MEMÓRIA DE CÁLCULO PARA OS AJUSTES DO RELÉ DE PROTEÇÃO DE ... DE AJUSTES SEL-387.pdf ·...

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MEMÓRIA DE CÁLCULO PARA OS AJUSTES DO

RELÉ DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE E

DIFERENCIAL DE CORRENTE SEL-387-0-5-6



ÍNDICE PÁG. 1. INTRODUÇÃO ............................................................................................ 3

2. CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-387 .................................................. 5

2.1. Funções de Proteção ..................................................................................... 5

2.2. Funções de Medição ...................................................................................... 5

2.3. Funções de Monitoramento ........................................................................... 6

2.4. Funções de Controle ...................................................................................... 6

2.5. Lógicas Adicionais ......................................................................................... 7

2.6. Integração ....................................................................................................... 7

2.7. Outras Características ................................................................................... 7

2.8. Opcionais ........................................................................................................ 7

3. MEMÓRIA DE CÁLCULO ........................................................................... 8

3.1. Seleção das RTCs para um Transformador com vários enrolamentos ..... 8

3.2. Correntes de curtos-circuitos...................................................................... 10

3.3. Group 1 Settings ........................................................................................... 10

3.4. Global Settings ........................................................................................... 111

3.5. SER .............................................................................................................. 131

3.6. DNP .............................................................................................................. 132

3.7. Ports 1- 4 ..................................................................................................... 135

4. ANEXOS ................................................................................................. 143

4.1. Anexo I ......................................................................................................... 143

4.2. Anexo II ........................................................................................................ 152

4.3. Anexo III ....................................................................................................... 154

5. Referências ............................................................................................ 156



1. INTRODUÇÃO

O presente documento tem a finalidade de apresentar um exemplo de memória de cálculo e a respectiva parametrização dos ajustes, para o Relé de Sobrecorrente e Diferencial de Corrente SEL-387, utilizado na proteção de um autotransformador de 3 enrolamentos, de 230/138/13,8 kV - 150,0/150,0/60,0 MVA, ligado em estrela/estrela/delta, conforme Figura 1.

NOTA IMPORTANTE:

Este documento é apenas um exemplo de memória de cálculo para o relé SEL311L, o profissional que irá executar os estudos deve ser qualificado para tal tarefa e utilizar de outras literaturas, não tomando este documento como única referência. Devido à complexidade e inúmeros detalhes das subestações onde o relé SEL-311L pode ser usado, a SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES não se responsabiliza por qualquer uso inadequado deste documento e que venha a causar danos.

Conexão CA típica

Figura 1 – Exemplo de Conexão CA típica de autotransformador de três enrolamentos



Conexão CC típica

O diagrama de conexão CC da Figura 2 ilustra o controle de trip dos três disjuntores do autotransformador. No diagrama estão incluídos os três contatos de entrada 52a que definem os estados dos disjuntores (fechado ou aberto) e um relé de bloqueio 86T para trip nos três disjuntores, através da função diferencial. Somente pelas atuações das funções de sobrecorrente haverá trips individuais nos disjuntores. O diagrama mostra também as funções de ALARME e Anunciação. A função ALARME vem configurada de fábrica com contato do tipo B, de tal forma que só fecha quando houver falha do relé.

Se for desejado o fechamento de um dos disjuntores, é usado o contato anunciador de trip respectivo (OUT105), no caso do disjuntor do lado de 230 kV.

Figura 2 – Exemplo de Conexão CC típica



2. CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-387

O Relé SEL-387 oferece proteção diferencial com e sem restrição para dois, três ou quatro terminais. Elementos de segunda, quarta e quinta harmônicas, complementados pelo elemento cc, propiciam segurança durante condições de sobreexcitação e energização do transformador, através de um esquema definido pelo usuário entre as opções de restrição por harmônicas ou bloqueio por harmônicas. Elementos de sobrecorrente fazem a proteção de retaguarda, o que contribui para a versatilidade do Relé SEL-387. As funções referentes a relatórios de evento (oscilografia), Registrador Seqüencial de Eventos (“Sequential Events Recorder” - SER), monitoração do desgaste dos contatos do disjuntor e monitoração da tensão das baterias da subestação são todas padronizadas. Quatro portas de comunicação, display do painel local e funções de automação de ampla capacidade são também padronizadas. A placa de entradas e saídas (“In/Out” - I/O) expandida é disponibilizada como uma opção. A função de falta à terra restrita propicia proteção sensível para faltas à terra em transformadores conectados em estrela.

2.1. Funções de Proteção

• 87 – Diferencial; • 50/51 - Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada para cada

lado do transformador; • 50/51G - Sobrecorrente residual instantânea e temporizada para cada

lado do transformador; • 50/51Q (46) - Sobrecorrente instantânea e temporizada de seqüência

negativa para cada lado do transformador; • 50/62BF - Falha de disjuntor para cada lado do transformador; • REF (67G) - Proteção de falta à terra restrita (quando se utilizam

somente 2 ou 3 enrolamentos); • 49T – Proteção térmica (opcional através de RTD’s); • 49 – Proteção imagem térmica (cálculo de ponto quente dos

enrolamentos do transformador).

2.2. Funções de Medição

• Correntes de fase (IA, IB, IC) e residual (IG), correntes de seqüência (I1, 3I2, 3I0) para cada entrada;

• Demanda de corrente de fase e de seqüência negativa; • Corrente diferencial; • Espectro de harmônicas até a 15ª ordem; • Registro de valores máximos e mínimos de grandezas analógicas; • Temperatura de topo do óleo via módulo de RTD´s SEL 2600A;



• Temperatura ambiente via módulo SEL-2600A e processador SEL-2032;

• Temperatura do ponto mais quente do interior do transformador (Hot Spot).

2.3. Funções de Monitoramento

• Oscilografia armazena até 7 segundos de dados; • Seqüência de eventos armazena os últimos 512 eventos; • Monitoramento térmico do transformador; • Monitoramento do sistema de alimentação auxiliar CC (banco de

baterias), fornecendo alarme para sub ou sobretensão; • Monitoramento de desgaste dos contatos do disjuntor por pólo; • Contador de operações para até 4 disjuntores; • Monitoramento das bobinas do disjuntor (através de programação

lógica); • Fator de aceleração do envelhecimento do transformador; • Taxa de perda de vida útil do transformador; • Tempo total de perda de vida útil do transformador; • Monitoramento de desgaste do transformador devido a faltas externas

passantes.

2.4. Funções de Controle

• Número de entradas e saídas binárias: � STANDARD: 6 entradas e 8 saídas; � Para adicionar placa de entradas e saídas digitais ver item 8;

• Comando de abrir / fechar o disjuntor e/ou seccionadoras, local e remoto;

• Programação através de equações lógicas (SELogic): � 16 relés auxiliares / temporizadores, 16 biestáveis, 16 chaves de

controle local e remoto; • Programação de até 16 mensagens para serem exibidas no display; • Seletividade lógica; • 6 grupos de ajustes; • Controle de torque das funções de sobrecorrente; • 30 – Anunciador; • 69 – Inibição de fechamento; • 86 – Retenção de sinal de disparo.



2.5. Lógicas Adicionais

• Bloqueio ou restrição de 2ª e 4ª harmônicas; • Bloqueio de 5ª harmônica e componente CC; • Remoção de seqüência zero, selecionável para qualquer tipo de

conexão de transformador.

2.6. Integração

• 1 porta serial EIA-232 frontal; • 2 portas seriais EIA-232 traseiras; • 1 porta serial EIA-485 traseira; • Sincronização horária por IRIG-B; • Protocolos: DNP3.0, ASCII, Compressed ASCII, Fast Meter, Fast

Operate, LMD.

2.7. Outras Características

• Software amigável para parametrização (AcSELerator); • Contatos Standard: capacidade de condução contínua 6A, 50A por 1

segundo, capacidade de estabelecimento de condução 30A, capacidade de interrupção 0,3A (125Vcc, L/R = 40ms);

• Tensão auxiliar: 24, 48, 125 ou 250 VCC; • Temperatura de operação –40 º a + 85 º C.

2.8. Opcionais

• Placa de entradas e saídas digitais adicional, podendo ser: � 08 entradas e 12 saídas; � 08 entradas e 12 saídas com contatos de alta capacidade de

interrupção (10A, 125Vcc, L/R=40ms); • Montagem tipo rack ou painel, horizontal; • Bornes terminais convencionais ou conectorizados.



3. MEMÓRIA DE CÁLCULO

Os cálculos de ajustes e as parametrizações que serão definidos a seguir se referem ao Relé SEL-387 utilizado no esquema de proteção de um autotransformador 230/138/13,8kV – 150,0/150,0/60,0 MVA, representado na Figura 1.

3.1. Seleção das RTCs para um Transformador com vários enrolamentos

Passo 1. Determine as cargas (em ohms) que serão ligadas nos secundários dos TCs onde está conectado o relé.

Passo 2. Selecione a relação de TC para o maior enrolamento (por exemplo, CTR1), considerando a máxima corrente secundária IHS, com base na maior potência (em MVA) do transformador. Para TCs conectados em estrela, a corrente no relé, IREL, é igual a IHS. Para TCs conectados em delta, IREL é igual a 3 x IHS. Escolha a relação mais próxima de tal forma que IREL fique entre 0,1 x IN e 1,0 x IN A (secundário), onde IN é a corrente nominal secundária do relé (1 A ou 5 A).

Passo 3. Selecione as relações dos TCs restantes (por exemplo, CTR2 e CTR3) considerando a máxima corrente secundária, ILS, de cada enrolamento. Tipicamente, a relação de TC é baseada na potência máxima (em MVA) de cada enrolamento. Se esse valor for muito menor que o valor do maior enrolamento, é possível violar o limite de relação de TAP no relé SEL-387 (veja Passo 4 e Passo 5). Para TCs conectados em estrela, a corrente no relé, IREL é igual a ILS. Para TCs conectados em delta IREL é igual a 3 x ILS. Escolha a relação mais próxima de tal forma que IREL fique entre 0,1 x IN e 1,0 x IN A (secundário).

Passo 4. O relé SEL-387 calcula os ajustes do TAP1 ao TAP4 se a relação de TAPMAX/TAPMIN é menor ou igual a 7,5. Quando o relé calcula o ajuste do TAP, reduz-se o “mismatch” do TC para menos que um por cento. A faixa de ajuste permissível dos TAPs é 0,1 x IN a 31 x IN.

Passo 5. Se a relação TAPMAX/TAPMIN é maior que 7,5, selecione outra relação de TC para atender a condição acima. Freqüentemente é necessário selecionar uma relação de TC maior para um



enrolamento menor, utilizando TCs auxiliares para encontrar a relação exigida. Repita os Passo 2 ao Passo 5.

Passo 6. Calcule a máxima corrente simétrica de falta para um defeito externo, e verifique se as correntes secundárias nos TCs não excedam às correntes máximas permitidas para o TC, tipicamente 20 x IN. Se necessário, selecione novamente as relações dos TCs e repita os Passo 2 ao Passo 6.

Passo 7. Para cada TC, multiplique as cargas calculadas no Passo 1 pela magnitude, em amperes secundários, da máxima corrente simétrica de falta esperada para um defeito externo. Selecione a tensão nominal referente a classe de precisão de cada TC que deverá ser maior que duas vezes a tensão calculada. Se necessário, selecione uma relação de TC maior para atender este requisito, e repita os passos 2 ao 7. Este critério de seleção ajuda reduzir a probabilidade de saturação de TC.

Para maiores informações ver o artigo TP6027 (Selecting CTs to Optimize Relay Performance) no site www.selinc.com.br

3.1.1. RTCs do lado de 230 kV

• Relações disponíveis: 1200/600/300-5-5 A

• RTC usada = 600/5 A (120:1)

3.1.2. RTCs do lado de 138 kV

• Relações disponíveis: 1200/600/300-5-5 A

• RTC usada = 1200/5 A (240:1)

3.1.3. RTCs do lado de 13,8 kV

• Relação disponível: 3000-5 A

• RTC usada = 3000/5 A (600:1)



3.1.4. Ligação dos TCs

Conforme Figura 1, os TCs de todos os enrolamentos estão ligados em estrela.

3.2. Correntes de curtos-circuitos

Os cálculos de curtos-circuitos para os lados de 230 kV, 138 kV e 13,8 kV nas condições Normal, Máxima e Mínima de operação, estão apresentados no anexo I.

3.3. Group 1 Settings

Configuration Settings

3.3.1. Identifier Labels

O relé SEL-387 possui dois “labels” de identificação: o Relay Identifier (RID) e o Terminal Identifier (TID). O relay identifier é normalmente usado para identificar o relé ou o tipo de esquema de proteção. O terminal identifier típico inclui uma abreviação do nome da subestação e do circuito de linha.

Através do Relay Identifier e Terminal Identifier, o relé identifica cada registro de eventos, registro de medição, etc. de cada circuito da subestação.

Os ajustes de RID e TID podem incluir os seguintes caracteres: 0-9 , A-Z , #, &, @, -, /, .,espaço. O total de caracteres disponíveis para cada ajuste está limitado a 30 (trinta).

Estes dois ajustes não podem ser feitos via painel frontal do relé, somente através de comunicação com o PC.

AJUSTES

RID = SEL-387-6

TID = SE SEL – AUTOTRAFO

3.3.2. Differential Element Enable (E87W1—E87W4)

O relé SEL-387 possui quatro conjuntos de entradas de corrente trifásica para a proteção diferencial, não sendo necessário utilizá-las todas e podendo configurar qualquer uma das entradas. Os



ajustes dos elementos E87Wn determinam com quais terminais serão executados os cálculos diferenciais.

Os ajustes disponíveis são:

E87W1: Y, N, Y1 (Habilita o elemento diferencial do enrolamento 1). Selecionado Y1 possibilita o bloqueio das funções de quarta harmônica (PCT4) e DC (DCRB).




Conforme Figura 1 o autotransformador tem apenas três enrolamentos com três conjuntos de TCs, portanto os ajustes deverão ser:

AJUSTES

E87W1 = Y

E87W2 = Y

E87W3 = Y

E87W4 = N

3.3.3. Overcurrent Element and Demand Threshold Enables (EOCn)

Para cada terminal existe um ajuste independente para os elementos de sobrecorrente e limites de demanda EOCn.

Não é necessário que a função diferencial (E87Wn) esteja habilitada, para que se possa utilizar as respectivas funções de sobrecorrente.

Os ajustes disponíveis são:

EOC1: Y, N (Habilita o elemento de sobrecorrente e limites de demanda do enrolamento 1).






EOCC: Y, N (Habilita o elemento combinado de sobrecorrente, usado em subestações com arranjos em anel ou disjuntor e meio). Para maiores informações ver Application Guide AG99-08 (Applying the SEL-387-5 Relay Combined Overcurrent Elements) no site www.selinc.com.br

AJUSTES

EOC1 = Y

EOC2 = Y

EOC3 = Y

EOC4 = N

EOCC = N

3.3.4. Thermal Element Enable (ETHER)

Esse elemento está disponível apenas no relé SEL-387-6.

ETHER: Y, N (Habilita o elemento térmico).

AJUSTES

ETHER = Y

3.3.5. RTD Enable (E49A, E49B)

Estas funções proporcionam a modelagem térmica do autotransformador, com capacidade de monitoração e proteção. O elemento térmico executa uma ação de controle e ativa um alarme ou aviso, quando o autotransformador estiver com sobreaquecimento, ou quando estiver em perigo devido ao envelhecimento excessivo da isolação ou redução da vida útil.

Para a aquisição de dados das temperaturas é necessário que esteja ligado em uma das portas seriais do relé SEL-387-6 um módulo de RTD SEL 2600A (“SEL-2600A RTD Module”) ou um PLC, conforme mostrado na Figura 3. O SEL-2600A transmite os dados de temperatura através dos protocolos Modbus, SEL Fast Messaging, ou ASCII para o Relé SEL-387-6 no formato de uma



SEL Fast Message. Embora o Relé SEL-387-6 possa receber os dados de temperatura com qualquer taxa, o elemento térmico utiliza esses dados somente uma vez por minuto.

Figura 3 – Monitoramento Térmico do Transformador

E49A: Y, N (Habilita o elemento RTDA).

E49B: Y, N (Habilita o elemento RTDB).

AJUSTES

E49A = Y

E49B = Y

3.3.6. SELogic Control Equations Enable

Esta função possibilita a utilização de até três grupos de lógicas (temporizadores “SVs” e biestáveis “LTs”).

ESLS1: Y, N (Habilita o grupo 1 de “SVs e LTs”).



AJUSTES

ESLS1 = Y

ESLS2 = N

ESLS3 = N

General Data



3.3.7. CT Connection (W1CT—W4CT)

Determina o tipo de ligação dos TCs para cada enrolamento.

W1CT: D, Y (Tipo de ligação dos TCs do enrolamento 1).




Onde D = Estrela e Y = Delta

Conforme Figura 1, os TCs dos três enrolamentos do autotransformador estão ligados em estrela. O ajuste de W4CT é irrelevante.

AJUSTES

W1CT = Y

W2CT = Y

W3CT = Y

W4CT = Y

3.3.8. CT Ratio (CTR1—CTR4)

Determina a relação dos TCs para cada enrolamento.

CTR1: 1 - 50000 (Relação dos TCs do enrolamento 1).




As RTCs dos três conjuntos de TCs são:

Lado 230 kV = 600/5 A (120:1)

Lado 138 kV = 1200/5 A (240:1)

Lado 13,8 kV = 3000/5 A (600:1)

O ajuste de CTR4 é irrelevante.

AJUSTES

CTR1 = 120

CTR2 = 240

CTR3 = 600

CTR4 = 600



3.3.9. Maximum Transformer Capacity, Three-Phase MVA (MVA)

MVA: OFF, 0,2 a 5000 MVA, em passo de 0,1 MVA (Potência máxima do Transformador. Quando ajustado em OFF, o relé calcula os valores de cada TAP automaticamente).

AJUSTES

MVA = 150,0

3.3.10. Internal Winding/CT Connection Compensation (ICOM)

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

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

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

ICOM: Y, N (Define se haverá compensação de conexão dos TCs)

AJUSTES

ICOM = Y

3.3.11. Connection Compensation (W1CTC—W4CTC)

Através do ajuste WnCTC = m, o relé seleciona uma de suas matrizes para fazer a compensação angular. Os valores que “m” pode assumir são valores discretos de 0 a 12 que fisicamente representam o número de incrementos de 30° no sentido anti-horário para sistema com rotação de fases ABC ou 30° no sentido horário para o sistema ACB.



As correntes trifásicas que entram no terminal n do relé (IAWn, IBWn e ICWn) são compensadas através da multiplicação por alguma das matrizes CTC(m), originando as correntes compensadas (IAWnC, IBWnC e ICWnC).

