é parametrizado no endereço 6606 (MAX.WARM STARTS) e a
diferença (#COLD-#WARM) entre o número de partidas permitidas à frio e à quente é
parametrizado no endereço 6607.
Para motores sem ventilação separada, o reduzido resfriamento do motor em estado
estacionário pode ser consideradao pela parametrização do endereço 6608 do fator
de ventilação reduzida Kτ at STOP. Assim que a corrente não mais exceder o valor
de ajuste parametrizado no endereço 281 BkrClosed I MIN, é detectado motor em
estado estacionário e a constante de tempo é aumentada pelo prolongamento do fator
configurado.
Se não existir diferença entre as constantes de tempo a serem usadas (por exemplo
motores ventilados externamente), então o fator de prolongamento Kτ at STOP
deverá ser ajustado para 1.
Resfriamento com motor em funcionamento é influenciado pelo fator de prolongamento Kτ at RUNNING. Esse fator considera que um motor funcionando sob carga
e um motor parado não resfriam na mesma velocidade. Isso se torna efetivo assim
que a corrente excede o valor de ajuste do endereço 281 BkrClosed I MIN. Com
Kτ at RUNNING = 1 a constante de tempo de aquecimento e de resfriamento h são
as mesmas em condições de operação (I > BkrClosed I MIN).
Exemplo de Ajuste:
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Exemplo: Motor com os seguintes dados:
Tensão nominal
UN = 6600 V
Corrente nominal
IMOTnom = 126 A
Corrente de partida
ICorr.Partida = 624 A
Tempo de partida em ISTART
TSTART MAX = 8.5 s
Número permissível de partidas com o
motor frio
ncold = 3
Número permissível de partidas com o
motor quente
nwarm = 2
Transformador de corrente
200 A / 1 A
283
2 Funções
A relação entre a corrente de partida e a corrente nominal do motor é:
São feitos os seguintes ajustes:
IStart/IMOTnom
= 4.9
T START MAX
= 8.5 seg
MAX.WARM STARTS
=2
#COLD-#WARM
=1
Para o tempo de nivelamento da temperatura do rotor, um ajuste de aproximadamente T EQUAL = 1.0 min provou tratar-se de um valor prático. O valor para o mínimo
tempo de inibição T MIN. INHIBIT depende dos requerimentos do fabricante do
motor, ou das condições do sistema. Deve em qualquer exceder T EQUAL. Neste
exmplo,um valor foi escolhido que reflete grosseiramente o perfil térmico (T MIN.
INHIBIT = 6.0 min).
O fabricante do motor ou os requerimentos do usuário determinam o fator de prolongamento para a constante de tempo durante o resfriamento, especialmente para o
motor em estado estacionário. Quando não são feitas outras especificações, os
seguintes ajustes são recomendados: Kτ at STOP = 5.0 e Kτ at RUNNING = 2.0 .
Para funcionamento adequado é também importante que os valores do TC para o
lado 2 (Endereços 211 e 212), os dados do sistema de potência (Endereços 251,
252) e o limite de corrente para distinção entre motor parado e em funcionamento
(Endereço 281 BkrClosed I MIN, ajuste recomendado ≈ 0,1 · I/IMot Nom) sejam ajustados corretamente. Uma visão geral dos parâmetros e seus ajustes padrão são
fornecidos em visão geral de parâmetros.
Comportamento da
Temperatura
durante Mudanças
de Estados de
Operação
284
Para melhor compreensão das considerações acima, dois dos vários estados
operacionais possíveis serão discutidos no parágrafo seguinte. Os exemplos usam os
ajustes indicados acima. 3 tentativas de partida fria e 2 quentes tem resultado em um
limite de nova partida de 66.7 %.
A figura seguinte ilustra o comportamento da temperatura durante 2 tentativas de
partida à quente. O motor é continuamente operado na corrente nominal. Após o
primeiro desligamento T EQUAL está efetivo. 30 s depois, o motor é reiniciado e
imediatamente desligado novamente. Após nova pausa, é feita a segunda tentativa
de reinicio. O motor é novamente desligado. Durante essa segunda tentativa de
partida, o limite de reinicio é excedido, de forma que após desligamento tem efeito a
inibição de reinicio. Depois do tempo de nivelamento de temperatura (1 min), o pefil
termico resfria com a constante de tempo τR · Kτ at STOP ≈ 5 · 204 s = 1020 s. A
inibição de reinicio é efetiva por cerca de 7 min.
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Figura 2-115
Comportamento da Temperatura durante Duas Partidas a Quente Sucessivas
Na Figura 2-116, o motor também é reiniciado duas vezes em condição á quente, mas
a pausa entre as tentativas de reinicio são maiores do que no primeiro exemplo.
Depois da segunda tentetiva de reinicio, o motor é operado com 90% da corrente
nominal. Após desligamento seguido de da primeira tentativa de partida, o perfil
térmico é “congelado”. Após o tempo de nivelamento de temperatura (1 min), o rotor
resfria com a constante de tempo τR · Kτ at STOP ≈ 5 · 204 s = 1020 s. Durante o
segundo reinicio, a corrente de partida causa um aumento de temperatura, enquanto
que subseqüentemente o fluxo de corrente de carga de 0.9 I/IMOTnom Kτ at RUNNING
reduz a temperatura. Nesse tempo, a constante de tempo τR · Kτ at STOP = 2 · 204
s = 408 s é efetiva.
O fato do limite de reinicio ser excedido por um curto tempo não significa uma sobrecarga térmica. Isso, ao invés, indica que a sobrecarga térmica do rotor resultaria se o
motor fosse imediatamente desligado e reiniciado.
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285
2 Funções
Figura 2-116
Duas Partidas a Quente Seguidas por Funcionamento Contínuo
2.37.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
6601
RESTART INHIBIT
OFF
ON
Block relay
OFF
Inibição de Reinício para Motores
6602
IStart/IMOTnom
1.5 .. 10.0
4.9
I Partida Nominal do Motor
6603
T START MAX
3.0 .. 320.0 sec
8.5 sec
Tempo Máximo de Partida
Permissível
6604
T EQUAL
0.0 .. 320.0 min
1.0 min
Tempo de Equalização de
Temperatura
6606
MAX.WARM STARTS
1 .. 4
2
Número Permissível de Partidas
a Quente
6607
#COLD-#WARM
1 .. 2
1
Número de Partidas a Frio Partidas a Quente
6608
Kτ at STOP
1.0 .. 100.0
5.0
Extensão da Constante de Tempo
na Parada
6609
Kτ at RUNNING
1.0 .. 100.0
2.0
no Funcionamento
6610
T MIN. INHIBIT
0.2 .. 120.0 min
6.0 min
Tempo Mínimo da Inibição de
Reinício
286
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No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
4822
>BLK Re. Inhib.
SP
>BLOQUEAR Inibição de reinício do motor
4823
>Emer. Start ΘR
SP
>Partida de emergência do rotor
4824
Re. Inhibit OFF
OUT
Inibição de reinício do motor está DESLIGADA
4825
Re. Inhibit BLK
OUT
Inibição de reinício do motor está BLOQUEADA
4826
Re. Inhibit ACT
OUT
Inibição de reinício do motor está ATIVA
4827
Re. Inhib. TRIP
OUT
TRIP da Inibição de reinício do motor
4828
>RM th.rep. ΘR
SP
>Resetar memória térmica do rotor
4829
RM th.rep. ΘR
OUT
Reset memória térmica do rotor
4830
Re. Inhib.ALARM
OUT
Alarme da inibição de reinício do motor
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287
2 Funções
2.38
A proteção de falha do disjuntor pode ser designada para as entradas de corrente do
lado 1 ou do lado 2 durante a configuração das funções de proteção (veja Seção 2.4).
A função de proteção de falha do disjuntor monitora as manobras adequadas de
desligamento do disjuntor relevante. Na proteção de máquinas são tipicamente os
disjuntores principais.
Modo de Operação
Os seguintes dois critérios estão disponíveis para a proteção de falha do disjuntor:
• Verificação se a corrente em todas as três fases atingem um limite seguindo-se
comando de trip,
• Avaliação da posição do contato auxiliar do disjuntor para funções de proteção
onde o critério de corrente é talvez não representativo, por exemplo, proteção de
freqüência, proteção de tensão, proteção de falta à terra do rotor.
Se o disjuntor não abriu após uma temporização programável, (falha do disjuntor), um
disjuntor de nível mais alto pode iniciar a desconexão (veja o exemplo seguinte).
Figura 2-117
Iniciação
Princípio da Função da Proteção de Falha do Disjuntor
A função de proteção de falha do disjuntor pode ser iniciada por duas fontes
diferentes:
• Funções internas do 7UM62, como por exemplo comandos de trip das funções de
proteção ou via CFC (funções de lógica internas),
• comandos externos de partida, por exemplo, via entrada binária.
Critério
288
Os dois critérios de pickup (critério de corrente , contato auxiliar do disjuntor) são OR
(OU) combinados. No caso de um trip sem corrente de curto-circuito, por exemplo,
para proteção de tensão em carga leve, a corrente não é um critério seguro para a
resposta do disjuntor. Por essa razão o pickup também se faz possível usando o
critério do contato auxiliar do disjuntor.
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2.38 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF)
O critério de corrente é preenchido se pelo menos uma das três correntes de fase
exceder a um valor limite parametrizado (CIRC. BR. I>). O dropout é executado se
todas as três correntes de fase cairem abaixo de 95% do valor limite de pickup.
No estado de operação 0, o critério de corrente está inativo. A proteção de falha do
disjuntor só pode tornar-se ativa com os contatos auxiliares do disjuntor.
Se a entrada binária do contato auxiliar do disjuntor está inativa, somente o critério de
corrente está efetivo e a proteção de falha do disjuntor não pode tornar-se ativa com
um sinal de trip se a corrente está abaixo do limite CIRC. BR. I>.
Recurso de Dois
Canais
Para aumentar a segurança e proteger contra possíveis impulsos de perturbações a
entrada binária para um sinal de trip externo é estabilizada. Esse sinal externo deve
estar presente durante todo o período da temporização. Caso contrário, o temporizador é resetado e nenhum sinal de trip é emitido. Uma entrada binária redundante
„>ext.start2 B/F“ está “linkada” para reforçar a segurança contra operação
indesejada. Isso significa que não é possível iniciação a menos que ambas as
entradas binárias estejam ativadas. O recurso de dois canais também está efetivo
para iniciação “interna”.
Lógica
Se ocorreu pickup da proteção de falha do disjuntor, uma mensagem correspondente
é transmitida e inicia uma temporização parametrizada. Se o critério de pickup ainda
estiver preenchido ao expirar essa temporização, uma avaliação de fonte redundante
antes da eliminação da falta é iniciada via uma combinação (E) AND através de um
disjuntor de nível mais alto.
Um pickup não ocorre e nenhum comando de trip é produzido pela proteção de falha
do disjuntor se:
•
uma condição de partida interna (Relé de saída BO3 ou via CFC) ou
„>ext.start1 B/F“ ou „>ext.start2 B/F“ ocasionam dropoff do pickup.
• um sinal de trip das funções de proteção ainda existe, enquanto o critério de
corrente e o critério do contato auxiliar fornecem dropout.
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289
2 Funções
A figura seginte mostra o diagrama lógico da função de proteção de falha do disjuntor.
A proteção completa de falha do disjuntor pode ser ativada ou desativada via
parâmetros e também bloqueada dinamicamente pela entrada binária “>BLOCK
BkrFail“ (durante verificação de proteção de máquina, por exemplo).
Figura 2-118
290
Diagrama Lógico da Proteção de Falha do Disjuntor
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Geral
A proteção de falha do disjuntor só está efetiva e disponível se o endereço 170
BREAKER FAILURE foi ajustado para o Lado 1 ou Lado 2 durante a configuração.
Se a função não for requerida, é ajustada para Disabled. O endereço 7001
BREAKER FAILURE serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear
somente o comando de trip (Block relay).
A medição de corrente para a proteção de falha do disjuntor pode ser executada tanto
do lado 1 (entradas IL, S1) quanto do lado 2 (entradas IL, S2). É recomendado usar o
lado do terminal dos TCs, isto é, lado 1.
Critério
O parâmetro 7002 TRIP INTERN serve para selecionar o critério OFF de um pickup
interno. Pode ser implementado pela leitura do estado de chaveamento do relé de
saída BO12 destinado para isso (7002 TRIP INTERN = BO12) ou por um “link” lógico
criado no CFC (= CFC) (Mensagem 1442 „>int. start B/F“). Também pode ser
completamente desativado (7002 TRIP INTERN = OFF). Neste caso, só fontes
externas têm efeito.
Nota: Tenha cuidado de que somente a saída binária livre de potencial BO12 (relé
BO12) pode ser usada para a proteção de falha do disjuntor. Isso significa que trips
dos disjuntores principais (ou de um disjuntor particular que está sendo monitorado)
devem estar configurados para essa saída binária.
O limite de pickup 7003 CIRC. BR. I> ajuste do critério de corrente, se aplica para
todas as três fases. O usuário deve selecionar um valor assegurando que a função
ainda ofereça pickup mesmo para corrente operacional mais baixa do que a esperada. Por essa razão, o valor deverá ser ajustado pelo menos 10% abaixo da mínima
corrente operacional.
Entretanto, o valor de pickup não deverá ser selecionado mais baixo do que o
necessário, como um ajuste muito sensitivo que ponha em risco o prolongamento do
tempo de dropout devido a processos de balanceamento no circuito secundário do
transformador de corrente durante o desligamento de correntes pesadas.
Temporização
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A temporização é parametrizada no endereço 7004 TRIP-Timer e está baseada no
tempo de desconexão máximo do disjuntor, o tempo de dropout da detecção de
sobrecorrente mais uma margem de segurança que leve em consideração desvio de
andamento da temporização. As seqüências de tempo estão ilustradas na figura
seguinte.
291
2 Funções
Figura 2-119
Seqüência de Tempo para a Eliminação Típica de Falta e para Falha do
Disjuntor
2.38.3 Ajustes
A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna “C” (Configuração) indica a
correspondente corrente nominal secundária do transformador de corrente.
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
7001
BREAKER FAILURE
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Falha do
Disjuntor
7002
TRIP INTERN
OFF
BO12
CFC
OFF
Partida com comando
interno de TRIP
7003
CIRC. BR. I>
1A
0.04 .. 2.00 A
0.20 A
5A
0.20 .. 10.00 A
1.00 A
Pickup da Supervisão de
Corrente
0.06 .. 60.00 sec; ∞
0.25 sec
7004
TRIP-Timer
Temporizador - TRIP
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
1403
>BLOCK BkrFail
SP
>BLOQUEAR falha do disjuntor
1422
>Break. Contact
SP
>Contatos do disjuntor
1423
>ext.start1 B/F
SP
>proteção falha do disjuntor partida externa 1
1441
>ext.start2 B/F
SP
>proteção falha do disjuntor partida externa 2
1442
>int. start B/F
SP
>proteção falha do disjuntor partida interna
1443
int. start B/F
OUT
Partida interna proteção falha do disjuntor
1444
B/F I>
OUT
Falha do disjuntor I>
1451
BkrFail OFF
OUT
Falha do disjuntor está DESLIGADA
1452
BkrFail BLOCK
OUT
Falha do disjuntor está BLOQUEADA
1453
BkrFail ACTIVE
OUT
Falha do disjuntor está ATIVA
1455
B/F picked up
OUT
Proteção falha do disjuntor: pickup
1471
BrkFailure TRIP
OUT
TRIP Falha do disjuntor
292
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2.39 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27)
2.39
A proteção contra energização inadvertida serve para limitar dano por conexão
acidental do estacionário ou já iniciado, mas ainda não sincronizado, gerador, pela
rápida atuação do disjuntor do gerador. Uma conexão a uma máquina estacionária é
equivalente à conexão a um resistor de baixa resistência. Devido à tensão nominal
impressa pelo sistema de potência, o gerador dá a partida com um alto escorregamento como uma máquina assíncrona. Neste contexto, altas correntes não
permissíveis são induzidas dentro do rotor e podem finalmente destruí-lo.
Critério
A proteção contra energização inadvertida só intervém se as grandezas medidas
ainda não existem na área de trabalho de freqüência válida (condição operacional 0,
com uma máquina estacionária) ou se uma subtensão abaixo da freqüência nominal
está presente (máquina já partiu. mas ainda não está sincronizada). A proteção de
energização inadvertida é bloqueada por um critério de tensão na transgressão de
uma tensão mínima, para prevenir pickup durante operação normal. Esse bloqueio é
temporizado para evitar que a proteção seja imediatamente bloqueada no evento de
uma conexão não intencional. Uma outra temporização de pickup é necessária para
evitar uma operação indesejável durante faltas de alta corrente com fortes quedas de
tensão. Uma temporização de dropout permite uma medição limitada em tempo.
Como a proteção de energização inadvertida deve interferir rapidamente, os valores
de corrente instantânea são monitorados por uma ampla faixa de freqüência já na
condição operacional 0. Se as grandezas medidas válidas existirem (condição
operacional 1), a tensão de seqüência de fase positiva, a freqüência para bloqueio da
proteção de energização inadvertida assim como os valores de corrente instantânea
são avaliados como critério para trip.
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a poteção de energização
inadvertida. Essa função pode ser bloqueada via uma entrada binária. Por exemplo,
a existência de uma tensão de excitação pode ser usada aqui como um critério
adicional. Como a tensão é um critério necessário para habilitação da proteção de
energização inadvertida, os transformadores de potencial devem ser monitorados.
Isso é feito pelo Monitoramento de Falha do Fusível (FFM). Se for detectado uma falta
do transformador de potencial, o critério de tensão da proteção de energização
inadvertida é desativado.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
293
2 Funções
Figura 2-120
Diagrama Lógico da Proteção contra Energização Inadvertida (Proteção de
Máquina Estática)
Geral
A proteção de energização inadvertida só está efetiva e disponível se o endereço 171
INADVERT. EN. for ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função
não for requerida, é ajustada para Disabled. O endereço 7101 INADVERT. EN.
serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando
de trip (Blockk relay).
Criterio
O parâmetro 7102 I STAGE serve para especificar o limite de pickup de corrente da
função de proteção de energização inadvertida. Como regra, esse limite é ajustado
mais sensitivo do que o valor limite da proteção de sobrecorrente temporizada. Neste
caso, a proteção de energização inadvertida só pode estar efetiva se os dispositivos
estiverem tanto na condição operacional 0, quanto se ainda não tiverem sido atingidas as condições nominais. O parâmetro 7103 RELEASE U1< serve para definir
essas condições nominais. O ajuste típico é de cerca de 50% a 70 % da tensão nominal. O valor do parâmetro está baseadao nas tensões fase-fase. Um ajuste de 0 V
desativa o trip da tensão. Entretanto, isso só deverá ser usado se 7102 I STAGE será
usado como terceiro estágio de proteção de sobrecorrente temporizada, em um
ajuste muito alto.
O parâmetro 7104 PICK UP T U1< representa a temporização para a liberação da
condição de trip com subtensão. O usuário deverá selecionar um valor mais alto para
essa temporização, do que aquele para a temporização de trip da proteção de
sobrecorrente temporizada.
A temporização para bloquear as condições de trip quando a tensão está acima do
limite de subtensão é ajustado em 7105 DROP OUT T U1<. A poteção de
energização inadvertida é bloqueada somente após esse tempo de forma a habilitar
um trip subseqüente para conexão.
294
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.39 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27)
A figura seguinte ilustra o curso de eventos durante uma conexão indesejada na
máquina em estado estacionário e, em contraste a isso, durante um colapso de
tensão em curto-circuito próximo aos terminais do gerador.
Figura 2-121
Seqüências Cronológicas da Proteção contra Energização Inadvertida
2.39.3 Ajustes
End.
Parâmetro
7101
INADVERT. EN.
7102
I STAGE
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
ON
Block relay
OFF
5A
0.5 .. 100.0 A; ∞
1.5 A
Pickup do Estágio I
1A
0.1 .. 20.0 A; ∞
0.3 A
7103
RELEASE U1<
10.0 .. 125.0 V; 0
50.0 V
Liberação Limite U1<
7104
PICK UP T U1<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
5.00 sec
Temporização de Pickup T
U1<
7105
DROP OUT T U1<
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização de Drop
Out T U1<
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
295
2 Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5533
>BLOCK I.En.
SP
>BLOQUEAR proteção contra energização inadvertida
5541
I.En. OFF
OUT
Energização inadvertida está DESLIGADA
5542
I.En. BLOCKED
OUT
Energização inadvertida está BLOQUEADA
5543
I.En. ACTIVE
OUT
Energização inadvertida está ATIVA
5546
I.En. release
OUT
Liberação estágio corrente
5547
I.En. picked up
OUT
Pickup Energização inadvertida
5548
I.En. TRIP
OUT
TRIP da proteção contra energização inadvertida
296
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.40 Proteção de Tensão / Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC)
2.40
Proteção de Tensão / Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC)
Para detectar tensões DC, correntes DC e pequenas grandezas AC, o 7UM62 está
equipado com uma entrada de transdutor de medição (TD1) que tanto pode ser usada
para tensões (±10 V) quanto para correntes (±20 mA). Tensões DC mais altas são
conectadas via um divisor de tensão externo. A proteção de tensão DC/corrente DC
pode ser usada, por exemplo, para o monitoramento da tensão de excitação de
máquinas síncronas ou para a detecção de faltas à terra na seção DC do conversor
de partida de um conjunto de turbina a gás.
Princípio da
Função
Um transdutor de medição executa a conversão analógica/digital da grandeza
medida. O transdutor de medição fornece para isolação galvânica, um filtro digital que
integra a tensão de medição por dois ciclos e elimina o conteúdo de alto ripple ou
picos não periódicos. Um valor médio de 32 amostras é gerado. Como são amostrados valores absolutos, o resultado é sempre positivo. Assim, a polaridade da tensão
não é considerada. Quando estão presentes grandezas AC medidas inadequadas
(“condição operacional 0"), a proteção de tensão DC ainda está operativa. O valor
médio é então calculado sobre 4 x 32 amostras de valores medidos.
Se, em casos especiais, uma tensão AC tiver de ser medida via essa entrada
analógica, o valor RMS deverá ser ajustado na proteção. O fator 1.11 entre o valor rms
e o valor médio é reconhecido dentro da função de proteção.
Opcionalmente, essa função pode ser usada para monitoramento de pequenas
correntes, desde que a entrada TD tenha sido configurada como entrada de corrente
e os ajustes dos jumpers associados na C-I/O-6 tenham sido mudados. Se o ajuste
de jumper não casa com os parâmetros de configuração, é emitida uma mensagem
de erro.
A proteção pode ser operada para sobretensão ou subtensão. O pickup pode ser
bloqueado via uma entrada binária e o sinal de saída pode ser temporizado.
Monitoramento da
Tensão de
Excitação
A figura seguinte mostra o monitoramento da tensão de excitação. A tensão de
excitação é diminuida para um nível processável por um divisor de tensão e
alimentada para o transdutor de medição.
Figura 2-122
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Proteção de Tensão DC para Monitoramento da Tensão de Excitação
297
2 Funções
Detecção de Falta à
Terra no Conversor
de Partida
Se ocorre uma falta à terra no circuito conversor de partida, uma corrente flui através
de todas as partes aterradas do sistema devido à tensão DC. Como os
transformadores de aterramento de neutro têm uma resistência ôhmica mais baixa do
que os transformadores de potencial, a carga térmica é mais alta neles.
A corrente DC é convertida em uma tensão em um shunt e alimentada via um
conversor de shunt para o transdutor de medição do dispositivo.
Conversores shunt podem ser transdutores de medição tal como o 7KG6131. Para
curtas distâncias entre o conversor de shunt e o dispositivo de proteção, uma entrada
de tensão pode ser usada. Para distâncias mais longas, use a versão com entrada de
corrente (-20 a 20 mA ou 4 a 20 mA).
Figura 2-123
Proteção da Tensão DC para Detecção de Falta à Terra no Conversor de Partida
Figura 2-124
Diagrama Lógico da Proteção de Tensão DC
298
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Geral
A proteção de tensão DC só está efetiva e disponível se foi ajustada para Enabled
no endereço 172 DC PROTECTION. Se a função não é requerida, é ajustada para
Disabled. Para o transdutor 1 de medição, associado, endereço 295 TRANSDUCER
1 ajuste para uma das alternativas 10 V, 4-20 mA ou 20 mA (veja seção 2.5).
Os jumpers X94, X95 e X67 no módulo C-I/O-6 serão usados no hardware se a
entrada do transdutor de medição for uma tensão ou uma entrada de corrente (veja
Seção 3.1.2 no capítulo “Instalação e Comissionamento“). Seus ajustes devem corresponder aos ajustes do endereço 295. Caso contrário, o dispositivo é bloqueado e
emite uma anunciação desse efeito. Quando o relé sai de fábrica, os jumpers e os
parâmetros de configuração estão ajustados para medição de tensão.
O endereço 7201 DC PROTECTION serve para manobrar a função para ON ou OFF
Normalmente um filtro de valor médio integrado é ligado. Um elevado conteúdo de
Ripple ou picos não periódicos na tensão de medição são proporcionalizados dessa
maneira. A polaridade das tensões medidas não é considerada uma vez que se
tomam valores absolutos.
Alternativamente, uma tensão AC senoidal pode ser medida (Endereço 7202
MEAS.METHOD = RMS). A proteção então multiplica o valor médio retificado por 1.11.
A freqüência da tensão AC deve casar com a freqüência de outras grandezas AC,
porque a última determina a relação de amostragem. A máxima amplitude AC não
deve exceder 10 V, assim para medição de valor rms, um ajuste máximo de 7.0 Vrms
é razoável. A tensão secundária mais alta resultante pode ser reduzida por meio de
um divisor de tensão.
A proteção tensão DC/corrente DC pode ser ajustada para operar para proteção de
sobretensão no endereço 7203 DC >/< = DC > ou proteção de subtensão = DC <.
Limite de Pickup
Dependendo se a entrada de corrente ou tensão ter sido ajustada no endereço 295
TRANSDUCER 1, um dos seguintes parâmetros está disponível, enquanto o outro está
oculto:
• Limite de medição de tensão: 7204 U DC ><
• Limite de medição de corrente: 7205 I DC ><
Quando o ajuste de valores de pickup (Endereço 7204), a relação de um divisor de
tensão – se equipado – tem que ser considerada.
Exemplos de
Aplicação
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Quando usada para monitoramento de tensão de excitação, a proteção de corrente
DC está configurada para operar para subtensão; o limite de pickup é ajustado para
aproximadamente 60 % a 70 % da tensão de excitação sem carga. Os usuários
deverão ter o cuidado de que normalmente um divisor de tensão está conectado entre
a proteção e a tensão de excitação (veja acima).
299
2 Funções
Uma outra aplicação típica é a proteção de falta à terra para o conversor de partida
de um conjunto de turbina a gás. No caso de uma falta à terra no circuito DC, metade
da tensão DC está presente entre o ponto estrela do transformador e a terra se o
ponto estrela do transformador não está aterrado. Essa tensão pode ser considerada
como a tensão de alimentação da corrente à terra. Como os pontos estrela do
transformador estão aterrados, a corrente fluindo é determinada pela tensão de
alimentação e a resistência ôhmica de todos os transformadores que estão
galvânicamente conectados ao grupo conversor e aterrado. Essa corrente DC está
normalmente entre cerca de 3 e 4 A.
Para um conversor de partida com um transformador de partida de UN, ST ≈ 1.4 kV e
um circuito de ponte de 6 pulsos, existirá uma tensão DC de UDC ≈ 1.35 · UN, ST =
1.89 kV. No caso de uma falta à terra no circuito intermediário, a “tensão residual” será
a metade da tensão DC (UDC, fault = 0.5 UDC = 945 V).
Se assumirmos que o transformador de aterramento tem uma resistência de
enrolamento ôhmica de R ≈ 150 Ω, uma corrente I0 = 945 V/150 Ω = 6.3 A fluirá
através de seu ponto estrela.
Nota: A resistência de enrolamento ôhmica dos transformadores de aterramento e de
neutro podem diferir amplamente dependendo do tipo. Para uma aplicação concreta,
elas deverão ser obtidas do fabricante, ou determinadas por medições.
Sem trip, a corrente de falta à terra causaria uma sobrecarga de temperatura que
destruiria os transformadores de potencial em conexão estrela e o transformador de
aterramento. Para assegurar pickup confiável da proteção, ela é ajustada para um
valor menor que a metade da corrente de falta , nesse exemplo para 2 A. Com o shunt
e o conversor shunt usado no exemplo, essa corrente causa uma corrente secundária
de 4 mA (veja acima) (corrente de falta ≈ 6 A, vaor de pickup selecionado = 2 A, valor
de ajuste = 4 mA).
Temporização
A temporização pode ser ajustada no endereço 7206 T DC. O tempo de ajuste é uma
temporização adicional que não inclui os tempos de operação (tempo de medição,
tempo de dropout) da função de proteção.
Para a partida a proteção de corrente de falta à terra T DC é determinada pela carga
de temperatura permissível do transformador de aterramento e/ou de neutro. Um
valor de 2 s ou menor é bastante comum.
Nota: Deverá ser observado que na condição de operação 0, os tempos de operação
para pickup e dropout são 4 vezes mais longos devido ao procedimento mais
complexo de filtro necessário para eliminar perturbações.
300
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.40.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
7201
DC PROTECTION
OFF
ON
Block relay
OFF
Tensão DC/Proteção de Corrente
7202
MEAS.METHOD
mean value
RMS
mean value
(Valores MEAN/RMS)
7203
DC >/<
DC >
DC <
DC >
Método de Operação (DC >/<)
7204
U DC ><
0.1 .. 8.5 V
2.0 V
Pickup Tensão DC
7205
I DC ><
0.2 .. 17.0 mA
4.0 mA
Pickup Corrente DC Current
7206
T DC
0.00 .. 60.00 sec; ∞
2.00 sec
Temporização de Trip da
Proteção DC
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
5293
>BLOCK DC Prot.
SP
>BLOQUEAR Proteção DC
5301
DC Prot. OFF
OUT
Proteção DC está DESLIGADA
5302
DC Prot.BLOCKED
OUT
Proteção DC está BLOQUEADA
5303
DC Prot. ACTIVE
OUT
Proteção DC está ATIVA
5306
DC Prot.pick.up
OUT
Pickup da proteção DC
5307
DC Prot. TRIP
OUT
TRIP da proteção DC
5308
Failure DC Prot
OUT
Falha da proteção DC
7UM62 Manual
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301
2 Funções
2.41
Saídas Analógicas
Dependendo da variante solicitada, a proteção de máquina 7UM62 pode ter até
quatro saídas analógicas (módulos plug-in nas ports B e D). Pela versão V4.62 do
firmware, valores medidos selecionados adicionais podem ser emitidos via saída
analógica universal (designação do tipo 2). Isso permite saídas de 4 a 20mA, por
exemplo, ambas com valores positivos e negativos. A saída analógica anterior
(designação do tipo 1) de valores positivos apenas, ainda pode ser usada.
Os valores a serem transmitidos através destas interfaces foram especificados
durante a configuração do escopo das funções de proteção. A tabela seguinte
destaca os valores medidos que podem ser transmitidos pelos dois tipos de saída
analógica.
Tabela 2-13
No máximo quatro das seguintes saídas analógicas estão disponíveis:
Valor medido
Descrição
Escala
Tipo 1 Tipo 2
I1
Componente da corrente de seqüência em % baseada na corrente IN do gerador
positiva
X
X
I2
Componente da corrente de seqüência em % baseada na corrente IN do gerador
negativa
X
X
IEE1
Corrente de terra sensitiva
em % baseada em 100 mA
X
IEE2
Corrente de terra sensitiva
em % baseada em 100 mA
X
U1
Componente da tensão de seqüência
positiva
em % baseada na tensão UN do gerador/√3
X
U0
Componente da tensão de seqüência
zero
em % baseada na tensão UN do gerador/√3
X
U03H
3. Tensão harmônica
em % baseada em 0.1 da tensão UN do
X
gerador/√3 (valores relativamente pequenos)
|P|
Total absoluto de potência real
em % baseada na potência SN do gerador
X
|Q|
Total absoluto de da potência reativa
X
P
Potência real
Q
Potência reativa
S
Potência aparente
X
X
X
X
X
f
Freqüência
em % baseada na freqüência nominal fN
X
U/f
Sobreexcitação
em % baseada nos valores nominais do
objeto protegido
X
PHI
Ângulo de potência
em % baseada em 90°
X
PHI
Ângulo de potência
em % baseada em 90° (-180° a +180°)
(-180° = -200% e +180° = +200%)
|cos ϕ|
Total absoluto de fator de potência
em % baseada em 1
X
X
cos ϕ
Fator de potência
em % baseada em 1
ΘR/ΘR Trip
Temperatura do rotor
em % baseada na temperatura máxima
permissível do rotor
X
ΘS/ΘS Trip
Temperatura do estator
em % baseada na temperatura de trip
X
RE REF
Resistência à terra do rotor (método de em % baseada em 100 kΩ
medição fN)
302
X
X
X
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C53000-G1179-C149-2
2.41 Saídas Analógicas
Valor medido
Descrição
Escala
Tipo 1 Tipo 2
RE REF 1-3Hz Resistência à terra do rotor (método de em % baseada em 100 kΩ
medição1-3 Hz)
X
RE SEF
X
Resistência à terra do rotor "Secundário" em % baseada em 100 Ω
Os valores de operação nominais são aqueles configurados nos Endereços 251 UN
GEN/MOTOR e 252 SN GEN/MOTOR (veja também a seção 2.5).
Para valores medidos que podem ser negativos (potência, fator de potência), valores
absolutos são formados e emitidos (output) no tipo de saída 1 (versão anterior). A
saída analógica tipo 2 (adicionalmente disponível pela versão V4.62 do firmware)
permite da mesma forma, a saída de valores negativos (veja exemplo 2 de ajuste).
Valores analógicos são emitidos (output) como correntes injetadas. As saídas
analógicas têm uma faixa nominal entre 0 mA e 20 mA, suas faixas de operação
podem ser de até 22.5 mA. O fator de conversão e a faixa de validação podem ser
parametrizados.
Nota:
Se ambos os tipos de saídas analógicas foram designados para um canal analógico
por acidente ou por erros cometidos no processo, 0mA será a saída para a corrente
como resposta ao mau funcionamento.
Geral
Você especificou durante a configuração das saídas analógicas (Seção 2.4.2,
Endereços 173 a 176) quais saídas analógicas disponíveis no dispositivo devem ser
usadas para determinados valores medidos. Favor levar em consideração que um
tipo de saída pode estar designado para somente um canal analógico. Se uma função
não é necessária, ajuste para Disabled (Desativado). Os outros parâmetros
associados com esta saída analógica estão ocultos neste caso.
Valores medidos
para saídas
analógicas Tipo 1
Uma vez que os valores medidos são selecionados para as saídas analógicas (Seção
2.4.2, Endereços 173 a 176), ajuste o fator de conversão e a faixa válida para as
saídas disponíveis, como a seguir:
• Para a saída analógica B1 no local "B" (port B1):
No Endereço 7301 20 mA (B1) = o valor percentual a ser mostrado em 20 mA.
No Endereço 7302 MIN VALUE (B1) o menor valor válido.
• Para a saída analógica B2 no local "B" (port B2):
No Endereço 7303 20 mA (B2) = o valor percentual a ser mostrado em 20 mA.
No Endereço 7304 MIN VALUE (B2) o menor valor válido.
• Para a saída analógica D1 no local "D" (port D1):
No Endereço 7305 20 mA (D1) = o valor percentual a ser mostrado em 20 mA.
No Endereço 7306 MIN VALUE (D1) o menor valor válido.
• Para a saída analógica D2 no local "D" (port D2):
No Endereço 7307 20 mA (D2) = o valor percentual a ser mostrado em 20 mA.
No Endereço 7308 MIN VALUE (D2) o menor valor válido.
O valor máximo possível é 22.0 mA; em caso de overflow (valor fora da faixa máxima
permissível) 22.5 mA será o valor emitido.
O diagrama seguinte ilustra as relações.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
303
2 Funções
Figura 2-125
Definição da representação da faixa de saída (Tipo 1)
Exemplo 1:
Os componentes de seqüência positiva das correntes devem ser anunciados como
saída analógica B1 no local "B". 10 mA deve ser o valor na corrente de operação
nominal, conseqüentemente 20 mA correspondem a 200 %. Valores abaixo de 1 mA
são inválidos.
Ajustes:
Endereço 7301 20 mA (B1) = 200.0 %,
Endereço 7302 MIN VALUE (B1) = 1.0 mA.
Valores medidos
para saídas
analógicas Tipo 2
(adicionalmente
disponível saída
analógica pela
versão V4.62 do
firmware)
304
Os valores medidos podem ser emitidos universalmente com esse tipo de saída
analógica. A faixa de valor selecionada para os valores medidos e adicionalmente sa
corrente da interface analógica a dar saída pode ser ampliada.
Com os endereços 200, 201, 202 e 203 você define quais as saídas analógicas
(B1, B2, D1 and D2) que serão usadas para qual valor medido.
Quando você selecionar os valores medidos para as saídas analógicas, faça por
favor, os seguintes ajustes:
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
• Para entrada analógica 1 na localização B (Porta B1):
Endereço 7310 MIN. VALUE (B1/2) o valor de referência mínimo em %,
Endereço 7311 MIN.OUTPUT(B1/2) o valor de saída de corrente mínimo em mA,
Endereço 7312 MAX. VALUE (B1/2) o valor de referência máximo em %,
Endereço 7313 MAX.OUTPUT(B1/2) o valor de saída de corrente máximo em mA
• Para entrada analógica 2 na localização B (PortaB2):
Endereço 7320 MIN. VALUE (B2/2) o valor de referência mínimo em %,
Endereço 7321 MIN.OUTPUT(B2/2) o valor de saída de corrente mínimo em mA,
Endereço 7322 MAX. VALUE (B2/2) o valor de referência máximo em %,
Endereço 7323 MAX.OUTPUT(B2/2) o valor de saída de corrente máximo em mA
• Para entrada analógica 3 na localização D (Porta D1):
Endereço 7330 MIN. VALUE (D1/2) o valor de referência mínimo em %,
Endereço 7331 MIN.OUTPUT(D1/2) o valor de saída de corrente mínimo em mA,
Endereço 7332 MAX. VALUE (D1/2) o valor de referência máximo em %,
Endereço 7333 MAX.OUTPUT(D1/2) o valor de saída de corrente máximo em mA
• Para entrada analógica 4 na localização D (Porta D2):
Endereço 7340 MIN. VALUE (D2/2) o valor de referência mínimo em %,
Endereço 7341 MIN.OUTPUT(D2/2) o valor de saída de corrente mínimo em mA,
Endereço 7342 MAX. VALUE(D2/2) o valor de referência máximo em %,
Endereço 7343 MAX.OUTPUT(D2/2) o valor de saída de corrente máximo em mA
O valor de saída de corrente máximo é determinado pelo parâmetro de ajuste
(endereço 73x3). Ele pode ser ajustado para no máximo 22 mA. Para valores
medidos mais altos do que o valor de referência máxima esse valor de saída de
corrente máximo parametrizado é emitido. Para valores medidos abaixo do valor de
referência mínimo o valor de saída de corrente mínimo parametrizado é emitido. As
faixas de ajustes são tais que tanto valores negativos quanto positivos podem estar
representados pela faixa de saída, quando sejam necessários para display de P, Q,
cos ϕ (P.F.). O ajuste do valor de referência mínimo (endereço 73x0) deve ser mais
baixo do que o valor de referência máximo (endereço 73x2) (aumento positivo) como
regra. Se esse não for o caso, será emitido 0 mA.
O diagrama seguinte ilustra as relações.
Figura 2-126
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Definição de representação de faixa de saída (Tipo 2)
305
2 Funções
Exemplo 2:
A potência reativa Q com sinal terá saída de 4 a 20 mA via saída analógica D1. A
potência reativa Q = 0 % deve corresponder a corrente de 12 mA. Como a potência
reativa refere-se a potência aparente nominal do objeto protegido, 80 % são
suficientes como valor de referência.
Resultam os seguintes ajustes:
Endereço 7330 MIN. VALUE (D1/2) = -80%
Endereço 7331 MIN.OUTPUT(D1/2) = 4 mA
Endereço 7332 MAX. VALUE (D1/2) = 80%
Endereço 7333 MAX.OUTPUT(D1/2) = 20 mA
Resultam disso, as relações entre valores medidos e valores de saída de corrente que
são mostrados na figura seguinte.
Figura 2-127
Exemplo de uma saída de potência reativa Q
Quando a máquina é operada com cos ϕ = 0.8, a potência real resultante é de 80 %
em relação à potência aparente. Dessa forma, a potência reativa é 60 % da potência
aparente. Esse valor medido de potência reativa resulta em um valor de saída de
18 mA.
306
7UM62 Manual
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2.41.3 Ajustes
Tipo 1 até endereço 7308, Tipo 2 a partir do endereço 7310.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
7301
20 mA (B1) =
10.0 .. 1000.0 %
200.0 %
20 mA (B1) correspondem a
7302
MIN VALUE (B1)
0.0 .. 5.0 mA
1.0 mA
Valor de saída (B1) válido de
7303
20 mA (B2) =
10.0 .. 1000.0 %
200.0 %
20 mA (B2) correspondem a
7304
MIN VALUE (B2)
0.0 .. 5.0 mA
1.0 mA
Valor de saída (B2) válido de
7305
20 mA (D1) =
10.0 .. 1000.0 %
200.0 %
20 mA (D1) correspondem a
7306
MIN VALUE (D1)
0.0 .. 5.0 mA
1.0 mA
Valor de saída (D1) válido de
7307
20 mA (D2) =
10.0 .. 1000.0 %
200.0 %
20 mA (D2) correspondem a
7308
MIN VALUE (D2)
0.0 .. 5.0 mA
1.0 mA
Valor de saída (D2) válido de
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
7310
MIN. VALUE(B1/2)
-200.00 .. 100,00 %
0.00 %
Saída de Porcentagem Mínima
(B1/2)
7311
MIN.OUTPUT(B1/2)
0 .. 10 mA
4 mA
Valor de Saída de Corrente Mínima
(B1/2)
7312
MAX. VALUE(B1/2)
10.00 .. 200.00 %
100.00 %
Saída de Porcentagem Máxima
(B1/2)
7313
MAX.OUTPUT(B1/2)
10 .. 22 mA
20 mA
Valor de Saída de Corrente Máxima
(B1/2)
7320
MIN. VALUE(B2/2)
-200.00 .. 100.00 %
0.00 %
Saída de Porcentagem Mínima(B2/2)
7321
MIN.OUTPUT(B2/2)
0 .. 10 mA
4 mA
(B2/2)
7322
MAX. VALUE(B2/2)
10.00 .. 200.00 %
100.00 %
(B2/2)
7323
MAX.OUTPUT(B2/2)
10 .. 22 mA
20 mA
(B2/2)
7330
MIN. VALUE(D1/2)
-200.00 .. 100.00 %
0.00 %
Saída de Porcentagem Mínima(D1/2)
7331
MIN.OUTPUT(D1/2)
0 .. 10 mA
4 mA
(D1/2)
7332
MAX. VALUE(D1/2)
10.00 .. 200.00 %
100.00 %
(D1/2)
7333
MAX.OUTPUT(D1/2)
10 .. 22 mA
20 mA
(D1/2)
7340
MIN. VALUE(D2/2)
-200.00 .. 100.00 %
0.00 %
Saída de Porcentagem Mínima(D2/2)
7341
MIN.OUTPUT(D2/2)
0 .. 10 mA
4 mA
(D2/2)
7342
MAX. VALUE(D2/2)
10.00 .. 200.00 %
100.00 %
(D2/2)
7343
MAX.OUTPUT(D2/2)
10 .. 22 mA
20 mA
(D2/2)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
307
2 Funções
2.42
Funções de Monitoramento
O dispositivo está equipado com extensivas capacidades de monitoramento - tanto
para o hardware quanto para o software. Em adição, os valores medidos também são
constantemente monitorados quanto à plausibilidade, sendo assim, os circuitos de
transformador de corrente e de transformador de potencial estão amplamente
integrados no monitoramento.
2.42.1 Supervisão de Medição
2.42.1.1 Monitoramento do Hardware
O monitoramento do dispositivo extende-se das entradas de medição às saídas
binárias. Circuitos de monitoramento e processador verificam o hardware quanto a
mau funcionamento e condições inadmissíveis (veja também a Tabela 2-14).
Tensões Auxiliares
e de Referência
A tensão do processador de 5 VDC é monitorada pelo hardware desde que se ela
chegar abaixo do valor mínimo, o processador não está mais funcionando. Neste
caso, o dispositivo é colocado fora de operação. Quando retorna a tensão normal o
sistema processador é reiniciado.
Falha ou desligamento da tensão de alimentação remove o dispositivo da operação
e uma mensagem é imediatamente gerada pelo “contato vivo”("life contact") (um
contato alternativamente NO ou NC). Breves interrupções de tensão auxiliar de
menos do que 50 ms não perturbam a prontidão de operação do dispositivo (para
tensão auxiliar nominal ≥ 110 VDC).
O processador monitora a tensão de referência do ADC (conversor analógico-digital).
No caso de desvios inadmissíveis a proteção é bloqueada; faltas persistentes são
sinalizadas (indicação: “Error A/D-conv.“).
308
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.42 Funções de Monitoramento
Bateria de Buffer
A bateria de buffer, que assegura a operação do relógio interno e armazenamento dos
contadores e mensagens no caso de falha da tensão auxiliar, é periodicamente
verificada quanto ao status de carga. Se a tensão cair abaixo da tensão mínima
permissível, o alarme “Fail Battery“ é emitido.
Se o dispositivo está isolado da tensão auxiliar por várias horas, a bateria de reserva
interna é desligada automaticamente, isto é, o temporizador não é mais registrado.
Mensagens e gravações de faltas entretanto, são mantidas armazenadas.
Componentes da
Memória
Todas as memórias de trabalho (RAMs) são verificadas durante a inicialização. Se
ocorrer uma falta nesse processo, a inicialização é cancelada e um LED começa a
piscar. Durante a operação as memórias são verificadas por meio de sua verificação
de soma (check sum).
Para a memória de programa (EPROM), a verificação de soma cruzada é
ciclicamente gerada e comparada com um programa de referência armazenado de
verificação de soma cruzada (check sum).
Para a memória de ajustes, a verificaçãode soma cruzada (check sum) total é
formada ciclicamente e comparada com a verificação de soma cruzada (check sum)
que é recentemente gerada cada vez que ocorre um processo de ajuste.
Se ocorrer uma falta o sistema de processador é reiniciado.
Freqüência de
Amostragem
A freqüência de amostragem e o sincronismo entre os módulos de buffer interno é
continuamente monitorada. Se quaisquer desvios não puderem ser removidos por um
sincronismo renovado, então o sistema processador é reiniciado.
Aquisição de
Valores Medidos –
Correntes
Nos elementos de corrente existem três transformadores de entrada cada um no lado
1 e lado 2; a soma digitalizada das correntes dos transformadores de um lado devem
ser quase zero para geradores com ponto estrela isolado durante operação livre de
falta à terra. Uma falta do circuito de corrente é detectada se:
IF = | IL1 + IL2 + IL3 | > ΣI THRESHOLD S1 · IN + ΣI FACTOR S1 · Imax ou
IF = | IL1 + IL2 + IL3 | > ΣI THRESHOLD S2 · IN + ΣI FACTOR S2 · Imax
O componente ΣI FACTOR S1 · Imax ou ΣI FACTOR S2 · Imax leva em consideração
erros de transformação proporcionais de corrente admissíveis que possam ocorrer
especialmente durante faltas de altas correntes (veja a figura seguinte). A relação de
dropout é de cerca de 95 %.
Esse mau funcionamento é reportado como „Fail. Σ I Side1“ ou „Fail. Σ I
Side2“.
O monitoramento da soma de corrente só está efetivo para o lado para o qual o ponto
estrela tenha sido configurado (Endereço 242 ou 244) como Isolated (Isolado) nos
dados do sistema de potência.
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309
2 Funções
Figura 2-128
Aquisição de
Valores Medidos –
Tensões
Monitoramento da Soma de Corrente
Quatro entradas de medições estão disponíveis no elemento de tensão: Se três delas
são usadas para tensões fase-fase, e uma entrada para tensão residual (e–n tensão
do enrolamento delta aberto ou transformador de neutro) do mesmo sistema, uma
falta na soma de tensão fase-terra é detectada se:
| UL1 + UL2 + UL3 + kU · UE | > SUM.thres. U + SUM.Fact. U x Umax
SUM.thres. U e SUM.Fact. U são parâmetros de ajustes, e Umax é a mais alta das
tensões fase-terra.O fator kU considera as diferenças de relação de transformação
entre a entrada da tensão residual e as entradas de tensão de fase (Parâmetro kU =
Uph / Udelta, Endereço 225). O componente SUM.Fact. U x Umax considera os
erros de transformação proporcional de tensão admissíveis dos transdutores de
entrada, que podem ser especialmente grandes na presença de altas tensões (veja a
figura seguinte).
Esse mau funcionamento é reportado como „Fail Σ U Ph-E“.
Nota
O monitoramento da soma de tensão só está efetivo se uma tensão residual externa
está conectada à entrada de medição de tensão residual e isso é também notificado
via parâmetro 223 UE CONNECTION ao dispositivo.
O monitoramento da soma de tensão pode operar adequadamente somente se o fator
de adaptação Uph / Udelta no endereço 225 tiver sido corretamente configurado
(veja a Subseção 2.5.1).
310
7UM62 Manual
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Figura 2-129
Monitoramento da soma de tensão
2.42.1.2 Monitoramento do Software
Supervisão
(Watchdog)
Para monitoramento contínuo das seqüências do programa, um temporizador “watchdog” (cão de guarda), é fornecido no hardware (hardware watchdog) que irá resetar
e reinicializar completamente o sistema do processador no evento de falha do
processador ou se um programa está fora de sincronismo.
Um outro software watchdog assegura que qualquer erro no processamento dos
programas será reconhecido. Também dispara reinicialização do sistema do
processador.
Se tal mau funcionamento não for eliminado pela reinicialização, uma tentativa
adicional de reinicialização é feita. Após três tentativas mau sucedidas de
reinicialização dentro de um intervalo de tempo de 30 segundos, o dispositivo sai de
serviço automáticamente e o LED vermelho "Error" acende. O relé de prontidão
operacional abre (Contato vivo) ("Life contact") e emite um alarme (alternativamente
como contato NO ou NC).
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311
2 Funções
2.42.1.3 Monitorando Circuitos Externos do Transformador
Interrupções ou curto-circuitos nos circuitos secundários dos transformadores de
corrente e potencial, assim como faltas nas conexões (importante para o
comissionamento!), são detectadas e reportadas pelo dispositivo. Os valores
medidos são verificados ciclicamente por rotinas de “background” para esse
propósito, enquanto não existir a presença de faltas.
Simetria da
Corrente
As correntes alimentadas nas entradas de corrente do lado1 e do lado 2 são
monitoradas quanto à simetria. Durante operação normal do sistema um certo grau
de sime-tria das correntes é esperado. Essa simetria é verificada pelo dispositivo
usando um monitoramento de amplitude. A menor corrente de fase é comparada com
a maior corrente de fase. Assimetria é reconhecida se:
| Imin | / | Imax | < BAL. FACT. I S1 contanto que Imax / IN > BAL. I LIMIT S1 / IN
| Imin | / | Imax | < BAL. FACT. I S2 contanto que Imax / IN > BAL. I LIMIT S2 / IN
onde Imax é a maior das três correntes de fase e Imin é a menor. O fator de simetria
BAL. FACT. I S1 ou BAL. FACT. I S2 representa a assimetria admissível das
correntes de fase enquanto o valor limite BAL. I LIMIT S1 ou BAL. I LIMIT S2
é o limite inferior da faixa de operação desse monitoramento (veja a figura seguinte).
A relação de dopout é de cerca de 95 %.
Essa falta é sinalizada com „Fail. Isym 1“ ou „Fail. Isym 2“ separadamente
para o lado1 e lado 2.
Figura 2-130
312
Monitoramento da simetria da corrente
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Simetria da Tensão
Durante operação normal do sistema um certo grau de simetria entre as tensões é
esperado. Com duas tensões fase-fase e a tensão residual UE conectadas ao dispositivo, a terceira tensão fase-fase é calculada. Os valores médios retificados são formados pelas tensões fase-terra e verificados quanto à simetria de suas quantidades.
A menor tensão de fase é comparada com a maior. A assimetria é reconhecida se:
| Umin | / | Umax | < BAL. FACTOR U enquanto | Umax | > BALANCE U-LIMIT
Onde Umax é a mais alta das três tensões e Umin a menor. O fator de simetria BAL.
FACTOR U é a medida da assimetria das tensões do condutor; o limite BALANCE ULIMIT é o limite inferior da faixa de operação desse monitoramento (veja a figura
seguinte). Ambos os parâmetros podem ser ajustados. A relação de dropout é de
cerca de 95 %.
Esse mau funcionamento é reportado como „Fail U balance“.
Se estão ativas funções de proteção de falta à terra de 90% do estator, resulta uma
tensão zero na tensão de assimetria. Se isso ocasionar pickup da proteção, o
monitoramento é deixado em segundo plano e não há emissão de indicação.
Figura 2-131
Seqüência de Fase
da Corrente e da
Tensão
Monitoramento da simetria da tensão
Para detectar conexões trocadas de fase nos circuitos de entrada de tensão e
corrente, a seqüência de fase das tensões fase-fase medidas e as correntes de fase
são verificadas pelo monitoramento da seqüência de mesma transição de polaridade
zero das tensões.
A medição da direção com tensões polarizadas cruzadas, seleção de curso para a
proteção de impedância, avaliação das tensões de seqüência positiva para proteção
de subtensão e detecção de carga desbalanceada, todas assumem uma seqüência
de fase horária. A rotação da corrente de fase é verificada e reportada
individualmente para o lado 1 e lado 2.
Rotação de fase de tensões medidas se verifica pela seqüência de fase das tensões
UL1 conduz UL2 conduz UL3
e das correntes de fase em cada caso
IL1 conduz IL2 conduz IL3.
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313
2 Funções
A verificação da rotação de fase da tensão é executada quando cada tensão medida
é pelo menos
|UL1|, |UL2|, |UL3| > 40 V/√3
A veificação da seqüência de fase de corrente é executada quando cada corrente
medida é pelo menos
|IL1|, |IL2|, |IL3| > 0.5 IN.
Para seqüências de fase anormais (L1, L3, L2), as indicações „Fail Ph. Seq. U“,
(No. 176) ou „FailPh.Seq I S1“, (No. 265) são emitidas para o lado 1, ou a
indicação „FailPh.Seq I S2“, (No. 266) para o lado 2, assim como a combinação
(OU)OR dessas indicações „Fail Ph. Seq.“, (No. 171).
Para aplicações em que aparecem valores medidos de seqüência de fase antihorários, isso deve ser notificado para o dispositivo via parâmetro 271 PHASE SEQ.
ou uma entrada binária correspondentemente alocada para tanto.Se a seqüência de
fase muda no relé, as fases L2 e L3 internas no relé são revertidas e as correntes de
seqüência negativa e positiva são por sua vez trocadas (veja também a Seção 2.47).
As mensagens fase-relacionadas, valores de mau funcionamento e valores medidos
não são afetados por isso.
Monitoramento de
Valores Medidos
O monitoramento de valores medidos pode ser manobrado para ON ou OFF no
endereço 8101 MEASURE. SUPERV. Em adição, a sensitividade dos monitoramentos
de valores medidos pode ser modificada. Valores padrão são ajustados de fábrica e
são suficientes na maioria dos casos. Se assimetrias operacionais especialmente
altas nas correntes e/ou tensões são esperadas para a aplicação, ou se torna-se
aparente que durante a operação certas funções de monitoramento são
esporádicamente ativadas, então o ajuste deverá ser menos sensitivo.
O endereço 8102 BALANCE U-LIMIT determina a tensão limite (fase-fase) acima da
qual o monitoramento da simetria de tensão (veja também a figura Monitoramento de
Simetria de Tensão) se torna efetivo. O endereço 8103 BAL. FACTOR U é o fator de
simetria associado; quer dizer, a inclinação da curva característica de simetria.
O endereço 8104 BAL. I LIMIT S1 determina para o lado1, endereço 8106 BAL.
I LIMIT S2 para o lado 2, o limite de corrente acima do qual o monitoramento de
simetria de corrente se torna efetivo (veja também a figura Monitoramento de Simetria
de Corrente). O endereço 8105 BAL. FACT. I S1 é o fator de simetria associado
para o lado 1, o endereço 8107 BAL. FACT. I S2 para o lado 2, isto é, a inclinação
da característica de simetria.
O endereço 8110 ΣI THRESHOLD S1 estabelece para o lado 1, o limite de corrente
acima do qual o monitoramento da soma de corrente (veja a figura Monitoramento da
Soma de Corrente) está ativado (componente absoluto, referente somente a IN).
Correspondentemente o endereço 8112 ΣI THRESHOLD S2 aplica-se para o lado 2.
O componente relativo (referente à máxima corrente de fase) para disparo do
monitoramento da soma de corrente é ajustado para o lado 1 sob o endereço
8111 ΣI FACTOR S1 e para o lado 2 em 8113 ΣI FACTOR S2.
O endereço 8108 SUM.thres. U determina a tensão limite acima da qual o
monitoramento da soma de corrente se torna ativo (veja também a figura
Monitoramento da Soma de Corrente) (componente absoluto, referente somente a
UN). O componente relativo para disparo do monitoramento da soma de corrente é
ajustado no endereço 8109 SUM.Fact. U.
314
7UM62 Manual
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Nota
Nos dados do sistema de potência 1, o elemento à terra da tensão e seu fator de
casamentor Uph / Udelta foram especificados. Os monitoramentos de valores
medidos só funcionarão própriamente se os ajustes ali efetuados estiverem corretos.
2.42.1.5 Ajustes
A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna “C” (Configuração) indica
a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente.
End.
Parâmetro
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
8101
MEASURE. SUPERV
OFF
ON
OFF
Supervisão de Medição
8102
BALANCE U-LIMIT
10 .. 100 V
50 V
Limite da Tensão para Monitoramento da Simetria
8103
BAL. FACTOR U
0.58 .. 0.90
0.75
Fator de Simetria para
Monitoramento da Tensão
8104
BAL. I LIMIT S1
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
Monitoramento da Simetria da Corrente Lado 1
0.10 .. 0.90
0.50
Monitoramento da
Corrente Lado 1
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
Monitoramento da Simetria da Corrente Lado 2
8105
BAL. FACT. I S1
8106
BAL. I LIMIT S2
8107
BAL. FACT. I S2
0.10 .. 0.90
0.50
Monitoramento da
Corrente Lado 2
8108
SUM.thres. U
10 .. 200 V
10 V
Limite de Soma para Monitoramento da Tensão
8109
SUM.Fact. U
0.60 .. 0.95 ; 0
0.75
Fator para Monitoramento
da Soma da Tensão
8110
ΣI THRESHOLD S1
1A
0.05 .. 2.00 A
0.10 A
5A
0.25 .. 10.00 A
0.50 A
Limite do MonitoramentoMonitoramento da Soma
da Corrente no Lado 1
0.00 .. 0.95
0.10
Fator do Monitoramento
da Soma da Corrente no
Lado 1
5A
0.25 .. 10.00 A
0.50 A
1A
0.05 .. 2.00 A
0.10 A
Limite do Monitoramento
Lado 2
0.00 .. 0.95
0.10
8111
ΣI FACTOR S1
8112
ΣI THRESHOLD S2
8113
ΣI FACTOR S2
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Fator do Monitoramento
Lado 2
315
2 Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
161
Fail I Superv.
OUT
Falha: Supervisão Geral da Corrente
164
Fail U Superv.
OUT
Falha: Supervisão Geral da Tensão
165
Fail Σ U Ph-E
OUT
Falha: Soma da tensão Fase-Terra
167
Fail U balance
OUT
Falha: Simetria da Tensão
171
Fail Ph. Seq.
OUT
Falha: Seqüência de fase
176
Fail Ph. Seq. U
OUT
Falha: Seqüência de fase da tensão
197
MeasSup OFF
OUT
Supervisão de Medição está DESLIGADA
230
Fail. Σ I Side1
OUT
Falha: Soma da Corrente no Lado 1
231
Fail. Σ I Side2
OUT
Falha: Soma da Corrente no Lado 2
265
FailPh.Seq I S1
OUT
Falha: Seqüência de fase I Lado 1
266
FailPh.Seq I S2
OUT
Falha: Seqüência de fase I Lado 2
571
Fail. Isym 1
OUT
Falha.: Supervisão da simetria da corrente Lado 1
572
Fail. Isym 2
OUT
Falha.: Supervisão da simetria da corrente Lado 2
316
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2.42.2 Supervisão
2.42.2.1 Monitoramento de Falha de Fusível
No evento de uma falha de tensão medida devido a uma falta de curto-circuito ou um
condutor interrompido no circuito secundário do transformador de potencial certos
loops de medição erroneamente enxergam uma tensão zero. Os resultados de
medição da proteção de subtensão, a proteção de impedância e outras funções de
proteção dependentes de tensão podem ser falsificadas dessa forma, causando
possivelmente uma operação indesejada.
Se são usados fusíveis ao invés de um mini disjuntor secundário (TP mcb) com contatos auxiliares conectados, então o monitoramento de falha do fusível pode detectar
problemas no circuito secundário do transformador de potencial. É claro que o mini
disjuntor e o monitoramento de falha do fusível podem ser usados ao mesmo tempo.
Essa função usa a corrente do lado 2.
Princípio de
Medição para
Falhas de Fusíveis
de 1 e de 2 Polos
A detecção de falha da tensão de medição está baseada no fato de que um sistema
de seqüência de fase negativa significante é formado na tensão durante uma falha de
tensão de 1 ou 2 polos, sem influenciar a corrente. Isso habilita uma clara distinção
de assimetrias impressas pelo sistema de potência. Se o sistema de seqüência de
fase negativa está relacionado com o sistema de seqüência de fase positiva de
corrente, as seguintes regras se aplicam para o caso livre de falta:
Se uma falta dos transformadores de potencial ocorrer, as seguintes regras se
aplicam para uma falha monopolar:
Se uma falta dos transformadores de potencial ocorrer, as seguintes regras se
aplicam para uma falha bipolar:
No caso de uma ou duas fases perdidas, a corrente também mostra um sistema de
seqüência de fase negativa de 0.5 ou 1. Conseqüentemente, o monitoramento da
tensão não responde uma vez que nenhuma falta no transformador de potencial se
apresenta.
Para evitar - no caso de um sistema de seqüência positiva muito pequeno - uma
operação indesejada pelas imprecisões da detecção de falha de tensões de medição,
a função é bloqueada abaixo de um limite mínimo de sistemas de seqüência positiva
de tensão (U1 < 10 V) e corrente (I1 < 0.1 IN).
7UM62 Manual
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317
2 Funções
Falha de Fusível de
3-polos
Uma falha de fusivel tripolar do transformador de potencial não pode ser detectada
pelo sistema de seqüência negativa e positiva como anteriormente descrito. Aqui, o
moni-toramento da seqüência cronológica da corrente e tensão é requerido. Se
ocorrer uma queda de tensão de aproximadamente zero ( ou se a tensão é zero),
apesar da corrente permanecer imutável pelo mesmo tempo, isso se dá provavelmente devido a uma falha tripolar do transformador de potencial. O desvio do valor real de
corrente do valor da corrente nominal é avaliado com esse propósito. O monitoramento da falha da tensão de medição é bloqueado se o desvio exceder um valor limite.
Mais ainda, essa função é bloqueada se um pickup (sobrecorrente) da função de
proteção já estiver presente.
Critério Adicional
Em adição a isso, a função tanto pode ser bloqueada por uma entrada binária quanto
desativada por uma proteção de subtensão em um conjunto transformadores de
potencial separado. Se uma subtensão é também detectada no conjunto de transformadores separado, isso se dá muito provavelmente não devido a um erro do transformador e o monitoramento pode ser bloqueado. A proteção de subtensão separada
deve ser ajustada sem temporização e deverá também avaliar o sistema de
seqüência de fase positiva das tensões (por exemplo, 7RW600).
Tensão na
Entrada UE
Dependendo de como UE está conectada, pode ser necessário bloquear a medição
de tensão desta entrada. Um bloqueio pode ser gerado com a ferramenta CFC e
combinada com a indicação “VT Fuse Failure“.
Outros Bloqueios
Falha de fusível monitora diretamente as funções de bloqueio (veja a Figura 2-132).
