Roteiro de Ajustes Sel-700g

Rodovia Campinas Mogi-Mirim (SP-340), Km 118,50 Prédio 11 – Campinas-SP CEP 13086-902 Tel: (19) 3515 2000 home-page: www.selinc.com.br Fax: (19) 3515 2011 CNPJ: 03.837.858/0001-01 Insc. Estadual: 244.668.694.116

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MEMÓRIA DE CÁLCULO PARA OS AJUSTES DO

RELÉ DE PROTEÇÃO DE GERADOR SEL-700G


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

2. CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-700G ..................................................... 5

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

2.2. Funções de Medição ...................................................................................... 6

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

2.4. Funções de Controle ...................................................................................... 7

2.5. Lógicas Adicionais ......................................................................................... 8

2.6. Integração ....................................................................................................... 8

2.7. Outras Características ................................................................................... 9

3. MEMÓRIA DE CÁLCULO .............................................................................. 10

3.1. Correntes de curtos-circuitos...................................................................... 10

PKOKPKOKPKOKPKOK däçÄ~ädäçÄ~ädäçÄ~ädäçÄ~ä ............................................................................................................... 10

PKPKPKPKPKPKPKPK dêçìé=Ndêçìé=Ndêçìé=Ndêçìé=N ............................................................................................................. 60

PKQKPKQKPKQKPKQK cêçåí=m~åÉäcêçåí=m~åÉäcêçåí=m~åÉäcêçåí=m~åÉä ...................................................................................................... 352

PKRKPKRKPKRKPKRK oÉéçêíoÉéçêíoÉéçêíoÉéçêí ............................................................................................................ 361

3.6. Port F ........................................................................................................... 367

3.7. Port 1 ........................................................................................................... 369

3.8. Port 2 ........................................................................................................... 396

3.9. Port 3 ........................................................................................................... 407

3.10. Port 4 ........................................................................................................... 421

3.11. Modbus User Map ....................................................................................... 436

3.12. DNP Maps .................................................................................................... 436

4. ANEXOS ...................................................................................................... 440

4.1. Anexo I ......................................................................................................... 440

5. Referências ................................................................................................. 443


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1. INTRODUÇÃO

O presente documento tem a finalidade de apresentar um exemplo de memória de cálculo e a respectiva parametrização dos ajustes, para o Relé de Proteção de Gerador SEL-700G, utilizado na proteção de um gerador de 12 MW de uma PCH, conforme Figura 1.

Figura 1 – bñÉãéäç=ÇÉ=`çåÉñ©ç=fåÅäìáåÇç=ç=qê~åëÑçêã~Ççê=å~=wçå~=aáÑÉêÉåÅá~äbñÉãéäç=ÇÉ=`çåÉñ©ç=fåÅäìáåÇç=ç=qê~åëÑçêã~Ççê=å~=wçå~=aáÑÉêÉåÅá~äbñÉãéäç=ÇÉ=`çåÉñ©ç=fåÅäìáåÇç=ç=qê~åëÑçêã~Ççê=å~=wçå~=aáÑÉêÉåÅá~äbñÉãéäç=ÇÉ=`çåÉñ©ç=fåÅäìáåÇç=ç=qê~åëÑçêã~Ççê=å~=wçå~=aáÑÉêÉåÅá~ä

NOTA IMPORTANTE:

Este documento é apenas um exemplo de memória de cálculo para o relé SEL-700G, 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-700G pode ser usado, a SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES não se responsabiliza por qualquer uso inadequado deste documento e que venha a causar danos.


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Diagrama de Entradas, Saídas e Sinalização

O diagrama apresentado na Figura 2 ilustra as entradas, as saídas e sinalização do relé SEL-700G.