[ ]

×=

ICWn

IBWn

IAWn

mCTC

ICWnC

IBWnC

IAWnC

)(

As 13 matrizes de compensação são:

[ ] [ ] [ ]

−

−

−

=

−

−

−

=

=

112

211

121

3

1)2(

101

110

011

3

1)1(

100

010

001

)0( CTCCTCCTC

[ ] [ ] [ ]

−

−

−

=

−−

−−

−−

=

−

−

−

=

110

011

011

3

1)5(

121

112

211

3

1)4(

011

101

110

3

1)3( CTCCTCCTC

[ ] [ ] [ ]

−−

−−

−−

=

−

−

−

=

−

−

−

=

112

211

121

3

1)8(

101

110

011

3

1)7(

211

121

112

3

1)6( CTCCTCCTC

[ ] [ ] [ ]

−

−

−

=

−

−

−

=

−

−

−

=

110

011

101

3

1)11(

121

112

211

3

1)10(

011

101

110

3

1)9( CTCCTCCTC

[ ]

−−

−−

−−

=

211

121

112

3

1)12(CTC

Exemplo para determinar a matriz de compensação

Passo 1: Adote o enrolamento 1 como referência.

Para o enrolamento 1 escolha entre as matrizes 0 ou 12, as quais não aplicam nenhum defasamento nas



correntes de entrada. Escolha 0 se já houver alguma conexão delta até o relé, ou seja, se este lado do transformador estiver conectado em delta ou então se os TCs estiverem fechados desta maneira. Se ambos, enrolamento 1 e TCs, estiverem fechados em conexão estrela, escolha a matriz 12 para remoção da componente de seqüência zero.

Passo 2: Verifique em quantos graus o secundário está atrasado com relação ao primário e escolha a matriz de compensação conforme a Figura 4:

Figura 4 – Rotação Angular

PORQUE ELIMINAR A CORRENTE DE SEQÜÊNCIA ZERO?

Num transformador estrela aterrado - delta, faltas envolvendo a terra no lado de alta do transformador (estrela aterrado), resulta em correntes de linha e conseqüentemente correntes no secundário dos TCs de alta. No lado de baixa do transformador a corrente de falta de seqüência zero circula dentro da conexão delta do transformador, mas não circula no secundário dos TCs de baixa. Para o relé diferencial, a corrente de falta chega apenas no enrolamento 1 o que pode causar operação indevida, ou seja, uma atuação para falta fora da zona de proteção

Para maiores informações ver Application Guide AG2006-01 (Determining the Correct Connection Compensation in the SEL-387 Relay) no site www.selinc.com.br.



W1CTC: 0, 1, .....12 (Define a matriz de compensação para o enrolamento 1).




Foi considerado o sentido de rotação CBA, a corrente atrasada em 30° ou (YD1).

AJUSTES

W1CTC = 1

W2CTC = 1

W3CTC = 0

W4CTC = 0

3.3.12. Line-to-Line Voltage, kV (VWDG1—VWDG4)

Define as tensões fase-fase dos enrolamentos.

VWDG1: 1 – 1000KV (tensão fase-fase do enrolamento 1).




AJUSTES

VWDG1 = 230,0

VWDG2 = 138,0

VWDG3 = 13,8

VWDG4 = 13,8

Differential Elements



3.3.13. Current TAP (TAP1—TAP4)

Determina os ajustes dos TAPs de corrente de cada enrolamento, quando estes não forem calculados automaticamente (MVA ≠ OFF).

TAP 1 (IN=1A): 0,10 – 31,00 A (Tap de corrente do enrolamento 1).








Foi considerado que os TAPs de corrente não serão calculados automaticamente.

Determinação dos TAPs de corrente para cada enrolamento

CCTRnVWDGn

MVATAPn ×

××

×=

3

1000

Onde:

MVA = Potência máxima do autotransformador (deve ser a mesma para os cálculos de todos os enrolamentos).

VWDGn = Tensão fase-fase de cada enrolamento (em kV).

CTRn = Relação de TC de cada enrolamento.

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

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

Existem as seguintes limitações no cálculo dos TAPs:



� Os ajustes dos TAPs devem estar dentro da faixa 0,1 x IN e 31 x IN.

� A relação TAPMAX/TAPMIN deve ser ≤ 7,5.

Determinação do TAP do enrolamento primário:

ATAP 14,3135/600230

10001501 =×

××

×=

TAP1 = 3,14 A

Determinação do TAP do enrolamento secundário:

ATAP 61,2135/1200138

10001502 =×

××

×=

TAP2 = 2,61 A

Determinação do TAP do enrolamento terciário:

ATAP 46,10135/30008,13

10001503 =×

××

×=

TAP3 = 10,46 A

Verificação da relação TAPMAX/TAPMIN ≤ 7,5:

00,461,2

46,10==

MÍN

MÁX

TAP

TAP

AJUSTES

TAP1 = 3,14 A

TAP2 = 2,61 A

TAP3 = 10,46 A

TAP4 = 10,46 A



3.3.14. Restrained Element Operating Current Pickup (O87P)

O ajuste da função O87P deve ser de tal forma que evite operações indesejadas por causa de erros em TCs ou corrente de excitação do transformador. O ajuste deve também gerar uma corrente operacional maior ou igual a 0,1 x IN, quando multiplicado pelo menor entre TAP1 e TAP4.

O87P: 0,10 – 1,00 x TAP A (Corrente de operação em múltiplo do TAP).

MINMIN TAP

InPO

×≥

1,087

19,061,2

0,51,087 =

×≥MINPO

Verificação da corrente operacional, considerando que o ajuste sugerido para O87P é 0,3.

)(871,0 ATAPPOIN MIN×≤×

A78,05,0

61,23,00,51,0

≤

×≤×

AJUSTES

O87P = 0,30

3.3.15. Restraint Slope Percentage (SLP1, SLP2)

O Relé SEL-387 tem três elementos diferenciais. Esses elementos usam as grandezas de operação e restrição calculadas a partir das correntes de entrada de dois, três ou quatro enrolamentos. Os elementos diferenciais são ajustados com característica diferencial porcentual com inclinação simples ou dupla. A Figura 5 apresenta um exemplo de um ajuste com inclinação dupla. A inclinação 1 (“Slope 1”) considera as correntes diferenciais resultantes dos erros dos TCs e alterações de tap. A inclinação 2 (“Slope 2”) evita a operação indesejada do relé devido à saturação dos TCs quando de faltas externas de alta intensidade.



Figura 5 – Característica de Restrição Diferencial Porcentual

Exemplos de definição de slopes:

Considerando os erros dos TCs em ±10% (e = 0,1).

Considerando também que a variação da relação de tensão do transformador de força na mudança de TAP com carga, (LTC), está entre 90% e 110% (a = 0,1).

Considerando a pior condição de operação, onde uma corrente diferencial aparece quando todas as correntes de entrada são medidas com erro positivo máximo nos TCs e todas as correntes de saída são medidas com erro negativo máximo nos TCs, sendo compensada pela variação máxima de LTC. Então, a corrente diferencial máxima esperada para essas condições é:

∑∑ ×+

−−×+=

"""")1

)1()1(

OUTIN

IWna

eIWneIdmáx

Onde as somatórias totais das entradas e saídas das correntes secundárias do transformador de força, devem ser consideradas depois da compensação do TAP. Estas somatórias devem ser iguais para faltas externas e com corrente de carga, para poder expressar a máxima corrente diferencial como uma porcentagem da corrente do enrolamento:

%100)1(

)()2(

)1(

)1()1( ×

+

×++×=

+

−−+

a

aeae

a

ee

%18,28%100)1,01(

)1,01,0(1,0)1,02(

)1,01(

)1,01()1,01( =×

+

×++×=

+

−−+



Além do erro calculado acima, deve-se considerar os erros adicionais, como o da corrente de excitação de transformador ( ± 3%) e o erro de medição do relé ( ≤ 5%). Assim, o erro total máximo vai para aproximadamente 36% (28,18 + 3 + 5). Então, se for usado somente um slope, um ajuste conservador seria mais ou menos 40% (SLP1 = 40).

Com dois slopes, ou aplicação da porcentagem diferencial variável, melhora a sensibilidade na região onde o erro de TC é menor e aumenta a segurança para as regiões de altas correntes, onde o erro do TC é maior. Deve-se definir o início do slope 2 levando-se em consideração o limite ou ponto de interseção do slope 1 (IRS1). Se for assumido um erro de TC em 1%, o ajuste de SLP1 pode ficar em aproximadamente 25%. Uma boa escolha para IRS1 é mais ou menos 3,0 vezes o TAP, enquanto o SLP2 deve ser ajustado entre 50% e 60%, para evitar problemas com saturação dos TCs para altas correntes.

SLP1: 5,00 – 100,0 % (Slope inicial da característica de restrição percentual).

SLP2: OFF, 25,00 – 200,0 % (Segundo Slope da característica de restrição percentual).

AJUSTES

SLP1 = 25,0%

SLP2 = 50,0%

3.3.16. Restraint Current Slope 1 Limit (IRS1)

IRS1: 1,0 – 20,0 x TAP (Limite da corrente de restrição para o Slope 1 ou ponto de interseção onde inicia o Slope 2).

Deve-se observar as limitações abaixo, tendo em vista que para IN = 1,0 A o TAPMÁX é 31,00 A e para IN = 5,0 A o TAPMÁX é 155,00 A.

0,311)0,1( ≤×⇒= IRSTAPAIN MÁX

0,1551)0,5( ≤×⇒= IRSTAPAIN MÁX

82,1446,10

0,1551 ≤≤IRS

AJUSTES



IRS1 = 3

3.3.17. Unrestrained Element Current Pickup (U87P)

Esse elemento de corrente diferencial sem restrição, compara o valor da corrente diferencial de operação com um valor de ajuste, normalmente de 10 vezes o ajuste do TAP. Esse valor de pick-up somente é ultrapassado para faltas internas.

U87P: 1,0 – 20,0 x TAP (Elemento instantâneo de sobrecorrente não restrito).

AJUSTES

U87P = 10

3.3.18. Second/ Fourth / Fifth - Harmonic Blocking Percentage of Fundamental (PCT2/ PCT4/ PCT5)

Os relés SEL-387-5, -6 propiciam segurança nas situações que possam causar operações incorretas do relé em função de ocorrências no sistema e no transformador. Usando o elemento de quinta harmônica evita-se a operação indevida do relé durante condições admissíveis de sobreexcitação. Os elementos de harmônicas pares (segunda e quarta harmônicas) proporcionam segurança quando da ocorrência de correntes de inrush durante a energização do transformador, sendo complementados pelo elemento CC, o qual mede a assimetria da corrente de energização. O elemento das harmônicas pares permite a escolha entre o bloqueio por harmônicas e a restrição por harmônicas. No modo bloqueio, o usuário seleciona o bloqueio tendo como base uma fase individual ou considerando uma base comum, de acordo com a aplicação e filosofia. Os valores limites da segunda, quarta e quinta harmônicas são ajustados independentemente.

Para maiores informações ver Artigo Técnico TP6100 (Performance Analysis of Traditional and Improved Transformer Differential Protective Relays) no site www.selinc.com.br

PCT2: OFF, 5,0 – 100,0% (Bloqueio por segunda harmônica).

PCT4: OFF, 5,0 – 100,0% (Bloqueio por quarta harmônica).

PCT5: OFF, 5,0 – 100,0% (Bloqueio por quinta harmônica).

AJUSTES



PCT2 = 15,0%

PCT4 = 15,0%

PCT5 = 35,0%

3.3.19. Fifth-Harmonic Alarm Threshold/ Time Delay Pickup (TH5P/TH5D)

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

TH5P: OFF, 0,02 – 3,20 x TAP (Alarme de quinta harmônica).

TH5D: 0,0 – 8000,0 ciclos (Alarme de quinta harmônica).

Deve-se observar as limitações abaixo, tendo em vista que para IN = 1,0 A o TAPMÍN é 0,10 A e o TAPMÁX é 31,00 A. Para IN = 5,0 A o TAPMÍN é 0,50 A e TAPMÁX é 155,00 A.

0,315

05,05)0,1(

≤×⇒

≥×⇒=

PTHTAP

PTHTAPAIN

MÁX

MÍN

0,1555

25,05)0,5(

≤×⇒

≥×⇒=

PTHTAP

PTHTAPAIN

MÁX

MÍN

Nesse exemplo essa função não será utilizada.

AJUSTES

TH5P = OFF

TH5D = 30,0 ciclos

3.3.20. DC Ratio Blocking (DCRB) Harmonic Restraint (HRSTR) Independent Harmonic Blocking (IHBL) (All But SEL-387-0)

O relé deverá incorporar elementos CC e de quarta harmônicas, com opção de bloqueio por harmônicas (DCRB), para evitar a operação do elemento diferencial de restrição durante condições de inrush ou de sobreexcitação. As funções de restrição por harmônica (HRSTR) e bloqueio por componente CC (IHBL), são



habilitadas independentemente. Para utilizar esses elementos é necessário que a função E87Wn esteja ajustada em Y1.

DCRB: Y, N (Relação de bloqueio CC).

HRSTR: Y, N (Restrição harmônica).

IHBL: Y, N (Bloqueio independente de harmônicas).

Nesse exemplo essas funções não serão utilizadas.

AJUSTES

DCRB = N

HRSTR = N

IHBL = N

Restricted Earth Fault

3.3.21. REF Directional Element Enable (E32I) - Operating Quantity from W1, W2, W3 (32IOP) - Positive-Sequence Current Restraint Factor, I0/I1 (a0) - Residual Current Sensitivity Threshold (50GP)

A função de proteção REF é utilizada para obter sensibilidade na detecção de faltas à terra internas, em enrolamentos de transformadores conectados em estrela aterrada e autotransformadores aterrados. Somente uma das três entradas ABC do enrolamento 4 é usada para introdução da corrente de polarização do TC de neutro. A corrente de operação é derivada da corrente residual calculada para o enrolamento protegido. Um elemento direcional determina se a falta é interna ou externa. O trip é supervisionado pelos valores limites da corrente de seqüência-zero e pela lógica selecionável de saturação do TC. Uma vez que uma das entradas do enrolamento 4 é usada para o TC de neutro, um máximo de três das entradas do enrolamento podem ser usadas para proteção de sobrecorrente e diferencial.

E32I: 0, 1 (A lógica 0 desabilita a função e lógica 1 habilita a função).

32IOP: 0, 1, 2, 3, 12, 123 (Informa ao relé qual enrolamento ou combinação de enrolamentos onde deverá ser calculada a corrente residual do elemento direcional).

a0: 0,02 – 0,50 (Fator de restrição de corrente de seqüência positiva).

50GP: (In=1A) = 0,05 – 3,0 A (Limite de sensibilidade da corrente)



(In=5A) = 0,25 – 15,0 A (residual).

Uma corrente I0 falsa pode aparecer com a saturação de TC durante faltas trifásicas com correntes elevadas, assim a corrente de seqüência zero do enrolamento n deve ser maior que o fator de restrição a0 vezes a corrente de seqüência positiva (|I0Wn| > a0 x |I1Wn|).

O limite de sensibilidade da corrente residual 50GP deve ser no mínimo 0,05 vezes a corrente nominal (0,05 x 5,0 = 0,25 A).

Figura 6 – Exemplo de utilização da função de Falta à Terra Restrita

AJUSTES

E32I = 0

32IOP = 12

a0 = 0,10

50GP = 0,25 A

Winding 1 O/C Elements

3.3.22. Winding 1 Instantaneous/Definite-Time Overcurrent Elements

O Relé SEL-387 tem 11 elementos de sobrecorrente com entradas de corrente para as 3 fases, para cada um dos quatro enrolamentos, 44 elementos no total, conforme Tabela 1.



Tabela 1 – Resumo dos Elementos de Sobrecorrente

Existem nove elementos controlados por torque que incluem um elemento instantâneo, um de tempo definido e um de tempo inverso para cada fase das correntes residual e de seqüência negativa. Os elementos de fase operam com o máximo das correntes de fase. Os dois elementos restantes são de fase, separados, para auxiliar na identificação da fase que atuou ou para funções do tipo detecção de nível. Esses elementos não são controlados por torque. Dois conjuntos de elementos de sobrecorrente combinados operam com a soma vetorial das correntes dos enrolamentos 1 e 2 e a soma vetorial das correntes dos enrolamentos 3 e 4, respectivamente. As correntes individuais são calculadas através de uma relação apropriada, de forma que a corrente combinada possa refletir com precisão a corrente primária do sistema. Elementos de fase e residual de tempo inverso são disponibilizados para cada uma das correntes combinadas. Esses elementos combinados oferecem flexibilidade adicional quando o relé é aplicado em sistemas com arranjo de barras em anel ou disjuntor e meio. As relações de TCs diferentes são permitidas nos dois enrolamentos, que são somados para criar a corrente resultante. Para TCs ideais, essas funções de sobrecorrente combinadas não respondem a qualquer corrente circulante que possa passar através de ambos os disjuntores. As curvas de sobrecorrente temporizadas mostradas



na Tabela 2 têm duas opções de característica de reset para cada elemento de sobrecorrente temporizado. Uma delas consiste em resetar os elementos quando a corrente cair abaixo do valor de partida, e assim permanecer durante pelo menos 1 ciclo. A outra emula a característica de reset de um relé com disco de indução eletromecânico.

Tabela 2 – Curvas de Sobrecorrente Temporizadas

3.3.23. 50P11P Phase Definite-Time O/C Level 1 PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido. Não é necessário levar em conta a componente assimétrica, pois a filtragem do relé a remove. Somente a componente fundamental é usada.

50P11P: OFF, 0,25 – 100,0 A

Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase instantânea do enrolamento primário do autotransformador, a qual não deverá atuar para defeitos trifásicos ou monofásicos no lado de 138 KV.

Conforme anexo 4.1.5, a corrente máxima de contribuição para defeitos trifásicos no lado de 138 kV é 5700 A.

[ ]sec 37,59 5/600

570025,1)(

AIMÁXIMO

=×

=



Não deverá atuar também para defeitos trifásicos ou monofásicos nas linhas de 230 KV, onde a corrente máxima na fase, para defeitos monofásicos, conforme anexo 4.1.2, é 5370 A.

[ ]sec 94,55 5/600

537025,1)(

AIMÁXIMO

=×

=

Dessa forma, o ajuste da unidade de sobrecorrente de fase instantânea deverá ser maior que 59,37 A e 55,94 A.

50P11P (adotado) = 60,0 A

3.3.24. 50P11D Phase Level 1 O/C Delay

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

50P11D: 0 – 16000 ciclos

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

3.3.25. 50P11TC 50P11 Torque Control (SELogic Equation)

Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de fase do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar o elemento de torque para lógica 1.