Se outras funções, como a proteção de subexcitação, precisam ser bloqueadas, a
indicação “VT Fuse Failure“ deve ser usada e combinada com a função de
proteção através do componente lógico (CFC).
318
7UM62 Manual
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Quando uma falha de fusível é detectada (Figura 2-132 componente lógico à esquerda), este estado é armazenado. Isto assegura que a indicação de falha de fusível seja
mantida, mesmo no evento de um curto-circuito. Assim que a falha de fusível for
eliminada e a tensão de seqüência positiva elevada acima de 85% da tensão nominal,
o valor armazenado é cancelado e a indicação de falha de fusível é resetada com uma
temporização de 10 s.
Lógica
Figura 2-132
Diagrama Lógico do Monitoramento de Falha de Fusível
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319
2 Funções
2.42.2.2 Respostas de Mau Funcionamento das Funções de Monitoramento
Dependendo do tipo de mau funcionamento detectado, uma indicação é enviada,
uma reinicialização do sistema do processador é feita ou o dispositivo é tirado de
serviço. Após três tentativas insatisfatórias de reinicialização, o dispositivo também é
retirado de serviço. O contato NF (NO) de prontidão operacional atua para indicar que
o dispositivo está com mau funcionamento. E também, o LED vermelho "ERROR"
acende na tampa frontal se a tensão auxiliar interna estiver presente e o LED verde
“RUN" se apaga. Se a tensão auxiliar interna falhar, todos os LEDs se apagam. A
tabela seguinte resume as funções de monitoramento e as respostas de mau
funcionamento do dispositivo.
320
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Tabela 2-14
Sumário de Respostas de Mau Funcionamento do Relé de Proteção
Monitoramento
Causas Possíveis
Resposta de Mau
Funcionamento
Mensagem (No.)
Saída
Perda de Tensão de
Alimentação Auxiliar
Externa (tensão aux.)
interna (conversor)
Dispositivo não
operacional
Todos os LEDs
apagados
Dropout DOK2)
Tensões de
Alimentação Internas
Interna (conversor) ou
tensão de referência
Paralisação do
dispositivo
LED ”ERROR"
„Error A/D-conv.“
(No.181)
Dropout DOK2)
Bateria
Interna (Bateria)
Indicação
„Fail Battery“
(No. 177)
Hardware Watchdog
Interna (falha do processa- Paralisação do
dor)
dispositivo 1)
LED ”ERROR"
Dropout DOK2)
Software Watchdog
Interna (falha do processa- Tentativa de
dor)
reinicialização 1)
LED ”ERROR"
Dropout DOK2)
Memória de Trabalho
ROM
Interna (hardware)
Reinicialização
abortada, paralisação
do dispositivo
LED pisca
Dropout DOK2)
Memória de Programa
RAM
Interna (hardware)
durante partida
LED pisca
Dropout DOK2)
durante operação:
Tentativa de
reinícialização 1)
LED ”ERROR"
Armazenamento de
Ajustes
Interna (hardware)
Tentativa de
reinicialização 1)
LED ”ERROR"
Dropout DOK2)
Freqüência de
amostragem
Interna (hardware)
Paralisação do
dispositivo
LED ”ERROR"
Dropout DOK2)
Comutação 1 A / 5 A no Ligação errada do Jumper Indicação de dispositivo LED ”ERROR"
Dropout DOK2)
lado 1
para 1 A/5 A no lado 1
fora de serviço
„Err1A/5AwrongS1“
(No. 210)
Comutação 1 A / 5 A no Ligação errada do Jumper Indicação de dispositivo LED ”ERROR"
Dropout DOK2)
lado 2
para 1 A/5 A no lado 2
fora de serviço
„Err1A/5AwrongS2“
(No. 211)
Comutação Tensão/cor- Ajuste de Jumper para o
rente em MU1
transdutor 1 inconsistente
com o Parâmetro 0295
Indicação de dispositivo LED ”ERROR"
fora de serviço
„Err. TD1 jumper“
(No. 212)
Dropout DOK2)
Comutação Tensão/cor- Ajuste de Jumper para o
rente em MU2
fora de serviço
(No. 213)
Dropout DOK2)
Comutação Filtro
On/Off em MU3
fora de serviço
(No. 214)
Dropout DOK2)
Ajuste de Jumper para o
Soma da Corrente Lado Interna (aquisição de valor Indicação
1
medido)
„Fail. Σ I Side1“
(No. 230)
como alocado
Soma da Corrente Lado Interna (aquisição de valor Indicação
2
medido)
„Fail. Σ I Side2“
(No. 231)
como alocado
Simetria da Corrente
Lado 1
Externa (sistema de
Indicação
potência ou transformador
de corrente)
„Fail. Isym 1“
(No. 571)
como alocado
Simetria da Corrente
Lado 2
Externa (sistema de
Indicação
potência ou transformador
de corrente)
„Fail. Isym 2“
(No. 572)
como alocado
Soma da Tensão
Interna (aquisição de valor Indicação
medido)
„Fail Σ U Ph-E“
(No. 165)
como alocado
Simetria da Tensão
Externa (sist.de potência
ou transf. de potencial)
„Fail U balance“
(No. 167)
como alocado
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Indicação
321
2 Funções
Monitoramento
Causas Possíveis
Resposta de Mau
Funcionamento
Mensagem (No.)
Saída
Seqüência de fase da
Tensão
Externa (sistema de
potência ou conexão)
Indicação
„Fail Ph. Seq. U“
(No. 176)
como alocado
Seqüência de fase
Corrente Lado 1
Externa (sistema de
potência ou conexão)
Indicação
„FailPh.Seq I S1“
(No. 265)
como alocado
Seqüência de fase
Corrente Lado 2
External (power system or Indicação
connection)
„FailPh.Seq I S2“
(No. 266)
como alocado
Monit. Falha de Fusível Externa (transformador de Indicação
potencial)
„VT Fuse Failure“
(No. 6575)
como alocado
Monit. Circuito de Trip
„FAIL: Trip cir.“
(No. 6865)
como alocado
1)
2)
Externa (circuito de trip ou Indicação
tensão de controle)
Após três tentativas insatisfatórias de reinicialização, o aparelho é retirado de serviço.
DOK = "Device Okay" = Relé de prontidão operacional cai, funções de proteção e controle são bloqueadas.
Comunicação do operador ainda é possível.
Monitoramento de
Falha de Fusível
O sistema de religamento automático interno só estará efetivo e acessível se o
Endereço 180 FUSE FAIL MON. for ajustado para Enabled (Ativado) durante a
configuração. Se a função não é necessária, ajuste para Disabled (Desativado).
No Endereço 8001 FUSE FAIL MON. a função pode ser ajustada para ON ou OFF.
Os limites U2/U1 ≥ 40 % e I2/I1 ≤ 20 % para detecção de falhas de tensão de 1 e 2
polos são fixos. Os limites para detectar uma falha de tensão de 3 polos (limite de
subtensão = 10 V, abaixo do qual a função de detecção de falha responde, a menos
que a corrente mude expressivamente e o monitoramento da corrente diferencial =
0.5 IN) são igualmente fixos e não necessitam de ajuste.
322
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.42.2.4 Ajustes
End.
8001
Parâmetro
FUSE FAIL MON.
Opções de Ajustes
OFF
ON
Ajuste Padrão
OFF
Comentários
Monitoramento de Falha de
Fusível
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
68
Clock SyncError
OUT
Erro de Sincronização do Relógio
110
Event Lost
OUT_Ev
Evento Perdido
113
Flag Lost
OUT
Indicação Perdida
140
Error Sum Alarm
OUT
Erro com um alarme de resumo
147
Error PwrSupply
OUT
Erro Fonte de Alimentação
160
Alarm Sum Event
OUT
Evento de alarme de resumo
177
Fail Battery
OUT
Falha: Bateria vazia
181
Error A/D-conv.
OUT
Erro: Conversor A/D
185
Error Board 3
OUT
Erro Placa 3
187
Error Board 5
OUT
Erro Placa 5
188
Error Board 6
OUT
Erro Placa 6
190
Error Board 0
OUT
Erro Placa 0
191
Error Offset
OUT
Erro: Offset
193
Alarm NO calibr
OUT
Alarme: Não há dados de calibragem disponíveis
194
Error neutralCT
OUT
Erro: TC Neutro diferente de MLFB
210
Err1A/5AwrongS1
OUT
Erro: Jumpers 1A/5A diferentes do ajuste lado 1
211
Err1A/5AwrongS2
OUT
Erro: Jumpers 1A/5A diferentes do ajuste lado 2
212
Err. TD1 jumper
OUT
Erro: Jumper TD1 diferente do ajuste
213
Err. TD2 jumper
OUT
214
Err. TD3 jumper
OUT
264
Fail: RTD-Box 1
OUT
Falha: RTD-Box 1
267
Fail: RTD-Box 2
OUT
Falha: RTD-Box 2
5010
>FFM BLOCK
SP
>BLOQUEAR monitoramento de falha de fusível
5011
>FFM U< extern
SP
>Subtensão externa Monit. Falha Fusível (FFM)
6575
VT Fuse Failure
OUT
Falha de Fusível Transformador de Potencial
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
323
2 Funções
2.43
O Relé de proteção Multi-Função 7UM62 está equipado com uma supervisão de
circuito de trip integrada. Dependendo do número de entradas binárias disponíveis
(conectadas ou não a um potencial comum), o monitoramento com uma ou duas
entradas binárias pode ser selecionado. Se a alocação das entradas binárias
necessárias não concordam com o modo de supervisão selecionado, é emitido um
alarme („TripC ProgFail“). Quando usadas duas entradas binárias, maus
funcionamentos no circuito de trip podem ser detectados sob todas as condições do
disjuntor. Quando usada apenas uma entrada binária, maus funcionamentos no
próprio disjuntor não podem ser detectados.
Monitoramento
com Duas Entradas
Binárias (não
conectadas a
potencial comum)
Quando usadas duas entradas binárias, elas são conectadas de acordo com a figura
abaixo, paralela ao contato de trip associado de um lado e paralela aos contatos
auxiliares do disjuntor do outro lado.
Uma pré-condição para o uso da supervisão do circuito de trip é de que a tensão de
controle para o disjuntor seja maior do que o total das mínimas quedas de tensão nas
duas entradas binárias (UCtr > 2 · UEBmin). Como são necessários pelo menos 19 V
para cada entrada binária , o monitoramento só pode ser usado com uma tensão de
controle do sistema acima de 38 V.
Figura 2-133
324
Princípio do monitoramento do circuito de trip com duas entradas binárias (não
conectadas ao potencial comum)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.43 Supervisão do Circuito de Trip
O monitoramento com entradas binárias não apenas detecta interrupções no circuito
de trip e perdas de tensão de controle, como também monitora a resposta do disjuntor
usando a posição dos contatos auxiliares do disjuntor.
Dependendo do estado de chaveamento do relé de trip e do disjuntor, as entradas
binárias são iniciadas (estado lógico „H“ na Tabela 2-15) ou curto-circuitadas (estado
lógico „L“).
O estado em que ambas as entradas binárias não estão energizadas („L“) só está
presente durante uma curta fase de transição (contato do relé de trip está fechado,
mas o disjuntor ainda não abriu) se o circuito de trip está sem falta. Um estado contínuo dessa condição só é possível quando o circuito de trip tenha sido interrompido,
exista um curto-circuito no circuito de trip, ocorra falta de tensão na bateria ou
ocorram maus funcionamentos com o mecanismo do disjuntor. De acordo com isso é
usado como critério de monitoramento.
Tabela 2-15
No.
Tabela de Condição para Entradas Binárias, dependendo do contato de Trip e
da Posição do Disjuntor
Contato de
Trip
Disjuntor
Aux. 1
Aux. 2
BI 1
BI 2
1
Aberto
TRIP
Fechado
Aberto
H
L
2
Aberto
FECHADO
Aberto
Fechado
H
H
3
Fechado
TRIP
Fechado
Aberto
L
L
4
Fechado
FECHADO
Aberto
Fechado
L
H
As condições das duas entradas binárias são periodicamente verificadas. Ocorre um
questionamento a cada 600 ms. Se três verificações consecutivas detectarem uma
anormalidade (após 1.8 s), uma anunciação é reportada (veja a figura seguinte). As
medições repetidas determinam a temporização da mensagem de alarme e evitam
que um alarme seja emitido durante curtos períodos de transição. Após ter sido
removida a falta no circuito de trip, o alarme é resetado automáticamente após o
mesmo tempo.
Figura 2-134
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Diagrama Lógico da Supervisão do Circuito de Trip com Duas Entradas
Binárias
325
2 Funções
Se duas entradas binárias conectadas a um potencial comum são usadas, elas estão
conectadas de acordo com a figura abaixo, com conexão comum L+ ou ainda em
paralelo ao contato do relé de comando da proteção correspondente e o contato 1,
auxiliar do disjuntor.
Monitoramento
com Duas Entradas
Binárias
(conectadas a um
potencial comum)
Figura 2-135
Princípio do monitoramento do circuito de trip com duas entradas binárias
(conectadas a um potencial comum)
Dependendo do estado de chaveamento do relé de trip e do disjuntor, as entradas
binárias são ativadas (estado lógico „H“ na tabela abaixo) ou curto-circuitadas (estado
lógico „L“).
Tabela 2-16
No.
Contato de
Trip
Disjuntor
Tabela de Condição para Entradas Binárias, dependendo do contato de Trip e
Posição do Disjuntor
Aux. 1
Aux. 2
BI 1
BI 2
status dinâmico
status estatico
1
Aberto
TRIP
Fechado
Aberto
H
L
operação normal com disjuntor fechado
2
Aberto ou
Fechado
FECHADO
Aberto
Fechado
L
H
Operação normal com disjuntor aberto ou
contato de trip emitiu trip bem sucedido
3
Fechado
TRIP
Fechado
Aberto
L
L
Transição/Falta
4
Aberto
TRIP ou
FECHADO
Fechado
Fechado
H
H
Estado teórico: Cont. Auxiliar defeituoso,
BI com defeito,conexão errada
326
Falta
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Com essa solução, é impossível distingüir entre o status 2 („operação normal com
Disjuntor aberto“ e „Trip de contato de trip bem sucedido“). Entretanto, esses dois
status são normais e portanto não críticos. O status 4 é apenas teórico e indica erro
de hardware. O estado em que ambas entradas binárias não estão energizadas („L“)
só está presente durante uma curta fase de transição (contato do relé de trip está
fechado, mas o disjuntor ainda não abriu) se o circuito de trip não tem falta. Um estado
contínuo dessa condição só é possível quando o circuito de trip tenha sido interrompido, um curto circuito exista no circuito de trip, ocorra falha da tensão da bateria ou
ocorram maus funcionamentos com o mecanismo do disjuntor.
Correspondentemente é usado como critério de monitoramento.
As condições das duas entradas binárias são periodicamente verificadas. Ocorre um
questionamento a cada 600 ms. Se três verificações consecutivas condicionais detectarem anormalidade (após 1.8 s), uma anunciação é reportada (veja Figura 2-134).
As medições repetidas ajudam a determinar a temporização do alarme e a evitar que
um alarme seja emitido durante curtos períodos de transição. Após a falta no circuito
de trip ter sido removida, o alarme reseta automáticamente após o mesmo tempo.
Monitoramento
com Uma Entrada
Binária
A entrada binária está conectada em paralelo com o contato do relé de comando
respectivo do dispositivo de proteção de acordo com a figura seguinte. O contato
auxiliar do disjuntor está conectado em série com um resistor R de alta resistência.
A tensão de controle para o disjuntor deverá ser de pelo menos duas vezes mais alta
do que a mínima queda de tensão na entrada binária (UCtr > 2 · UEBmin desde que
ocorra aproximadamente a mesma queda de tensão no resistor equivalente R). Como
pelo menos 19 V são necessários para alimentar a entrada binária, o monitoramento
pode ser usado com um sistema de controle de tensão acima de 38 V.
Figura 2-136
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Princípio do monitoramento do circuito de trip com uma entrada binária
327
2 Funções
Durante operação normal, a entrada binária está ativada (condição lógica „H“) quando
o contato de trip está aberto e o circuito de trip está intacto, porque o circuito de
supervisão está fechado ou pelo contato auxiliar do disjuntor (se o disjuntor está
fechado) ou através do resistor equivalente R. Somente enquanto o contato de trip
está fechado a entrada binária está curto-circuitada e portanto desativada (condição
lógica „L“).
Se a entrada binária está permanentemente desativada durante a operação, uma
interrupção no circuito de trip ou uma falha da tensão de controle (trip) pode ser
assumida.
Como a supervisão do circuito de trip não está operativa durante uma condição de
falta do sistema (status de pickup do dispositivo), o contato de trip fechado não
conduz a um alarme. Se, entretanto, os contatos de trip de outros dispositivos operam
em paralelo com o circuito de trip, então uma anunciação de falta deve ser
temporizada (veja também a figura seguinte). As condições da entrada binária são
dessa forma, verificadas 500 vezes antes da emissão de uma anuniação. Uma
verificação de condição ocorre a cada 600 ms, assim o monitoramento do circuito de
trip só está ativado durante um mau funcionamento real do circuito de trip após 300 s.
Após a falta no circuito de trip ser removida, o alarme reseta automáticamente após
o mesmo tempo.
Nota
Se é usada a função de bloqueio, o monitoramento do circuito de trip com apenas
uma entrada binária não deve ser usado, pois o relé fica em permanente pickup após
um comando de trip (mais longo do que 300s).
Figura 2-137
Diagrama Lógico do Monitoramento 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.
328
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Figura 2-138
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Lógica de Mensagem da Supervisão do Circuito de Trip
329
2 Funções
Geral
A função só etá efetiva e disponível se o endereço 182 Trip Cir. Sup. (Seção
2.4) foi configurado ou para 2 Binary Inputs ou para 1 Binary Input como
habilitada e o número adequado de entradas binárias alocadas para esse propósito.
A função no endereço 8201 TRIP Cir. SUP. deve ser ajustada para ON. Se a alocação das entradas binárias não combinam com o modo de supervisão selecionado,
é emitido um alarme („TripC ProgFail“). Se o monitoramento do circuito de trip
não será usado, então no endereço 182 Disabled é ajustado. Outros parâmetros
não são necessários. A indicação de uma interrupção do circuito de trip é temporizada
por uma quantidade de tempo fixa. Para duas entradas binárias, a temporização é de
cerca de 2 segundos e para uma entrada binária, a temporização é de cerca de 300 s.
Isso assegura que uma duração o mais longa possível de um sinal de trip expire, e
ocorra uma indicação somente se existir um mau funcionamento real no circuito de
trip.
Monitoramento
com Uma Entrada
Binária
Nota: Quando usada somente uma entrada binária (EB) para monitoramento do
circuito de trip, algum mau funcionamento, tal como interrupção do circuito de trip ou
perda de tensão da bateria, podem sem dúvida, ser detectados, mas mau funcionamento com contatos de trip fechados não podem. Além disso, a meição deve ocorrer
por um período de tempo que ultrapasse a da mais longa duração possível de um
contato de trip fechado. Isso é assegurado pelo número fixo de repetições de
medições e o tempo entre as verificações das condições.
Quando usada somente uma entrada binária, um resistor R é inserido no circuito no
lado do sistema, ao invés de uma segunda entrada binária faltante. Através do dimensionamento adequado do resistor e dependendo da relação do sistema, uma tensão
de cotrole mais baixa pode freqüentemente ser suficiente. O resistor R é inserido no
circuito do segundo contato auxiliar do disjuntor (Aux2) para detectar um mau funcionamento também quando o contato auxiliar do disjuntor (Aux1) está aberto e o
contato de trip tenha entrado em dropout (veja a Figura, „Princípio de Monitoramento
do Circuito de Trip com Uma Entrada Binária”). Esse resistor deve ser dimensionado
de forma que a bobina de trip do disjuntor (CBTC) não mais esteja energizada quando
o disjuntor está aberto (o que significa Aux 1 está aberto e Aux 2 está fechado). A
entrada binária (EB1) deverá ainda entrar em pickup quando o contato de trip é simultâneamente aberto.
Isso resulta em um limite superior para a resistência Rmax, e um limite inferior Rmin, dos
quais o valor ótimo da média aritmética R deverá ser selecionado:
Para que a mínima tensão para controle da entrada binária seja assegurado, Rmax é
derivado como:
330
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Para manter a bobina de trip do disjuntor não energizada no caso acima, Rmin é
derivado como:
com
IBI (HIGH)
Corrente constante com BI ativada ( = 1.8 mA)
UBI min
Tensão de controle mínima para BI (19 V para ajuste de entrega para
tensões nominais de 24/48/60 V; 88 V para ajuste de entrega para
tensões nominais de 110/125/220/250 V)
UCTR
Tensão de Controle para Circuito de Trip
RTC
Resistência DC da bobina de trip do disjuntor
UTC (LOW)
Tensão máxima da bobina de trip do disjuntor que não leva ao trip.
Se no cálculo, resulta que Rmax < Rmin, então o cálculo deve ser repetido, com o
próximo mais baixo limite de chaveamento de UBI min, e esse limite deve ser
implementado no relé usando jumper (s) plug-in.
Para o consumo de potência da resistência:
Exemplo:
IBI (HIGH)
1.8 mA (SIPROTEC 4 7UM62)
UBI min
19 V para ajuste de fábrica para tensão nominal de 24/48/60 V (do
7UM62), 88 V para ajuste de fábrica de tensão nominal de
110/125/220/250 V) (do 7UM62)
UCTR
110 V (sistema / circuito de trip)
RTC
500 Ω (sistema / circuito de trip)
UTC (LOW)
2 V (sistema / circuito de trip)
O valor padrão mais próximo de 39 kΩ é selecionado, a potência é:
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
331
2 Funções
2.43.3 Ajustes
End.
8201
Parâmetro
TRIP Cir. SUP.
Opções de Ajustes
OFF
ON
Ajuste Padrão
OFF
Comentários
Supervisão do Circuito de TRIP
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
6851
>BLOCK TripC
SP
>BLOQUEAR Supervisão do circuito de Trip
6852
>TripC trip rel
SP
>Supervisão do circuito de Trip: relé de trip
6853
>TripC brk rel.
SP
>Supervisão do circuito de Trip: relé do disjuntor
6861
TripC OFF
OUT
Supervisão do circuito de Trip está DESLIGADA
6862
TripC BLOCKED
OUT
Supervisão do circuito de Trip está BLOQUEADA
6863
TripC ACTIVE
OUT
Supervisão do circuito de Trip está ATIVA
6864
TripC ProgFail
OUT
Bloqueio Circuito de Trip - Entr.binária não ajustada
6865
FAIL: Trip cir.
OUT
Falha Circuito de Trip
332
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.44 Supervisão de Limite
2.44
Essa função monitora os limites de valores medidos selecionados (para sobrealcance
ou subalcance). A velocidade de processamento dessa função é tão alta que pode
ser usada para aplicações de proteção. As combinações lógicas necessárias podem
ser implementadas por meio de CFC.
O uso principal é para supervisão de alta velocidade e funções automáticas assim
como funções de proteção de aplicação específica (por exemplo, desacoplamento de
usina) que não estão incluidas no escopo das funções de proteção.
Modo de Operação
Existem 10 blocos de supervisão de limites , 5 de cada para sobrealcance e
subalcance do limite. Como resultado, uma indicação lógica dá saída e pode ser
depois processada pelo CFC.
Um total de 19 valores medidos processáveis, todos os quais podem ser avaliados
como porcentagens. Para cada bloco de limite pode ser alocado um deses 19 valores
medidos.
A tabela seguinte mostra os valores medidos utilizáveis. Os valores limite são
questionados uma vez a cada ciclo.
Nota
A escala dos valores limite percentuais é exatamente a mesma que para os valores
medidos operacionais (veja a Tabela 2-19 na Seção 2.49.3). Os ajustes dos dados do
sistema de potência 1 são considerados no cálculo. Isso tem que ser levado em
consideração para as aplicações.
Tabela 2-17
Valores Medidos
Valor Medido
Escala
Explicação
P
Pprim/SN,G,M · 100 %
(Potência ativa) (normalizado com End. 252)
As grandezas do sistema de seqüência positiva para U e I são formadas uma vez por ciclo pelos valores escaneados. Do resultado,
a potência ativa primária P é calculada. O resultado de medição
está sujeito à correção de ângulo (Endereço 204 CT ANGLE W0)
no elemento de corrente.
Q
(Potência
Reativa)
Qprim/SN,G,M · 100 %
(normalizado com End. 252)
As grandezas do sistema de seqüência positiva para U e I são formadas uma vez por ciclo pelos valores escaneados. Do resultado,
a potência reativa primária Q é calculada. O resultado de medição
está sujeito à correção de ângulo (Endereço 204 CT ANGLE W0)
no elemento de corrente.
ΔP
(Mudança
potência ativa)
ΔPprim/SN,G,M · 100 %
(normalizado com End. 252)
A diferença de potência ativa é calculada da potência ativa por uma
janela de medição de 3 ciclos.
UL1E
(tensão faseterra)
UL1prim/(UN,G,M/√3) · 100 %
(normalizado via End. 251/√3)
A tensão conectada para a entrada UL1 é processada diretamente
e convertida em tensão fase-terra primária. O cálculo é executado
uma vez por ciclo.
Nota: O valor 100% refere-se a tensão fase -terra do objeto
protegido.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
333
2 Funções
Valor Medido
Escala
Explicação
UL2E
(tensão faseterra)
UL2prim/(UN,G,M/√3) · 100 %
(normalizado com End. 251/√3)
A tensão conectada para a entrada UL2é processada diretamente e
convertida em tensão fase-terra primária. O cálculo é executado
uma vez por ciclo.
protegido
UL3E
(tensão faseterra)
UL3prim/(UN,G,M/√3) · 100 %
A tensão conectada para a entrada UL3 é processada diretamente
e convertida em tensão fase-terra primária. O cálculo é executado
uma vez por ciclo.
protegido
UE
(tensão na
entrada UE )
UEprim/(UN,G,M/√3) · 100 %
A tensão conectada para a entrada UE é convertida diretamente em
uma tensão primária via FACTOR UE (End. 224). O cálculo é
executado uma vez por ciclo. Observe as aplicações como na
Tabela 2-2.
protegido.
U0
U0prim/(UN,G,M/√3) · 100 %
(Tensão sistema (normalizado com End. 251/√3)
zero)
A tensão de sistema zero é determinada das tensões fase-terra na
base da equação de definição para componentes simétricos e
convertida para valores primários. O cálculo é executado uma vez
por ciclo.
protegido.
U1
(Tensão de
Seqüência
Positiva)
U1prim/(UN,G,M/√3) · 100 %
A tensão de seqüência positiva é determinada das tensões faseterra na base da equação de definição para componentes
simétricos e convertida para valores primários. O cálculo é
executado uma vez por ciclo.
protegido
U2
(Tensão de
Seqüência
Negativa)
U2prim/(UN,G,M/√3) · 100 %
A tensão de seqüência negativa é determinada das tensões faseterra na base da equação de definição para componentes
simétricos e convertida para valores primários. O cálculo é
protegido.
UE3h
(Tensão do 3º
harmônico na
entrada UE )
UE3hprim/(UN,G,M/√3) · 100 %
Da tensão conectada para a entrada UE a tensão do 3º harmônico
é computada e convertida em tensão primária via FACTOR UE
(End. 224). O cálculo é executado uma vez por ciclo. Observe as
aplicações como na Tabela 2-2.
protegido.
3I0
(Sistema de
Corrente de
seqüência zero
no lado 2)
3I0prim/(SN,G,M/(√3 · UN,G,M)) · 100 % A corrente de sistema zero é determinada pelas correntes de fase
(normalizado com End. 251 e 252) na base da equação de definição para componentes simétricos. O
cálculo é executado uma vez por ciclo.
Nota: O valor 100% refere-se à corrente nominal do objeto
protegido.
I1
I1prim/(SN,G,M/(√3 · UN,G,M)) · 100 %
(normalizado com End. 251 e 252)
(Sistema de
Corrente de
seqüência positiva no lado 2)
A corrente de seqüência positiva é determinada pelas correntes de
fase na base da equação de definição para componentes
simétricos e convertida em valores primários. O cálculo é
protegido.
I2
I2prim/(SN,G,M/(√3 · UN,G,M)) · 100 %
(normalizada com End. 251 e 252)
(Sistema de
Corrente de
seqüência negativa no lado 2)
A corrente de seqüência negativa é determinada pelas correntes de
fase na base da equação de definição para componentes
simétricos e convertida em valores primários. O cálculo é
protegido.
334
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Valor Medido
Escala
Explicação
IEE1
IEE1/0.5 A · 100 %
(Corrente à terra
sensitiva)
O componente de freqüência fundamental é determinado pela
corrente conectada à entrada IEE1 . O cálculo é executado uma vez
por ciclo.
Nota: Diferente da escala dos valores operacionais medidos, a
escala, não é para valores primários. O valor 100 % resulta com
uma corrente de alimentação secundária de 0.5 A.
IEE2
IEE2/0.5 A · 100 %
(Corrente à terra
sensitiva)
O componente de freqüência fundamental é determinado pela
corrente conectada à entrada IEE2 . O cálculo é executado uma vez
por ciclo.
Nota: Diferente da escala dos valores operacionais medidos, a
escala, não é para valores primários. O valor 100 % resulta com
uma corrente de alimentação secundária de 0.5 A.
ϕ
(Ângulo de
potência)
ϕ/180° · 100 %
O ângulo de potência é calculado pela tensão de seqüência positiva
e corrente de seqüência positiva A seguinte definição se aplica: ϕ =
ϕU – ϕI (Um ângulo positivo aparecerá se a corrente se atrasar à
tensão).
cos PHI
cos ϕ · 100 %
O fator de potência é calculado pelo ângulo de potência. Valores
positivos resultam para uma faixa de ângulo entre (–90° e +90°).
Transdutor 1 de U/10 V · 100 %
medição
ou
(transdutor de
I/20 mA · 100 %
medição de
corrente e
tensão TD1)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
As grandezas DC são calculadas pelas grandezas medidas
presentes em TD1. Dependendo da conexão, os resultados podem
ser positivos ou negativos. Dependendo do ajuste de jumper, uma
tensão ou uma corrente é calculada.
Nota: O valor de 100% refere-se a uma entrada de tensão de 10 V
ou uma entrada de corrente de 20 mA.
335
2 Funções
A figura seguinte mostra uma visão geral da lógica.
Figura 2-139
Lógica da Supervisão de Limite
A figura mostra que os valores medidos podem ser livremente alocados para os
blocos de supervisão de limites. A relação de dropout para o estágio MVx> é 0.95 ou
1 %. Correspondentemente, é 1.05 ou 1 % para o estágio MVx< .
336
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Geral
A função de supervisão de limites só está efetiva e acessível se o endereço 185
THRESHOLD tiver sido ajustado para Enabled durante a configuração das funções de
proteção.
Valores de Pickup
Os valores de pickup são ajustados como porcentagens. Observe os fatores de
escala listados na tabela de Valores Medidos.
Os valores medidos para potência P, Q, ΔP e cosϕ assim como o ângulo de fase tanto
podem ser positivos quanto negativos. Se um valor negativo tiver de ser monitorado
aplica-se a definição da linha do número (–10 é menor do que –5).
Exemplo:
A grandeza medida P (potência ativa) está alocada para MV1> e ajustada para –5 %.
Se o valor real medido for maior do que –5 % (por exemplo, –4 % ou mesmo +100 %),
a indicação „Meas. Value1>“ dá saída como uma lógica „1“, que significa um
pickup em termos de engenharia de proteção. Um sinal de dropout (indicação
„Meas. Value1>“ lógica "0") dá saída se o valor medido cair para menos do que
–5 % · 1.05 = –5.25 %.
Com a grandeza medida P alocada para MV2<, o monitoramento acusa um
subalcance.
Um sinal de pickup dá saída se o valor medido se tornar menor do que –5 % (por
exemplo, –8 %). O valor de dropout é então –5 % · 0.95 = –4.75 %.
Nota
Os valores medidos UL1E, UL2E, UL3E, UE, U0, U1, U2, UE3h, IEE1, IEE2 3I0, I1, I2 e
transdutor 1 de medição são sempre maiores do que 0. Deve ser tomado o cuidado
aqui de se usar somente valores positivos de limites os quais permitam dropout da
indicação.
Com o ângulo de potência ϕ deverá ser considerado que esse ângulo só está definido
para ± 100 % (equivalente a ± 180°) ou menos. O valor limite deverá ser escolhido
correspondentemente considerando a relação de dropout.
Outros Processos
de Indicações
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
As indicações dos blocos de monitoramento dos 10 valores medidos (veja informação
de visão geral) estão disponíveis na matriz de configuração para outros
processamentos lógicos pela CFC.
337
2 Funções
2.44.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
8501
MEAS. VALUE 1>
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
Valor Medido para Limite MV1>
8502
THRESHOLD MV1>
-200 .. 200 %
100 %
Valor de Pickup de Valor Medido
MV1>
8503
MEAS. VALUE 2<
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
Valor Medido para Limite MV2<
8504
THRESHOLD MV2<
-200 .. 200 %
100 %
MV2<
338
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
8505
MEAS. VALUE 3>
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
8506
THRESHOLD MV3>
-200 .. 200 %
100 %
MV3>
8507
MEAS. VALUE 4<
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
8508
THRESHOLD MV4<
-200 .. 200 %
100 %
MV4<
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
339
2 Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
8509
MEAS. VALUE 5>
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
8510
THRESHOLD MV5>
-200 .. 200 %
100 %
MV5>
8511
MEAS. VALUE 6<
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
8512
THRESHOLD MV6<
-200 .. 200 %
100 %
MV6<
340
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
8513
MEAS. VALUE 7>
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
8514
THRESHOLD MV7>
-200 .. 200 %
100 %
Limite de valor Medido MV7>
8515
MEAS. VALUE 8<
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
8516
THRESHOLD MV8<
-200 .. 200 %
100 %
Limite de valores Medidos MV8<
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
341
2 Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
8517
MEAS. VALUE 9>
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
8518
THRESHOLD MV9>
-200 .. 200 %
100 %
Limite de valores Medidos MV9>
8519
MEAS. VALUE 10<
Disabled
P
Q
Delta P
UL1E
UL2E
UL3E
UE
U0
U1
U2
UE3h
IEE1
IEE2
3I0
I1
I2
PHI
PF
Transducer 1
Disabled
8520
THRESHOLD MV10<
-200 .. 200 %
100 %
Limite de valores Medidos MV10<
342
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
7960
Meas. Value1>
OUT
Pickup do Valor Medido MV1>
7961
Meas. Value2<
OUT
Pickup do Valor Medido MV2<
7962
Meas. Value3>
OUT
7963
Meas. Value4<
OUT
7964
Meas. Value5>
OUT
7965
Meas. Value6<
OUT
25083
Meas. Value7>
OUT
25084
Meas. Value8<
OUT
25085
Meas. Value9>
OUT
25086
Meas. Value10<
OUT
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
343
2 Funções
2.45
Funções Externas de Trip
Quaisquer sinais da proteção externa ou unidades de supervisão podem estar
incorporados ao processamento da proteção digital de máquina 7UM62 via entradas
binárias. Como os sinais internos, podem ser sinalizadas, temporizadas, transmitidas
para a matriz de trip e também individualmente bloqueadas. Por esse meio, é possível
incluir equipamento de proteção mecânico, por exemplo, proteção Buchholz, no
processamento de indicações e comandos de trip do dispositivo de proteção digital.
Além disso, a interação entre as funções de proteção dos diferentes dispositivos
numéricos de proteção de máquina da série 7UM6 é possível.
Modo de Operação
O status lógico das entradas binárias designadas correspondentes é verificado em
intervalos cíclicos. Mudança do status de entrada é considerada somente se pelo
menos duas verificações consecutivas de status têm o mesmo resultado. Uma
temporização adicional 8602 T DELAY está disponível para o comando de trip.
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para trips de entrada direta. Essa lógica é
implementada em todos os quatro tempos da mesma forma, os números de funções
das indicações são cada um especificados para o primeiro canal de comando externo
de trip.
Figura 2-140
Diagrama Lógico de Trips de Entrada Direta
Geral
Trip externo, via entrada binária só está efetivo e disponível se os endereços 186
EXT. TRIP 1 a 189 EXT. TRIP 4 = Enabled. Disabled é ajustado se as funções
não forem necessárias. Os endereços 8601 EXTERN TRIP 1 a 8901 EXTERN TRIP
4 são usados para manobrar a função para ON ou OFF, ou para bloqueio (Block
relay).
Como os sinais internos, eles podem ser indicados como trips externos, temporizados
e transmitidos para a matriz de trip. As temporizações são ajustadas nos endereços
8602 T DELAY a 8902 T DELAY. Como para as funções de proteção, o dropout dos
trips de entrada direta é prolongado pela duração mínima parametrizada TMin TRIP
CMD.
344
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.45 Funções Externas de Trip
2.45.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
8601
EXTERN TRIP 1
OFF
ON
Block relay
OFF
Função externa de Trip 1
8602
T DELAY
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização Ext. de Trip 1
8701
EXTERN TRIP 2
OFF
ON
Block relay
OFF
8702
T DELAY
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
8801
EXTERN TRIP 3
OFF
ON
Block relay
OFF
8802
T DELAY
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
8901
EXTERN TRIP 4
OFF
ON
Block relay
OFF
8902
T DELAY
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
345
2 Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
4523
>BLOCK Ext 1
SP
>BLOQUEAR trip externo 1
4526
>Ext trip 1
SP
>Disparar trip externo 1
4531
Ext 1 OFF
OUT
Trip externo 1 está DESLIGADO
4532
Ext 1 BLOCKED
OUT
Trip externo 1 está BLOQUEADO
4533
Ext 1 ACTIVE
OUT
Trip externo 1 está ATIVO
4536
Ext 1 picked up
OUT
Trip externo 1: pickup geral
4537
Ext 1 Gen.TRP
OUT
Trip externo 1: TRIP geral
4543
>BLOCK Ext 2
SP
4546
>Ext trip 2
SP
4551
Ext 2 OFF
OUT
4552
Ext 2 BLOCKED
OUT
4553
Ext 2 ACTIVE
OUT
4556
Ext 2 picked up
OUT
4557
Ext 2 Gen.TRP
OUT
4563
>BLOCK Ext 3
SP
4566
>Ext trip 3
SP
4571
Ext 3 OFF
OUT
4572
Ext 3 BLOCKED
OUT
4573
Ext 3 ACTIVE
OUT
4576
Ext 3 picked up
OUT
4577
Ext 3 Gen.TRP
OUT
4583
>BLOCK Ext 4
SP
4586
>Ext trip 4
SP
4591
Ext 4 OFF
OUT
4592
Ext 4 BLOCKED
OUT
4593
Ext 4 ACTIVE
OUT
4596
Ext 4 picked up
OUT
4597
Ext 4 Gen.TRP
OUT
346
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.46 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes
2.46
Até duas 2 RTD boxes com um total de 12 pontos de medições podem ser usadas
para detecção de temperatura e avaliadas pelo dispositivo de proteção. Elas são
particularmente úteis para monitoramento das condições térmicas de motores,
geradores e transformadores. Máquinas rotativas são adicionalmente monitoradas
quanto à transgressão de limites de temperatura de mancais. As temperaturas são
medidas em diferentes localizações do objeto protegido pelo emprego de sensores
de temperatura (RTD = Detector de Temperatura de Resistência) e são transmitidas
para o dispositivo via uma ou duas 7XV566 RTD-boxes.
Interação com a
Proteção de
Sobrecarga
A temperatura ambiente ou refrigerante pode ser alimentada via uma termobox para
a função de proteção de sobrecarga do dispositivo. Para esse propósito o sensor de
temperatura requerido deve estar conectado à entrada do sensor 1 da 1ª RTD box
(corresponde a RTD 1).
RTD-box 7XV56
A 7XV566 RTD box é um dispositivo externo montado em um trilho padrão DIN. Ela
tem o recurso de 6 entradas de temperatura e uma interface RS 485 para
comunicação com os dispositivos de proteção. A RTD box detecta a temperatura de
refrigeração de cada ponto de medição pelo valor da resistência dos detectores de
temperatura (Pt 100, Ni 100 ou Ni 120) conectados com uma linha de dois ou três fios
e converte para valores digitais. Os valores digitais tornam-se disponíveis por uma
porta serial.
Comunicação com
o Dispositivo de
Proteção
O dispositivo de proteção pode se comunicar com até 2 RTD boxes via sua porta de
serviço (port C ou D).
Avaliação da
Temperatura
O dado natural de temperatura transmitido é convertido para uma temperatura em
graus Celsius ou Fahrenheit. A conversão depende do sensor de temperatura usado.
Até 12 pontos de medição de temperatura estão, dessa forma, disponíveis. Para
distâncias maiores para o dispositivo de proteção, um link de fibra ótica é
recomendado. As estruturas de comunicação possíveis são mostradas no Apêndice.
Para cada ponto de medição duas decisões de limite podem ser executadas as quais
estão disponíveis para futuro processamento. O usuário pode alocar sinais de pickup
na matriz de configuração se necessário.
Para cada detector de temperatura está designado um alarme que pode ser emitido
no caso de um curto-circuito ou interrupção do circuito do sensor.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
347
2 Funções
A figura seguinte mostra o diagrama lógico para processamento de temperatura.
O manual fornecido com a RTD box contém um diagrama e desenho de
dimensionamento.
Figura 2-141
348
Diagrama Lógico para Processamento de Temperatura
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Geral
A função de detecção de temperatura só estará efetiva e acessível se tiver sido
designada para uma interface durante a configuração das funções de proteção
(Seção 2.4). No Endereço 190 RTD-BOX INPUT a RTD-box(es) é alocada para a
interface na qual irá operar (Port C, por exemplo). O número de entradas de sensor e
o modo de comunicação foram ajustados no Endereço 191 RTD CONNECTION. A
unidade de temperatura (°C ou °F) foi ajustado em Power System Data 1 (Dados do
Sistema de Potência 1) no Endereço 276 TEMP. UNIT.
Se as RTD boxes são operadas no modo semi-duplex, „/CTS controladas por /RTS“
deve ser selecionado para o controle do fluxo (CTS). Isso é feito usando um jumper
(veja Seção 3.1.2 no Capítulo „Instalação e Comissionamento“)
Ajustes do
Dispositivo
Os ajustes são os mesmos para cada entrada e são aqui mostrados como exemplo
da entrada de medição 1.
Ajuste o tipo de detector de medição para RTD 1 (sensor de temperatura para
medição do ponto 1) no endereço 9011 RTD 1 TYPE. Você pode escolher entre Pt
100 Ω, Ni 120 Ω e Ni 100 Ω. Se nenhum detector de temperatura está disponível
para RTD 1, ajuste RTD 1 TYPE = Not connected. Esse parâmetro só pode ser
alterado com DIGSI em Additional Settings.
O endereço 9012 RTD 1 LOCATION informa o dispositivo da localização de
montagem da RTD 1. Você pode escolher entre , Oil, ambient, Winding,
Bearing e Other(Óleo, Ambiente,Rolamento e Outros). Esse parâmetro
só pode ser alterado com Digsi em Additional Settings.
Além disso, você pode ajustar um alarme de temperatura e uma temperatura de trip.
Dependendo da unidade de temperatura selecionada nos Dados do Sistema de
Potência (Seção 2.4.2 no endereço 276 TEMP. UNIT), o alarme de temperatura
pode ser expresso em Celsius (°C) (Endereço 9013 RTD 1 STAGE 1) ou Fahrenheit
(°F) (Endereço 9014 RTD 1 STAGE 1). A temperatura de trip é ajustada no endereço
9015 RTD 1 STAGE 2 em graus Celsius (°C) ou graus Fahrenheit (°F) no endereço
9016 RTD 1 STAGE 2.
Os ajustes para todos os detectores de temperatura conectados são feitos
correspondentemente.
Ajustes de
RTD-box
Se os detectores de temperatura são usados com conexão de dois fios, a resistência
da linha (para detector de temperatura curto-circuitado) deve ser medida e ajustada.
Para isso, selecione o modo 6 na RTD-box e entre com o valor da resistência para o
correspondente detector de temperatura (faixa de 0 a 50.6 Ω). Se for usada uma
conexão de três fios, nenhum outro ajuste é necessário para essa finalidade.
Uma baudrate de 9600 bits/s assegura comunicação. A paridade é par(even). O
ajuste de fábrica do barramento é número 0. Modificações na RTD-box podem ser
feitas no modo 7. Aplica-se a seguinte convenção:
Tabela 2-18
Ajuste do endereço do barramento na RTD-box
Modo
Número de RTD-boxes
Endereço
simplex
1
0
semi duplex
1
1
semi duplex
2
1. RTD-box: 1
2. RTD-box: 2
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
349
2 Funções
Outras informaçoes são fornecidas no manual de operação da RTD-box.
Processamento de
Valores Medidos e
Mensagens
A RTD box é visível em DIGSI como parte dos dispositivos de proteção 7UM62, isto
é, mensagens e valores medidos aparecem na matriz de configuração exatamente
como aquelas funções internas e podem ser endereçadas e processadas da mesma
forma. Mensagens e valores medidos podem assim ser dirigidos para a lógica definida pelo usuário (CFC) e interconectadas como desejado. Sinais de pickup „RTD x
St. 1 p.up“ e „RTD x St. 2 p.up“, entretanto,não estão incluidos nos grupos
de alarme 501 „Relay PICKUP“ e 511 „Relay TRIP“ nem eles chegam a disparar
uma gravação de falta.
Se for desejado que uma mensagem apareça no buffer de eventos, deve ser
parametrizado um cruzamento na caixa de intersecção da coluna/linha.
2.46.3 Ajustes
Endereços que têm um “A” anexo só podem ser alterados com DIGSI em Ajustes
Adicionais.
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
9011A
RTD 1 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Pt 100 Ω
RTD 1: Tipo
9012A
RTD 1 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Winding
RTD 1: Localização
9013
RTD 1 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 1: Pickup do Estágio de
temperatura 1
9014
RTD 1 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9015
RTD 1 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9016
RTD 1 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9021A
RTD 2 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD 2: Tipo
9022A
RTD 2 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
9023
RTD 2 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
9024
RTD 2 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
350
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
9025
RTD 2 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9026
RTD 2 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9031A
RTD 3 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD 3: Tipo
9032A
RTD 3 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
9033
RTD 3 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
9034
RTD 3 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9035
RTD 3 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9036
RTD 3 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9041A
RTD 4 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD 4: Tipo
9042A
RTD 4 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
9043
RTD 4 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
9044
RTD 4 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9045
RTD 4 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9046
RTD 4 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9051A
RTD 5 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD 5: Tipo
9052A
RTD 5 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
9053
RTD 5 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
351
2 Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
9054
RTD 5 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9055
RTD 5 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9056
RTD 5 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9061A
RTD 6 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD 6: Tipo
9062A
RTD 6 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
9063
RTD 6 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
9064
RTD 6 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9065
RTD 6 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9066
RTD 6 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9071A
RTD 7 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD 7: Tipo
9072A
RTD 7 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
9073
RTD 7 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
9074
RTD 7 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9075
RTD 7 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9076
RTD 7 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9081A
RTD 8 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD 8: Tipo
9082A
RTD 8 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
352
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
9083
RTD 8 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
9084
RTD 8 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9085
RTD 8 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9086
RTD 8 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9091A
RTD 9 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD 9: Tipo
9092A
RTD 9 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
9093
RTD 9 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
9094
RTD 9 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9095
RTD 9 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9096
RTD 9 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9101A
RTD10 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD10: Tipo
9102A
RTD10 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
RTD10: Localização
9103
RTD10 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD10: Pickup do Estágio de
temperatura 1
9104
RTD10 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9105
RTD10 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9106
RTD10 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9111A
RTD11 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD11: Tipo
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
353
2 Funções
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
9112A
RTD11 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
9113
RTD11 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
9114
RTD11 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9115
RTD11 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9116
RTD11 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
9121A
RTD12 TYPE
Not connected
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Not connected
RTD12: Tipo
9122A
RTD12 LOCATION
Oil
Ambient
Winding
Bearing
Other
Other
9123
RTD12 STAGE 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
temperatura 1
9124
RTD12 STAGE 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
temperatura 1
9125
RTD12 STAGE 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
temperatura 2
9126
RTD12 STAGE 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
temperatura 2
354
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
14101
Fail: RTD
OUT
Falha: RTD (fio interrompido/ em curto)
14111
Fail: RTD 1
OUT
Falha: RTD 1 (fio interrompido/ em curto)
14112
RTD 1 St.1 p.up
OUT
Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 1
14113
RTD 1 St.2 p.up
OUT
14121
Fail: RTD 2
OUT
14122
RTD 2 St.1 p.up
OUT
14123
RTD 2 St.2 p.up
OUT
14131
Fail: RTD 3
OUT
14132
RTD 3 St.1 p.up
OUT
14133
RTD 3 St.2 p.up
OUT
14141
Fail: RTD 4
OUT
14142
RTD 4 St.1 p.up
OUT
14143
RTD 4 St.2 p.up
OUT
14151
Fail: RTD 5
OUT
14152
RTD 5 St.1 p.up
OUT
14153
RTD 5 St.2 p.up
OUT
14161
Fail: RTD 6
OUT
14162
RTD 6 St.1 p.up
OUT
14163
RTD 6 St.2 p.up
OUT
14171
Fail: RTD 7
OUT
14172
RTD 7 St.1 p.up
OUT
14173
RTD 7 St.2 p.up
OUT
14181
Fail: RTD 8
OUT
14182
RTD 8 St.1 p.up
OUT
14183
RTD 8 St.2 p.up
OUT
14191
Fail: RTD 9
OUT
14192
RTD 9 St.1 p.up
OUT
14193
RTD 9 St.2 p.up
OUT
14201
Fail: RTD10
OUT
Falha: RTD10 (fio interrompido/ em curto)
14202
RTD10 St.1 p.up
OUT
14203
RTD10 St.2 p.up
OUT
14211
Fail: RTD11
OUT
14212
RTD11 St.1 p.up
OUT
14213
RTD11 St.2 p.up
OUT
14221
Fail: RTD12
OUT
14222
RTD12 St.1 p.up
OUT
14223
RTD12 St.2 p.up
OUT
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
355
2 Funções
2.47
Rotação de Fase
Um recurso reverso de seqüência de fase via entrada binária e parâmetro está
implementado no 7UM62. Isso permite toda proteção e monitoramento de funções
operarem corretamente mesmo com rotação de fase reversa sem a necessidade de
duas fases serem revertidas.
Se uma rotação de fase anti-horária de seqüência de fase existir permanentemente,
isso deve ser parametrizado nos dados do sistema de potência (veja Seção 2.5).
Se a rotação de fase reverte durante a operação (por exemplo, a transição de uma
estação de armazenamento de energia bombeada para operação de bombeamento
é feita pela mudança da rotação de fase), então, um sinal reverso na entrada alocada
é suficiente para informar o dispositivo de proteção da seqüência de fase reversa.
Lógica
A rotação de fase é permanentemente ajustada em um parâmetro dos dados do
sistema de potência no endereço 271 PHASE SEQ.. A entrada binária „>Reverse
Rot.“ ajusta a rotação de fase para o oposto do parâmetro de ajuste.
Figura 2-142
Lógica da mensagem da seqüência de fase reversa
Por razões de segurança, o dispositivo aceita seqüência de fase reversa só quando
nenhuma grandeza medida está em andamento. A entrada binária só é escaneada
se a condição operacional 1 não está presente. Se um comando reverso está presente por pelo menos 200 ms, as grandezas medidas das fases L2 e L3 são trocadas.
Se é alcançada a condição operacional 1 antes do tempo mínimo de controle de
200 ms ter expirado, a seqüência de fase reversa não se torna efetiva.
Como nenhuma rotação de fase é possível na condição operacional 1, o sinal de
controle deveria ser retratado na condição operacional 1 sem a ocorrência de uma
rotação de fase reversa. Por razões de segurança, o sinal de controle deverá estar
permanentemente presente para evitar maus funcionamentos, também no reset do
dispositivo (por exemplo, devido a mudança de configuração).
356
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.48 Controle da Função de Proteção
Influência nas
Funções de
Proteção
Troca de fases com uma seqüência de fase reversa afeta exclusivamente o cálculo
das grandezas de seqüência negativa e positiva, assim como as tensões fase-fase
pela subtração de uma tensão fase-terra de outra, de forma que as indicações
relacionadas àquela fase, valores de falta e valores operacionais de medição, não
sejam distorcidas. Portanto, esta função influencia quase todas as funções de
proteção e algumas das funções de monitoramento (veja Seção 2.42.1) que emitem
uma indicação se as rotações de fase requeridas e calculadas não casarem.
Ajustes na
Programação
2.48
A seqüência de fase normal é ajustada em 271 (veja Subseção 2.5). Se, no lado do
sistema, a rotação de fase é feita temporariamente, isto é então comunicado ao
dispositivo de proteção, usando a entrada binária “>Reverse Rot.“ (5145).
Controle da Função de Proteção
A lógica da função coordena a seqüência das funções de proteção e das funções
auxiliares, processa as decisões funcionais e os dados recebidos do sistema.
2.48.1 Lógica de Pickup para todo o Dispositivo
Esta seção descreve o pickup geral e mensagens espontâneas no display do
dispositivo.
Pickup Geral do
Dispositivo
Os sinais de pickup para todas as funções do dispositivo são logicamente ORcombinadas e conduzem ao pickup geral do dispositivo. É iniciado pela primeira
função para pickup e fornece dropout quando há dropout da última função. Em
conseqüência, a seguinte mensagem é reportada: „Relay PICKUP“.
O pickup geral é uma pré-condição para um número de funções seqüenciais externas
e internas. As seguintes estão entre as funções internas controladas pelo pickup geral
do dispositivo:
• Início do Registro de Trip(trip log): Do pickup geral do dispositivo ao dropout geral
do dispositivo, todas as indicações de faltas são armazenadas no registro de trip.
• Inicialização de Gravações Oscilográficas: o armazenamento e a manutenção de
valores de falta também podem ser feitos dependentes da ocorrência de um
comando de trip.
• Geração de Mensagens Espontâneas: Certas mensagens de falta são exibidas no
display do dispositivo e chamadas de mensagens espontâneas (veja abaixo
“Mensagens Espontâneas”). Esta indicação também pode ser feita dependente do
trip geral do dispositivo.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
357
2 Funções
Mensagens
Espontâneas
Mensagens Espontâneas são mensagens de faltas que aparecem automaticamente
no display na ocorrência de um pickup geral do dispositivo. Para o 7UM62, estas
mensagens incluem:
„Relay PICKUP“:
a função de proteção que emitiu pickup por último,
„Relay TRIP“:
a função de proteção que iniciou um sinal de trip por
último;
„PU Time“:
tempo passado entre um pickup geral e um dropout do
dispositivo, em ms;
„Trip time“:
tempo passado entre um pickup geral e a iniciação do
primeiro sinal de trip pelo dispositivo, com tempo
indicado em ms;
Se for usado um display gráfico, as mensagens espontâneas somente serão exibidas
se o parâmetro Spont. FltDisp. for ajustado para YES (veja também a Seção 2.2).
No display de 4 linhas este parâmetro está oculto.
Observe que a proteção de sobrecarga térmica não tem um pickup comparável com
as outras funções de proteção. O tempo de pickup geral do dispositivo (PU Time) é
iniciado com o sinal de trip, que inicia o registro de trip. O dropout da imagem térmica
da proteção de sobrecarga encerra o caso da falta e desse modo, o tempo passado
de pickup.
2.48.2 Lógica de Trip para todo o Dispositivo.
Esta seção descreve o trip geral e o término do comando de trip.
Trip Geral
Os sinais de trip de todas as funções de proteção são conectados pelo ”OR” e geram
uma mensagem: “Relay TRIP“.
Esta anunciação, como as indicações individuais de trip, pode ser alocada para um
LED ou para um relé de saída. Ela também pode ser usada como um evento de soma.
358
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.48 Controle da Função de Proteção
Controlando o
Sinal de Trip
Para controlar o comando de trip, o seguinte se aplica:
• Se uma função de proteção é ajustada para Block. Relay, ela é bloqueada pela
ativação do relé de saída. As outras funções de proteção não são afetadas por
isso.
• Um comando de trip, uma vez transmitido, é armazenado ( veja a Figura 2-143).
Ao mesmo tempo, a duração mínima de comando de trip T TRIPCOM MIN é
iniciada. Esse temporizador da duração do sinal de trip assegura que o sinal de trip
seja transmitido para o disjuntor por um tempo suficiente, mesmo se a função que
emitiu o sinal de trip tenha um rápido dropout. O sinal de trip só é terminado após
todas as funções de proteção fornecerem dropout “E” (AND) expire a mínima
duração de sinal de trip.
• Finalmente, é possível selar o sinal de trip até que seja resetado manualmente
(função de bloqueio- 86). Isso permite o intertravamento do disjuntor contra religamento até que a causa do mau funcionamento tenha sido eliminada e o intertravamento tenha sido manualmente resetado. O reset acontece tanto pressionando a
tecla do LED reset quanto pela ativação de uma entrada binária endereçada apropriadamente („>Reset LED“). Uma pré-condição, é claro, é de que a bobina de
trip do disjuntor – como sempre – permaneça bloqueada enquanto o sinal de trip
estiver presente e a corrente da bobina de trip interrompida pelo contato auxiliar do
disjuntor.
Figura 2-143
Terminação do Sinal de Trip . Exemplo de uma Função de Proteção
Duração de
Comando
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A duração mínima do comando de trip 280 TMin TRIP CMD já foi descrita na Seção
2.5. Ela é válida para todas as funções de proteção que possam emitir um sinal de
trip.
359
2 Funções
2.49
O Capítulo Funções Auxiliares descreve as funções gerais do dispositivo.
2.49.1 Processamento de Anunciação
Após a ocorrência de uma falta no sistema, dados na resposta do dispositivo e
grandezas medidas são significantes para propósitos de análises. Para isso, o
dispositivo fornece processamento de informação que opera de uma forma triplicada:
Displays e Saídas
Binárias (Relés de
Saída)
Eventos importantes e status são mostrados usando os LEDs do painel frontal. O relé
também contém relés de saída para sinalização remota. A maioria das indicações e
displays pode ser diferentemente configurada dos ajustes padrão de fábrica. A
Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/ fornece uma descrição detalhada do
procedimento de configuração. Os ajustes de alocações de fábrica estão listados no
Apêndice deste manual.
Os relés de saída e os LEDs podem ser operados em um modo selado ou não
selados (cada um pode ser individualmente ajustado).
As condições travadas estão protegidas contra perda da tensão auxiliar. Elas são
resetadas
• Localmente pressionando a tecla de LED no relé,
• Remotamente usando uma entrada binária configurada para esse propósito,
• Usando uma das interfaces seriais,
• Automáticamente no início de um novo pickup (favor observar o tempo mínimo de
espera do LED, veja a Seção 2.2).
Mensagens de status não devem ser armazenadas. Também, elas não podem ser
resetadas até que o critério a ser reportado seja consertado. Isso se aplica para
indicações de funções de monitoramento ou similares.
Um LED verde mostra prontidão operacional do relé („RUN“), e não pode ser
resetado. Ele se apaga se o recurso de auto verificação do microprocessador
reconhecer uma ocorrência anormal ou se falhar 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 processador bloqueia o relé.
Informação Sobre o
Display Integrado
(LCD) ou Para um
Computador
Pessoal
360
Eventos e estados podem ser obtidos do LCD no painel frontal do dispositivo. Um
computador pessoal pode ser conectado à interface frontal ou interface de serviço
para carregar informação.
Em condição quiescente, enquanto nenhuma falta no sistema está presente, o painel
de display pode mostrar informação operacional selecionada (visão geral de valores
medidos operacionais). No evento de uma falta no sistema, informação de falta, assim
chamada indicações espontâneas do display, aparecem então. Após as indicações
de faltas terem sido reconhecidas, os dados quiescentes são mostrados novamente.
O reconhecimento pode ser executado pressionando os botões de LEDs no painel
frontal (veja acima).
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.49 Funções Auxiliares
O dispositivo está equipado com vários buffers de eventos, para mensagens
operacionais, estatísticas de disjuntor, etc., que estão protegidos contra perda da
tensão auxiliar por uma bateria de buffer. Essa mensagens podem ser salvas, a qualquer tempo, usando o teclado no campo do display, ou transferidas para um computador pessoal usando a interface de operação serial. A leitura de indicações durante a
operação está descrita em detalhes na Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/.
Classificação de
Mensagens
As indicações estão categorizadas como a seguir:
• Indicações operacionais: indicações geradas enquanto o dispositivo está em
operação: Informação com respeito ao status das funções do dispositivo, dados
medidos, dados do sistema de potência , registros de comandos de controle, etc.
• Indicações de faltas: indicações das últimas 8 faltas da rede que foram
processadas pelo dispositivo.
• Indicações em “Estatísticas”: incluem um contador para os comandos de trip
iniciados pelo dispositivo, possivelmente comandos de religamento assim como
valores de correntes interrompidas e correntes de faltas acumuladas.
Uma lista completa de anunciações e funções de saída pode ser gerada pelo
dispositivo, com o número da informação associada (No.), pode ser encontrado no
Apêndi-ce. As listas também indicam para onde cada indicação pode ser enviada. Se
as funções estão ausentes em uma versão não completamente equipada do
dispositivo, ou estão configuradas como Disabled, então as indicações associadas
não podem aparecer.
Anunciação
Operacional
(Buffer: Registro de
Evento)
Anunciações operacionais são informações geradas pelo dispositivo em operação e
que dizem respeito à operação. Até 200 anunciações operacionais são armazenadas
cronológicamente no dispositivo. Novas anunciações geradas são adicionadas
àquelas já existentes. Quando a capacidade máxima da memória é atingida, a
anunciação mais antiga é descartada.
Anunciações de
Faltas (Buffer:
Registro de Trip)
Após uma falta no sistema, por exemplo, informação importante sobre a progressão
da falta pode ser salva, tais como o pickup ou a iniciação de um sinal de trip. O inicio
de uma falta tem o tempo estampado com o tempo absoluto do relogio do sistema
interno. O andamento do distúrbio dá saída com o tempo relativo referente ao instante
do pickup, de forma que a duração até o trip e até o reset do comando de trip pode
ser averiguado. A resolução da informação do tempo é de 1 ms.
Mensagens
Espontâneas da
Frente do
Dispositivo
Após uma falta, os dados mais importantes sobre ela são exibidos automaticamente
no display, sem quaisquer ações operacionais adicionais, após um pickup geral do
dispositivo.
Anunciações
Recuperáveis
As anunciações das últimas oito faltas da rede podem ser recuperadas e emitidas.
Onde uma falta do gerador causa o pickup de várias funções de proteção, a falta é
considerada para incluir todas aquelas que ocorreram entre o pickup da primeira
função de proteção e o dropout da última função de proteção.
Quando um display gráfico é usado, as mensagens espontâneas também podem ser
ajustadas em parâmetros (veja também a Seção 2.2).
No total 600 anunciações podem ser gravadas. Os dados mais antigos são apagados
por novos dados quando o buffer está cheio.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
361
2 Funções
Questionamento
Geral
A condição atual de um dispositivo SIPROTEC 4 pode ser examinada com DIGSI pela
visão do conteúdo do Questionamento Geral. Ele mostra todas as anunciações que
estão sujeitas a um questionamento geral com seu valor corrente.
Anunciações
Espontâneas
As anunciações espontâneas mostradas usando DIGSI refletem o status presente da
informação que chega. Cada nova anunciação que chega aparece imediatamente,
isto é, o usuário não tem que esperar por uma atualização ou iniciá-la.
Contadores
Estatísticos
As anunciações nas estatísticas são contadores para as operações de manobra dos
disjuntores investigadas pelo 7UM62 assim como para a acumulação de correntes de
curtos-circuitos envolvidos nas desconexões causadas pelas funções de proteção do
dispositivo. As correntes interrompidas estão em valores primários.
As estatísticas podem ser visualizadas no LCD do dispositivo ou em um PC equipado
com DIGSI e conectado à interface do operador ou interface de serviço.
Uma senha não é necessária para leitura do contador e valores armazenados mas é
necessária para mudá-las ou deletá-las.
Informação para
um Centro de
Controle
362
Se o dispositivo possue uma interface de sistema serial, a informação armazenada
pode adicionalemnte ser transferida via essa interface para um controle central e
dispositivo de armazenamento. A transmissão é possível via diferentes protocolos de
transmissão.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.49.2 Estatísticas
Comandos de trip do dispositivo são contados. As correntes das últimas desconexões
comandadas pelo dispositivo são registradas. Correntes de faltas desconectadas são
acumuladas para cada polo do disjuntor.