Figura 2 – aá~Öê~ã~=aá~Öê~ã~=aá~Öê~ã~=aá~Öê~ã~=q∞éáÅç=q∞éáÅç=q∞éáÅç=q∞éáÅç=ÇÉ=båíê~Ç~ëI=p~∞Ç~ë=É=páå~äáò~´©çÇÉ=båíê~Ç~ëI=p~∞Ç~ë=É=páå~äáò~´©çÇÉ=båíê~Ç~ëI=p~∞Ç~ë=É=páå~äáò~´©çÇÉ=båíê~Ç~ëI=p~∞Ç~ë=É=páå~äáò~´©ç========


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2. CARACTERÍSTICAS DO RELÉ SEL-700G

O Relé de Proteção de Geradores SEL-700G é um relé multifunção, completo, projetado para proteção primária e/ou de retaguarda de máquinas síncronas de pequeno ou grande porte.

2.1. Funções de Proteção

• 64G – Falta a terra no estator e diferencial de tensão de 3a harmônica (100%);

• 24 – Volts/Hertz;

• 21 – Relé de distância ou 51V/C – sobrecorrente temporizada com restrição/controle de tensão;

• 50/51 - Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada;

• 50/51G - Sobrecorrente residual instantânea e temporizada;

• 50/51N – Sobrecorrente instantânea e temporizada de neutro;

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

• 27/59 - Subtensão e sobretensão fase-neutro e entre fases;

• 59G - Sobretensão residual;

• 59Q (47) - Sobretensão de seqüência negativa/ reversão de fases;

• 50/62BF - Falha de disjuntor;

• 50/27 – Energização inadvertida;

• REF (67G) - Proteção restrita de falta a terra (opcional);

• 67G - Sobrecorrente direcional de neutro (polarizado por corrente ou tensão);

• 60 - Perda de potencial;

• 81 – Sub / Sobrefreqüência e taxa de variação de freqüência;

• 78 – Disparo por oscilação de potência;

• 32P – Potência ativa reversa;

• 32Q/40 – Direcional de potência reativa;

• 40 – Perda de excitação;

• 87N – Diferencial de Neutro (presente quando a função 87 não está inclusa) (opcional);


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• 87 – Diferencial (opcional);

• 87 SP – Diferencial de fase dividida (quando a função 87 acima não está sendo aplicada no mesmo relé) (opcional);

• 25G – Sincronizador automático com verificação de sincronismo (opcional);

• 49T – Elemento térmico por modelo térmico;

• 49R – Elemento térmico (opcional através de RTD’s);

• 64R – Elemento de proteção do rotor à terra (opcional através do módulo SEL 2664);

2.2. Funções de Medição

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

• Corrente diferencial;

• Tensões de fase (VA,VB,VC) e de sincronismo (VS), tensões de seqüência (V1, V2, 3V0);

• Potência ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes);

• Fator de potência por fase e trifásico;

• Demanda de corrente de fase, de neutro e de seqüência negativa;

• Demanda de potência ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes);

• Energia ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes);

• Freqüência;

• Excitação (Volts/Hertz);

• Medição de temperatura com até 12 RTD´s (através do módulo externo SEL-2600) ou 10 RTD´s com cartão interno. Tipo do RTD configurável: Pt100, Ni100, Ni120 ou Cu10 (opcional);

• Medição sincronizada de fasores (IEEE C37.118);

2.3. Funções de Monitoramento

• Oscilografia de 15 (até 23 relatórios) ou 64 ciclos (até 5 relatórios). Resolução de 16 amostras/ciclo;

• Seqüência de eventos, armazena os últimos 1024 eventos;


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• Relatório de Curva de Carga (load-profile), com coleta de até 17 grandezas analógicas com intervalos programáveis (5, 10, 15, 30 ou 60 minutos);

• Relatório de sincronização automática;

• Monitoramento de desgaste dos contatos do disjuntor;

• Contador de operações;

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

• Estatísticas de operação (tempo de parada, I2² x t acumulado, potência média, tempo de operação por faixa de freqüência, etc.);

• Monitoramento dos RTD´s;

2.4. Funções de Controle

• Número de entradas e saídas binárias:

• Standard: 2 Entradas e 3 Saídas Digitais;

• Placas adicionais (até 2 placas):

• 10 RTD’s internos;

• 4 Entradas e 4 Saídas Digitais;

• 4 Entradas Digitais e 4 Saídas Digitais de Estado Sólido;

• 8 Entradas Digitais;

• 8 Saídas Digitais;