50P11TC: SELogic Equation

Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de fase instantânea.

Figura 7 – Elemento de Sobrecorrente de Fase de Tempo Definido com controle

de torque



3.3.26. 50P12P Phase Instantaneous O/C Level 2 PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea de nível 2.

50P12P: OFF, 0,25 – 100,0 A

Essa função não será usada.


Idêntico à função 50P11TC.



Figura 8 – Elemento de Sobrecorrente de Fase Instantâneo com controle de

torque



50P13P: OFF, 0,25 – 100,0 A




50P14P: OFF, 0,25 – 100,0 A




Figura 9 – Elemento de Sobrecorrente de Fase Instantâneo sem controle de

torque

3.3.30. 51P1P Phase Inverse-Time O/C PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase de tempo inverso.

51P1P: OFF, 0,5 – 16,0 A

Figura 10 – Elemento de Sobrecorrente de Fase de Tempo Inverso com

controle de torque

Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase temporizada do enrolamento primário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:

• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 230 kV.


• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos lados de 230 kV e 138 KV.

• Liberar a potência máxima do autotransformador.

Determinação da corrente mínima de operação (pick-up)



Deverá liberar 140% da potência do autotransformador.

3

4,1

××

×=−

KVRTC

KVAupPick

AupPick 39,432305/600

4,1150000=

××

×=−

Pick-up proposto = 4,5 A

Potência liberada

MVAP 12,21532305,45/600 =×××=

3.3.31. 51P1C Phase Inverse-Time O/C Curve

Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de fase.

51P1C: U1 – U5; C1 – C5

Será adotada a curva com característica Normal Inversa (C1) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso. Equação da curva Normal Inversa (C1)

][)0,1(

14,002,0

segM

TDT =−

×=

3.3.32. 51P1TD Phase Inverse-Time O/C Time-Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada.

51P1TD: 0,5 – 15

Será adotado o Time-Dial 0,6 para a curva Normal Inversa.

3.3.33. 51P1RS Phase Inverse-Time O/C EM Reset

Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51P1RS: Y, N






Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de fase temporizada.

AJUSTES

50P11P = 60,0 A

50P11D = 0

50P11TC = 1

50P12P = OFF

50P12TC = 1

50P13P = OFF

50P14P = OFF

51P1P = 4,5 A

51P1C = C1

51P1TD = 0,60

51P1RS = N

51P1TC = 1

3.3.35. 50Q11P Negative-Sequence Definite-Time O/C Level 1 PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido.

As unidades de sobrecorrente de seqüência negativa podem ser utilizadas em transformadores ligados em delta – estrela aterrado, para detecção de faltas à terra do lado estrela, quando o relé está instalado do lado delta. Para maiores informações ver Artigo Técnico (Negative-Sequence Overcurrent Element Application and Coordination in Distribution Protection) no site www.selinc.com.br

50Q11P: OFF, 0,25 – 100,0 A

A função de Seqüência Negativa não será usada.



3.3.36. 50Q11D Negative-Sequence Level 1 O/C Delay

Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea/tempo definido.

50Q11D: 0,5 – 16000 ciclos

3.3.37. 50Q11TC 50Q11 Torque Control (SELogic Equation)

Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.

50Q11TC: SELogic Equation

Figura 11 – Elemento de Sobrecorrente de Seqüência Negativa de Tempo

Definido com controle de torque

3.3.38. 50Q12P Negative-Sequence Instantaneous O/C Level 2 PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea de nível 2.

50Q12P: OFF, 0,25 – 100,0 A


Idêntico à função 50Q11TC.




Figura 12 – Elemento de Sobrecorrente de Seqüência Negativa Instantâneo

com controle de torque

3.3.40. 51Q1P Negative-Sequence Inverse-Time O/C PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso.

51Q1P: OFF, 0,5 – 16,0 A

Figura 13 – Elemento de Sobrecorrente de Seqüência Negativa de Tempo

Inverso com controle de torque

3.3.41. 51Q1C Negative-Sequence Inverse-Time O/C Curve

Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de seqüência negativa.

51Q1C: U1 – U5; C1 – C5

3.3.42. 51Q1TD Negative-Sequence Inverse-Time O/C Time-Dial


51Q1TD: 0,5 – 15



3.3.43. 51Q1RS Negative-Sequence Inverse-Time O/C EM Reset


51Q1RS: Y, N




AJUSTES

50Q11P = OFF

50Q11D = 0,5

50Q11TC = 1

50Q12P = OFF

50Q12TC = 1

51Q1P = OFF

51Q1C = C1

51Q1TD = 0,5

51Q1RS = N

51Q1TC = 1

3.3.45. 50N11P Residual Definite-Time O/C Level 1 PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido.

50N11P: OFF, 0,25 – 100,0 A

Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de terra instantânea do enrolamento primário do autotransformador, a qual não deverá atuar para defeitos monofásicos no lado de 138 KV.

Conforme anexo 4.1.5, a corrente máxima de contribuição para defeitos monofásicos no lado de 138 kV é 5250 A.

[ ]sec 69,54 5/600

525025,1)(

AIMÁXIMO

=×

=



Não deverá atuar também para defeitos monofásicos nas linhas de 230 KV, onde a corrente máxima de contribuição, conforme anexo 4.1.2, é 7680 A.

[ ]sec 00,80 5/600

768025,1)(

AIMÁXIMO

=×

=

Dessa forma, o ajuste da unidade de sobrecorrente de terra instantânea deverá ser maior que 54,69 A e 80,00 A. 50N11P (adotado) = 80,0 A

3.3.46. 50N11D Residual Level 1 O/C Delay

Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de terra instantânea/tempo definido.

50N11D: 0 – 16000 ciclos

Não haverá retardo de tempo na atuação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea.

3.3.47. 50N11TC 50N11 Torque Control (SELogic Equation)

Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de terra do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.

50N11TC: SELogic Equation

Figura 14 – Elemento de Sobrecorrente de Terra de Tempo Definido com

controle de torque

Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de terra instantânea.



3.3.48. 50N12P Residual Instantaneous O/C Level 2 PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea de nível 2. 50N12P: OFF, 0,25 – 100,0 A Essa função não será usada.


Idêntico à função 50N11TC. 50N12TC: SELogic Equation

Figura 15 – Elemento de Sobrecorrente de Terra Instantâneo com controle de

torque


3.3.50. 51N1P Residual Inverse-Time O/C PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra de tempo inverso. 51N1P: OFF, 0,5 – 16,0 A

Figura 16 – Elemento de Sobrecorrente de Terra de Tempo Inverso com

controle de torque



Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de terra temporizada do enrolamento primário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:

• Ser sensível para defeitos monofásicos no lado de 230 kV.




Inicialmente será adotado um valor de aproximadamente 25% do pick-up da função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso.

AupPick 12,125,05,4 =×=−


3.3.51. 51N1C Residual Inverse-Time O/C Curve

Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de terra.

51N1C: U1 – U5; C1 – C5

Será adotada a curva com característica Normal Inversa (C1) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de terra temporizada de tempo inverso.

Equação da curva Normal Inversa (C1)

][)0,1(

14,002,0

segM

TDT =−

×=

3.3.52. 51N1TD Residual Inverse-Time O/C Time-Dial


51N1TD: 0,5 – 15




3.3.53. 51N1RS Residual Inverse-Time O/C EM Reset


51N1RS: Y, N


Idêntico à função 50N11TC.


Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de terra temporizada.

AJUSTES

50N11P = 80,0 A

50N11D = 0

50N11TC = 1

50N12P = OFF

50N12TC = 1

51N1P = 1,5 A

51N1C = C1

51N1TD = 0,80

51N1RS = N

51N1TC = 1

3.3.55. DATC1 Demand Ammeter Time Constant

Este ajuste define a constante de tempo do medidor de demanda de tempo.

DATC1: OFF, 0,5 – 255,0 min.

3.3.56. PDEM1P Phase Demand Ammeter Threshold

Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de fase.

PDEM1P: 0,5 – 16,0 A



3.3.57. QDEM1P Negative-Sequence Demand Ammeter Threshold

Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de seqüência negativa.

QDEM1P: 0,5 – 16,0 A

3.3.58. NDEM1P Residual Demand Ammeter Threshold

Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de terra.

NDEM1P: 0,5 – 16,0 A

AJUSTES

DATC1 = 15,0 min

PDEM1P = 2,00 A

QDEM1P = 2,00 A

NDEM1P = 2,00 A



Características idênticas ao Winding 1 Instantaneous/Definite-Time Overcurrent Elements.



50P21P: OFF, 0,25 – 100,0 A

Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase instantânea do enrolamento secundário do autotransformador, a qual não deverá atuar para defeitos trifásicos ou monofásicos no lado de 230 KV.



Conforme anexo 4.1.2, a corrente máxima de contribuição para defeitos trifásicos no lado de 230 kV é 7620 A.

[ ]sec 69,39 5/1200

762025,1)(

AIMÁXIMO

=×

=

Não deverá atuar também para defeitos trifásicos ou monofásicos nas linhas de 138 KV, onde a corrente máxima na fase, para defeitos monofásicos, conforme anexo 4.1.5, é 10500 A.

[ ]sec 69,54 5/1200

1050025,1)(

AI MÁXIMO =×

=

Dessa forma, o ajuste da unidade de sobrecorrente de fase instantânea deverá ser maior que 39,69 A e 54,69 A.

50P21P (adotado) = 55,0 A



50P21D: 0 – 16000 ciclos

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


Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de fase do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.


Ver Figura 7.

Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de fase instantânea.





50P22P: OFF, 0,25 – 100,0 A





Ver Figura 8.




50P23P: OFF, 0,25 – 100,0 A

Ver Figura 9.




50P24P: OFF, 0,25 – 100,0 A

Ver Figura 9.




51P2P: OFF, 0,5 – 16,0 A

Ver Figura 10.



Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase temporizada do enrolamento secundário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:







3

4,1

××

×=−

KVRTC

KVAupPick

AupPick 66,331385/1200

4,1150000=

××

×=−


Potência liberada

MVAP 46,22931380,45/1200 =×××=



51P2C: U1 – U5; C1 – C5

Será adotada a curva com característica Normal Inversa (C1) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso.


][)0,1(

14,002,0

segM

TDT =−

×=





51P2TD: 0,5 – 15


Coordenação entre as unidades de sobrecorrente de fase dos lados de 230 kV e 138 kV

Determinação do múltiplo da corrente de defeito.

TAPRTC

IM CC

×=

Curto-circuito normal no lado de 138 KV (anexo 4.1.4)

Contribuição pelo lado 230 kV(TRIFÁSICA)

.85,122,95,45/600

4980segAtuaçãodeTempoM =⇒=

×=

Contribuição pelo lado 230 kV(FASE)

.84,128,95,45/600


×=

Contribuição pelo lado 138 KV(TRIFÁSICA)

.27,166,80,45/1200


×=


.20,172,90,45/1200


×=

Curto-circuito máximo no lado de 138 KV (anexo 4.1.5)


.74,156,105,45/600


×=




.74,150,105,45/600


×=


.19,187,90,45/1200


×=


.14,194,100,45/1200


×=

Curto-circuito mínimo no lado de 138 KV (anexo 4.1.6)


.25,222,65,45/600


×=


.24,228,65,45/600


×=


.56,184,50,45/1200


×=


.42,187,60,45/1200


×=

Para as condições de defeito no lado de 138 kV apresentadas, as unidades de sobrecorrente de fase de tempo inverso dos lados de 230 kV e 138 kV estão coordenadas. No anexo II está representado o respectivo coordenograma.





.94,115,40,45/1200


×=


.60,156,50,45/1200


×=


.77,244,45,45/600


×=


.15,278,65,45/600


×=



.32,194,70,45/1200


×=


.28,150,80,45/1200


×=


.93,144,85,45/600


×=


.79,194,95,45/600


×=





.16,259,30,45/1200


×=


.84,147,40,45/1200


×=


.08,383,35,45/600


×=


.35,278,55,45/600


×=

Para as condições de defeito no lado de 230 kV apresentadas, as unidades de sobrecorrente de fase de tempo inverso dos lados de 230 kV e 138 kV estão descoordenadas. Esta descoordenação é aceitável, tendo em vista que para defeitos no lado de 138 kV as unidades de sobrecorrente de fase estão coordenadas.


Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y. 51P2RS: Y, N





AJUSTES



50P21P = 55,0 A

50P21D = 0

50P21TC = 1

50P22P = OFF

50P22TC = 1

50P23P = OFF

50P24P = OFF

51P2P = 4,0 A

51P2C = C1

51P2TD = 0,40

51P2RS = N

51P2TC = 1




50Q21P: OFF, 0,25 – 100,0 A



Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea/tempo definido.

50Q21D: 0,5 – 16000 ciclos





Ver Figura 11.



Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea de nível 2.

50Q22P: OFF, 0,25 – 100,0 A



Ver Figura 12.



Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso.

Ver Figura 13.

51Q2P: OFF, 0,5 – 16,0 A


Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de seqüência negativa.

51Q2C: U1 – U5; C1 – C5





51Q2TD: 0,5 – 15



51Q2RS: Y, N




AJUSTES

50Q21P = OFF

50Q21D = 0,5

50Q21TC = 1

50Q22P = OFF

50Q22TC = 1

51Q2P = OFF

51Q2C = C1

51Q2TD = 0,5

51Q2RS = N

51Q2TC = 1



50N21P: OFF, 0,25 – 100,0 A

Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de terra instantânea do enrolamento secundário do autotransformador, a qual não deverá atuar para defeitos monofásicos no lado de 230 KV.



Conforme anexo 4.1.2, a corrente máxima de contribuição para defeitos monofásicos no lado de 230 kV é 10470 A.

[ ]sec 53,54 5/1200

1047025,1)(

AIMÁXIMO

=×

=

Não deverá atuar também para defeitos monofásicos nas linhas de 138 KV, onde a corrente máxima de contribuição, conforme anexo 4.1.5, é 11880 A.

[ ]sec 87,61 5/1200

1188025,1)(

AIMÁXIMO

=×

=

Dessa forma, o ajuste da unidade de sobrecorrente de terra instantânea deverá ser maior que 54,53 A e 61,87 A. 50N11P (adotado) = 62,0 A



50N21D: 0 – 16000 ciclos

Não haverá retardo de tempo na atuação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea.




Ver Figura 14.

Não haverá controle de torque para a unidade de sobrecorrente de terra instantânea.




Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea de nível 2.

50N22P: OFF, 0,25 – 100,0 A



Ver Figura 15.



Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra de tempo inverso.

Ver Figura 16.

51N2P: OFF, 0,5 – 16,0 A

Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de terra temporizada do enrolamento secundário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:





Inicialmente será adotado um valor de aproximadamente 25% do TAP da função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso.

AupPick 00,125,00,4 =×=−

Tap proposto = 1,0 A





51N2C: U1 – U5; C1 – C5

Será adotada a curva com característica Normal Inversa (C1) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de terra temporizada de tempo inverso.


][)0,1(

14,002,0

segM

TDT =−

×=



51N2TD: 0,5 – 15


Coordenação entre as unidades de sobrecorrente de terra dos lados de 230 kV e 138 kV

Determinação do múltiplo da corrente de defeito.

TAPRTC

IM CC

×=


Contribuição pelo lado 230 kV(MONOFÁSICA)

.72,150,235,15/600


×=

Contribuição pelo lado 138 KV(MONOFÁSICA)

.26,125,420,15/1200


×=





.60,117,295,15/600


×=


.21,150,490,15/1200


×=



.97,183,155,15/600


×=


.37,162,310,15/1200


×=

Para as condições de defeito apresentadas, as unidades de sobrecorrente de terra de tempo inverso dos lados de 230 kV e 138 kV estão coordenadas. No anexo II está representado o respectivo coordenograma.

Curto-circuito normal no lado de 230 KV (anexo 4.1.1) Contribuição pelo lado 138 KV(MONOFÁSICA)

.33,100,350,15/1200


×=


.50,117,365,15/600


×=





.25,162,430,15/1200


×=


.44,167,425,15/600


×=



.44,162,260,15/1200


×=


.59,133,305,15/600


×=

Para as condições de defeito no lado de 230 kV apresentadas, as unidades de sobrecorrente de terra de tempo inverso dos lados de 230 kV e 138 kV estão descoordenadas. Esta descoordenação é aceitável, tendo em vista que para defeitos no lado de 138 kV as unidades de sobrecorrente de terra estão coordenadas.



51N2RS: Y, N






AJUSTES

50N21P = 62,0 A

50N21D = 0

50N21TC = 1

50N22P = OFF

50N22TC = 1

51N2P = 1,0 A

51N2C = C1

51N2TD = 0,70

51N2RS = N

51N2TC = 1


Este ajuste define a constante de tempo do medidor de demanda de tempo.

DATC2: OFF, 0,5 – 255,0 min.


Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de fase.

PDEM2P: 0,5 – 16,0 A


Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de seqüência negativa.

QDEM2P: 0,5 – 16,0 A


Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de terra.



NDEM2P: 0,5 – 16,0 A

AJUSTES

DATC2 = 15,0 min

PDEM2P = 2,00 A

QDEM2P = 2,00 A

NDEM2P = 2,00 A






50P31P: OFF, 0,25 – 100,0 A

Essa função não será usada devido a impossibilidade de coordenação com as proteção de sobrecorrente de fase de possíveis alimentadores de 13,8kV.



50P31D: 0 – 16000 ciclos


Este ajuste define quais elementos que controlarão a partida da unidade de sobrecorrente de fase do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, entretanto nenhum dos



elementos de torque pode ser ajustado para lógica 0. Caso não se queira adotar nenhum controle de torque específico, deve-se ajustar os elementos de torque para lógica 1.

Ver Figura 7.




50P32P: OFF, 0,25 – 100,0 A



Ver Figura 8.




Ver Figura 9.

50P33P: OFF, 0,25 – 100,0 A



Ver Figura 9.

50P34P: OFF, 0,25 – 100,0 A



Ver Figura 10.



51P3P: OFF, 0,5 – 16,0 A

Essa função será usada para a proteção de sobrecorrente de fase temporizada do enrolamento terciário do autotransformador, a qual deverá atender as seguintes condições:

• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 13,8kV.

• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos alimentadores de 13,8kV.




3

1,1

××

×=−

KVRTC

KVAupPick

AupPick 60,438,135/3000

1,160000=

××

×=−


Potência liberada

MVAP 97,6538,136,45/3000 =×××=



51P3C: U1 – U5; C1 – C5

Será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso.

Equação da curva Muito Inversa (C2)

][)0,1(

5,13seg

MTDT =

−×=





51P3TD: 0,5 – 15

Será adotado o Time-Dial 0,3 para a curva Muito Inversa.