Número de Trips
O número de trips iniciados pelo 7UM62 é contado, enquanto a posição do disjuntor
é monitorada via contatos auxiliares do disjuntor e entradas binárias. Para usar essa
função, o contador de pulsos interno, „#of TRIPs=“ é endereçado na matriz para
uma entrada binária que é controlada pela posição do disjuntor (ABERTO)OPEN. O
valor de pulso medido „#of TRIPs=“ pode ser encontrado no grupo "Statistics"
(Estatísticas) se a opção “Sómente Valores Medidos” foi habilitada na matriz de
configuração.
Valores de
Desligamento (no
Trip)
Adicionalmente aparecem valores dos desligamentos nas indicações de faltas para
cada sinal de trip:
• se a proteção diferencial à terra está configurada, uma indicação „I0-Diff:“ e
„I0-Stab:“ é emitida em I/InO.
• o total das correntes de falta primária por fase e lado em kA
• as correntes primárias em todas as três fases em kA, individualmente para o lado
1 e lado 2
• se a proteção diferencial está configurada , as correntes diferenciais e de
estabilização (restrição) das três fases estão indicadas.
• as tensões fase-terra em kV
• a potência ativa primária P em MW (precisamente potência média)
• a potência reativa primária Q em MVAR (precisamente potência média)
• Freqüência em Hz
Horas
Operacionais
As horas operacionais acumuladas sob carga também são armazenadas (= valor de
corrente em pelo menos uma fase é maior do que o valor limite BkrClosed I MIN
ajustado no endereço 281).
Correntes de
Desligamento
Acumuladas
As correntes de desligamento para cada fase, que estão indicadas em cada comando
de trip individualmente para o lado 1 e lado 2 são acumuladas e armazenadas.
Ajuste/Reset
O ajuste ou reset desses contadores estatísticos acontecem no ítem de menu
ANNUNCIATION → STATISTIC sobrescrevendo os valores mostrados no contador.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
O contador e níveis de memória são protegidos contra perda de tensão auxiliar.
363
2 Funções
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
-
#of TRIPs=
PMV
Número de TRIPs
409
>BLOCK Op Count
SP
>BLOQUEAR Contador de Horas Operacionais
1020
Op.Hours=
VI
Contador de horas operacionais
30607
ΣIL1 S1:
VI
Corrente interrompida acumulada L1 S1
30608
ΣIL2 S1:
VI
30609
ΣIL3 S1:
VI
30610
ΣIL1 S2:
VI
30611
ΣIL2 S2:
VI
30612
ΣIL3 S2:
VI
2.49.3 Medição (Secundária/Primária/Valores Percentuais)
Uma série de valores medidos e valores derivados deles estão constantemente
disponíveis para pesquisa no local, ou para transferência de dados
(veja a tabela 2-19, assim como a lista a seguir).
Valores medidos podem ser transferidos via interfaces para um controle central e
sistema de armazenamento.
Display de Valores
Medidos
Os valores operacionais medidos listados na Tabela 2-19 podem ser lidos como
valores secundários, primários ou percentuais. Uma pré-condição para o display
correto dos valores percentuais e primários é a parametrização correta e completa
dos valores nominais para os transformadores de corrente e equipamento de
proteção, de acordo com as Subseções 2.5 e 2.7. A Tabela 2-19 lista as fórmulas para
conversão de valores secundários em primários ou percentuais.
Dependendo da versão encomendada, o tipo de conexão do dispositivo e as funções
de proteção configuradas, somente uma parte dos valores operacionais medidos
listados na tabela seguinte podem estar disponíveis. A tensão residual U0 é calculada
pelas tensões fase-terra: U0 = 1/3 · |UL1 + UL2 + UL3|. Para isso as três entradas de
tensão fase-terra devem estar conectadas.
364
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Tabela 2-19
Valores
Medidos
secundário
IL1 S2,
IL2 S2,
IL3 S2,
I1 S2,
I2 S2,
3I0 S2,
Isec S2
IL1 S1,
IL2 S1,
IL3 S1
Isec S1
Fórmula de conversão entre valores secundários e primários/ valores
percentuais
primário
%
Proteção Diferencial para Geradores e Motores:
Proteção Diferencial para Transformador Trifásico:
IEE1
IEE1 sec
FATOR IEE1 · IEE1 sec.
IEE2
IEE2 sec.
FATOR IEE2 · IEE1 sec.
IEEB
IEE1 sec
ou
ou
ou
IEE2 sec
UL1E,
UL2E,
UL3E,
U0 U1, U2
UL-E sec.
UL1-L2,
UL2-L3,
UL3-L1
ULL sec.
UE
medido:
medido:
UE sec.
FATOR UE · UE sec.
calculado:
calculado:
UE sec.= U0 ·√3
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
365
2 Funções
Valores
Medidos
secundário
UI/T
UI/T sec
P, Q, S
Psec
Qsec
Ssec
primário
%
FATOR UE · UI/T sec
Ângulo PHI ϕ
ϕ
sem display de percentual de valores medidos
Fator de
Potência
cos ϕ
cos ϕ · 100
cos ϕ
Freqüência f
f
U/f
R, X
Rsec S2
Xsec S2
UE3.H
medido:
UE3.H,sec
medido:
calculado:
UE3.H,sec=
U0·√3
calculado:
sem display de percentual de valores medidos
UDC em VUDC/IDC
(transdutor
de medição
1)
IDC em mA-
sem valores primários
Uexc (trans- Uexc
dutor de
medição 3)
sem valor primário
Com os seguintes parâmetros dos Dados do Sistema de Potência 1:
Parâmetro
366
Endereço
Parâmetro
Endereço
Unom PRIMARY
221
FACTOR IEE1
205
Unom SECONDARY
222
FACTOR IEE2
213
IN-PRI I-SIDE1
202
FACTOR UE
224
IN-SEC I-SIDE1
203
UN GEN/MOTOR
251
IN-PRI I-SIDE2
211
SN GEN/MOTOR
252
IN-SEC I-SIDE2
212
Uph / Udelta
225
UN-PRI SIDE 1
241
SN TRANSFORMER
249
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Em adição, valores medidos são computados pelas funções de proteção e tornados
disponíveis:
Valores Medidos da
Terra do Rotor
(Rn, fn)
Os seguintes valores secundários estão disponíveis: Tensão residual de freqüência
do Sistema URE (= UE), corrente de falta à terra IRE (= Iee1) e resistência à terra do rotor
Rearth, resistência total Rtot, reatância total Xtot e ângulo de fase ϕZtot da resistência
total da proteção de falta à terra do rotor.
Valores Medidos da
Terra do Estator
(1 Hz)
Freqüência e amplitude de gerador de 1–3 Hz (7XT71) fger, Uger, corrente no circuito
do rotor Iger, carga na polaridade reversa QC e resistência à terra do rotor Rearth.
Valores Medidos da
Terra do Estator
(20 Hz)
Tensão e corrente no circuito à terra do estator USEF e ISEF, as resistências à terra do
estator específicas RSEF e RSEFp (primária) e o ângulo de fase ϕSEF entre a corrente e
a tensão em 20 Hz.
Definição de
Medição de
Potência
O 7UM62 usa o sistema de seta de referência do gerador. A saída de potência é
positiva.
Figura 2-144
Definição da Direção Positiva das Setas de Referência
A tabela seguinte mostra as faixas de operação para máquinas síncronas e
assíncronas. Para isto, o parâmetro 1108 ACTIVE POWER é ajustado para
Generator (Gerador). “Condição normal” mostra a potência ativa sob condições
operacionais normais: + significa que uma potência ativa é exibida no dispositivo de
proteção, significa que a potência é negativa.
Tabela 2-20
Faixas de Operação para Máquinas Síncronas e Assíncronas
Gerador Síncrono
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Motor Síncrono
367
2 Funções
Gerador Assíncrono
Motor Assíncrono
A tabela mostra que as faixas operacionais na operação de gerador e motor estão
refletidas em torno do eixo da potência reativa. Os valores de potência medidos
também resultam da definição acima.
Se, por exemplo, o monitoramento da potência direta ou a proteção de potência
reversa for usada em um motor síncrono, o parâmetro 1108 ACTIVE POWER deve
ser ajustado para Motor. Isto multiplica a potência ativa real (de acordo com a
definição acima) com –1. Significa que o diagrama da potência é simétrico em torno
do eixo da potência reativa e a interpretação de potência ativa muda. Este efeito deve
ser considerado ao avaliar os valores da energia medida.
Se valores de potência positiva, por exemplo, forem obtidos com um motor síncrono,
a direção da corrente no conjunto de TCs alocados (por exemplo, Parâmetro 201
STRPNT->OBJ S1) deve ser invertida. O Parâmetro 1108 ACTIVE POWER
permanece no ajuste padrão Generator. Isto significa que por causa do sistema de
seta de referência do gerador, a ligação à terra dos TCs que deve ser inserida no
dispositivo é oposta à ligação à terra real. Isto leva a resultados que são comparáveis
aos resultados de um sistema de seta de referência de consumidor.
368
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
605
I1 =
MV
I1 (seqüência positiva)
606
I2 =
MV
I2 (seqüência negativa)
621
UL1E=
MV
U L1-E
622
UL2E=
MV
U L2-E
623
UL3E=
MV
U L3-E
624
UL12=
MV
U L12
625
UL23=
MV
U L23
626
UL31=
MV
U L31
627
UE =
MV
Tensão residual UE
629
U1 =
MV
U1 (seqüência positiva)
630
U2 =
MV
U2 (seqüência negativa)
641
P =
MV
P (potência ativa)
642
Q =
MV
Q (potência reativa)
644
Freq=
MV
Freqüência
645
S =
MV
S (potência aparente)
650
UE3h =
MV
3º harmônico UE
662
I DC =
MV
Corrente DC
669
U20=
MV
SEF 100%: circuito da corrente do estator de 20 Hz
670
I20=
MV
SEF 100%: circuito da corrente do estator de 20 Hz
693
Rtot =
MV
REF(R,fn): Resistência total (R total)
696
Xtot =
MV
REF(R,fn): Reatância Total (X total)
697
ϕ Ztot=
MV
REF(R,fn): Ângulo de Fase do Z total
700
Re =
MV
REF(R,fn): Resistência de Falta (R earth)
721
IL1S1=
MV
Corrente operacional medida L1 lado 1 [%] é
722
IL2S1=
MV
723
IL3S1=
MV
724
IL1S2=
MV
725
IL2S2=
MV
726
IL3S2=
MV
755
fgen =
MV
REF(1-3Hz): Freqüência do gerador de onda quadrada
757
Ugen =
MV
REF(1-3Hz): Tensão do gerador de onda quadrada
758
Imeas. =
MV
REF(1-3Hz): Corrente no Circuito de medição do Rotor
759
Qc =
MV
REF(1-3 Hz): Carga na polaridade invertida (Qc)
760
RSEFp=
MV
SEF100%: Resistência à terra do estator prim.
761
R earth=
MV
REF(1-3Hz): Resistência de Falta (R earth)
762
U SEF=
MV
SEF100%: Tensão Bias do circuito do estator
763
I SEF=
MV
SEF100%: Corrente à terra do circuito do estator
764
R SEF=
MV
SEF100%: Resistência à terra do estator
765
U/f =
MV
(U/Un) / (f/fn)
769
U I/T =
MV
Tensão residual U Entre Espiras
827
IEE-B=
MV
Corrente sensitiva IEE-B
828
IEE1=
MV
Corrente à terra sensitiva 1
829
IEE2=
MV
Corrente à terra sensitiva 2
831
3I0 =
MV
3I0 (seqüência zero)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
369
2 Funções
No.
832
Informação
U0 =
Tipo de
Info.
MV
Comentários
U0 (seqüência zero)
894
U DC =
MV
Tensão DC
896
U RE =
MV
REF(R,fn): Tensão injetada (U RE)
897
I RE =
MV
REF(R,fn): Corrente no Circuito (I RE)
901
PF =
MV
Fator de Potência
902
PHI=
MV
Ângulo de Potência
903
R=
MV
Resistência
904
X=
MV
Reatância
909
Uexcit.=
MV
Tensão de Excitação
995
ϕ SEF=
MV
SEF100%: Ângulo de fase no circuito do estator
996
Td1=
MV
Transdutor 1
997
Td2=
MV
Transdutor 2
998
Td3=
MV
Transdutor 3
7740
ϕIL1S1=
MV
Ângulo de fase na fase IL1 Lado 1
7741
ϕIL2S1=
MV
7749
ϕIL3S1=
MV
7750
ϕIL1S2=
MV
7759
ϕIL2S2=
MV
7760
ϕIL3S2=
MV
2.49.4 Medição Térmica
2.49.4.1 Descrição
Os valores térmicos medidos são os seguintes:
• ΘS/ΘS Trip Valor medido da proteção de sobrecarga do enrolamento do estator em
% de sobretemperatura de trip,
• ΘS/ΘS TripL1 Valor medido da proteção de sobrecarga normalizada do enrolamento
do estator para fase L1,
• ΘR/ΘRmax: Temperatura normalizada do rotor em % de temperatura de trip,
• TRem.: Tempo até a próxima nova partida permissível,
• INeg th.: Sobretemperatura do rotor devido ao componente de seqüência de fase
negativa da corrente em % de sobretemperatura de trip,
• U/f th.: Sobretemperatura causada por sobrexcitação em % de sobretemperatura
de trip,
• AMB.TEMP: Temperatura de refrigeração
• Θ RTD 1 a Θ RTD 12: Temperatura nos sensores 1 a 12
370
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
660
T Rem.=
MV
Tempo restante para LIGAR
661
Θ REST. =
MV
Limite da Inibição de Reinício
766
U/f th. =
MV
Temperatura calculada (U/f)
801
Θ/Θtrip =
MV
Aumento de temperatura para alarme e trip
802
Θ/ΘtripL1=
MV
Aumento de temperatura para fase L1
803
Θ/ΘtripL2=
MV
804
Θ/ΘtripL3=
MV
805
ΘR/ΘRmax =
MV
Temperatura do Rotor
910
ThermRep.=
MV
Temperatura do Rotor Calculada (carga desbalanceada)
911
AMB.TEMP =
MV
Temperatura Média de Refrigeração
1068
Θ RTD 1 =
MV
Temperatura da RTD 1
1069
Θ RTD 2 =
MV
1070
Θ RTD 3 =
MV
1071
Θ RTD 4 =
MV
1072
Θ RTD 5 =
MV
1073
Θ RTD 6 =
MV
1074
Θ RTD 7 =
MV
1075
Θ RTD 8 =
MV
1076
Θ RTD 9 =
MV
1077
Θ RTD10 =
MV
Temperatura da RTD10
1078
Θ RTD11 =
MV
1079
Θ RTD12 =
MV
2.49.5 Medição Diferencial e Restrição
Correntes diferenciais e de restrição (correntes estabilizadas) Idiff L1, Idiff L2, Idiff L3,
Istab L1, Istab L2, Istab L3, I0diff, I0stab, 3I0-1, 3I0-2 em porcentagem de valores nominais
do objeto protegido.
No.
7742
Informação
IDiffL1=
Tipo de
Info.
MV
Comentários
IDiffL1(I/Inominal do objeto [%])
7743
IDiffL2=
MV
IDiffL2(I/Nominal do objeto [%])
7744
IDiffL3=
MV
IDiffL3(I/Inominal do objeto [%])
7745
IRestL1=
MV
IRestL1(I/Inominal do objeto [%])
7746
IRestL2=
MV
7747
IRestL3=
MV
30654
I0-Diff=
MV
I0-Diff REF (I/Inominal do objeto [%])
30655
I0-Rest=
MV
I0-Rest REF (I/Inominal do objeto [%])
30659
3I0-1 =
MV
3I0-1 REF (I/Inominal do objeto [%])
30660
3I0-2 =
MV
3I0-2 REF (I/Inominal do objeto [%])
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
371
2 Funções
2.49.6 Ajuste de Medição Min/Max
Valores mínimo e máximo para os componentes de seqüência positiva I1 e U1, a
potência ativa P, potência reativa Q, em valores primários, da freqüência e do
conteúdo do 3º harmônico na tensão residual, em valores secundários U3.H. Estão
incluidos os dados e tempo em que foram atualizados pela última vez. Os valores
mínimo e máximo podem ser resetados via entradas binárias ou no estado em que foi
entregue, também via tecla de Função F4.
Valores mínimo e máximo: somente com a versão 7UM62**_*****_3***
No.
Informação
Tipo de
Info.
IntSP_Ev
Comentários
-
ResMinMax
Reset Contato de Mínimos e Máximos
394
>UE3h MiMa Res.
SP
Reset do Buffer MIN/MAX do 3º Harmônico de >UE
396
>I1 MiMaReset
SP
Reset do Buffer MIN/MAX de >I1
399
>U1 MiMa Reset
SP
Reset do Buffer MIN/MAX de >U1
400
>P MiMa Reset
SP
Reset do Buffer MIN/MAX de >P
402
>Q MiMa Reset
SP
Reset do Buffer MIN/MAX de >Q
407
>Frq MiMa Reset
SP
Reset do Buffer MIN/MAX de >Frq.
639
UE3h min=
MVT
Tensão mínima 3º harmônico de UE
640
UE3h max=
MVT
Tensão máxima 3º harmônico de UE
857
I1 Min=
MVT
Seqüência Positiva Mínima
858
I1 Max=
MVT
Seqüência Positiva Máxima
874
U1 Min =
MVT
Tensão mínima (Seqüência Positiva) de U1
875
U1 Max =
MVT
Tensão máxima (Seqüência Positiva) de U1
876
PMin=
MVT
Potência Ativa Mínima
877
PMax=
MVT
Potência Ativa Máxima
878
QMin=
MVT
Potência Reativa Mínima
879
QMax=
MVT
Potência Reativa Máxima
882
fMin=
MVT
Freqüência Mínima
883
fMax=
MVT
Freqüência Máxima
2.49.7 Energia
Wp, Wq, valores medidos da energia ativa e reativa em kilowatt, megawatt ou gigawatt
horas primário ou em kVARh, MVARh ou GVARh primário, separadamente conforme
a entrada e saída, ou capacitiva e indutiva.
O cálculo dos valores operacionais medidos também são executados durante uma
falta. Os valores são atualizados em intervalos de ≥ 0.3 s e ≤ 1 s.
Valores medidos de potência: somente com a versão 7UM62**_*****_3***
372
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
-
Meter res
IntSP_Ev
Resetar medidor
888
Wp(puls)
PMV
Energia de pulso Wp (ativa)
889
Wq(puls)
PMV
Energia de pulso Wq (reativa)
916
WpΔ=
-
Incremento da energia ativa
917
WqΔ=
-
Incremento da energia reativa
924
WpForward
MVMV
Wp Para frente(direta)
925
WqForward
MVMV
Wq Para frente(direta)
928
WpReverse
MVMV
Wp Reversa
929
WqReverse
MVMV
Wq Reversa
2.49.8 Set Points (Valores Medidos)
O dispositivo SIPROTEC 4 7UM62 permite ajustar níveis de alarmes para importantes
valores medidos. Se durante a operação um valor exceder ou alcançar um desses limites, o dispositivo gera um alarme que é mostrado como uma indicação operacional.
Assim como para todas as anunciações operacionais, é possível dar saída à
informação para o LED e/ou relé de saída e ainda via as interfaces seriais. Diferente
das funções de proteção reais tais como proteção de sobrecorrente temporizada ou
proteção de sobrecarga, essa rotina de supervisão funciona em segundo plano, de
forma que no caso de uma falta e rápida mudança de valores medidos ela pode não
responder quando do pickup das funções de proteção. Além disso, como uma
mensagem não é gerada até que o valor do limite ajustado seja excedido várias
vezes, essas funções de monitoramento não podem responder imediatamente antes
do trip do dispositivo.
Com o 7UM62, somente o valor limite da proteção de subcorrente IL< está
configurado quando o dispositivo sai de fábrica. Outros valores limite podem ser
configurados se seus valores medidos tiverem sido ajustados em correspondência no
CFC (veja Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/).
Valores Limite
Ajustes de limites são parametrizados em MEASUREMENTS (MEDIÇÕES) no
submenu LIMITS (MV) sobrescrevendo os valores existentes.
Se a corrente de fase cair abaixo do limite “IL<“, a indicação “SP. I<“ (No. 284)
será emitida.
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
-
IL<
LV
Subcorrente IL<
284
SP. I<
OUT
Alarme Set Point I<
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
373
2 Funções
2.49.9 Set Points (Estatística)
O dispositivo SIPROTEC 4 7UM62 permite níveis de limite para importantes valores
estatísticos serem ajustados. Se, durante a operação, um valor alcançar ou exceder
um desses limites, o dispositivo gera um alarme que é mostrado como uma indicação
operacional.
Se o limite „OpHour>“ é excedido, a indicação „SP. Op Hours>“ (No. 272) será
emitida.
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
-
OpHour>
LV
Horas Operacionais maiores do que
272
SP. Op Hours>
OUT
Set Point de Horas Operacionais
374
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.49.10 Gravações de Falta Oscilográficas
O Relé Multi-Função de Proteção 7UM62 está equipado com uma memória de falta
que pesquisa os valores instantâneos ou os valores rms das várias grandezas
medidas para armazenamento em um filtro de buffer cíclico.
2.49.10.1Descrição Funcional
Modo de Operação
Os valores instantâneos dos valores medidos
iL1 S1, iL2 S1, iL3 S1, iEE1, iL1 S2, iL2 S2, iL3 S2, iEE2 e uL1, uL2, uL3, uE, IdiffL1, IdiffL2, IdiffL3, IstabL1,
IstabL2, IstabL3 (referente à corrente nominal do objeto) e u= ou i= dos três transdutores
de medição
são amostradas em intervalos de 1,25 ms (para 50 Hz) e armazenados em um buffer
cíclico (16 amostras por ciclo). Para uma falta, os dados são gravados por um período
de tempo ajustado , mas não por mais do que 5 segundos.
Os valores r.m.s. das grandezas medidas
I1, I2, Iee2, Iee1, U1, UE, P, Q, ϕ, f–fN, R e X
podem ser depositados em um buffer cíclico, um valor medido por meio ciclo. R e X
são as impedâncias de seqüência positiva. Para uma falta, os dados são gravados
por um período de tempo ajustado , mas não por mais do que 80 segundos.
Até 8 gravações de falta podem ser gravadas nesse buffer. A memória de gravação
de falta é atualizada automáticamente a cada nova falta, assim nenhum
reconhecimento é requerido. O buffer de gravação de falta também pode ser iniciado
com pickup da proteção, via entrada binária, interface do operador ou interface serial.
Os dados podem ser salvos via interfaces seriais por meio de um computador pessoal
e avaliados com o programa de processamento da proteção DIGSI e o software de
análise gráfica SIGRA. O último representa graficamente os dados gravados durante
a falta do sistema e calcula informação adicional como impedância ou valores rms dos
valores medidos. Correntes e tensões podem ser apresentadas como desejado como
valores primários ou secundários. Barras de sinais binários (marcas) de eventos particulares , por exemplo, “detecção de falta”,”trip”, também são representados.
Se o dispositivo possuir uma interface serial de sistema, o dado de gravação da falta
pode ser passado para um dispositivo central (por exemplo, SICAM) por meio dessa
interface. Os dados são avaliados por programas apropriados no dispositivo central.
Correntes e tensões são referentes a seus valores máximos, com escala para seus
valores nominais e preparadas para apresentação gráfica. Barras de sinais binários
(marcas) de eventos particulares , por exemplo, “detecção de falta ,”trip” também são
representados.
No evento de transferência para um dispositivo central, a transferência do dado
solicitado pode ser automáticamente executada e pode ser selecionada para ocorrer
após cada detecção de falta pela proteção ou somente após o trip.
7UM62 Manual
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375
2 Funções
2.49.10.2Notas de Ajustes
Gravação de Falta
Gravação de falta (captura de forma de onda) só ocorrerá se o endereço 104 FAULT
VALUE está ajustado para Instant. values ou RMS values. Outros ajustes
pertinentes à gravação de falta (captura de forma de onda) são encontrados no
submenu OSC. FAULT REC. do menu Parameter. A 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, quando o tempo de pickup de um
elemento de proteção é 0. O critério para salvar pode ser tanto o pickup (Save w.
Pickup) quanto o trip do dispositivo (Save w. TRIP). Um comando de trip emitido
pelo dispositivo também pode ser usado como instante de disparo (Start w. TRIP);
nesse caso é também o critério para salvar.
Uma captura de forma de onda inclui na proteção da máquina o curso completo da
falta. Uma gravação oscilográfica da falta inclui gravação de dados antes do tempo
de disparo e dados após o dropout do critério da gravação.
O tempo de armazenamento real inicia no tempo pré-falta PRE. TRIG. TIME
(Endereço 404) à frente do instante de referência e termina no tempo pós-falta POST
REC. TIME (Endereço 405) após o critério de armazenamento ser resetado. A
duração máxima de gravação para cada falta (MAX. LENGTH) é parametrizada no
endereço 403. O ajuste depende do critério para armazenamento, a temporização
das funções de proteção e o número desejado de eventos faltas armazenado. O
maior valor aqui é 5 s por gravação de falta de valores instantâneos, 80 s para
gravação de valores rms (veja também o endereço 104). Um total de 8 gravações
podem ser salvas nesse período.
Nota: Se estão armazenados valores RMS, os tempos estabelecidos para os parâmetros 403 a 406 serão 16 vezes mais longos.
Uma gravação oscilográfica pode ser disparada por uma mudança do status de uma
entrada binária, ou através da interface de operação via PC. O disparo é dinâmico. A
extensão de uma gravação para esses disparos especiais é ajustado no endereço
406 BinIn CAPT.TIME (o limite superior é MAX. LENGTH, Endereço 403). Tempos
de pré-falta -e de pós-falta estarão incluidos. Se o tempo na entrada binária é ajustado
para ∞, então a extensão da gravação iguala o tempo em que a entrada binária é
ativada (estático), ou o ajuste MAX. LENGTH no endereço 403, aquele que for menor.
2.49.10.3 Ajustes
End.
Parâmetro
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
401
WAVEFORMTRIGGER Save w. Pickup
Save w. TRIP
Start w. TRIP
Save w. Pickup
Captura de forma de onda
403
MAX. LENGTH
0.30 .. 5.00 sec
1.00 sec
Extensão Máxima de uma
Gravação de Captura de Forma
de Onda
404
PRE. TRIG. TIME
0.05 .. 4.00 sec
0.20 sec
Forma de Onda Capturada antes
do Disparo
405
POST REC. TIME
0.05 .. 0.50 sec
0.10 sec
Forma de Onda Capturada Após
o Evento
406
BinIn CAPT.TIME
0.10 .. 5.00 sec; ∞
0.50 sec
Tempo de Captura via Entrada
Binária
376
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.49.10.4Lista de Informações
No.
Informação
Tipo de
Info.
Comentários
-
FltRecSta
IntSP
Início de Gravação de Falta
4
>Trig.Wave.Cap.
SP
>Disparar Captura de Forma de Onda
203
Wave. deleted
OUT_Ev
Dados de Forma de Onda Deletados
30053
Fault rec. run.
OUT
Gravação de Falta está em Progresso
2.49.11 Data e Estampa de Tempo
O gerenciamento do relógio/data integrado habilita a designação exata dos tempos
dos eventos, por exemplo, aqueles das anunciações operacionais e anunciações de
faltas ou das listas de valores máximos e minimos.
Modo de Operação
O tempo pode ser influenciado por
• RTC interno (Relógio de Tempo Real),
• fontes de sincronização externas (por exemplo DCF77, IRIG B),
• pulsos por minuto externo via entrada binária.
Nota
Até a entrega, pela fábrica, o relógio interno do dispositivo, RTC, está empre ajustado
por padrão como fonte de sincronização, sem considerar se o dispositivo está
equipado com uma interface de sistema ou não. Se a sincronização de tempo será
usada como fonte externa, isso deve ser selecionado.
O procedimento para mudança de fonte de sincronização está descrito em detalhe na
Descrição do Sistema SIPROTEC 4.
7UM62 Manual
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377
2 Funções
Os seguintes modos de operação podem ser selecionados :
No.
Modo de Operação
Comentários
1
Internal
(Interno)
Sincronização interna usando RTC (padrão)
2
IEC 60870-5-103
Sincronização externa via interface de sistema (IEC
60870-5-103)
3
PROFIBUS DP
Sincronização externa usando interface PROFIBUS
4
Sinal de tempo IRIG B
(IRIG B Time signal)
Sincronização externa usando IRIG B
(formato telegrama IRIG-B000)
5
Sinal de Tempo DCF77
(DCF77 Time signal)
Sincronização externa usando DCF 77
6
Sinal de tempo da Sync.
Box (Sync. Box Time signal)
Sincronização externa usando o sinal de tempo
SIMEAS-Synch.
7
Pulso via Entrada Binária
(Pulse via binary input)
Sincronização externa com pulso via entrada binária
8
Barramento de Campo
(DNP, Modbus)(Field bus
(DNP, Modbus)
Sincronização externa usando field bus
9
NTP (IEC 61850)
Sincronização externa usando interface de sistema
(IEC 61850)
Tanto o formato de tempo Europeu (DD.MM.YYYY) quanto o formato Americano (US)
(MM/DD/YYYY) pode ser especificado para o display do dispositivo.
Para preservação da bateria interna, ela desliga automaticamente após algumas
horas na ausência de uma fonte de alimentação auxiliar.
378
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.49.12 Ajudas de Comissionamento
Dados do dispositivo enviados para uma central ou sistema de computador mestre
durante o modo de teste ou comissionamento podem ser influenciados. Existem
ferramentas para teste da interface de sistema e entradas e saídas binárias do
dispositivo.
Aplicações
• Modo de Teste
• Comissionamento
Pré-requisitos
Para estar apto ao uso das ajudas de comissionamento abaixo descritas deve se
aplicar o seguinte:
– O dispositivo deve estar equipado com uma interface.
– O dispositivo tem que estar conectado a um centro de controle.
2.49.12.1Mensagens de Teste para a Interface SCADA Durante Operação de Teste
Se o dispositivo está conectado a uma central ou a um sistema de computador
principal via interface SCADA, então a informação que é transmitida pode ser
influenciada.
Dependendo do tipo de protocolo, todas as mensagens e valores medidos
transferidos para o sistema de controle central podem ser identificadas com uma
mensagem adicionada "operação de teste"- enquanto o dispositivo está sendo
testado no local (modo de teste). Essa identificação previne que as mensagens sejam
incorretamente interpretadas como resultado de um distúrbio no real sistema de
potência ou evento. Como outra opção, todas as mensagens e valores medidos
normalmente transferidos via interface de sistema podem ser bloqueados durante o
teste ("bloqueio de transmissão de dados").
O bloqueio de transmissão de dados pode ser feito pelo controle das entradas
binárias, pelo uso do painel de operação no dispositivo, ou com um PC e DIGSI via
interface do operador.
A Descrição do Sistema SIPROTEC 4 descreve como ativar e desativar o modo de
teste e bloqueio de transmissão de dados.
2.49.12.2Verificação da Interface de Sistema
Se o dispositivo tem o recurso de uma interface de sistema e a utiliza para a
comunicação com o centro de controle, a operação DIGSI do dispositivo pode ser
usada para testar se as indicações são corretamente transmitidas.
Uma caixa de diálogo mostra os textos de todas as anunciações que tenham sido
endereçadas para a interface de sistema na matriz. Em uma outra coluna da caixa de
diálogo você pode especificar um valor para as anunciações que você quer testar, por
exemplo, (recepção/transmissão) para gerar uma anunciação assim que você entrar
com a senha nº 6 (para menus de teste do hardware).A anunciação dá saída e pode
agora ser lida tanto nas anunciações operacionais do dispositivo SIPROTEC 4 quanto
no centro de controle da instalação.
O procedimento está descrito em detalhes no Capítulo "Montagem e
Comissionamento".
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
379
2 Funções
2.49.12.3Verificação das Entradas e Saídas Binárias
As entradas e saídas binárias e LEDs de um dispositivo SIPROTEC 4 podem ser
controladas individualmente. Esse recurso pode ser, por exemplo, para verificar a
fiação de controle do dispositivo ao equipamento da subestação (verificações
operacionais), durante o comissionamento.
Uma caixa de diálogo mostra todas as entradas e saídas binárias existentes no
dispositivo e os LEDs com seu estado atual. Também mostra quais comandos ou
anunciações estão endereçadas para qual componente do hardware. Em uma outra
coluna da caixa de diálogo você pode manobrar cada item para o estado oposto após
entrar com a senha nº 6 ( para menus de teste de hardware). Assim, você pode
energizar cada único relé de saída para verificar a fiação entre o dispositivo protegido
e o sistema sem ter que criar um alarme para ele alocado.
Comissionamento".
2.49.12.4Criação de uma Gravação de Falta de Teste
Durante o comissionamento, as seqüências de energização deverão ser conduzidas
para verificar a estabilidade da proteção também durante operações de fechamento.
Gravações de eventos oscilográficos contém a máxima informação sobre o
comportamento da proteção.
Junto com a capacidade de armazenar gravações de faltas via pickup da função de
proteção, o 7UM62 também tem a capacidade de inicializar a gravação de um valor
medido usando o programa de controle do operador DIGSI, via interface serial e via
entradas binárias. Para o último, o evento „>Trig.Wave.Cap.“ deve ser alocado
para uma entrada binária. O disparo da gravação então ocorre, por exemplo, via
entrada binária quando o objeto de proteção é energizado.
Uma gravação oscilográfica que é disparada externamente (isto é, sem o pickup de
um elemento de proteção ou trip do dispositivo) é processada pelo dispositivo como
uma gravação de falta normal e tem um número para o estabelecimento de uma
seqüência. Entretanto, essas gravações não são mostradas no buffer de registro de
falta no display, já que não são eventos de falta da rede.
Comissionamento".
380
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.50 Processamento de Comandos
2.50
Processamento de Comandos
O SIPROTEC 4 7UM62 inclui uma função de processamento de comando para iniciar
as operações de manobra do sistema.
O controle pode ser originário de quatro fontes de comandos:
• Operação local usando o teclado na interface local do usuário do dispositivo
• Operação usando DIGSI
• Operação remota usando um sistema de automação e controle de subestações
(SICAM, por exemplo)
• Funções automáticas (por exemplo, usando uma entrada binária)
Subestações com barramentos simples e múltiplos são possíveis. O número de
dispositivos de chaveamento a ser controlado está limitado somente pelo número de
entradas binárias e saídas binárias presentes. Dessa forma, a variante 7UM622
deverá ser a versão preferida. Alta segurança contra operações inadvertidas do
dispositivo podem ser asseguradas pelas verificações de intertravamento.
Adicionalmente, existe uma grande variedade de tipos de dispositivos de
chaveamento e modos de operação.
2.50.1 Dispositivo de Controle
O dispositivo de chaveamento pode ser controlado via painel operador do dispositivo,
interface de PC e interface serial assim como uma conexão com o sistema de controle
para chaveamento com barramentos simples e duplos.
O número de dispositivos de chaveamento a ser controlado limita-se pelo número de
entradas e saídas binárias presentes.
Operação via
Painel de Controle
Integrado
Usando as teclas de navegação T, S▼, W, X, o menu de controle pode ser
acessado e o dispositivo de chaveamento a ser operado, selecionado. Após entrar
com a senha, uma nova janela é mostrada com múltiplas opções de controle (ON,
OFF, ABORT) estão disponíveis usando as teclasT, S. Então um questionamento de
segurança aparece. Somente após a confirmação repetida usando a tecla ENTER a
ação de comando é executada. Se essa habilitação não ocorrer dentro de um minuto,
o processo é cancelado. O cancelamento via tecla ESC é possível a qualquer hora
antes da emissão do comando de controle ou durante a seleção do disjuntor.
Se a tentativa de comando falhar, devido a uma condição de intertravamento não
atendida, uma mensagem de erro aparece no display. A mensagem indica porque o
comando de controle não foi aceito (veja também SIPROTEC 4 System Description).
Esta anunciação deve ser autorizada com ENTER antes que outra operação da
unidade seja possível.
Operação usando
DIGSI
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Dispositivos de Chaveamento podem ser controlados pela interface de controle com
um PC, usando o programa operacional DIGSI. O procedimento é descrito em
detalhes em Descrição do Sistema do SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System
Description) (Controle da Unidade de Chaveamento).
381
2 Funções
Operação usando a
Interface do
Sistema
Comandos de controle para dispositivos de chaveamento também podem ser
enviados através da interface serial SCADA, comunicando com sistema de controle
e proteção da subestação. Um pré-requisito para isto é que os periféricos necessários
existam fisicamente no dispositivo e na subestação. Além disso, ajustes específicos
na interface serial devem ser feitos no dispositivo (veja SIPROTEC 4 Descrição do
Sistema).
2.50.2 Tipos de Comandos
Em conjunto com o controle do sistema de potência, os seguintes tipos de comandos
podem ser distinguidos para o dispositivo:
Comandos para o
Sistema
Estes são comandos que são diretamente enviados para o dispositivo de
chaveamento para alterar seu estado de processo:
• Comandos de chaveamento para o controle dos disjuntores (não sincronizado),
secionadoras e chaves de aterramento,
• Comandos de degrau, por exemplo aumentando e diminuindo TAPs de
transformadores
• Comandos de Set-point com ajustes de tempo configuráveis, por exemplo, para
controlar bobinas de Petersen.
Internos / Pseudo
Comandos
Eles não operam diretamente as saídas binárias. Servem para iniciar funções
internas, simular mudanças de estado ou reconhecer mudanças de estado.
• Comandos de cancelamento manual, para atualizar manualmente informações ou
objetos dependentes de processo, tais como indicações e estados de
chaveamento; por exemplo, se a comunicação com o processo é interrompida.
Objetos cancelados manualmente são indicados como tal no status da informação
e podem ser exibidos adequadamente.
• Comandos de Indicação (para "Ajuste") para valores internos de informação do
objeto, por exemplo, deletar/ pré-ajustar autoridade de chaveamento (remoto vs.
local), comutações de ajuste de parâmetro, bloqueio de transmissão de dados e
valores medidos.
• Comandos de autorização e reset para ajuste e reset de buffers internos ou
estados de dados.
• Comando do status da informação para ajustar/resetar o “status da informação”
adicional de um objeto de processo, tal como:
– Bloqueio de Entrada
– Bloqueio de Saída
382
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
2.50.3 Processamento de Comando
Mecanismos de segurança no elemento do comando, asseguram que um comando
de chaveamento seja executado somente se o teste do critério estabelecido previamente tiver sido completado de maneira satisfatória. Em adição aos testes prescritos
fixos gerais, para cada recurso podem ser configurados outros intertravamentos
separadamente. A execução real da tarefa de comando então, também é monitorada.
A seqüência completa de uma tarefa de comando é descrita brevemente a seguir:
Verificando uma
Tarefa de Comando
Favor observar o seguinte:
• Entrada de comando, por exemplo, usando a interface de operação integrada
– Verificar senha → direitos de acesso
– Verificar Modo de Chaveamento (intertravamento ativado/desativado) →
Seleção de Reconhecimento de Intertravamento Desativado.
• Verificações de Comando Configuráveis pelo Usuário
– Autoridade de Chaveamento
– Verificação da posição do dispositivo (ajuste vs comparação real)
– Intertravamento, Zona Controlada (lógica usando CFC)
– Intertravamento, Intertravamento do Sistema (centralmente, usando SICAM)
– Travamento de Operação Dupla (intertravamento contra operações de
chaveamento paralelas)
– Bloqueio de Proteção (bloqueio de operações de chaveamento pelas funções de
proteção)
• Verificações de comando fixas
– Tempo de processamento interno (software watch dog que verifica o tempo de
processamento da ação de controle entre a iniciação do controle e o fechamento
do contato do relé)
– Configuração em Processo (se a configuração está em processo, comandos são
negados ou temporizados)
– Equipamento operacional habilitado como saída (se um componente
operacional do equipamento foi configurado, mas não foi configurado para uma
entrada binária, o comando é negado)
– Bloqueio de Saída (se um bloqueio de saída tiver sido programado para o
disjuntor e estiver ativo no momento em que o comando é processado, o
comando é negado)
– Mau funcionamento do Hardware
– Comando em Progresso (apenas um comando pode ser processado de cada
vez para um equipamento operacional, objeto relacionado a Bloqueio de
Operação Dupla)
– Verificação 1–de–n (para alocações múltiplas, tais como relés de contato
comuns, é verificado se um procedimento de comando já foi iniciado para os
respectivos relés de saída).
7UM62 Manual
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383
2 Funções
Monitoramento da
execução do
Comando
O seguinte é monitorado:
• Interrupção de um procedimento de comando devido a um Comando de
Cancelamento
• Run Time Monitor (tempo de monitoramento da indicação de feedback)
2.50.4 Intertravamento
O Intertravamento pode ser executado pela lógica definida pelo usuário (CFC).
As verificações de intertravamento dos dispositivos de chaveamento em um sistema
SICAM/SIPROTEC 4 são normalmente divididas nos seguintes grupos:
• Intertravamento do sistema, usando a base de dados do sistema no sistema de
controle central
• Intertravamento de bay, baseado na base de dados do objeto (feedbacks) na
unidade de bay.
• Intertravamento cruzado de bay via mensagens GOOSE diretamente entre controladores de bay e relés de proteção (conforme IEC 61850; comunicação entre relés
através de GOOSE é executado pelo módulo EN100)
A extensão das verificações de intertravamento é determinada pela configuração do
relé. Para mais informações sobre GOOSE, favor consultar a Descrição do Sistema
SIPROTEC /1/ (SIPROTEC System Description /1/).
Objetos de chaveamento que necessitem de intertravamento de sistema em um
sistema de controle central, são designados para um parâmetro específico dentro da
unidade de bay (via matriz de configuração).
Para todos os comandos, operação com intertravamento (modo normal) ou sem
intertravamento (Intertravamento DESLIGADO), pode ser selecionado:
• Para comandos locais, reprogramando os ajustes com verificação de senha,
• Para comandos automáticos, via processamento de comando com CFC, pela
desativação do status de intertravamento,
• Para comandos local / remoto, usando um comando de desabilitação de
intertravamento adicional via PROFIBUS.
Chaveamento
Intertravado/ NãoIntertravado
As verificações de comando configuráveis no dispositivo SIPROTEC 4 são também
chamadas de “intertravamento padrão”. Estas verificações podem ser ativadas via
DIGSI (chaveamento intertravado/indicação) ou desativadas (não-intertravado).
Chaveamento “de-interlocked ou non-interlocked” sem intertravamento significa que
as condições de intertravamento configuradas não foram testadas.
Chaveamento “interlocked” intertravado significa que todas as condições de
intertravamento configuradas foram verificadas dentro do processo de comando. Se
uma condição não pode ser cumprida, o comando será rejeitado por uma mensagem
com um sinal de menos (-), por exemplo, CO–, seguida por uma informação de
resposta da operação.
A tabela seguinte mostra os tipos possíveis de comandos para um disjuntor e as indicações associadas. No dispositivo, as mensagens designadas com *) são exibidas
nos registros de eventos, no DIGSI 4 elas aparecem em mensagens espontâneas.
384
7UM62 Manual
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Tipo de Comando
(Type of Command)
Controle (Control)
Causa
Mensagem
Controle emitido (Control issued)
Chaveamento
(Switching)
CO
CO+/–
Indicação manual (positiva /
negativa) ( Manual tagging
(positive / negative))
Indicação Manual
(Manual tagging)
MT
MT+/–
Comando do estado da
Bloqueio de entrada ST
informação, bloqueio de entrada (Input blocking)
(Information state command, Input
blocking)
ST+/– *)
Bloqueio de Saída
(Output Blocking)
Bloqueio de saída
(Output blocking)
ST
ST+/– *)
Cancelamento de comando
(Cancel command)
Cancelamento
(Cancel)
CA
CA+/–
O sinal "mais" que aparece na mensagem é a confirmação da execução do comando.
A execução do comando foi como esperado, em outras palavras positiva. Um sinal de
menos (-) significa uma negativa, isto é, um resultado inesperado; o comando foi rejeitado. Feedbacks de comando possíveis e suas causas são tratados na Descrição
do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description). A figura seguinte
mostra indicações operacionais relativas à execução de comando e à informação de
resposta operacional, para manobra satisfatória do disjuntor.
A verificação de intertravamentos pode ser configurada separadamente para todos os
dispositivos de chaveamento e indicações. Outros comandos internos tais como
cancelamentos ou abortos não estão testados, isto é, são executados independentemente dos intertravamentos.
Figura 2-145
Padrões de
Modelos de
Intertravamento
Exemplo de uma indicação operacional para chaveamento do disjuntor 52
A seguir, uma lista das Condições de Intertravamento Padrão (Standard Interlocking
Conditions) que podem ser selecionadas para cada dispositivo controlável. Todas
elas estão ativadas como padrão.
• Posição do Dispositivo (programada versus comparação real): O comando de
manobra é rejeitado e uma indicação de erro é mostrada se o disjuntor já está na
posição programada (desejada). (Se essa verificação está ativada então atua se o
intertravamento, isto é, da zona controlada, está ativado ou desativado).
• Intertravamento do Sistema: O intertravamento do sistema é verificado pela
transmissão de um comando local para o controlador central com a autoridade de
chaveamento ajustada para = Local. Chaves que estão sujeitas ao intertravamento
do sistema não podem ser manobradas pelo DIGSI.
• Intertravamento de Bay: Combinações lógicas depositadas no dispositivo usando
CFC são escaneadas e levadas em consideração quanto ao chaveamento do
intertravamento.
7UM62 Manual
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385
2 Funções
• Bloqueada pela proteção: Um comando CLOSE é rejeitado assim que um dos
elementos de proteção fornece pickup do relé. O comando OPEN em contraste,
pode sempre ser executado. Favor tomar cuidado que a ativação de elementos de
proteção de sobrecarga térmica ou detecção de falta à terra sensitiva podem criar
e manter um status de condição de falta e podem dessa forma bloquear comandos
CLOSE. Se o intertravamento é removido, considere que por outro lado, a inibição
de reinicio para motores não rejeitará automaticamente um comando CLOSE para
o motor. O reinicio teria então que ser intertravado de alguma outra forma. Um
método seria usar um intertravamento específico da lógica CFC.
• Dupla Operação: operações de chaveamento paralelas são intertravadas contra
uma outra; enquanto um comando é processado, um segundo não pode ser
realizado.
• Autoridade de Chaveamento LOCAL: Um comando de chaveamento do controle
local (comando com fonte de comando LOCAL) só é permitido se um controle
LOCAL é permitido no dispositivo (por configuração).
• Autoridade de Chaveamento DIGSI: Comandos de chaveamento que são emitidos
localmente ou remotamente via DIGSI (comando com fonte de comando DIGSI) só
são permitidos se o controle remoto é admissível para o dispositivo (por
configuração). Quando um computador com DIGSI efetua logon no dispositivo, ele
entra com seu Número de Dispositivo Virtual (VD). Somente comandos com esse
VD (quando a autoridade de chaveamento é = REMOTE) serão aceitos pelo
dispositivo. Comandos de chaveamento remotos serão rejeitados.
• Autoridade de Chaveamento REMOTE: Um comando de controle de chaveamento
(comando com fonte de comando REMOTE) só é permitido se o controle REMOTO
é admissível no dispositivo (por configuração).
386
7UM62 Manual
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Figura 2-146
Modelos de intertravamentos
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
387
2 Funções
A figura seguinte mostra a configuração das condições de intertravamento usando
DIGSI
Figura 2-147
Caixa de diálogo de DIGSI para Ajuste das Condições de Intertravamento
O display mostra as razões de intertravamento configuradas. Elas estão marcadas
por letras e explicadas na tabela seguinte.
Tabela 2-21
Tipos de comandos e mensagens correspondentes
Comandos de Intertravamento
(Interlocking Commands)
388
Abreviação
Mensagem
Autoridade de Chaveamento
(Switching authority)
L
L
Intertravamento do Sistema
(System interlocking)
S
S
Zona controlada (Zone controlled)
Z
Z
AJUSTE = REAL (verificação da direção da
chave) (SET= ACTUAL
(switch direction check))
SI
I
Bloqueio da Proteção (Protection blockage)
B
B
7UM62 Manual
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A figura seguinte mostra todas as condições de intertravamento (que normalmente
aparecem no display do dispositivo) para três itens de Chaveamento, com as
abreviações relevantes explicadas na tabela anterior. Todas as condições de
intertravamento parametrizadas estão indicadas.
Figura 2-148
Exemplo de condições de intertravamento configuradas
Habilitando a
Lógica
via CFC
Para intertravamento de bay, uma lógica habilitada pode ser estruturada usando o
CFC. Através de 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.
Autoridade de
Chaveamento
A condição de intertravamento "Switching Authority" (“Autoridade de Chaveamento”)
serve para determinar a autorização de chaveamento. Ela habilita o usuário a
selecionar a fonte de chaveamento autorizada. As seguintes zonas de autoridade de
chaveamento estão definidas em seqüência de prioridade consecutiva:
• LOCAL
• DIGSI
• REMOTA
O objeto do DIGSI "Autoridade de Chaveamento” serve para intertravar ou habilitar o
controle LOCAL, mas não o remoto ou comandos DIGSI. Para o 7UM621 e 7UM622
a autoridade de chaveamento pode ser mudada entre "REMOTE" e "LOCAL" no
painel operador pela senha ou por meio de CFC também via entrada binária e tecla
de função. Para o 7UM623 a autoridade de chaveamento pode ser mudada por meio
de chave.
O objeto “Autoridade de Chaveamento DIGSI” é usado para intertravamento e para
habilitação de comandos a serem iniciados usando DIGSI. Os comandos são
permitidos tanto para conexão DIGSI remota quanto local. Quando um PC com Digsi
(local ou remoto) efetua logon no dispositivo, ele entra com seu Número de
Dispositivo Virtual (VD). O dispositivo só aceita comandos tendo aquele VD (com
autoridade de chaveamento = OFF ou REMOTA). Quando o DIGSI PC efetua logoff,
o VD é cancelado.
Comandos são verificados quanto à sua fonte SC e ajustes do dispositivo e
comparados com a informação ajustada nos objetos "Autoridade de Chaveamento" e
"Autoridade de Chaveamento DIGSI".
Configuração
7UM62 Manual
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Autoridade de Chaveamento
disponível
y/n (criar objeto apropriado)
Autoridade de Chaveamento DIGSI
disponível
y/n (criar objeto apropriado)
389
2 Funções
Dispositivo específico (dispositivo de Autoridade de Chaveamento LOCAL
chaveamento, por exemplo)
(verificar status Local): y/n
Dispositivo específico (dispositivo de Autoridade de Chaveamento REMOTO
chaveamento, por exemplo)
(verificar status LOCAL, REMOTO, de
DIGSI): y/n
Tabela 2-22
Lógica do Intertravamento
Status da
autoridade de
chaveamento atual
Autoridade de
Chaveamento DIGSI
Comando com
3)
SC = DIGSI
Comando emitido de
SC=LOCAL ou REMOTO
Comando emitido
de SC=DIGSI
LOCAL
Não ligado
Habilitado
Intertravado 2) "Intertravado Intertravado "DIGSI
devido ao controle LOCAL" não registrado"
LOCAL
Ligado
Habilitado
Intertravado 2) "Intertravado Intertravado 2) "Indevido ao controle LOCAL" tertravado devido ao
controle LOCAL"
REMOTO
Não ligado
Intertravado 1) "In- Habilitado
tertravado devido ao
controle REMOTO"
REMOTO
Ligado
Intertravado 1) "In- Intertravado 2) "Intertravado Habilitado
tertravado devido ao devido ao controle de
controle de DIGSI " DIGSI"
1)
2)
3)
Intertravado "DIGSI
não registrado"
também "Habilitado" para: ”Autoridade de chaveamento LOCAL (verificar status Local): n"
também "Habilitado" para: ”Autoridade de chaveamento REMOTO (verificar status de LOCAL, REMOTO, ou DIGSI): n"
SC = Origem do comando
SC = Auto:
Comandos derivados internamente (processamento de comando no CFC) não estão
sujeitos à autoridade de manobra e portanto estão sempre "habilitados".
Modo de
Chaveamento
O modo de chaveamento determina se as condições de intertravamento selecionadas
serão ativadas ou desativadas no momento da operação de chaveamento.
Os seguintes modos de chaveamento (local) estão definidos:
• Comandos Locais (SC=LOCAL)
– intertravado (normal), ou
– chaveamento não-intertravado.
Para o 7UM621 e 7UM622 a autoridade de chaveamento pode ser mudada para "Interlocked" (Intertravada) e "Non-interlocked" (Não-intertravada) no painel do operador
com uma senha ou através do CFC e também via entrada binária ou tecla de função.
No 7UM623 isto é feito por meio de uma chave.
Os seguintes modos de chaveamento (remotos) estão definidos:
• Comandos de DIGSI ou remotos (SC = LOCAL, REMOTO, ou DIGSI)
– intertravado, ou
– chaveamento não-intertravado. Aqui, a desativação do intertravamento é
executada por um comando separado.
– Para os comandos de CFC (SC = Auto), favor observar as instruções do manual
do CFC (componente: BOOL para comando).
390
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Zona Controlada /
Intertravamento de
Campo
Zona Controlada (intertravamento de campo) inclui a verificação em que as condições
pré-determinadas de posição das chaves são satisfeitas para prevenir erros de
manobras assim como a verificação do estado de outros intertravamentos mecânicos
como portas de compartimentos de Alta Tensão, etc.
Condições de intertravamento podem ser configuradas separadamente para cada
dispositivo de chaveamento para fechamento e/ou TRIP.
O processamento do status da condição de liberação para uma operação de manobra
do dispositivo pode ser baseada na informação adquirida:
• diretamente, usando uma indicação de ponto simples ou de ponto duplo, chave ou
indicação interna (tagging), ou
• por meio de uma lógica de controle via CFC.
Quando um comando de chaveamento é iniciado, o status real é ciclicamente
escaneado. A designação é feita via comando de liberar objeto CLOSE/OPEN
(FECHA/ABRE).
Intertravamento do
Sistema
O Controlador da Subestação ( intertravamento do sistema) envolve as condições
dos dispositivos de manobras de outros bays avaliadas por um sistema de controle
central.
Bloqueio de
Ativação Dupla
Operações de chaveamento paralelas são intertravadas. Quando um comando de
controle é recebido, todos os objetos que estão sujeitos a inibição de operação dupla
são verificados pelos comandos de controle em progresso. Enquanto um comando
está sendo executado, o bloqueio está ativo para todos os outros comandos.
Bloqueio pela
Proteção
Com esta função, as operações de chaveamento são bloqueadas pelo pickup dos
elementos de proteção. O bloqueio é configurável separadamente para os comandos
de fechamento e de trip.
Quando configurado, "Block CLOSE commands" bloqueia os comandos de
FECHAMENTO, enquanto que "Block TRIP commands" bloqueia os sinais de TRIP.
Operações em progresso também serão canceladas pelo pickup de um elemento de
proteção.
Verificação do
Status do Dispositivo (ajuste = atual)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Para comandos de chaveamento, uma verificação ocorre se o dispositivo de
chaveamento selecionado já está na posição programada/desejada (comparação
programada/real). Isso significa, se um disjuntor já está na posição FECHADO e uma
tentativa é feita para emitir um comando de fechamento, o comando será rejeitado,
com a mensagem de operação "condição programada igual a condição real”. Se o
dispositivo de chaveamento, disjuntor está na posição intermediária, então essa
verificação não é executada.
391
2 Funções
Bypassando
Intertravamentos
Intertravamentos podem ser bypassados para executar operações de chaveamento.
Isso tanto é feito internamente pela adição de um código de bypass para o comando
quanto globalmente pelo assim chamado modo de chaveamento.
• SC=LOCAL
– Os modos de chaveamento "interlocked"(intertravado) ou "non-interlocked"
(deinterlocked)(não intertravado) podem ser chaveados entre si para o 7UM621
e 7UM62 no painel de controle operador após entrada da senha ; para o 7UM623
isso é feito por meio de uma chave.
• REMOTO e DIGSI
– Comandos emitidos por SICAM ou DIGSI são desbloqueados via um modo de
manobra global REMOTO. Uma ordem de serviço separada deve ser enviada
para o desbloqueio. O desbloqueio se aplica somente para uma operação de
manobra e para comandos causados pela mesma fonte.
– Ordem de Serviço: comando para objeto "Modo de manobra REMOTO", ON
– Ordem de serviço: manobra de comando para "switching device"
• Comandos derivados do CFC (comando automático, SC=Auto):
– Comportamento configurado no bloco CFC ("BOOL para o comando").
2.50.5 Registro de Comando
Durante o processamento de comandos, independente de roteamento ou
processamento de messagens, informações de feedback de processo e comando
são enviadas para um centro de processamento de mensagens. Essas mensagens
contém informação sobre a causa. Com a alocação correspondente (configuração)
essas mensagens entram na lista de eventos servindo assim como relatório.
Pré-requisitos
Uma lista de possíveis mensagens operacionais e seus significados assim como os
tipos de comandos necessários para trip e fechamento do elemento de chaveamento
ou para aumento ou diminuição dos TAPs de transformadores estão descritas na
Descrição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description).
Aquisição de
Comandos para o
Display Frontal do
Dispositivo
Todas as mensagens com a origem de comando LOCAL são transformadas em uma
resposta correspondente e mostradas no display do dispositivo.
Aquisição de
Comandos para
Local / Remoto /
Digsi
A aquisição de mensagens com origem de comando Local/ Remote/DIGSI são
enviadas de volta para o ponto de início, independente do roteamento (configuração
na interface digital serial).
392
A aquisição de comandos, portanto, não é executada por uma indicação de resposta,
como é feito com o comando local, mas sim por comando usual e gravação de
informação de feedback.
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Monitoramento da
Informação de
Feedback
O processamento de comandos monitora a execução do comando e o tempo de
feedback da informação para todos os comandos. Ao mesmo tempo em que
comando é enviado, o tempo de monitoramento é iniciado (monitoramento da
execução do comando). Esse tempo controla se o dispositivo alcançou o resultado
final requerido dentro do tempo de monitoramento. O tempo de monitoramento pára
assim que a informação de feedback chega. Se não chegar nenhuma informação de
feedback, uma resposta "Tempo de monitoramento de comando expirado” aparece e
o processo é finalizado.
Comandos e infomação de feedback são também gravados na lista de eventos.
Normalmente, a execução de um comando termina assim que a informação de feedback (FB+) da chave relevante chega ou, no caso de comandos sem informação de
processo de feedback, a saída do comando reseta.
“Mais” (+) aparecendo na informação de feedback confirma que o comando foi bem
sucedido, o comando foi como esperado, em outras palavras, positivo. “Menos (-) é
uma confirmação negativa e significa que o comando não foi executado como se
esperava.
Saída de
Comandos e Relés
de Manobras
Os tipos e comandos necessários para trip e fechamento da chave ou para aumentar
ou diminuir TAPs de transformadores, estão descritos sob configuração em /1/.
■
7UM62 Manual
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393
2 Funções
394
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Montagem e Comissionamento
3
Este capítulo é dirigido a pessoal de comissionamento com experiência. Pessoal
familiarizado com o comissionamento de equipamento de proteção e controle, e
operação de rede de sistema de potência e com as regras e normas de segurança.
Certas adaptações do hardware para as especificações do sistema de potência
podem se tornar necessárias. Para testes primários, o objeto a ser protegido (gerador,
motor, transformador) deve ser iniciado e colocado em serviço.
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3.1
Montagem e Conexões
396
3.2
Verificação de Conexões
425
3.3
Comissionamento
435
3.4
Preparação Final do Dispositivo
490
395
3 Montagem e Comissionamento
3.1
Montagem e Conexões
ATENÇÃO!
Atenção com o transporte, armazenamento, instalação e aplicação inadequada
do dispositivo.
A não observância pode resultar em morte, riscos pessoais ou substanciais danos à
propriedade.
O uso seguro e livre de problemas, desse dispositivo depende do transporte,
armazenamento, instalação e aplicação adequada do dispositivo conforme os avisos
deste manual de instruções.
De particular importância são as normas gerais de instalação e de segurança para trabalho em ambiente de alta tensão (por exemplo, ANSI, IEC, EN, DIN, ou outras
normas nacionais e internacionais). Essa normas devem ser observadas.
3.1.1
Informação de Configuração
Pré-requisitos
Para montagem e conexão os seguintes requerimentos e condições devem ser
buscadas:
Os dados nominais do dispositivo têm sido testados como recomendado na
Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/ (SIPROTEC 4 System Description /1/) e sua
conformidade com esses dados verificada com os Dados do Sistema de Potência.
Variantes de
Conexão
Diagramas gerais são mostrados no Apêndice A.2. Exemplos de conexões para
circuitos de transformadores de corrente e de potencial são fornecidos no Apêndice
A.3. Deve ser constatado que os ajustes de configuração dos Dados do Sistema
de Potência 1, Seção 2.5, correspondem ás conexões.
Correntes/Tensões
Diagramas de conexões são mostrados no Apêndice. Exemplos que mostram opções
de conexões para transformadors de corrente e de potencial com conexão de barramento (endereço 272 SCHEME = Busbar) e conexão de unidade (endereço 272 =
Unit transf.) são encontrados no Apêndice A.3. Em todos os exemplos os pontos
estrela do TC apontam para o objeto protegido de forma que os endereços 201
STRPNT->OBJ S1 e 210 STRPNT->OBJ S2 devem ser ajustados para YES.
Nos exemplos de conexões a entrada UE do dispositivo está sempre conectada para
um enrolamento delta aberto de um conjunto de transformadores de potencial.
Correspondentemente o endereço 223 UE CONNECTION deve ser ajustado para
broken delta.
396
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3.1 Montagem e Conexões
Uma conexão padrão onde um barramento está alimentado por vários geradores
pode ser encontrado no Apêndice A.3. A corrente de falta à terra pode ser aumentada
por um transformador de aterramento conectado ao barramento (aproximadamente
10 A max.), permitindo o alcance de uma faixa de proteção de até 90 %. A corrente à
terra é medida usando um transformador de corrente toroidal para conseguir a
necessária sensitividade. Durante a partida da máquina, a tensão residual pode ser
usada como um critério para detecção de uma falta à terra até a sincronização ser
completada.
O fator 213 FACTOR IEE2 considera a relação de transformação entre o lado
primário e secundário do transformador de corrente somador quando a entrada de
corrente sensitiva do lado 2 é usada no exemplo de conexão correspondente. Da
mesma forma, quando a entrada do lado 1 é usada aplica-se 205 FACTOR IEE1.
Exemplo:
Transformador de corrente somador
60 A / 1 A
Fator de casamento para detecção de corrente de falta à terra sensitiva: FACTOR
IEE2 = 60 (se é usada a entrada do lado 2).
Se a entrada de corrente sensitiva do lado 1 é usada para detecção de corrente de
falta à terra do rotor (veja Apêndice A.3), é selecionado FACTOR IEE1 = 1.
Na Figura „Sistema de Barramento“ no Apêndice A.3 o ponto estrela do gerador tem
um aterramento de baixa resistência. Para evitar correntes de circulação
(3º harmônico) nas conexões multi-gerador, o resistor deverá estar conectado
somente a um gerador. Para detecção de falta à terra seletiva a entrada de corrente
de falta à terra sensitiva IEE2 está em loop com a linha de retorno comum dos dois
grupos de TCs (medição de corrente diferencial). Os transformadors de corrente são
aterrados em apenas um local. O FACTOR IEE2 é ajustado para 1. Transformadores
de corrente DE balanceadas (balanço de enrolamento) são recomendados para esse
tipo de circuito.
Na Figura “Conexão de Bloco” com ponto estrela isolado no Apêndice A.3 a detecção
de falta à terra usa a tensão residual. Um resistor de carga é fornecido no
enrolamento delta aberto para evitar trips indevidos durante as faltas à terra no
sistema de potência. A entrada UE do dispositivo está conectada via um divisor de
tensão ao enrolamento delta aberto de um transformador de aterramento (endereço
223 UE CONNECTION = broken delta). O fator 225 Uph / Udelta é determinado
pela relação de transformação das tensões do lado secundário:
O fator resultante entre os enrolamentos secundários é 3/√3 = 1.73. Para outras
relações de transformação, por exemplo, onde a tensão residual é medida usando um
conjunto de TC’s inserido, o fator deve ser correspondentemente alterado.