• 3 Entradas e 4 Saídas Digitais e 1 Saída Analógica (4-20mA);

• 8 Entradas Analógicas (até ±10V ou ±20mA);

• 4 Entradas e 4 Saídas Analógicas (até ±10V ou ±20mA);

• Porta serial EIA-232/485;

• Comunicação DeviceNet – EIA-485;

• 86 – Retenção de sinal de disparo;

• Pushbottons frontais personalizáveis para controle local;

Programação por equações lógicas e matemáticas SELogic® para controle local e remoto, possuindo os seguintes elementos:

• 32 chaves locais;

• 32 chaves remotas;


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• 32 temporizadores;

• 32 contadores;

• 32 biestáveis;

• Operações: AND, OR, NOT, comparadores (=,<>,<, >, <=, >=), adição (+), subtração (-), multiplicação (*), divisão (/), detecção de borda de subida (R_TRIG) e detecção de borda de descida (F_TRIG);

• Lógicas de disparo independentes para turbina, gerador e campo;

• Seletividade lógica;

• 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

• Sincronização automática de geradores através da comparação dos sinais de freqüência e tensão do gerador com o sistema e envio de pulsos proporcionais (F+, F-, V+, V-) para o ajuste dos sistemas de regulação de velocidade e tensão, fechando automaticamente o disjuntor da unidade dentro de parâmetros estabelecidos;

• Compensação do tempo de fechamento do disjuntor na lógica de sincronismo;

• Proteção de fase dividida (Split Phase) configurável;

• Filtragem adaptativa em situação de saturação de TC’s;

2.6. Integração

• 1 porta serial EIA-232 frontal;

• 1 porta serial EIA-232 ou EIA-485 traseira;

• 1 porta de fibra óptica serial;

• 1 ou 2 portas Ethernet; (opcional);

• 1 placa com porta serial EIA-485 ou EIA-232 traseira; (opcional);

• 1 placa para comunicação DeviceNet; (opcional);


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• Sincronização horária por IRIG-B;

• Protocolos:

• Serial: ASCII, Modbus® RTU, DNP3.0 Serial (opcional), DeviceNet (opcional), SEL Fast Meter, SEL Fast Operate, SEL Fast SER, SEL Fast Message, Mirrored Bits;

• Ethernet: Modbus® TCP (opcional), DNP3.0 LAN/WAN (opcional), Telnet (opcional), FTP (opcional), IEC 61850 (opcional);

2.7. Outras Características

• Painel frontal com LED’s e rótulos (Labels) configuráveis, display LCD com 2 x 16 caracteres e teclado de fácil navegação;

• Alimentação Auxiliar: 24-48Vdc / 110-250Vdc / 110-230Vac;

• Software amigável para parametrização (AcSELerator®);

• Contatos Standard: capacidade de condução contínua 6A @ 70º C, capacidade de estabelecimento de condução 30A, capacidade de interrupção 0,3A (125Vcc, L/R = 40ms);

• Possibilidade de aumento da capacidade de interrupção para 10A (125Vcc, L/R = 40ms), utilizando SEL-9501/SEL-9502;

• Painel frontal atende os requisitos do NEMA12/IP65;

• Proteção Conformal Coating dos circuitos impressos contra agentes químicos (opcional);

• Temperatura de operação – 40 º a + 85 º C;

• Garantia de 10 anos.


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3. MEMÓRIA DE CÁLCULO

Os cálculos de ajustes e as parametrizações que serão definidos a seguir se referem ao Relé de Proteção de Gerador SEL-700G, utilizado na proteção de um gerador de 12 MW de uma PCH, representado na Figura 1.

3.1. Correntes de curtos-circuitos

Os cálculos de curtos-circuitos para as condições Normal, Máxima e Mínima de operação, estão apresentados no anexo 4.

PKOKPKOKPKOKPKOK ddddäçÄ~ääçÄ~ääçÄ~ääçÄ~ä========

dÉåÉê~ädÉåÉê~ädÉåÉê~ädÉåÉê~ä====

3.2.1. FNOM Rated Frequency (Hz)

Este ajuste define a freqüência nominal do sistema.