Coordenação entre as unidades de sobrecorrente de fase do lado de 13,8 kV

Para efeito de coordenação, considerou-se que as proteções de sobrecorrente de fase dos alimentadores, atuarão instantaneamente para defeitos nas saídas dos circuitos. Determinação do múltiplo da corrente de defeito.

TAPRTC

IM CC

×=

Curto-circuito normal no lado de 13,8 KV (anexo 4.1.7)

.83,085,56,45/3000


×=

Curto-circuito máximo no lado de 13,8 KV (anexo 4.1.8)

.71,067,66,45/3000


×=

Curto-circuito mínimo no lado de 13,8 KV (anexo 4.1.9)

.14,154,40,45/3000


×=

Para as condições de defeito no lado de 13,8 kV apresentadas, as unidades de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado de 13,8kV estão coordenadas.


Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y. 51P2RS: Y, N




Idêntico à função 50P31TC. 51P3TC: SELogic Equation

AJUSTES

50P31P = 50,0 A

50P31D = 0

50P31TC = 1

50P32P = OFF

50P32TC = 1

50P33P = OFF 50P34P = OFF 51P3P = 4,0 A 51P3C = C1 51P3TD = 0,40 51P3RS = N

51P3TC = 1




50Q31P: OFF, 0,25 – 100,0 A



Este ajuste define o tempo de retardo da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea/tempo definido. 50Q31D: 0,5 – 16000 ciclos





Ver Figura 11.



Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa instantânea de nível 2. 50Q32P: OFF, 0,25 – 100,0 A



Ver Figura 12.



Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso. Ver Figura 13. 51Q3P: OFF, 0,5 – 16,0 A


Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de seqüência negativa. 51Q3C: U1 – U5; C1 – C5



51Q3TD: 0,5 – 15





51Q3RS: Y, N




AJUSTES

50Q31P = OFF

50Q31D = 0,5

50Q31TC = 1

50Q32P = OFF

50Q32TC = 1

51Q3P = OFF

51Q3C = C1

51Q3TD = 0,5

51Q3RS = N

51Q3TC = 1



50N31P: OFF, 0,25 – 100,0 A

A função de sobrecorrente de terra instantânea não será usada.



50N31D: 0 – 16000 ciclos





Ver Figura 14.



Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea de nível 2.

50N32P: OFF, 0,25 – 100,0 A



Ver Figura 15.



Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra de tempo inverso.

Ver Figura 16.

51N3P: OFF, 0,5 – 16,0 A

A função de sobrecorrente de terra temporizada não será usada.



51N3C: U1 – U5; C1 – C5





51N3TD: 0,5 – 15



51N3RS: Y, N




AJUSTES

50N31P = OFF

50N31D = 0

50N31TC = 1

50N32P = OFF

50N32TC = 1

51N3P = OFF

51N3C = C1

51N3TD = 0,50

51N3RS = N

51N3TC = 1


Este ajuste define a constante de tempo do medidor de demanda de tempo. DATC3: OFF, 0,5 – 255,0 min.




Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de fase. PDEM3P: 0,5 – 16,0 A


Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de seqüência negativa. QDEM3P: 0,5 – 16,0 A


Este ajuste define a grandeza que controlará o funcionamento do medidor de demanda para as correntes de terra. NDEM3P: 0,5 – 16,0 A

AJUSTES

DATC3 = 15,0 min

PDEM3P = 2,00 A

QDEM3P = 2,00 A

NDEM3P = 2,00 A




O autotransformador sob análise possui apenas 3 enrolamentos, portanto as funções do Winding 4 não serão usadas.

Combined Elements

Os elementos combinados oferecem flexibilidade adicional quando o relé é aplicado em sistemas com vários disjuntores, tais como aplicações em anel ou disjuntor e meio. Nesses casos são permitidas relações de TCs diferentes nos dois enrolamentos, que são somados para criar a corrente resultante.



Figura 17 – Exemplo de Elementos Combinados de Sobrecorrente


3.3.134. 51PC1P W1 – W2 Phase Inverse-Time O/C PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido, para os enrolamentos 1 e 2.

51PC1P W1 – W2: OFF, 0,5 – 16,0 A

3.3.135. 51PC1C W1 – W2 Phase Inverse-Time O/C Curve


51PC1C W1 – W2: U1 – U5; C1 – C5



3.3.136. 51PC1TD W1 – W2 Phase Inverse-Time O/C Time-Dial


51PC1TD W1 – W2: 0,5 – 15

3.3.137. 51PC1RS W1 – W2 Phase Inverse-Time O/C EM Reset


51PC1RS W1 – W2: Y, N

3.3.138. 51NC1P W1 – W2 Residual Inverse-Time O/C PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido, para os enrolamentos 1 e 2.

51NC1P W1 – W2: OFF, 0,5 – 16,0 A

3.3.139. 51NC1C W1 – W2 Residual Inverse-Time O/C Curve


51NC1C W1 – W2: U1 – U5; C1 – C5

3.3.140. 51NC1TD W1 – W2 Residual Inverse-Time O/C Time-Dial


51NC1TD W1 – W2: 0,5 – 15

3.3.141. 51NC1RS W1 – W2 Residual Inverse-Time O/C EM Reset

Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y. 51NC1RS W1 – W2: Y, N



3.3.142. 51PC2P W3 – W4 Phase Inverse-Time O/C PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de fase instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido, para os enrolamentos 3 e 4. 51PC2P W3 – W4: OFF, 0,5 – 16,0 A

3.3.143. 51PC2C W3 – W4 Phase Inverse-Time O/C Curve

Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada para a unidade de sobrecorrente de fase. 51PC2C W3 – W4: U1 – U5; C1 – C5

3.3.144. 51PC2TD W3 – W4 Phase Inverse-Time O/C Time-Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada. 51PC2TD W3 – W4: 0,5 – 15

3.3.145. 51PC2RS W3 – W4 Phase Inverse-Time O/C EM Reset

Este ajuste define se o reset da função de tempo inverso será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y. 51PC2RS W3 – W4: Y, N

3.3.146. 51NC2P W3 – W4 Residual Inverse-Time O/C PU

Este ajuste define a grandeza de operação da unidade de sobrecorrente de terra instantânea, que também pode ser utilizada como unidade de sobrecorrente de tempo definido, para os enrolamentos 3 e 4.

51NC2P W3 – W4: OFF, 0,5 – 16,0 A

3.3.147. 51NC2C W3 – W4 Residual Inverse-Time O/C Curve


51NC2C W3 – W4: U1 – U5; C1 – C5



3.3.148. 51NC2TD W3 – W4 Residual Inverse-Time O/C Time-Dial


51NC2TD W3 – W4: 0,5 – 15

3.3.149. 51NC2RS W3 – W4 Residual Inverse-Time O/C EM Reset


51NC2RS W3 – W4: Y, N

AJUSTES

51PC1P W1 – W2 = OFF

51PC1C W1 – W2 = U1

51PC1TD W1 – W2 = 0,5

51PC1RS W1 – W2 = N

51NC1P W1 – W2 = OFF

51NC1C W1 – W2 = U1

51NC1TD W1 – W2 = 0,5

51NC1RS W1 – W2 = N

51PC2P W3 – W4 = OFF

51PC2C W3 – W4 = U1

51PC2TD W3 – W4 = 0,5

51PC2RS W3 – W4 = N

51NC2P W3 – W4 = OFF

51NC2C W3 – W4 = U1

51NC2TD W3 – W4 = 0,5

51NC2RS W3 – W4 = N

Thermal Element

O elemento térmico executa uma ação de controle, ou ativa um alarme ou aviso, quando o transformador estiver com sobreaquecimento, ou quando estiver em perigo devido ao envelhecimento excessivo da isolação ou redução da vida útil. Os cálculos das temperaturas de operação são baseados nas correntes de carga, tipo do sistema de resfriamento, e/ou entradas reais de temperatura (ambiente e topo do óleo). É possível utilizar até quatro entradas de sensor térmico: um único transdutor para temperatura ambiente e um transdutor para a temperatura de topo do óleo.



Os dados de temperatura são obtidos através de uma das portas seriais do relé. Esses dados podem ser coletados via Processador de Comunicação SEL-2030, o qual recebe os dados de temperatura do Módulo de RTDs SEL-2600 (“SEL-2600 RTD Module”) ou de um PLC. O SEL-2030 deve receber os dados de temperatura através dos protocolos Modbus, SEL Fast Messaging, ou ASCII. O SEL-2030 transmite esses dados para o relé SEL-387-6 no formato de uma SEL Fast Message. Embora o Relé SEL-387-6 possa receber os dados de temperatura com qualquer taxa, o elemento térmico utiliza esses dados somente uma vez por minuto.

3.3.150. TMWDG Thermal Model Winding Current

Este ajuste define em qual ou em quais enrolamentos serão calculados as grandezas térmicas. É possível definir separadamente os quatro enrolamentos ou agrupar os enrolamentos 1 e 2 ou 3 e 4.

TMWDG : 1, 2, 3, 4, 12, 34

3.3.151. VWDG Winding LL Voltage

Este ajuste indica a tensão fase-fase do enrolamento definido na função TMWDG, que em conjunto com a informação da potência (MVA), calcula o valor da corrente usada para o elemento térmico.

VWDG : 1 – 1000 kV

3.3.152. XTYPE Transformer Construction

Este ajuste indica se o transformador de força é monofásico ou trifásico.

XTYPE : 1, 3

3.3.153. TRTYPE Transformer Type

Este ajuste indica o tipo de ligação do transformador de força. Se o enrolamento do transformador de força associado com o elemento térmico (TMWDG) é conectado em delta ou se os TCs associados a esse enrolamento estão conectados em delta, ajustar em D (delta). O ajuste em Y (estrela) somente se ambos os enrolamentos do transformador de força e TCs estiverem conectados em estrela. TRTYPE : D, Y



3.3.154. THwr Winding Temp/Ambient Temp

Este ajuste determina a relação entre a temperatura do enrolamento do transformador de força e a temperatura ambiente. O aumento de temperatura no enrolamento do transformador de força é medido através da diferença em graus Celsius da temperatura do enrolamento e da temperatura ambiente. A temperatura real do enrolamento estará entre a do topo de óleo e a máxima (hot-spot). Em princípio adota-se a temperatura de 65°C para transformadores de força fabricados a partir de 1977, para transformadores de força fabricados antes de 1977 pode ser usado 55°C. THwr : 65°C, 55°C

3.3.155. NCS Number of Cooling Stages

Este ajuste determina o número de estágio de refrigeração forçada que será usado. NCS : 1 – 3

Tabela 3 – Exemplos de Estágios de Refrigeração por Enrolamento

3.3.156. MCS11 Cooling Stage 1 Rating

Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força trifásico ou monofásico, para o estágio 1 da refrigeração forçada do enrolamento primário ou fase A. Conforme Tabela 3. MCS11 : 0,2–5000 MVA




Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 1 da refrigeração forçada da fase A do enrolamento secundário. Conforme Tabela 3. MCS21 : 0,2–5000 MVA


Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 1 da refrigeração forçada da fase A do enrolamento terciário. Conforme Tabela 3. MCS31 : 0,2–5000 MVA


Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força trifásico ou monofásico, para o estágio 2 da refrigeração forçada do enrolamento secundário ou fase B. Conforme Tabela 3. MCS12 : 0,2–5000 MVA


Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 2 da refrigeração forçada da fase B do enrolamento secundário. Conforme Tabela 3.

MCS22 : 0,2–5000 MVA


Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 2 da refrigeração forçada da fase B do enrolamento terciário. Conforme Tabela 3.

MCS32 : 0,2–5000 MVA

3.3.162. CS12S Cooling Stage 2 (SELogic Equation)

O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento primário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1.



CS12S: SELogic Equation


O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento secundário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1.



O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento terciário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1.



Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força trifásico ou monofásico, para o estágio 3 da refrigeração forçada do enrolamento primário ou fase C. Conforme Tabela 3.

MCS13 : 0,2–5000 MVA


Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 3 da refrigeração forçada da fase C do enrolamento secundário. Conforme Tabela 3.

MCS23 : 0,2–5000 MVA


Este ajuste informa a potência máxima do transformador de força monofásico, para o estágio 3 da refrigeração forçada da fase C do enrolamento terciário. Conforme Tabela 3. MCS33 : 0,2–5000 MVA




O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento primário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1. CS13S: SELogic Equation


O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento secundário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1. CS23S: SELogic Equation


O elemento térmico utiliza as equações de controle (SELogic Equation) para determinar qual estágio de refrigeração está ativo no enrolamento terciário, de forma que os cálculos do elemento térmicos utilize corretamente as constantes do transformador. Todas elas podem ser ajustadas para qualquer Word bits exceto 0 e 1. CS33S: SELogic Equation

3.3.171. DTMP Default Ambient Temperature

Este ajuste informa a temperatura ambiente (próxima ao transformador de força) para o elemento térmico. Se o sistema de aquisição de dados não pode medir a temperatura ambiente, então os cálculos do elemento térmico usam o valor DTMP. DTMP : –40°C a 85°C

3.3.172. TRDE Transformer De-Energized (SELogic Equation)

Este ajuste informa para o elemento térmico, através de uma equação de controle (SELogic Equation), quando o transformador de força está energizado ou desenergizado.

TRDE : SELogic Equation



3.3.173. NTHM Number of Thermal Inputs

Este ajuste informa o número máximo de entradas térmicas. Depende do sistema de aquisição de dados e do tipo de construção do transformador de força (XTYPE).

NTHM: 0 – 4

3.3.174. THM1 Thermal Function

Este ajuste determina como a entrada térmicas 1 será selecionada. As escolhas são AMB (temperatura ambiente), OIL1 (temperatura de topo de óleo 1), OIL2 (temperatura de topo óleo 2), e OIL3 (temperatura de topo de óleo 3).

THM1: AMB, OIL1, OIL2, OIL3


Este ajuste determina como a entrada térmicas 2 será selecionada. As escolhas são AMB (temperatura ambiente), OIL1 (temperatura de topo de óleo 1 ), OIL2 (temperatura de topo de óleo 2), e OIL3 (temperatura de topo de óleo 3).



Este ajuste determina como a entrada térmicas 3 será selecionada. As escolhas são AMB (temperatura ambiente), OIL1 (temperatura de topo de óleo 1), OIL2 (temperatura de topo de óleo 2), e OIL3 (temperatura de topo de óleo 3).



Este ajuste determina como a entrada térmicas 4 será selecionada. As escolhas são AMB (temperatura ambiente), OIL1 (temperatura de topo de óleo 1), OIL2 (temperatura de topo de óleo 2), e OIL3 (temperatura de topo de óleo 3).




3.3.178. TOT1, TOT2 Top-Oil Temperature Limit

Estes ajustes apresentam os limites das temperaturas de topo de óleo, informadas através do elemento térmico. Se a temperatura de topo de óleo exceder um limite, o TOT1 ou TOT2 correspondente será confirmado. Pode-se também, ativar um alarme para os limites de temperaturas de topo de óleo através de um contato, usando uma equação de controle SELogic.

Se o ajuste de XTYPE = 1 os limites das temperaturas de topo de óleo são calculados para cada uma das fases do transformador de força monofásico.

TOT1/2: 50°C a 150°C

3.3.179. HST1, HST2 Hot-Spot Temperature Limit

Estes ajustes apresentam os limites das temperaturas máximas (hot-spot), informadas através do elemento térmico. Se a temperatura máxima exceder um limite, o HST1 ou HST2 correspondente será confirmado. Pode-se também, ativar um alarme para os limites de temperaturas máximas através de um contato, usando uma equação de controle SELogic.

Se o ajuste de XTYPE = 1 os limites das temperaturas máximas são calculados para cada uma das fases do transformador de força monofásico.

HST1/2: 80°C a 300°C

3.3.180. FAAL1, FAAL2 Aging Acceleration Factor Limits

Estes ajustes apresentam os fatores de aceleração do envelhecimento do isolamento transformador de força. Devido a sobrecargas ou elevação de temperatura maior que a normal, o isolamento está sujeito a envelhecer mais rápido que aquele com carregamento e temperatura menor. Quando o carregamento e a temperatura forem maiores que a normal, este fator é maior que 1. Quando o carregamento e temperatura forem menores que o normal, o fator é menor que 1. Pode-se também, ativar um alarme para os limites de aceleração de envelhecimento através de um contato, usando uma equação de controle SELogic.

Se o ajuste de XTYPE = 1 os fatores de aceleração do envelhecimento são calculados para cada uma das fases do transformador de força monofásico.

FAAL1/2: 0,00 – 599,99



3.3.181. RLOLL Daily Rate of Loss-of-Life Limit

Uma das funções do elemento térmico é informar diariamente a taxa de perda de vida útil do transformador de força. Esta taxa é medida em por cento da perda de vida durante um período de 24 horas. Pode-se também, ativar um alarme para os limites de perda de vida útil através de um contato, usando uma equação de controle SELogic.

Se o ajuste de XTYPE = 1 a taxa de perda de vida útil é calculada para cada uma das fases do transformador de força monofásico.

RLOLL : 0,00 – 99,99%

3.3.182. TLOLL Total Loss-of-Life Limit

Uma das funções do elemento térmico é fornecer índices da perda total de vida útil do isolamento do transformador de força. Esses índices referem-se a estimativa da perda acumulada de vida útil do isolamento em porcentagem da expectativa de vida normal do isolamento.

Se o ajuste de XTYPE = 1 o índice da perda total de vida útil é calculado para cada uma das fases do transformador de força monofásico.

TLOLL : 0,00 – 99,99%

3.3.183. CSEP1 Cooling System Efficiency-Transformer 1

Esse ajuste permite comparar a temperatura de topo de óleo medida e calculada do transformador de força trifásico ou da fase A do transformador de força monofásico. Se a temperatura medida for maior que a calculada, um sistema eficiente de refrigeração (Cooling System Efficiency – CSE) deverá ser acionado. Isso ocorre quando o sistema de refrigeração (ventiladores e/ou bombas de água) está operando abaixo da eficiência esperada e pode exigir manutenção. Essa função pode também ser configurada para alarme ou trip.

Se o ajuste de XTYPE = 1 o índice CSE é calculado para cada uma das fases do transformador de força monofásico.

CSEP1: 5°C – 100°C




Esse ajuste permite comparar a temperatura de topo de óleo medida e calculada da fase B do transformador de força monofásico. Se a temperatura medida for maior que a calculada, um sistema eficiente de refrigeração (Cooling System Efficiency – CSE) deverá ser acionado. Isso ocorre quando o sistema de refrigeração (ventiladores e/ou bombas de água) está operando abaixo da eficiência esperada e pode exigir manutenção. Essa função pode também ser configurada para alarme ou trip.