O fator 224 FACTOR UE considera a completa relação entre a tensão primária e a
tensão alimentada aos terminais do dispositivo, isto é, ela inclui o divisor de tensão
que está conectado acima. Para uma tensão de transformador nominal primária de
6.3 kV, uma tensão secundária de of 500 V com total residual e uma relação de divisor
de tensão de 1:5, esse fator poderia ser um bom exemplo:
7UM62 Manual
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397
Na Figura “Conexão de Bloco com Transformador Neutro”, no Apêndice A.3 um resistor de carga conectado ao ponto estrela do gerador reduz a tensão de interferência
das faltas à terra do lado da rede. A máxima corrente de falta à terra está limitada a
aproximadamente 10 A. O resistor pode ser um resistor primário ou secundário com
transformador de neutro. O transformador de neutro deverá ter baixa relação de
transformação para evitar uma pequena resistência secundária. A tensão secundária
mais alta resultante pode ser reduzida por um divisor de tensão. O endereço 223 UE
CONNECTION é ajustado para neutr. transf..
A Figura “Partida da Proteção de Falta à Terra” no Apêndice A.3 mostra a conexão da
proteção de tensão DC para sistemas com conversor de partida. O amplificador 7KG6
amplifica o sinal medido no shunt em um máximo de 10 V ou 20 mA, dependendo do
equipamento. A entrada TD1 pode ser adaptada para o tipo de sinal (tensão ou corrente) através de jumpers (veja também 3.1.2 "Elementos de Chaveamento nas
Placas de Circuito Impresso").
A Figura “Proteção de Falta à Terra do Rotor” no Apêndice A.3 mostra de modo
exemplar como a proteção de falta à terra do rotor é conectada a um gerador com excitação de estática. O aterramento deve ser conectado com a escova de aterramento.
O dispositivo de acoplamento 7XR61 deve ser extendido pelos resistores externos
3PP1336 se a corrente circulante exceder 0.2 A devido ao componente do 6º harmônico na tensão de excitação. Isto pode ser a causa de tensões de excitação UExc
acima de 150 V. A entrada IEE 1 avalia a corrente de falta à terra fluindo entre o rotor
e a terra como um resultado de injetar tensão no circuito do rotor. O fator de casamento FACTOR IEE1 é ajustado para 1.
A Figura “Conexões de Transformador de Potencial para Dois Transformadores de
Potencial em Conexão Delta Aberto (Conexão V)” no Apêndice A.3, mostra como
uma conexão é feita com apenas dois transformadores de potencial do lado do
sistema em conexão delta aberto (conexão V).
A Figura Motor Assíncrono” no Apêndice A.3 mostra uma conexão típica do relé de
proteção com um grande motor assíncrono. As tensões para monitoramento da
tensão e tensão zero são normalmente medidas no barramento. Onde vários motores
estão conectados ao barramento, a proteção de falta à terra direcional detecta faltas
à terra monopolares e pode deste modo abrir disjuntores seletivamente. Um
transformador toroidal é usado para detecção da corrente de falta à terra.
O Fator 213 FACTOR IEE2 considera a relação de transformação entre o lado
primário e o secundário do transformador de corrente somador IEE2.
Entradas e Saídas
Binárias
Possibilidades de alocação de entradas e saídas binárias, isto é, o casamento
individual ao sistema está descrito na Descrição do Sistema SIPROTEC 4/1/
(SIPROTEC 4 System Description /1/) os pré-ajustes do dispositivo esão listados no
Apêndice, na Seção A.4. Verifique também se a a rotulagem corresponde às funções
de mensagens alocadas.
Mudança de
GruposdeAjustes
Se forem usadas as entradas binárias para mudança de grupos de ajustes, favor
observar o seguinte:
• Se a configuração é executada pelo painel de operação ou usando DIGSI, a opção
via Entrada Binária deve ser selecionada no endereço 302 CHANGE.
• Uma entrada binária é suficiente para controlar 2 grupos de ajustes, „>Param.
Selec.1“.
398
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• Se a entrada binária está configurada como um circuito “make”, isto é, como ativa
quando a tensão é aplicada (H ativa), o significado é o seguinte:
- não ativada: Ajuste A do parâmetro
- ativada: Ajuste B do parâmetro
• O sinal de controle deve estar continuamente presente ou ausente para que o
grupo de ajuste selecionado permaneça ativo.
Supervisão do
Circuito de Trip
Um circuito com duas entradas binárias(veja Seção 2.43) é recomendado para
monitoramento do circuito de trip. As entradas binárias não devem ter potencial
comum e seu ponto operacional deve estar bem abaixo da metade do nominal da
tensão de controle DC.
Alternativamente, ao usar somente uma entrada binária, um resistor é inserido (veja
a Seção 2.43). Favor observar que os tempos de resposta são tão longos quanto
aproximadamente 300 s.A Seção 2.43.2 mostra como a resistência é calculada.
3.1.2
Modificações do Hardware
3.1.2.1
Geral
Geral
A adaptação subseqüente do hardware às condições do sistema de potência pode
ser necessária por exemplo com respeito à tensão de controle para entradas binárias
ou terminação das interfaces do barramento. As sugestões fornecidas deverão ser
observadas em todos os casos sempre que forem feitas modificações no hardware.
Tensão da Fonte de
Alimentação
Existem diferentes faixas de tensão da fonte de alimentação para a tensão auxiliar
(consulte as Informações sobre Pedidos no Apêndice ).As fontes de alimentação com
os nominais de 60/110/125 VDC e 110/125/220/250 VDC / 115/230 VAC são
intercambiáveis. Ajustes de jumpers determinam o nominal. A alocação de ajuste de
jumper para as faixas de tensão nominal e sua localização na PCB está descrita nesta
seção sob o cabeçalho de margem “ Placa Processadora C-CPU-2“. Quando o
dispositivo sai de fábrica esses jumpers estão ajustados de acordo com o adesivo da
placa de identificação. Geralmente eles não precisam ser alterados.
Contato Vivo
O contato vivo do dispositivo é um contato de substituição do qual tanto a abertura
quanto o fechamento pode ser conectado aos terminais do dispositivo F3 e F4 via um
jumper (X40). As designações dos jumpers para o tipo de contato e o layout espacial
dos jumpers está descrito na Seção sob o cabeçalho de margem “Placa
Processadora C-CPU-2“.
Correntes
Nominais
Os transformadores de entrada do dispositivo estão ajustados para uma corrente
nominal de 1 A ou 5 A por jumpers. Os jumpers são ajustados de acordo com o
adesivo da placa de identificação. O layout da localização desses jumpers e suas
alocações de corrente nominal estão descritas nesta Seção sob „Placa de Entrada/
Saída C-I/O-2 “ para o lado 2 e „ Placa de Entrada/Saída C-I/O-6 “ para o lado 1. Todos
os jumpers relevantes de um lado devem ser ajustados uniformemente para uma corrente nominal , isto é, um jumper cada (X61 até X63) para cada transformador de
entrada e adicionalmente um jumper comum X60.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
399
Se as correntes nominais serão mudadas excepcionalmente, então a nova mudança
deve ser notificada para o dispositivo nos endereços 203 IN-SEC I-SIDE1 ou 212
IN-SEC I-SIDE2 nos Dados do Sistema de Potência (veja Seção 2.5).
Nota
Os ajustes de jumpers devem corresponder às correntes secundárias do dispositivo
configuradas nos endereços 203, 212. Caso contrário o dispositivo é bloqueado e é
emitido um alarme.
Tensão de Pickup
pra Entradas
Binárias
Quando o dispositivo sai de fábrica as entradas binárias estão ajustadas para operar
com uma tensão que corresponda à tensão nominal da fonte de alimentação. Se os
valores nominais diferirem da tensão de controle o sistema de potência, pode ser
necessário mudar o limite de chaveamento das entradas binárias.
Para mudar o limite de chaveamento de uma entrada binária, um jumper deve ser
mudado para cada entrada. A alocação dos jumpers plug-in para as entradas binárias
e seu posicionamento real estão descritos nesta Seção.
Nota
Se as entradas binárias forem usadas para monitoramento do circuito de trip, observe
que duas entradas binárias (ou uma entrada binária e um resistor equivalente)
estejam conectadas em série. O limite de chaveamento deve ser significantemente
menor do que a metade da tensão nominal de controle.
Modo de Contato
para Saídas
Binárias
Módulos de entrada / saída podem ter relés que estão equipados com contatos de
substituição. Para isso é necessário reposicionar um jumper. Para qual relé em qual
placa isso se aplica está descrito nesta Seção em „Placa de Entrada/Saída C–I/O -2“
e „Placa de Entrada/Saída C–I/O -6“.
Transdutor de
Medição
Os transdutores de medição TD 1 (por exemplo, para proteção de tensão/corrente
DC) e TD 2 ( para entrada de temperatura para proteção de sobrecarga) podem
processar tanto valores de tensão quanto de corrente. Para mudar o ajuste padrão
(valores medidos como tensões) os jumpers devem ser mudados. As Tabelas nesta
Seção fornecem uma visão geral em „Placa de Entrada/Saída C–I/O-6“.
Cuidado!
Conexão falsa para ajuste de jumper “Corrente”!
Se for aplicada uma tensão de entrada ao ajustar o jumper "Corrente” (Current)
isso pode destruir a placa.
Para uma entrada de tensão, o jumper "Tensão”(Voltage) deve ser ajustado.
Para o transdutor de medição TD 3 (detecta por exemplo, tensão de excitação para
proteção de subexcitação) um passa baixa analógico pode ser ativada ou desativada
por jumpers. As Tabelas nesta Seção fornecem uma visão geral em “Placa de
Entrada/Saída C–I/O-6“.
400
7UM62 Manual
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Nota
Os ajustes de jumpers devem corresponder ao modo ajustado nos endereços 295,
296 (entrada de tensão ou corrente) e 297 (com/sem filtro). Caso contrário, o
dispositivo é bloqueado e emite um alarme.
Substituindo
Interfaces
As interfaces seriais só podem ser trocadas nas versões para montagem semi-embutida de painel e montagem em cubículo. Qual interface pode ser trocada e como
isso é feito, está descrito nesta Seção no título de margem “Substituindo Módulos de
Interface”.
Resistores de
Terminação para
RS485 e Profibus
DP (Elétrica)
Para uma transmissão confiável de dados, as interfaces RS485 ou Profibus DP elétrica devem ser terminadas com resistores no último dispositivo do barramento. Para
esse propósito são fornecidos resistores de terminação na PCB da placa
processadora C-CPU-2 e nos módulos das interfaces RS485 ou PROFIBUS que
podem ser conectados via jumpers. Apenas uma das três opções pode ser usada. A
disposição física dos jumpers na PCB está descrita nesta Seção, no cabeçalho de
margem “Placa Processadora C–CPU-2“, e sob o título “Interfaces Seriais Aptas a
Barramento” para os módulos de interface. Ambos os jumpers devem sempre ser
conectados da mesma forma.
Os resistores de terminação estão desativados ao sairem da fábrica.
Peças de
Reposição
3.1.2.2
Peças de reposição podem ser a bateria de reserva que mantém os dados de RAM
quando há falha no fornecimento de tensão e o fusível miniatura da fonte de
alimentação interna. Sua disposição física é mostrada na Figura 3-3. Os valores
nominais do fusível estão impressos na placa, próximos ao próprio fusível. Ao
substituir o fusível, favor observar os procedimentos fornecidos no Manual do
Sistema SIPROTEC 4 /1/ (SIPROTEC 4 System Manual /1/) no capítulo
“Manutenção” e “Ação Corretiva/Reparos”.
Desmontagem
Desmontagem do
Dispositivo
Nota
É assumido para as seguintes etapas, que o dispositivo não está em operação.
7UM62 Manual
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401
Cuidado!
Cuidado quando alterar ajustes de jumper que afetem os valores nominais do
dispositivo.
Como conseqüência, o número de pedido (MLFB) e os valores nominais que estão
estabelecidos na placa de nomenclatura, não correspondem mais às propriedades
reais do dispositivo.
Se tais mudanças forem necessárias, as alterações deverão ser claramente anotadas
no dispositivo. Estão disponíveis etiquetas adesivas que podem ser usadas para
substituir a placa de nomenclatura.
Para verificação das placas de circuito impresso, movimentação de elementos de
ligação ou troca de módulos, proceda da seguinte forma:
• Prepare a área de trabalho: Apoie o dispositivo sobre uma mesa adequada para o
manuseio de dispositivos sensíveis a descarga eletrostática (EGB).
Adicionalmente, as seguintes ferramentas são requeridas:
– chave de fenda de 5 a 6 mm de largura de boca,
– uma chave Philips tamanho 1,
– uma chave de boca de 5 mm.
• Solte os parafusos dos conectores no painel traseiro nos locais “A“ e “C“. Esta
atividade não se aplica se o dispositivo for para montagem de sobrepor.
• Se o dispositivo tiver interfaces de comunicação adicionais nos locais “A“, „C“ e/ou
“B“ “D“ na parte traseira, os parafusos localizados diagonalmente em relação às
interfaces devem ser removidos. Esta atividade não se aplica se o dispositivo for
para montagem de sobrepor.
• Remova as coberturas no painel frontal e solte os parafusos que se tornaram
acessíveis.
• Remova o painel frontal e coloque-o de lado.
Trabalho com
Conectores de Plug
Cuidado!
Sujeito a descargas eletrostáticas
A inobservância pode resultar em danos pessoais ou materiais.
Ao manusear conectores de plug, pois descargas eletrostáticas podem surgir
tocando-se previamente numa superfície metálica aterrada, que deve ser evitado.
Não plugue ou retire conexões da interface sob tensão!
O seguinte deve ser observado:
• Desconecte o cabo de cinta entre a cobertura frontal e a placa CPU-2 (No. 1 nas
Figuras 3-1 e 3-2)no lado frontal da cobertura. Para desconectar o cabo, empurre
para cima a presilha superior do plugue conector e empurre para baixo a presilha
inferior do plugue conector. Cuidadosamente deixe ao lado a cobertura frontal.
• Desconecte os cabos de cinta entre a placa C-CPU-2 (1) e as placas I/O (2) a (4),
dependendo da variante encomendada).
402
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
• Remova as placas e ajuste-as na manta aterrada para protegê-las de danos de
surtos de eletricidade estática. No caso de um dispositivo para montagem sobreposta de painel , favor ter o cuidado com o fato de que uma certa quantidade de
força é necessária para a remoção do módulo C-CPU-2 devido à existência dos
plugues e conexão.
• Verifique os jumpers de acordo com as Figuiras 3-3 a 3-8 e as informações
seguintes e conforme o caso mude-as ou remova-as.
A alocação das placas para o tamanho de caixa de 1/2 está mostrado na Figura 3-1 e
para o tamanho de caixa de 1/1 na Figura 3-2.
Figura 3-1
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Vista frontal de um 7UM621/623 (Tamanho da Caixa 1/2) após remoção da
Cobertura Frontal (Simplificada e em Escala Reduzida)
403
Figura 3-2
404
Vista frontal de um 7UM621/623 (Tamanho da Caixa 1/1) após remoção da Cobertura Frontal
(Simplificada e em Escala Reduzida)
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3.1.2.3
Elementos de Chaveamento nas Placas de Circuito Impresso
O layout da placa de circuito impresso da placa processadora C-CPU-2 está ilustrado
na Figura seguinte. A tensão nominal ajustada da fonte de alimentação integrada é
verificada de acordo com a Tabela 3-1, o estado quiescente do contato vivo conforme
a Tabela 3-2, as tensões operacionais selecionadas das entradas binárias BI1 a BI5
de acordo com a Tabela 3-3 e a interface integrada RS232 / RS485 conforme as
Tabelas 3-4 a 3-2. A localização e nominais do fusível miniatura (F1) e da bateria de
buffer (G1) são mostrados na Figura seguinte.
Módulo
Processador
C-CPU-2
Figura 3-3
Placa Processadora C–CPU com Ajustes de Jumpers Requeridos para a Configuração da Placa, da
Bateria e do Fusível Miniatura
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405
Tabela 3-1
Ajuste de jumper da tensão nominal da Fonte de Aimentação integrada no
módulo processador C-CPU-2
Tensão Nominal
Jumper
24 a 48 VDC
60 a 125 VDC
110 a 250 VDC
115/230 VAC
X51
não usada
1-2
2-3
X52
não usada
1-2 and 3-4
2-3
X53
não usada
1-2
2-3
X55
não usada
não usada
1-2
não pode ser
mudada
Tabela 3-2
Ajuste de jumpers do estado quiescente do Contato Vivo no módulo
processador C–CPU-2
Jumper
Aberto no estado quiescente
(Contato NA)
Fechado no estado
quiescente
(Contato NF)
Pré-ajuste
X40
1-2
2-3
2-3
Tabela 3-3
1)
2)
3)
intercambiável
Ajuste de jumper das tensões de controle das entradas binárias BI1 a BI5
no módulo processador C–CPU-2
Entradas
Binárias
Jumper
Limite1)19 V
Limite2) 88 V
Limite3) 176 V
BI1
X21
1-2
2-3
3-4
BI2
X22
1-2
2-3
3-4
BI3
X23
1-2
2-3
3-4
BI4
X24
1-2
2-3
3-4
BI5
X25
1-2
2-3
3-4
Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 24 VDC a
125 VDC
Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 110 VDC a
250 VDC e 115/230 VAC
Uso somente com tensões de pickup de 220 ou 250 VDC
A interface R485 pode ser convertida em uma interface RS232 pela modificação dos
jumpers.
Jumpers X105 a X110 devem ser ajustados para a mesma posição!
Tabela 3-4
Ajustes de jumpers da interface integrada RS232/RS485 na placa C–CPU-2
Jumper
RS232
RS485
X103 e X104
1-2
1-2
X105 a X110
1-2
2-3
Os jumpers são pré-ajustados de fábrica conforme a configuração encomendada.
Com a interface RS232 o jumper X111 é necessário para ativar a CTS que habilita a
comunicação com o modem.
406
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Table 3-5
1)
Ajuste de jumper para a CTS (controle de fluxo) no módulo processador
C–CPU-2
Jumper
/CTS da interface RS232
/CTS disparado por /RTS
X111
1-2
2-3 1)
Ajustes padrão de liberações de versões 7UM62..../CC e superior
Ajuste de jumper 2-3: A conexão com o modem é usualmente estabelecida com um
acoplador estrela ou conversor de fibra ótica. Portanto, os sinais de controle do
modem, de acordo com a interface RS232 padrão DIN 66020, não estão disponíveis.
Os sinais de modem não são necessários, uma vez que a conexão para os dispositivos SIPROTEC 4 é sempre operada no modo semi-duplex. Por favor, use o cabo de
conexão com número de pedido 7XV5100-4.
Ajuste de Jumper 1-2: Este ajuste torna os sinais de modem disponíveis, isto é, para
uma conexão direta da RS232 entre o dispositivo SIPROTEC 4 e o modem, este
ajuste pode ser opcionalmente selecionado. Recomendamos o uso de um cabo de
conexão de modem RS232 padrão (conversor 9-pinos a 25-pinos).
Nota
Para uma conexão direta com DIGSI com a interface RS232, o jumper X111 deve ser
plugado na posição 2-3.
Se não há resistores de terminação externos no sistema, os últimos dispositivos em
uma interface RS485, devem ser configurados via jumpers X103 e X104.
Tabela 3-6
Ajustes de jumpers dos Resistores de Terminação da interface RS485 na
placa processadora C-CPU-2
Jumper
Resistor de terminação
conectado
Resistor de terminação
desconectado
Pré-ajuste
X103
2-3
1-2
1-2
X104
2-3
1-2
1-2
Nota
Ambos os jumpers devem sempre ser plugados do mesmo jeito!
O jumper X90 não tem função. O ajuste de fábrica é 1-2.
Os resistores de terminação também podem ser conectados externamente (por
exemplo, para o módulo de conexão). Nesse caso, os resitores de terminação
localizados no módulo de interface RS485 ou PROFIBUS ou diretamente na PCI da
placa processadorada C-CPU-2, devem estar desenergizados.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
407
Figura 3-4
Terminação da interface RS485 (externa)
Figura 3-5
Placa de entrada/saída C-I/O-1 com representação de ajustes de jumpers
necessários para configuração da placa
Placa de Entrada/
Saída C-I/O-1
Na versão 7UM622, a saída binária BO 13 no módulo de entrada/saída C–I/O-1 pode
ser configurado como normalmente aberto ou normalmente fechado (veja também os
diagramas de visão geral no Apêndice A.2).
408
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Tabela 3-7
Jumper
Aberto no estado
quiescente (NA)
Fechado no estado
quiescente (NF)
Pré-ajuste
X40
1-2
2-3
1-2
Tabela 3-8
1)
2)
3)
Ajuste de jumper para o tipo de contato do relé para BO13
Ajuste de jumper de tensões de pickup das entradas binárias BI8 a BI15
no módulo de entrada/saída C– I/O–1 no 7UM622
Entradas
Binárias
Jumper
Limite1)19 V
Limite2) 88 V
Limite3) 176 V
BI8
X21/X22
L
M
H
BI9
X23/X24
L
M
H
BI10
X25/X26
L
M
H
BI11
X27/X28
L
M
H
BI12
X29/X30
L
M
H
BI13
X31/X32
L
M
H
BI14
X33/X34
L
M
H
BI15
X35/X36
L
M
H
Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 24 VDC a 125
VDC
VDC e 115/230 VAC
Os Jumpers X71, X72 e X73 no módulo de entrada/saída da placa C-I/O-10 são
usados para ajuste do endereço do barramento e não devem ser alterados. A tabela
seguinte lista os pré-ajustes de jumpers.
As localizações de montagem são mostradas nas Figuras 3-1 a 3-2.
Tabela 3-9
Jumper
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Ajuste de jumper do endereço do módulo de entrada/saída C-I/O-1 para o
7UM622
Pré-ajuste
X71
L
X72
H
X73
H
409
Placa de Entrada/
Saída C-I/O-2
Existem duas diferentes versões disponíveis do módulo da placa de entrada/saída
C-I/O-2. A Figura 3-6 descreve o layout da placa de circuito impresso dos dispositivos
até a versão 7UM62.../DD, a Figura 3-7 para dispositivos de versão 7UM62.../EE e
superior.
Figura 3-6
Placa de Entrada/Saída C-I/O-2, com representação de ajuste de jumpers
necessários para verificação dos ajustes de configuração
O tipo de contato da saída binária BO6, pode ser mudado de normalmente aberto,
para normalmente fechado (veja os diagramas de visão geral, na Seção A.2 do
Apêndice):
com tamanho de caixa 1/2: No. 3 na Figura, slot 33
com tamanho de caixa 1/1: No. 3 na Figura, slot 33 direita.
410
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Tabela 3-10
Ajuste de jumper para o tipo de contato de saída binária BO6
Jumper
Aberto no estado
quiescente (NA)
Fechado no estado
quiescente (NF)
Pré-ajuste
X41
1-2
2-3
1-2
As correntes nominais ajustadas dos transformadores de entrada de corrente devem
ser verificados na entrada/saída da placa C-I/O-2. Todos os jumpers devem estar
ajustados para uma corrente nominal, isto é, respectivamente um jumper (X61 a X63)
para cada entrada do transformador e adicionalmente o jumper comum X60. Não
existe jumper X64 porque todas as versões do 7UM62 têm uma entrada de corrente
de falta à terra sensitiva (transformador de entrada T8).
Os jumpers X71, X72 e X73 na placa de entrada/saída C-I/O-2 são usados para
ajustar o endereço do barramento e não devem ser mudados. A Tabela seguinte lista
os pré-ajustes de jumpers.
Localização de montagem:
com tamanho de caixa 1/2: No. 3 na Figura, slot 33
com tamanho de caixa 1/1: No. 3 na Figura, slot 33 direita.
Tabela 3-11
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Ajustes de jumpers do Endereço da Placa de Circuito Impresso (PCB) da
placa de entrada/saída C-I/O-2
Jumper
Pré-ajuste
X71
1-2(H)
X72
1-2(H)
X73
2-3(L)
411
Placa de Entrada/
Saída C-I/O-2
(da versão 7)
Figura 3-7
412
Placa de Entrada/Saída C-I/O-2 da versão 7UM62* .../EE ou superior, com
representação de jumpers requeridos para verificação dos ajustes de
configuração
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Tabela 3-12
Ajuste de jumper para corrente nominal ou faixa de medição
Jumper
1)
Corrente Nominal 1 A
Corrente Nominal 5 A
Faixa de Medição 20 A
Faixa de Medição 100 A
X51
1-2
1-2
X60
1-2
2-3
X61
2-5
3-5
X62
2-5
3-5
X63
2-5
3-5
X641)
2-5
3-5
não para variante com detecção de falta à terra sensitiva
Contatos de relés para saídas binárias BO6, BO7 e BO8, podem ser configurados
como normalmente aberto ou normalmente fechado (veja também Diagramas Gerais
no Apêndice).
Tabela 3-13
1)
Ajuste de jumper para o tipo de contato dos relés para BO6, BO7 e BO8
For
Jumper
Aberto no Estado
Quiescente (NA) 1)
Fechado no Estado
Quiescente (NF)
BO6
X41
1-2
2-3
BO7
X42
1-2
2-3
BO8
X43
1-2
2-3
Ajuste de fábrica
Os relés para saídas binárias BO1 até BO5, podem ser conectados a um potencial
comum, ou configurados individualmente para BO1, BO4 e BO5 (BO2 e BO3 não tem
função nesse contexto) (veja também Diagramas Gerais no Apêndice).
Tabela 3-14
Jumper
1)
Ajustes de jumpers para a configuração de potencial comum de
BO1 a BO5 ou para configuração de BO1, BO4 e BO5, como relés simples
BO1 a BO5
BO1, BO4, BO5 configurados como
conectados a
relés simples (BO2, BO3 sem função)
potencial comum 1)
X80
1-2, 3-4
2-3, 4-5
X81
1-2, 3-4
2-3, 4-5
X82
2-3
1-2
Ajuste de fábrica
Os jumpers X71, X72 a X73 servem para ajuste do endereço do barramento. A
posição não pode ser alterada. A tabela seguinte mostra pré-ajuste das posições dos
jumpers.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
413
Tabela 3-15
Placa de Entrada/
Saída C-I/O-6
Jumper
Ajuste de Fábrica
X71
1-2 (H)
X72
1-2 (H)
X73
2-3 (L)
Layout de placa de circuito impresso para a placa de Entrada/Sáida C-I/O-6 é
mostrado na Figura seguinte.
Figura 3-8
414
Ajustes de jumpers do endereço de módulo de entrada/saída do módulo
C-I/O-2
Placa de Entrada/Saída C-I/O-6 com Representação de Ajustes de Jumper
Requeridos para Verificação dos Ajustes de Configuração
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Tabela 3-16
1)
2)
3)
Ajuste de Jumper para ativação de Tensões das Entradas Binárias BI6 e BI7 na
placa de Entrada/Saída C–I/O-6
Binary Inputs
Jumper
Limite1)19 V
Limite2) 88 V
Limite3) 176 V
BI6
X21
L
M
H
BI7
X22
L
M
H
VDC
VDC e 115/230 VAC
Contatos de relés para saídas binárias BO11 e BO12 podem ser configurados como
normalmente aberto ou normalmente fechado (veja diagramas de visão geral no
Apêndice A.2):
Tabela 3-17
Ajustes de jumper para o Tipo de Contato de Relés para BO11 e BO12
Saída Binária Jumper
Contator normalmente aberto
Contator normalmente
fechado
Pré-ajuste
BO11
X41
1-2
2-3
1-2
BO12
X42
1-2
2-3
1-2
As correntes nominais ajustadas dos transformadores de entrada de corrente
deverão ser verificadas na placa de entrada/saída C-I/O-6. Todos os jumpers devem
ser ajustados para uma corrente nominal, isto é, respectivamente um jumper (X61 a
X63) para cada transformador de entrada e adicionalmente o jumper comum X60.
Não existe jumper X64 porque todas as versões do 7UM62 tem uma entrada de
corrente de falta à terra sensitiva (transformador de entrada T8).
Tabela 3-18
Jumper
Entrada de Tensão ±10 V
Entrada de corrente
(4-20/20 mA)
Pré-ajuste
X94
1-2
2-3
1-2
X95
1-2
2-3
1-2
X67
1-2
2-3
1-2
Tabela 3-19
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Ajustes de jumper para a Característica de Entrada (U/I) do Trandutor 1 de
medição
Ajustes de jumper para a Característica de Entrada (U/I) do Trandutor 2 de
medição
Jumper
Entrada de Tensão ±10 V
Entrada de corrente
(4-20/20 mA)
Pré-ajuste
X92
1-2
2-3
1-2
X93
1-2
2-3
1-2
X68
1-2
2-3
1-2
415
Cuidado!
Conexão falsa para ajuste de jumper “Corrente”!
Se com o ajuste de jumper "Corrente" (Current) uma tensão de entrada é
aplicada, isso pode destruir a placa.
Para uma tensão de entrada o jumper "Tensão" -baixa (Voltage) deve ser
ajustado.
Tabela 3-20
Ajuste de jumper para ativação/desativação de fg ≈ 10 Hz filtro de passa-baixa
do transdutor de medição 3
Jumper
Filtro Passa-Baixa Inativo
Filtro Passa- Baixa Ativo
Pré-ajuste
X91
1-2
2-3
2-3
X69
1-2
2-3
2-3
Nota
Os ajustes de jumpers devem corresponder ao modo ajustado nos endereços 295,
296 (entrada de tensão ou corrente) e 297 (com/sem filtro). Caso contrário, o
dispositivo é bloqueado e é emitido um alarme. Após quaisquer mudanças nos
ajustes de jumpers, você deverá imediatamente mudar os parâmetros
correspondentes de ajustes usando DIGSI.
Nota
Transdutores de medição não usados deverão ser curto-circuitados nos terminais de
entrada!
Os jumpers X71, X72 e X73 no módulo de entrada/saída C-I/O-6 são usados para
ajustar endereço de barramento e não devem ser mudados. A tabela seguinte lista os
pré-ajustes de jumpers.
Tabela 3-21
416
Jumper de ajuste de endereço do módulo de entrada/saída C-I/O-6
Jumper
Ajuste de Fábrica
X71 (AD0)
1-2 (H)
X72 (AD1)
2-3 (L)
X73 (AD2)
1-2 (H)
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3.1.2.4
Módulos de Interfaces
Os módulos de interface estão localizados na placa C–CPU-2 (1), na Figura 3-1 e
3-2). A figura seguinte mostra a placa de circuito impresso, com a localização dos
módulos.
Substituindo
Módulos de
Interfaces
Figura 3-9
Placa C-CPU-2 com módulos de interface
Favor observar o seguinte:
• Os módulos de interface só podem ser substituidos em dispositivos para
montagem semi-embutida em painel e montagem em cubículo.
Dispositivos em caixas de montagem sobreposta, com terminais de nível duplo,
podem ser trocados somente em nossa fábrica.
• Use somente módulos de interface que possam ser solicitados da fábrica, por meio
do código de pedido (veja também Apêndice A.1).
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417
Tabela 3-22
Substituição de módulos de interface
Interface
Local de Montagem /
Substituição do Módulo
Interface
Interface de sistema
B
Saída analógica
Saída analógica
RTD-box
D
Somente módulos de interface
que podem ser solicitados em
nossa fábrica via ordem de
pedido (veja Apêndice, Seção
A.1).
2 x 0 a 20 mA ou 4 a 20 mA
2 x 0 a 20 mA ou 4 a 20 mA
RS485
FO
Os números de pedido dos módulos de substituição, podem ser encontrados no
Apêndice Seção A.1.
Módulo EN100
Ethernet
(IEC 61850)
O módulo da interface Ethernet não tem jumpers. Nenhuma modificação do hardware
é necessária para seu uso.
Terminação de
Interface
Para interfaces aptas a barramento é necessaria uma terminação no barramento do
último dispositivo, isto é, resistores de terminação devem ser conectados. Com o dispositivo 7UM62, isso diz respeito às variantes com interfaces RS485 ou PROFIBUS.
Os resistores de terminação estão localizados no módulo de interface RS485 ou
PROFIBUS, que está na placa C-CPU-2 (No.1 nas Figuras 3-1 e 3-2), ou diretamente
na placa de circuito impresso da placa processadora C-CPU-2 (veja cabeçalho de
margem „Placa Processadora C-CPU-2“, Tabela 3-2).
A Figura 3-9 mostra a C-CPU-2 PCB com o layout das placas.
O módulo para a interface RS485 é mostrado na Figura 3-10, o módulo para a
interface Profibus na Figura 3-11.
Ao sairem da fábrica, os jumpers estão ajustados de forma que os resistores de
terminação estejam desconectados. Ambos os jumpers de um módulo devem sempre
ser plugados da mesma maneira.
Figura 3-10
418
Posição dos Resistores de Terminação e Jumpers Plug-in para Configuração da Interface RS485
7UM62 Manual
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Figura 3-11
Posição dos Jumpers Plug-in para a Configuração dos Resistores de Terminação na Profibus (FMS e DP),
DNP 3.0 e Interfaces Modbus
Os resistores de terminação também podem ser conectados externamente (como por
exemplo, para o bloco terminal), veja Figura 3-5. Neste caso, os resistores de casamento localizados no módulo interface RS485 ou PROFIBUS ou diretamente na placa
de circuito impresso da placa C-CPU-2 devem ser desativados.
É possível converter a interface R485 em uma interface RS232 pela mudança de
posição de jumpers e vice-versa.
As posições de jumpers para as alternativas RS232 ou RS485 (como na Figura 3-10)
são derivadas da seguinte Tabela.
Tabela 3-23
Configuração para RS232 ou RS485 no módulo de interface
Jumper
X5
X6
X7
X8
X10
X11
X12
X13
RS232
RS 485
1-2
1-2
1-2
1-2
1-2
2-3
1-2
1-2
2-3
2-3
2-3
2-3
2-3
2-3
1-2
1-2
Os jumpers X5 a X10 devem ser plugados da mesma forma!
Os jumpers são pré-ajustados de fábrica conforme a configuração encomendada.
7UM62 Manual
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419
Saída Analógica
O módulo de interface de saída analógica AN20 (veja Figura 3-12) tem 2 canais
isolados com uma faixa de corrente de 0 a 20 mA (unipolar, max. 350 Ω).
A localização na placa C–CPU-2 é „B“ ou/e „D“ dependendo da variante
encomendada (veja Figura 3-9).
Figura 3-12
3.1.2.5
Placa de interface de saída analógica AN20
Remontagem
A montagem do dispositivo é feita nas seguintes etapas:
• Insira as placas cuidadosamente na caixa. Os locais de montagem são mostrados
nas Figuras 3-1 a 3-2. Para a variante do dispositivo designada para montagem
sobreposta, use a alavanca de metal para inserir a placa processadora C-CPU-2.
A instalação é fácil com a alavanca.
• Primeiro plugue os conectores do cabo na placa de entrada/saída da placa I/O e
na placa processadora C-CPU-2. Cuidado para não entortar nenhum pino! Não
forçe!
• Conecte os plugues conectores do cabo entre a placa processadora C-CPU-2 e o
plugue conector do painel frontal.
• Pressione as travas dos plugues conectores juntos.
• Recoloque o painel frontal e parafuse-o à caixa.
• Ponha de volta as coberturas.
• Reaperte novamente as interfaces na traseira da caixa do dispositivo.
Essa atividade não é necessária para o dispositivo com montagem sobreposta.
420
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
3.1.3
Montagem
3.1.3.1
Montagem Embutida de Painel
Dependendo da versão do dispositivo, a caixa pode ser de 1/2 ou 1/1. Para o tamanho
da caixa 1/2 (Figura 3-13), há 4 coberturas e 4 furos. Para o tamanho da caixa 1/1
(Figura 3-14) há 6 coberturas e 6 furos.
• Remova as 4 coberturas nos cantos da cobertura frontal, para tamanhos de caixa
de 1/1 as 2 coberturas localizadas centralmente no topo e na parte inferior também
são removidas. Os 4 ou 6 furos alongados no suporte de montagem, são revelados
e podem ser acessados.
• Insira o dispositivo no corte do painel e aperte-o com os 4 ou 6 parafusos. Para
dimensionamento consulte a Seção 4.39.
• Monte as 4 ou 6 coberturas.
• Conecte o terra na placa traseira do dispositivo para o terra de proteção do painel.
Use pelo menos um parafuso M4 . A área da seção transversal do fio terra, deverá
ser igual à da seção transversal de qualquer outro condutor conectado ao dispositivo. A área da seção transversal do fio terra deverá ser de no mínimo 2.5 mm 2.
• Conexões usam os terminais plug-in ou terminais olhal na parte traseira do
dispositivo de acordo com o diagrama de ligação. Para conexões com terminal
garfo ou conexão direta, os parafusos, antes de serem inseridos aos bornes,
devem ser apertados de tal forma que suas cabeças fiquem embutidas no plano do
bloco terminal. Um terminal olhal deve ser centralizado na câmara de conexão, de
forma que o parafuso seja fixado no orifício do borne. A Descrição do Sistema
SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description) tem informação pertinente
quanto ao tamanho de fio, bornes, raios de curvatura, etc.
Figura 3-13
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Exemplo de montagem semi-embutida em painel de um dispositivo
(tamanho da caixa 1/2)
421
Figura 3-14
3.1.3.2
Exemplo de montagem semi-embutida em painel de um dispositivo
Montagem em Rack ou em Cubículo
Para tamanhos de caixa 1/2 (Figura 3-15), existem 4 coberturas e 4 furos, para
tamanho da caixa 1/1 (Figura 3-16) existem 6 coberturas e 6 furos.
Dois trilhos de montagem são necessários para instalar um dispositivo em um quadro
ou cubículo. Os códigos de pedido estão estabelecidos no Apêndice, Seção A.1
• Solte os parafusos dos dois suportes de montagem no rack ou cubículo com quatro
parafusos.
• Remova as 4 coberturas nos cantos da cobertura frontal, para tamanhos de caixa
1
/1 as 2 coberturas localizadas centralmente no topo e na parte inferior também são
removidas. Assim, 4 ou 6 furos alongados no suporte de montagem, são revelados
e podem ser acessados.
• Aperte o dispositivo às presilhas de montagem com 4 ou 6 parafusos.
• Monte as 4 ou 6 coberturas.
• Aperte os oito parafusos do suporte de ângulo no rack ou cabine.
• Conecte o terra na placa traseira do dispositivo ao terra de proteção do painel,
usando pelo menos um parafuso M4. A seção transversal do fio terra deve ser igual
à área da seção transversal de qualquer outro condutor conectado ao dispositivo.
A seção transversal do fio terra deve ser pelo menos de 2.5 mm 2.
• Conexões usam terminais plug-in ou olhal no lado traseiro do dispositivo, de acordo
com o diagrama de ligação. Para conexões parafusadas com terminal garfo ou
conexão direta, antes de inserir os fios, os parafusos devem ser apertados de tal
forma que suas cabeças fiquem embutidas no plano do bloco de conexão. Um
contato olhal deve ser centralizado na câmara de conexão, de forma que o
parafuso atravesse o furo do borne. A Descrição do Sistema SIPROTEC 4/1/
(SIPROTEC 4 System Description /1/) tem informação pertinente quanto ao
tamanho de fio, bornes, raios de curvatura, etc.
422
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Figura 3-15
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Exemplo de montagem de um dispositivo em rack ou cubículo
423
Figura 3-16
3.1.3.3
Exemplo de montagem de um dispositivo em rack ou cubículo (tamanho da caixa 1/1)
Montagem Sobreposta em Painel
Para montagem proceda como segue:
• Prenda o dispositivo ao painel com 4 parafusos. Para dimensionamento, consulte
os Dados Técnicos na Seção 4.39.
• Conecte o terra do dispositivo ao terra de proteção do painel. A área da seção
transversal da ligação de terra, deve ser igual à area da seção transversal de
qualquer outro condutor conectado ao dispositivo. A seção transversal da ligação
de terra deve ser de pelo menos 2.5 mm2.
• Conecte sólido aterramento de baixa impedância operacional (área da seção
transversal ≥ 2.5 mm2) à superfície de aterramento ao lado. Use pelo menos um
parafuso M4 para o terra do dispositivo.
• Conecte conforme o diagrama do circuito, via terminais olhal. Conexões para fibras
óticas e módulos de comunicação elétricos, via caixa inclinada. A Descrição do
Sistema SIPROTEC 4 tem informação pertinente quanto a tamanho de fio, bornes,
curvatura de raio, etc.
424
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
3.2 Verificação de Conexões
3.2
Verificação de Conexões
3.2.1
Verificação de Dados de Conexões das Interfaces Seriais
As tabelas dos cabeçalhos de margem seguintes, listam as designações de pinos
para as diferentes interfaces seriais, interface de sincronização de tempo e interface
Ethernet do dispositivo. A posição das conexões é descrita nas ilustrações seguintes.
Interface
Operacional
7UM62 Manual
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Figura 3-17
Conector fêmea subminiatura D de 9 pinos
Figura 3-18
Conector Ethernet
Quando é usado o cabo de comunicação recomendado, a correta conexão entre o
dispositivo SIPROTEC 4 e o PC é automaticamente assegurada. Veja o Apêndice A.1
para descrição do pedido do cabo.
425
3.2.2
Interface do Sistema
Para versões equipadas com uma interface serial para um centro de controle, o
usuário deve verificar a conexão de dados. A verificação visual da designação dos
canais de transmissão e recepção é de particular importância. Com interfaces RS232
e fibra ótica, cada conexão é dedicada a uma direção de transmissão. Sendo assim,
a saída de um dispositivo deve estar conectada à entrada de outro e vice-versa.
Com cabos de dados, as conexões estão designadas conforme DIN 66020 e
ISO 2110:
• TxD = Transmissão de dados
• RxD = Recebimento de dados
• RTS = Solicitação para envio (request to send)
• CTS = Clear to Send (Livre para envio)
• GND = Sinal / Chassi de terra
O cabo blindado é aterrado em ambas extremidades da linha. Para ambientes
extremamente propensos a EMC, o terra pode ser conectado por um par de fios
individualmente se-parados, para incrementar a imunidade à interferência.
Table 3-24
Pin
No.
Interface
do
Operador
1
RS232
As designações do subminiatura D e conector RJ45 para as várias interfaces
RS485
Profibus DP Escrava,
RS 485
DNP3.0 Modbus,
RS485
Blindado (com terminais blindados conectados eletricamente)
Ethernet
EN100
Tx+
2
RxD
RxD
–
–
–
Tx-
3
TxD
TxD
A/A’ (RxD/TxD-N)
B/B’ (RxD/TxD-P)
A
Rx+
4
–
–
–
CNTRA-(TTL)
RTS (nível TTL)
–
5
TERRA
TERRA
C/C' (TERRA)
C/C' (TERRA)
TERRA 1
–
6
–
–
–
+5 V (carga max. < 100 mA)
VCC1
Rx-
7
RTS
RTS
– 1)
–
–
–
8
CTS
CTS
B/B’ (RxD/TxD-P)
A/A’ (RxD/TxD-N)
B
–
9
–
–
–
–
–
Desativada
1)
3.2.3
Pino 7 também carrega o sinal RTS com nível RS232, quando operada como interface
RS485. Portanto, o pino não deve ser conectado!
Terminação
A interface RS485 é capaz de serviço semi-duplex com os sinais A/A' e B/B' com um
potencial relativo comum “C/C' (GND). Verifique para que somente o último dispositivo no barramento tenha resistores de terminação conectados e que os outros dispositivos no barramento não os tenham. Os jumpers para os resistores de terminação
estão localizados no módulo da interface RS485 (veja Figura 3-10) ou módulo
PROFIBUS RS485 (veja Figura 3-11). Os resistores de terminação podem também
ser conectados externamente (por exemplo, para o módulo de conexão, como
ilustrado na Figura 3-4). Nesse caso, os resistores de terminação localizados no
módulo devem ser desativados.
Se o barramento for extendido, tenha certeza novamente de que apenas resistores
de terminação no último dispositivo do barramento estão ligados ali.
426
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3.2.4
Saída Analógica
Ambos os valores analógicos são externados como correntes via um conector fêmea
de 9 pinos. As saídas são isoladas.
Tabela 3-25
3.2.5
Designação de pinos do soquete DSUB para saída analógica
Pino No.
Código
1
Canal 1 positivo
2
–
3
–
4
–
5
Canal 2 Positivo
6
Canal 1 Negativo
7
–
8
–
9
Canal 2 Negativo
Interface de Sincronização de Tempo
É opcionalmente possível processar sinais de sincronização de tempo de 5 V, 12 V
ou 24 V, desde que estejam conectados às entradas nomeadas na tabela abaixo.
Tabela 3-26
Designação de conector D- subminiatura da interface de sincronização de
tempo
Pino No.
Designação
Significado do Sinal
1
P24_TSIG
Entrada 24 V
2
P5_TSIG
Entrada 5 V
3
M_TSIG
Linha de Retorno
4
M_TSYNC 1)
Linha de Retorno 1)
5
SHIELD
Potencial Blindado
1)
6
–
–
7
P12_TSIG
Entrada 12 V
8
P_TSYNC 1)
Entrada 24 V 1)
9
SHIELD
Potencial Blindado
Designado, mas não pode ser usado
Para designação de pinos da interface de sincronização de tempo em dispositivos de
montagem sobreposta em painel, veja o Apêndice (Figuras A-3 e A-4).
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427
3.2.6
Fibras Óticas
ATENÇÃO!
Injeção de laser!
Não olhe diretamente nos elementos de fibra ótica!
A transmissão via fibras óticas é particularmente insensível a interferências eletromagnéticas e assim assegura isolação galvânica da conexão. Conexões de envio e
recebimento são identificadas com os símbolos para envio e para recepção.
O estado característico inativo para a interface de fibra ótica é „Light off“. Se o estado
inativo deve ser mudado, use o programa operacional DIGSI, como descrito em
Descrição do Sistema SIPROTEC 4.
3.2.7
Verificação de Conexões do Dispositivo
Geral
Pela verificação das conexões do dispositivo a instalação correta do dispositivo de
proteção, isto é, no cubículo deve ser testada e assegurada. Isso inclui a verificação
da fiação e funcionalidade, como os desenhos e avaliação visual do sistema de
proteção e uma verificação funcional simplificada do dispositivo de proteção.
Fonte de
Alimentação
Auxiliar
Antes do dispositivo ser conectado pela primeira vez à tensão, ele deverá ter
permanecido por pelo menos duas horas na sala de operação para atingir a
temperatura de equilíbrio e evitar umidade e condensação.
Nota
Se for usada uma tensão redundante, deverá existir uma permanente, isto é ininterrupta conexão entre os conectores de polaridade negativa do sistema 1 e do sistema
2 da tensão de alimentação DC (sem dispositivo de chaveamento, sem fusível),
porque caso contrário, há risco de tensão dobrada no caso de uma dupla falta à terra.
Ligue o disjuntor da tensão auxiliar (proteção de alimentação), verifique a polaridade
e amplitude nos terminais do dispositivo ou nos módulos de conexão.
Verificação Visual
428
Verifique o cubículo e os dispositivos quanto a danos, condições das conexões etc. e
o aterramento do dispositivo.
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Verificação
Secundária
Este teste não tem o propósito de verificar as funções de proteção individuais para a
precisão de de seus valores de pickup e curvas características. Diferente de dispositivos de proteção analógicos eletrônicos ou eletromecânicos, nenhum teste de função
de proteção é requerido dentro da planilha de teste do dispositivo, uma vez que isso
é assegurado pelos testes de fabricação. Funções de proteção só são usadas para
verificar as conexões do dispositivo.
Um teste de plausibilidade do conversor analógico-digital com os valores
operacionais medidos é suficiente desde que o processamento subseqüente dos
valores medidos seja numérico e assim falhas internas das funções de proteção
podem ser descartadas.
Onde são efetuados testes secundários, um equipamento de teste trifásico de
correntes e tensões é recomendado (por exemplo, Omicron CMC 56 para teste
automático e manual) O ângulo de fase entre correntes e tensões deverá ser
continuadamente controlável.
A precisão com que se pode chegar durante o teste depende da precisão do
equipamento de teste. Os valores de precisão especificados nos Dados Técnicos só
podem ser reproduzidos sob condições de referência especificadas em IEC 60 255
resp. VDE 0435/parte 303 e com o uso de instrumentos de medição de precisão.
Podem ser executados testes usando os valores correntemente ajustados ou os
valores padrão.
Se ocorrerem correntes e tensões não simétricas durante os testes, é provável que o
monitoramento da assimetria freqüentemente entre em pickup. Isso não tem
importância porque a condição de valores medidos em estado estacionário são
monitorados, os quais sob condições de operação normal são simétricos ; sob
condições de curto-circuito esses monitoramentos não são efetivos.
Nota
Se durante teste dinâmico, os valores medidos estão conectados de ou reduzidos a
zero, um valor suficientemente alto deverá se apresentar em pelo menos um outro
circuito de medição (em geral uma tensão) para permitir adaptação da freqüência.
Valores medidos em elementos à terra de tensão ou corrente (IEE, UE) não podem
adaptar a freqüência de escaneamento. Para verificá-la um valor medido
suficientemente alto deverá estar presente em uma das fases.
Teste Secundário
da Proteção
Diferencial
Um conjunto de teste com 6 saídas de correntes é recomendado para o teste
secundário. A seção a seguir fornece sugestões de como proceder para teste com
menos fontes de correntes. A corrente de teste pode ser injetada individualmente para
cada enrolamento, assim simulando de cada vez uma falta do transformador com
alimentação por um lado.
Para teste bi ou trifásico o parâmetro (endereço 2021) ajustado para I-DIFF> é
válido como o valor de pickup no pré-ajuste. O valor de pickup para teste monofásico
depende de como é tratada a corrente de seqüência zero:
Se a corrente de seqüência zero está eliminada o valor de pickup aumenta para 1,5
vezes o valor de ajuste; isso corresponde a uma ligação convencional quando a
corrente está alimentada via transformadores casadores.
Se a corrente de seqüência zero não está eliminada (ponto estrela isolado), a
corrente de pickup corresponde ao valor de ajuste I-DIFF> mesmo durante teste
monofásico.
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429
A verificação do valor de pickup é efetuada aumentando vagarosamente a corrente
de teste para cada enrolamento com o conjunto de teste secundário. O trip é iniciado
quando o valor de pickup convertido é alcançado. Quando a corrente de teste cai e
atinge 0.7 vezes o valor de pickup o comando de trip cai.
No método acima descrito, os valores de pickup para alimentação de terminal por um
lado são testados em cada caso. Também é possível verificar a característica completa. Como a corrente de trip e a corrente de restrição não podem ser alimentadas
separadamente (elas podem, entretanto, ser lidas separadamente nos testes de
medições), uma corrente de teste separada tem que ser aplicada para cada um dos
dois enrolamentos.
Ao testar com parâmetros operacionais, deverá ser observado que o valor de ajuste
I-DIFF> refere-se à corrente nominal do transformador, isto é, corrente que resulta
de
com
SN, Transf
Potência nominal aparente do transformador
UN Enrolamento
Tensão nominal do enrolamento respectivo; para um
enrolamento com tensão regulada, a tensão
computada de acordo com a Seção 2.14.1.2 se aplica.
Além disso, os valores de pickup podem ser mudados com teste mono e bifásico
dependendo do grupo vetorial do transformador protegido; isso corresponde à ligação
convencional quando são aplicadas correntes via trnsformadores casadores de
correntes. A Tabela 3-27 mostra essas mudanças como um fator r kVG dependendo
do grupo vetorial e do tipo de falta, para transformadores trifásicos.
Para se obter o valor de pickup, o valor de ajuste I-DIFF> (endereço de parâmetro
2021) deve ser multiplicado pelo fator
Tabela 3-27
Tipo de Falta
Fator de Correção kVG Dependendo do Grupo Vetorial e do Tipo de Falta
Enrolamento Referência
(Alta Tensão)
Numeral VG par
(0, 2, 4, 6, 8, 10)
Numeral VG ímpar
(1, 3, 5, 7, 9, 11)
Trifásica
1
1
1
Bifásica
1
1
√3/2 = 0.866
Monofásica com eliminação de
I0
3/2 = 1.5
3/2 = 1.5
√3 = 1.73
Monofásica sem eliminação de
I0
1
1
√3 = 1.73
Os valores de pickup values são verificados em cada enrolamento aumentando
lentamente a corrente de teste com o grupo de teste secundário. Um trip é iniciado
quando o valor convertido de pickup é alcançado.
430
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Exemplo (Aplicação como “simples proteção de transfomador“):
Transformador trifásico SN = 57 MVA, grupo vetorial Yd5
Alta Tensão
110 kV
300 A / 1 A
Baixa Tensão
25 kV
1500 A / 1 A
O seguinte se aplica para enrolamento de alta tensão:
Neste caso a corrente nominal do enrolamento é praticamente igual à corrente
nominal do transformador de corrente. Portanto, o valor de pickup (referente à corrente nominal do relé) sujeita-se ao valor de ajuste I DIFF> do relé quando um teste
trifásico ou monofásico é executado (kVG = 1 para enrolamento de referência). Para
teste monofásico com eliminação de corrente de seqüência zero, deve ser esperado
um valor de pickup 1.5 vez mais alto.
O seguinte se aplica para o enrolamento secundário:
Quando testar este enrolamento, o valor de pickup (referente à corrente nominal do
dispositivo) corresponderá a
Devido ao numeral impar do grupo vetorial, o seguintes valores de pickup aplicam-se
Fiação
É particularmente importante verificar a correta fiação e alocação de todas as interfaces do dispositivo. O cabeçalho de margem intitulado “Função de teste para verificação das entradas e saídas binárias” fornece informações adicionais para este fim.
Para entradas analógicas, um teste de plausibilidade pode ser controlado conforme a
descrição acima, sob o cabeçalho de margem “Teste Secundário”.
Verificação de
Função
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O único teste funcional requerido para os relés de proteção é a verificação de
plausibilidade dos valores operacionais medidos, executado por algum equipamento
de teste secundário; o teste serve para assegurar que nenhum dano foi causado
durante o transito (veja também “Teste Secundário”).
431
Proteção de
Subtensão
Nota
Se a função de proteção de subtensão do dispositivo estiver configurada e ativada, o
seguinte deve ser considerado: Medidas especiais devem ser tomadas para
assegurar que o dispositivo não dê pickup imediatamente após a aplicação da fonte
de energia auxiliar, como resultado da ausência de tensão medida. Contudo, o
dispositivo emite pickup assim que o estado operacional 1 (existem valores medidos)
for atingido.
LEDs
Após os testes em que os LEDs aparecem nos displays, estes deverão ser resetados
para que apresentem informações apenas sobre o teste correntemente executado.
Isto deve ser feito pelo menos com um de cada vez, usando o botão reset no painel
frontal e pela entrada binária para reset remoto (se alocada). Observe que um reset
independente ocorre também na chegada de uma nova falta e o ajuste de novas indicações pode opcionalmente ser feito, dependendo do comando de pickup ou de trip
(parâmetro 610 FltDisp.LED/LCD).
Chave de Teste
Verifique as funções de todas as chaves de teste instaladas com propósitos de teste
secundário e isolação do dispositivo. De particular importância são as “chaves de
teste” nos circuitos do transformador de corrente. Certifique-se de que estas chaves
curto-circuitem os transformadores de corrente quando eles estiverem no modo de
teste.
3.2.8
Verificando a Incorporação ao Sistema
Informação Geral
ATENÇÃO!
Atenção com Tensões Perigosas
A inobservância das seguintes medidas pode resultar em morte, ferimentos ou
substanciais danos à propriedade.
Portanto, somente pessoas qualificadas e familiarizadas com os procedimentos de
segurança e medidas de precaução é que devem executar as etapas de inspeção.
Com esta verificação da proteção, a correta incorporação do dispositivo ao sistema
de potência é testado e assegurado.
A verificação da parametrização da proteção (alocações e ajustes) de acordo com os
requerimentos do sistema de potência, é um importante passo do teste.
A ampla verificação da incorporação da interface ao sistema de potência resulta por
um lado em testar a fiação do cubículo e o arquivamento dos desenhos de acordo
com a funcionalidade e por outro lado, na precisão do cabeamento entre o transdutor
ou transformador e o dispositivo de proteção.
432
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Fonte de Alimentação Auxiliar
Verifique a magnitude e polaridade da tensão nos terminais de entrada.
Nota
Se for usada uma fonte redundante, existirá uma permanente, isto é, ininterrupta
conexão entre os conectores de polaridade negativa do sistema 1 e sistema 2 da
fonte de tensão DC (sem dispositivo de chaveamento, sem fusível) porque caso
contrário haverá o risco de uma tensão duplicada no caso de uma falta dupla à terra.
Cuidado!
Tenha cuidado ao operar o dispositivo em um carregador de bateria sem uma
bateria.
A não observância das medidas seguintes pode conduzir a tensões muito altas e
conseqüentemente à destruição do dispositivo.
Não opere o dispositivo em um carregador de bateria sem uma bateria conectada
(Valores limite podem ser encontrados nos dados técnicos).
Verificação Visual
Durante a verificação visual o seguinte deve ser considerado:
• Verificação do cubículo e dispositivos quanto a danos;
• Verificação do aterramento do gabinete e do dispositivo;
• Verificação do cabeamento externo quanto às condições e a estarem completos.
Aquisição de
Dados Técnicos do
Sistema de
Potência
Para verificação da parametrização da proteção (alocações e ajustes) de acordo com
os requerimentos do sistema de potência, gravação de dados técnicos dos
componentes individuais é necessária no sistema primário. Isso inclui, entre outros, o
gerador ou motor, o transformador da unidade e os transformadores de corrente e
potencial.
Onde forem encontrados desvios dos dados de planejamento, os ajustes da proteção
deverão ser modificados em correspondência.
Entradas
Analógicas
A verificação dos circuitos de transformador de corrente e tensão inclui:
• Aquisição de dados técnicos
• Verificação visual dos transformadors, isto é, quanto a danos, posição de
montagem, conexões
• Verificação do aterramento do transformador, especialmente aterramento do
enrolamento delta aberto em apenas uma fase
• Verificação do cabeamento de acordo com o diagrama do circuito
• Verificação dos curto-circuitadores dos plugues conectores para os circuitos de
corrente.
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433
Outros testes são, sob certas circunstâncias necessários de acordo com contrato:
• Medição de isolação do cabo
• Medição da relação de transformação e polaridade
• Medição de consumo
• Verificação de funções de chaves de testes, se usadas para testes secundários.
• Transdutores de medição/Conexão do transdutor de medição
Entradas e Saídas
Binárias
Para mais informações veja também a Seção 3.3.
• Ajuste de entradas binárias:
– Verificação e casamento de jumper alocado para limites de pickup
(veja Seção 3.1)
– Verificação de limite de pickup – se possível – com uma fonte de tensão DC
variável
• Verifique os circuitos de trip dos relés de comando e as linhas de trip para os vários
componentes (disjuntores, circuito de excitação, trip de emergência, dispositivos
de manobras, etc.)
• Verifique o processamento de sinal dos relés de sinalização e as linhas de
sinalização para a estação de controle e sistema de proteção; para fazer isso,
energize os contatos de sinais do dispositivo de proteção e verifique os textos na
estação de controle e no sistema de proteção.
• Verifique os circuitos de controle dos relés de saída e as linhas de controle para os
disjuntores e chaves seccionadoras, etc.
• Verifique sinais de entrada binária das linhas de sinais para o dispositivo de
proteção pela ativação de contatos externos.
Mini-Disjuntor do
Transformador de
Potencial
(VT mcb)
Como é muito importante para a proteção de subtensão, proteção de impedância e
proteção de sobrecorrente de tempo inverso e de tempo definido de tensão controlada, que essas funções sejam automaticamente bloqueadas se houver trip do disjuntor
dos transformadores de potencial, o bloqueio deverá ser verificado junto com os circuitos de tensão. Desligue as chaves da proteção do transformador de potencial.
Deve ser verificado nas anunciações operacionais que o trip do mini-disjuntor do TP
foi detectado (anunciação „>FAIL:Feeder VT“ „ON“). Uma necessidade para isso
é de que o contato auxiliar do mini-disjuntor do TP esteja conectado e correspondentemente alocado.
Feche o mini-disjuntor do TP novamente: As anunciações acima aparecem nas indicações “going“ (indo), isto é, com o comentário “OFF“ (por exemplo „>FAIL:Feeder
VT“ „OFF“).
Nota
A sobrecorrente de tempo definido com bloqueio de subtensão de selo deve ser
realizada com a entrada binária „>Useal-inBLK“ (1950)
Se uma das indicações não aparecer, verifique a conexão e alocação desses sinais.
Se as mensagens „ON“ e „OFF“ estão trocadas, então o tipo de contato auxiliar do
disjuntor deverá ser verificado e corrigido se necessário.
434
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3.3 Comissionamento
3.3
Comissionamento
ATENÇÃO!
Atenção com tensões perigosa ao operar com equipamento elétrico.
A não observância às medidas seguintes pode resultar em morte, riscos pessoais ou
Somente pessoal qualificado deverá trabalhar com e ao redor desse dispositivo.
Devem estar familiarizados com todas as normas de segurança desse manual de
instruções assim como com os estágios aplicáveis de segurança, regulamentos de
segurança e medidas de precauções.
O dispositivo deverá estar aterrado ao terra da subestação antes que qualquer outra
conexão seja feita.
Podem existir tensões perigosas na fonte de alimentação e nas conexões aos
transformadores de corrente, transformadores de potencial e circuitos de teste.
Podem estar presente tensões perigosas mesmo após a tensão da fonte de
alimentação ser removida (capacitores podem ainda estar carregados).
Após remoção da tensão da fonte de alimentação, aguarde no mínimo 10 segundos
antes de re-energizar a fonte de alimentação. Essa espera permite que as condições
iniciais sejam firmemente estabelecidas antes do dispositivo ser re-energizado.
Os valores limite fornecidos nos Dados Técnicos (Capítulo 10) não devem ser
excedidos nem durante teste, nem durante comissionamento.
Para testes com um equipamento secundário de teste, assegure-se que nenhuma
outra grandeza de medição esteja conectada e as linhas dos comandos de TRIP e
possivelmente CLOSE (fechamento) dos disjuntores estão interrompidas, a menos
que especificado de outra forma.
PERIGO!
Tensões perigosas durante interrupções nos circuitos secundários dos
transformadores de corrente
Não observar a medida seguinte pode resultar em morte, severos danos pessoais ou
Curto-circuite os circuitos secundários do transformador de corrente, antes de abrir
as conexões de corrente do dispositivo.
Durante o procedimento de comissionamento, manobras operacionais devem ser
realizadas. Os testes descritos requerem que sejam executados sem perigo. São, da
mesma maneira, impróprios para verificações operacionais.
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435
ATENÇÃO!
Aviso de perigos no desenvolvimento de testes primários impróprios
Não observar a medida seguinte pode resultar em morte, danos pessoais ou
Testes primários só podem ser efetuados por pessoal qualificado e familiarizado com
comissionamento de sistemas de proteção, sistemas de gerenciamento de potência
e normas e procedimentos relevantes de segurança (manobras, aterramento, etc.).
3.3.1
Modo Teste / Bloqueio de Transmissão
Se o dispositivo estiver conectado a um sistema central de controle ou a um servidor
via interface SCADA, então a informação que é transmitida pode ser modificada com
alguns dos protocolos disponíveis (veja Tabela „Funções Dependentes de Protocolo“
no Apêndice A.5).
Se o modo de teste(test mode) estiver em ON, então a mensagem enviada pelo
dispositivo SIPROTEC 4 para o sistema principal, tem um bit de teste adicional. Esse
bit permite que a mensagem seja reconhecida como resultante de teste e não como
falta real ou evento do sistema de potência. Além disso, ele pode ser determinado
pela ativação do Bloqueio de Transmissão (Transmission Block) de que nenhuma
indicação é transmitida via interface do sistema, durante o modo teste.
A Descrição do Sistema SIPROTEC 4, descreve como ativar e desativar o modo de
teste e o bloqueio de transmissão de dados. Note que quando o DIGSI for usado, o
programa deve estar no modo operacional Online para os recursos utilizados no
teste.
436
7UM62 Manual
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3.3 Comissionamento
3.3.2
Teste de Interfaces de Sistema
Observações
Preliminares
Se o dispositivo possuir uma interface de sistema e usá-la para comunicar-se com o
centro de controle, a operação do dispositivo DIGSI pode ser usada para testar se as
mensagens foram transmitidas corretamente. Essa opção de teste, entretanto,
definitivamente „não“ deve ser usada, enquanto o dispositivo está em serviço em um
sistema vivo.
PERIGO!
Perigo desnvolvido da operação do equipamento (por exemplo, disjuntores,
chaves seccionadoras) por meio da função de teste
Equipamento usado para permitir manobras com disjuntores ou secionadoras, só
deve ser verificado durante o comissionamento. Nunca, em qualquer circunstância,
verifique-as por meio do modo de teste, durante operação „real“ executando
transmissão e recepção de mensagens via interface do sistema.