FNOM: 50, 60 Hz.

AJUSTES

FNOM = 60

3.2.2. DATE_F Date Format

Este ajuste define o formato da data.

DATE_F: MDY, YMD, DMY.

AJUSTES

DATE_F = MDY

3.2.3. FAULT Fault Condition (SELogic)

Este ajuste define a condição de falta para a suspensão da atualização da medição de valores máximos e mínimos. Geralmente este ajuste é feito em função da partida de zona de distância ou unidade de sobrecorrente.


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FAULT: SELogic Equation.

AJUSTES

FAULT = 51V OR 51C OR 50PX1P OR 46Q2 OR 21C1P OR 21C2P OR 50PY1P OR 50QY1P OR 50GY1P OR 50N1P OR 51PYP OR 51QYP OR 51GYP OR TRIP

Event Messenger

3.2.4. EMP Messenger Points Enable

O SEL-700G, quando usado com o SEL-3010 Event Messenger, pode permitir que até 32 mensagens em ASCII definidas pelo usuário, juntamente com dados analógicos medidos ou calculados pelo relé, sejam transformadas em mensagens de voz. Essa combinação permite que o usuário receba mensagens de voz em qualquer telefone, avisando quando da transição de qualquer Relay Word bit do relé.

Notificação verbal de aberturas de disjuntores, falhas de fusíveis, alarmes de RTDs, etc., podem agora ser enviadas diretamente para seu telefone celular através do uso do SEL-700G e SEL-3010 (têm de estar conectados a uma linha de telefone analógica). Além disso, as mensagens podem incluir uma grandeza analógica, tal como medições de corrente, tensão ou potência efetuadas pelo SEL-700G.

Essas mensagens trafegam virtualmente sobre qualquer meio com capacidade de suportar comunicações em texto tais como uma mensagem de texto via modem de telefone celular.

Esse ajuste define o número de mensagens habilitado.

EMP: N, 1 a 32.

AJUSTES

EMP = 1

Event Messenger nn

3.2.5. MPTRnn Messenger Point Trigger (Off, 1 Relay Word bit)

Este ajuste define qual elemento iniciará o envio da mensagem nn, com nn de 01 a 32.


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MPTRnn: OFF, 1 Relay Word bit.

AJUSTES

MPTR01 = OFF

3.2.6. MPAQnn Messenger Point Analog Quantity (None, 1 analog quantity)

Este é um ajuste opcional e pode ser usado para especificar uma Quantidade Analógica para ser formatada em uma mensagem nn, com nn de 01 a 32.

MPAQnn: None, 1 quantidade analógica.

Nesse exemplo, a mensagem será usada para informar o valor da corrente de carga do circuito, em Ampéres.

AJUSTES

MPAQ01 = 157,44

3.2.7. MPTXnn Messenger Point Text (148 characters)

Este ajuste define o texto da mensagem nn desejada, com nn de 01 a 32.

MPTXnn: 148 caracteres.

O local e resolução do valor da quantidade analógica dentro da mensagem podem ser especificados usando “%.pf”, onde:

% = define a localização do valor.

p = define a quantidade de casas decimais que será usada (até 6, se omitido o defaul é 6).

f = indica o ponto flutuante do valor. Usando %d será arredondado para o valor mais próximo (p.e. 157 AMPÉRES).

Nesse exemplo o formato da mensagem exibida será: A CORRENTE DE CARGA É 157 AMPÉRES.

AJUSTES

MPTX01 = A CORRENTE DE CARGA É


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pÉííáåÖë=pÉííáåÖë=pÉííáåÖë=pÉííáåÖë=dêçìé=pÉäÉÅíáçådêçìé=pÉäÉÅíáçådêçìé=pÉäÉÅíáçådêçìé=pÉäÉÅíáçå====

O relé armazena três grupos de ajustes. Selecione o grupo ativo através de um contato de entrada, comando ou outras condições programáveis. Use esses grupos de ajustes para cobrir uma ampla faixa de contingências de proteção e controle. Os grupos de ajustes selecionáveis tornam o SEL-700G ideal para adaptar a proteção às alterações das condições do sistema.