CSEP2: 5°C – 100°C


Esse ajuste permite comparar a temperatura de topo de óleo medida e calculada da fase C do transformador de força monofásico. Se a temperatura medida for maior que a calculada, um sistema eficiente de refrigeração (Cooling System Efficiency – CSE) deverá ser acionado. Isso ocorre quando o sistema de refrigeração (ventiladores e/ou bombas de água) está operando abaixo da eficiência esperada e poder exigir manutenção. Essa função pode também ser configurada para alarme ou trip.


CSEP3: 5°C – 100°C

3.3.186. ILIFE Nominal Insulation Life

Esse ajuste apresenta o tempo normal de vida do isolamento do transformador de força. A IEEE C57.91: 1995 sugere 20,55 anos ou 180000 horas, conforme Tabela 3.

ILIFE: 1000 – 999999 horas

3.3.187. EDFTC Enable Default Constants

Esse ajuste habilita ou desabilita as constantes default para o transformador de força.

EDFTC: Y, N



Tabela 4 – Constantes Default do Transformador

3.3.188. Ths1 Hot-Spot Thermal Time Constant

Esse ajuste apresenta a constante de tempo térmica do enrolamento do transformador de força. Conforme a EEE C57.91-1995 seção 7.2.6, a constante de tempo térmica do enrolamento, τ H (Ths), é o tempo que leva para subir a temperatura do enrolamento acima do aumento da temperatura do óleo, antes de alcançar 63,2% da diferença entre a subida final e subida inicial durante uma mudança de carga. A constante de tempo do enrolamento pode ser estimada pela curva de resistência de refrigeração obtida através de testes térmicos ou calculadas pelos fabricantes. Ver Tabela 4.

Ths(x) ⇒Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.

Ths1: 0,01 – 2,00 horas

3.3.189. BFFA1 Constant to Calculate FAA

Conforme a IEEE C57.91-1995 seção 5.2, (BFFA) é uma constante empírica igual a 15000. A Tabela 4 lista este valor como default. O elemento térmico usa esta constante para calcular o fator de aceleração de envelhecimento do isolamento do transformador de força.

BFFA(x) ⇒Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.

BFFA1: 0 – 100000



3.3.190. THor11 Top-Oil Rise Over Ambient Temperature

Esse ajuste apresenta em graus Celsius, a diferença entre o aumento da temperatura de topo de óleo do transformador de força e a temperatura ambiente. Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981, ou poderão ser adotados os valores conhecidos do transformador.

THor(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.

Para transformadores autorefrigerados, y = 1. Para transformadores com refrigeração forçada, y = 2. Para transformadores com os dois tipos de refrigeração, y = 3.

THor11: 0,1°C a 100°C

3.3.191. THgr11 Hot-Spot Conductor Rise Over Top-Oil Temperature

Esse ajuste apresenta em graus Celsius, a diferença entre o aumento da temperatura máxima (hot-spot) do condutor e temperatura de topo de óleo do transformador de força.

THgr(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.


Os valores default estão listados na Tabela 4.

Ou poderão ser calculados pela seguinte equação:

THgr = THwr + θ hswr – THor

onde:

THwr = média do aumento da temperatura do enrolamento acima da temperatura ambiente (55°C ou 65°C)

hswr = aumento de temperatura máxima (hot-spot) sobre a média do aumento da temperatura do enrolamento. (10°C se THwr = 55°C ou 15°C se THwr = 65°C)

THgr11: 0,1°C a 100°C

3.3.192. RATL11 Ratio Losses

Esse ajuste representa a relação entre a perda de carga e não perda de carga. Os valores default estão listados na Tabela 4,



conforme IEEE C57.92-1981, ou poderão ser adotados o valores conhecidos do transformador.

RATL(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1,2 e 3.


RATL11: 0,0 – 100

3.3.193. OTR11 Oil Thermal Time Constant

Esse ajuste apresenta a constante de tempo térmica de topo de óleo. Essa constante é o tempo que leva para subir a temperatura de topo de óleo acima do aumento da temperatura ambiente, antes de alcançar 63,2% da diferença entre a subida final e subida inicial durante uma mudança de carga. Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981.

OTR(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.


Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981.

Ou poderão ser calculados pela seguinte equação:

×=

rP

THorCOTR

onde:

C = Capacidade térmica do transformador (watt-horas/graus)

= 0,06 x (peso do núcleo e bobina em libras)

+ 0,04 x (peso do tanque e acessórios em libras)

+ 1,33 x (galões de óleo)

ou

C = Capacidade térmica do transformador (watt-horas/graus)

= 0,1323 x (peso de núcleo e bobina em quilogramas)

+ 0,0882 x (peso do tanque e acessareis em quilogramas)

+ 0,3513 x (litros de óleo)



Pr = Perda total de carga (watts)

THor = Diferença entre o aumento da temperatura de topo de óleo e a temperatura ambiente.

1 kg = 2,2046 libras

1 galão = 3,785 litros

OTR11= 0,1 – 20 horas

3.3.194. EXPn11 Oil Exponent

Este expoente é uma constante que o elemento térmico usa no cálculo definitivo do aumento da temperatura de topo de óleo sobre a ambiente. Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981, ou poderão ser adotados o valores conhecidos do transformador.

EXPn(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.


EXPn11: 0,1 – 5

3.3.195. EXPm11 Winding Exponent

Este expoente é uma constante que o elemento térmico usa no cálculo definitivo do aumento da temperatura máxima (hot-spot) do condutor sobre a temperatura de topo de óleo. Os valores default estão listados na Tabela 4, conforme IEEE C57.92-1981, ou poderão ser adotados o valores conhecidos do transformador.

EXPm(xy) ⇒ Se XTYPE = 3 x = 1 se XTYPE = 1 x = 1, 2 e 3.


EXPm11: 0,1 – 5

AJUSTES TMWDG = 1 VWDG = 230,00 XTYPE = 3 TRTYPE = Y



THwr = 65 NCS = 1 MCS11 = 150,0 MCS21 = 150,0 MCS31 = 150,0 MCS12 = 150,0 MCS22 = 150,0 MCS32 = 150,0 CS12S = 0 CS22S = 0 CS32S = 0 MCS13 = 150,0 MCS23 = 150,0 MCS33 = 150,0 CS13S = 0 CS23S = 0 CS33S = 0 DTMP = 25 TRDE = 0 NTHM = 2 THM1 = AMB THM2 = OIL1 THM3 = OIL2 THM4 = OIL3 TOT1 = 100 TOT2 = 100 HST1 = 200 HST2 = 200 FAAL1 = 50,00 FAAL2 = 50,00 RLOLL = 50,00 TLOLL = 50,00 CSEP1 = 15 CSEP2 = 15

CSEP3 = 15

ILIFE = 180000

EDFTC = Y

Ths1 = 0,08

BFFA1 = 15000

THor11 = 50,0



THgr11 = 25,0

RATL11 = 3,2

OTR11 = 3,0

EXPn11 = 0,8

EXPm11 = 0,8


A definição dessa função está descrita no item 3.3.188.

Ths2: 0,01 – 2,00 horas



BFFA2: 0 – 100000

3.3.198. Thor21 Top-Oil Rise Over Ambient Temperature


Thor21: 0,1°C a 100°C


A definição dessa função está descrita no item 3.3.191. THgr21: 0,1°C a 100°C


A definição dessa função está descrita no item 3.3.192. RATL21: 0,0 – 100


A definição dessa função está descrita no item 3.3.193. OTR21: 0,1 – 20 horas




A definição dessa função está descrita no item 3.3.194. EXPn21: 0,1 – 5



EXPm21: 0,1 – 5



Thor22: 0,1°C a 100°C



THgr22: 0,1°C a 100°C



RATL22: 0,0 – 100



OTR22: 0,1 – 20 horas



EXPn22: 0,1 – 5



EXPm22: 0,1 – 5





Thor23: 0,1°C a 100°C



THgr23: 0,1°C a 100°C



RATL23: 0,0 – 100



OTR23: 0,1 – 20 horas



EXPn23: 0,1 – 5



EXPm23: 0,1 – 5

AJUSTES

Ths2 = 0,08

BFFA2 = 15000

THor21 = 50,0

THgr21 = 25,0

RATL21 = 3,2

OTR21 = 3,0

EXPn21 = 0,8

EXPm21 = 0,8

THor22 = 50,0



THgr22 = 25,0

RATL22 = 3,2

OTR22 = 3,0

EXPn22 = 0,8

EXPm22 = 0,8

THor23 = 50,0

THgr23 = 25,0

RATL23 = 3,2

OTR23 = 3,0

EXPn23 = 0,8

EXPm23 = 0,8



Ths3: 0,01 – 2,00 horas



BFFA3: 0 – 100000



Thor31: 0,1°C a 100°C



THgr31: 0,1°C a 100°C



RATL31: 0,0 – 100





OTR31: 0,1 – 20 horas



EXPn31: 0,1 – 5



EXPm31: 0,1 – 5



Thor32: 0,1°C a 100°C



THgr32: 0,1°C a 100°C



RATL32: 0,0 – 100



OTR32: 0,1 – 20 horas





EXPn32: 0,1 – 5



EXPm32: 0,1 – 5



Thor33: 0,1°C a 100°C



THgr33: 0,1°C a 100°C



RATL33: 0,0 – 100



OTR33: 0,1 – 20 horas



EXPn33: 0,1 – 5





EXPm33: 0,1 – 5

AJUSTES

Ths3 = 0,08

BFFA3 = 15000

THor31 = 50,0

THgr31 = 25,0

RATL31 = 3,2

OTR31 = 3,0

EXPn31 = 0,8

EXPm31 = 0,8

THor32 = 50,0

THgr32 = 25,0

RATL32 = 3,2

OTR32 = 3,0

EXPn32 = 0,8

EXPm32 = 0,8

THor33 = 50,0

THgr33 = 25,0

RATL33 = 3,2

OTR33 = 3,0

EXPn33 = 0,8

EXPm33 = 0,8

Miscellaneous Timers

Este conjunto de ajustes define tempos de ajustes típicos para a função de declaração de disjuntor aberto.

3.3.236. TDURD Minimum Trip Duration Time Delay

É o mínimo tempo que o contato de trip permanecerá fechado, independentemente do tempo que a função de proteção permaneceu atuada.



TDURD: 4,00 – 8000,00 ciclos

Figura 18 – Exemplo de lógica de trip

3.3.237. CFD Close Failure Logic Time Delay

É o tempo de retardo para indicação de falha de fechamento do disjuntor.

CFD: OFF, 0,00 – 8000,00 ciclos

SELogic Set 1

Os ajustes do Set 1 definem a utilização de até quatro variáveis lógicas (S1Vn), e respectivos temporizadores com tempos de pickup (S1VnPU) e dropout (S1VnDO). Definem também a utilização de até quatro variáveis de selo para a operação (S1SLTn) e para desoperação (S1RLTn). Observar que os referidos ajustes só estarão disponíveis se a função ESLS1 (Configuration Settings) estiver habilitada.

3.3.238. S1Vn Set 1 Variable n (SELogic Equation)

Este ajuste define qual variável lógica n será usada (com n de 1 a 4).

S1Vn: SELogic Equation

3.3.239. S1VnPU S1Vn Timer Pickup

Este ajuste define o tempo de pickup do temporizador n (com n de 1 a 4).



S1VnPU: 0 – 999999,00 ciclos

3.3.240. S1VnDO S1Vn Timer Dropout

Este ajuste define o tempo de Dropout do temporizador n (com n de 1 a 4).

S1VnDO: 0 – 999999,00 ciclos

3.3.241. S1SLTn Set 1 Latch Bit n SET Input (SELogic Equation)

Este ajuste define a condição para a operação (Set) da variável lógica de selo n (com n de 1 a 4).

S1SLTn: SELogic Equation

3.3.242. S1RLTn Set 1 Latch Bit n RESET Input (SELogic Equation)

Este ajuste define a condição para a desoperação (Reset) da variável lógica de selo n (com n de 1 a 4).

S1RLTn: SELogic Equation

Serão usadas as 4 variáveis lógicas: uma para sinalização de atuação dos elementos de sobrecorrente instantâneo e temporizado de fase e terra do lado de 230 kV, uma para sinalização de atuação dos elementos de sobrecorrente instantâneo e temporizado de fase e terra do lado de 138 kV, uma para sinalização de atuação dos elementos de sobrecorrente temporizado de fase do lado de 13,8kV e uma para sinalização da atuação do elementos diferenciais. Essas sinalizações serão exibidas no display point do relé, conforme programação apresentada no item 3.4.67.

AJUSTES DESCRIÇÃO

S1V1 = TRIP1 TRIP1 = 50/51 Fase/terra - 230 kV S1V1PU = 0,00

S1V1DO = 7,00

S1V2 = TRIP2 TRIP2 = 50/51 Fase/terra - 138 kV S1V2PU = 0,00

S1V2DO = 7,00

S1V3 = TRIP3 TRIP3 = 51 Fase - 13,8kV S1V3PU = 0,00



S1V3DO = 7,00

S1V4 = TRIP 4 TRIP4 = Unidade Diferencial (87R+87U) S1V4PU = 0,00

S1V4DO = 7,00

S1SLT1 = S1V1T Sinalização 50/51 Fase/terra- 230 kV S1RLT1 = TRIPL +

TRGTR

S1SLT2 = S1V2T Sinalização 50/51 Fase/terra- 138 kV S1RLT2 = TRIPL +

TRGTR

S1SLT3 = S1V3T Sinalização 51 Fase - 13,8 kV S1RLT3 = TRIPL +

TRGTR

S1SLT4 = S1V4T Sinalização Unidade Diferencial (87R+87U) S1RLT4 = TRIPL +

TRGTR

Obs: Para o reset da informação no display, pressionar Target

Reset (TRGTR) no painel frontal do relé.

SELogic Set 2







S2VnPU: 0 – 999999,00 ciclos





S2VnDO: 0 – 999999,00 ciclos







Serão usadas as 4 variáveis lógicas: uma para sinalização de atuação dos relés de pressão de gás (63CD e 63TF), uma para a lógica de reset do relé de bloqueio (86T) e duas para o monitoramento do sistema de alimentação auxiliar CC do banco de baterias. Essas sinalizações serão exibidas no display point do relé, conforme programação apresentada no item 3.4.67.

Lógica de monitoramento da tensão CC da bateria

Serão usados os Relay Word bits DC1, DC2, DC3 e DC4 (indicam que os níveis de tensão CC da bateria excederam), juntamente com os ajustes DC1P, DC2P, DC3P, e DC4P (comparadores de limites programáveis de tensão CC das baterias) para criar os avisos de alarmes e advertências.



Figura 19 – Lógica de Monitoramento de Tensão CC de Bateria

Figura 20 – Regiões de Advertências e Alarmes de Sub/Sobretensão

Conforme Figura 20, verificamos que se a tensão CC da bateria não exceder DC3P nem ficar abaixo de DC2P, não haverá nenhuma advertência ou ativação de alarme. O relé ativa uma advertência quando a tensão excede DC3P ou cai abaixo de DC2P. O relé ativa um alarme de falha para tensões excedendo DC4P ou caindo abaixo de DC1P. Por exemplo, se a tensão da bateria exceder o limite de DC3P, mas cai abaixo do limite de DC4P, o Relé Word bit DC3 é assertado e o relé ativa uma advertência, Figura 19.

Os ajustes dos comparadores DC1P ao DC4P serão definidos nos itens 3.4.9 ao 3.4.12.

AJUSTES DESCRIÇÃO

S2V1 = TRIP5 TRIP5 = 63CD e 63TD (Relé



S2V1PU = 0,00 de pressão de gás)

S2V1DO = 7,00

S2V2 = S2LT2 Reset da chave 86T

S2V2PU = 12,00

S2V2DO = 30,00

S2V3 = !DC1+DC4 Monitoramento da tensão CC da bateria (Falha) S2V3PU = 10,00

S2V3DO = 0,00

S2V4 = DC1*!DC2 + DC3*!DC4

Monitoramento da tensão CC da bateria (Advertência)

S2V4PU = 10,00

S2V4DO = 0,00

S2SLT1 = S2V1T Sinalização 63CD e 63TD (Relé de gás) S2RLT1 = TRIPL +

TRGTR

S2SLT2 = /RB1 Sinalização do reset da chave 86TA S2RLT2 = S2V2T +

!IN103

S2SLT3 = 0

S2RLT3 = 0

S2SLT4 = 0

S2RLT4 = 0 Obs: Para o reset da informação no display, pressionar Target


SELogic Set 3









S3VnPU: 0 – 999999,00 ciclos



S3VnDO: 0 – 999999,00 ciclos







Serão usadas 3 variáveis lógicas: uma para o monitoramento da bobina de trip do disjuntor e duas para os esquemas de falha de disjuntores (50BF) dos lados de 230 kV e 138 kV. Essas sinalizações serão exibidas no display point do relé, conforme programação apresentada no item 3.4.67.

Lógica de monitoramento da bobina de trip do disjuntor

Será apresentado a seguir, um exemplo de lógica de monitoramento da bobina de trip de disjuntor, para as condições de abertura e fechamento, usando duas entradas digitais. A Figura 21 mostra a conexão CC para o monitoramento do circuito de trip. A função da lógica é detectar perda de CC, bobina de trip aberta, e problemas de fiação. A Tabela 5 resume as diferentes condições da bobina de trip e o estado das entradas do relé.



Figura 21 – Conexão CC para Monitoramento de Bobina de Trip

Posição IN1 IN2 Condições de Trip

Aberto 0 0 A perda de CC ou Bobina Aberta

Aberto 0 1 Caminho do Trip OK

Fechado 0 0 A perda de CC ou Bobina Aberta

Fechado 0 1 Bobina de Trip OK, Erro de Fiação

Fechado 1 0 Erro de Fiação ou Falha 52a

Fechado 1 1 Caminho do Trip OK

Tabela 5 – Curvas de Sobrecorrente Temporizadas

A Figura 22 mostra a lógica que detecta as condições apresentadas na Tabela 5. A lógica inclui um retardo de tempo para acomodar as transições do estado do disjuntor (aberto/fechado). É possível usar a saída desta lógica para alarme e/ou condições de supervisão.

Figura 22 – Lógica para Detectar Problemas na de Bobina de Trip



Para maiores informações ver Artigo Técnico TP6092 (Integrated Transformer, Feeder, and Breaker Protection: an Economic and Reliable Solution for Distribution Substations) e Application Guide AG96-08 (Making Trip Circuit Monitor Logic With SELogic Control Equations) no site www.selinc.com.br

Lógica de falha de disjuntor do lado de 230 kV

A função de proteção de falha de disjuntor tem a finalidade de minimizar os danos ao sistema e demais equipamentos, durante uma falta em que ocorra a falha de abertura do disjuntor que recebeu o comando de trip da proteção.