Nota
Após o término do teste do hardware, o equipamento será reiniciado (reboot). Desse
modo, todos os buffers de anúncios são apagados. Se necessário, esses buffers
deverão ser extraídos com DIGSI, antes do teste.
O teste da interface é realizado usando DIGSI no modo operacional Online:
• Abra o diretório Online clicando duas vezes; aparecem as funções operacionais
para o dispositivo.
• Clique em Teste (test); aparece a seleção da função na metade direita da janela.
• Clique duas vezes em Testando Mensagens para Interface do Sistema (Testing
messages for system interface) mostrada na lista. É aberta a caixa de diálogo
Gerar Anunciações (Generate Annunciations - veja a figura seguinte).
Estrutura da Caixa
de Diálogo
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Na coluna Indication, (Indicação) todos os textos de mensagens que foram
configuradas para a interface do sistema na matriz aparecerão. Na coluna Status
SCHEDULED o usuário tem que definir o valor para as mensagens a serem testadas.
Dependendo do tipo de indicação, são oferecidos vários campos de entrada
(por exemplo „ON“/ „OFF“). Clicando duas vezes em um deles o valor requerido
pode ser selecionado da lista.
437
Figura 3-19
Mudando o
Estado Operacional
Teste da interface do sistema com caixa de diálogo: Generate indications —
(Gerar Indicações) - Exemplo
Clicando um dos botões na coluna Action (Ação), você será requerido a entrar a
senha No. 6 (para menus de teste do hardware). Após entrada correta da senha,
podem ser iniciados anúncios individuais. Para fazer isso, clique no botão Send
(Enviar) na linha correspondente. A mensagem correspondente é emitida e pode ser
lida, tanto do registro de evento do dispositivo SIPROTEC 4 quanto do centro de
controle da subestação.
Outros testes permanecem habilitados, até que a caixa de dialogo feche.
Teste na Direção da
Mensagem
Para toda informação que é transmitida para a estação central, teste em Status
Scheduled as opções desejadas na lista em que aparecem:
• Tenha certeza que cada processo de verificação é conduzido cuidadosamente,
sem causar qualquer perigo (veja acima e consulte PERIGO!)
• Clique “Send” na função a ser testada e verifique se a informação correspondente
atinge o centro de controle e mostra o efeito esperado. Dados que estão normalmente ligados via entradas binárias (primeiro caractere „>“) são da mesma forma
indicados para o centro de controle com esse procedimento. A função das entradas
binárias, por si mesmas, é testada separadamente.
Saindo do Modo de
Teste
438
Para finalizar o Teste da Interface do Sistema, clique em Close. O dispositivo será
colocado brevemente fora de serviço enquanto a rotina de partida é executada. A
caixa de diálogo fecha.
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3.3 Comissionamento
3.3.3
Verificando as Entrada/Saídas Binárias
Observações
Preliminares
As entradas binárias, saídas e LEDs de um dispositivo SIPROTEC 4, podem ser
individualmente e precisamente controladas no DIGSI. Esse recurso é usado para
verificar o cabeamento do dispositivo de proteção para os equipamentos de pátio
(verificações operacionais), durante o comissionamento. Essa opção de teste,
entretanto, definitivamente „não“ deve ser usada, enquanto o dispositivo está em
serviço em um sistema vivo.
PERIGO!
Perigo desenvolvido da operação do equipamento (por exemplo, disjuntores,
chaves seccionadoras) por meio da função de teste
Equipamento usado para permitir manobras com disjuntores ou secionadoras, só
deve ser verificado durante o comissionamento. Nunca, em qualquer circunstância,
verifique-as por meio do modo de teste, durante operação „real“ executando
transmissão e recepção de mensagens via interface do sistema.
Nota
Após término do teste de hardware o dispositivo reinicializa. Desse modo, todos os
buffers de anúncios são apagados. Se necessário, esses buffers deverão ser
extraídos com DIGSI, antes do teste.
O teste de hardware pode ser feito usando DIGSI no modo operacional Online:
• Abra o diretório Online clicando duas vezes; aparecem as funções operacionais
para o dispositivo.
• Clique em Teste(test); aparece a seleção da função na metade direita da tela.
• Clique duas vezes na lista em hardware test (teste de hardware). A caixa de
diálogo com esse nome é aberta (veja Figura 3-19).
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439
Estrutura da Caixa
de Diálogo
A caixa de diálogo está classificada em três grupos: BI para entrada binárias, REL
para relés de saída, e LED para os LEDs. À esquerda de cada grupo está, em
correspondência, o painel rotulado. Clicando duas vezes nesse painel, você pode
mostrar ou ocultar a informação individual do grupo selecionado.
Na coluna Status o estado atual (físico) do componente do hardware é mostrado.
Indicação é mostrada simbolicamente. Os estados físicos reais das entradas e saidas
binárias, são indicados por um símbolo de manobra aberto ou fechado, os LEDs pelo
símbolo de On ou OFF.
O estado oposto de cada elemento é mostrado na coluna Scheduled (Programado).
O display está em texto completo.
A coluna mais à direita indica os comandos ou mensagens que foram configuradas
(endereçados) para os componentes do hardware.
Figura 3-20
Mudando o
Estado Operacional
Testando as entradas e saídas binárias — Exemplo
Para mudar o estado operacional de um componente de hardware, clique no campo
associado de manobra na coluna Scheduled.
Antes da execução da primeira mudança do estado operacional, a senha No. 6 será
solicitada (se ativada durante a configuração). Após entrada da senha correta, uma
mudança de condição será executada. Outras mudanças de estado permanecem
habilitadas, até que a caixa de diálogo seja fechada.
440
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3.3 Comissionamento
Teste das Saídas
Binárias
Cada relé individual de saída pode ser energizado, permitindo uma verificação da
ligação entre o relé de saída do 7UM62 e o sistema, sem ter gerado a mensagem que
está designada ao relé. 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 ser operados pela função de teste do hardware. Isto
significa que, por exemplo, um comando de TRIP vindo de uma função de proteção
ou um comando de controle do painel operador para um relé de saída, não pode ser
executado.
Proceda como a seguir, de forma a verificar o relé de saída:
• Tenha certeza que as operações de chaveamento causadas pelos relés de saída
podem ser executadas sem qualquer perigo (veja acima em PERIGO!).
• Cada relé de saída deve ser testado pela célula correspondente Scheduled na
caixa de diálogo.
• Termine o teste (veja cabeçalho de margem abaixo „Saindo do Procedimento“), de
forma que durante outros testes, não seja iniciada nenhuma ligação indesejada.
Teste de
Entradas Binárias
Para testar a ligação entre o pátio e as entradas binárias do 7UM62 a condição no
sistema que inicia a entrada binária, deve ser gerada e a resposta do dispositivo,
verificada.
Para fazer isso, abra a caixa de diálogo Hardware Test (Teste de Hardware) novamente, para ver a posição física da entrada binária. A senha ainda não é solicitada.
Proceda como segue a fim de verificar as entrada binárias:
• Ative no sistema cada uma das funções que causam as entradas binárias.
• Verifique a reação na coluna Status da caixa de diálogo. Para fazer isso, a caixa
de diálogo deve estar atualizada. As opções podem ser encontradas abaixo, sob o
cabeçalho de margem „Atualizando o Display“.
• Termine a seqüência do teste (veja cabeçalho de margem abaixo „Saindo do
Procedimento“).
Se, entretanto, o efeito de uma entrada binária precisar ser verificado sem ocasionar
qualquer manobra no sistema, 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 número 6 tenha sido entrada, todas as entradas
binárias são separadas do sistema e só podem ser ativadas, via função de teste do
hardware.
Teste dos LEDs
Os LEDs podem ser testados de maneira similar ao teste dos outros componentes de
entrada/saída. Assim que a primeira mudança de estado de qualquer LED tenha sido
disparada, todos os LEDs são separados da funcionalidade interna do dispositivo e
só podem ser controlados, via função de teste do hardware. Isso significa, por
exemplo, que nenhum LED será aceso pela função de proteção e nem pela pressão
do botão de reset do LED.
Atualizando o
Display
Quando a caixa de diálogo Hardware Test (Teste do Hardware) é aberta, as
condições presentes dos componentes do hardware, naquele momento, são lidas e
mostradas.
7UM62 Manual
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Uma atualização é feita:
• Para um componente particular de hardware, se um comando de mudança para
outro estado, for bem sucedido,
• Para todos os componentes do hardware, se for clicado o botão Update
(Atualizar),
• Para todos os componentes do hardware com atualização cíclica (o tempo do ciclo
é de 20 seg), se o campo Automatic Update (20 sec) (Atualização Automática) for
marcado.
Saindo do
Modo Teste
3.3.4
Geral
Para finalizar o teste do hardware, clique em Close. A caixa de diálogo fecha. O
dispositivo se torna não indisponível por um breve período de partida imediatamente
após. Então todos os componentes do hardware retornam a suas condições
operacionais determinadas pelos ajustes da instalação.
Testes para Proteção de Falha do Disjuntor
Se o dispositivo está equipado com proteção de falha do disjuntor e sua função é
usada, a integração dessa função de proteção no sistema deve ser testada em
condições práticas.
Especialmente importante para a verificação do sistema é a distribuição correta dos
comandos de trip para os disjuntores adjacentes no evento de falha do disjuntor.
Disjuntores adjacentes são aqueles cujo trip deve ocorrer no evento de uma falha do
disjuntor para eliminar a corrente do curto-circuito. Sendo assim esses são os
disjuntores que alimentam a linha com falta.
Isso não é possível para definir um geralmente aplicável teste de especificação
detalhada uma vez que a definição dos disjuntores adjacentes dependem em grande
parte do layout da instalação.
3.3.5
Verificação de Saídas Analógicas
Os dispositivos SIPROTEC 7UM62 podem estar equipados com até 2x2 saídas
analógicas. Se as saídas analógicas são fornecidas e usadas, seu funcionamento
deve ser testado.
Como vários tipos de valores medidos ou eventos podem dar saída, o teste a ser
executado depende dos valores envolvidos. Esses valores devem ser gerados (por
exemplo com equipamento de teste secundário).
Tenha certeza de que os valores próprios deram saída a seu destino.
442
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3.3 Comissionamento
3.3.6
Teste de Funções Definidas pelo Usuário
Lógica CFC
O dispositivo tem uma ampla capacidade para permitir que funções sejam
estabelecidas pelo usuário, especialmente com a lógica CFC. Qualquer função
especial ou lógica adicionada ao dispositivo deve ser verificada.
Naturalmente, procedimentos de teste geral não são fornecidos. Ao invés disso, a
configuração dessas funções definidas pelo usuário e as condições necessárias
associadas devem ser conhecidas e verificadas. De particular importância são
possíveis condições de intertravamento de chaves (disjuntores, isoladores, etc).
3.3.7
Verificação da Proteção de Falta à Terra do Rotor em Estado Estacionário
Terra do Rotor
(R, fn)
A proteção de falta à terra do rotor pode ser verificada com a máquina em estado
estacionário. Para isso, o dispositivo de acoplamento deve ser alimentado por uma
tensão AC externa. Pode ser 100 V a 125 V ou 230 V (veja também exemplo de
conexão na Seção 2.34).
Manobre a proteção de falta à terra do rotor (endereço 6001 ROTOR E/F) para Block
relay.
No caso de máquinas com excitação de reticador de rotação (Figura 3-19 esquerda),
uma falta à terra, morta, é aplicada entre os dois anéis coletores com escovas de
medição no lugar, para máquinas com excitação via anéis coletores (seguindo a
Figura seguinte, direita) entre um anel coletor e o terra. O dispositivo agora mede
como impedância à terra apenas a reatância da unidade de acoplamento e a
resistência da escova (como no caso pode estar em série com um resistor de
proteção para os capacitores de acoplamento e um resistor de limitação de corrente
com acoplamento indutivo/capacitivo).
Esses valores podem ser lidos com o ângulo de fase dessa resistência complexa sob
os valores medidos de falta à terra:
Rtot
= x.xx kΩ
Xtot
= y.yy kΩ
ϕZtot
= z.z °
Rtot. corresponde a resistência em série (escovas mais proteção e resistor de
limitação) e Xtot para a reatância de acoplamento. Se tanto para Rtot. como Xtot. são
indicados valores como 0, então as conexões de URE ou IRE tem polaridade errrada.
Mude a polaridade de uma das conexões e repita a medição.
Deverá ser verificado/remediado que os valores de ajustes
R SERIES
= xxx Ω (endereço 6007)
X COUPLING
= yyy Ω (endereço 6006)
correspondam aos valores acima. Remova a ligação de falta à terra.
Agora usando um resistor do tamanho da resistência de alarme (RE< WARN, endereço
6002, 10 kΩ de fábrica) uma falta à terra é simulada como acima. A resistência à terra
calculada pela unidade pode ser lida em Valores Operacionais Medidos como Rearth.
Se ocorrerem desvios substanciais entre as resistências à terra real e indicada, o
melhoramento do casamento pode ser tentado pela correção do erro de ângulo
préajustado para IRE PHI I RE no endereço 6009. Essa correção de erro de ângulo
só está efetiva para a função de proteção de falta à terra do rotor.
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443
Uma falta à terra é agora simulada como acima usando um resistor de aproximadamente 90% da resistência de trip (RE<< TRIP, endereço 6003, 2 kΩ de fábrica). A
proteção de falta à terra do rotor inicia um sinal de pickup e após 6005 T-TRIP-RE<<
(0.5 s de fábrica) uma indicação de trip (LED 1 e relé de saída 2), em ambos os casos
como um grupo de indicação de trip do dispositivo.
Para máquinas com excitação via anéis coletores, o último teste é repetido para o
outro anel coletor.
Remova o resistor de falta à terra.
Figura 3-21
Tipos de Excitação
Levante as escovas de medição ou interrompa o circuito de medição. Após uma
temporização de cerca de 5 s, a indicação „Fail. REF IEE<“ é emitida (não
alocada de fábrica). Ligue novamente o circuito de medição.
Se a indicação „Fail. REF IEE<“ está presente mesmo com o circuito de medição
fechado, a capacitância à terra do rotor é menos do que 0.15 μF. Nesse caso o
monitoramento do circuito de medição não é possível; a indicação „Fail. REF
IEE<“ não deverá estar alocada para uma saída binária e desativada (parâmetro
5106 IEE< = 0).
Finalmente verifique que todas as medidas iniciais para teste tenham sido removidas:
• Ligação de aterramento ou resistor tenha sido removido,
• Circuito de medição tenha sido fechado,
• Unidade de acoplamento conectada à sua fonte de alimentação AC (veja também
exemplo de conexão na Seção 2.34).
Um teste operacional com a máquina em andamento será feito mais tarde como descrito na Seção “Verificação de Proteção de Falta à Terra do Rotor Durante Operação”.
444
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3.3 Comissionamento
Terra do Rotor
(1 a 3 Hz)
A proteção de falta à terra do rotor pode ser verificada com a máquina em estado
estacionário. Para isso dispositivo série 7XT71 deve ser alimentado por uma tensão
AC externa. Isto é de 100 V a 125 V AC (veja também exemplo de conexão no
Apêndice A.3).
Manobre a proteção de falta à terra do rotor (endereço 6101 REF 1-3Hz) para Block
relay.
Os seguintes valores medidos operacionais são lidos e avaliados em condições livre
de faltas (veja a Tabela 3-28). Os valores medidos operacionais estão nos valores
medidos de falta à terra (no DIGSI veja tabela „Valores Medidos de Falta à Terra“).
Tabela 3-28
Valores Medidos Operacionais da Proteção de Falta à Terra do Rotor
Valor Medido
Explicação
fgen = xx.x Hz
Mostra a freqüência da tensão de onda quadrada injetada. A
freqüência pode ser ajustada por um jumper no 7XT71. O ajuste
padrão é aproximadamente 1.5 Hz (tolerância aprox.. ± 10 %).
Ugen = xx.x V
Esse valor medido indica a amplitude presente da tensão de onda
quadrada injetada. O valor medido chega a aproximadamente 50
V (tolerância do 7XT71 pode ser de até ± 4 V).
Igen = X.xx mA
Esse valor medido está próximo de zero em condições livre de
faltas. Se um resistor de falta está instalado entre o rotor e o terra,
a corrente a ser esperada pode ser estimada como a seguir:
RE: Resistência de falta
Rtotal: Resistência de acoplamento (20 kΩ + 720 Ω = 20.720 kΩ)
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Qc = x.xxx mAs
Esse valor medido indica a carga que é uma função da capacitância à terra do rotor. Metade do valor medido deve ser ajustado no
endereço 6106 como Qc <. Se a capacitância é muito pequena
pode ser necessário desativar o monitoramento do circuito de
medição (valor de ajuste 0).
Rearth = xxx.x kΩ
Esse valor medido indica a resistência à terra do rotor. Em condição livre de falta o valor do limite superior 999.9 kΩ é mostrado.
Se não, deverá existir algumas capacitâncias adicionais no
sistema de excitação. A freqüência da tensão de onda quadrada
no 7XT71 deve ser reduzida por um jumper. Nenhuma reversão
de polaridade pode ocorrer na corrente de medição Igen por pelo
menos 3 ciclos. Para visualizar o que está se passando, uma gravação de falta de teste (gravação de valores instantâneos) deverá
ser iniciada e a trilha TD2,que traça Igen, deverá ser verificada
(veja a figura seguinte).
445
Figura 3-22
Gravação de falta de teste
Em seguida, o resistores de falta para estágio de alarme e de trip são instalados e o
valor medido operacional Rearth é lido. Os dois valores medidos são a base para os
valores de ajuste do estágio de alarme (endereço 6102 RE< WARN) e o estágio de
trip (endereço 6103 RE<< TRIP).
Finalmente, o estágio de alarme e de trip são verificados. A resistência de teste para
isso é de cerca de 90 % do valor de ajuste. Em máquinas com excitação de anel
coletor o teste é efetuado para ambos os anéis.
Remova o resistor de falta à terra e levante as escovas de medição ou interrompa o
circuito de medição. Após uma temporização de cerca de 10 s, a indicação
„REF 1-3Hz open“ é emitida (não alocada pela fábrica). Ligue novamente o circuito
de medição.
Se você quiser executar um teste automático por meio de um resistor de teste, esse
mecanismo precisa também ser testado. Para isso, conecte o resistor de teste no anel
coletor para o terra e ative o teste via entrada binária („>Test REF 1-3Hz“).
446
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3.3 Comissionamento
Em seguida, verifique as indicações para as quatro etapas do teste a serem
executadas.
1. Circuito de medição tenha sido fechado,
Indicações „Test REF PASSED“
2. Conexão aberta no 1º resistor de acoplamento
Indicação „1 Cir. open“
3. Conexão aberta no 2º resistor de acoplamento
Indicação „2 Cir. open“
4. Reestabeleça as conexões
Indicação „Test REF PASSED“
Pare o teste automático e verifique novamente o valor medido operacional Rearth. Ele
deve mostrar 999.9 kΩ.
Finalmente desligue a fonte de tensão AC do 7XT71 . Após cerca de 5 s o dispositivo
emite a indicação „Fail REF 1-3Hz“ (não alocada pela fábrica).
Para eliminar interferência que possa se originar da máquina em andamento,
particularmente do sistema de excitação, é recomendado executar uma verificação
operacional adicional.
3.3.8
Verificação da Proteção de Falta à Terra do Estator de 100%
Terra do Estatpr de
100%
A proteção de falta à terra de 100-% do estator pode ser verificada com a máquina
em estado estacionário porque o princípio de medição para cálculo da resistência à
terra é independente da máquina estar ou não em estado estacionário, em rotação,
ou excitada. Um pré-requisito, entretanto, é de que um gerador de 20 Hz 7XT33 deva
ser alimentado com uma tensão DC ou uma fonte externa de tensão (3 x 100 V, 50/60
Hz), dependendo do projeto (veja também os exemplos de conexão na Seção 2.31).
Manobre a proteção de falta à terra de 100% do estator (endereço 5301 100% SEFPROT.) para Block relay).
Para os seguintes parâmetros os ajustes padrão devem ser mantidos para um
primeiro comissionamento.
5309
PHI I SEF = 0 °
5310
SEF Rps = 0.0 Ω
5311
Rl-PARALLEL = ∞ Ω
As grandezas medidas USEF e ISEF alimentadas ao dispositivo podem agora ser lidas
nos valores medidos de falta à terra (em DIGSI em valores medidos de falta à terra):
„U SEF=“ xx.x V
„U20=“ xx.x V
„I SEF=“ xx.x mA
„I20=“ xx.x mA
Favor observar que essas medições U SEF e I SEF são puros valores rms que
somente correspondem a grandezas de 20 Hz (U20 e I20) se o gerador está em
estado estacionário. A tensão medida é influenciada pelo resistor de carga RL, a
resistência a 20 Hz da passagem de banda (RBP aprox. 8 Ω), o divisor de tensão
(VDRatio usualmente 5/2) e, numa análise final, pela fonte de alimentação 20 Hz
(U20Hz-Gerador, de cerca de 25 V). O valor pode ser estimado como a seguir:
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447
O fluxo de corrente ISEF é determinado pela capacitância à terra do estator e é muito
pequena.
O dispositivo calcula deses valores, a resistência à terra RSEF referente ao lado do dispositivo de proteção . A resistência primária à terra RSEFpno lado da máquina é obtida
pela multiplicação do valor secundário com o fator de conversão ajustado nos Dados
do Sistema de Potência 1 (endereço 275 FACTOR R SEF). Ambos os valores de
resitência, incluindo o ângulo de fase entre a tensão 20 Hz e a corrente 20 Hz (ϕSEF
= ϕU - ϕI) poem ser lidos nos valores medidos operacionais:
„R SEF=“ xxxx Ω
„RSEFp=“ xxx.xx kΩ
„ϕ SEF=“ xx.x°
PERIGO!
No gerador em estado estacionário, também tensões perigosas do enrolamento
estator podem ser causadas por tensão bias de 20 Hz externa.
A não observância dos procedimentos seguintes pode resultar em fatalidade, sérios
riscos pessoais ou extensivos danos materiais, uma vez que 1% a 3% da tensão
nominal primária do gerador sob proteção pode estar presente.
A tensão bias de 20 Hz do enrolamento estator deve ser desconectada antes de
execução de qualquer trabalho no gerador em estado estacionário.
Proceda como a seguir:
• Sob condições livre de faltas (RE infinito) a corrente medida deve ser negativa
devido à corrente capacitiva. Se não, a conexão na entrada da corrente deve ser
rotacionada. O ângulo de fase „ϕ SEF=“ deverá ser de cerca de –90° devido à
existência de capacitâncias do estator. Se não for, o valor para complementar para
–90° deve ser determinado e ajustado como PHI I SEF = –90° – ϕ SEF. Para um
valor mostrado de por exemplo, „ϕ SEF=“ –75°no endereço 5309 PHI I SEF =
–15° é ajustado. Isso mudará o valor medido para aproximadamente –90°.
O valor mostrado para R SEF deve ser em condição livre de falta o máximo valor
possível de 9999 Ω. O valor máximo para a resistência primária à terra R SEFp
depende do fator de conversão selecionado (FACTOR R SEF, endereço 275).
• Um curto-circuito (RE = 0 Ω) é criado no ponto estrela do gerador e a resistência de
falta medida (endereço „R SEF=“) lido dos valores medidos operacionais. Essa
resistência é ajustada no endereço 5310 SEF Rps.
• Insira agora no lado primário uma resistência que corresponda ao valor de trip (por
exemplo 2 kΩ). Verifique a resistência de falta medida („R SEF=“). Se essa resistência diferir muito do valor esperado, modifique SEF Rps em correspondência e
se necessário, faça um ajuste fino com o ângulo de correção (PHI I SEF). Leia
finalmente a resistência de falta e ajuste esse valor como limite de trip no endereço
5303 R<< SEF TRIP.
A segir, insira uma resistência de falta para o estágio de alarme (por exemplo, 5
kΩ) no lado primário e leia a resistência de falta („R SEF=“) dos valores medidos
operacionais. Esse valor é ajustado no endereço 5302 como R< SEF ALARM.
448
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3.3 Comissionamento
• Desligue a fonte de alimentação de 20Hz do gerador ou bloqueie a entrada binária.
A indicação „SEF100 Failure“ aparecerá (não alocada de fábrica). Isso
assegura que uma falha no gerador de 20Hz seja detectada confiavelmente. Se
essa indicação ocorre já com o gerador 20Hz em operação, o limite de monitoramento (endereço 5307 U20 MIN) deverá ser reduzido. esse pode ser o caso se as
resistências de carregamento são muito pequenas (< 1 Ω).
• Finalmente, é executada uma série de medições, iniciando com 0 kΩ e prosseguindo em passos de 1 kΩ. Se forem feitas mudanças para o ângulo de correção (PHI
I SEF endereço 5309) ou para a resistência de contato (SEF Rps, endereço
5310), os ajustes para o estágio de trip (R<< SEF TRIP) e estágio de alarme (R<
SEF ALARM) devem ser casados como requerido.
• Agora a resistência à terra está reduzida para cerca de 90 % da resistência para o
estágio de alarme (endereço 5302 R< SEF ALARM). Após a temporização T SEF
ALARM (10.00 s de fábrica),ajustada no endereço 5303, a proteção de falta à terra
do estator emite um alarme „SEF100 Alarm“ (não alocado pela fábrica).
A seguir reduza a resistência à terra para 90 % do que seria o estágio de trip para
o valor de pickup do lado do dispositivo de proteção (R< SEF ALARM, endereço
5303). A proteção emite uma indicação de pickup após T SEF TRIP endereço
5305 (1.00 seg pela fábrica), uma indicação de trip.
Remova o resistor de teste.
Nota
Para os ajustes só deverão ser usadaos valores secundários. Se você achar que
durante a conversão de valores secundários para valores primários o fator de
conversão teórico não está suficientemente correto, FACTOR R SEF deverá ser
modificado para casar com os resultados da medição (para fórmula de conversão
consulte a Seção 2.31.2).
Se a indicação „20 Hz voltage missing“ a ser recebida do gerador 20Hz está alocada
para uma das entradas binárias, e o ajuste de fábrica dessa entrada for mudado para
esse propósito, a entrada binária pode ser verificada também.
Desligue as tensões de alimentação do gerador 20 Hz.
Feedback „>U20 failure“ (não alocada de fábrica).
Indicação „SEF100 Failure“ (não alocada de fábrica).
Reconecte as tensões de alimentação do gerador 20 Hz.
Se você faz uso da possibilidade de bloqueio da proteção de falta à terra de 100% do
estator pela entrada binária, o funcionamento da entrada deverá ser verificado.
Ative a entrada binária „>SEF100 BLOCK“.
Feedback „SEF100 BLOCKED“.
Outros testes são executados com a máquina em movimento.
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Nota
Se dentro do plano de trabalho de testes a passagem de banda 7XT34 deverá ser
verificada também, curto-circuite o aterramento do transformador de neutro no lado
secundário com a máquina em estado de espera e ligue o gerador 20 Hz. Multiplique
o valor medido operacional ISEF com a relação de transformação do TC miniatura (por
exemplo, 400 A/ 5 A). O fluxo de corrente deve exceder 3 A. Se a corrente for significativamente menor, a freqüência de ressonância da passagem de banda mudou.
Poderá ser melhor casada pela adição ou remoção de capacitores (veja também
instruções operacionais para o 7XT33, Nº de Pedido C53000–B1174–C129).
Finalmente, remova a ligação de curto-circuito e verifique a isolação galvânica com o
valor medido operacional U SEF .
3.3.9
Verificação da TensãoDC / Circuito de Corrente DC
Preparação
Ajuste a proteção de tensão DC/corrente DC (endereço 7201 DC PROTECTION) para
block relay.
Você pode agora modificar a tensão da instalação da aplicação intencionada e
verificar a resposta do 7UM62. Sobrealcance ou subalcance (selecionado no
endereço 7203) da tensão limite (endereço 7204) é seguido da indicação „DC
Prot.pick.up“ (não alocada na fábrica), e após o tempo T DC = (endereço 7206)
indicação „DC Prot. TRIP“ (não alocada na fábrica).
A proteção de tensão DC é então habilitada (endereço 7201 DC PROTECTION = ON)
ou – se não usada – desabilitada (DC PROTECTION = OFF).
3.3.10 Testes de Trip/Fechamento para os Dispositivos Operacionais Configurados
Controle pelo
Comando Local
Se os dispositivos operacionais configurados não foram suficientemente chaveados
no teste de hardware já descrito, todos os dispositivos de chaveamento configurados
devem ser ligados e desligados do dispositivo, via elemento de controle integrado. A
informação de feedback da posição do disjuntor injetada via entradas binárias é lida
no dispositivo e comparada com a posição real do disjuntor. Para dispositivos com
display gráfico, isto é fácil de se fazer com o display de controle.
O procedimento de chaveamento está descrito na “Descrição do Sistema Siprotec 4
(SIPROTEC 4 System Description). A autoridade de chaveamento deve ser ajustada
em correspondência com a fonte de comandos usada. Com o modo de chaveamento,
você pode escolher entre chaveamento travado e não travado. Neste caso, fique
ciente de que o chaveamento não travado é um risco à segurança.
Chaveamento a
partir de um Centro
de Controle
Remoto
450
Se o dispositivo está conectado com um centro de controle através de uma interface
do sistema, os testes de chaveamento correspondentes também podem ser
verificados a partir do centro de controle. Considere, por favor, que a autoridade de
chaveamento é ajustada de acordo com a fonte de comandos usada.
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3.3 Comissionamento
3.3.11 Teste de Comissionamento com a Máquina
General
Information
ATENÇÃO!
Cuidado com tensões perigosas ao operar dispositivos elétricos.
A inobservância da seguinte medida resultará em fatalidade, ferimento pessoal
severo ou dano material substancial.
Somente pessoas qualificadas deverão trabalhar com e ao redor deste dispositivo.
Elas devem estar completamente familiarizadas com todas as advertências e avisos
de segurança deste manual de instrução, assim como com as etapas de segurança
aplicáveis, normas de segurança e medidas preventivas.
Operações de chaveamento devem ser realizadas para o comissionamento. Uma
condição prévia para os testes prescritos é a de que as operações de chaveamento
devem ser executadas sem perigo. Elas não são, portanto, destinadas a verificações
operacionais.
ATENÇÃO!
Advertência sobre os perigos desenvolvidos de testes primários impróprios
A inobservância das seguintes medidas pode resultar em morte, ferimentos pessoais
ou danos substanciais à propriedade.
Testes primários só podem ser realizados por pessoas qualificadas e familiarizadas
com o comissionamento de sistemas de proteção, com a operação da planta e com
normas e diretrizes de segurança (chaveamento, aterramento, etc.).
Instruções de
Segurança
Todas as normas e diretrizes de segurança relevantes (por exemplo, VDE 105, VBG4
ou diretrizes nacionais comparáveis) devem ser seguidas.
Antes de iniciar qualquer trabalho observe as “5 regras de segurança seguintes” :
• Habilite
• Assegure-se contra religamento
• Estabeleça ausência de tensão
• Aterre e curte-circuite
• Cubra e cerque as partes energizadas nas redondezas
Em adição também o seguinte deve ser observado:
• Antes de fazer qualquer conexão, o dispositivo deve estar aterrado no terminal de
condutor de proteção.
• Podem existir tensões perigosas em todos os componentes das chaves
conectadas à fonte de alimentação e à medições e circuitos de testes.
• Tensões perigosas podem estar presentes no dispositivo mesmo após a tensão da
fonte de alimentação ser removida (os capacitores ainda podem estar carregados).
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• Após remoção da tensão da fonte de alimentação, espere no mínimo 10 segundos
antes de re-energizar a fonte de alimentação. Isso permite condições iniciais
definidas quando o dispositivo for re-energizado.
• Os valores limite especificados nas Especificações Técnicas (Seção 4.1) não
devem ser excedidos, também durante teste e comissionamento.
PERIGO!
Tensões perigosas durante interrupções nos circuitos secundários dos
transformadores de corrente
A inobservância da seguinte medida resultará em fatalidade, ferimentos pessoais
severos ou dano material substancial.
Curto-circuite os circuitos secundários do transformador de corrente antes que as
conexões da corrente para o dispositivo sejam abertas.
Se chaves de teste estiverem instaladas e curto-circuitarem automaticamente os
circuitos secundários do transformador de corrente, é suficiente colocá-las na posição
de “Teste”, contanto que a funções de curto-circuito tenham sido testadas
previamente.
Todo equipamento de teste secundário deve ser removido e as tensões de medição
conectadas. Os preparativos operacionais devem ser completados. Testes primários
são executados com o gerador.
Seqüência de Teste
O teste primário é normalmente efetuado na seguinte ordem:
• Testes de curto-circuito
• Testes de tensão
• Testes de falta à terra
• Sincronização
• Testes de carga na rede
As seguintes instruções estão dispostas nessa seqüência. Todas as funções de
proteção devem ser inicialmente desligadas (condição em que saem da fábrica) para
que não influenciem umas às outras. Nos testes primários elas são ativadas uma
após a outra. Se a função de proteção não é requerida, ela deve ser ajustada na
configuração como Disabled (Desabilitada ou Desativada) (veja a Seção
2.4.2).Ela é então ignorada pelo dispositivo 7UM62.
O chaveamento efetivo da função de proteção configurada como existing, pode
ocorrer de duas maneiras. Os endereços de ajustes relacionados são mostrados nas
seções respectivas.
• Função de Proteção Block. Relay : A função de proteção está operativa e emite
indicações e valores medidos (indicações de trip também). Entretanto, os
comandos de trip estão bloqueados e não são transmitidos à matriz de trip.
• Função de Protection On: A função de proteção opera e emite indicações. O
comando de trip ativa o relé de trip alocado para a função de proteção. Se o
comando da proteção não estiver alocado para nenhum relé de trip, não ocorre trip.
452
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3.3 Comissionamento
Preparação
Favor executar as seguintes etapas preparatórias de comissionamento:
• Instale um botão EMERGENCY OFF (Desligamento de emergência) para trip
direto da excitação
• Bloqueie todas as funções de proteção (= Block. Relay)
• Ajuste a função instantânea de proteção de sobrecorrente grosseiramente para a
corrente nominal do gerador, com trip para excitação.
• Ajuste a função instantânea de proteção de sobretensão grosseiramente para
30 % da tensão nominal do gerador para o teste de curto-circuito, e grosseiramente
para 110 % da tensão nominal para os testes de tensão, com trip para excitação.
Adaptação da
Freqüência de
Amostragem
O dispositivo contem uma correção de freqüência integrada; isto assegura que as
funções de proteção operem sempre com algoritmos casados com a freqüência real.
Isto explica a ampla faixa de freqüência e a pequena influência da freqüência (veja a
Seção 4.34, Dados Técnicos). Entretanto, isto requer que os valores medidos estejam
presentes antes da realização de um teste dinâmico, de forma que a correção de
freqüência possa operar. Se um valor medido é manobrado de 0 para o dispositivo
sem que um valor de medição diferente tenha estado presente anteriormente, fica
sujeito a uma temporização adicional de aproximadamente 120 ms, uma vez que o
dispositivo deve calcular a freqüência do valor de medição. Da mesma forma, não é
possível emitir um sinal se nenhum valor de medição estiver conectado. Um sinal de
trip, uma vez emitido é claro, é mantido no mínimo enquanto durar o tempo de reset
parametrizado (TMin TRIP CMD) (refira-se também à Seção 2.5)
Ajuste de Fábrica
Quando o dispositivo de proteção sai da fábrica, todas as funções de proteção estão
desligadas. A vantagem é que cada função pode ser testada separadamente sem ter
sido influenciada por outras funções. As funções requeridas devem ser ativadas para
teste e comissionamento.
das Funções de
Proteção
Para testes de comissionamento com o gerador, deve-se tomar cuidado para que a
faixa de operação das funções de proteção, como especificado na seção 4, não seja
excedida e que as grandezas medidas aplicadas sejam suficientemente altas. Onde
forem realizados testes com valores de pickup reduzidos, o valor de pickup pode
parecer desviar-se do valor de ajuste (por exemplo, no estágio de carga
desbalanceada ou na proteção de falta à terra), se a função de proteção estiver
bloqueada devido a pequenos valores medidos, isto é, se o estado operacional 1
(= função de proteção ativa) não tiver sido atingido ainda.
Contudo, este efeito não interferirá com o comissionamento, uma vez que nenhuma
verificação de valores de pickup que envolvam a máquina foi efetuada.
Ferramenta de
Comissionamento
Usando um WEB
Browser
O 7UM62 tem o recurso de uma ferramenta de comissionamento baseada na web
para assistí-lo durante o comissionamento e para executar testes rotineiros. Com
essa ferramenta todas as indicações e valores medidos podem ser lidos facilmente.
Para propósitos de teste diagramas vetoriais de características selecionadas podem
ser visualizadas.
Se você pretende usar a “ferramenta de comissionamento”(“comissioning tool”), favor
consultar os “arquivos de ajuda”(“help files”)fornecidos sobre o assunto. Você encontrará o Web Monitor na Internet (www.siprotec.de) na área de download → Programs.
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453
O endereço IP requerido para o browser depende da porta usada para conexão do
PC. Os seguintes endereços IP são pré-ajustados:
• Conexão com a interface do operador frontal:
– Endereço IP 141.141.255.160 para o 7UM62 V4.0 a V4.1
– Endereço IP 192.168.2.1 para o 7UM62 V4.6
• Conexão com a interface de serviço traseira (port C):
– Endereço IP 141,143,255,160 para o 7UM62 V4.0 a V4.1
– Endereço IP 192.168.2.1 para o 7UM62 V4.6
• Conexão à interface de sistema se usada Ethernet (port C):
– Endereço IP 0.0.0.0 (7UM62 V4.6 ou superior)
O procedimento está descrito em detalhe no SIPROTEC 4 System Description /1/
(Descrição do Sistema SIPROTEC /1/) em „Ajustando interface para um Dispositivo
SIPROTEC 4“.
Para dar a você uma primeira idéia das possibilidades disponíveis, as figuras abaixo
apresentam uma seleção de displays.
A Figura seguinte mostra os vetores do fluxo das correntes. Como a direção da
corrente é para o objeto protegido é definido como positivo, o ângulo das correntes
de fase é rotacionado por 180°. As magnitudes são as mesmas e a rotação de fase
também. Isso significa que a conexão da corrente no lado1 e no lado 2 está OK. Um
display similar está disponível para os vetores de corrente e tensão do lado 2.
Figura 3-23
454
Diagrama de Fasores dos Valores Medidos Secundários — Exemplo
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3.3 Comissionamento
Para um teste da proteção diferencial, as correntes diferencial e de restrição são
parametrizadas na característica. A característica mostrada é uma função dos ajustes
para a proteção diferencial. Na Figura 3-24, uma corrente de carga foi simulada. Uma
pequena corrente diferencial na fase L3 é visível.
Figura 3-24
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Correntes Diferencial e de Estabilização (Restrição) —
Exemplo para Correntes Plausíveis
455
3.3.12 Verificação dos Circuitos de Correntes
Geral
As verificações dos circuitos de correntes são executadas com o gerador para
assegurar as conexões corretas do TC com respeito ao cabeamento, polaridade,
seqüência de fase, relação de TC etc., não de forma a verificar funções individuais de
proteção no dispositivo.
Preparação
Manobre a proteção de carga desbalanceada (endereço 1701) e a proteção de
sobrecarga (endereço 1601) para Block. Relay. Com o sistema primário livre de
tensão e aterrado, instale uma ligação de curto-circuito tripolar que seja capaz de
conduzir corrente nominal (por exemplo, isolador de aterramento) para o lado dos
terminais da linha do gerador.
PERIGO!
Medições primárias só podem ser conduzidas com o gerador em estado estacionário
em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência.
Após as medidas preparatórias, todos os circuitos do transformador de corrente
(proteção, medição, etc.) podem ser verificados com a excitação residual.
Instrução para o
Teste
Então as verificações dos circuitos do transformador de corrente são efetuadas com
no máximo 20% da corrente nominal do transformador. Testes com correntes de
gerador com mais de 20%, não são necessários normalmente para proteção digital.
Operação do gerador na corrente nominal durante o comissionamento, pode ser
necessária somente quando a característica do curto-circuito é medida pela primeira
vez.
Valores de
Amplitude
As correntes podem ser lidas no painel frontal do dispositivo ou em um PC, via interface do operador em valores operacionais medidos e comparadas com os valores
reais medidos. Se forem encontrados desvios significantes, as conexões do TC não
estão corretas.
Rotação de Fase
A rotação de fase deve corresponder à seqüência de fase configurada (Endereço 271
em Power System Data 1); caso contrário, uma indicação “Fail Ph. Seq.“
será emitida. A alocação de valores medidos para fases deve ser verificada e
corrigida, se necessário. O componente I2 de seqüência negativa das correntes pode
ser lido em valores operacionais medidos. Ele deve estar próximo de zero. Se não for
este o caso, verifique condutores cruzados no transformador de corrente:
Se a carga desbalanceada corresponde a cerca de 1/3 das correntes de fase, então
a corrente está fluindo em somente uma ou em somente duas das fases.
Se a carga desbalanceada corresponde a cerca de 2/3 das correntes de fase, então
um transformador de corrente tem polaridade errada.
Se a carga desbalanceada é quase a mesma que a das correntes de fase, então duas
fases foram cruzadas.
Após a correção da conexão errada, o teste pode ser repetido.
Remova ligações de curto-circuito.
456
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3.3 Comissionamento
Calibragem da
Proteção de
Impedância
Comute a proteção de impedância (endereço 3301) para IMPEDANCE PROT. =
Block relay.
Com o sistema primário desenergizado e aterrado, instale uma ligação de curtocircuito tripolar que seja capaz de conduzir corrente nominal (por exemplo, isolador à
terra) para o lado primário do transformador da unidade.
PERIGO!
Medições primárias só podem ser efetuadas com o gerador paralisado, em
equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência.
Dê partida na máquina lentamente e excite-a em 20 % da corrente nominal da máquina.
Instruções para
Teste
Um teste com cerca de 20 % da corrente nominal do gerador é suficiente para verificar
as conexões do transformador e os valores operacionais medidos. Se a tensão relativa de curto-circuito do transformador é pequena, os valores de tensão medidos são
muito baixos, de forma que pode ser necessário aumentar levemente a corrente do
gerador. Um teste com a corrente máxima nominal do gerador só é requerida para
calibração quantitativa da proteção de impedância (por exemplo, para calibrar o
transformador uSC).
O dispositivo de proteção calcula a partir das correntes e tensões a impedância entre
o ponto de instalação do conjunto de transformadores de potencial e a posição do
curto-circuito, que é principalmente estabelecido pela impedância de curto-circuito do
transformador da unidade. Valores de reatância e resistência podem ser lidos em
valores medidos operacionais. Para isso o dispositivo de proteção considera automaticamente a corrente nominal do dispositivo de 1 A ou 5 A. No caso presente para
impedância do transformador, os seguintes resultados:
Impedância do transformador primário:
com
uSC
- Tensão de curto-circuito relativa do transformador
UN
- Tensão nominal do transformador
SN
- Potência nominal do trasformador
em valores secundários:
com
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TCRatio
- Relação do transformador de corrente
TPRatio
- Relação de transformação do transformador de
potencial
457
Se ocorrerem desvios substanciais ou sinais errados, então as conexões do transformador de potencial estão incorretas. Após paralização e de-excitação do gerador, e
remoção da ligação de curto-circuito os testes de curto-circuito são completados. Não
são necessários outros testes para proteção de carga desbalanceada, proteção de
sobrecorrente temporizada, proteção de sobrecarga térmica, proteção de impedância
e proteção de perda de sincronismo.
Ative a proteção de sobrecorrente temporizada e a proteção de impedância
(endereço 1201: O/C I> = ON ou endereço 1401 O/C Ip = ON, endereço 3301:
IMPEDANCE PROT. = ON) e ela trabalhará imediatamente como uma poteção de
curto-circuito para tosos os testes subseqüentes. Se usado, o endereço 1301 O/C
I>> = ON, a proteção de sobrecarga térmica (endereço 1601: Ther. OVER LOAD =
ON), a proteção de carga desbalanceada (endereço1701: UNBALANCE LOAD = ON) e
a proteção de perda de sincronismo (endereço 3501: OUT-OF-STEP = ON) podem
ser ativadas. Caso contrário, são ajustadas para OFF.
3.3.13 Verificação da Proteção Diferencial
Preparação
Antes de começar os testes primários , tenha certeza de que o objeto configurado é
aquele que você pretende proteger e que o casamento da amplitude para as
correntes nominais do objeto protegido e dos TCs primários principais e o casamento
do grupo vetorial estão corretamente ajustados.
Manobre a proteção diferencial (endereço 2001) para Block relay ou interrompa
os comandos de trip.
A disposição do teste varia com a aplicação.
Em rede de transformadores de potência e máquinas assíncronas um equipamento
de teste de baixa tensão é preferencialmente usado. Uma fonte de corrente de baixa
tensão é usada para energizar o objeto protegido, o qual é completamente
desconectado da rede (Figura 3-25). Uma ligação de curto-circuito, que é capaz de
conduzir corrente de teste é instalada fora da zona protegida e permite fluir a corrente
de teste simétrica.
Para transformadores da unidade de estação de potência e máquinas síncronas, os
testes são executados durante os testes de corrente, com o próprio gerador alimentando a corrente de teste (Figura 3-26). A corrente é produzida por uma ligação de
curto-circuito que é instalada fora da zona protegida e é capaz de conduzir corrente
nominal do gerador por um curto tempo. Em tal caso, após a máquina dar partida mas
ainda não excitada, uma verificação é feita usando as correntes residuais curto-circuitadas ou abertas do circuito transformador sem corrente. Para conseguir isso, leia
os valores medidos operacionais e verifique todas as correntes operacionais uma a
uma. Mesmo que as correntes e a precisão das medições sejam muito pequenas, os
tais erros podem ser realmente detectados.
A corrente para testes de comissionamento deve ser de pelo menos 2 % da corrente
nominal do dispositivo.
458
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3.3 Comissionamento
Figura 3-25
Verificação de corrente com fonte de corrente de baixa-tensão
Figura 3-26
Teste de Corrente na Estação de Potência
Teste de Corrente
Simétrica
Os valores medidos operacionais alimentados pelo dispositivo 7UM62 permitem um
rápido comissionamento sem instrumentos externos. Os índices de correntes
medidas são os seguintes:
O símbolo para corrente I é seguido do identificador de fase Lx e pelo índice do lado
do objeto protegido (por exemplo, o enrolamento do transformador). Exemplo:
IL1S1
Medição de Valor
Absoluto
Corrente na fase L1 no lado 1.
Compare as magnitudes de correntes em Measurement(Medição) → Secondary
Values(Valores Secundários) → Operational values secondary) Valores
secundários operacionais)com os valores de fluxo real:
IL1S1 =
IL2S1 =
IL3S1 =
IL1S2 =
IL2S2 =
IL3S2 =
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459
Se ocorrerem desvios que não possam ser explicados pelas tolerâncias de medições,
ou a conexão ou o ajuste do teste estão errados:
• Desconecte o objeto protegido (desligue o gerador), e aterre e verifique novamente
os valores medidos.
• Re-verifique as conexões da instalação ao dispositivo e a disposição do teste e
corrija.
• Repita a medição verifique novamente os valores medidos.
Medição de Ângulo
Se as magnitudes das correntes forem consistentes, o próximo passo é verificar as
relações do ângulo de fase entre as correntes (ϕIL1S1, ϕIL2S1, ϕIL3S1, ϕIL1S2,
ϕIL2S2, ϕIL3S2). As diferenças de ângulo são em cada caso referentes ao
enrolamento L1 do lado 1.
Verifique o ângulo de fase em Measurement → Secondary Values → Phase angles
do lado 1 do objeto protegido. Todos os ângulos são referentes a IL1S1.
Conseqüentemente, uma rotação de fase horária deverá produzir grosseiramente os
seguintes resultados:
ϕL1S1
= 0°
ϕL2S1
= 240°
ϕL3S1
= 120°
Se os ângulos não estiverem corretos, polaridade errada ou intercâmbio de fase de
conexão no lado 1 é a causa.
• Desconecte o objeto protegido (desligue o gerador) e aterre,
• Verifique novamente as conexões da instalação ao dispositivo e teste a disposição
e corrija-a.
• Repita a medição e verifique novamente os valores medidos.
Verifique o ângulo de fase em Measurement → Secondary Values → Phase angles
do lado 2 do dispositivo. Todos os ângulos são referentes a IL1S1. Se os ângulos não
estiverem corretos, polaridade errada ou intecâmbio de linha de fase no lado 2 é a
causa; proceda como para o lado 1.
Os ângulos das correntes de passagem entre os diferentes lados do objeto protegido
são definidos de forma que uma corrente de fase igual fluindo através do objeto
protegido, desde que as conexões estejam corretas, produza diferença de ângulo em
dois pontos de medição de 180° de mesma fase. Exceção: Com proteção diferencial
transversa, as correntes da fase correspondente devem ter fase igual!
Os ângulos são teóricos no objeto protegido e – no caso de transformadores – no
grupo vetorial. Estão listados na Tabela 3-29 para rotação de fase horária.
A polaridade das conexões do TC e a polaridade parametrizada são levadas em
consideração para os ângulos mostrados. Assim, se todas os três ângulos diferirem
por 180° do valor teórico, a polaridade de um conjunto transformador completo está
errada.
Isso pode ser corrigido pela verificação e mudança dos parâmetros correspondentes
do sistema:
460
endereço 201 STRPNT->OBJ S1
para enrolamento primário,
endereço 210 STRPNT->OBJ S2
para enrolamento secundário
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3.3 Comissionamento
Tabela 3-29
Objeto Protegido →
Gerador/
→ Ângulo de
Potência
motor
180°
ϕL1S2
Mostra de ângulo de fase dependente do objeto protegido (trifásico)
Transformador com Numeral do Grupo Vetorial 1)
0
1
3
4
5
6
180° 150° 120°
90°
60°
30°
0°
330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120°
ϕL2S2
60°
60°
ϕL3S2
300°
300° 270° 240° 210° 180° 150° 120°
1)
Corrente
Diferencial e de
Restrição
30°
2
0°
7
8
9
10
11
330° 300° 270° 240° 210°
90°
60°
30°
0°
90°
330°
Ângulos são válidos se o lado de alta-tensão é definido como lado 1. Caso contrário, aplique
os ângulos do grupo vetorial 12-x (x = grupo vetorial escolhido)
Antes de terminados os testes com correntes simétricas, são examinadas as
correntes diferencial e de restrição. Apesar dos testes simétricos que foram
conduzidos revelarem mais ou menos todos os erros de conexão possíveis, erros de
casamento ou de alocações erradas de grupo vetorial não podem ser excluidos.
Manobre para os valores medidos operacionais para leitura dos valores calculados.
Observe que os valores diferencial e de restrição são referentes à corrente nominal
do objeto protegido. Isso precisa ser considerado quando são comparados com as
correntes de teste.
Se ocorrerem erros consideráveis das correntes diferenciais, verifique novamente os
seguintes parâmetros:
Para proteção de transformador:
Endereços 241, 249 e 202 (enrolamento de casamento 1), 243, 249 e 211
(enrolamento de casamento e grupo vetorial 2);
Para proteção de gerador ou motor:
endereços 251 e 252 (casamento de nominais das máquinas);
Os testes de corrente simétrica estão agora completados. Desconecte o objeto
protegido ( desligue o gerador) e aterre-o, remova o ajuste de teste.
Manobre a proteção diferencial para ativa (endereço 2001: DIFF. PROT. = ON) e ela
operará imediatamente como proteção de curto-circuito para todos os testes
subseqüentes.
3.3.14 Verificação da Proteção Diferencial de Corrente à Terra
Preparação
O teste primário verifica a correta integração ao sistema, especialmente a conexão do
TC. Antes de começar quaisquer testes primários, tenha certeza de que o objeto
configurado é realmente aquele que você pretende proteger. Para isso, verifique os
ajustes usados na configuração da função de proteção, Dados do Sistema de
Potência 1 e na própria função de proteção.
Antes do inicio dos testes ajuste a proteção diferencial de corrente à terra (endereço
2101 REF PROT.) para Block relay, ou interrompa as linhas de comando de trip.
Testes primários de unidades de potência são executados com o próprio gerador. Em
transformadores, é usada uma fonte de alimentação de baixa-tensão.
Antes do teste, as conexões ao TC tem que ser visualmente verificadas para qualquer
correção.
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461
Nota
Ao executar o teste de curto-circuito (curto-circuito trifásico) para a proteção
diferencial de corrente à terra, verifique que os três transformadores de corrente (lado
1 ou lado 2 – o lado que for usado para a proteção diferencial de corrente à terra) são
idênticos no projeto. Para isso, leia os percentuais dos valores medidos operacionais,
3I0-1 e 3I0-2 (no DIGSI em Valores Medidos de Proteção Diferencial). Se os TCs
estiverem bem casados, os valores devem ser zero. Valores que não forem zero
devem ser considerados para os ajustes da proteção.
Teste Primário com
Gerador
Este teste é executado em adição ao teste de corrente. Para isso a proteção deve ser
ajustada para a sensitividade máxima. Habilitação de tensão zero deve ser bloqueada
(endereço 2103 REF U0>RELEASE = 0).
Para o teste, uma fase é aterrada e o gerador é excitado ( veja a figura seguinte). A
corrente de teste não pode exceder a corrente de seqüência negativa admissível. Se
essa corrente atingir por exemplo, I2adm. = 10 % IN,G, a corrente de teste deve ser
menor do que 30 % I IN,G. Por outro lado, a corrente é determinada pelo aterramento
de baixa-resistência do ponto estrela. 10 % da corrente nominal do gerador é
suficiente para o teste.
Figura 3-27
Teste da Proteção Diferencial de Corrente à Terra no Gerador
Para uma falta externa, as porcentagens dos valores medidos operacionais são (no
dispositivo: Measurement → I-Diff, I-Stab) para serem lidas:
3I0-1
Corrente de seqüência zero calculada do lado 1
3I0-2
Corrente de seqüência zero calculada do lado 2 ou
corrente à terra medida IEE2 (dependendo da
configuração)
I0-Diff
Corrente diferencial calculada
I0-Stab
Corrente de restrição (estabilização) calculada
Ambas correntes de componente zero 3I0-1 e 3I0-2 devem ser iguais e correspondem à corrente injetada. A corrente diferencial I0-Diff é quase zero. A corrente de
restrição (estabilização) I0-Stab é duas vezes a corrente de fluxo. Se as correntes
diferencial e de restrição forem iguais, a polaridade de um TC deve estar errada.
Desvios menores são causados pelos erros do TC.
462
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3.3 Comissionamento
Se existirem desvios, um erro de conexão pode ser normalmente assumido. Se
necessário, modifique a ligação ou nos Dados do Sistema de Potência 1, a alocação
do ponto estrela do TC para os TCs de fase ou TC de terra IEE2. Para os TCs de fase
tenha em mente que eles também são usados por outras funções de proteção, tal
como proteção de corrente diferencial. Efeitos de feedback deverão ser examinados
Se a proteção diferencial de corrente já tiver sido verificada, e os TCs do lado 1 e 2
usados para a proteção diferencial de corrente à terra , os erros acima podem ser
excluidos. Se usada a entrada IEE2 , uma polaridade errada das conexões não é incomum. Verifique a conexão e/ou a alocação do ponto estrela nos Dados do Sistema
de Potência 1 (endereço 214 GRD TERM. IEE2). O ajuste padrão assume o terminal
7 olhando em direção ao objeto protegido. Se existirem desvios nos valores medidos,
as grandezas medidas não estarão adequadamente casadas. Verifique os ajustes de
parâmetros do objeto protegido e dos TCs nos Dados do Sistema de Potência 1. O
ajuste padrão assume que o terminal 7 está na direção do objeto protegido.
• Desligue e aterre o gerador
• Verifique e corrija as conexões , se necessário, ou modifique ajustes nos Dados do
Sistema de Potência 1
• Repita a medição
Se usada a proteção diferencial de corrente à terra em um transformador, um teste
comparativo é executado (veja a Figura 3-26). O valor medido 3I0-1 está alocado
para o lado 1 e 3I0-2 para a corrente à terra IEE2. O método do teste é similar àquele
acima descrito. Para a corrente de teste, é essencial assegurar que no lado do
gerador a corrente de carga desbalanceada continuamente admissível não é
excedida. Com uma conexão delta-estrela, a falta monofásica é modelada no lado do
gerador como uma falta fase-fase.
Se há desvios nos valores medidos, as grandezas provavelmente não estão apropriadamente casadas. Verifique os ajustes de parâmetros do objeto protegido e dos TCs
em “Dados do Sistema de Potência 1”.
Figura 3-28
Teste com
Equipamento de
Teste Secundário
Teste da Proteção Diferencial de Corrente à Terra no Transformador
Medições são sempre executadas com o lado aterrado do ponto estrela. Em
transformadores, deve haver uma ligação delta (enrolamento-d ou enrolamento de
compensação). O lado que não está incluido nos testes permanece aberto já que a
ligação delta assegura terminação de baixa resistência no elemento da corrente.
O ajuste do teste varia dependendo da aplicação. As Figuras 3-29 a 3-32 mostram
exemplos esquemáticos do ajuste de teste, com a Figura 3-29 principalmente para
aplicações de proteção de gerador.
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463
PERIGO!
Medições primárias só devem ser conduzidas em equipamento desconectado e
aterrado do sistema de potência! Tensões perigosas podem ocorrer mesmo em
seções de instalações livre de tensão devido a influência capacitiva causada por
outras seções vivas.
464
Figura 3-29
Medição de Corrente de Seqüência Zero em um Transformador Estrela-Delta
Figura 3-30
Medição de Corrente de Seqüência Zero em um Transformador Estrela-Estrela
com Enrolamento de Compensação
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3.3 Comissionamento
Figura 3-31
Medição de Corrente de Seqüência Zero em um Enrolamento Zig-Zag
Figura 3-32
Medição de Corrente de Seqüência Zero em um Enrolamento Delta com Ponto
Estrela Artificial
Uma corrente de seqüência zero de pelo menos 2 % da corrente nominal do gerador
é requerida para testes por fase, isto é, a corrente de teste é de pelo menos 6 %.
Na função de proteção, o limite de pickup sensitivo precisa ser ajustado e a tensão
zero desabilitada.
• Ligação de corrente de teste
• Medição de amplitude com corrente de teste ligada
No dispositivo em: Measurement → I-Diff, I-Stab) leia os valores medidos:
3I0-1
Corrente de seqüência zero calculada do lado 1 ou
lado 2 (dependendo da configuração)
3I0-2
Corrente á terra medida IEE2
I0-Diff
Corrente diferencial calculada
I0-Rest
Corrente de restrição (estabilização) calculada
Ambos os componentes das correntes de seqüência zero 3I0-1 e 3I0-2 devem ser
iguais e corresponder à corrente injetada. A corrente diferencial I0-Diff é quase
zero. A corrente de restrição (estabilização) I0-Stab é duas vezes a corrente que
flui. Se a corrente diferencial e a corrente de restrição forem iguais, a polaridade do
TC deve estar errada. Desvios menores são causados por erros do TC.
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465
Ao verificar os TCs de fase do lado alocado, os valores medidos correspondem
(dispositivo: Measurement → Operational values, secondary) por fase cada um
será 1/3 da corrente de seqüência zero injetada. O ângulo de fase em todas as três
fases é o mesmo devido à corrente de seqüência zero.
Se existirem desvios, erros de conexão podem ser assumidos normalmente
(veja título de margem “ Teste primário com gerador”).
• Desconecte a fonte de teste e o objeto protegido
• Verifique e corrija as conexões e ajuste de teste
• Repita a medição
Verificação de
Habilitação de
Tensão Zero
Se é usada a habilitação da tensão zero, ela deve ser verificada durante o teste da
proteção de falta à terra do estator. Na presença de uma falta à terra, a indicação 5841
„REF U0> releas.“ deve aparecer. Ao executar o teste tenha em mente que a
tensão zero é calculada pelas tensões trifásicas e convertidas no lado secundário
para tensão fase-fase (equivalente a √3 U0). O valor assim obtido é o mesmo que
para um enrolamento delta interrompido.
Bloqueio pela
Sobrecorrente
Se a medida acima for bem sucedida em sua execução, e as correntes de fase
medidas forem plausíveis, pode ser assumido que a medição de corrente opera
corretamente. Você só precisa verificar o ajuste correto na função de proteção
(endereço 2102 = REF I> BLOCK).
Os valores de pickup são verificados pela injeção de uma corrente usando um
equipamento de teste secundário (TCs não precisam ser desconectados).
• Após completar o teste, desconecte a fonte de teste e o objeto protegido (desligue
o gerador)
• Se os ajustes de parâmetros mudaram para os testes, resete-os para os valores
necessários para operação.
• Após completar os testes da proteção de falta à terra, ative a proteção diferencial
de corrente à terra.
3.3.15 Verificação de Circuitos de Tensão
Geral
Os circuitos de tensão da máquina são verificados para asseguar o correto cabeamento, polaridade, seqüência de fase, relação de transformação, etc. dos transformadores de potencial - não para verificar funções de proteção individuais do dispositivo.
Aterramento dos
Transformadores
de Potencial
Ao verificar os transformadores de potencial, atenção particular deve ser prestada
para os enrolamentos delta aberto porque esses enrolamentos só podem estar
aterrados em uma fase.
Preparação
Ajuste a função de proteção de sobretensão para cerca de 110 % da tensão nominal
do gerador com trip na excitação.
Manobre a proteção de freqüência (endereço 4201) e proteção de sobreexcitação
(endereço 4301) para Block relay.
Verifique na condição sem excitação da máquina com a ajuda das tensões
remanescentes que todas as ligações de curto-circuito estejam removidas.
466
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3.3 Comissionamento
Instrução de Teste
As verificações de todos o circuitos de transformador de potencial (proteção,
medição, etc) são conduzidas com cerca de 30 % da tensão nominal do
transformador. Tensões de gerador de mais de 30 % da tensão nominal só são
requeridas quando a característica inativa é medida pela primeira vez.
A supervisão do circuito de medição da proteção de falta à terra do rotor (veja abaixo)
pode ser verificada quando do teste dos circuitos de tensão, ou após a sincronização.
Amplitudes
Leia as tensões nas três fases nos valores medidos operacionais e compare-as com
as tensões reais. A tensão do sistema de seqüência positiva U1 deve ser
aproximadamente a mesma que a indicada para as tensões de fase. Se existir
desvios significativos, as conexões do transformador de potencial estão incorretas.
Rotação de Fase
A rotação de fase deve estar de acordo com a seqüência de fase configurada
(endereço 271 PHASE SEQ. em Dados do Sistema de Potência 1); caso
contrário, uma indicação „Fail Ph. Seq.“ será emitida. A alocação de valores
medidos para fases deve ser verificada e corrigida, se necessário. Se forem
encontrados desvios significativos, verifique, e se necessário, corrija os circuitos de
transformador de potencial e repita o teste. Também é possível usar para essa
verificação valor medido operacional do componente de seqüência positiva U1 das
tensõea: Com U1 ≠ UL-E é indicado um erro de ligação.
Supervisão do Circuito de Medição da
Terra do Rotor
Se a proteção de falta à terra sensitiva é usada para proteção de falta à terra do rotor
a supervisão do circuito de medição daquela função de proteção pode ser verificada
com o gerador sob tensão:
• Dê partida no gerador e exite-o para a tensão nominal. Aplique escovas de medição se necessário. Injete uma tensão de teste entre o circuito do rotor e o terra
pela interposição da fonte adicional do dispositivo 7XR61. A corrente à terra IEE que
agora está fluindo pode ser lida no dispositivo sob os valores medidos de falta à
terra. O valor obtido é a corrente capacitiva que flui em uma operação sem falta.
• IEE< (endereço 5106) deverá ser ajustada para cerca de 50 % dessa corrente
capacitiva. Também deverá ser verificado que o valor de ajuste IEE> (endereço
5102) seja pelo menos duas vezes essa corrente. Corrija o valor de ajuste se
necessário.
Freqüência
A função de proteção de freqüência é verificada pela verificação de plausibilidade da
velocidade instantânea da máquina e valor medido operacional indicado.
Sobreexcitação
A função de proteção de freqüência é verificada pela verificação de plausibilidade da
velocidade instantânea da máquina e o valor medio operacional indicado.