Ao selecionar um grupo, também são selecionados os ajustes das lógicas bem como os ajustes dos elementos do relé. Os grupos podem ser programados para diferentes condições de operação tais como manutenção da subestação, operações sazonais ou contingências de carregamento de emergência.

3.2.8. TGR Group Change Delay (seconds)

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

TGR: 0 a 400 segundos.

AJUSTES

TGR = 3

3.2.9. SS1 Select Settings Group 1 (SELogic)

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 de controle SELogic.

SS1: SELogic Equation.

AJUSTES

SS1 = 1





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AJUSTES

SS2 = 0




AJUSTES

SS3 = 0

Synchronized Phasor Measurement

O SEL-700G inclui a tecnologia de medição fasorial que fornece medições sincronizadas de fasores ao longo do sistema de potência. Essa tecnologia incorporada a um relé de proteção reduz ou elimina os custos incrementais de instalação e manutenção ao mesmo tempo em que mantém inalterada a confiabilidade do sistema. Usando a tecnologia de fasores sincronizados, é incorporado, sem muito esforço, aplicações de controle atuais e futuras nos mesmos dispositivos usados para proteção e controle do sistema de potência.

Essa função permite melhorar a percepção do operador sobre as condições do sistema, usando dados em tempo real para visualizar os ângulos de carga, melhorar a análise de eventos e fornecer as medições dos estados.

10 DICAS DA SEL SOBRE APLICAÇÃO DE SINCROFASORES

Existem muitas opções de uso para uma Concessionária de Energia Elétrica ao aplicar os recursos das medições sincronizadas de fasores. É possível utilizar tais recursos para se obter diversos benefícios que são desconhecidos pela maioria dos usuários.

Os valores de tensão e corrente ficam precisamente alinhados, graças aos relógios GPS com precisão de microssegundos (como os GPS SEL 2401 e SEL 2407 de fabricação da SEL).

Um microssegundo corresponde a apenas 0,02 graus elétricos a 60Hz e erros de fases são na maioria das vezes oriundos de TC´s e TP´s.


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A lista abaixo fornece 10 dicas de como atualmente se pode utilizar medição de fasores e é de grande utilidade para aqueles que trabalham com operação, COS - Centro de Operação do Sistema, gerenciamento de ativos, análise de perturbações, estudos elétricos e dinâmicos e testes ou comissionamento de sistemas de proteção.

1- Use Medição Sincronizada de Fasores Oriundas dos Relés Para Verificar as Condições dos Transformadores de Instrumentos da sua Subestação:

Numa mesma subestação, quando os disjuntores estão fechados, todas os TP´s das linhas e barramentos devem estar com mesma magnitude e fase. Nos relés SEL, através do comando "Meter PM" é possível simular de forma remota um voltímetro vetorial.

2- Verifique Polaridades, Defasagem e Relação dos TC´s:

Com uma pequena carga no sistema e com todos os relés sincronizados, basta aplicar a Lei de Kirchoff ao redor do barramento, fase por fase e com isto será possível visualizar remotamente qualquer erro de defasagem, polaridade ou de relação de transformação.

3- Verifique Polaridades, Defasagens e Relações de TC´s e TP´s nos Terminais de uma Linha de Transmissão:

Basta executar o comando "Meter PM" num mesmo instante de tempo para ambos os terminais de uma linha de transmissão para verificar polaridades, defasagens e relações de transformação nos transformadores de instrumentos de cada SE. Para uma rápida verificação de sensibilidade, na maioria dos casos, não é necessário efetuar cálculos complexos utilizando os parâmetros da linha. Verifique se a fase A é realmente a fase A, para correntes e tensões, em ambos os terminais. Com fasores sincronizados em ambas as extremidades de uma linha, também se podem usar as equações da linha para cálculo exato e investigar erros que podem estar vindos de constantes da linha, TC´s, TP´s ou nas conexões de TC´s e TP´s.

4- Analíse Faltas e Verifique a Modelagem do Sistema:

Calcule infeeds de todas as fontes, calcule resistências de faltas e verifique parâmetros de seqüência zero para linhas e fontes do sistema de potência.