A Figura 23 mostra a lógica do esquema de falha de disjuntor, usando as atuações dos elementos de sobrecorrente de fase e terra do lado de 230 kV (TRIP1 = 50/51), as atuações dos elementos diferenciais (TRIP4 = 87R e 87U) e as atuações dos relés de gás (TRIP5 = 63CD e 63TD). Esse esquema é usado para interromper as correntes de defeitos e enviar um novo comando de trip, normalmente na outra bobina, o retrip. O temporizador S3V2 é usado para a contagem de tempo, depois do início da falha de abertura do disjuntor. A lógica verifica se houve atuação de algum dos elementos previstos na ativação do esquema de falha do disjuntor e após expirar o tempo de S3V2, a função BF é ativada, atuando sobre o relé de bloqueio, 86BF.

A lógica também inclui um retrip no disjuntor, RT, depois da condição de início de falha do disjuntor. O retrip dá ao disjuntor outra chance de trip, permitindo detectar problemas na bobina do disjuntor.

Figura 23 – Lógica de Falha de Disjuntor e Retrip no Disjuntor 230 KV

Lógica de falha de disjuntor do lado de 138 kV

Essa lógica é idêntica à do lado de 230 kV. Conforme Figura 24, as duas alterações necessárias são: atuações dos elementos de sobrecorrente de fase e terra do lado de 138 kV (TRIP2 = 50/51) e o temporizador S3V3.



Figura 24 – Lógica de Falha de Disjuntor e Retrip no Disjuntor 138 KV

AJUSTES DESCRIÇÃO

S3V1 = (52A*IN1*IN2)+ (!52A*!IN1*IN2)

Monitoramento da bobina de Trip do disjuntor

S3V1PU = 5,00

S3V1DO = 10,00

S3V2 = TRIP1 + TRIP4 + TRIP5

Falha de disjuntor do lado de 230 kV

S3V2PU = 12,00

S3V2DO = 0,00

S3V3 = TRIP2 + TRIP4 + TRIP5

Falha de disjuntor do lado de 138 kV

S3V3PU = 18,00

S3V3DO = 0,00

S3V4 = 0

S3V4PU = 0,00

S3V4DO = 0,00

S3SLT1 = 0 S3RLT1 = 0 S3SLT2 = S3V2 Sinalização de Falha de

disjuntor do lado de 230 kV S3RLT2 = TRIPL + TRGTR

S3SLT3 = S3V3 Sinalização de Falha de disjuntor do lado de 138 kV S3RLT3 = TRIPL +

TRGTR S3SLT4 = 0 S3RLT4 = 0

Obs: Para o reset da informação no display, pressionar Target




Trip Logic

Existem cinco conjuntos específicos de lógicas de trip no relé, todos projetados para operar quando a equação de controle SELogic, ajustada para alguma variável lógica TRm (m = 1, 2, 3, 4, 5) for confirmada e desoperar quando a equação de controle SELogic ULTRm for confirmada. A lógica de saída é o Relay word bit TRIPm. Na lógica de trip, a função de operação tem prioridade sobre o reset ou a função de desoperação. A Figura 25 mostra o diagrama da lógica de TRIP1. As demais lógicas, TRIP2, TRIP3, TRIP4, TRIP5 são idênticas, mudando as variáveis TR2, TR3, TR4, TR5 e ULTR2, ULTR3, ULTR4, ULTR5, respectivamente.

Figura 25 – Lógica de Trip (TRIP1)

3.3.253. TRm

Este ajuste define os elementos que gerarão trip sem verificar outras condições. m = 1, 2, 3, 4, 5 TRm: SELogic Equation

3.3.254. ULTRm

Este ajuste define os elementos que gerarão a abertura do circuito de trip (retirada do selo para variável trip passar para lógica 0) m = 1, 2, 3, 4, 5 ULTRm: SELogic Equation

AJUSTES DESCRIÇÃO



TR1 = 50P11 + 50N11 + 51P1T + 51N1T

TRIP1 = 50/51 Fase/terra- Geral 230 kV

TR2 = 50P21 + 50N21 + 51P2T + 51N2T

TRIP2 = 50/51 Fase/terra- Geral 138 kV

TR3 = 51P3T TRIP3 = 51 Fase - Geral 13,8kV

TR4 = 87R+87U TRIP4 = Unidade Diferencial (87R+87U)

TR5 = IN105+IN201 TRIP5 = 63CD e 63TD (Relé de gás)

ULTR1 = !50P11+!50N11 ULTR1 = 50 Fase/terra- Geral 230 kV

ULTR2 = !50P21+!50N21 ULTR2 = 50 Fase/terra- Geral 138 kV

ULTR3 = ! 51P3 ULTR3 = 51 Fase - Geral 13,8kV

ULTR4 = !87R+!87U ULTR4 = Unidade Diferencial (87R+87U)

ULTR5 = !IN105+!IN201 ULTR4 = 63CD e 63TD (Relé de gás)

Obs: As funções de sobrecorrente dos lados de 230 kV, 138 kV e

13,8 kV enviam comando de trip para os respectivos disjuntores, as funções diferenciais e de pressão de gás enviam comando de trip para o relé de bloqueio 86T, que por sua vez atua sobre todos os disjuntores simultaneamente.

Close Logic

Existem quatro conjuntos específicos de lógicas de fechamento no relé, todos projetados para operar quando a equação de controle SELogic, ajustada para alguma variável lógica CLm (m = 1, 2, 3, 4) for confirmada e desoperar quando a equação de controle SELogic ULCLm for confirmada. A lógica de saída é o Relay word bit CLSm. Na lógica de fechamento, o reset ou a função de desoperação tem prioridade sobre a função de operação. A Figura 26 mostra o diagrama da lógica de CLS1. As demais lógicas, CLS2, CLS3, CLS4 são idênticas, mudando as variáveis CL2, CL3, CL4 e ULCL2, ULCL3, ULCL4, respectivamente.



Figura 26 – Lógica de Fechamento (CLS1)

3.3.255. 52An

Indica o estado do disjuntor. É associada a uma entrada binária do relé conectada a um contato auxiliar tipo “a” do disjuntor. n = 1, 2, 3, 4 52An: SELogic Equation

3.3.256. CLn

Indica as condições para o fechamento do disjuntor, diferentes das do religamento automático ou comando CLOSE. Normalmente é ajustado para fechamento manual via protocolo de comunicação CC. n = 1, 2, 3, 4 CLn: SELogic Equation

3.3.257. ULCLn

Indica as condições para a abertura de contato de fechamento do disjuntor. Normalmente este ajuste é feito para o WORD BIT TRIP. Isto previne que o comando CLOSE permaneça ativo quando o comando TRIP é ativado (TRIP tem prioridade). n = 1, 2, 3, 4 ULCLn: SELogic Equation

AJUSTES

52A1 = IN101



52A2 = IN102

52A3 = IN103

52A4 = 0

CL1 = 0

CL2 = 0

CL3 = 0

CL4 = 0

ULCL1 = 0

ULCL2 = 0

ULCL3 = 0

ULCL4 = 0

Event Trigger

As informações do status dos elementos contidas em cada relatório de evento confirmam o desempenho do relé, do esquema e do sistema para cada defeito. É possível escolher o nível de detalhamento necessário quando é solicitado um relatório de evento: resolução de 1/4 de ciclo ou 1/8 de ciclo para dados filtrados; resolução de 1/4, 1/8, 1/16, 1/32 ou 1/64 de ciclo para dados analógicos brutos. Para cada relatório, o relé armazena em memória não volátil os mais recentes 15, 30 ou 60 ciclos com os dados do evento. O tamanho das informações de pré-falta pode ser especificado através de ajuste. O relé armazena um total de 7 segundos com dados do relatório de evento.

As informações dos relatórios de evento podem ser usadas em conjunto com o software SEL- 5601 (“SEL-5601 Analytic Assistant”) para gerar relatórios oscilográficos que possam ser inseridos nos documentos e relatórios de análise.

3.3.258. ER

Define através da equação de controle SELogic, as condições de partida do registro de eventos (oscilografia), que serão usados na geração de relatórios.

ER: SELogic Equation

Nesse exemplo, os eventos serão gerados pelos pickups dos elementos de sobrecorrente de fase e terra, instantâneos e temporizados dos lados de 230 kV, 138 kV e 13,8 kV. O objetivo é verificar algumas faltas externas que não resultam em trip nos



disjuntores do autotransformador, mas que poderão fornecer informações úteis sobre outras áreas dentro ou próxima à subestação.

Será usado o operador rising-edge “ / “ ou rampa de subida o qual detecta a mudança de estado de 0 para 1, ou seja, assim que houver pickup, será ativado a partida de registro de eventos.

AJUSTES

ER = /50P11 + /50N11 + /51P1T + /51N1T + /50P21 + /50N21 + /51P2T + /51N2T + /51N3T

Output Contact Logic

Estes ajustes definem os elementos que controlarão os contatos de saída do relé. Cada um dos contatos pode ser programado para uma série de funções definidas através de elementos e equações SELogic.

3.3.259. OUT10n

Contato de saída n, com n entre 1 e 7.

OUT10n: SELogic Equation

Conforme diagrama elementar (anexo III) temos:

OUT101: função: TRIP DA FUNÇÃO DIFERENCIAL (86T)

Ajuste: OUT101 = TRIP4

OUT102: função: REARME REMOTO 86T

Ajuste: OUT102 = S2V2T

OUT103: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA DO GERAL 230 KV




OUT104: função: TRIP 52D NO GERAL 230 KV


OUT105: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA NO TFE 230 KV


OUT106: função: TRIP 52D NO TRANSFERÊNCIA 230 KV


OUT107: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA NO GERAL 138 KV


AJUSTES

OUT101 = TRIP4

OUT102 = S2V2T

OUT103 = TRIP1

OUT104 = TRIP1

OUT105 = TRIP1

OUT106 = TRIP1

OUT107 = TRIP2

3.3.260. OUT20n

Contato de saída n, com n entre 1 e 16.

OUT20n: SELogic Equation

Conforme diagrama elementar (anexo III) temos:

OUT201: função: TRIP 52D NO GERAL 138 KV




OUT202: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA NO TFE 138 KV


OUT203: função: TRIP 52D NO TRANSFERÊNCIA 138 KV


OUT204: função: TRIP DA FUNÇÃO 51 FASE NO GERAL 13,8KV


OUT205: função: TRIP 52D NO GERAL 13,8KV


OUT206: função: TRIP DA FUNÇÃO 50BF 230 kV


OUT207: função: TRIP DA FUNÇÃO 50BF 138 kV


OUT208: função: NÃO USADA

Ajuste: OUT208 = 0

OUT209: função: TRIP DA FUNÇÃO DIFERENCIAL P/ OSCIL.


OUT210: função: TRIP DA FUNÇÃO 50/51 FASE E TERRA NO GERAL 230/138 KV (OSCILÓGRAFO)

Ajuste: OUT210 = TRIP1 + TRIP2

OUT211: função: ATUAÇÃO 50BF (OSCILÓGRAFO)



Ajuste: OUT211 = S3V2T + S3V3T

OUT212: função: FUNÇÕES DE ALARME 87T

Ajuste: OUT212 = TRIP1 +TRIP2 +TRIP3 + TRIP4 + IN201 + IN202 + IN203 + IN204 + IN205 + IN206

AJUSTES

OUT201 = TRIP2

OUT202 = TRIP2

OUT203 = TRIP2

OUT204 = TRIP3

OUT205 = TRIP3

OUT206 = S3V2T

OUT207 = S3V3T

OUT208 = 0

OUT209 = TRIP4

OUT210 = TRIP1 + TRIP2

OUT211 = S3V2T + S3V3T

OUT212 = TRIP1 + TRIP2 + TRIP3 + TRIP4 + IN201 + IN202 + IN203 + IN204 + IN205 + IN206

3.4. Global Settings

Relay Settings

3.4.1. LER Length of Event Report

Este ajuste define o comprimento de cada registro de eventos. Para cada relatório, o relé armazena em memória não volátil os mais recentes 15, 30 ou 60 ciclos com os dados do evento. O número de eventos salvos será menor quanto maior for o comprimento do registro de eventos, conforme Tabela 6.

LER: 15, 30, 60 ciclos



Tabela 6 – Número de Registro de Eventos Salvos

3.4.2. PRE Length of Prefault in Event Report

Este ajuste define o comprimento do período pré-falta.

PRE: 1 a 14 ciclos

3.4.3. NFREQ Nominal Frequency

Este ajuste define a freqüência nominal do sistema.

NFREQ: 50, 60 Hz

3.4.4. PHROT Phase Rotation

Este ajuste define a rotação de fase.

PHROT: ABC, ACB

3.4.5. DATE_F Date Format

Este ajuste define o formato da data.

DATE_F: MDY, YMD

3.4.6. SCROLD Display Update Rate

Este ajuste define o tempo de atualização dos valores exibidos no display do relé.

SCROLD: 1 a 60 segundos

3.4.7. FP_TO Front Panel Timeout

Este ajuste define o tempo em que o display do painel frontal retornará para o display padrão, após o último comando recebido pelo relé.

FP_TO: 0 a 30 minutos



3.4.8. TGR Group Change Delay

Este ajuste define o tempo decorrente entre o comando para mudança de grupo de ajustes e a ativação de um novo grupo de ajustes.

TGR: 0 a 900 segundos

AJUSTES

LER = 60

PRE = 6

NFREQ = 60

PHROT = ABC

DATE_F = MDY

SCROLD = 2

FP_TO = 5

TGR = 3

Battery Monitor

O Relé SEL-387 mede e reporta a tensão das baterias da subestação conectada aos seus terminais de alimentação. O relé possui quatro comparadores de limite programáveis e uma lógica associada para alarme e controle. Por exemplo, se falhar o carregador das baterias, e a tensão CC medida cair abaixo do limite programável, será emitido um alarme antes que a tensão das baterias da subestação caia para níveis inaceitáveis. É possível monitorar as saídas dos comparadores com o Processador de Comunicações SEL-2020/2030 e gerenciar as mensagens, chamadas telefônicas ou outras ações. A tensão CC medida é exibida no display METER via porta serial de comunicações, no LCD do painel frontal e no relatório de evento. Usando os dados do relatório de evento, é possível ter uma visão oscilográfica da tensão das baterias. Esse relatório mostra o quanto à magnitude da tensão das baterias da subestação varia durante a abertura, fechamento e outras operações de controle.

Conforme item 3.3.247, haverá o monitoramento do sistema de alimentação auxiliar CC, do banco de baterias. Ver Figura 20 naquele item.

3.4.9. DC1P DC Battery Voltage Level 1

Define o ajuste da tensão CC da bateria do comparador 1.

DC1P: OFF, 20 a 300 Vdc



Esse nível será usado no esquema de Falha - Subtensão do banco de baterias. O relé ativa um alarme de falha para tensões caindo abaixo de DC1P.

27FALHA = 80% Tensão Nominal

27FALHA = 0,80 x 115,00 = 92,00 Vcc




Esse nível será usado no esquema de Advertência - Subtensão do banco de baterias. O relé ativa uma advertência quando a tensão cai abaixo de DC2P.

27ADVERTÊNCIA = 90% Tensão Nominal

27ADVERTÊNCIA = 0,90 x 115,00 = 103,50,00 Vcc




Esse nível será usado no esquema de Advertência - Sobretensão do banco de baterias. O relé ativa uma advertência quando a tensão excede DC3P.

59ADVERTÊNCIA = 110% Tensão Nominal

59ADVERTÊNCIA = 1,10 x 115,00 = 126,50,00 Vcc




Esse nível será usado no esquema de Falha - Sobretensão do banco de baterias. O relé ativa um alarme de falha para tensões excedendo DC4P.

59FALHA = 120% Tensão Nominal

59FALHA = 1,20 x 115,00 = 138,00 Vcc

AJUSTES

DCP1 = 90,0



DCP2 = 100,0

DCP3 = 125,0

DCP4 = 135,0

Breaker 1 Monitor

A função de monitoração do disjuntor do Relé SEL-387 coleta a corrente total interrompida e o número de operações de até quatro disjuntores. Cada vez que ocorre trip em um disjuntor monitorado, o relé integra a corrente interrompida com os valores de corrente previamente armazenados. Quando o resultado exceder o ajuste do valor limite da curva de desgaste do disjuntor, o relé gera um alarme via contato de saída ou display do painel frontal. O desgaste de cada pólo de cada disjuntor monitorado é calculado separadamente uma vez que o monitor do disjuntor acumula a corrente por fase. Quando for aplicar o relé pela primeira vez, é necessário carregar todos os dados do desgaste do disjuntor estimados anteriormente. O desgaste incremental da próxima interrupção, e de todas as interrupções subseqüentes, será adicionado ao valor armazenado para obtenção de um valor total do desgaste. Resete os contadores de operação do monitor do disjuntor, as correntes interrompidas cumulativas por pólo e o desgaste porcentual por pólo após ter efetuado uma manutenção no disjuntor, ou após a instalação de um disjuntor novo. O relatório de monitoração do disjuntor relaciona todos os disjuntores, todas as atuações do relé e de outros dispositivos para cada disjuntor, a corrente RMS total acumulada por fase e o desgaste porcentual por pólo.

3.4.13. BKMON1 Bkr 1 Monitor Input (SELogic Equation)

Define através de variáveis lógicas SELogic a inicialização do monitoramento do disjuntor 1. Este ajuste determina quando o monitoramento do disjuntor 1 lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do referido disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMON aguarda a subida do sinal (transição de 0 para 1) como uma indicação para a leitura dos valores de corrente. Os valores adquiridos são então aplicados na curva de manutenção do disjuntor 1 e monitoramento acumulador de correntes/trips.

BKMON1: SELogic Equation

Nesse exemplo, o disjuntor 1 (230 kV) será monitorado através dos trips dos elementos de sobrecorrente instantâneos e temporizados de fase e terra do lado de 230 kV (OUT103 =



TRIP1; TR1 = 50P11 + 50N11 + 51P1T + 51N1T) e também dos elementos diferenciais (OUT101 = TRIP4; TR4 = 87R + 87U).

3.4.14. B1COP1 Close/Open Set Point 1 Max

Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 1, para fins de monitoramento.

B1COP1: 1 a 65000 operações

3.4.15. B1KAP1 KA Interrupted Set Point 1 Min

Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 1, para fins de monitoramento.

B1KAP1: 0,1 a 999,00 KA primários













AJUSTES

BKMON1 = TRIP 1 + TRIP4



B1COP1 = 10000

B1KAP1 = 1,5

B1COP2 = 500

B1KAP2 = 10,0

B1COP3 = 20

B1KAP3 = 15,0

Breaker 2 Monitor




Nesse exemplo, o disjuntor 2 (138 kV) será monitorado através dos trips dos elementos de sobrecorrente instantâneos e temporizados de fase e terra do lado de 138 kV (OUT107 = TRIP2; TR2 = 50P21 + 50N21 + 51P2T + 51N2T) e também dos elementos diferenciais (OUT101 = TRIP4; TR4 = 87R + 87U).




