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467
Os testes de tensão são completados após o gerador ter sido desligado. A tensão
requerida e as funções de proteção de freqüência são ativadas (endereço 4001:
UNDERVOLTAGE = ON ou OFF, endereço 4101: OVERVOLTAGE = ON ou OFF, endereço
4201: O/U FREQUENCY = ON ou OFF, endereço 4301: OVEREXC. PROT. = ON ou
OFF). Funções parciais podem ser desativadas pelos ajustes de limites adequados
(por exemplo, freqüência f* ajustada para fN).
3.3.16 Verificando a Proteção de Falta à Terra do Estator
Geral
O procedimento para verificação da proteção de falta à terra do estator, depende
principalmente da conexão do gerador, se está conectado à rede em conexão de
unidade ou em uma conexão de barramento. Em ambos os casos, o funcionamento
correto e a zona protegida devem ser verificados.
Para verificar a supressão de interferência do resistor de carga e a zona protegida da
proteção de falta à terra, é apropriado testar uma vez com uma falta à terra nos
terminais da máquina (com 20 % da tensão nominal do transformador, por exemplo)
e uma vez com uma falta à terra da rede.
Conexão de
Unidade
No evento de um curto-circuito externo (lado de alta tensão), uma tensão de interferência é transmitida via capacitância de acoplamento CCoup que induz uma tensão
residual no lado do gerador. Para assegurar que esta tensão não seja interpretada
pela proteção como uma falta à terra dentro do gerador, ela é reduzida por um resistor
de carga adequado RL a um valor que corresponde aproximadamente a metade da
tensão de pick-up U0> (endereço 5002). Por outro lado, a corrente de falta à terra
resultante do resistor de carga, no evento de uma falta à terra nos terminais do
gerador, não deve exceder 10A, se possível.
Figura 3-33
Cálculo da Zona
Protegida
468
Conexão de unidade com transformador de aterramento
A capacitância de acoplamento CC e o resistor de carga RB representam um divisor
de tensão, por meio do qual RB é a resistência RB atribuída ao circuito terminal da
máquina.
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3.3 Comissionamento
Figura 3-34
Diagrama Equivalente e Diagrama Vetorial
Uma vez que a reatância da capacitância de acoplamento é muito maior do que
resistência atribuida do resistor de carga RB', pode ser assumido que UC seja UNO/√3
(compare também com o diagrama vetorial na Figura 3-34), onde UNO/√3 é a tensão
residual de neutro, com um residual total do neutro (tensão mais alta) da rede.
O seguinte se aplica:
Com a relação TR de transformação de potencial do transformador de aterramento:
obtemos:
Junto com o divisor de tensão RT 500 V/100 V, isto corresponde à tensão residual na
entrada do dispositivo de:
O valor de pickup U0> para a tensão residual de neutro deve corresponder no mínimo
a duas vezes o valor desta tensão de interferência.
Exemplo:
Rede
UNO
= 110 kV
fNom
= 50 Hz
CCoup
= 0.01 μF
Transformador de
potencial
10 kV / 0.1 kV
Transformador de
aterramento
TR
= 36
Resistência de
carga
RB
= 10 Ω
10 V foi escolhido como o valor de ajuste para U0> no endereço 5002, que
corresponde a uma zona protegida de 90 % (veja a Figura seguinte).
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469
Nota
Para uso como transformador neutro, a relação TR de transformação de tensão deve
ser usada, ao invés de TR/3. Como ele tem apenas um enrolamento, o resultado é o
mesmo.
Figura 3-35
Verificando Faltas à
Terra do Gerador
Tensão residual durante faltas à terra
Comute a proteção de falta à terra do rotor S/E/F PROT. (endereço 5001) para
Block relay. Se for usada a detecção sensitiva de falta à terra para a proteção de
falta à terra do estator, comute para Block relay, também no endereço 5101.
Com o equipamento primário desconectado e aterrado, insira uma ligação de falta à
terra monopolar no circuito do terminal do gerador.
PERIGO!
Medições primárias só podem ser efetuadas com o gerador paralisado em
Dê partida no gerador e lentamente excite-o com cerca de 20 % UN.
Em valores operacionais medidos, faça a leitura de UE e verifique a plausibilidade.
Se a instalação tiver mais transformadores de potencial com enrolamentos delta
aberto, a tensão UE deve medida neles também.
Para proteção da zona Z, o sequinte se aplica:
Exemplo:
Tensão da máquina em pick-up 0.1 x Usec N
Valor medido UE = 10 V
Zona Z protegida = 90 %
470
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3.3 Comissionamento
Ao ler a anunciação „U Earth Lx“ no registro de faltas, “Lx“ indica uma fase com
falta desde que tensões estejam conectadas às entradas de proteção de tensão do
equipamento.
Paralise o gerador. Remova a ligação de falta à terra.
Verificação em
Caso de Falta à
Terra na Rede
Com a instalação primária desenergizada e aterrada, instale uma ligação de falta à
terra monopolar no lado de alta tensão do transformador da unidade.
PERIGO!
Cuidado!
Possível aterramento de ponto estrela no transformador com aterramento simultâneo
no lado de alta tensão durante o teste!
A inobservância dos seguintes procedimentos pode resultar em ferimentos leves ou
danos materiais.
Os pontos estrela do transformador da unidade devem ser desconectados do terra
durante este teste!
Dê partida na máquina e lentamente excite-a para 30 % da tensão nominal do
dispositivo.
Faça a leitura em valores operacionais medidos: UE Este valor é extrapolado para a
tensão nominal da máquina (Figura 3-35). O valor da falta assim calculada deve
corresponder no máximo à metade do valor de pickup U0> (endereço 5002), para
atingir a margem de segurança desejada.
Paralise e desexcite o gerador. Remova a ligação de falta à terra.
Se o ponto estrela do lado da alta tensão do transformador da unidade deve
estar aterrado durante operação normal, restabeleça o aterramento do ponto
estrela.
Ative a proteção de falta à terra do estator: ajuste o endereço 5001 S/E/F PROT.
para ON (LIGADO). Se a detecção sensitiva de falta à terra é usada para proteção
de falta à terra do estator, ative-a no endereço 5101 O/C PROT. IEE e ajuste para
ON (LIGADO).
Conexão de
Barramento
Primeiramente, o funcionamento correto e os dados do equipamento de carga devem
ser verificados: seqüenciamento, limite de tempo, etc., assim como os dados da
instalação: Transformador de aterramento e o valor do resistor de carga (tapping).
Comute a proteção de falta à terra do rotor (endereço 5001) para Block relay. Se
a detecção sensitiva de falta à terra for usada como proteção de falta à terra do
estator, comute-a para Block relay, também no endereço 5101.
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471
Com a instalação primária aterrada e desenergizada, instale uma ligação monopolar
de falta à terra entre os terminais do gerador e o transformador de corrente toroidal
(veja a Figura seguinte).
PERIGO!
Figura 3-36
Falta à Terra com Conexão de Barramento
Para este teste as conexões devem ser tais que o gerador é galvanicamente
conectado com o equipamento de carga. Se as condições da instalação não permitem
isto, as sugestões fornecidas em “Verificação Direcional sem Resistor de Carga”
devem ser observadas.
Dê partida no gerador e excite-o lentamente até que a proteção de falta do estator
emita um pickup: indicação “U0> picked up“ (não alocada na fábrica). Ao mesmo
tempo, a indicação “3I0> picked up“ deve aparecer (não alocada na fábrica).
472
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3.3 Comissionamento
Faça a leitura dos valores operacionais medidos UE e IEE2. Se as conexões estiverem
corretas, este valor corresponde à porcentagem da tensão do terminal da máquina,
referido à tensão nominal do dispositivo (se aplicável, a tensão primária nominal de
desvio do transformador de aterramento ou transformador de aterramento de neutro
deve ser considerada). Este valor também corresponde ao valor de ajuste U0> no
endereço 5002.
O valor medido IEE2 deve ser aproximadamente igual ou ligeiramente mais alto do que
o valor de ajuste 3I0> no endereço 5003. Isto assegura que a zona de proteção que
é determinada pelo valor de ajuste U0> não seja reduzida por um pickup muito lento.
Para a proteção da zona Z o seguinte se aplica:
Exemplo:
Tensão da máquina em pick-up 0.1 x UN
Valor medido UE = 10 V
Zona Z protegida = 90 %
Com Determinação
Direcional
A determinação direcional de falta à terra necessita uma verificação das conexões de
corrente e tensão para a correção e polaridade certa. A máquina é excitada para uma
tensão que corresponda à tensão residual acima do valor de pickup. Se a polaridade
está correta , a indicação de trip „S/E/F TRIP“ é emitida (LED 6 quando deixa a
fábrica).
Uma verificação cruzada é então executada. Após o gerador ter sido desexcitado e
desligado, uma ligação de falta à terra é instalada do outro lado dos transformadores
de corrente (visto a partir da máquina).
PERIGO!
Após reinicio e excitação do gerador acima do valor de pickup da tensão residual,
„U0> picked up“ fornece pickup (LED 2 para indicação de grupo de um pickup do
dispositivo quando deixa a fábrica), entretanto, a indicação „3I0> picked up“ não
aparece e o trip não ocorre. O valor medido IEE deverá ser negligenciável e desconsiderado na excitação nominal se maior do que a metade do valor de ajuste 3I0>.
Desligue e desexcite o gerador. Remova a ligação de falta à terra.
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473
Verificação
Direcional com TCs
Toroidais sem
Resistor de
Carregamento
Se o equipamento de carga não está disponível e se um teste de falta à terra com a
rede não é possível, então o teste seguinte pode ser executado com medidas
secundárias, entretanto com a corrente de carga primária simétrica:
Com corrente fornecida por um transformador toroidal de corrente residual , um
transformador de potencial (por exemplo, L1) é “bypassado” o que simula a formação
de uma tensão residual (veja a figura seguinte). A partir da mesma fase, uma corrente
de teste é alimentada via uma impedância Z através do transformador totoidal. A
conexão e direção do condutor de corrente através do transformador toroidal deve ser
verificada a fundo. Se a corrente é muito pequena para o pickup do relé, então seu
efeito pode ser aumentado pelo loop do condutor várias vezes através do transformador toroidal.
Para Z tanto pode ser usado um resistor (30 Ω a 500 Ω) quanto um capacitor (10 μF
a 100 μF) em série com um resistor limitador de corrente de inrush (aproximadamente
50 Ω a 100 Ω). Com conexões corretas, o circuito descrito resulta nas indicações
„U0> picked up“, „3I0> picked up“ e finalmente „S/E/F TRIP“ (LED 6).
Figura 3-37
474
Direcional com Transformadores Toroidais
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3.3 Comissionamento
Verificação
Direcional com
Conexão
Holmgreen
Se a corrente é alimentada a partir de uma conexão Holmgreen, a tensão residual é
obtida da mesma maneira que no circuito acima. Somente a corrente daquele transformador de corrente que está na mesma fase que o transformador de potencial
bypassado na conexão delta é alimentado pelo elemento de corrente. No caso de
potência ativa na direção do gerador, aplicam-se as mesmas condições para o relé em princípio - como com uma falta à terra na direção do gerador em uma rede
compensada e vice-versa.
Figura 3-38
Verificação Direcional com Conexão Holmgreen
Se em uma rede isolada as conexões de tensão para a medição de corrente reativa
deverão ser mantidas para teste, então deverá ser observado que para um fluxo de
potência com componente indutivo em direção direta resulta uma direção contrária
(contrária à falta à terra nessa direção).
Desligue o gerador após completar os testes direcionais. As conexões corretas
deverão ser restabelecidas e verificadas novamente.
Correntes de
Ignição
(Spill Current)
Para calibração da corrente de ignição, uma ligação de curto-circuito tripolar que seja
capaz de opor-se à corrente nominal é instalada no disjuntor. Dê partida no gerador
e excite vagarosamente até que seja atingida a corrente nominal da máquina.
Leia o valor medido operacional IEE2. Esses valores medidos determinam o valor de
ajuste para o endereço 5003 3I0>. O parâmetro 3I0> deverá ser de cerca de duas
vezes aquele valor medido para assegurar uma margem de segurança suficiente
entre a corrente de falta à terra usada para a determinação direcional e a corrente de
ignição. A seguir, verifique se a zona de proteção determinada pelo valor de ajuste
U0> deve ser reduzida.
Ative a proteção de falta à terra do estator: endereço 5001 S/E/F PROT. = ON.
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475
3.3.17 Verificação da Proteção de Falta à Terra de 100% do Estator
Geral
A conexão de falta à terra de 100 % do estator é testada junto com a proteção de falta
à terra de 90% do estator.
Ajuste a proteção de falta à terra de 100 % de estator (endereço 5301 100% SEFPROT.) para Block relay (se ainda não foi feito isso). Também, os acessórios do
dispositivo de proteção devem estar operacionais.
Os testes a serem executados estão descritos abaixo, com mais detalhes.
Verificação sem
Falta à Terra
Dê partida e excite o gerador à sua máxima tensão. Não há pickup da proteção.
Os valores medidos operacionais precisam ser verificados também. Leia a corrente
rms I SEF. O valor da falta assim calculado deverá corresponder no máximo à
metade do valor de pickup SEF I>> (endereço 5306), para atingir a margem de
segurança desejada.
Desligue o gerador.
Verificação Executada com uma
Falta à Terra na
Zona da Máquina
Conecte o gerador 20 Hz 7XT33 à tensão DC ou a uma fonte de tensão trifásica
externa.
Com o equipamento primário desconectado e aterrado, insira uma ligação de falta à
terra monopolar no circuito terminal do gerador.
PERIGO!
Dê partida e excite lentamente o gerador (mas abaixo de UN/√3) até pickup da
proteção de falta à terra de 90 % do estator (Limite de pickup U0>).
Com a ligação de falta à terra no lugar, os estágios de resistência da proteção 100 %
(estágio de alarme e de trip) devem dar pickup imediatamente ao alimentar a tensão
do gerador 20 Hz.
Para verificar o comportamento do pickup do estágio de corrente SEF I>>, leia o
valor medido I SEF dos valores medidos operacionais em aproximadamente 10 % a
20 % da tensão residual. O valor assim obtido deverá ser próximo do mesmo que para
o valor de pickup SEF I>> selecionado no endereço 5306. Isso assegura que o estágio de corrente da proteção de falta à terra de 100% do estator cubra a zona de proteção de cerca de 80 % a 90 % do enrolamento em adição ao cálculo de resistência
100 %.
476
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3.3 Comissionamento
Verificação no
Caso de uma Falta
à Terra na Rede
Com a instalação primária livre de falta e aterrada, instale uma ligação de falta à terra
monopolar no lado de alta-tensão do transformador da unidade.
PERIGO!
Medições primárias só podem ser conduzidas com o gerador paralisado em
Cuidado!
Possível aterramento de ponto estrela no transformador com aterramento simultâneo
no lado de alta-tensão durante o teste!
A não observância às medidas seguintes pode resultar em algum risco ou dano
material.
Os pontos estrela da unidade transformadora devem estar desconectados da terra
durante este teste!
Dê partida e excite lentamente o gerador para 30 % da tensão nominal da máquina
(max. 60 %).
Não há pickup da proteção de falta à terra do estator 100 % e 90 %.
As verificações a serem executadas para a proteção de falta à terra de 90% do estator
estão descritas sob o título de margem „Verificação Usando Falta à Terra na Rede“ na
seção anterior.
Para a proteção de falta à terra de 100 % do estator leia o valor medido operacional
I SEF. Esse valor é extrapolado para cerca de 1.3 vezes a tensão nominal da máquina. A corrente assim extrapolada não deverá exceder metade do valor de pickup
SEF I>> (endereço 5306) para atingir a margem de segurança desejada da proteção
de falta à terra de 100 % do estator.
Desligue e desexcite o gerador. Remova a ligação de falta à terra.
Se o ponto estrela do lado de alta-tensão do transformador da unidade deve ser
aterrado durante a operação normal, re-estabeleça agora o aterramento do
ponto estrela.
Se o gerador 20 Hz deve ser alimentado pelos transformadores de potencial dos
terminais da máquina, este ou um tipo diferente de conexão de alimentação (por exemplo, fonte de tensão DC de uma bateria) deve ser permanentemente estabelecida.
Se mais nenhum teste especial deve ser efetuado, ative a proteção de falta à terra de
100% do estator: ajuste o endereço 5301 100% SEF-PROT. para ON.
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3.3.18 Verificação da Proteção de Falta à Terra Sensitiva quando Usada para
Se a proteção de falta à terra sensitiva é usada para proteção de falta à terra do rotor
ela precisa primeiramente ser ajustada no endereço 5101 (O/C PROT. IEE Block
relay), para bloqueio do relé.
Cuidado!
Um circuito de rotor não isolado da terra pode ocasionar uma falta dupla em conjunto
com um resistor à terra inserido para propósitos de verificação!
A não observância aos procedimentos seguintes pode causar danos pessoais
menores e danos materiais.
Tenha certeza de ter verificado que o circuito do rotor está completamente isolado da
terra, para evitar que o resistor de aterramento que está interposto para propósitos de
testes cause uma dupla falta à terra!
Uma falta á terra é simulada via um resistor que é grosseiramente equivalente à
resistência de trip desejada. Em geradores com excitação retificadora de rotação, o
resistor é colocado entre os dois anéis coletores; em geradores com excitação via
anéis coletores entre um anel e a terra.
Dê partida e excite o gerador à sua tensão nominal. Se aplicável, coloque escovas de
medição em operação. É relevante neste contexto se há ou não pickup da proteção
de falta à terra sensitiva. A corrente à terra IEE que está fluindo agora pode ser lida no
dispositivo em valores medidos operacionais.
Verifique que essa corrente de falta à terra medida seja grosseiramente igual ao valor
de pickup 5102 para detecção de falta à terra sensitiva que tiver sido ajustada no
endereço IEE>. Entretanto, não deve ser ajustada para menos do que o dobro do
valor da corrente de ignição que foi determinada para isolação saudável.
Para geradores com excitação via anéis coletores, o teste é repetido para o outro
anel.
Desligue o gerador. Remova o resistor de falta à terra.
A detecção de falta à terra sensitiva usada para proteção de falta à terra do rotor é
então ativada: O/C PROT. IEE = ON no endereço 5101.
478
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3.3 Comissionamento
3.3.19 Verificação da Proteção de Falta à Terra do Rotor Durante Operação
Terra do Rotor
(R, fn)
Na Seção 3.3, a proteção de falta à terra do rotor com medição de resistência à terra
foi verificada com a máquina paralizada. Para excluir possível interferência no circuito
de medição pelo gerador em movimento, um teste adicional durante a operação é
recomendado.
Cuidado!
Uma falta à terra é simulada via um resistor de aproximadamente 90% da resistência
de trip (RE<< TRIP, endereço 6003). Em máquinas com excitação retificadora de
rotação, o resistor é colocado entre os anéis coletores de medição; em máquinas com
excitação via anéis coletores entre um anel e o terra.
Dê partida e excite o gerador à sua tensão nominal. Se aplicável coloque escovas de
medição em operação.
A proteção de falta à terra do rotor inicia pickup e após T-TRIP-RE<< (10 s quando
saída de fábrica), indicação de trip (LED 2 e LED 1 como indicações de grupo para
pickup do dispositivo e trip do dispositivo).
A resistência à terra calculada pelo dispositivo pode ser lida nas anunciações de falta
à terra como „Re =“.
Para geradores com excitação via anéis coletores, o teste é repetido para o outro anel
coletor.
Ative a proteção de falta à terra do rotor: ROTOR E/F = ON no endereço 6001.
Terra do Rotor
(1 a 3 Hz)
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Na Seção 3.3, a proteção de falta à terra do rotor foi verificada com a máquina
paralizada. Para excluir a possibilidade de interferência no circuito de medição pelo
gerador funcionando e especificamente pelo sistema de excitação, um teste adicional
durante a operação é recomendado.
479
Cuidado!
Uma falta à terra é simulada via um resistor de aproximadamente 90% da resistência
de trip (6103, endereço RE<< TRIP). Em máquinas com excitação retificadora de
rotação, o resistor é colocado entre os anéis coletores de medição; em máquinas com
excitação via anéis coletores entre um anel e o terra.
Dê partida e excite o gerador à sua tensão nominal. Se aplicável coloque escovas de
medição em operação.
Verifique o valor medido operacional Rterra e a indicação de pickup („REF 1-3Hz
Fault“) e, após T-TRIP-RE<< (10 s de fábrica) ter expirado, verifique a indicação
de trip („REF 1-3Hz Trip“).
Ajuste a resistência para cerca de 90 % do estágio de alarme (endereço 6102 RE<
WARN), leia o valor medido operacional „Re =“, e verifique a mensagem de alarme
(„REF 1-3Hz Warn“). Se existir uma forte interferência do sistema de excitação,
pode ser necessário reduzir o ajuste de resistência para o limite de alarme.
Remova o resistor de aterramento e verifique os valores medidos operacionais assim
como a supervisão do circuito de medição „REF 1-3Hz open“ sob condições sem
falta , Se indicações espontâneas forem emitidas pelo monitoramento do circuito de
medição, reduza o valor de pickup (endereço 6106 Qc <) ou desative o
monitoramento.
Para geradores com excitação via anéis coletores o teste é repetido para o outro anel.
Ative a proteção de falta à terra do rotor: REF 1-3Hz = ON no endereço 6101.
480
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3.3 Comissionamento
3.3.20 Verificação da Proteção de Curto Entre Espiras (Interturn)
Manobre a proteção de curto entre espiras (interturn) (endereço 5501) para Block
relay.
Assimetrias nos enrolamentos do estator prejudicam a sensitividade da proteção. A
falta bifàsica é particularmente crítica neste contexto.
Cuidado!
Mesmo correntes de falta que são significativamente menores do que a corrente
nominal podem colocar o gerador em perigo térmico, em virtude da carga
desbalanceada (corrente de seqüência negativa)!
Primeiro, a máxima corrente de falta tem que ser determinada.
Se o gerador é excitado usando a corrente nominal, as seguintes correntes de
seqüência negativa são obtidas como resultado:
Curto-circuito monofásico
Curto-circuito bifásico
100/3 = 33,3 %
100/√3 = 57,7 %
Se, por exemplo, a corrente de carga desbalanceada permanentemente admissível é
11 %, as seguintes correntes do gerador não devem ser excedidas:
Curto-circuito monofásico
Curto-circuito bifásico
11 %/33,3 % · ING = 0.33 ING
11 %/57,7 % · ING = 0.19 ING
selecionado 0.3 ING
selecionado 0.17 ING
As mesmas porcentagens se aplicam para a corrente de excitação.
Instale uma ligação de curto-circuito que seja capaz de conduzir o curto-circuito
aplicável nos terminais do gerador.
PERIGO!
Faça a máquina funcionar até que ela tenha atingido a excitação permitida e meça a
corrente de excitação e a tensão residual no dispositivo sob os valores operacionais
medidos.
Paralise o gerador. Remova a ligação de curto-circuito.
A tensão residual medida tem que exceder a corrente de excitação nominal, para
assegurar que a função não emita pickup erroneamente em curtos-circuitos externos.
A função é então ajustada em pelo menos duas vezes o valor da falta na excitação
nominal.
Se o campo que força a corrente é conhecido, a tensão da falta tem que exceder este
valor. A proteção é então ajustada em 1.5 vezes o valor da falta.
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481
Para descobrir o quão sensitiva é a proteção, determine o conteúdo do enrolamento
da fase protegida na excitação sem carga. Introduza um curto-circuito monofásico
entre um condutor e o ponto estrela a esta extremidade.
PERIGO!
Ajuste a excitação para o modo “manual”.
Faça o gerador funcionar mas não exceda a excitação na qual a carga desbalanceada
calculada acima (para falta monopolar) não é excedida. Leia a tensão residual medida
em valores operacionais medidos.
Paralise o gerador. Remova a ligação de curto-circuito.
Extrapole a tensão medida para o valor na excitação sem carga. A porcentagem da
área do enrolamento protegido pode ser derivada desse valor.
Assumimos que a tensão Uinterturn aumenta linearmente com o número de espiras
curto-circuitadas. Na realidade, o aumento da tensão de uma falta de curto em espiras
com apenas poucas voltas é maior, isto é, a proteção é mais sensitiva do que o calculado. Para simplificar o assunto, foi usada a aproximação linear.
Após o teste ser completado, ative a proteção de falta de curto entre espiras
(interturn) ajustando o endereço 5501 para INTERTURN PROT = ON.
482
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3.3 Comissionamento
3.3.21 Testes com a Rede
Nota
Uma vez que a função de proteção ajusta a freqüência escaneada, o teste requer que
uma tensão fase-terra da freqüência nominal (por exemplo UL1) seja injetada em uma
entrada de tensão, pelo menos.
Verificando a
Correta Polaridade
da Conexão
As seguintes instruções de teste aplicam-se a um gerador síncrono.
Dê partida no gerador e sincronize-o com a rede. Aumente lentamente a entrada de
potência motriz (até 5 % aproximadamente).
A potência ativa é lida em valores operacionais medidos (valores percentuais) como
uma potência P ativa positiva em porcentagem da potência SN aparente nominal.
Se for exibido um valor de potência negativo, a direção da alocação entre o TC do
lado 2 e o conjunto de transformadores de potencial, o ajuste não corresponde à
configuração no Endereço 210 (STRPNT->OBJ S2: YES/NO), ou a configuração no
endereço 1108 ACTIVE POWER = Generator ou Motor) não foi selecionada
adequadamente. O endereço 210 deve ser reconfigurado, se for o caso.
Se a potência continua incorreta, deve haver um erro na fiação do transformador (por
exemplo, troca de fase cíclica):
• Corrija as faltas das linhas do transformador (transformadores de corrente e/ou
potencial); observando as normas de segurança,
• Repita o teste.
Medição de
Potência de Motorização e Correção
de Erro de Ângulo
Desligue (Off) a proteção de potência reversa (endereço 3101) e a supervisão de
potência ativa (endereço 3201). Estas medidas e as seguintes não são requeridas
para motores.
Independente da corrente de excitação do gerador, isto é, da potência reativa Q, a
potência de motorização é – como uma potência ativa – praticamente constante.
Entretanto, o dispositivo de proteção pode detectar e exibir diferentes valores de
potên-cia de motorização devido a possíveis erros de ângulo dos transformadores de
corrente e de potencial. A curva da potência de motorização/potência reativa então
não seria uma linha reta paralela com o eixo da potência real do diagrama de potência
da máquina. Conseqüentemente, os desvios de ângulo deveriam ser medidos em três
pontos de medição e o parâmetro W0 de correção, estabelecido. Os erros de ângulo
causados pelos transformadores internos de entrada do dispositivo já foram compensados na fábrica. Esta verificação é recomendada se a proteção de potência reversa
estiver ajustada para sensitiva.
Reduza a potência de motorização para zero fechando as válvulas de regulagem. O
gerador agora usa energia da rede.
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483
Cuidado!
Sobreaquecimento na entrada da potência reversa pelo gerador
Operação da turbina sem uma mínima passagem de vapor (efeito de refrigeração)
pode causar superaquecimento das lâminas da turbina!
Entrada de potência reversa é admissível com um turboset somente por curto
período.
Cuidado!
Subexcitação pode colocar o gerador fora de sincronismo (out-of-step)!
danos materiais.
Operação com subexcitação só é admissível por um curto período.
1. Ajuste a excitação até que a potência reativa atinja aproximadamente Q = 0. Para
verificar isso, leia o sinal da potência ativa (negativa) nos valores medidos operacionais e anote como P0 (veja tabela abaixo). Leia a potência reativa com sinal
nos valores medidos operacionais e anote como Q0 (veja tabela abaixo).
2. Aumente levemente a excitação para 30% da potência nominal aparente do
gerador (sobrexcitado).
– Leia o monitoramento da potência com polaridade (sinal negativo) nos valores
medidos operacionais e anote como P1 (veja tabela abaixo).
– Leia a potência reativa Q1 com polaridade (sinal positivo) e escreva.
3. Reduza lentamente a excitação para aproximadamente 30% ra potência nominal
aparente do gerador (subexcitado).
– Leia a potência de monitoramento com polaridade (sinal negativo)P2 nos
valores medidos operacionais e escreva (veja tabela abaixo).
– Leia a potência reativa Q2 com polaridade (sinal negativo) nos valores medidos
operacionais e escreva (veja tabela abaixo).
4. Ajuste o gerador para excitação sem carga e desligue-o ou então selecione o
estado operacional desejado.
Figura 3-39
484
Determinação do Ângulo de Correção W0
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3.3 Comissionamento
Os valores medidos lidos P1,e P2 são agora usados para fazer a correção do erro de
ângulo do TC. Primeiro calcule um ângulo de correção dos pares de valores medidos
de acordo com a seguinte fórmula:
Os valorers de potência devem ser inseridos com sua polaridade correta como
lido! Caso contrário, resulta falta!
O ângulo ϕcorr é parametrizado com sinal identico como o novo ângulo de correção
sob o endereço 204 CT ANGLE W0:
Valor de ajuste CT ANGLE W0 = ϕ corr
Um quarto da soma dos valores medidos P1 + P2 é ajustado como valor de pickup da
proteção de potência reversa P> REVERSE no endereço 3102.
Calibração da
Proteção de
Potência Reversa
Se um gerador está conectado com a rede, a potência reversa pode ser causada por
• fechamento das válvulas de regulagem,
• fechamento da válvula de trip
Devido a possíveis vazamentos nas válvulas, o teste de potência reversa deverá, se
possível, ser executado para ambos os casos.
Para confirmar os ajustes corretos, repita novamente a medição de potência reversa.
Para isso, a proteção de potência reversa (endereço 3101) é ajustada para Block
relay de forma a verificar sua efetividade (usando indicações).
Dê partida no gerador e sincronize com a rede. Feche as válvulas de regulagem.
Do valor medido operacional para a potência ativa, a potência de motorização medida
com o dispositivo de proteção pode ser derivada. 50% desse valor deverá ser tomado
como ajuste para a proteção de potência reversa.
Aumente a potência de motorização.
Em um outro teste verifique o critério da válvula de parada. É assumido que a
entrada binária „>SV tripped“ está corretamente alocada e é controlada pelo
critério da válvula de parada (por uma chave de pressão ou chave limitadora na
válvula de parada).
Feche a válvula de parada.
Do valor medido operacional para a potência ativa, a potência de motorização medida
com o dispositivo de proteção pode ser derivada.
Se aquele valor encontrar-se inesparadamente menor do que a potência reversa com
a vávula de parada fechada, 50 % daquele valor é tomado como ajuste para a
proteção de potência reversa.
Desligue o gerador pela ativação da proteção de potência reversa.
Ligue a proteção de potência reversa,ON, (endereço 3101) e - se usada - a supervisão de potência direta (endereço 3201).
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485
Verificação da
Proteção de
Subexcitação
O valor da correção do erro de ângulo W0 determinado e configurado com respeito á
proteção de potência reversa no endereço 204 aplica-se também para a proteção de
subexcitação.
Nesta seção, os valores medidos da potência reativa foram lidos e assim uma
verificação de plausibilidade daquele valor medido com verificação direcional foi
conduzida. Não são necessárias outras verificações.
Se apesar disso, uma medição de nível de carga adicional uma verificação direcional
tiver de ser feita, proceda como descrio a seguir:
Cuidado!
Subexcitação pode causar perda de sincronismo (out-of-step) do gerador,
particularmente com o aumento da potência ativa!
danos materiais.
Operação com subexcitação só é admissível por um curto período.
Para verificação sob carga ajuste a proteção de subexcitação (endereço 3001) para
Block relay.
O funcionamento adequado é verificado pela aproximação livremente selecionada
dos níveis de carga sob condições sobrexcitada e então subexcitada. A verificação
de plausibilidade é conduzida pela leitura de valores medidos operacionais relevantes
do dispositivo de proteção e comparando-os com os valores medidos obtidos do
sistema de instrumentação e controle.
Ajuste a proteção de subexcitação no enedereço 3001 para ON).
Nota
Se a operação com carga capacitiva não for possível, então pontos de carga na faixa
subexcitada podem ser ativados pela mudança de polaridade das conexões do transformador de corrente (endereço 210). Dessa forma as características da proteção de
subexcitação são espelhadas ao redor doponto zero. Deve ser observado que a
proteção de potência reversa deve ser ajustada para OFF (endereço 3101) como sua
característica também é espelhada pelo motor na faixa do gerador.
Como o dispositivo de proteção mostra cada nível de carga através dos valores
medidos operacionais, não é necessário aproximar a linha de limite de subexcitação.
486
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3.3 Comissionamento
Verificação da
Função Direcional
da Proteção de
Sobrecorrente Temporizada
Quando a polaridade das conexões é verificada, a direção da função de proteção I>>
(Seção 2.9) é determinada sem ambiguidade pela definição da seta de referência no
dispositivo de proteção. Quando o gerador produz uma potência ativa (valor medido
operacional P é positivo), e o endereço 1108 ACTIVE POWER é ajustado para
Generator, a rede está na direção direta (pra frente).
Para excluir erros de conexões acidentais é recomendado conduzir uma verificação
com uma corrente de carga baixa. Proceda como a seguir:
• Ajuste o estágio de alta corrente direcional 1301 O/C I>>para Block relay e o
valor de pickup I>> (parâmetro 1302) para o valor mais sensitivo (= 0.05A com
uma corrente nominal de 1 A e 0.25 A com uma corrente nominal de 5 A).
• Aumente a corrente de carga (ôhmica,ou ôhmica indutiva) acima do valor de pickup
e assim que a indicação de pickup (No. 1801 a 1803) aparecer, questione as
indicações 1806 „I>> forward“ e 1807 „I>> backward“.
• Compare a direção indicada com o setpoint (valor de ajuste no endereço 1304
Phase Direction). Na aplicação padrão com transformadores de corrente do
lado terminal, o endereço 1304 Phase Direction deve ser ajustado para
reverso e a indicação „I>> forward“ (No. 1806).
• Reset o valor de pickup no endereço 1302 de volta para o valor original e a função
de proteção no endereço 1301 O/C I>> para ON.
Verificação da
Proteção de
Corrente à Terra
IEE-B
Ajuste a proteção de corrente à terra sensitiva IEE-B para Block relay no endereço
5401.
Com o gerador em estado estacionário, uma corrente (determinada pelo número de
turnos de teste entre outros) tem que ser injetada sobre o enrolamento de teste do
transformador de corrente do eixo e o pickup da função de proteção tem que ser
verificado usando o valor padrão (corrente de teste deverá ser duas vezes o valor).
Isto é primeiramente uma verificação da fiação e em adição a verificação do
comportamento de pickup da função e correta alocação (sinalização).
Os testes primários subseqüentes tem que ser conduzidos após o comissionamento
da “sincronização”.
• Sincronize o gerador com a rede e faça-o funcionar sob carga.
• Dispare uma gravação de falta no DIGSI e determine o componente predominate
de freqüência usando SIGRA. Dependendo da conexão, avalie o traço da gravação
da falta da entrada Iee1 ou Iee2. Dependendo da saída, selecione o método de
medição apropriado no endereço 5406. É possível verificar todas as três variantes
(Fundamental, 3. Harmonic e 1. and 3. Harm.) e subseqüentemente
selecione o método que tenha dado o melhor resultado.
• Após ajuste do método de medição, leia a corrente da falta fora dos valores
medidos operacionais.
• Calcule o valor de pickup da função pela multiplicação da corrente de falta por um
fator de segurança (min. 1.5) e então parametrize-o (no endereço 5402).
• Tenha certeza de que não há pickup da função de proteção nessa corrente. Pode
ser necessário usar diferentes estados de excitação.
• Com o gerador funcionando, conecte um resistor de teste (0 Ω - 30 Ω) entre o eixo
do gerador e o terra usando um anel coletor na proximidade do rolamento. Reduza
o valor da resistência até que haja pickup da proteção. Se a condição de pickup
“oscila” aumente levemente o tempo de espera no endereço 5407. Esse tempo
não deverá ser maior do que um segundo.
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487
Após o teste ser completado, ative a proteção de corrente à terra sensitiva pelo ajuste
no endereço 5401 para = ON.
3.3.22 Criação de uma Gravação de Falta de Teste
Geral
No final do comissionamento, uma investigação das operações de manobras dos
disjuntores ou dispositivos de chaveamento primários, sob condições de carga,
deverão ser feitos para assegurar a estabilidade da proteção durante processos
dinâmicos. Um máximo de informações sobre o comportamento da proteção é
fornecido pelas gravações de faltas.
Requerimentos
Junto com a capacidade de armazenar gravações de faltas via pickup das funções de
proteção, o 7UM62 tem também a capacidade de capturar os mesmos dados quando
são dados comandos para o dispositivo via programa de serviço DIGSI, interface
serial ou uma entrada binária. Para a última, o evento „>Trig.Wave.Cap.“ deve
estar alocado para uma entrada binária. Ocorre então o disparo da gravação, por
exemplo, via entrada binária quando o objeto de proteção é energizado.
Tal teste iniciado externamente de gravações de faltas (quer dizer, sem pickup da
proteção) são manuseados pelo dispositivo como gravações de faltas normais, isto é,
para cada gravação de medição de falta é aberto um registro de falta com seu próprio
número, para alocação inequívoca. Entretanto, essas gravações não são mostradas
no buffer de indicação de faltas já que não se tratam de eventos de faltas.
488
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3.3 Comissionamento
Inicio de Gravação
de Forma de Onda
Para disparar gravação de medição de teste com DIGSI, clique em Test na parte da
esquerda da janela. Clique duas vezes em Test Wave Form na lista da janela.
Figura 3-40
Disparo de Gravação Oscilográfica com DIGSI — Exemplo
Uma gravação de medição de teste é iniciada imediatamente. Durante a gravação,
uma indicação é fornecida na parte esquerda da barra de status. Segmentos da barra
indicam, adicionalmente, o progresso do procedimento.
Para mostra e avaliação da gravação você necessita de um dos programas SIGRA
ou ComtradeViewer.
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489
3.4
Preparação Final do Dispositivo
Aperte com firmeza todos os parafusos. Aperte todos os parafusos dos terminais
incluindo aqueles não usados.
Cuidado!
Torques de aperto inadmissíveis
Não observar a medida seguinte pode resultar em algum dano pessoal ou danos à
propriedade.
Os torques de aperto não devem ser excedidos ou as câmaras dos parafusos e
terminais podem ser danificadas!
No caso de mudanças de ajustes de serviço , verifique se estão corretos.
Verifique se os dados do sistema de potência, funções auxiliares e de controle a
serem encontradas com os parâmetros de configuração estão corretamente
ajustados (Seção 2). Todos os elementos e funções desejadas devem ser ajustados
para ON. Mantenha uma cópia de todos os ajustes em serviço em um PC.
Verifique o relógio interno do dispositivo. Se necessário, ajuste o relógio ou sincronize, se o elemento não está sincronizado automaticamente. Para assistência consulte
o Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/ )( SIPROTEC 4 System Description /1/).
Os buffers de indicação são deletados em MAIN MENU → Annunciation →
Set/Reset, de forma que no futuro só contenham informações dos eventos e estados
reais. Os contadores nas estatísticas de chaveamento deverão ser resetados para os
valores que existiam antes dos testes. (veja também Descrição do Sistema
SIPROTEC 4 /1/ )( SIPROTEC 4 System Description /1/).
Os contadores dos valores medidos operacionais (por exemplo, contador operacional, se disponível) são resetados em Main Menu → Measurement → Reset.
Pressione a tecla ESC, várias vezes se necessário, para retornar ao display padrão.
O display padrão aparece no diaplay (por exemplo, display de valores medidos
operacionais)
Reset os LEDs no painel frontal pressionando a tecla LED, assim eles somente
mostrarão eventos e estados reais. Nesse contexto, também os relés de saída
provavelmente memorizados são resetados. Pressionar a tecla LED serve também
como teste para os LEDs no painel frontal porque eles deverão acender quando o
botão é apertado. Qualquer LED que estiver aceso após a tentativa de reset estará
mostrando condições reais.
O LED verde „RUN“ deve estar aceso. O LED vermelho „ERROR“ não deve acender.
Feche as chaves de proteção. Se as chaves de teste estão disponíveis então deverão
estar na posição de operação.
O dispositivo está agora pronto para operação.
■
490
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4
Dados Técnicos
Este capítulo apresenta os dados técnicos do dispositivo SIPROTEC 4 7UM62 e suas
funções individuais, incluindo os valores limite que não devem ser excedidos sob
quaisquer circunstância. Os dados elétricos e funcionais para dispositivos equipados
com todas as opções são seguidos dos dados mecânicos com desenhos
dimensionais.
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4.1
Geral
493
4.2
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, I>>)
506
4.3
508
4.4
514
4.5
Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46)
516
4.6
518
4.7
Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M) para Geradores e Motores
519
4.8
Proteção Diferencial (ANSI 87T) para Transformadores
522
4.9
526
4.10
Proteção de Subexcitação (Perda de Campo) (ANSI 40)
527
4.11
528
4.12
Supervisão de Potência Ativa Direta (ANSI 32F)
529
4.13
530
4.14
532
4.15
534
4.16
536
4.17
537
4.18
538
4.19
540
4.20
Deslocamento de Fase (Jump of Voltage Vector)
541
4.21
Proteção de Falta à Terra de 90% do Estator
(ANSI 59N, 64G, 67G)
542
4.22
Proteção Sensitiva de Falta à Terra (ANSI 51GN, 64R)
543
4.23
Proteção de Falta à Terra do Estator -100% com 3º Harmônicos
544
491
4 Dados Técnicos
4.24
492
Proteção de Falta à Terra do Estator -100% com Injeção de
Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%)
545
4.25
Proteção B Sensitiva de Falta à Terra (ANSI 51GN)
546
4.26
Proteção de Curto entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT))
547
4.27
548
4.28
Proteção Sensitiva de Falta à Terra do Rotor com Injeção de
Tensão de Onda Quadrada de1 a 3 Hz (ANSI 64R - 1 a 3 Hz)
550
4.29
Supervisão de Tempo de Partida de Motor (ANSI 48)
551
4.30
Inibição de Reinicio para Motores (ANSI 66, 49Rotor)
552
4.31
553
4.32
554
4.33
Proteção de Tensão/Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC)
555
4.34
Detecção de Temperatura por Thermoboxes
556
4.35
557
4.36
User-defined Functions (CFC)
558
4.37
563
4.38
Faixas de Operação das Funções e Proteção
569
4.39
Dimensões
571
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4.1 Geral
4.1
Geral
4.1.1
Entradas/Saídas Analógicas
Entradas de Corrente
Freqüência nominal do sistema
fN
50 Hz ou 60 Hz
Corrente nominal
IN
1 A ou 5 A
Corrente à terra, sensitiva
IEE
Faixa linear ≤ 1.6 A
(ajustável)
Demanda por fase e Elemento à Terra
- para IN = 1 A
Aprox.. 0.05 VA
- para IN = 5 A
Aprox.. 0.3 VA
- para Detecção de Falta à Terra sensitiva em 1 A
Aprox. 0.05 VA
Capacidade de Carga de circuito de Corrente
- Térmica (rms)
100· IN para 1 s
30· IN para 10 s
4· I N contínua
- Dinâmica (valor de pico)
250· I N (meio ciclo)
Capacidade de sobrecarga de corrente para entrada de alta sensitividade IEE
300 A para 1 s
- Térmica (rms)
100 A para 10 s
15 A contínua
- Dinâmica (valor de pico)
750 A (meio ciclo)
Tensão nominal secundária
100 V a 125 V
Entradas de Tensão
Faixa de medição
Demanda
0 V a 200 V
at 100 V
aprox. 0.3 VA
Capacidade de sobrecarga do circuito de tensão
- Térmica (rms)
230 V contínua
Entradas de Transdutor de Medição
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Faixa de medição
–10 V a +10 V or
-20 mA a +20 mA
Resistência de entrada para tensão DC
Resistência de Entrada para tensão DC
Aprox. 1 MΩ
Aprox 10 Ω
Capacidade de sobrecarga da entrada de tensão
60 V– contínua
Capacidade de sobrecarga da entrada de corrente
100 mA– contínua
493
4 Dados Técnicos
Saída Analógica (para Valores Medidos Operacionais)
Faixa Nominal
0 a 20 mA VDC ou 4 a 20 mA VDC
Faixa de Operação
0 a 22.5 mA VDC ou 4 a 20 mA VDC
Conexão para caixa para montagem semi-embutida Painel traseiro, local de montagem "B"
ou/e "D"
conector fêmea D-SUB de 9 pinos
4.1.2
Para caixa montada sobreposta
no terminal na caixa embaixo ou/e no
topo da caixa
Demanda máxima
350 Ω
Tensão Auxiliar
Tensão DC
Alimentação de Tensão via Conversor Integrado
Tensão auxiliar nominal UAux–
24/48 VDC
60/110/125 V DC
Faixas de tensão admissíveis
19 a 58 VDC
48 a 150 V DC
Tensão auxiliar nominal UAux–
110/125/220/250 VDC
Faixas de tensão permissíveis
88 a 300 VDC
Tensão de ripple AC admissível,
Pico a Pico, IEC 60255-11
≤15 % da Tensão Auxiliar
Entrada de potência
7UM621
Quiescente
7UM622
Aprox. 5.7 W
7UM623
7UM621
Aprox. 5.5 W
Aprox. 8.1 W
Energizado
Aprox. 12.5 W
7UM622
Aprox. 14.6 W
7UM623
Aprox. 14.6 W
Tempo de ligação no evento de falha de
potência/curto-circuito
≥ 50 ms em U ≥ 48 VDC (UAux,N = 24/48 V)
≥ 50 ms em U ≥ 110 VDC (UAux,N = 60...125 V)
≥ 20 ms em U ≥ 24 VDC (UAux,N = 24/48 V)
≥ 20 ms em U ≥ 60 VDC (UAux,N = 60...125 V)
494
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4.1 Geral
Tensão AC
Alimentação de Tensão via Conversor Integrado
Tensão auxiliar nominal AC UAux
115 VAC (50/60 Hz)
230 VAC (50/60 Hz)
Faixas de tensão admissíveis
92 a 132 VAC
184 a 265 VAC
Entrada de potência
7UM621
Quiescente
7UM622
Aprox. 5.5 VA
7UM623
7UM621
4.1.3
Aprox. 5.5 VA
Aprox. 5.5 VA
Energizada
Aprox. 13 VA
7UM622
Aprox. 15 VA
7UM623
Aprox. 13 VA
Tempo de ligação no evento de falha de potência/curto-circuito
≥ 200 ms
Entradas e Saídas Binárias
Entradas Binárias
Variante
Número
7UM621*-
7 (configurável)
7UM623*-
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
7UM622*-
15 (configurável)
Faixa de Tensão Nominal
24 VDC a 250 VDC, bipolar
Consumo de Corrente, Energizada
Aprox. 1.8 mA, independente da tensão de
controle
Limites de Chaveamento
ajustável com jumpers
para tensões nominais
24/48/
60/110/125 V DC
Uhigh ≥ 19 VDC
Ulow ≤ 10 VDC
para tensões nominais
110/125/
220/250 VDC e
115/230 VAC
Uhigh ≥ 88 VDC
Ulow ≤ 44 VDC
Para Tensões Nominais
220/250 VDC e
115/230 VAC
Uhigh ≥ 176 VDC
Ulow ≤ 88 VDC
Tensão máxima permissível
300 V DC
Filtragem de impulso de entrada
220 nF capacidade de acoplamento em 220 V
com tempo de recuperação > 60 ms
495
4 Dados Técnicos
Relés de Saída
Sinalização/relés de trip 1) (veja também designações de terminais no Apêndice A.2)
Número:
Conforme a variante encomendada (alocável)
7UM621*-
12 (1 contato NA cada, opcionalmente com 3 contatos NF )
7UM623*7UM622*-
Capacidade Fechamento/Abertura
20 (1 contato NA cada,opcionalmente 4 contatos como NF)
1 contato vivo (contato NF ou NA
selecionável)
FECHAMENTO 1000 W/VA
ABERTURA
Tensão de manobra
30 VA
40 W resistiva
25 W/VA em L/R ≤ 50 ms
250 V
Corrente permissível por contato
(contínua)
5A
Corrente permissível por contato
(close e hold)
30 A para 0.5 S (contato NA)
Corrente total permissível em circuito
comum
1)
5 A contínua
30 A para 0.5 s
Listado UL com os seguintes dados nominais:
120 VAC
Tarefa Piloto , B300
240 VAC
Tarefa Piloto, B300
240 VAC
5 A finalidade geral
24 VDC
5 A finalidade geral
48 VDC
0.8 A finalidade geral
240 VDC
0.1 A finalidade geral
120 VAC
1/6 hp (4.4 FLA)
240 VAC
1/2 hp (4.9 FLA)
LEDs
Número
Em funcionamento (RUN) (verde)
496
1
ERRO (ERROR) (vermelho)
1
LEDs alocáveis (vermelhos)
14
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.1 Geral
4.1.4
Interfaces de Comunicação
Interface de Operação
Conexão
lado frontal,não isolada, RS232,
Porta para conexão de PC com
D-SUB de 9 pinos
Operação
Com DIGSI
Velocidade de Transmissão
min. 4,800 Bd; max. 115,200 Bd
Ajuste de fábrica: 38,400 Bd
Paridade: 8E1
distância de ligação
15 m
Serviço / Modem Interface
Conexão
interface isolada para transferência
de dados
Operação
Com DIGSI
Velocidade de
Transmissão
min. 4,800 Bd a 115,200 Bd
Ajuste de fábrica: 38,400 Bd
Paridade: 8E1
RS232/RS485
RS232/RS485 conforme variante
encomendada
Conexão para caixa para Painel traseiro, local de montagem
montagem semi- embutida "C"
porta de 9 polos DSUB
Caixa de montagem
sobreposta
Na caixa de console montada na
parte inferior da caixa;
Cabo de dados blindado
Tensão de teste
500 VAC, 50 Hz
15 m
1,000 m
RS232/RS485
Conforme variante
encomendada
Interface isolada para transferência
de dados a um terminal mestre
RS232
RS485
Interface de Sistema
IEC 60870-5-103
RS232
montagem semi-embutida "B" porta de 9 polos DSUB
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Para caixa montada em
painel sobreposta
na caixa de console na parte inferior
da caixa
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
Velocidade de
Transmissão
min. 4,800 Bd,
max. 115,200 Bd
Ajuste de fábrica
38,400 Bd
15 m / 50 pés
497
4 Dados Técnicos
RS485
montagem semi-embutida "B" porta de 9 polos DSUB
Para caixa montada em
painel sobreposta
da caixa
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
Velocidade de
Transmissão
min. 4,800 Bd,
max. 115,200 Bd
Ajuste de fábrica
38,400 Bd
Max. 1,000 m / 3,280 pés
Tipo de conector FO
Conector ST
Cabo de Fibra Ótica (FO)
montagem semi-embutida "B"
Para caixa montada
sobreposta
da caixa
Comprimento de onda
ótica
λ = 820 nm
Laser classe 1 conforme
EN 60825-1/-2
Usando fibra de vidro 50/125 μm
ou
Usando fibra de vidro 62.5/125 μm
Atenuação do sinal do link Max. 8 dB, com fibra de vidro
ótico permida
62.5/125 μm
Max. 1,500 m
Caracter de estado inativo Configurável;
Ajuste de fábrica: “Light off”(apagado)
Profibus RS485 (DP)
Conexão para caixa para Painel traseiro,local de montagem "B"
montagem semi-embutida
Para caixa montada
sobreposta
da caixa
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
Velocidade de transmissão up to 12 MBd
1,000 m / 3,280 pés em ≤ 93.75 kBd
500 m / 1,640 pés em ≤ 187.5 kBd
200 m / 656 pés em ≤ 1.5 MBd
100 m / 328 pés em ≤ 12 MBd
DNP3.0 RS485
Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B"
montagem semi-embutida porta de 9 polos DSUB
Para caixa montada
sobreposta
da caixa
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
Velocidade de transmissão até 19,200 Bd
498
Max. 1,000 m / 3,280 pés
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.1 Geral
MODBUS RS485
montagem semi-embutida porta de 9 polos DSUB
Para caixa montada
sobreposta
da caixa
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
Link de Fibra Ótica
Profibus (DP)
Max. 1,000 m / 3,280 pés
Tipo de conector de fibra
ótica(FO)
Conector ST: anel simples/anel duplo
conforme encomenda para FMS; para
DP somente disponível anel duplo
Para caixa montada
sobreposta
Favor usar versão com Profibus
RS485 na caixa do console assim
como conversor elétrico/ ótico
separado.
Velocidade de transmissão até 1.5 MBd
Recomendado
> 500 kBd
Comprimento de onda
ótica
λ = 820 nm
EN 60825-1/-2
ou
Atenuação de sinal do link Max. 8 dB, com fibra de vidro
ótico permitida
62.5/125 μm
Link de Fibra Ótica
DNP3.0
Max. 1,500 m / 0.93 mulhas
Tipo de conector de FO
Conector ST receptor/transmissor
Para caixa montada
sobreposta
Favor usar versão com DNP3.0
RS485 na caixa de console assim
como comversor elétrico/ótico
separado
Comprimento de onda
ótica
λ = 820 nm
EN 60825-1/-2
ou
ótico permitida
62.5/125 μm
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Max. 1,500 m / 0.93 milhas
499
4 Dados Técnicos
Linlk de Fibra Ótica
MODBUS
Tipo de conector de FO
Para caixa montada
sobreposta
Favor usar versão com MODBUS
RS485 na caixa de console assim
como conversor elétrico/ótico
separado.
Comprimento de onda
ótica
λ = 820 nm
EN 60825-1/-2
ou
ótico permitida
62.5/125 μm
distância de ponte
Max. 1,500 m / 0.93 milhas
Módulo de saída analógia 2 portas com 0 mA a 20 mA
(elétrico)
montagem semi-embutida e "D"
porta de 9 polos DSUB
Para caixa montada
sobreposta
da caixa
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
Ethernet eletrica (EN 100)
para IEC 61850 e DIGSI Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B"
montagem semi-embutida 2 x RJ45 conector fêmea 100BaseT
conforme IEEE802.3
para caixa montada
sobreposta
da caixa
Tensão de teste
(conector fêmea)
500 V; 50 Hz
Velocidade de transmissão 100 Mbits/s
Ethernet ótica (EN 100)
para IEC 61850 e DIGSI
20 m / 66 pés
Tipo de conector FO
Para caixa montada
sobreposta
Não disponível
Comprimento de onda
ótica
λ = 1350 nm
Velocidade de transmissão 100 Mbits/s
EN 60825-1/-2
ou
ótico permitida
62.5/125 μm
500
Max. 800 m / 0.5 milhas
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.1 Geral
Interface de Sincronização de Tempo
Sincronização de tempo
DCF 77 / IRIG B Signal
(formato telegrama IRIG-B000)
Conexão para caixa para montagem
semi-embutida
painel traseiro, local de montagem "A";
9-pole D-subminiature Female Connector
para caixa montada sobreposta
em dois terminais em T na parte inferior da caixa
Tensões nominais de sinal
selecionável 5 V,12 V ou 24 V
Tensão de teste
500 V; 50 Hz
Níveis de sinal e demandas
Tensão de sinal nominal
5V
4.1.5
12 V
24 V
UIHIGH
6.0 V
15.8 V
31 V
UILow
1.0 V em IILow = 0.25 mA
IIHIGH
4.5 mA a 9.4 mA
4.5 mA a 9.3 mA
4.5 mA a 8.7 mA
RI
890 Ω em UI = 4 V
1930 Ω em UI = 8.7 V
3780 Ω em UI = 17 V
640 Ω em UI = 6 V
1700 Ω em UI = 15.8 V
3560 Ω em UI = 31 V
Testes Elétricos
Especificações
Normas:
IEC 60255 (norma de produto)
IEEE C37.90.0/.1/.2
UL 508
VDE 0435
Veja também normas para testes individuais
Normas:
IEC 60255-5 e IEC 60870-2-1
Teste de Isolação
Teste de alta-tensão (teste de rotina) entra- 2.5 kV (rms), 50 Hz
das de corrente,entradas de tensão, relés
de saída
Teste de alta-tensão (teste de rotina)
Tensão Auxiliar e entradas binárias
3.5 kV DC
Teste de alta-tensão (teste de rotina)
Transdutores de medição MU1-MU3
3.0 kV DC
Teste de tensão de impulso (teste de tipo) 500 V (rms), 50 Hz
somente comunicação isolada e interfaces e
sincronização de tempo ou saídas analógicas (port A –D)
Teste de tensão de impulso (teste de tipo) 5 kV (pico): 1.2/50 μs: 0.5 J, 3 impulsos positivos
Todos circuitos exceto interfaces de comuni- e 3 negativos em intervalos de 5 s
cação e sincronização de tempo, saídas
analógicas classe III
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
501
4 Dados Técnicos
Testes EMC para Imunidade de Interferência (Ensaio de Tipo)
Normas:
IEC 60 255-6 e 22 (normas de produto)
EN 61000-6-2 (norma genérica)
VDE 0435 Parte 301
DIN VDE 0435-110
Teste de alta-freqüência IEC 60255-22-1,
Classe III e VDE 0435 Parte 303, Classe III
2.5 kV (peak); 1 MHz; τ = 15 μs; 400 surtos por
s; duração do teste 2 s; Ri = 200 Ω
Descarga eletrostática
IEC 60 55-22-2, Classe IV
e IEC 61000-4-2, Classe IV
8 kV de descarga no contato; 15 kV descarga de
ar, ambas polaridades; 150 pF; Ri = 330 Ω
Irradiação com campo HF, troca de freqüência
IEC 60255-22-3, Classe III
10 V/m; 80 MHz a 1000 MHz;
10 V/m; 800 MHz a 960 MHz;
20 V/m; 1.4 GHz a 2.0 GHz;
80 % AM; 1 kHz
Irradiação com campo HF, freqüências
simples
IEC 60255-22-3,
IEC 61000-4-3,
amplitude-modulada
Classe III: 10 V/m
80/160/450/900 MHz 80 % AM 1 kHz; ciclo de
trabalho > 10 s
Fast Perturbação transiente rápida/ruptura
IEC 60255-22-4 and
IEC 61000-4-4, Class IV
4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; extensão de ruptura =
15 ms; taxa de repetiçaão 300 ms; ambas
polaridades: Ri = 50 Ω; duração do teste 1 min
Surto de energia de altas-tensões (SURGE), Pulso: 1.2/50 μs
IEC 61000-4-5 Instalação Classe 3
Tensão auxiliar
Modo comum: 2 kV; 12 Ω; 9 μF
Modo diferencial: 1 kV; 2 Ω; 18 μF
Entradas de medição, Entradas
binárias, Relés de saída
Modo comum: 2 kV; 42 Ω; 0.5 μF
Modo diferencial: 1 kV; 42 Ω; 0.5 μF
Linha conduzida de HF, amplitude modulada 10 V; 150 kHz a 80 MHz; 80 % AM; 1 kHz
Campo Magnético de Freqüência do Sistema 30 A/m; contínua; 300 A/m para 3 s; 50 Hz
de Potência
0.5 mT; 50 Hz
IEC 61000-4-8, Classe IV
IEC 60255-6
Capacidade de Resistência a Surto
Oscilatório
IEEE Std C37.90.1
2.5 kV (valor de pico); 1 MHz; τ = 15 μs;
400 pulsos por s; duração do teste 2 s; Ri =
200 Ω
Capacidade de Resistência a Surto
Transiente Rápido
IEEE Std C37.90.1
4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; extensão de ruptura =
15 ms; taxa de repetição 300 ms; ambas polaridades: R i = 50 Ω; duração do teste 1 min
Interferência eletromagnética radiada
IEEE Std C37.90.2
35 V/m; 25 MHz a 1000 MHz
Oscilações amortecidas
IEC 60694, IEC 61000-4-12
2.5 kV (valor de pico), polaridade alternada
100 kHz, 1 MHz, 10 MHz and 50 MHz,
RL = 200 Ω
Testes EMC ; Emissão de Interferência (Ensaio de tipo)
502
Norma:
EN 61000-6-3 (norma genérica)
Tensão de Ruído de Rádio para Linhas,
Apenas Tensão Fonte de Alimentação
IEC-CISPR 22
150 kHz a 30 MHz
Classe Limite B
Força do Campo de Ruído de Rádio
IEC-CISPR 11
30 MHz a 1000 MHz Classe Limite A
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.1 Geral
4.1.6
Testes de Fadiga Mecânica
Fadiga de Vibração e Choque Durante Operação em Estado Estacionário
Normas:
IEC 60255-21 e IEC 60068
Oscilação
IEC 60255-21-1, Classe 2
IEC 60068-2-6
senoidal
10 Hz a 60 Hz: ±0.075 mm amplitude;
60 Hz a 150 Hz: 1g aceleração
Relação de troca de freqüência 1 oitavo/min,
20 Ciclos em 3 Eixos Ortogonais
Choque
IEC 60255-21-2, Classe 1
IEC 60068-2-27
Semi-senoidal
aceleração de 5 g, duração 11 ms,
cada 3 choques (em ambas as direções dos 3
eixos)
Vibração Sísmica
IEC 60255-21-3, Classe 1
IEC 60068-3-3
senoidal
(Eixo horizontal)
(Eixo vertical)
8 Hz a 35 Hz: aceleração de 1 g
(Eixo horizontal); 8 Hz a 35 Hz: aceleração de
0.5 g
(Eixo vertical)
Curva de Freqüência 1 oitavo/min
1 Ciclo em 3 Eixos Ortogonais
Fadiga de Vibração e Choque Durante o Transporte
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Normas:
IEC 60255-21 e IEC 60068
Oscilação
IEC 60255-21-1, Classe 2
IEC 60068-2-6
senoidal 5 Hz a 8 Hz: ±7.5 mm amplitude;
8 Hz a 15 Hz: 2 g Aceleração
Relação de Troca de Freqüência 1 oitavo/min
20 Ciclos em 3 Eixos Ortogonais
Choque
IEC 60255-21-2, Classe 1
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 60255-21-2, Classe 1
IEC 60068-2-29
Semi-senoidal
10 g aceleração, duração 16 ms,
1000 choques em cada direção de 3 eixos
ortogonais
503
4 Dados Técnicos
4.1.7
Testes de Fadiga Climática
Temperaturas Ambiente
Teste de Tipo
(de acordo com IEC 60068-2-1 e -2,
Teste Bd p/ 16 h)
–25 °C a +85 °C
Limite de temperatura operacional
(transiente) temporário (testado p/ 96 h)
–20 °C a +70 °C (Visibilidade do display pode
ser restringida acima de +55 °C)
recomendado p/ operação contínua
(de acordo com IEC 60255-6)
–5 °C a +55 °C
Limites de temperatura p/ armazenamento
longo
–25 °C a +55 °C
Limites de temperatura durante transporte
–25 °C a +70 °C
Armazenamento e transporte do dispositivo em embalagem de fábrica!
Umidade
umidade admissível
média anual de ≤ 75 % de umidade relativa;
Em 56 dias do ano, até 93% de umidade relativa.
Deve ser evitada condensação na operação!
A Siemens recomenda que todos os dispositivos sejam instalados de forma que não estejam
expostos à luz solar direta, nem sujeitos a oscilações de temperatura que possam causar
condensação.
4.1.8
Condições de Serviço
O dispositivo de proteção é designado para instalação em salas e plantas normais de relés,
onde a compatibilidade eletromagnética (EMC) seja assegurada, se a instalação for feita
adequadamete.
Adicionalmente, o seguinte é recomendado:
• Contatores e relés operando no mesmo cubículo ou em uma mesma placa de relé com
equipamento de proteção digital, deverão estar sempre munidos de equipamento extintor
adequado.
• Em subestações com tensões operacionais de 100 kV e acima, todos os cabos externos
deverão ser blindados com aterramento condutivo, blindado em ambos os terminais. Em
subestações de baixa tensão operacional, nenhuma medida especial é requerida.
• Não retire ou insira módulos individuais ou placas quando o dispositivo de proteção estiver
energizado. Ao manipular módulos e placas fora da caixa, observe as normas dos dispositivos sujeitos a descarga eletrostática (Electrostatic Sensitive Devices). Eles não oferecen
perigo na embalagem.