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5- Verifique seu Estimador de Estado:

O estimador de estado estima magnitudes e ângulos das tensões das barras do sistema. Porém, ele é preciso?

Através de disparo de medições em várias barras ao mesmo tempo, pode-se comparar as medições reais com as estimativas. Bastante útil para encontrar erros de dados no SCADA.

6- A Empresa não tem Estimador de Estado?

Porém, pode ter algo MELHOR: Medição Direta do Estado do Sistema.

Não somente uma medição direta, mas também uma medição mais freqüente, pois se pode ajustá-la para cada segundo versus uma estimação de 1 a 10 minutos.

7- Elabore um Sistema Automático de Verificação de Esquemas:

Há muitos exemplos e citaremos apenas um. Quando 2 relés estão numa mesma barra ou mesmo TC ou TP eles deveriam estar medindo a mesma corrente ou tensão. Adicionalmente aos testes manuais acima citados, é possível elaborar check automático num processador de comunicação ou UTR para que verifique rotineiramente a possibilidade de existência de erros e forneça alarme quando algo estiver errado. Este erro pode ser com um relé, com um medidor, uma chave de teste, com o TC ou TP. Através da diferença entre os fasores, pode-se visualizar erros de magnitude e também de ângulo de fase.

8- Monitore Ângulos Através do Sistema de Transmissão:

Basta mostrar para o operador do sistema valores de tensão e ângulo de algumas poucas barras críticas. Os engenheiros de operação podem construir gráficos que mostram relações entre os ângulos e os possíveis cenários críticos para que os operadores possam facilmente entender e usar os dados.

9- Monitore Ângulos Entre o Sistema de Transmissão e Barras Críticas de Distribuição:

Engenheiros de Operação e Planejamento podem montar gráficos que relacionem os ângulos com limites de estabilidade de tensão e desta forma os operadores terão uma ferramenta para visualizar e impedir


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colapso de tensão.

10- Registro de Oscilografia Coletados pelos Relés em Perfeita Sincronização:

A nova versão do software SEL- 5601 possibilita análise de diferentes relés SEL de forma sincronizada.

Para obter estes recursos de forma estendida e ampla no sistema, a melhor forma é aplicar medição de fasores já inclusas nos relés de proteção. Relés de Proteção encontram aplicação obrigatória no sistema elétrico, ao passo que para aplicação de equipamentos separados (PMU´s) existem limitações de verbas. Da mesma forma como a função de localização de faltas e oscilografia já vem inclusas nos relés de proteção, sugere-se que nas especificações de relés de proteção agregue-se funcionalidades de medição de fasores. Ao se especificar equipamentos em separado para exercerem estas funcionalidades haverá custos adicionais de aquisição, inspeção, testes, instalação, comissionamento e manutenção, além de não ter a possibilidade de usufruir os benefícios acima num maior número de pontos do sistema elétrico. Para aquelas Empresas que já possuem relés SEL em seu sistema, para obter os benefícios apontados acima, basta um pequeno investimento adicional para concentração e alinhamento dos dados.

3.2.12. EPMU Enable Synchronized Phasor Measurement

Este ajuste define se o elemento de medição fasorial sincronizada será habilitado para operação.

EPMU: Y, N.

Nesse exemplo essa função não será usada.

AJUSTES

EPMU = N

3.2.13. MRATE Messages Per Second

O relé deverá fornecer uma taxa selecionável de atualização dos dados dos sincrofasores de 1 a 60 vezes por segundo.

MRATE: 1, 2, 4, 5, 10, 12, 15, 20, 30, 60 vezes por segundo.

A Tabela 1 lista os ajustes da velocidade de transmissão de


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dados da porta serial disponível no SEL-700G e o tamanho máximo das mensagens em bytes correspondente, para cada taxa. As entradas em branco indicam mensagens menores que 20 bytes.