B2KAP3: 0,1 a 999,00 KA primários AJUSTES

BKMON2 = TRIP2 + TRIP4

B2COP1 = 10000

B2KAP1 = 1,5

B2COP2 = 500

B2KAP2 = 10,0

B2COP3 = 20

B2KAP3 = 15,0

Breaker 3 Monitor






Nesse exemplo, o disjuntor 3 (13,8 kV) será monitorado através dos trips dos elementos de sobrecorrente temporizados de fase do lado de 13,8 kV (OUT204 = TRIP3; TR3 = 51P3T) e também dos elementos diferenciais (OUT101 = TRIP4; TR4 = 87R + 87U).


Determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor 3, para fins de monitoramento. B3COP1: 1 a 65000 operações


Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 3, para fins de monitoramento. B3KAP1: 0,1 a 999,00 KA primários















AJUSTES

BKMON3 = TRIP3 + TRIP4

B3COP1 = 10000

B3KAP1 = 1,5

B3COP2 = 500

B3KAP2 = 10,0

B3COP3 = 20

B3KAP3 = 15,0

Breaker 4 Monitor


Define através de variáveis lógicas SELogic a inicialização do monitoramento do disjuntor 4. Este ajuste determina quando o monitoramento do disjuntor 4 lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do referido disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMON aguarda a subida do sinal (transição de 0 para 1) como uma indicação para a leitura dos valores de corrente. Os valores adquiridos são então aplicados na curva de manutenção do disjuntor 4 e monitoramento acumulador de correntes/trips. BKMON3: SELogic Equation

















Determina a corrente mínima interrompida do disjuntor 4, para fins de monitoramento. B4KAP3: 0,1 a 999,00 KA primários

AJUSTES

BKMON4 = N

B4COP1 = 65000

B4KAP1 = 999,00

B4COP2 = 65000

B4KAP2 = 999,00

B4COP3 = 65000

B4KAP3 = 999,00



Through Fault Event

Uma falta em um alimentador de distribuição além da zona de proteção SEL-387, conforme Figura 27, não interrompida por qualquer motivo, pode ocasionar sérios danos mecânicos e térmicos ao transformador. Quanto mais alimentadores estiverem ligados à barra de distribuição, maior será a vulnerabilidade do transformador a esses danos. A supervisão do evento de Through-falut captura níveis máximos de corrente, duração, tempo e hora de cada falta não eliminada. A monitoração também apresenta um simples cálculo de I2t (análogo para a energia gasta durante a through-fault) e cumulativamente armazena o resultado desses cálculos para cada fase. Para maiores informações ver Application Guide AG2005-02 (SEL-387 Through-Fault Monitoring Application and Benefits) no site www.selinc.com.br.

Figura 27 – Exposição do Transformador para Faltas no Alimentador de Distribuição

3.4.41. ETHRU Enable Through Fault Event Winding

Esse ajuste habilita a função Through-Fault para monitoramento de até quatro enrolamentos do transformador.

ETHRU: N, 1, 2, 3, 4

3.4.42. THRU Through Fault Event Trigger (SELogic Equation)

Esse ajuste define qual o elemento que dará inicio à aquisição de dados de corrente máxima e informações da duração, comprimento, data e hora para identificação do evento. Tipicamente, o ajuste é o pickup de um elemento de sobrecorrente de fase instantâneo.

THRU: SELogic Equation



3.4.43. ISQT Through Fault I2t Thresh

O evento Through-fault captura níveis máximos de corrente, duração, tempo e hora para cada falta não eliminada. A monitoração também apresenta um simples cálculo de I2t (análogo para a energia gasta durante a through-fault) e armazena o resultado acumulado desses cálculos para cada fase.

ISQT: OFF, 0 a 4294967 KA2 sec

Figura 28 – Diagrama Lógico ISQTAL

AJUSTES

ETHRU = N

THRU = 0

ISQT = 0

Analog Input Labels (1-4 Characters)

É possível renomear as 12 entradas de corrente de fase dos quatro enrolamentos do transformador conforme a preferência do usuário. Os nomes atuais das entradas de corrente são, IAW1 até ICW4 e podem ser trocados para nomes mais familiares como “R, S, T”, porém não poderão ter mais que quatro caracteres.



3.4.44. IAWn

Entrada de corrente da fase A (com n = 1 a 4 ou enrolamento 1 ao enrolamento 4 do transformador).

IAWn: Pode renomear ou não

3.4.45. IBWn

Entrada de corrente da fase B (com n = 1 a 4 ou enrolamento 1 ao enrolamento 4 do transformador).

IBWn: Pode renomear ou não

3.4.46. ICWn

Entrada de corrente da fase C (com n = 1 a 4 ou enrolamento 1 ao enrolamento 4 do transformador).

ICWn: Pode renomear ou não

AJUSTES

IAW1 = IAW1

IBW1 = IBW1

ICW1 = ICW1

IAW2 = IAW2

IBW2 = IBW2

ICW2 = ICW2

IAW3 = IAW3

IBW3 = IBW3

ICW3 = ICW3

IAW4 = IAW4

IBW4 = IBW4

ICW4 = ICW4

Setting Group Selection

O relé armazena seis grupos de ajustes. Os grupos de ajustes selecionáveis tornam o Relé SEL-387 ideal para aplicações que necessitem alterações freqüentes de ajustes e para adaptar a proteção às



alterações das condições do sistema. Pode-se selecionar o grupo ativo através de um contato de entrada, comando ou outras condições programáveis. Usando esses grupos de ajustes é possível cobrir uma ampla faixa de contingências de proteção e controle. Ao selecionar um grupo, também são selecionados os ajustes da lógica e quando programada pode adaptar os ajustes às diferentes condições de operação tais como manutenção da subestação, operações sazonais, contingências de emergência, e alterações da fonte, carregamento, e dos ajustes de relés adjacentes.

3.4.47. SS1

Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 1. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações SELogic.

SS1: SELogic Equation

3.4.48. SS2

Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 2. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações SELogic.

SS2: SELogic Equation

3.4.49. SS3

Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 3. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações SELogic. SS3: SELogic Equation

3.4.50. SS4




3.4.51. SS5


3.4.52. SS6


Não haverá necessidade de comutação de grupos de ajustes.

Observar que com todas as variáveis ajustadas para zero, a mudança de grupo de ajustes somente pode ser feita via interface serial ou via teclado frontal do relé.

AJUSTES

SS1 = 0

SS2 = 0

SS3 = 0

SS4 = 0

SS5 = 0

SS6 = 0

Front Panel

No painel frontal do Relé SEL-387 que faz interface com o usuário estão incluídos: um LCD com 16 caracteres em duas linhas, 16 LEDs de sinalização e 8 botões de pressão para comunicação local.

O Display do Painel Frontal mostra as informações dos eventos, medição, ajustes e status da autodiagnose do relé e é controlado pelos oito botões de pressão multifunção. Os LEDs de sinalização exibem as informações das atuações. O LCD é controlado pelos botões de pressão, pelas mensagens automáticas que o relé gera e pelos Pontos do Display programados pelo usuário. O display default faz a varredura, procurando por qualquer ponto ativo (que não esteja “em branco”). Se não houver nenhum ponto ativo, o relé faz a varredura através dos quatro displays de duas linhas das correntes das fases A, B e C em valores primários. Cada tela de exibição permanece por dois segundos, antes que a varredura



continue. Qualquer mensagem gerada pelo relé durante uma condição de alarme tem precedência sobre o display default normal. O botão <EXIT> retorna a tela de exibição para o display default, se alguma outra função do painel frontal estiver sendo executada. Mensagens de erro como falhas na autodiagnose são exibidas no LCD, em lugar do display default, no instante em que ocorrem. Durante a energização do relé, o LCD exibe “Initializing”. Será, então, efetuada a varredura através dos displays de tensão e corrente dos enrolamentos até que o relé esteja novamente habilitado. Quando o LED EN indicar que o relé está habilitado, os pontos ativos do display serão submetidos à varredura.

3.4.53. LEDA

O LED 9 do painel frontal é acesso sempre que houver defeitos envolvendo a fase A. A programação original desse LED, feita pelo fabricante é LEDA = OCA + 87E1, onde o word bit OCA indica sobrecorrente da fase A durante a falta e o word bit 87E1 a presença dos elementos diferenciais 87R ou 87U.

LEDA: SELogic Equation

3.4.54. LEDB

O LED 10 do painel frontal é acesso sempre que houver defeitos envolvendo a fase B. A programação original desse LED, feita pelo fabricante é LEDB = OCB + 87E2, onde o word bit OCB indica sobrecorrente da fase B durante a falta e o word bit 87E2 a presença dos elementos diferenciais 87R ou 87U.

LEDB: SELogic Equation

3.4.55. LEDC

O LED 11 do painel frontal é acesso sempre que houver defeitos envolvendo a fase C. A programação original desse LED, feita pelo fabricante é LEDC = OCC + 87E3, onde o word bit OCC indica sobrecorrente da fase A durante a falta e o word bit 87E1 a presença dos elementos diferenciais 87R ou 87U.

LEDC: SELogic Equation

3.4.56. DPn

Estes ajustes definem os elementos que controlarão as mensagens que devem ser exibidas nos 16 displays points



disponíveis, os quais poderão ser programados para uma série de funções definidas através de elementos e equações SELogic.

DPn: SELogic Equation

3.4.57. DPn_1 DPn Labels (16 Characters; enter NA to NULL)

Indica a mensagem de até 16 caracteres que aparecerá no display point n (lógica 1).

DPn_1: 16 caracteres

3.4.58. DPn_0 DPn Labels (16 Characters; enter NA to NULL)

Indica a mensagem de até 16 caracteres que aparecerá no display point n (lógica 0).

DPn_0: 16 caracteres

AJUSTES

LEDA = OCA + 87E1

LEDB = OCB + 87E2

LEDC = OCC + 87E3

DP1 = S1LT1

DP1_1 = 50/51F-N 230 KV

DP1_0 = 0

DP2 = S1LT2

DP2_1 = 50/51F-N 138 KV

DP2_0 = 0

DP3 = S1LT3

DP3_1 = 51F 13,8 KV

DP3_0 = 0

DP4 = S1LT4

DP4_1 = 87T

DP4_0 = 0

DP5 = S2LT1

DP5_1 = 63CD/63TD

DP5_0 = 0

DP6 = S2V3T

DP6_1 = FALHA 27/59

DP6_0 = NA



DP7 = S2V4T

DP7_1 = ADVERT 27/59

DP7_0 = NA

DP8 = IN101

DP8_1 = 52-1 FECHADO

DP8_0 = 52-1 ABERTO

DP9 = IN102


DP9_0 = 52-2 ABERTO

DP10 = IN103


DP10_0 = 52-3 ABERTO

DP11 = 0

DP11_1 = NA

DP11_0 = NA

DP12 = 0

DP12_1 = NA

DP12_0 = NA

DP13 = 0

DP13_1 = NA

DP13_0 = NA

DP14 = 0

DP14_1 = NA

DP14_0 = NA

DP15 = 0

DP15_1 = NA

DP15_0 = NA

DP16 = 0

DP16_1 = NA

DP16_0 = NA

Local Bit Settings

O conjunto de ajustes abaixo define os textos a serem exibidos no display do relé para as diversas condições dos LOCAL BITS. O relé aceita caracteres 0-9, A-Z, #, &, @, -, /, . , espaço, dentro dos limites definidos. O ajuste NA anula o título.



3.4.59. NLBn Local Bit LB_Name (14 Characters; enter NA to Null)

Define o nome do local bit n (até 14 caracteres), com n entre 1 e 16.

NLBn: 14 caracteres

3.4.60. CLBn Clear Local Bit LB_Label (7 Characters; enter NA to Null)

Define a mensagem do local bit n (até 7 caracteres) sem sinal contínuo na entrada, com n entre 1 e 16.

CLBn: 7 caracteres

3.4.61. SLBn Set Local Bit LB_Label (7 Characters; enter NA to Null)

Define a mensagem do local bit n (até 7 caracteres) com sinal contínuo na entrada, com n entre 1 e 16.

SLBn: 7 caracteres

3.4.62. PLBn Pulse Local Bit LB_Label (7 Characters; enter NA to Null)

Define a mensagem do local bit n (até 7 caracteres) com sinal pulsado na entrada, com n entre 1 e 16.

PLBn: 7 caracteres

Nesse exemplo, conforme Tabela 7, o Local Bit será usado para abrir e fechar um disjuntor.

Tabela 7 – Exemplo de comando de Abrir/Fechar disjuntor usando Local Bits

AJUSTES

NLB1 = FECHAMENTO MANUAL



CLB1 = RETORNO SLB1 = PLB1 = FECHAMENTO

3.5. SER

Os recursos da função SER (“Sequential Events Recorder”) simplificam a análise pósfalta e melhoram a compreensão das operações de esquemas de proteção simples e complexos. Eles também ajudam nos testes e na solução de problemas dos ajustes do relé e dos esquemas de proteção. A função SER armazena as últimas 512 entradas. Usando esse recurso, é possível obter uma visão geral da operação dos elementos do relé. Os eventos para disparo de uma entrada do SER incluem: mudança de estado das entradas e saídas e pickup/dropout dos elementos. Cada entrada pode incluir os dados de tempo provenientes de uma fonte IRIG-B, se usada. A entrada de código de tempo demodulado IRIGB sincroniza o horário do Relé SEL-387 com uma variação de ±5 ms da entrada da fonte de sincronização de tempo. Uma fonte adequada a esse código de tempo é o Processador de Comunicações SEL-2020 ou SEL-2030.

Trigger Condition

3.5.1. SER n

Os ajustes do registrador seqüencial de eventos são compostos por quatro listas de partida. Cada lista de partida pode incluir até 24 RELAY WORD BITS separados por vírgulas. O ajuste NA desabilita a lista respectiva. SERn: lista de partida 1 a 4

AJUSTES

SER1 = 87U, 87R, 50P11, 51P1T, 50N11, 51N1T, 50P21, 51P2T, 50N21, 51N2T, 51P3T, TRIP1, TRIP2, TRIP3, TRIP4, TRIP5

SER2 = IN101, IN102, IN103, IN104, IN105, IN106, IN201, IN202, IN203, IN204, IN205, IN206, IN208

SER3 = OUT101, OUT102, OUT103, OUT104, OUT105, OUT106, OUT107, OUT201, OUT202, OUT203, OUT204, OUT205, OUT206, OUT207, OUT209, OUT210, OUT211, OUT212

SER4 = S1V1T, S1V2T, S1V3T, S1V4T, S2V1T, S2V2T, S2V3T, S2V4T, S3V1T, S3V2T, S3V3T, S3V4T



Relay-Word Bit Aliases

3.5.2. ALIASn

É possível alterar os nomes de até 20 Word bits para o relatório de seqüência de eventos. O objetivo de fornecer apelidos para esses Word bits é facilitar a identificação de uma determinada função ou operação do relé.

ALIASn: SELogic Equation

AJUSTES

ALIAS1 = IN101 DISJUNTOR 230KV

ALIAS2 = IN102 DISJUNTOR 138KV

ALIAS3 = IN103 DISJUNTOR 13,8KV

ALIAS4 = IN106 RELÉ 63TD

ALIAS5 = IN202 RELÉ 63CD

3.6. DNP

O relé tem a capacidade de efetuar comunicação através do Protocolo Certificado de Rede Distribuída (“Certified Distributed Network Protocol” - DNP), que inclui recursos de discagem automática para eventos DNP baseados em ajustes, remapeamento completo de pontos, valores limites de escala e banda morta individuais para entradas analógicas, e terminal virtual para suporte com recursos em ASCII.

DNP Analog Input Map Settings

3.6.1. DNPAI DNP Analog Input Map

Lista as entradas analógicas para o mapeamento DNP. DNPAI: Entradas analógicas

DNP Analog Output Map Settings



3.6.2. DNPAO DNP Analog Output Map

Lista as saídas analógicas para o mapeamento DNP. DNPAO: Saídas analógicas

DNP Binary Input Map Settings

3.6.3. DNPBI DNP Binary Input Map

Lista as entradas binárias para o mapeamento DNP. DNPBI: Entradas binárias

DNP Binary Output Map Settings

3.6.4. DNPBO DNP Binary Output Map

Lista as saídas binárias para o mapeamento DNP. DNPBOI: Saídas binárias

DNP Counter Settings

3.6.5. DNPC DNP Counters

Lista os contadores para o mapeamento DNP. DNPC: Contadores

A seguir temos exemplos de alguns elementos que serão supervisionados e/ou comandados via protocolo DNP 3.0 no relé SEL-387 do autotransformador.

Conforme Tabela G.7 do manual do relé SEL-387-0, -5, -6 temos:

Item Descrição Índice - DNP

0 8701 (Elemento Diferencial 1) 959



3 87R (diferencial) 928

4 87U (diferencial) 932

5 50P11 (50 Fase 230KV) 807

6 51P1T (51 Fase 230KV) 803

7 50N11 (50 Terra 230KV) 823

8 51N1T (51 Terra 230KV) 819

9 5OP21 (50 Fase 138KV) 839



10 51P2T (51 Fase 138KV) 835

11 50N21 (50 Terra 138KV) 855

12 51N2T (51 Terra 138KV) 851

13 51P3T (51 Faes 13,8KV) 867

14 IN101 (52-1 a – Disjuntor 230 kV) 1000

15 IN102 (52-2 a – Disjuntor 138 kV) 1001

16 IN103 (52-3 a – Disjuntor 13,8 kV) 1002

17 IN104 (86T) Estado 1003

18 IN105 (43TE) Comutador 1004

19 IN106 (63TD) Relé de gás Autotr. – Desliga 1005

20 IN201 (63TA) Relé de gás Autotr. – Alarme 1008

21 IN202 (63CD) Relé de gás Comut. – Desliga 1009

22 IN203 (63VA) Válvula de alívio pressão 1010

23 IN204 (71CA) Nível do óleo Comutador 1011

24 IN205 (71TA) Nível do óleo Autotransformador 1012

25 IN206 (49TA) Imagem Térmica – Alarme 1013

26 IN207 (49TD) Imagem Térmica – Desliga 1014

27 IN208 (27TD) Temperatura do óleo - Desliga 1015

28 S2V3T (Falha tensão CC – Bateria) 1049

29 S2V4T (Advertência Tensão CC – Bateria) 1048


Item Descrição Tipo de Comando Índice - DNP

0 OC - Abre disjuntor 230 kV Pulse ON 16

1 CC- Fecha disjuntor 230 kV Pulse ON 17

2 OC - Abre disjuntor 138 kV Pulse ON 18

3 CC- Fecha disjuntor 138 kV Pulse ON 19

4 OC - Abre disjuntor 13,8 kV Pulse ON 20

5 CC- Fecha disjuntor 13,8 kV Pulse ON 21

6 RB1 – Rearme 86T Pulse ON 0


Item Descrição Índice - DNP

0 Corrente A (230 kV) 0

1 Corrente B (230 kV) 2



2 Corrente V (230 kV) 4

3 Corrente A (138 kV) 12

4 Corrente B (138 kV) 14

5 Corrente V (138 kV) 16

6 Corrente A (13,8 kV) 24

7 Corrente B (13,8 kV) 26

8 Corrente V (13,8 kV) 28

3.7. Ports 1- 4

O Relé SEL-387 é equipado com quatro portas seriais com operação independente: uma porta EIA-232 no painel frontal, duas portas EIA-232 no painel traseiro e uma porta EIA-485 no painel traseiro. O relé não requer um software especial de comunicação. Utilizando qualquer sistema que emula em um sistema terminal padrão, é possível estabelecer a comunicação local ou remota através da conexão de computadores, modems, conversores de protocolo, impressoras, Processador de Comunicações SEL-2020 ou SEL-2030, porta serial para o SCADA, e/ou uma RTU.