4.1.9
Certificados
Lista UL
7UM62**-*B***-****
7UM62**-*E***-****
504
Modelos com
terminais olhal
Reconhecimento UL
7UM62**-*D***-****
Modelos com
terminais plug–in
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.1 Geral
4.1.10 Projeto Mecânico
Caixa
7XP20
Dimensões
Veja desenhos dimensionais, Seção 4.39
Peso aproximado
em caixa para montagem semi-embutida
7UM621* (caixa tamanho 1/2)
Aprox. 7.5 kg (16.5 pounds)
Aprox. 9.5 kg (22 pounds)
em caixa para montagem sobreposta
Aprox. 12 kg (26.5 pounds)
Aprox. 15 kg (33 pounds)
Grau de proteção de acordo com IEC 60529
para equipamento de montagem sobreposta IP 51
em caixa para montagem semi-embutida
Frente
IP 51
Traseira
IP 50
Para proteção pessoal
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
IP 2x com cobertura
505
4 Dados Técnicos
4.2
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, I>>)
Faixas de Ajuste / Incrementos
Corrente de Pickup I> for IN = 1 A
for IN = 5 A
0.05 A a 20.00 A
incrementos 0.01 A
0.25 A a 100.00 A
incrementos 0.01 A
for IN = 1 A
0.05 A a 20.00 A
incrementos 0.01 A
for IN = 5 A
0.25 A a 100.00 A
incrementos 0.01 A
Temporizações T
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Subtensão de selo U< (fase-fase)
10.0 V a 125.0 V
incrementos 0.1 V
Tempo de Espera da Subtensão de Selo
0.10 s a 60.00 s
incrementos 0.01 s
Corrente de Pickup
I>>
Limite direcional da tolerância do ângulo de –90° el. a +90° el.
linha I>>
incrementos 1°
Os tempos de ajuste são simples temporizações.
Tempos
Tempos de Pickup
I >, I>>
Corrente = 2 × Valor de Pickup
Corrente = 10 × Valor de Pickup
Tempos de Dropout
I >, I>>
Aprox. 35 ms
Aprox. 25 ms
Aprox. 50 ms
Relação Dropout/sobrecorrente I>
0.90 a 0.99
Relação Dropout/sobrecorrente I>>
(incrementos 0.01)
Aprox. 0.95 para I/IN ≥ 0.3
Relação Dropout/subcorrente
Aprox. 1.05
Diferença de Dropout Δϕ
2° elétrico
Tolerâncias
Corrente de Pickup
I >, I>>
506
para IN = 1 A
1 % do valor de ajuste ou 10 mA
para IN = 5 A
Subtensão de selo U<
1 % do valor de ajuste ou 0.5 V
Temporizações T
1 % ou 10 ms
Limite direcional do ângulo de linha
1° elétrico
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.2 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, I>>)
Variáveis de Influência para Valores de Pickup
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Tensão direta da fonte de alimentação na
Faixa
0,8 ≤ U/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
Temperatura na Faixa
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Harmônicos
– Até 10 % 3º harmônico
≤1%
≤1%
507
4 Dados Técnicos
4.3
Corrente de Pickup Ip para IN = 1 A 0.10 A a 4.00 A
(fases)
para IN = 5 A 0.50 A a 20.00 A
incrementos 0.01 A
incrementos 0.01 A
Multiplicadores de
Tempo T para Ip
Curvas IEC
0.05 s a 3.20 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Multiplicador de
Tempo D para Ip
Curvas ANSI
0.50 a 15.00
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01
Ativar subtenção U<
10.0 V a 125.0 V
incrementos 0.1V
Características e Tempo de Trip de acordo com IEC
Conforme IEC 60255-3 (veja também a Figura 4-1)
Os tempos de trip para I/Ip ≥ 20 são idênticos aos tempos de I/Ip = 20.
Limite de Pickup
Aprox. 1.10 · Ip
Limite de Dropout
Aprox. 1.05 · Ip para Ip/IN ≥ 0.3,
Tolerâncias
Correntes de Pickup Ip
para IN = 1 A 1 % do valor de ajuste ou 10 mA
508
Pickup de U<
Tempo para 2 ≤ I/Ip ≤ 20
5 % do valor (calculado) de referência+1 % de
tolerância de corrente, ou 40 ms
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤1%
Harmônicos
≤1%
≤1%
509
4 Dados Técnicos
Figura 4-1
510
Característica de Trip da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso, de acordo com IEC
7UM62 Manual
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Características de Tempo de Trip de acordo com ANSI
De acordo com ANSI/IEEE (veja também as Figuras 4-2 e 4-3)
Os tempos de trip para I/Ip ≥ 20 são idênticos ao tempos de I/Ip = 20.
Limite de Pickup
Aprox. 1.10 · Ip
Limite de Dropout
Aprox. 1.05 · Ip para Ip/IN ≥ 0.3,
isto corresponde a aprox. 0,95 · do valor de pickup
Tolerâncias
Limites de Pickup e
dropout Ip
para IN = 1 A
para IN = 5 A
Pickup of U<
Time for 2 ≤ I/Ip ≤ 20
5 % do valor (calculado) de referência +1 %
Variáveis de Influência
Tensão direta da fonte de alimentação ≤ 1 %
na Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
1%
511
4 Dados Técnicos
Figura 4-2
512
Características do Tempo de Trip da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso, de acordo com
ANSI/IEEE
7UM62 Manual
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Figura 4-3
Características de Tempo de Trip da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso, de acordo com
ANSI/IEEE
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513
4 Dados Técnicos
4.4
Fator k de acordo com IEC 60255-8 0.10 a 4.00
incrementos 0.01
Constante de tempo τ
30 s a 32000 s
incrementos 1 s
na paralisação
1.0 a 10.0
incrementos 0.1
Alarme térmico ΘAlarm/ΘTrip
atribuido à temperatura de trip
70 % a 100 %
incrementos 1 %
p/ IN = 1 A
0.10 A a 4.00 A
incrementos 0.01 A
p/ IN = 5 A
0.50 A a 20.00 A
incrementos 0.01 A
Sobrecarga de
corrente IAlarm
Sobretemperatura Nominal (p/ IN)
40 °C a 200 °C
incrementos 1 °C
Temperatura de Resfriamento para
Escala
40 °C a 300 °C
incrementos 1 °C
p/ IN = 1 A
0.50 A a 8.00 A
incrementos 0.01 A
p/ IN = 5 A
2.00 A a 40.00 A
incrementos 0.01 A
10 s a 15000 s
incrementos 1 s
Corrente limite ILimit
TEmergency Start
Característica de Trip
veja também a Figura 4-4
Relações de Dropout
Θ/ΘOff
Dropout com ΘAlarm
Θ/ΘAlarm
Aprox. 0.99
I/IAlarm
Aprox. 0.95
Tolerâncias
Referente a k · IN
atribuído ao Tempo de Trip
514
para IN = 1 A
2 % ou 10 mA ; classe 2 % de acordo com
IEC 60255-8
para IN = 5 A
IEC 60255-8
IEC 60255-8 for I/(k ·IN) > 1.25
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Variáveis de influência referentes a k · IN
Figura 4-4
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤1%
Características de Trip para Proteção de Sobrecarga
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515
4 Dados Técnicos
4.5
Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46)
Carga desbalanceada admissível
I2 perm./ IN (estágio de alarme também)
3.0 % a 30.0 %
incrementos 0.1 %
Estágio de trip carga desbalanceada
I2>>/IN
10 % a 200 %
incrementos 1 %
Temporizações TAlarm, TI2>>
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos
0.01 s
Fator de Assimetria FATOR K
1.0 s a 100.0 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.1 s
Fator de tempo de resfriamento TCool
0 s a 50,000 s
incrementos 1 s
Características de Tempo de Trip
Tempos
Tempos de Pickup
(Característica do estágio)
Tempos de Dropout
(Característica do estágio)
Aprox. 50 ms
Aprox. 50 ms
Estágio de alarme I2 perm., Estágio de trip
I2>>
Aprox. 0.95
Estágio de trip térmico
Dropout no alcance de I2 perm.
Valores de Pickup I2 perm., I2>>
3 % do valor de ajuste ou 0.3 % carga
desbalanceada
Temporizações
1 % ou 10 ms
Tempo da característica térmica para
2 ≤ I2/I2 perm. ≤ 20
5 % do valor (calculado) de referência +1 % de
Condições de Dropout
Tolerâncias
516
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4.5 Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46)
Figura 4-5
Tensão direta na fonte de alimentação na
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 %/10 K
≤1%
Harmônicos
≤1%
≤1%
Tempos de Trip da Característica Térmica para a Proteção de Carga Desbalanceada
7UM62 Manual
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517
4 Dados Técnicos
4.6
para IN = 1 A
0.10 A a 20.00 A
incrementos 0.01 A
para IN = 5 A
0.50 A a 100.00 A
incrementos 0.01 A
Temporizações T
0.00 s a 60.00 s
ou ineficaz
incrementos 0.01 s
Tempos de Pickup I>
120 ms ou superior (dep. da freqüência do sinal)
Tempos de Dropout I>
120 ms ou superior (dep. da freqüência do sinal)
Limite de corrente I>
80 % ou 0.05 I/In
Limite de corrente I>
f ≥ 3 Hz, I/IN < 5
≤ 10 %
Temporizações T
1 % ou 10 ms
Corrente de Pickup I>
Tempos
Condições de Dropout
Tolerâncias
518
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
Freqüência na Faixa 2 Hz ≤ f ≤ 10 Hz
≤ 10 %
Harmônicos
- Até 10 % 3º harmônico
≤ 100 % (considerado em cálculo)
≤ 100 % (considerado em cálculo)
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4.7 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M) para Geradores e Motores
4.7
Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M) para Geradores e Motores
Corrente diferencial IDIFF>/IN Gen
0.05 a 2.00
incrementos 0.01
Estágio de alta corrente IDIFF>>/IN Gen
0.5 a 12.0
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.1
0.10 a 0.50
incrementos 0.01
Característica de Pickup
Slope 1
Ponto de base 1 I/IN Gen
0.00 a 2.00
incrementos 0.01
Slope 2
0.25 a 0.95
incrementos 0.01
Ponto de base 2 I/IN Gen
0.00 a 10.00
incrementos 0.01
Reconhecimento de partida I/IN Gen
0.00 a 2.00
incrementos 0.01
Aumento do Valor de Pickup na Partida
1.0 a 2.0
incrementos 0.1
Tempo máximo de Partida
0.0 s a 180.0 s
incrementos 0.1 s
Estabilização Add-on I/IN Gen
2.00 a 15.00
incrementos 0.01
Duração da estabilização of Add-on
(2 a 250) · Duração do ciclo
(Freqüência da rede)
ou ∞ (ineficaz)
Temporização de Trip para IDIFF> e IDIFF>> 0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempos de Pickup
com alimentação de um único lado (sem operação paralela de outras funções de proteção)
Aprox. 0.7
Tolerâncias
Com parâmetros pré-ajustados
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- Característica de Pickup
± 3 % do setpoint (para I < 5 · IN)
- Temporizações adicionais
± 1 % do valor de ajuste ou 10 ms
519
4 Dados Técnicos
Figura 4-6
520
Faixa
0,8 ≤ U/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤ 1 % (veja também a Figura 4-7)
Característica de Pickup para Uso da Proteção Diferencial de Gerador ou Motor
7UM62 Manual
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4.7 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M) para Geradores e Motores
Figura 4-7
Influência da Freqüência na Proteção Diferencial de Gerador ou Motor
onde:
7UM62 Manual
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IDIF
Corrente diferencial = |I1 + I2|
IN Obj
Corrente nominal do objeto protegido
IXf
Corrente em qualquer freqüência dentro da faixa especificada
521
4 Dados Técnicos
4.8
Proteção Diferencial (ANSI 87T) para Transformadores
Corrente diferencial IDIFF>/IN Transf
0.05 a 2.00
incrementos 0.01
Estágio de corrente muito alta IDIFF>>/
IN Transf
0.5 a 12.0
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.1
0.10 a 0.50
incrementos 0.01
Curvas de Tempo de Trip de acordo com ANSI
Slope 1
Ponto de base 1 I/IN Transf
0.00 a 2.00
incrementos 0.01
Slope 2
0.25 a 0.95
incrementos 0.01
Ponto de base 2 I/IN Transf
0.00 a 10.00
incrementos 0.01
Reconhecimento de partida I/IN Transf
0.00 a 2.00
incrementos 0.01
Aumento do Valor de Pickup na partida
1.0 a 2.0
incrementos 0.1
Tempo máximo de partida
0.0 a 180.0 s
incrementos 0.1 s
Estabilização Add-on I/IN Transf
2.00 a 15.00
incrementos 0.01
Estabilização de inrush I2fN/IfN
(2º Harmônico)
10 % a 80 %
incrementos 1 %
Estabilização (nº harm.) InfN/IfN
(n = 3º ou 5º harmônico)
10 % a 80 %
incrementos 1 %
Bloqueio retraido I/IN Transf
0.5 a 12.0
incrementos 0.1
Temporização de Trip para IDIFF> e IDIFF>> 0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
Duração da estabilização Add-on
incrementos 0.01 s
(2 a 250) . Duração de ciclo
(Freqüência da rede)
ou ∞ (ineficaz)
Tempo de bloqueio cruzado para 2º, 3º ou (0 a 1000)
5º harmônicos
Duração de ciclo (Freqüência
da rede)
ou ∞ (contínua)
Temporização de Trip para IDIFF> e IDIFF>> 0.00 s a 60 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempos de Pickup
com alimentação em um único lado (sem operação paralela de outras funções de proteção)
522
Aprox. 0.7
7UM62 Manual
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4.8 Proteção Diferencial (ANSI 87T) para Transformadores
Tolerâncias
Com Parâmetros Pré-ajustados do Transformador
- Característica de Pickup
± 3 % do setpoint (para I < 5 · IN)
- Restrição de Inrush
± 3 % do valor de ajuste (para I2fN/IfN ≥ 15 %)
- Temporizações Adicionais
± 1 % do valor de ajuste ou 10 ms
Figura 4-8
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤ 1 % (veja também a Figura 4-11)
Característica de Pickup da Proteção Diferencial de Transformador
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
523
4 Dados Técnicos
524
Figura 4-9
Influência restritiva do 2º Harmônico na Proteção Diferencial de Transformador
Figura 4-10
Influência restritiva de Harmônicos de ordem superior
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.8 Proteção Diferencial (ANSI 87T) para Transformadores
Figura 4-11
Influência da Freqüência na Proteção Diferencial de Transformador
onde:
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
IDIF
Corrente diferencial = |I1 + I2|
IN
Corrente na freqüência nominal
IXf
Corrente em qualquer freqüência dentro da faixa especificada
525
4 Dados Técnicos
4.9
Corrente diferencial I-REF> I/INObj
0.05 a 2.00
incrementos 0.01
Característica: ponto base I/INObj
0.00 a 2.00
incrementos 0.01
Característica: Slope
0.00 a 0.95
incrementos 0.01
Temporizações T
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos
0.01 s
Bloqueio da corrente de fase I> I/INObj
1.0 a 2.5
incrementos 0.1
Ativação Tensão Zero U0
1.0 V a 100.0 V
ou 0 (ineficaz)
incrementos 0.1V
Tempos de Pickup
Tempos de Dropout
Aprox. 25 ms a 55 ms
Aprox. 60 ms
Tempos
Relações Trip/Dropout
Aprox. 0.90
Aprox. 0.95ms
Tolerância
5 % do valor de ajuste ou 0.02 I/InO
Bloqueio da Corrente de Fase I>
1 % do valor de ajuste ou 0.01 I/InO
Ativação Tensão Zero U0>
Temporizações T
1 % do valor de ajuste ou 10 ms
526
Tensão direta da fonte de alimentação
0,8 ≤ UH/U ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤1%
Harmônicos
≤1%
≤1%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.10 Proteção de Subexcitação (Loss-of-Field) (ANSI 40)
4.10
Proteção de Subexcitação (Loss-of-Field) (ANSI 40)
Seções de Condutância Caract. 1/xd
0.20 a 3.00
incrementos 0.01
Ângulo de Slope α1, α2, α3
50° a 120°
incrementos 1°
Temporizações T
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos
0.01 s
Bloqueio de Subtensão
10.0 V a 125.0 V
incrementos 0.1V
Tensão DC de excitação Uexc <
(via divisor externo de tensão)
0.50 V a 8.00 V
incrementos
0.01V
Tempos
Tempos de Pickup
Aprox. 60 ms
Critério do circuito do Rotor Uexc
Aprox. 60 ms
Bloqueio de subtensão
Aprox. 50 ms
Seções de Condutância Caract. 1/xd, α
Aprox. 0.95
Aprox. 1.05 ou valor de pickup + 0.5 V
Aprox. 1.1
3 % do valor de ajuste
Tolerâncias
Critério do estator α
1° elétrico
1° ou 0.1 V
Temporizações T
1 % ou 10 ms
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤1%
Harmônicos
≤1%
≤1%
527
4 Dados Técnicos
4.11
Potência reversa Preverse>/SN
–0.50 % a –30.00 %
incrementos 0.01 %
Temporizações T
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempos
Tempos de Pickup
– Potência reversa Preverse>
Tempos de Dropout
Aprox. 360 ms em f = 50 Hz
Aprox. 360 ms at f = 50 Hz
Aprox. 300 ms at f = 60 Hz
Aprox. 0.6
0.25 % SN ± 3 % do valor de ajuste para Q < 0.5
SN (SN: Potência aparente nominal,
Q: Potência reativa)
– Temporizações T
1 % ou 10 ms
Tolerâncias
528
Faixa
0,8 ≤ U/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤1%
Harmônicos
≤1%
≤1%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.12
Supervisão da Potência Ativa Direta (ANSI 32F)
Potência reversa Preverse</SN
0.5 % a 120.0 %
incrementos 0.1 %
Potência reversa Preverse>/SN
1.0 % a 120.0 %
incrementos 0.1 %
Temporizações T
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempos de Pickup
– Potência ativa P<, P>
com medição de alta precisão:
com medição de alta velocidade:
Tempos de Dropout
– Potência ativa P<, P>
com medição de alta precisão:
com medição de alta velocidade:
Potência ativa PAct<
Aprox. 1.10 ou 0.5 % de SN
Potência ativa PAct>
Aprox. 0.90 ou -0.5 % de SN
Potência ativa P<, P>
0.25 % SN ± 3 % do valor de ajuste
com medição de alta precisão
0.5 % SN ± 3 % do valor de ajuste
com medição de alta velocidade
(SN: Potência aparente nominal)
Temporizações T
1 % ou 10 ms
Tempos
Tolerâncias
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤1%
Harmônicos
≤1%
≤1%
529
4 Dados Técnicos
4.13
Pickup
Corrente de Pickup IMP para IN = 1 A
I>
para IN = 5 A
0.10 A a 20.00 A
incrementos 0.01 A
0.50 A a 100.00 A
incrementos 0.05 A
Aprox. 0.95
Tolerâncias de medição
conforme VDE 0435
para IN = 1 A
para IN = 5 A
Subtensão com selo U<
10.0 V a 125.0 V
Aprox. 1.05
incrementos 0.1 V
Medição de Impedância
Característica
Poligonal, 3 estágios independentes
Impedância Z1 (secundária, baseada em 0.05 Ω a 130.00 Ω
IN = 1 A)
incrementos 0.01 Ω
Impedância Z1 (secundária, baseada em 0.01 Ω a 26.00 Ω
IN = 5 A)
Imped. Z1B (secundária, baseada em
IN = 1 A)
0.05 Ω a 65.00 Ω
incrementos 0.01 Ω
Imped. Z1B (secundária, baseada em
IN = 5 A)
0.01 Ω a 13.00 Ω
Imped. Z2 (secundária, baseada em
IN = 1 A)
0.05 Ω a 65.00 Ω
Imped. Z2 (secundária, baseada em
IN = 5 A)
0.01 Ω a 13.00 Ω
Tolerâncias de medição conforme
VDE 0435 com grandezas senoidais
|ΔZ/Z| ≤ 5 % para 30° ≤ ϕK ≤ 90° ou 10 mΩ
incrementos 0.01 Ω
Bloqueio de Oscilação de Potência
Polígono de oscilação de potência polígono de trip
(secundário, baseado em IN = 1 A)
0,10 Ω até 30.00 Ω
Polígono de oscilação de potência polígono de trip
(secundário, baseado em IN = 5 A)
0,02 Ω até 6.00 Ω
Taxa de mudança dz/dt
(baseada em IN = 1 A)
1,0 Ω/s a 600.0 Ω/s
Taxa de mudança dz/dt
(baseada em IN = 5 A)
0,2 Ω/s a 120.0 Ω/s
Tempo de Ação do Bloqueio de Oscilação 0.00 s a 60.00 s ou ∞
de Potência
(ineficaz)
530
incrementos 0.01 Ω
incrementos 0.1 Ω/s
incrementos 0.01 s
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Tempos
Temporizações
0.00 s a 60.00 s ou ∞
(ineficaz)
Tempo mais curto de Trip
35 ms
Tempo Típico de Trip
Aprox. 40 ms
Tempo de Dropout
Aprox. 50 ms
Tempo de Espera da Subtensão com selo 0.10 s a 60.00 s
Tolerâncias de Temporização
incrementos 0.01 s
incrementos 0.01 s
Tensão direta da fonte de alimentação na ≤ 1 %
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
Freqüência na Faixa .95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Harmônicos
≤1%
≤1%
531
4 Dados Técnicos
4.14
Proteção de Perda de Sincronismo(Out-of-Step) (ANSI 78)
Pickup
Corrente de seqüência positiva I1>/IN
20.0 % a 400.0 %
incrementos 0.1 %
Corrente de seqüência negativa I2</IN
5.0 % a 100.0 %
incrementos 0.1 %
- I1>
- I2<
Aprox. 0.95ms
Aprox. 1.05
Tolerâncias de medição conforme VDE
0435
Parte 303
Polígono da Oscilação de Potência
Impedância Za
(secundária, baseada em IN = 1 A)
0,20 Ω até 130.00 Ω
Impedância Za
0,04 Ω até 26.00 Ω
Impedância Zb
0,10 Ω até 130.00 Ω
Impedância Zb
0,02 Ω até 26.00 Ω
Impedância Zc
0,10 Ω até 130.00 Ω
Impedância Zc
0,02 Ω até 26.00 Ω
Impedância Zd-Zc
0,00 Ω até 130.00 Ω
Impedância Zd-Zc
0,00 Ω até 26.00 Ω
Ângulo de Inclinação do Polígono
60.0° a 90.0°
Nº de oscilações de potência
permissíveis
- na característica cruzada 1
- na característica cruzada 2
1 a 10
1 a 20
incrementos 0.01
Ω
incrementos 0.01
Ω
incrementos 0.01
Ω
incrementos 0.01
Ω
incrementos 0.1°
Tolerâncias de medição conforme VDE
0435
com grandezas senoidais
|ΔZ/Z| ≤ 5 % para 30° ≤ ϕK ≤ 90° ou 10 mΩ
Pickup Tempo de Selo TH
0.20 s a 60.00 s
Tempos
Tempo de espera da indicação de perda 0.02 s a 0.15 s
de sincronismo
Tolerâncias de temporização
532
incrementos
0.01 s
incrementos
0.01 s
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.14 Proteção de Perda de Sincronismo(Out-of-Step) (ANSI 78)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤1%
Harmônicos
≤1%
≤1%
533
4 Dados Técnicos
4.15
Grandeza Medida
Tensões fase-terra de Seqüência Positiva como
Valores fase-fase
Tensões de Pickup U<, U<<, Up<
10.0 V a 125.0 V
incrementos 0.1 V
Relação de Dropout RV U<
(apenas estágios U<, U<<)
1.01 a 1.20
incrementos 0.01
Temporizações T U<, T U<<
0.00 s a 60.0 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Fator de multiplicação de tempo TMUL
para Característica Inversa
0.10 s to 5.00 s
incrementos 0.01 s
Temporização adicional TUp<
para Característica Inversa
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Os tempos de ajuste são temporizações normais.
Tempos de Operação
Tempos de Pickup
Aprox. 50 ms
Tempos de Dropout
Aprox. 50 ms
do valor de pickup da característica inversa 1.01 ou 0.5 V absoluto
Tolerâncias
534
Tensões de Pickup U<, U<<, Up<
Temporizações T, TUp<
Tensão - Característica de Tempo
1 % baseado em U, ou 30 ms
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.15 Proteção de Subtensão (ANSI 27)
Figura 4-12
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤1%
Harmônicos
≤1%
≤1%
Tempos de trip da proteção de subtensão inversa para valor de ajuste Up <= 75 V, sem temporização
adicional de trip (TUp< = 0)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
535
4 Dados Técnicos
4.16
Grandeza medida
Máximo das tensões fase-fase, calculadas a
partir das tensões fase-terra
Limites de Pickup U>, U>>
30.0 V a 170.0 V
incrementos 0.1V
Relação de Dropout RV U>
(estágios U>, U>>)
0.90 a 0.99
incrementos 0.01
Temporizações T U>, T U>>
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempos
Tempos de Pick-up U>, U>>
Aprox. 50 ms
Tempos de Dropout U>, U>>
Aprox. 50 ms
Tolerâncias
Limites de Tensão de Pickup
Temporização T
Tensão DC da fonte de alimentação na
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
Freqüência na Faixa
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Harmônicos
536
≤1%
≤1%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.17
Nº de Elementos de Freqüência
4; pode ser ajustado para f> ou f<
Pickup de Freqüência f> ou f<
40 Hz a 66.00 Hz
incrementos 0.01
Hz
Temporizações
T f1
T f2 a T f4
0.00 s a 600.00 s
0.00 s a 100.00 s
incrementos 0.01 s
incrementos 0.01 s
(componente de seqüência positiva U1)
10.0 V a 125.0 V e
0 V (sem bloqueio)
incrementos 0.1V
Tempos
Tempos de Pickup f>, f<
Tempos de Dropout f>, f<
Aprox. 100 ms
Aprox. 100 ms
Δf = | Valor de Pickup – Valor de Dropout |
Aprox. 20 mHz
para bloqueio de subtensão
Aprox. 1.05
Freqüências f>, f<
Temporizações T(f<, f<)
10 mHz (at U = UN, f = fN)
Tensão DC da Fonte de Alimentação na
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
0.5 %/10 K
Diferença de Dropout
Tolerâncias
Harmônicos
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
1%
1%
537
4 Dados Técnicos
4.18
Limite de Pickup (Estágio de Alarme)
1.00 a 1.20
incrementos 0.01
Limite de Pickup da característica de estágio 1.00 a 1.40
incrementos 0.01
Temporizações T U/f>, T U/f>>
(Característica de Alarme e Estágio)
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Pares de valores característicos U/f
1,05/1,10/1,15/1,20/1,25/1,30/1,35/1,40
Temporização associada para t (U/f réplica 0 s a 20,000 s
térmica
incrementos 1 s
Tempo de resfriamento TCOOL
incrementos 1 s
0 s a 20,000 s
Tempos
Característica de Alarme e Estágio
Tempos de Pickup para
1.1 · Valor de ajuste
Aprox. 60 ms
Tempos de Dropout
Aprox. 60 ms
Dropout/Pickup
Aprox. 0.98
Réplica térmica
(característica de pré-ajuste e estágio)
veja a Figura 4-13
Pickup em U/f
Temporizações T
(Característica de Alarme e Estágio)
Réplica térmica (Característica de tempo)
5 %, relacionado a U/f ± 600 ms
Tolerâncias
538
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
Harmônicos
Figura 4-13
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
≤1%
≤1%
Característica de Trip resultante das Características de Réplica Térmica e de
Estágio da Proteção de Sobreexcitação (Ajuste Padrão)
539
4 Dados Técnicos
4.19
Estágios, podem ser +df/dt> ou –df/dt
4
Valores de Pickup df/dt
0.1 Hz/s a 10.0 Hz/s
incrementos 0.1
Hz/s
Temporizações T
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Bloqueio de subtensão U1>
10.0 V a 125.0 V ou 0
(desativado)
incrementos 0.1 V
Comprimento da Janela
1 a 25 ciclos
Tempos
Tempos de Pickup df/dt
(dependendo do comprimento da janela)
Tempos de Dropout df/dt
(dependendo do comprimento da janela)
Diferença de Dropout Δf/dt
0.02 Hz/s a 0.99 Hz/s (ajustável)
Aprox. 1.05
Tolerâncias
Aumento de Freqüência
–Janela de Medição < 5
Aprox. 5 % ou 0.15 Hz/s em U > 0,5 UN
– Janela de Medição ≥ 5
Aprox. 3 % ou 0.1 Hz/s em U > 0,5 UN
Temporizações
1 % ou 10 ms
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
Harmônicos
540
≤1%
≤1%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.20
Estágio Δϕ
2° a 30°
incrementos 1°
Temporização T
0.00 a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempo de Reset TReset
0.00 to 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.00 s
Bloqueio de Subtensão U1>
10.0 a 125.0 V
incrementos 0.1 V
Tempos
Tempos de Pickup Δϕ
Aprox. 75 ms
Tempos de Dropout Δϕ
Aprox. 75 ms
–
–
Deslocamento de Ângulo
0.5° em U > 0.5 UN
Temporizações T
1 % ou 10 ms
Tolerâncias
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Harmônicos
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
≤1%
≤1%
541
4 Dados Técnicos
4.21
Proteção de Falta à Terra do Estator - 90% (ANSI 59N, 64G, 67G)
Faixas de Ajustes / Incrementos
Tensão residual U0>
2.0 V a 125.0 V
incrementos 0.1 V
Corrente à terra 3I0>
2 mA a 1000 mA
incrementos 1 mA
Critério de ângulo de corrente à terra
0° a 360°
incrementos 1°
Temporização TSEF
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempos
Tempos de Pickup
U0
3I0
direcional
Aprox. 50 ms
Aprox. 50 ms
Aprox. 70 ms
Tempos de Dropout
U0
3I0
direcional
Aprox. 50 ms
Aprox. 50 ms
Aprox. 70 ms
Relação de Dropout / Diferença de Dropout
Tensão residual U0
Aprox. 0.70
Corrente à terra 3I0
Aprox. 0.70 ou 0.1 mA
Critério de ângulo (diferença de dropout )
10° na direção da rede
Tensão residual
Corrente à terra
1 % do valor de ajuste ou 0.5 mA
Temporizações T
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Tolerâncias
Harmônicos
542
≤1%
≤1%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.22
Corrente de Pickup IEE>
2 mA a 1000 mA
incrementos 1 mA
Temporização TIEE>
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Corrente de Pickup IEE>>
2 mA a 1000 mA
incrementos 1 mA
Temporização TIEE>>
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Supervisão de circuito de medição quando
usada como proteção de falta à terra IEE<
1.5 mA a 50.0 mA
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.1mA
Tempos de Pickup
Aprox. 50 ms
Tempos de Dropout
Aprox. 50 ms
Supervisão de Circuito de Medição
(Temporização)
Aprox. 2 s
Tempos
Corrente de Pickup IEE>, IEE>>
Aprox. 0.95 ou 1 mA
Supervisão de circuito de medição IEE<
Aprox. 1.10 ou 1 mA
Corrente de Pickup
Temporização
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Tolerâncias
Harmônicos
≤1%
≤1%
Nota: Para finalidade de alta sensitividade, a faixa linear da entrada de medição para a
aquisição da falta à terra sensitiva é de 2 mA a 1600 mA.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
543
4 Dados Técnicos
4.23
Proteção de Falta à Terra do Estator -100%- com 3º Harmônicos
Valor de Pickup para 3º Harmônico no
estágio de subtensão U0 (3rd harmon.)<
0.2 V a 40.0 V
incrementos 0.1 V
Valor de Pickup para 3º Harmônico no
estágio de sobretensão U0 (3rd harmon.)>
0.2 V a 40.0 V
incrementos 0.1 V
Temporização TSEF
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
P/Pmin >
10 % a 100 %
ou 0 (ineficaz)
incrementos 1 %
U/U1 min>
50.0 V a 125.0 V
ou 0 (ineficaz)
incrementos 0.1 V
Fator de Correção U03h(V/100%) para o
estágio U0(3º harmônico.)>
–40.0 a +40.0
incrementos 0.1
Tempos de Pickup
Aprox. 80 ms
Tempos de Dropout
Aprox. 80 ms
Estágio de subtensão U0 (3º harmônico.)<
Estágio de subtensão U0 (3º harmônico.)>
Aprox. 0.90 ou -0.1 V
(3rd HARM)
Condições de Habilitação
Tempos
Condições de Habilitação
P/Pmin >
Aprox. 0.90
U/U1 min>
Aprox. 0.95
Tensão Residual
Tolerâncias
Temporização TSEF
(3rd HARM)
544
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.24 Proteção de Falta à Terra do Estator -100%- com Injeção de Tensão 20 Hz (ANSI 64G - 100%)
4.24
Proteção de Falta à Terra do Estator -100%- com Injeção de Tensão
20 Hz (ANSI 64G - 100%)
Estágio de Alarme RSEF<
20 Ω a 700 Ω
incrementos 1 Ω
Estágio de Trip RSEF<<
20 Ω a 700 Ω
incrementos 1 Ω
Estágio de corrente à terra ISEF>
0.02 A a 1.50 A
incrementos
0.01 A
Temporização
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos
0.01 s
Monitoramento de Falha de Gerador 20 HZ
U20
0.3 V a 15 V
incrementos 0.1V
I20
5 mA a 40 mA
incrementos 1 mA
Ângulo de Correção
-60° a +60°
incrementos 1°
Tempos
Tempo de Pickup RSEF<, RSEF<<
≤ 1.3 s
Tempo de Pickup ISEF>
≤ 250 ms
Tempos de Dropout RSEF<, RSEF<<
≤ 0.8 s
Tempos de Dropout ISEF>
≤ 120 ms
Aprox. 1.2 a 1.7
Tolerâncias
Resistência
Aprox. 5 % ou 2 Ω
Corrente
3 % ou 3 mA
Temporização
1 % ou 10 ms
Tensão DC da Fonte de Alimentação na Faixa ≤ 1 %
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 %/10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Harmônicos
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
≤1%
≤1%
545
4 Dados Técnicos
4.25
Proteção B de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN)
Corrente de Pickup IEE-B>
0.3 mA a 1000.0 mA
incrementos
0.1 mA
Temporização TIEE-B>
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Corrente de Pickup IEE-B<
0.3 mA a 500.0 mA
ou 0 (ineficaz)
incrementos
0.1 mA
Temporização TIEE-B>
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempo de Pickup com selo IeeB>
0.00 s a 60.00 s
incrementos 0.01 s
Tempo de Pickup com selo IeeB<
0.00 s a 60.00 s
incrementos 0.01 s
Método de Medição quando Usado como
- Fundamental
- 3º Harmonicos
- 1º e 3º harmonic
Tempos de pickup
Aprox. 50 ms
Tempos de dropout
Aprox. 50 ms
Tempos
Relação de Drop-off a Pickup
Corrente de Pickup IEE-B>
IEE-B<
Corrente de pickup
Temporização
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 %/10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Tolerâncias
Harmônicos
546
≤1%
≤1%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.26 Proteção de Curto Entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT))
4.26
Proteção de Curto Entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT))
Limites de pickup da tensão de deslocamen- 0.3 V a 130.0 V
to Uw>
incrementos 0.1 V
TInterturn>
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempos de pickup
Aprox. 60 ms
Tempos de dropout
Aprox. 60 ms
Tempos
Relação de Drop-off a Pickup
Estágio de Pickup UInterturn>
Aprox. 0.5 a 0.95 s (ajustável) ou 0.1 V
Tensão residual
Temporização
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 %/10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Tolerâncias
Harmônicos
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
≤1%
≤1%
547
4 Dados Técnicos
4.27
Estágio de Alarme RE ALARM
3.0 kΩ a 30.0 kΩ
incrementos 0.1
kΩ
Estágio de Trip RE TRIP
1.0 kΩ a 5.0 kΩ
incrementos 0.1
kΩ
TRE ALARM
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos
0.01 s
TRE TRIP
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos
0.01 s
Reatância em Xacoplamento
no circuito de acoplamento (capacitivo)
–100 Ω até 800 Ω
incrementos 1 Ω
Resistência em Rescovas no circuito de
acoplamento
0 Ω até 999 Ω
incrementos 1 Ω
Valor de pickup de I RE< indicação de
perturbação
1.0 mA a 50.0 mA
or 0.0 (estágio está inativo)
incrementos
0.1 mA
Ângulo de correção W0 I RE
para corrente de falta à Terra do Rotor
-15.0° a +15.0°
incrementos 0.1°
Temporizações
Capacidade Admissível à Terra do Rotor CE
Para as Tolerâncias estabelecidas e para detecção de uma interrupção do circuito de medição
0.15 μF ≤ CE ≤ 3.0 μF
Faixa de Operação Admissível de Tensão
Injetada
(Alarme URE< em U ≤ 20 V)
AC 20 V a AC 100 V
Tempos
Tempos de Pickup
- Estágio de Alarme,Estágio de Trip
≤ 80 ms
Tempos de Dropout
- Estágio de Alarme,Estágio de Trip
≤ 80 ms
RE ALARM, RE TRIP
Aprox. 1.25
Alarme IRE<
Aprox. 1.20 ou 0.5 mA diferença de dropout
Alarme URE<
Aprox. 5 V diferença de dropout
Estágio de Alarme, Estágio de Trip
5 % para RE ≤ 5 kΩ e 0.15 ≤ CE/μF≤ 3
10 % para RE ≤ 10 kΩ e 0.15 ≤ CE/μF≤ 3
10 % para 10 ≤ RE/kΩ ≤ 3 e CE ≤ 1 μF
Temporizações T
1 % ou 10 ms
Tolerâncias
548
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
Tempertura na Faixa
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
≤1%
549
4 Dados Técnicos
4.28
Proteção de Falta à Terra Sensitiva do Rotor com Injeção de
Tensão de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz (ANSI 64R - 1 to 3 Hz)
Estágio de Alarme RE ALARM
5 kΩ a 80 kΩ
incrementos 1 kΩ
Estágio de Trip RE TRIP
1 kΩ a 10 kΩ
incrementos 1 kΩ
Temporização
0.00 s a 60.00 s
or ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Limite de pickup QC< da indicação de
alarme
0.00 mAs a 1.00 mAs
incrementos 0.01 mAs
Tempos
Tempo de Pickup
Aprox. 1 a 1.5 s (depende do 7XT71)
Tempo de Dropout
Aprox. 1 s a 1.5 s
Resistência RE
Aprox. 1.25
Carga QC<
1.2 ou 0.01 mAs
Resistência
Aprox. 5 % ou 0.5 kΩ em 0.15 μF ≤ CE< 1 μF
Aprox. 10 % ou 0.5 kΩ em0.15 μF ≤ CE< 3 μF
Temporização
1 % ou 10 ms
Capacitância à Terra Admissível do Rotor
0.15 μF a 3 μF
Tolerâncias
550
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
0,95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.29
Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48)
Corrente de partida do motor para IN = 1 A 0.10 A a 16.00 A
ISTARTUP
para IN = 5 A 0.50 A a 80.00 A
Limite de Pickup para Detecção de Partida
ISTARTUP DETECT.
incrementos 0.01 A
incrementos 0.01 A
para IN = 1 A 0.60 A a 10.0 A
incrementos 0.01 A
para IN = 5 A 3.00 A a 50.00 A
incrementos 0.01 A
Tempo máximo de partida
TMax. STARTUP
1.0 s a 180.0 s
incrementos 0.1 s
Tempo admissível de rotor travado
TLOCKED-ROTOR
0.5 s a 120.0 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.1 s
Irms/ISTARTUP DETECT.
Aprox. 0.95 ou 0.01 IN
Tolerâncias
Limite de Pickup
Temporização
5 % ou 30 ms
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Harmônicos
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
≤1%
≤1%
551
4 Dados Técnicos
4.30
Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor)
Corrente de partida do motor relativa à Corrente Nominal do Motor
ISTART/IMotor Nom
1.5 a 10.0
incrementos 0.1
Tempo máximo de partida admissível
TStart Max
3.0 s a 120.0 s
incrementos 0.1 s
Tempo de Nivelamento
TLEVEL
0.0 min a 60.0 min
incrementos 0.1 min
Nº Máximo Admissível de Partidas a Quente 1 a 4
nWARM
incrementos 1
Diferença entre Partidas a Frio e a Quente
nCold – nWarm
1a2
incrementos 1
Fator de Extensão na Paralisação
kτ STANDSTILL
1.0 a 100.0
incrementos 0.1
Extensão da Constante de Tempo no Funcio- 1.0 a 100.0
namento do Motor
kτ OPERATION
incrementos 0.1
Tempo Mínimo de Inibição de Reinício
incrementos 0.1 min
0.2 min a 120.0 min
Limite de Reinício
Tempos de Reinício
Significado:
552
ΘRe.Inh.
Limite de temperatura abaixo do qual é possível um reinício
ΘR max perm
Sobretemperatura máxima admissível do rotor (= 100 % do valor
operacional ΘR/ΘR Trip)
ncold
Número admissível de partidas a frio
TRem.
Tempo após o qual o motor pode ser religado
TLeveling
Tempo de nivelamento durante o qual a réplica térmica está “congelada”
TRe.Inh.
O tempo até que a réplica térmica esteja novamente abaixo do limite de
reinício depende de:
ΘPre
Histórico da temperatura do rotor
τR
Constante de tempo do rotor calculada internamente
kτ
Fator de extensão para a constante de tempo kτ OPERATION ou kτ STANDSTILL
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.31
Limites de Pickup B/F I>
for IN = 1 A
0.04 A a 2.00 A
incrementos 0.01 A
for IN = 5 A
0.20 A a 10.00 A
incrementos 0.01 A
0.06 s a 60.00 s ou ∞
incrementos 0.01 s
Temporização BF-T
Tempos
Tempos de Pickup
Na Partida Interna
Aprox. 50 ms
Usando Controles (CFC)
Aprox. 50 ms
Para Partida Externa
Aprox. 50 ms
Tempo de Dropout
Aprox. 50 ms
Tolerâncias
Limite de Pickup B/F I>
Temporização BF-T
1 % ou 10 ms
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 %/10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Harmônicos
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
≤1%
≤1%
553
4 Dados Técnicos
4.32
Corrente de Pickup I >>>
para IN = 1 A 0.1 A a 20.0 A
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.1 A
para IN = 5 A 0.5 A a 20.0 A
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.1 A
Ativação de Trip U1<
10.0 V a 125.0 V
ou 0 V (ineficaz)
incrementos 0.1 V
Temporização T U1<PICKUP
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempo de Dropout T U1<DROPOUT
0.00 s a 60.00 s
ou ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempo de resposta
Aprox. 25 ms
Tempo de Dropout
Aprox. 35 ms
Tempos
I>>>
for IN = 1 A
for IN = 5 A
Aprox. 0.80 or 50 mA
Aprox. 0.80 or 250 mA
Aprox. 1.05
Tolerâncias
Corrente de Pickup I >>>
for IN = 1 A
for IN = 5 A
Temporização T
1 % ou 10 ms
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 %/10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
Harmônicos
554
≤1%
≤1%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.33 Proteção de Tensão/Corrente DC(ANSI 59NDC/51NDC)
4.33
Proteção de Tensão/Corrente DC(ANSI 59NDC/51NDC)
Aumento de Tensão U≥
0.1 V to 8.5 V
incrementos 0.1V
Diminuição de Tensão U≤
0.1 V to 8.5 V
incrementos 0.1V
Aumento de Corrente I≥
0.2 mA to 17.0 mA
incrementos 0.1 mA
Diminuição de Corrente I≤
0.2 mA to 17.0 mA
incrementos 0.1 mA
Para Medição de Tensões Senoidais
0.1 Vrms to 7.0 Vrms
incrementos 0.1 Vrms
Para Medição de Correntes Senoidais
0.2 mA to 14.0 mA
incrementos 0.1 mA
Temporização TDC
0.00 s to 60.00 s
or ∞ (ineficaz)
incrementos 0.01 s
Tempos
Tempos de Pickup
Aumento U>, I>
em Estado Operacional 1
≤ 60 ms
≤ 200 ms
Diminuição U<, I<
≤ 60 ms
≤ 200 ms
Tempos de Dropout
Os mesmos de pickup
at f = fN
at f = fN
Aumento de Tensão U≥
Aprox. 0.95 ou -0.05 V
Diminuição de Tensão U≤
Aprox. 1.05 ou +0.05 V
Aumento de Corrente I≥
Aprox. 0.95 ou -0.15 mA
Diminuição de Corrente I≤
Aprox. 1.05 ou +0.15 mA
Tolerâncias
Limites de Tensão
Limites de Corrente
Temporização T
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Faixa
0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15
≤1%
–5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C
≤ 0.5 % / 10 K
0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05
≤1%
555
4 Dados Técnicos
4.34
Detectores de Temperatura
Thermoboxes conectáveis
1 or 2
Nº de detectores de temperatura por thermo- Max. 6
box
Pt 100 Ω ou Ni 100 Ω ou Ni 120 Ω
Identificação de Montagem
„Óleo “ ou “„Ambiente“(“Oil or Ambient”) ou
„Enrolamento“ ou „Mancal“(“Winding or
Bearing”) ou „Outro“(Other”), respectivamente
Limites para Indicações
para cada ponto de medição:
556
Estágio 1
–50 °C a 250 °C
–58 °F a 482 °F
ou ∞ (sem indicação)
incrementos 1 °C
incrementos 1 °F
Estágio 2
–50 °C a 250 °C
–58 °F a 482 °F
ou ∞ (sem indicação)
incrementos 1 °C
incrementos 1 °F
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.35
Limite MV1> a MV10<
–200 % a +200 %
Valores Medidos Designáveis
P, Potência Ativa
Q, Potência Reativa
Mudança da potência
ativa ΔP
Tensão UL1
Tensão UL2
Tensão UL3
Tensão UE
Tensão U0
Tensão U1
Voltage U2
Tensão UE3h
Corrente 3I0
Corrente I1
Corrente I2
Corrente IEE1
Corrente IEE2
Ângulo de Potência ϕ
Fator de Potência cosϕ
Valor em TD1
Tempos de Pick-up
Aprox. 20-40 ms
Tempos de Dropout
Aprox. 20-40 ms
incrementos 1 %
Tempos
Relação Dropout para Pickup
Limite MVx>
0,95
Limite MVx<
1,05
Tolerâncias
Veja também valores operacionais medidos na Seção “Funções Adicionais”.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
557
4 Dados Técnicos
4.36
Funções Definidas pelo Usuário (CFC)
Módulos de Funções e Designações Possíveis para Níveis de Tarefas (Task Level)
Módulo de Função
Explicação
Nível de Tarefa (Task Level)
MW_
PLC1_
BEARB
ABSVALUE
PLC_
BEARB
SFS_
BEARB
BEARB
Cálculo de Magnitude
X
—
—
—
ADD
Adição
X
X
X
X
ALARM
Relógio de Alarme
X
X
X
X
AND
Porta - AND
X
X
X
X
FLASH
Bloqueio intermitente
(blink block)
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 para SI
interna, Conversão
—
X
X
X
BUILD_DI
Criar Anunciação para —
Ponto Duplo
X
X
X
CMD_CANCEL
Comando Cancelado
X
X
X
X
CMD_CHAIN
Seqüência 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
X
ponto duplo com status
X
X
X
D_FF
D- Flipflop
—
X
X
X
D_FF_MEMO
Status de Memória
para Reinicio
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
X
indicação de ponto
duplo com status para
quatro indicações
simples com status
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
558
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.36 Funções Definidas pelo Usuário (CFC)
Módulo de Função
Explicação
Nível de Tarefa (Task Level)
MW_
PLC1_
BEARB
PLC_
BEARB
SFS_
BEARB
BEARB
LIVE_ZERO
Curva não linear Live- X
zero
—
—
—
LONG_TIMER
Temporizador
(max.1193h)
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
Ajuste de status de um X
valor
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
crescimento
X
X
X
X
RS_FF
Flipflop - RS
—
X
X
X
RS_FF_MEMO
Fliflop-RS com
memória de estado
—
X
X
X
SQUARE_ROOT
Extrator de raíz
X
X
X
X
SR_FF
Flipflop - RS
—
X
X
X
SR_FF_MEMO
Fliflop - RS com
memória de estado
—
X
X
X
ST_AND
Porta AND com status X
X
X
X
ST_NOT
Inverso com status
X
X
X
ST_OR
Porta OR com status
X
X
X
X
SUB
Subtração
X
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
—
—
—
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
559
4 Dados Técnicos
Limites Gerais
Descrição
Limite
Comentários
Número máximo de todos os gráficos 32
CFC considerando todos os níveis de
tarefas
Quando os limites são excedidos, o dispositivo rejeita o
parâmetro ajustado mostrando uma mensagem de erro, reestabelece o último parâmetro de ajuste válido e usa-o para
reinicialização.
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. Conseqüentemente , o dispositivo
é colocado no modo de monitoramento. O LED vermelho
ERROR acende.
Número máximo de todas as entradas 400
CFC considerando todos os gráficos
Quando o limite é excedido, uma mensagem de erro é
emitida pelo dispositivo. Conseqüentemente, o dispositivo
inicia monitoramento. O LED vermelho ERROR acende.
Número máximo de flipflops
resistentes a reset
D_FF_MEMO
Quando o limite é excedido,uma mensagem de erro é
inicia monitoramento.. O LED vermelho ERROR acende.
350
Limites específicos do dispositivo
Descrição
Limite
Número máximo de mudanças
165
síncronas das entradas de gráfico por
nível de tarefa
Comentários
Quando o limite é excedid, uma mensagem de erro é
inicia monitoramento. O LED vermelho ERROR acende.
Número máximo de saídas de gráfico 150
por nível de tarefa
Limites Adicionais
Limites adicionais1) para os seguintes blocos CFC:
Nível de Tarefa
Número Máximo de Módulos nos Níveis de Tarefas
2) 3)
TIMER
MW_BEARB
PLC1_BEARB
TIMER_SHORT2) 3)
—
15
30
—
—
PLC_BEARB
SFS_BEARB
1)
2)
3)
560
Quando o limite é excedido, uma mensagem de erro é emitida pelo dispositivo.
Conseqüentemente, o dispositivo inicia monitoramento. O LED vermelho ERROR acende.
A seguinte condição se aplica para o máximo número de temporizadores: (2 · número de
TIMER + número de TIMER_SHORT) < 30. TIMER e TIMER_SHORT por isso dividem os
recursos de temporizador disponíveis dentro do quadro dessa equação. O limite não se
aplica para LONG_TIMER.
Os valores de tempo para os blocos TIMER e TIMER_SHORT não devem ser selecionados
mais curtos do que a resolução de tempo do dispositivo, uma vez que os bloqueios não iniciarão então, com o pulso de partida.
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.36 Funções Definidas pelo Usuário (CFC)
Número Máximo de TICKS nos Níveis de Tarefas
Limite em TICKS1)
Nível de Tarefa
MW_BEARB (Processamento de Valor Medido )
10000
PLC1_BEARB (Processamento PLC Lento )
2000
PLC_BEARB (Processamento PLC Rápido)
400
SFS_BEARB (Intertravamento )
10000
1)
Quando a soma de TICKS de todos os blocos excedem os limites antes mencionados, uma
mensagem de erro é emitida pelo CFC.
Tempos de Processamento em TICKS Requeridos pelos Elementos Individuais
Elemento Individual
Número de TICKS
Bloco, necessidade básica
5
Cada entrada mais do que 3 entradas para módulos genéricos
1
Conexão a um sinal de entrada
6
Conexão a um sinal de saída
7
Adicional para cada gráfico
Aritmético
Lógica básica
Status da informação
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
1
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
561
4 Dados Técnicos
Elemento Individual
Memória
Comandos de controle
Conversor de tipo
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
Tempo e pulso de relógio
TIMER
5
Comparação
TIMER_LONG
5
TIMER_SHORT
8
ALARM
21
FLASH
11
Configurável na Matriz
Em adição às pré-designações, indicações e valores medidos podem ser livremente configurados pré-configurações de buffers podem ser removidas.
562
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.37
Valores Operacionais Medidos
Valores Operacionais
Medidos para Correntes
IL1, S1, IL2, S1, IL3, S1, IL1, S2, IL2, S2, IL3, S2
em A (kA) primário e em A secundário ou em % IN
Faixa
10 % a 200 % IN
Tolerância
0.2 % do valor medido, ou ±10
mA ±1 dígito
3I0
em A (kA) primário e em A secundário
IEE1, IEE2
Faixa
0 mA a 1600 mA
Tolerância
0.2 % do valor medido, ou ±10
mA ±1 dígito
Componente de seqüência positiva I1
Componente de seqüência negativa I2
Correntes de Proteção
Diferencial
Medidos para Tensões
(Fase-Terra)
Medidos para Tensões
(Fase-Fase)
IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3, IRestL1, IRestL2, IRestL3
em I/INO
Faixa
10 % a 200 % IN
Tolerância
3 % do valor medido, ou ±10 mA
±1 dígito
UL1-E, UL2-E, UL3-E
em kV primário, em V secundário ou em % UN
Faixa
10 % a 120 % UN
Tolerância
0.2 % do valor medido, ou ±0.2
mA ±1 dígito
UL1-L2, UL2-L3, UL3-L1
Faixa
10 % a 120 % UN
Tolerância
0.2 % do valor medido, ou ±0.2
mA ±1 dígito
UE or 3U0
Componente de seqüência positiva U1 e Componente de
seqüência negativa U2
Medidos para Impedâncias
R, X
em Ω primário e secundário
Tolerância
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
1%
563
4 Dados Técnicos
Medidos para Potências
S, potência aparente
em kVAr (MVAr ou GVAr) primário e em % SN
Faixa
0 % a 120 % SN
Tolerância
1 % ±0,25 % SN,
com SN = √3 · UN · IN
P, potência ativa (com sinal)
em kVAr (MVAr ou GVAr) primário e em % SN
Faixa
0 % a 120 % SN
Tolerância
1 % ±0.25 % SN
Q, potência reativa (com sinal)
in kVAr (MVAr ou GVAr) primário e em % SN
Valores Operacionais Medidos para Fator de Potência
Valores do Contador para
Energia
Medidos para freqüência
Sobreexcitação
Faixa
0 % a 120 % SN
Tolerância
1 % ±0.25 % SN
cos ϕ
Faixa
–1 a +1
Tolerância
1 % ± 1 Dígito
Ângulo de Potência
ϕ
Faixa
-90° a +90°
Tolerância
0.1°
Wp, Wq (energia ativa e reativa)
em kWh (MWh ou GWh) e em kVARh (MVARh ou GVARh)
Faixa
8 1/2 dígitos (28 bit)
para protocolo VDEW
9 1/2 dígitos (31 bit) no
dispositivo
Tolerância
1 % ± 1 Dígito
f
em Hz
Faixa
40 Hz < f < 66 Hz
Tolerância
10 mHz em U > 0.5 · UN
U/UN/f/fN
Faixa
0 a 2.4
Tolerância
2%
Medições Térmicas
564
- do Estator (Proteção de Sobrecarga)
ΘS/ΘTrip L1, ΘS/ΘTrip L2, ΘS/ΘTrip L3
- do Rotor (Inibição de Reinício)
ΘR/ΘTrip
- da Proteção de Carga Desbalanceada
Θi2/ΘTrip
- da Proteção de Sobreexcitação
ΘU/F/ΘTrip
- da Temperatura de resfriamento
Depende do sensor de
temperatura conectado
Faixa
0 % a 400 %
Tolerância
5%
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Valores Operacionais Medidos para Proteção de Falta à Terra do Rotor (1-3 Hz)
Amplitude da Injeção de
Tensão do Rotor
Corrente de Circuito do
Rotor
Carga na Reversão de
Polaridade
Faixa
0.5 Hz a 4.0 Hz
Tolerância
0.1 Hz
Ugen
em V
Faixa
0.0 V a 60.0 V
Tolerância
0.5 V
IN, Gen
em mA
Faixa
0.00 mA a 20.00 mA
Tolerância
0.05 mA
QC
em mAs
Faixa
0.00 mAs a 1.00 mAs
Tolerância
0.01 mAs
Resistência à Terra do Rotor REarth
em kΩ
Faixa
0.0 kΩ a 999.9 kΩ
Tolerância
< 5 % ou 0.5 kΩ
para Rearth < 100 kΩ
e para Ce< 1μF
< 10 % ou 0.5 kΩ
para Rearth < 100 kΩ
e para Ce< 4μF
Valores Operacionais Medidos da Proteção (20 Hz) de Falta à Terra do Estator de 100%
Tensão polarizadora
(bias)do circuito do estator
USEF
em V
Faixa
0.0 V to 200.0 V
Tolerância
0.2 % do valor medido,
ou ± 0.2 V ± 1 dígito
Corrente à Terra do Circuito ISEF
em A
do Estator
Faixa
Tolerância
Ângulo de Fase de 20 Hz
Resistência à Terra do
Estator (seg.)
Resistência à Terra do
Estator (prim.)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
0.0 mA to 1600.0 mA
0.2 % do valor medido,
ou ± 0.1 mA ± 1 dígito
ϕSEF
em °
Faixa
– 180.0° a +180.0°
Tolerância
1.0 %
RSEF
em Ω
Faixa
0 Ω até 9999 Ω
Tolerância
5 % ou 2 Ω
RSEFP
em Ω
Faixa
0 kΩ até 9999.99 kΩ
Tolerância
5 % ou (5 kΩ · fator de
conversão)
565
4 Dados Técnicos
Relatório Max / Min
Relatório de Valores Medidos
com data e hora
Reset manual
usando entrada binária
usando teclado
usando comunicação
Valores Max/Min para Componentes de Se- I1
qüência Positiva de Corrente
Valores Max/Min para Componentes de Se- U1
qüência Positiva de Tensão
Valores Max/Min para 3º Harmônicos na
Tensão Residual
UE3H
Valores Max/Min para Potência
P, Q
Valores Max/Min para Freqüência f
f
Saídas Analógicas (opcional)
Número
max. 4 (dependendo da variante)
Valores Medidos possíveis
I1, I2, IEE1, IEE2, U1, U0, U03h, |P|, |Q|, S, |cos
ϕ|, f, U/f, ϕ, ΘS/ΘS Trip,
ΘR/ΘR Trip, RE LES, RE LES 1-3 Hz, RE SEF in %
Faixa
0.0 mA a 22.5 mA
Limite Mínimo (limite de validez:)
0.0 mA a 5.0 mA (incremento de 0.1 mA)
Limite Máximo
22.0 mA (fixos)
Valor de Referência Configurável 20 mA
10.0 % a 1.000.0 % (0.1 % de incremento)
Monitoramento Local de Valores Medidos
Assimetria de Corrente
Imax/Imin > fator de equilíbrio, para I > Ibalance limit
Assimetria de Tensão
Umax/Umin > fator de equilíbrio, para U > Ulim
Soma da Corrente
| iL1 + iL2 + iL3 | > limite
Soma da Tensão
| UL1 + UL2 + UL3 + kU · UE | > limite,
com kU = Uph/Uen TC
Seqüência de Fase de Corrente
Seqüência de fase horária/anti-horária
Seqüência de Fase de Tensão
Seqüência de fase horária/anti-horária
Supervisão de Valor Limite
IL< valor limite IL<,
configurável usando CFC
Registro de Falta
Memória de Indicações para os últimos 8 casos de falta (max. 600 indicações)
Alocação de Tempo
566
Resolução para Registro de Evento
(Indicações Operacionais)
1 ms
Resolução para Registro de Falta
(Indicações de Falta)
1 ms
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Desvio Máximo de Tempo (Relógio Interno) 0.01 %
Bateria
Bateria de lítio 3 V/1 Ah, tipo CR 1/2 AA
"Flt. Battery" em
baixa carga da bateria
Gravação de Falta
Máximo de 8 gravações de falta salvas pela bateria de buffer e também através de falha de
tensão auxiliar
Valores Instantâneos:
Tempo de Gravação
total 5 s
Gravação de pré e pós evento e tempo de
memória ajustável
Taxa de amostragem para 50 Hz
Taxa de amostragem para 60 Hz
1 amostra/1.25 ms
1 amostra/1.04 ms
Canais
uL1, uL2, uL3, uE, iL1, S1, iL2,S1, iL3,S1, iEE1,
iL1, S2, iL2,S2, iL3,S2, iEE, IDiff-L1, IDiff-L2, IDiff-L3, IStab-L1,
IStab-L2, IStab-L3, u= ou i= dos três transdutores de
medição TD
Valores rms:
Tempo de Gravação
total 80 s
Gravação de pré e pós evento e tempo de
memória ajustável
Taxa para 50 Hz
Taxa para 60 Hz
1 amostra/20 ms
1 amostra/16.67 ms
Canais
U1, UE, I1, I2, IEE1, IEE2, P, Q, ϕ, R, X, f-fN
Medidor de Energia
Medidor de Quatro Quadrantes
WP+, WP–, WQ+, WQ–
Tolerância
1%
Contadores Estatísticos
Número Armazenado de Trips
até 9 dígitos
Corrente Interrompida Acumulada
até 4 dígitos (kA) por polo
Contador de Horas Operacionais
Faixa de Display
até 6 dígitos
Critério
Atingimento de limite de corrente ajustável
(CB I>)
Número de circuitos monitoráveis
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1
com uma ou duas entradas binárias
567
4 Dados Técnicos
Ajudas de Comissionamento
Verificação de Campo de Rotação de Fase
Valores Operacionais medidos
Teste do dispositivo de chaveamento
Criação de um Relatório de Teste de Medição
Relógio
Sincronização de Tempo
Sinal DCF 77 / IRIG B
(formato de telegrama IRIG-B000)
Entrada Binária
Comunicação
Mudança de Grupo dos Parâmetros de Função
568
Nº de Grupos de Ajuste Disponíveis
2 (grupo de parâmetro A e B)
A mudança pode ser executada
usando o teclado
Usando a interface operacional DIGSI
com protocolo via interface do sistema
Entrada Binária
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4.38 Faixas Operacionais das Funções de Proteção
4.38
Faixas Operacionais das Funções de Proteção
Tabela 4-1
Elementos de Proteção
Faixas operacionais das funções de proteção
Estado
Operacional 0
Estado Operacional 1
Estado
Operacional 0
f ≤ 10 Hz
11 Hz < f/Hz ≤ 40 40 Hz ≤ f/Hz ≤ 69
f ≥ 70 Hz
Definido (I>/I>>)
ativo
ativo
ativo
ativo
Inverso (ANSI 51V)
inativo
ativo
ativo
inativo
(ANSI 49)
inativo 1)
ativo
ativo
inativo 1)
Carga Desbalanceada (Seqüência
Negativa) (ANSI 46)
inativo 1)
ativo
ativo
inativo 1)
ativo
inativo
inativo
ativo
(ANSI 51)
Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M/87T)
ativo
ativo
ativo
ativo
Proteção Diferencial de Corrente à Terra
(ANSI 87GN,TN)
inativo
ativo
ativo
inativo
(Perda-de-Campo) (ANSI 40)
inativo
ativo
ativo
inativo
(ANSI 32R)
inativo
ativo
ativo
inativo
Supervisão de Potência Ativa Direta
(ANSI 32F)
inativo
ativo
ativo
inativo
inativo
ativo
ativo
inativo
Proteção de perda de sincronismo
(ANSI 78)
inativo
ativo
ativo
inativo
inativo 2)
ativo
ativo
inativo 2)
ativo
ativo
ativo
ativo
Proteção de Aumento de Freqüência
inativo
ativo
ativo
inativo 3)
Proteção de Subfreqüência
inativo
ativo
ativo
inativo
Proteção de Sobreexcitação (Volt/Hertz)
(ANSI 24)
inativo 1)
ativo
ativo
inativo 1)
Proteção de Subtensão de Tempo Inverso
(ANSI 27)
inativo 2)
ativo
ativo
inativo 2)
Freqüência df/dt (ANSI 81R)
inativo
ativo 4)
ativo
inativo
inativo
ativo 5)
ativo 5)
inativo
Proteção de Falta à Terra do Estator de
90% (ANSI 59N, 64G, 67G)
ativo
ativo
ativo
ativo
Proteção de Falta à Terra Sensitiva
(ANSI 51GN, 64R)
inativo
ativo
ativo
inativo
100% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN
3rd Harm.)
inativo
ativo
ativo
inativo
100% com Injeção de Tensão de 20 Hz
(ANSI 64G - 100%)
ativo
ativo
ativo
ativo
Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn
(ANSI 64R)
ativo
ativo
ativo
ativo
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569
4 Dados Técnicos
Estado
Operacional 0
Estado Operacional 1
Estado
Operacional 0
Elementos de Proteção
f ≤ 10 Hz
11 Hz < f/Hz ≤ 40 40 Hz ≤ f/Hz ≤ 69
f ≥ 70 Hz
Sensitiva com injeção de Tensão de Onda
Quadrada de 1 a 3 Hz
(ANSI 64R - 1 to 3 Hz)
ativo
ativo
ativo
ativo
Supervisão do Tempo de Partida do Motor
(ANSI 48)
inativo
ativo
ativo
inativo
(ANSI 66, 49Rotor)
ativo
ativo
ativo
ativo
ativo 7)
ativo
ativo
ativo 7)
ativo
ativo
ativo
ativo
Proteção de Corrente/Tensão DC
(ANSI 59NDC/51NDC)
ativo
ativo
ativo
ativo
inativo 6)
ativo
ativo
inativo 6)
Funções de Trip Externas
ativo
ativo
ativo
ativo
Detecção de Temperatura pelas
Thermoboxes
ativo
ativo
ativo
ativo
Monitoramento de Falha de Fusível
inativo
ativo
ativo
inativo
Proteção B de Falta à Terra Sensitiva
(ANSI 51GN)
inativo
ativo
ativo
inativo
Proteção de Curto entre espiras
(ANSI 59N (IT))
inativo
ativo
ativo
inativo
(ANSI 50BF)
Supervisão de limite
Condição Operacional 1:
Em pelo menos uma das entradas de medição (IL1, S2, IL2, S2, IL3, S2, UL1, UL2
UL3) do dispositivo, no mínimo 5% do valor nominal estão presentes, de forma
que a freqüência de escaneamento para a aquisição de medição pode ser
ajustada.