As portas seriais de comunicação são usadas para efetuar transmissão de informações essenciais tais como: dados de medição, elementos de proteção e estado dos contatos de entrada e saída (I/O), relatórios do SER, monitoração do desgaste dos contatos do disjuntor, sumários dos relatórios de evento do relé e sincronização de tempo.

3.7.1. PROTO Protocol

Define o protocolo de comunicação da porta de comunicação. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), LMD (protocolo de chaveamento distribuído da SEL), DNP (para comunicação com o relé via protocolo DNP3.0).

PROTO: SEL, LMD, DNP

3.7.2. SPEED Baud rate

É a taxa de transmissão de sinal.

SPEED: 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 bauds



3.7.3. BITS Data bits

Define o número de bits de dados.

BITS: 7, 8

3.7.4. PARITY Parity

Define o tipo de paridade utilizada para a transmissão de dados.

PARITY: O (paridade par), E (paridade ímpar) ou N (sem paridade).

3.7.5. STOP Stop bits

Define o número de bits de parada.

STOP: 1, 2

3.7.6. T_OUT Timeout

Define o tempo de inatividade da porta após o qual haverá desconexão automática da comunicação. Ajustando em 0 elimina a desconexão automática.

T_OUT: 0 - 30 minutos

3.7.7. AUTO Send auto messages to port

Permite a transmissão automática de mensagens para a porta serial.

AUTO: Y, N

3.7.8. RTSCTS Enable hardware handshaking

Este ajuste habilita a comunicação com o relé. Com RTSCTS em Y, o relé não enviará caracteres até que a entrada CTS esteja ativa. Também, se o relé estiver impossibilitado de receber caracteres, ele não disponibiliza a linha RTS. O ajuste RTSCTS não é aplicável na porta serial (RS485) ou na portas configuradas com o protocolo LMD.

RTSCTS: Y, N



3.7.9. FASTOP Fast operate enable

Habilita a mensagem de “FAST OPERATE” na porta serial.

FASTOP: Y, N

3.7.10. PREFIX LMD Prefix

Define o prefixo usado para protocolo LMD.

PREFIX: @, #, $, %, &

3.7.11. ADDR LMD address

Define o endereço para o protocolo LMD.

ADDR: 1 - 99

3.7.12. SETTLE LMD setting time

Define o tempo de estabelecimento para protocolo LMD.

SETTLE: 0 - 30 segundos

3.7.13. DNPADR DNP Address

Define o endereço do relé para acessos via protocolo DNP3.0.

DNPADR: 0 - 65534

3.7.14. MODEM Modem connected?

Informa se o modem está conectado ou não.

MODEM: Y, N

3.7.15. MSTR Modem startup string (30 Characters)

É uma série de até 30 caracteres ASCII que inicializam o modem, enviando vários tipos de comando.

MSTR: 30 caracteres



3.7.16. PH_NUM Phone number (30 Characters)

Informação do número do telefone (30 caracteres) para inicialização do modem.

PH_NUM: 30 caracteres

3.7.17. MDTIME Dial-out time

É o tempo para inicializar a conexão do modem via telefone.

MDTIME: 5 – 300 segundos

3.7.18. MDRETI Time between Dial-out attempts

É o tempo de espera para outra tentativa de inicializar a conexão do modem via telefone, quando passado o tempo de MDTIME e não realizado a conexão.

MDRETI: 5 – 3600 segundos

3.7.19. MDRETN Number of Dial-out attempts

É o número de tentativa de inicializar a conexão do modem via telefone.

MDRETN: 0 – 5

3.7.20. ECLASSA Class for Analog Event Data

Define o método desejado para a recepção de eventos que contenham dados analógicos numa conexão DNP3.0.

ECLASSA: 0 – 3

3.7.21. ECLASSB Class for Binary Event Data

Define o método desejado para a recepção de eventos que contenham dados binários numa conexão DNP3.0.

ECLASSB: 0 – 3

3.7.22. ECLASSC Class for Counter Event Data

Define o método desejado para a recepção de eventos que contenham dados de contadores numa conexão DNP3.0.

ECLASSC: 0 – 3



3.7.23. DECPLA Currents Scaling Decimal Places

Define quantas casas decimais serão usadas para a unidade de corrente.

DECPLA: 0 – 3 casas decimais

3.7.24. TIMERQ Timeset Request Interval

Ajuste de tempo do intervalo de aquisição de dados.

TIMERQ: 0 – 32767 minutos

3.7.25. STIMEO Select/Operate Time-out

Ajuste do tempo máximo de seleção / operação.

STIMEO: 0,0 – 30,0 segundos

3.7.26. DTIMEO Data Link Time-out

Ajuste do tempo máximo de conexão de dados.

DTIMEO: 0,0 – 5,0 segundos

3.7.27. MINDLY Minimum time from DCD to Tx

Ajuste do tempo mínimo deste o DCD até o Tx.

MINDLY: 0,00 – 1,00 segundo

3.7.28. MAXDLY Maximun time from DCD to Tx

Ajuste do tempo máximo deste o DCD até o Tx.

MAXDLY: 0,00 – 1,00 segundo

3.7.29. PREDLY Time from RTS ON to Tx

Ajuste do tempo de estabelecimento desde RTS ligado até Tx.

PREDLY: OFF, 0,00 – 30,00 segundos



3.7.30. PSTDLY Time from Tx to RTS OFF

Ajuste do tempo de estabelecimento desde Tx até RTS desligado.

PSTDLY: 0,00 – 30,00 segundos

3.7.31. ANADBA Analog reporting deadband

Ajuste da banda morta de eventos analógicos.

ANADBA: 0 – 32767 contagens

3.7.32. ETIMEO Event Data confirmation time-out

Ajuste do tempo máximo de confirmação de dados.

ETIMEO: 0,1 – 50,0 segundos

3.7.33. DRETRY Data Link Retries

Número de tentativas de conexão de dados.

DRETRY: 0 - 15

3.7.34. UNSOL Enable Unsolicited Reporting

Habilita o relatório de eventos não solicitados.

UNSOL: Y, N

3.7.35. PUNSOL Enable Unsolicited Reporting at Power-up

Habilita o relatório de eventos não solicitados ao se energizar o relé.

PUNSOL: Y, N

3.7.36. REPADR DNP Address to Report to

Endereço ao qual o DNP deve se reportar.

REPADR: 0 – 65534



3.7.37. NUMEVE Number of Events to Transmit on

Número de eventos a partir do qual os mesmos são transmitidos.

NUMEVE: 1 - 200

3.7.38. AGEEVE Age of oldest event to Tx on

Tempo do evento mais antigo para iniciar a transmissão.

AGEEVE: 0 – 60 segundos

AJUSTES

PROTO = SEL, LMD, DNP

SPEED = 19200

BITS = 8

PARITY = N

STOP = 1

T_OUT = 5

AUTO = N

RTSCTS = N

FASTOP = N

PREFIX = @

ADDR = 1

SETTLE = 0,00

DNPADR = 0

MODEM = Y

MSTR = E0X0&D0S0=2

PH_NUM = Tel num

MDTIME = 60

MDRETI = 120

MDRETN = 3

ECLASSA = 2

ECLASSB = 1

ECLASSC = 0

DECPLA = 1

TIMERQ = 0

STIMEO = 1,0



DTIMEO = 1,0

MINDLY = 0,05

MAXDLY = 0,10

PREDLY = 0,00

PSTDLY = 0,00

ANADBA = 100

ETIMEO = 2,0

DRETRY = 3

UNSOL = N

PUNSOL = N

REPADR = 0

NUMEVE = 10

AGEEVE = 2,0



4. ANEXOS

4.1. Anexo I

4.1.1. Curto-circuito na barra de 230 kV (Condição Normal)

CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 230 kV

Condição: Normal

3 φ 8500 A

φ T 10200 A

φ 3660 A

3 φ 2400 A

φ T 6510 A

φ 5340 A

3 φ 3990 A

φ T 8400 A ~

SUBESTAÇÃO

13,8 KV

138 KV 230 KV

SUBESTAÇÃO SUBESTAÇÃO

3 φ 0,0

φ T 0,0

~



4.1.2. Curto-circuito na barra de 230 kV (Condição Máxima)


Condição: Máxima

3 φ 11400 A

φ T 13680 A

φ 5370 A

3 φ 4560 A

φ T 7680 A

φ 8160 A

3 φ 7620 A

φ T 10470 A ~

SUBESTAÇÃO

13,8 KV

138 KV 230 KV


3 φ 0,0

φ T 0,0

~



4.1.3. Curto-circuito na barra de 230 kV (Condição Mínima)


Condição: Mínima

3 φ 5200 A

φ T 8300 A

φ 3120 A

3 φ 2070 A

φ T 5460 A

φ 4290 A

3 φ 3450 A

φ T 6390 A ~

SUBESTAÇÃO

13,8 KV

138 KV 230 KV


3 φ 0,0

φ T 0,0

~



4.1.4. Curto-circuito na barra de 138 kV (Condição Normal)


Condição: Normal

3 φ 18300 A

φ T 20100 A

φ 5010 A

3 φ 4980 A

φ T 4320 A

φ 9330 A

3 φ 8310 A

φ T 10140 A ~

SUBESTAÇÃO

13,8 KV

138 KV 230 KV


3 φ 0,0

φ T 0,0

~



4.1.5. Curto-circuito na barra de 138 kV (Condição Máxima)


Condição: Máxima

3 φ 20800 A

φ T 22300 A

φ 5670 A

3 φ 5700 A

φ T 5250 A

φ 10500 A

3 φ 9480 A

φ T 11880 A ~

SUBESTAÇÃO

13,8 KV

138 KV 230 KV


3 φ 0,0

φ T 0,0

~



4.1.6. Curto-circuito na barra de 138 kV (Condição Mínima)


Condição: Mínima

3 φ 12300 A

φ T 14200 A

φ 3390 A

3 φ 3360 A

φ T 2850 A

φ 6600 A

3 φ 5610 A

φ T 7590 A ~

SUBESTAÇÃO

13,8 KV

138 KV 230 KV


3 φ 0,0

φ T 0,0

~



4.1.7. Curto-circuito na barra de 13,8kV (Condição Normal)

CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Barra 13,8 kV

Condição: Normal

3 φ 16140 A

3 φ 240 A

φ T 0,0

3 φ 1210 A

φ T 0,0 A ~

SUBESTAÇÃO

13,8 KV

138 KV 230 KV


3 φ 16140

φ T 0,0

~



4.1.8. Curto-circuito na barra de 13,8kV (Condição Máxima)


Condição: Máxima

3 φ 18420 A

3 φ 280 A

φ T 0,0

3 φ 1380 A

φ T 0,0 A ~

SUBESTAÇÃO

13,8 KV

138 KV 230 KV


3 φ 18420

φ T 0,0

~



4.1.9. Curto-circuito na barra de 13,8kV (Condição Mínima)


Condição: Mínima

3 φ 10900 A

3 φ 170 A

φ T 0,0

3 φ 815 A

φ T 0,0 A ~

SUBESTAÇÃO

13,8 KV

138 KV 230 KV


3 φ 10900

φ T 0,0

~



4.2. Anexo II

4.2.1. Coordenograma de Fase

Abaixo está representada a coordenação entre as unidades de sobrecorrente de fase dos lados de 230 kV e 138 kV do autotransformador, para defeito trifásico na barra de 138 kV (Condição Normal).

51 – 138kV

I contr 138kV = 8310 A I contr 230kV = 4980 A

51 - 230kV



4.2.2. Coordenograma de Fase e Terra

Abaixo está representada a coordenação entre as unidades de sobrecorrente de fase e terra dos lados de 230 kV e 138 kV do autotransformador, para defeito monofásico na barra de 138 kV (Condição Normal).

51 – Fase 230 kV

I contr ΦT 138 kV = 10140 A I contr Φ 138 kV = 9330 A I contr ΦT 230 kV = 4320 A I contr Φ 230 kV = 5010 A

51 – Fase 138 kV

51 – Terra 230 kV

51 – Terra 138 kV



4.3. Anexo III

4.3.1. Diagrama elementar (entradas digitais)

IN102 IN103

63TA

IN201

B25

B26

IN202

B27

B28

B29

B30

B31

B32

IN203 IN205

B33

B34

B35

B36

IN206 IN105

A25

A26

B37

B38

IN207 IN204

B39

B40

IN208

Est

ado

relé

86T

Com

utad

or 4

3TE

Rel

é gá

s tr

ansf

orm

ador

D

eslig

a

Rel

é de

gás

C

omut

ador

Vál

vula

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io

Pre

ssão

Nív

el d

e ól

eo

Com

utad

or

Imag

em té

rmic

a A

larm

e

Z25

-

Z26

= =

A18

IN101

A19

A20

A21

A22

=

A17

Z27

86T

IN104 IN106

A27

A28

A23

A24

43TE (ON)

63TD 63CD 71CA 71TA 49TA 63VA 49TD

125V

CC

-

IN103

1 2

LB

Rel

é gá

s tr

ansf

orm

ador

A

larm

e

Nív

el d

e ól

eo

Tra

nsfo

rmad

or

Imag

em té

rmic

a D

eslig

a

27TD

Tem

pera

tura

óle

o D

eslig

a

3 4

Est

ado

Dis

junt

or 5

2-1

52-1 a

Est

ado

Dis

junt

or 5

2-2

52-2 a

52-3 a

Est

ado

Dis

junt

or 5

2-3



4.3.2. Diagrama elementar (saídas digitais)

B24

A15

B06 A16

B05

OUT 103

OUT 104

OUT 105

OUT 106

OUT 107

OUT 203

OUT 204

OUT 205

OUT 206

OUT 207

OUT 208

OUT 209

OUT 210

OUT 211

OUT 212

B15

B16

B17

B18

B19

B20

B21

B22

B23 A05

A06

A07

A08

A09

A10

A11

A12

A13

A14

B07

B08

B09

B10

B11

B12

B13

B14

B03 B01

ALARM

OUT 202

OUT 201

BT5 BT5 BT5 BT4 BT4 BT3 BT3 BT4

OUT 102

A03

A04

R S

OUT 101

A01

86T-2

R S

86T-1

26TD 49TD

BT1

OUT 204

63CD 63TD

86TX

43TE (0N)

BR

87T SEL 387

A02 B02 B04

50/5

1-13

,8kV

Rel

é de

gás

- d

eslig

a

Tem

pera

tura

- d

eslig

a

Tem

pera

tura

- d

eslig

a

Rel

é de

gás

- d

eslig

a

Atuações sobre relé 86T

Rea

rme

man

ual 8

6T

Trip

86T

Rea

rme

rem

oto

86T

Trip

dis

unto

r 23

0kV

-TC

1

Atu

a 23

0kV

-52D

Trip

TF

E 2

30kV

-TC

1

Atu

a T

FE

230

kV-5

2D

Trip

dis

junt

or 1

38kV

Fal

ha 8

7T

Atu

a 13

8kV

-52D

Trip

dis

junt

or 1

3,8k

V

A

tua

13,8

kV-5

2D

50

BF

230

KV

50B

F 1

38K

V

Res

erva

Atu

ação

87T

Atu

ação

50/

51

Atu

ação

50B

F

Ala

rme

– A

tuaç

ão 8

7T

Oscilógrafo

Trip

TF

E 1

38K

V-T

C1

Atu

a T

FE

138

KV

-52D



5. REFERÊNCIAS

1 – MANUAL DE INSTRUÇÕES SEL-387-0, -5, -6

Schweitzer Engineering Laboratories, Inc

2 – TP6027 (SELECTING CTS TO OPTIMIZE RELAY PERFORMANCE)

Jeff Roberts and Stanley E. Zocholl Gabriel Benmouyal

Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. IREQ

Pullman, WA USA Varennes, Quebec CANADA

3 – AG99-08 (APPLYING THE SEL-387-5 RELAY COMBINED OVERCURRENT ELEMENTS)

George E. Alexander

Subhash Patel


4 – AG2006-01 (DETERMINING THE CORRECT CONNECTION COMPENSATION IN THE SEL-387 RELAY)

Mark Lanier


5 – TP6100 (PERFORMANCE ANALYSIS OF TRADITIONAL AND IMPROVED TRANSFORMER DIFFERENTIAL PROTECTIVE RELAYS)

Armando Guzmán, Stan Zocholl, and Hector J. Altuve

Gabriel Benmouyal Universidad Autonoma de Nuevo Leon

Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Monterrey, N.L., México

Pullman, WA USA

6 – NEGATIVE-SEQUENCE OVERCURRENT ELEMENT APPLICATION AND COORDINATION IN DISTRIBUTION PROTECTION

Edmund O. Schweitzer, III, and

John J. Kumm


Pullman, WA USA



7 – AG96-08 (MAKING TRIP CIRCUIT MONITOR LOGIC WITH SELOGIC CONTROL EQUATIONS)

Jeff Roberts,

Armando Guzmán and

Larry Gross

8 – TP6092 (INTEGRATED TRANSFORMER, FEEDER, AND BREAKER PROTECTION: AN ECONOMIC AND RELIABLE SOLUTION FOR DISTRIBUTION SUBSTATIONS)

Mark G. Gutzmann, PE and Armando Guzmán, PE

Pratap G. Mysore, PE Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.

Northem States Power Company.

9 – AG2005-02 (SEL-387 THROUGH-FAULT MONITORING APPLICATION AND BENEFITS) Jeff Pope,

10 – COMPENSAÇÃO ANGULAR E REMOÇÃO DA COMPONENTE DE SEQÜÊNCIA ZERO NA PROTEÇÃO DIFERENCIAL DE TRANSFORMADORES

Rafael Cardoso


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