Condição Operacional 0:
Se não houver valores medidos apropriados presentes ou se a freqüência
estiver abaixo de 11 Hz ou acima de 69 Hz, o dispositivo não pode operar
(condição operacional 0) e não ocorre processamento de valor medido.
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
570
A réplica térmica registra resfriamento
um pickup – se ainda presente – é mantido
um pickup – se ainda presente – é mantido, se a tensão medida não for muito pequena
25 Hz < f/Hz ≤ 40 Hz
A função só está ativa na freqüência nominal de ± 3 Hz
Se usar o valor medido do transdutor 1 de medição
somente se contatos auxiliares do disjuntor estão conectados
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4.39 Dimensões
4.39
Dimensões
4.39.1 Caixa para Montagem Semi-embutida ou Montagem em Cubículo
(Tamanho 1/2)
Figura 4-14
Dimensões de um 7UM621 ou 7UM623 para Montagem Semi-Embutida em Painel ou Instalação em
Cubículo (tamanho 1/2)
7UM62 Manual
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571
4 Dados Técnicos
4.39.2 Caixa para Montagem Semi- Embutida ou Montagem de Cubículo
(Tamanho 1/1)
Figura 4-15
572
Dimensões de um 7UM622 para montagem semi-embutida em painel ou instalação em cubículo
(tamanho 1/1)
7UM62 Manual
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4.39 Dimensões
4.39.3 Caixa para Montagem de Sobrepor (Tamanho 1/2)
Figura 4-16
Dimensões de um 7UM621 para Montagem de Sobrepor em Painel (caixa tamanho 1/2)
4.39.4 Caixa para Montagem de Sobrepor (Tamanho 1/1)
Figura 4-17
Dimensões de um 7UM622 para montagem de sobrepor em painel (caixa tamanho 1/1)
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573
4 Dados Técnicos
4.39.5 Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0CA0 para Montagem
Semi-Embutida em Painel
Figura 4-18
574
Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0CA0 para Montagem Semi-Embutida em Painel
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4.39 Dimensões
4.39.6 Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0BA0 para Montagem de
Sobrepor
Figura 4-19
Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0BA0 para Montagem de Sobrepor
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575
4 Dados Técnicos
4.39.7 Dimensões do 3PP13
Figura 4-20
Diagramas de dimensão do 3PP13:
3PP132 para divisor de tensão 3PP1326-0BZ-012009 (20 : 10 : 1)
3PP133 para divisor de tensão 3PP1336-1CZ-013001 (5 : 2 : 1)
para resistor serial 3PP1336-0DZ-013002
576
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4.39 Dimensões
4.39.8 Dimensions do Dispositivo Serial 7XT7100-0BA00 para Montagem de
Sobrepor
Figura 4-21
Dimensões do Dispositivo Serial 7XT7100-0BA00 para Montagem de Sobrepor
onde:
Conexões de corrente (terminais 1 a 6) não usados no 7XT71
Conexões de controle (terminais 7 a 31) borne de cabo tipo anel isolado:
para parafusos de 4 mm, diâmetro externo máximo de 9 mm olhal, tipo: por exemplo, PIDG da Tyco Electronics
AMP para cabo de cobre de seção transversal de 1.0 mm2 a 2.6 mm2. AWG 17 a 13
cabo de cobre desencapado, diretamente
Seções transversais entre 0.5 e 2.6 mm2. AWG 20 a 13
com condutores encordoados:
Conector de cabo necessário, torque máximo de aperto 1.8 Nm.
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577
4 Dados Técnicos
4.39.9 Dimensões da Unidade Série 7XT7100-0EA00 para Montagem de
Semi-Embutida em Painel
Figura 4-22
Dimensões da Unidade Serial 7XT7100-0EA00 para Montagem de Semi-Embutida
onde:
Conexões de corrente (terminals 1 a 6)
não usada no 7XT71
Conexões de controle (terminais 7 a 31)
Terminais olhal (borne de cabo tipo olhal):
para parafusos de 4 mm, diâmetro externo máximo de 9 mm
Tipo: por exemplo, PIDG da Messrs. Tyco Electronics AMP
para cabos de cobre com seção transversal entre 1.0 mm2 e 2.6 mm2
AWG 17 a 13
contato paralelo com fecho de presilha dupla (crimp):
para cabos de cobre de seções transversais entre 0.5 mm2 e 2.5 mm2
AWG 20 a 13
Torque máximo de aperto 1.8 Nm.
578
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C53000-G1179-C149-2
4.39 Dimensões
4.39.10 Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0CA00 Para Montagem
Semi-Embutida ou em Cubículo
Figura 4-23
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0CA00 para Montagem
579
4 Dados Técnicos
4.39.11 Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0BA00 para Montagem de
Sobrepor
Figura 4-24
580
Dimensões da Unidade de Resitor 7XR6004-0BA00 para Montagem de
Sobrepor
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
4.39 Dimensões
4.39.12 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0CA00 para Montagem Semi-Embutida
ou em Cubículo
Figura 4-25
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Dimensões do Gerador 20 Hz 7XT3300-0CA00 para Montagem
581
4 Dados Técnicos
4.39.13 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0CA00/DD para Montagem SemiEmbutida ou em Cubículo
Figura 4-26
582
Dimensões do Gerador 20 Hz 7XT3300-0CA00/DD para Montagem
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C53000-G1179-C149-2
4.39 Dimensões
4.39.14 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0BA00 para Montagem de Sobrepor
Figura 4-27
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Dimensões do Gerador 20 Hz 7XT3300-0BA00 para Montagem de Sobrepor
583
4 Dados Técnicos
4.39.15 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0BA00/DD para Montagem de
Sobrepor
Figura 4-28
584
Dimensões do Gerador 20 Hz 7XT3300-0BA00/DD para Montagem de
Sobrepor
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C53000-G1179-C149-2
4.39 Dimensões
4.39.16 Dimensões do Filtro de Passagem de Banda 20-Hz 7XT3400-0CA00 para
Monteagem Semi-Embutida ou em Cubículo
Figura 4-29
*)
Dimensões do Filtro de Passagem de Banda 20-Hz 7XT3400-0CA00 para
Montagem Semi-Embutida ou em Cubículo
Para montagem semi-embutida, 2 conjuntos quadrados
C73165- A63-C201-1 são necessários já que os trilhos de montagem da
caixa do dispositivo não são suficientes para o elevado peso do dispositivo
7XT34 .
Fixe os conjuntos quadrados ao painel usando parafusos tamanho M6,
conforme o desenho.
Monte o dispositivo 7XT34nos conjuntos quadrados usando parafusos
tamanho M4 (não parafusos hexágonos).
Se o dispositivo está montado em cabines de chaveamento, os conjuntos
quadrados podem ser omitidos desde que a cabine possua trilhos de
montagem sólidos adequados.
Caso contrário, use 2 conjuntos quadrados C73165-A63-C200-3
(tamanho 28 SEP = 19 polegadas).
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
585
4 Dados Técnicos
4.39.17 Dimensões do Filtro de Passagem de Banda 20 Hz 7XT3400-0BA00
para Montagem de Sobrepor
Figura 4-30
*)
Dimensões do Filtro de Passagem de Banda 20Hz 7XT3400-0BA00 para
Montagem de Sobrepor
Dois conjuntos quadrados C73165-A63-C201-1 e 4 peças espaçadoras
C73165-A63-C203-1 são necessárias para montagem de sobrepor.
Fixe os conjuntos quadrados ao painel usando parafusos tamanho M4, conforme o
desenho.
Coloque nos furos de passo de tamanho M6, parafusos tamanho M6 ou dimensionados
adequadamente aos furos do painel de acordo com o desenho acima.
Aperte o dispositivo 7XT34 com os conjuntos quadrados fixados ao painel usando
parafusos de 6 mm, e assegure a distância correta por meio dos espaçadores.
Quando usar parafusos fixos: Coloque os espaçadores nos parafusos e aperte os
conjuntos quadrados por meio de porcas.
■
586
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A
Apêndice
Este apêndice é, em primeiro lugar, uma referência para o usuário experiente. Esta
seção fornece informações sobre pedidos dos modelos do dispositivo. Também estão
incluídos diagramas de conexão indicando os terminais de conexões dos modelos
deste dispositivo e diagramas que mostram as conexões adequadas do dispositivo
com equipamentos primários, em várias configurações de sistemas de potência
típicos. Estão incluídas também, tabelas com todos os ajustes e informações
disponiveis deste dispositivo equipado com todas as opções. Ajustes padrão são
também fornecidos.
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A.1
Informações Sobre Pedidos e Acessórios
588
A.2
Designações de Terminais
594
A.3
Exemplos de Conexões
598
A.4
Ajustes Padrão
613
A.5
Funcões Dependentes de Protocolos
619
A.6
Escopo Funcional
620
A.7
Ajustes
625
A.8
643
A.9
Grupos de Alarmes
669
A.10
Valores Medidos
670
587
A Apêndice
A.1
Informações de Pedidos e Acessórios
A.1.1
Informações de Pedidos
A.1.1.1
Código de pedido
6
Relé de Proteção
Multifunção com
Controle Local
7
U
M
6
7
8
9
10 11 12
—
2
13 14 15
—
17 18 19
0
+
Caixa, Número de Entradas e Saídas Binárias
Pos. 6
Caixa 1/2 19'', 7 BI, 12 BO, 1 Contato de Status Vivo
1
Caixa 1/1 19'', 15 BI, 20 BO, 1 Contato de Status Vivo
2
Display Gráfico, Caixa 1/2 19'', 7 BI, 12 BO, 1 Contato de Status Vivo
3
Corrente Nominal
Pos. 7
IN = 1 A, Iee (sensitiva)
1
IN = 5 A, Iee (sensitiva)
5
Tensão Auxiliar (Fonte de Alimentação, Limite de Entrada Binária)
24 a 48 VDC, limite de entrada binária 19 V
1)
Pos. 8
2
60 a 125 VDC, limite de entrada binária 19 V 1)
4
110 a 250 VDC, 115 a 230 VAC, limite de entrada binária 88 VDC
1)
220 a 250 VDC, 115 a 230 VAC, limite de entrada binária 176 VDC 1)
5
6
Construção
Pos. 9
Caixa para montagem de sobrepor em painel com 2 conjuntos de terminais em T superior/inferior
B
Caixa para montagem semi-embutida, terminais plug-in (2/3-pole connector)
D
Caixa para montagem semi-embutida, terminais olhal (conexão direta / terminais olhal e espada)
E
Padrão específico por Região / Ajustes de Idioma e Versões de Função
Pos. 10
Região DE, 50 Hz, IEC, Idioma Alemão (O idioma pode ser alterado)
A
Região World, 50/60 Hz, IEC/ANSI, Idioma Inglês (O idioma pode ser alterado)
B
Região US, 60 Hz, ANSI, Idioma Inglês Americano (O idioma pode ser alterado)
C
Interfaces de Sistema ou Saídas Analógicas (Port B)
Pos. 11
Sem interface de sistema
0
Protocolo IEC, elétrica RS 232
1
Protocolo IEC, elétrica RS 485
2
Protocolo IEC, Ótica, 820 nm, Conector ST
3
Saídas Analógicas 2 x (0 a 20 mA)
7
Para mais opções de interfaces, veja Informação Adicional L
9
1)
para cada entrada binária as faixas de limite de pickup são intercambiáveis via jumpers plug-in
588
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A.1 Informações de Pedidos e Acessórios
Informação Adicional L
Pos. 17
Pos. 18
Pos. 19
(Port B)
Profibus DP Escravo, RS485
L
0
A
Profibus DP Escravo, ótica 820 nm, anel duplo, conector ST
L
0
B 1)
Modbus elétrica RS485
L
0
D
Modbus, 820 nm, ótica, conector ST
L
0
E 1)
DNP3.0, RS485
L
0
G
DNP3.0, 820 nm, ótica, conector ST
L
0
H1)
IEC 61850, elétrica com EN100, com RJ45 connector
L
0
R
IEC 61850, ótica com EN100, com conector ST
L
0
S 2)
1)
2)
Não pode ser despachada em conexão de 9º dígito = „B“. Se é necessária uma interface ótica, peça RS485, mais o
conversor necessário.
Não pode ser depachada em conexão com 9º dígito = „B“. Só é possível EN100 elétrica (veja Tabela A-1)
Interfaces óticas não são possíveis com caixas de montagem de sobrepor. Neste caso favor solicitar com a interface
elétrica adequada RS485 e os conversores adicionais OLM listados na Tabela A-1.
Tabela A-1
Dispositivo adicional/módulo para caixa de montagem de sobrepor
Protocolo
Profibus DP
Módulo Conversor
SIEMENS OLM1)
Modbus
RS485/FO
DNP 3.0 820 nm
RS485/FO
IEC 61850 (EN100)
EN100 elétrica
1)
Pedido No.
Observação
6GK1502-2CB10
Para anel simples
6GK1502-3CB10
Para anel duplo
7XV5651-0BA00
–
C53207-A322-B155-1
não designada para conversão
elétrica/ótica
O conversor OLM precisa de uma tensão de operação de 24 VDC. Se a tensão de operação é > 24 VDC a fonte de
alimentação adicional 7XV5810-0BA00 é necessária.
Interface de Serviço (Port C)
Pos. 12
DIGSI, Modem RS232
1
DIGSI, Modem/RTD box RS485
2
com interface de saída analógica (port D) veja Informações Adicionais M
9
Informações Adicionais M
Pos. 17
Pos. 18
Pos. 19
(Port C)
DIGSI, Modem RS232
M
1
DIGSI, Modem/RTD box RS485
M
2
(Port D)
M
RTD Box 1), ótica 820 nm, Conector ST 2)
M
RTD-Box
1),
elétrica RS 485
Saídas Analógicas 2 x (0 to 20 mA)
1)
2)
A
M
F
M
K
RTD Box 7XV5662-*AD10
Se você quer operar a RTD-Box em uma interface ótica, você também necessita do conversor RS485-FO
7XV5650–0*A00.
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C53000-G1179-C149-2
589
A Apêndice
Funções de Medição
Pos. 13
Sem funcionalidade de medição extendida
0
Valores Min//Max , Medição de Energia
3
Funcionalidade
Pos. 14
Gerador Básico, compreendendo:
Proteção de sobrecorrente com Subtensão com selo
ANSI No.
I> +U<
51
Proteção de sobrecorrente, direcional
I>>, dir.
50/51/67
Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso
t=f(I) +U<
2
A
51V
Proteção de Sobrecarga
It
49
Proteção de carga desbalanceada
I2>, t=f(I2)
46
ΔI
1/xd
–P
32R
Supervisão de potência direta
P>, P<
32F
U<, t=f(U)
27
U>
59
87G/87M/87T
40
f<, f>
81
Proteção de Sobreexcitação
U/f
24
Proteção de Falta à Terra do Estator, não direcional, direcional U0>, 3I0>, ∠U0, 3I0
59N, 64G, 67G
Detecção de falta à terra sensitiva (também como proteção de IEE>
falta à terra do rotor)
50/51GN,( 64R)
Proteção de falta à terra sensitiva IEE-B (como proteção de cor- IEE-B>, IEE-B<
rente de eixo)
50/51GN
64R (fN)
Proteção de falta à terra do rotor (medição fn, R )
RE<
Supervisão de tempo de partida do motor
IStart2t
48
Imin>
50BF
Supervisão de Seqüência de Fase
L1; L2; L3
47
4 comandos externos de trip
Ext. tr.
TC mon
74TC
—
U2/U1; I1/I2
60FL
Supervisão de Limites
Inibição de Reinício
I2t
Gerador Padrão, compreendendo:
66, 49 Rotor
ANSI No.
B
Gerador Básico e em Adição:
Z<
Proteção de Falta à Terra do Estator com 3º Harmônico
U0 (3rd harm.)
59TN 27TN3.H
Proteção de Falta de Curto Entre Espiras (Interturn)
UInterturn>
64S (Interturn)
Proteção de Energização Inadvertida
I>, U<
Gerador Completo, compreendendo:
21
50/27
ANSI No.
C
Gerador Padrão e em Adição:
Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step)
ΔZ/Δt
Udc>/Idc>
Proteção de sobrecorrente de partida
I>
51
Proteção diferencial de corrente à terra
ΔI0
87N
590
78
59N (DC)/51N (DC)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Funcionalidade
Motor Assíncrono, compreendendo:
Pos. 14
ANSI No.
F
ANSI No.
H
ANSI No.
Pos. 15
Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva
com injeção de tensão de onda quadrada de 1-3 Hz, Re<80 kΩ
64R
(1 Hz a 3 Hz)
B
e Proteção de Falta à Terra de 100% do Estator
com princípio de injeção de tensão de 20 Hz
64G (100 %)
Gerador Básico mas sem proteção de subexcitação, proteção de sobreexcitação e
proteção de falta à terra do rotor (medição de fn, R)
Transformador, compreendendo:
Gerador Básico mas sem proteção de subexcitação, proteção de carga desbalanceada,
supervisão de partida do motor e , proteção de falta à terra do rotor (medição de fn, R)
Funcionalidade/Funções Adicionais
Sem
A
Proteção diferencial de corrente à terra
87N
C
Desacoplamento da Rede (df/dt e deslocamento de vetor de tensão)
81R
E
todas funções adicionais
G
Amostra de Pedido:
7UM6211-4EA99-0BA0 + L0A + M1K
aqui: Pos. 11 = 9 serve para L0A, isto é, versão com sistema Profibus DP Escravo, porta na traseira, RS485
aqui: Pos. 12 = 9 serve para M1K, isto é, versão com porta traseira de serviço DIGSI, modem RS232 e
Saídas analógicas 2 x (0 a 20 mA)
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
591
A Apêndice
A.1.2
Acessórios
Substituição de
Módulos para
Interfaces
Coberturas
Nome
Nº de Pedido
RS232
C73207-A351-D641-1
RS 485
C73207-A351-D642-1
FO 820 nm
C73207-A351-D643-1
Profibus DP RS485
C53207-A351-D611-1
Profibus DP anel duplo
C53207-A351-D613-1
Modbus RS 485
C53207-A351-D621-1
Modbus opt. 820 nm
C53207-A351-D623-1
DNP3.0 RS485
C53207-A351-D631-3
DNP3.0 820 nm
C53207-A351-D633-3
Ethernet elétrica (EN 100)
C53207-A351-D675-1
Ethernet ótica (EN 100)
C53207-A322-B150-1
Saída analógica AN20
C53207-A351-D661-1
Tampa de cobertura para tipo de bloco de terminais
Nº de Pedido
Terminal de tensão de 18-polos, terminal de corrente de
12-polos
C73334-A1-C31-1
Terminal de tensão de 12-polos, terminal de corrente de
8-polos
C73334-A1-C32-1
Jumpers de curto-circuito para tipo de terminal
Nº de Pedido
Terminal de tensão de 18-polos ou 12 polos
C73334-A1-C34-1
Terminal de corrente de 12-polos, ou 8-polos
C73334-A1-C33-1
Caixa do soquete
Nº de Pedido
2-polos
C73334-A1-C35-1
3-polos
C73334-A1-C36-1
Presilhas de
Montagem para
Racks de 19"
Nome
Nº de Pedido
2 presilhas de montagem
C73165-A63-C200-1
Bateria
Bateria de Lítio 3 V/1 Ah, Tipo CR 1/2 AA
Nº de Pedido
VARTA
6127 101 501
Links de Curtocircuito
Caixa de Soquete
592
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Unidade de
Acoplamento
Unidade de acoplamento para proteção de falta à terra
do rotor (R, fN)
Nº de Pedido
Dispositivo de acoplamento para montagem sobreposta
em painel
7XR6100-0CA00
Resistor Série
Divisor de Tensão
Dispositivo Série
Unidade de
Resistor
Gerador 20 Hz
Filtro de Passagem
de Banda 20 Hz
Cabo de Interface
Dispositivo de acoplamento para montegem
semi-embutida
7XR6100-0BA00
Resistor série para proteção de falta à terra do
rotor (R, fN)
Nº de Pedido
Resistor série (2 x 105 Ω )
3PP1336-0DZ-K2Y
Divisor de tensão
Nº de Pedido
Divisor de tensão 5:1; 5:2
3PP1336-1CZ-K2Y
Divisor de tensão 10:1; 20:1
3PP1326-0BZ-K2Y
Dispositivo série para proteção de falta à terra do rotor
(1-3 Hz)
Nº de Pedido
Caixa para montagem sobreposta com terminais em
ambos os lados
7XT7100-0BA00
Na caixa com terminais traseiros
7XT7100-0EA00
Dispositivo resistor para proteção da falta à terra do rotor
(1-3 Hz)
Nº de Pedido
Caixa para montagem sobreposta com terminais olhal
7XR6004-0BA00
Na caixa com terminais olhal
7XR6004-0CA00
Gerador 20 Hz
Nº de Pedido
7XT3300-0BA00
7XR3300-0CA00
Filtro de Passagem de Banda 20 Hz
Nº de Pedido
7XT3400-0BA00
7XR3400-0CA00
Cabo de interface entre o PC e o dispositivo SIPROTEC Nº de Pedido
Cabo com conector de 9 pinos macho/fêmea
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7XV5100-4
593
A Apêndice
A.2
Designações de Terminais
A.2.1
Montagem Semi-Embutida em Painel ou Montagem em Cubículo
7UM621/623*-*D/E
Figura A-1
594
Diagrama Geral para o 7UM621/623*-*D/E (montagem semi-embutida ou
montagem em cubículo)
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A.2 Designações de Terminais
7UM622*-*D/E
Figura A-2
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Diagrama Geral para o 7UM622*–*D/E (montagem semi-embutida ou
montagem em cubículo)
595
A Apêndice
A.2.2
Montagem de Sobrepor em Painel
7UM621/623*-*B
Figura A-3
596
Diagrama Geral para o 7UM621/623*-*B (montagem de sobrepor em painel)
7UM62 Manual
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A.2 Designações de Terminais
7UM622*-*B
Figura A-4
7UM62 Manual
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Diagrama Geral para o 7UM622*-*B (montagem de sobrepor em painel)
597
A Apêndice
A.3
Exemplos de Conexões
A.3.1
7UM62 - Exemplos de Conexões
Figura A-5
598
Conexão de Barramento- Conexões de corrente e tensão para três transformadores (tensões fase-terra) e em cada caso três TCs, corrente à terra de um
transformador somador de corrente adicional para detecção de falta à terra
sensitiva; medição da tensão residual no enrolamento delta aberto (da–dn).
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A.3 Exemplos de Conexões
Figura A-6
7UM62 Manual
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Sistema de Barramento com Aterramento de Baixa Resistência Conexões
de transformadores para três transformadores de potencial (tensões faseterra) e em cada caso três TCs - detecção de falta à terra como medição de
corrente diferencial por dois grupos TCs; detecção da tensão residual no
enrolamento delta aberto (da–dn) como critério adicional.
599
A Apêndice
Figura A-7
600
Conexão do Transformador da Unidade com Ponto Estrela Isolado
Conexões de transformador para três transformadores de potencial (tensões
fase-terra) e em cada caso três transformadores de corrente, função de
proteção diferencial usada somente para gerador ; Detecção de tensão residual
em enrolamento delta aberto (da–dn).
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Figura A-8
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Conexão de unidade com transformador de aterramento de neutro
Conexões a três transformadores de potencial (tensões fase-terra) e em cada
caso, três transformadores de corrente, função de proteção diferencial
conectada via gerador e transformador da unidade de transformador; Resistor
de carregamento conectado ou diretamente no circuito do ponto estrela ou via
transformadores casadores.
601
A Apêndice
Figura A-9
Partida da Proteção de Falta à Terra Conexão de Entrada de Tensão DC TD1 com Amplificador Conectado em Série 7KG6 para Sistemas com Conversor de Partida
Figura A-10
Proteção de Falta à Terra do Rotor – com unidade adicional 7XR61 para injeção de tensão de freqüência
nominal no circuito do rotor usando resistor em série 3PP1336
Nota
602
7UM62 Manual
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Figura A-11
Nota
Proteção de falta à terra do rotor – com dispositivo em série 7XR61 para injeção de uma tensão de
freqüência nominal no circuito do rotor se usada a entrada de corrente à terra sensitiva
7UM62 Manual
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603
A Apêndice
Figura A-12
604
Motor Assíncrono: Conexão com três transformadores de potencial (tensões fase-terra, usualmente do
barramento); Detecção de tensão residual no enrolamento delta aberto e três transformadores de corrente
em cada lado; Detecção de direção de falta à terra usando TCs toroidais.
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Figura A-13
Conexões de Transformador de Potencial para Dois Transformadores de Potencial em Conexão Delta
Aberto (Conexão V)
Figura A-14
Conexão de Transformador de Potencial com L2 aterrado no Lado Secundário
Figura A-15
Proteção de Falta à Terra do Rotor 1-3 Hz – com Gerador 1- 3-Hz 7XT71 e dispositivo resistor 7XR6004.
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605
A Apêndice
Figura A-16
Proteção de Falta à Terra do Estator -100% – com gerador 20 Hz 7XT33, passagem de banda 7XT34 e
proteção de falta à terra na partida – com shunt 10 A/150 mV e transdutor de medição 7KG6.
1) O divisor de tensão só é necessário no caso de tensões secundárias > 200 VAC
2) O divisor de tensão deve ser conectado diretamente ao resistor de carga RL por meio de dois condutores
separados.
Você encontrará as designações de pinos para o 7XT3300-0*A00/DD no Apêncice A3, Figura A-29.
606
7UM62 Manual
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Figura A-17
Proteção de corrente diferencial à terra (gerador)
Figura A-18
Proteção de corrente diferencial à terra (gerador)
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607
A Apêndice
A.3.2
Exemplos de Conexão para RTD Box
Figura A-19
acima:
Modo Simplex com uma RTD box
design ótico (1 FOs)
abaixo: design com RS485
Figura A-20
acima:
Operação Semi-duplex com uma thermobox
design ótico (2 FOs)
608
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Figura A-21
Operação Semi-duplex com duas thermoboxes
acima: design ótico (2 FOs)
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609
A Apêndice
A.3.3
610
Diagrama Esquemático de Acessórios
Figura A-22
Diagrama Esquemático de Unidade de Acoplamento 7XR6100-0*A00 para
Figura A-23
Diagrama Esquemático de Resistor Série 3PP1336-0DZ-K2Y
Figura A-24
Diagrama Esquemático do Divisor de Tensão 5:1; 5:2; 3PP1336-1CZ-K2Y
Figura A-25
Diagrama Esquemático do Divisor de Tensão 10:1; 20:1; 3PP1326-0BZ-K2Y
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7UM62 Manual
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Figura A-26
Diagrama Geral do Dispositivo Série 7XT7100-0*A00
Figura A-27
Diagrama Geral de Unidade de Resistor 7XR6004-0*A00
Figura A-28
Diagrama Geral do Gerador 20-Hz 7XT3300-0*A00
611
A Apêndice
612
Figura A-29
Diagrama Geral do Gerador 20-Hz 7XT3300-0*A00/DD
Figura A-30
Diagrama Geral do filtro de passagem de banda 20-Hz 7XT3400-0*A00
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A.4 Ajustes Padrão
A.4
Ajustes Padrão
Quando o dispositivo sai da fábrica, um grande número de indicadores LED, entradas
e saídas binárias, bem como teclas de funções, já estão pré-ajustados. Essas
informações estão resumidas na tabela seguinte.
A.4.1
LEDs
Tabela A-2
LEDs
LED1
LED2
LED3
Função Alocada
Relay TRIP
Relay PICKUP
I> Fault L1
Função No.
511
501
1811
LED4
I> Fault L2
1812
LED5
I> Fault L3
1813
LED6
IEE> TRIP
U0> TRIP
1226
5187
S/E/F TRIP
5193
Error PwrSupply
Fail Battery
Diff TRIP
Pr TRIP
Pr+SV TRIP
147
177
5671
5097
5098
Exc<3 TRIP
5343
Exc<1 TRIP
5344
Exc<2 TRIP
5345
Exc<U<TRIP
5346
I2>> TRIP
5160
I2 Θ TRIP
5161
f1 TRIP
f2 TRIP
f3 TRIP
f4 TRIP
U> TRIP
U>> TRIP
5236
5237
5238
5239
6570
6573
LED7
LED8
LED9
LED10
LED11
LED12
LED13
LED14
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Pré-ajustes de LED de Indicação
Descrição
PICKUP do relé
Estágio I> de detecção de falta O/C
fase L1
fase L2
fase L3
TRIP IEE>
TRIP do estágio U0 de falta à terra do
estator
TRIP da proteção de falta à terra do
estator
TRIP da Proteção Diferencial
Potência reversa: TRIP
Potência reversa: TRIP com válvula
de parada
TRIP da Característica 3 da Proteção
de Subexcitação
de Subexcitação
de Subexcitação
TRIP da Característica +Uexc< da
Carga desbalanceada: TRIP de
estágio de corrente
Carga desbalanceada: TRIP de
estágio térmico
TRIP f1
TRIP f2
TRIP f3
TRIP f4
TRIP Sobretensão U>
TRIP Sobretensão U>>
613
A Apêndice
A.4.2
Entrada Binária
Tabela A-3
Entrada
Binária
Função Alocada
Função No.
BI1
BI2
>SV tripped
>Uexc fail.
5086
5328
BI3
>BLOCK f1
>BLOCK U<
5206
6506
>S/E/F IEE off
5176
>FAIL:Feeder VT
361
>Useal-inBLK
1950
>BLOCK U/V
6503
>Ext trip 1
>Ext trip 2
>Trig.Wave.Cap.
Sem funções configuradas (reserva)
4526
4546
4
-
BI4
BI5
BI6
BI7
BI8 ... 15
1)
2)
614
Pré-ajustes de entradas binárias para todos os dispositivos e variantes de
encomenda
Descrição
>TRIP da válvula de parada
>Reconhecimento da falha de tensão
de excitação
>BLOQUEAR estágio f1
>BLOQUEAR proteção de
subtensão U<
>DESLIGAR detecção corrente à
terra (S/E/F)1)
>Falha: TP alimentador
(Trip Mini-disjuntor)
>Prot. O/C. : BLOQUEAR subtensão
de selo
>BLOQUEAR proteção de
subtensão
>Disparo trip externo 1
>Disparo trip externo 2
>Disparo Captura Forma de Onda
-2)
Apenas Conexão de Barramento
Apenas para 7UM622
7UM62 Manual
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A.4 Ajustes Padrão
A.4.3
Saída Binária
Tabela A-4
Pré-ajustes dos relés de saída para todos os dispositivos e variantes de pedido.
Saída Binária Função Alocada
BO1
Error PwrSupply
Fail Battery
BO2
Relay TRIP
BO3
I> TRIP
Diff TRIP
Imp.Z1< TRIP
Imp.Z1B< TRIP
Imp.Z2< TRIP
Imp.T3> TRIP
I>> TRIP
O/C Ip TRIP
BO4
IEE>> TRIP
U0> TRIP
BO5
BO6
BO7
BO8
7UM62 Manual
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Função No.
147
177
511
1815
5671
3977
3978
3979
3980
1809
1900
1223
5187
S/E/F TRIP
U< TRIP
U> TRIP
U>> TRIP
f1 TRIP
f2 TRIP
Exc<3 TRIP
5193
6539
6570
6573
5236
5237
5343
Exc<U<TRIP
5346
I> TRIP
S/E/F TRIP
1815
5193
U>> TRIP
f1 TRIP
f2 TRIP
Exc<3 TRIP
6573
5236
5237
5343
Exc<U<TRIP
5346
Pr TRIP
Pr+SV TRIP
5097
5098
I2 Θ TRIP
5161
Diff TRIP
5671
Descrição
TRIP O/C I>
TRIP da proteção diferencial
Imp.: TRIP Z1<
Imp.: TRIP Z1B<
Imp.: TRIP Z2<
Imp.: TRIP T3>
TRIP O/C I>>
TRIP O/C Ip
TRIP IEE>>
Falta à terra do estator: TRIP estágio
U0
TRIP Prot. falta à terra do estator
TRIP Subtensão U<
TRIP Sobretensão U>
TRIP Sobretensão U>>
TRIP f1
TRIP f2
de Subexcitação
TRIP da Característica +Uexc< da
TRIP1) O/C I>
TRIP1) da Proteção de falta à terra do
estator
TRIP1) Sobretensão U>>
TRIP1) f1
TRIP1) f2
TRIP1) da Característica 3 da
TRIP1) da Característica +Uexc< da
Potência reversa: TRIP1)
de parada1)
Carga desbalanceada: TRIP do
estágio térmico1)
TRIP1) da Proteção diferencial
615
A Apêndice
Saída Binária Função Alocada
BO9
I> TRIP
S/E/F TRIP
BO10
BO11
BO12
BO13 ... 20
1)
2)
3)
4)
A.4.4
U>> TRIP
f2 TRIP
Exc<3 TRIP
6573
5237
5343
Exc<U<TRIP
5346
Pr+SV TRIP
5098
I2 Θ TRIP
5161
Diff TRIP
I> TRIP
S/E/F TRIP
5671
1815
5193
f2 TRIP
I2 Θ TRIP
5237
5161
Diff TRIP
reservado para Proteção de Falha do
Disjuntor
5671
-
Descrição
TRIP2) O/C I>
TRIP2) da Proteção de falta à terra do
estator
TRIP2) Sobretensão U>>
TRIP2) f2
TRIP2) da Característica 3 da
TRIP2) da Característica +Uexc< da
de parada2)
estágio térmico2)
TRIP3) O/C I>
TRIP3) Proteção de falta à terra do
estator
TRIP3) f2
estágio térmico3)
-
-
-
-
-4)
Disjuntor do Gerador
Desexcitação
Trip de Emergência
Apenas para 7UM622
Teclas de Função
Tabela A-5
Aplica-se a todos os dispositivos e variantes pedidos
Teclas de Função
F1
F2
F3
F4
616
Função No.
1815
5193
Função Alocada
Display de Anunciações Operacionais
Display de Valores Operacionais Primários
Saltando para o topo das últimas oito anunciações de faltas
Saltando para o menu de reset dos valores min/max
7UM62 Manual
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A.4 Ajustes Padrão
A.4.5
Display Padrão
Display de 4 Linhas
Tabela A-6
Essa seleção está disponível como página inicial que pode ser configurada.
Página 1
Página 2
Página 3
Página 4
Display Gráfico
Figura A-31
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
Displays Padrão de um Display Gráfico
617
A Apêndice
Exibição de
Mensagens de
Faltas Espontâneas
As mensagens espontâneas aparecem automaticamente no display após um pickup
geral do 7UM62. O dado mais importante sobre uma falta pode ser visto na frente do
dispositivo, na seqüência mostrada na Figura A-32.
Figura A-32
Indicação de Falta
Espontânea do
Display Gráfico
A.4.6
Display de mensagens espontâneas no display do dispositivo
Todos os dispositivos que possuem um display gráfico permitem que você selecione
visualizar ou não automaticamente o dado de falta mais importante no display após
um questionamento geral.
Gráficos CFC Pré-Definidos
Alguns gráficos CFC já são fornecidos com o dispositivo SIPROTEC 4:
Dispositivo e
Lógica do Sistema
A indicação de ponto simples (single point) „DataStop“” que pode ser injetada pelas
entradas binárias é convertida por meio de um bloco NEGATOR (em uma indicação
„UnlockDT“) que pode ser processada internamente (indicação de ponto simples
interna, IntSP-Internal Single Point Indication), e designada para uma saída. Isso não
poderia ser possível diretamente, isto é, sem o bloqueio adicional.
Figura A-33
Manipulação de
Valor Limite MW
Figura A-34
618
Link entre Entrada e Saída para Bloqueio de Transmissão
Usando módulos na seqüência de andamento “processamento de valor medido”, um
monitoramento de subcorrente para as três correntes de fase está implementado. A
indicação de saída é emitida assim que uma das três correntes de fase alcança o
limite ajustado:
Monitoramento de subcorrente
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A.5 Funções Dependentes de Protocolo
A.5
Funções Dependentes de Protocolo
Protocolo →
IEC 61850
Ethernet
(EN-100)
Profibus DP
DNP3.0
Função ↓
IEC 60870-5103
Modbus
ASCII/RTU
Interface de
Serviço Adicional (opcional)
Valores Medidos
Operacionais
Sim (valores
fixados)
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Valores Medidos
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Gravação de Falta
Sim
Sim
Não. Somente
via interface de
serviço
adicional
Não. Somente
via interface de
serviço
adicional
Não. Somente Sim
via interface de
serviço
adicional
Ajuste de Proteção
Remoto
Não. Somente
via interface de
serviço
adicional
Não. Somente
via interface de
serviço
adicional
Não. Somente
via interface de
serviço
adicional
Não. Somente
via interface de
serviço
adicional
Não. Somente Sim
via interface de
serviço
adicional
Indicações
Definidas pelo
Usuário e Objetos
de Manobras
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Sincronização de
Tempo
Via Protocolo;
DCF77/IRIG B;
Interface;
Entrada binária
Via Protocolo
(NTP);
DCF77/IRIG B;
Interface;
Entrada binária
Via
DCF77/IRIG B;
Interface;
Entrada binária
Protocolo
Via Protocolo;
DCF77/IRIG B;
Interface;
Entrada binária
Via
—
DCF77/IRIG B;
Interface;
Entrada binária
Protocolo
Sim
Sim
Sim
Sim
Sim
Bloqueio de Indica- Sim
ção de Valor Medido
Sim
Não
Não
Não
Sim
Modo de Teste
Sim
Não
Não
Não
Sim
Indicações com
Sim
Estampa de Tempo
Sim
Ferramentas de Comissionamento
Sim
Modo Físico
Assíncrono
Síncrono
Assíncrono
Assíncrono
Assíncrono
—
Modo de
Transmissão
Ciclicamente/
Evento
Ciclicamente/
Evento
Ciclicamente
Ciclicamente/
Evento
Ciclicamente
—
Baudrate
4800 a 38400
Até
100 MBaud
Até 1.5 MBaud 4800 a 19200
2400 a 19200
4800 a 115200
Tipo
RS232
RS485
Fibra Ótica
Ethernet TP
RS485
Fibra Ótica;
Anel Duplo
RS485
Fibra Ótica
RS232
RS485
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
RS485
Fibra Ótica
619
A Apêndice
A.6
End.
Escopo Funcional
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste padrão
Comentários
103
Grp Chge OPTION
Disabled
Enabled
Disabled
Opção de Mudança de Grupo de
Ajuste
104
FAULT VALUE
Disabled
Instant. values
RMS values
Instant. values
Valores de falta
112
O/C PROT. I>
Disabled
Side 1
Side 2
Side 2
Proteção de Sobrecorrente I>
113
O/C PROT. I>>
Disabled
NonDirec. SIDE1
NonDirec.SIDE 2
Direc. SIDE1
Direc. SIDE2
NonDirec.SIDE 2
Proteção de Sobrecorrente I>>
114
O/C PROT. Ip
Disabled
IEC SIDE 1
ANSI SIDE 1
IEC SIDE 2
ANSI SIDE 2
Disabled
Proteção de Sobrecorrente de
Tempo Inverso
116
Therm.Overload
Disabled
Enabled
Enabled
117
UNBALANCE LOAD
Disabled
Enabled
Enabled
Carga Desbalanceada
(Seqüência Negativa)
118
O/C STARTUP
Disabled
Side 1
Side 2
Disabled
Proteção de Sobrecorrente na
Partida
120
DIFF. PROT.
Disabled
Generator/Motor
3 phase transf.
Generator/Motor
121
REF PROT.
Disabled
Gen. with IEE2
Gen. w. 3I0-S2
Transformer S1
Transformer S2
Disabled
Proteção de Falta
à Terra Restrita
130
UNDEREXCIT.
Disabled
Enabled
Enabled
131
REVERSE POWER
Disabled
Enabled
Enabled
132
FORWARD POWER
Disabled
Enabled
Enabled
133
IMPEDANCE PROT.
Disabled
Enabled
Enabled
135
OUT-OF-STEP
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Perda de
Sincronismo (Out-of-Step)
140
UNDERVOLTAGE
Disabled
Enabled
Enabled
141
OVERVOLTAGE
Disabled
Enabled
Enabled
142
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Sobre/Subfreqüência
620
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A.6 Escopo Funcional
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste padrão
Comentários
143
OVEREXC. PROT.
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Sobreexcitação (U/f)
144
INV.UNDERVOLT.
Disabled
Enabled
Enabled
Up<
145
df/dt Protect.
Disabled
2 df/dt stages
4 df/dt stages
2 df/dt stages
Freqüência
146
VECTOR JUMP
Disabled
Enabled
Enabled
150
S/E/F PROT.
Disabled
non-dir. U0
non-dir. U0&I0
directional
non-dir. U0&I0
Estator
151
O/C PROT. IEE>
Disabled
with IEE1
with IEE2
with IEE2
Proteção de Corrente à Terra
Sensitiva
152
SEF 3rd HARM.
Disabled
Enabled
Enabled
Estator com 3º Harmônico
153
100% SEF-PROT.
Disabled
Enabled
Enabled
Estator -100%
154
O/C PROT IEE-B
Disabled
with IEE1
with IEE2
with IEE2
Proteção B de Corrente à Terra
Sensitiva
155
INTERTURN PROT
Disabled
Enabled
Enabled
Proteção de Curto Entre
Espiras(Interturn)
160
ROTOR E/F
Disabled
Enabled
Enabled
(R, fn)
161
REF 1-3Hz
Disabled
Enabled
Enabled
(1-3Hz)
165
STARTUP MOTOR
Disabled
Enabled
Enabled
Supervisão de Tempo de Partida
de Motor
166
RESTART INHIBIT
Disabled
Enabled
Enabled
170
BREAKER FAILURE
Disabled
Side 1
Side 2
Side 2
171
INADVERT. EN.
Disabled
Enabled
Enabled
172
DC PROTECTION
Disabled
Enabled
Enabled
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
621
A Apêndice
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste padrão
Comentários
173
ANALOGOUTPUT B1
Disabled
I1 [%]
I2 [%]
IEE1 [%]
IEE2 [%]
U1 [%]
U0 [%]
U03H [%]
|P| [%]
|Q| [%]
|S| [%]
f [%]
U/f [%]
PHI [%]
|PF| [%]
ΘR/ΘRmax [%]
Θ/Θtrip [%]
RE REF [%]
RE REF 1-3Hz[%]
RE SEF100 [%]
Disabled
174
ANALOGOUTPUT B2
Disabled
I1 [%]
I2 [%]
IEE1 [%]
IEE2 [%]
U1 [%]
U0 [%]
U03H [%]
|P| [%]
|Q| [%]
|S| [%]
f [%]
U/f [%]
PHI [%]
|PF| [%]
ΘR/ΘRmax [%]
Θ/Θtrip [%]
RE REF [%]
RE REF 1-3Hz[%]
RE SEF100 [%]
Disabled
622
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A.6 Escopo Funcional
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste padrão
Comentários
175
ANALOGOUTPUT D1
Disabled
I1 [%]
I2 [%]
IEE1 [%]
IEE2 [%]
U1 [%]
U0 [%]
U03H [%]
|P| [%]
|Q| [%]
|S| [%]
f [%]
U/f [%]
PHI [%]
|PF| [%]
ΘR/ΘRmax [%]
Θ/Θtrip [%]
RE REF [%]
RE REF 1-3Hz[%]
RE SEF100 [%]
Disabled
176
ANALOGOUTPUT D2
Disabled
I1 [%]
I2 [%]
IEE1 [%]
IEE2 [%]
U1 [%]
U0 [%]
U03H [%]
|P| [%]
|Q| [%]
|S| [%]
f [%]
U/f [%]
PHI [%]
|PF| [%]
ΘR/ΘRmax [%]
Θ/Θtrip [%]
RE REF [%]
RE REF 1-3Hz[%]
RE SEF100 [%]
Disabled
180
FUSE FAIL MON.
Disabled
Enabled
Enabled
Monitoramento de Falha do
Fusível
181
M.V. SUPERV
Disabled
Enabled
Enabled
Supervisão de Valores Medidos
182
Trip Cir. Sup.
Disabled
2 Binary Inputs
1 Binary Input
Disabled
185
THRESHOLD
Disabled
Enabled
Enabled
186
EXT. TRIP 1
Disabled
Enabled
Enabled
Função 1 de Trip Externo
187
EXT. TRIP 2
Disabled
Enabled
Enabled
188
EXT. TRIP 3
Disabled
Enabled
Enabled
189
EXT. TRIP 4
Disabled
Enabled
Enabled
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
623
A Apêndice
End.
Parâmetro
Opções de Ajuste
Ajuste padrão
Comentários
190
RTD-BOX INPUT
Disabled
Port C
Port D
Disabled
Entrada de Temperatura Externa
191
RTD CONNECTION
6 RTD simplex
6 RTD HDX
12 RTD HDX
6 RTD simplex
Tipo de Conexão de Entrada de
Temperatura Externa
624
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A.7 Ajustes
A.7
Ajustes
Adicionais.
A tabela indica pré-justes de região específica. A coluna “C” (Configuraçao) indica a
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
201
STRPNT->OBJ S1
P.System Data 1
Yes
NO
Yes
Ponto estrela do TC lado 1 na
Direção do Objeto
202
IN-PRI I-SIDE1
P.System Data 1
1 .. 100000 A
500 A
Corrente Primária Nominal do
TC Lado 1
203
IN-SEC I-SIDE1
P.System Data 1
1A
5A
1A
Corrente Secundária Nominal do
TC Lado 1
204
CT ANGLE W0
P.System Data 1
-5.00 .. 5.00 °
0.00 °
Ângulo de Correção W0
205
FACTOR IEE1
P.System Data 1
1.0 .. 100000.0
60.0
Relação Primária/secundária do
TC Iee1
210
STRPNT->OBJ S2
P.System Data 1
Yes
NO
Yes
Ponto estrela do TC lado 2 na
Direção do Objeto
211
IN-PRI I-SIDE2
P.System Data 1
1 .. 100000 A
500 A
Corrente Primária Nominal do
TC Lado 2
212
IN-SEC I-SIDE2
P.System Data 1
1A
5A
1A
Corrente Secundária Nominal do
TC Lado 2
213
FACTOR IEE2
P.System Data 1
1.0 .. 100000.0
60.0
Relação Primária/secundária do
TC Iee2
214
GRD TERM. IEE2
P.System Data 1
Terminal Q7
Terminal Q8
Terminal Q7
Terminal Aterrado do TC Iee2
221
Unom PRIMARY
P.System Data 1
0.10 .. 400.00 kV
6.30 kV
222
Unom SECONDARY
P.System Data 1
100 .. 125 V
100 V
Tensão Secundária Nominal
(Fase-fase)
223
UE CONNECTION
P.System Data 1
neutr. transf.
broken delta
Not connected
any VT
Rotor
Load. resistor
Uen-winding
neutr. transf.
Conexão UE
224
FACTOR UE
P.System Data 1
1.0 .. 2500.0
36.4
Relação Primária/Secundária do
TP Ue
225A
Uph / Udelta
P.System Data 1
1.00 .. 3.00
1.73
Relação de casamento de faseTP para TP Delta Aberto
241
UN-PRI SIDE 1
P.System Data 1
0.40 .. 800.00 kV
20.00 kV
Tensão Primária Nominal Lado 1
242
STARPNT SIDE 1
P.System Data 1
Isolated
Solid Earthed
Isolated
Ponto estrela do lado 1 está
243
UN-PRI SIDE 2
P.System Data 1
0.40 .. 800.00 kV
6.30 kV
Tensão Primária Nominal Lado 2
244
STARPNT SIDE 2
P.System Data 1
Isolated
Solid Earthed
Isolated
Ponto estrela do lado 2 está
246
VECTOR GRP S2
P.System Data 1
0 .. 11 *30°
0 *30°
Numeral de Grupo Vetorial do
Lado 2
249
SN TRANSFORMER
P.System Data 1
0.20 .. 5000.00 MVA
5.30 MVA
Potência Aparente Nominal do
Transformador
251
UN GEN/MOTOR
P.System Data 1
0.40 .. 800.00 kV
6.30 kV
Gerador/Motor
252
SN GEN/MOTOR
P.System Data 1
0.20 .. 5000.00 MVA
5.27 MVA
Potência Aparente Nominal do
Gerador
270
Rated Frequency
P.System Data 1
50 Hz
60 Hz
50 Hz
271
PHASE SEQ.
P.System Data 1
L1 L2 L3
L1 L3 L2
L1 L2 L3
Seqüência de Fase
272
SCHEME
P.System Data 1
Busbar
Unit transf.
Busbar
Esquema de Configuração
274A
ATEX100
P.System Data 1
Yes
NO
NO
Armazenamento de Réplicas
Térmicas sem Fonte de
Alimentação
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
625
A Apêndice
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
275
FACTOR R SEF
P.System Data 1
1.0 .. 200.0
37.0
Relação prim/sec R SEF
276
TEMP. UNIT
P.System Data 1
Celsius
Fahrenheit
Celsius
Unidade de medição de
temperatura
280
TMin TRIP CMD
P.System Data 1
0.01 .. 32.00 sec
0.15 sec
Duração mínima de comando de
TRIP
281
BkrClosed I MIN
P.System Data 1
Limite Mínimo de Corrente de
Fechamento do Disjuntor
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
295
TRANSDUCER 1
P.System Data 1
10 V
4-20 mA
20 mA
10 V
Transdutor 1
296
TRANSDUCER 2
P.System Data 1
10 V
4-20 mA
20 mA
10 V
Transdutor 2
297
TRANSDUCER 3
P.System Data 1
with filter
without filter
with filter
Transdutor 3
302
CHANGE
Change Group
Group A
Group B
Binary Input
Protocol
Group A
Mudança 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
403
MAX. LENGTH
Osc. Fault Rec.
0.30 .. 5.00 sec
1.00 sec
Extensão Máxima de uma
Gravação de Captura de Forma
de Onda
404
PRE. TRIG. TIME
Osc. Fault Rec.
0.05 .. 4.00 sec
0.20 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
depois do 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
Target on PU
Target on TRIP
Target on PU
Display de Falta no LED / LCD
611
Spont. FltDisp.
Device
Sim
NO
NO
Display espontâneo de
anunciações de faltas
615
T MIN LED HOLD
Device
0 .. 60 min
5 min
Mínimo tempo de espera de
LEDs selados
640
Start image DD
Device
image 1
image 2
image 3
image 4
image 1
Imagem Inicial de Dispaly
Padrão
1108
ACTIVE POWER
P.System Data 2
Generator
Motor
Generator
Medição da Potência Ativa para
1201
O/C I>
O/C Prot. I>
OFF
ON
Block relay
OFF
Temporizada I>
1202
I>
O/C Prot. I>
Pickup de I>
1A
0.05 .. 20.00 A
1.35 A
5A
0.25 .. 100.00 A
6.75 A
1203
T I>
O/C Prot. I>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
3.00 sec
Temporização T I>
1204
U< SEAL-IN
O/C Prot. I>
ON
OFF
OFF
Estado da Subtensão com Selo
1205
U<
O/C Prot. I>
10.0 .. 125.0 V
80.0 V
Pickup da Subtensão com Selo
1206
T-SEAL-IN
O/C Prot. I>
0.10 .. 60.00 sec
4.00 sec
Duração da Subtensão com Selo
1207A
I> DOUT RATIO
O/C Prot. I>
0.90 .. 0.99
0.95
Relação de dropout de I>
1301
O/C I>>
O/C Prot. I>>
OFF
ON
Block relay
OFF
Temporizada I>>
1302
I>>
O/C Prot. I>>
Pickup de I>>
1A
0.05 .. 20.00 A
4.30 A
5A
0.25 .. 100.00 A
21.50 A
1303
T I>>
O/C Prot. I>>
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
Temporização T I>>
1304
Phase Direction
O/C Prot. I>>
Forward
Reverse
Reverse
Direção de Fase
1305
LINE ANGLE
O/C Prot. I>>
-90 .. 90 °
60 °
Ângulo de Linha
626
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A.7 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
1401
O/C Ip
O/C Prot. Ip
1402
Ip
O/C Prot. Ip
C
Opções de Ajustes
OFF
ON
Block relay
Ajuste Padrão
Comentários
OFF
Tempo Inverso Ip
Pickup de Ip
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
1403
T Ip
O/C Prot. Ip
0.05 .. 3.20 sec; ∞
0.50 sec
Dial de Tempo T Ip
1404
TIME DIAL: TD
O/C Prot. Ip
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
DIAL DE TEMPO: TD
1405
IEC CURVE
O/C Prot. Ip
Normal Inverse
Very Inverse
Extremely Inv.
Normal Inverse
Curva IEC
1406
ANSI CURVE
O/C Prot. Ip
Very Inverse
Inverse
Moderately Inv.
Extremely Inv.
Definite Inv.
Very Inverse
Curva ANSI
1407
VOLT. INFLUENCE
O/C Prot. Ip
without
Volt. controll.
Volt. restraint
without
Influência de Tensão
1408
U<
O/C Prot. Ip
10.0 .. 125.0 V
75.0 V
Limite U< para Liberação de Ip
1601
Ther. OVER LOAD
Therm. Overload
OFF
ON
Block relay
Alarm Only
OFF
Fator K
1602
K-FACTOR
Therm. Overload
0.10 .. 4.00
1.11
1603
TIME CONSTANT
Therm. Overload
30 .. 32000 sec
600 sec
Constante de Tempo Térmico
1604
Θ ALARM
Therm. Overload
70 .. 100 %
90 %
Estágio de Alarme Térmico
1605
TEMP. RISE I
Therm. Overload
40 .. 200 °C
100 °C
Aumento de Temperatura na
Corrente Secundária Nominal
1606
TEMP. RISE I
Therm. Overload
104 .. 392 °F
212 °F
Aumento de Temperatura na
Corrente Secundária Nominal
1607
TEMP. INPUT
Therm. Overload
Disabled
4-20 mA
Fieldbus
RTD 1
Disabled
Entrada de temperatura
1608
TEMP. SCAL.
Therm. Overload
40 .. 300 °C
100 °C
1609
TEMP. SCAL.
Therm. Overload
104 .. 572 °F
212 °F
1610A
I ALARM
Therm. Overload
5A
0.50 .. 20.00 A
5.00 A
1A
0.10 .. 4.00 A
1.00 A
Setpoint de Alarme de
Sobrecarga de Corrente
1612A
Kτ-FACTOR
Therm. Overload
1615A
I MAX THERM.
Therm. Overload
1616A
T EMERGENCY
Therm. Overload
10 .. 15000 sec
100 sec
1701
UNBALANCE LOAD
Unbalance Load
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Carga
Desbalanceada
1702
I2>
Unbalance Load
3.0 .. 30.0 %
10.6 %
Corrente Continuamente
Permissível I2
1703
T WARN
Unbalance Load
0.00 .. 60.00 sec; ∞
20.00 sec
Temporização de Estágio de
Alarme
1704
FACTOR K
Unbalance Load
1.0 .. 100.0 sec; ∞
18.7 sec
Fator K de seqüência negativa
1705
T COOL DOWN
Unbalance Load
0 .. 50000 sec
1650 sec
tempo para Resfriamento
1706
I2>>
Unbalance Load
10 .. 200 %
60 %
Pickup de I2>>
1.0 .. 10.0
1.0
Fator Kt quando o motor pára
5A
2.50 .. 40.00 A
16.50 A
1A
0.50 .. 8.00 A
3.30 A
Corrente Máxima para Réplica
Térmica
1707
T I2>>
Unbalance Load
0.00 .. 60.00 sec; ∞
3.00 sec
Temporização T I2>>
1801
O/C STARTUP
O/C Startup
OFF
ON
Block relay
OFF
Partida
1802
STARTUP I>
O/C Startup
5A
0.50 .. 100.00 A
6.50 A
Pickup de I>
1A
0.10 .. 20.00 A
1.30 A
1803
STARTUP T I>
O/C Startup
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização T I>
2001
DIFF. PROT.
Diff. Prot
OFF
ON
Block relay
OFF
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
627
A Apêndice
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
2005
INC.CHAR.START
Diff. Prot
OFF
ON
OFF
Aumento da Característica de
Trip Durante a Partida
2006
INRUSH 2.HARM.
Diff. Prot
OFF
ON
ON
Inrush com Restrição de
2º Harmônico
2007
RESTR. n.HARM.
Diff. Prot
OFF
3. Harmonic
5. Harmonic
OFF
Restrição Harmônica enésima
2021
I-DIFF>
Diff. Prot
0.05 .. 2.00 I/InO
0.20 I/InO
Valor de Pickup da Corrente
Diferencial
2026A
T I-DIFF>
Diff. Prot
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização T I-DIFF>
2031
I-DIFF>>
Diff. Prot
0.5 .. 12.0 I/InO; ∞
7.5 I/InO
Valor de Pickup de Trip de Ajuste
em Alta
2036A
T I-DIFF>>
Diff. Prot
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização T I-DIFF>>
2041A
SLOPE 1
Diff. Prot
0.10 .. 0.50
0.25
Trip
2042A
BASE POINT 1
Diff. Prot
0.00 .. 2.00 I/InO
0.00 I/InO
Ponto de Base para Inclinação 1
da Característica
2043A
SLOPE 2
Diff. Prot
0.25 .. 0.95
0.50
Trip
2044A
BASE POINT 2
Diff. Prot
0.00 .. 10.00 I/InO
2.50 I/InO
Ponto de Base para Inclinação 2
da Característica
2051A
I-REST. STARTUP
Diff. Prot
0.00 .. 2.00 I/InO
0.10 I/InO
I-RESTRAINT para Detecção de
Partida
2052A
START-FACTOR
Diff. Prot
1.0 .. 2.0
1.0
Fator de Aumento da
Característica na Partida
2053
T START MAX
Diff. Prot
0.0 .. 180.0 sec
5.0 sec
Tempo de partida Máximo
Permissível
2061A
I-ADD ON STAB.
Diff. Prot
2.00 .. 15.00 I/InO
4.00 I/InO
Pickup para Estabilização
Add-on
2062A
T ADD ON-STAB.
Diff. Prot
2 .. 250 Cycle; ∞
15 Cycle
Duração da Estabilização
Add-on
2063A
CROSSB. ADD ON
Diff. Prot
2 .. 1000 Cycle; 0; ∞
15 Cycle
Tempo de Bloqueio Cruzado
para Estabilização Add-on
2071
2. HARMONIC
Diff. Prot
10 .. 80 %
15 %
Conteúdo do 2º Harmônico na
I-DIFF
2072A
CROSSB. 2. HARM
Diff. Prot
2 .. 1000 Cycle; 0; ∞
3 Cycle
Tempo para Bloqueio Cruzado
do 2º Harmônico
2076
n. HARMONIC
Diff. Prot
10 .. 80 %
30 %
Conteúdo do enésimo
Harmônico na I-DIFF
2077A
CROSSB. n.HARM
Diff. Prot
2 .. 1000 Cycle; 0; ∞
0 Cycle
Tempo para Bloqueio Cruzado
do enésimo Harmônico
2078A
IDIFFmax n.HM
Diff. Prot
0.5 .. 12.0 I/InO
1.5 I/InO
Limite IDIFFmax da Restrição do
Enésimo Harmônico
2101
REF PROT.
REF
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Falta à Terra
Restrita
2102
REF I> BLOCK
REF
1.0 .. 2.5 I/InO
1.5 I/InO
Pickup REF do Bloqueio da
Corrente de Fase
2103
REF U0>RELEASE
REF
1.0 .. 100.0 V; 0
5.0 V
Pickup REFde liberação de U0>
2110
I-REF>
REF
0.05 .. 2.00 I/InO
0.10 I/InO
Pickup de I-REF>
2112
T I-REF>
REF
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Temporização T I-REF>
2113A
SLOPE
REF
0.00 .. 0.95
0.25
Inclinação da característica
I-REF> = f(I0-Rest)
2114A
BASE POINT
REF
0.00 .. 2.00 I/InO
0.00 I/InO
Ponto de Base para Inclinação
da Característica
3001
UNDEREXCIT.
Underexcitation
OFF
ON
Block relay
OFF
3002
1/xd CHAR. 1
Underexcitation
0.20 .. 3.00
0.41
Característica da intersecção da
susceptância 1
3003
ANGLE 1
Underexcitation
50 .. 120 °
80 °
Ângulo de Inclinação da
Característica 1
3004
T CHAR. 1
Underexcitation
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização da
Característica 1
628
7UM62 Manual
C53000-G1179-C149-2
A.7 Ajustes
End.
Parâmetro
Função
C
Opções de Ajustes
Ajuste Padrão
Comentários
3005
1/xd CHAR. 2
Underexcitation
0.20 .. 3.00
0.36
susceptância 2
3006
ANGLE 2
Underexcitation
50 .. 120 °
90 °
Característica 2
3007
T CHAR. 2
Underexcitation
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização da Característica
2
3008
1/xd CHAR. 3
Underexcitation
0.20 .. 3.00
1.10
susceptância 3
3009
ANGLE 3
Underexcitation
50 .. 120 °
90 °
Característica 3
3010
T CHAR 3
Underexcitation
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.30 sec
Temporização da Característica
3
3011
T SHRT Uex<
Underexcitation
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.50 sec
Temporização T-Short
(Carac. e Uexc<)
3012
EXCIT. VOLT.
Underexcitation
ON
OFF
OFF
Estado da Supervisão de Tensão
de Excitação
3013
Uexcit. <
Underexcitation
0.50 .. 8.00 V
2.00 V
Pickup da Supervisão de Tensão
de Excitação
3014A
Umin
Underexcitation
10.0 .. 125.0 V
25.0 V
Pickup do Bloqueio de
Subtensão
3101
REVERSE POWER
Reverse Power
OFF
ON
Block relay
OFF
3102
P> REVERSE
Reverse Power
-30.00 .. -0.50 %
-1.93 %
Pickup de P> Reversa
3103
T-SV-OPEN
Reverse Power
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização Longa
(sem Válvula de Parada)
3104
T-SV-CLOSED
Reverse Power
0.00 .. 60.00 sec; ∞
1.00 sec
Temporização Curta
(com Válvula de Parada)
3105A
T-HOLD
Reverse Power
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.00 sec
Pickup de Tempo de Espera
3201
FORWARD POWER
Forward Power
OFF
ON
Block relay
OFF
3202
Pf<
Forward Power
0.5 .. 120.0 %
9.7 %
Supervisão de Pickup de
P-forw.<
3203
Pf>
Forward Power
1.0 .. 120.0 %
96.6 %
Supervisão de Pickup de
P-forw.>
3204
T-Pf<
Forward Power
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização T-P-forw.<
3205
T-Pf>
Forward Power
0.00 .. 60.00 sec; ∞
10.00 sec
Temporização T-P-forw.>
3206A
MEAS. METHOD
Forward Power
accurate
fast
accurate
Método de operação
3301
IMPEDANCE PROT.
Impedance
OFF
ON
Block relay
OFF
Proteção de Impedãncia
3302
IMP I>
Impedance
5A
0.50 .. 100.00 A
6.75 A
1A
0.10 .. 20.00 A
1.35 A
Pickup de Detecção de Falta de
I>
ON
OFF
OFF
3303
U< SEAL-IN
Impedance
Estado da Subtensão com Selo
3304
U<
Impedance
10.0 .. 125.0 V
80.0 V
Pickup da Subtensão com Selo
3305
T-SEAL-IN
Impedance
0.10 .. 60.00 sec
4.00 sec
Duração da Subtensão com Selo
3306
ZONE Z1
Impedance
5A
0.01 .. 26.00 Ω
0.58 Ω
1A
0.05 .. 130.00 Ω
2.90 Ω
0.00 .. 60.00 sec; ∞
0.10 sec
Impedãncia Z1
5A
0.01 .. 13.00 Ω
0.99 Ω
Zona de Impedância Z1B
1A
0.05 .. 65.

Prefácio - Siemens

Transcrição

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