Tabela 1 – oÉä~´©ç=ÉåíêÉ=sÉäçÅáÇ~ÇÉ=ÇÉ=qê~åoÉä~´©ç=ÉåíêÉ=sÉäçÅáÇ~ÇÉ=ÇÉ=qê~åoÉä~´©ç=ÉåíêÉ=sÉäçÅáÇ~ÇÉ=ÇÉ=qê~åoÉä~´©ç=ÉåíêÉ=sÉäçÅáÇ~ÇÉ=ÇÉ=qê~åëãáëë©ç=ÇÉ=a~Ççë=å~=mçêí~=ëãáëë©ç=ÇÉ=a~Ççë=å~=mçêí~=ëãáëë©ç=ÇÉ=a~Ççë=å~=mçêí~=ëãáëë©ç=ÇÉ=a~Ççë=å~=mçêí~=

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AJUSTES

MRATE = 10

3.2.14. PMSTN Station Name (16 characters)

Este ajuste define o nome do equipamento na Subestação.

PMSTN: 16 caracteres.

AJUSTES

PMSTN = SEL-700G

3.2.15. PMID PMU Hardware ID

Este ajuste indica o local da memória onde serão armazenados os dados de medição obtidos para o sincrofasor.


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PMID: 1 a 65534.

AJUSTES

PMID = 1

3.2.16. NUMANA Number of Analog Values

Este ajuste define o número de valores analógicos definidos pelo usuário para ser incluído no fluxo de dados dos sincrofasores.

É um dos seis ajustes que determinam a velocidade mínima da porta, necessário para suportar a taxa e tamanho do pacote de dados dos sincrofasores.

NUMANA: 0 a 4.

As escolhas para este ajuste dependem do projeto do sistema dos sincrofasores.

• O ajuste NUMANA = 0 não envia nenhum valor analógico definido pelo usuário.

• O ajuste NUMANA = 1 a 4 envia valores analógico definido pelo usuário, como listada na Tabela 2.

Tabela 2 – s~äçêÉë=^ås~äçêÉë=^ås~äçêÉë=^ås~äçêÉë=^å~äµÖáÅçë=aÉÑáåáÇçë=mÉäç=rëì•êáç~äµÖáÅçë=aÉÑáåáÇçë=mÉäç=rëì•êáç~äµÖáÅçë=aÉÑáåáÇçë=mÉäç=rëì•êáç~äµÖáÅçë=aÉÑáåáÇçë=mÉäç=rëì•êáç========

AJUSTES

NUMANA = 0

3.2.17. NUMDSW Number of 16-Bit Digital Status Words

Este ajuste define o número da condição digital das palavras definidas pelo usuário para ser incluído no fluxo de dados dos sincrofasores.


20/443

É um dos seis ajustes que determinam a velocidade mínima da porta, necessário para suportar a taxa e tamanho do pacote de dados dos sincrofasores.

NUMDSW: 0, 1.

As escolhas para este ajuste dependem do projeto do sistema do sincrofasor. A inclusão de dados binários pode ajudar na indicação do estado do disjuntor ou outros dados operacionais quando da utilização dos sincrofasores.

• O ajuste NUMDSW = 0 não envia nenhuma condição digital das palavras definidas pelo usuário.

• O ajuste NUMDSW = 1 envia a condição digital das palavras definidas pelo usuário.

Tabela 3 – `çåÇá´©ç=aáÖáí~ä=Ç~ë=m~ä~îê~ë=aÉÑáåáÇ~ë=mÉäç=rëì•êáç`çåÇá´©ç=aáÖáí~ä=Ç~ë=m~ä~îê~ë=aÉÑáåáÇ~ë=mÉäç=rëì•êáç`çåÇá´©ç=aáÖáí~ä=Ç~ë=m~ä~îê~ë=aÉÑáåáÇ~ë=mÉäç=rëì•êáç`çåÇá´©ç=aáÖáí~ä=Ç~ë=m~ä~îê~ë=aÉÑáåáÇ~ë=mÉäç=rëì•êáç========

AJUSTES

NUMDSW = 0

3.2.18. IRIGC IRIG-B Control Bits Definition

É possível combinar o SEL-700G com a interface da entrada do sinal recebido via satélite para sincronização dos relés (IRIG-B) para medir o ângulo do sistema em tempo real, com uma precisão na temporização de ±10 µs. A medição é feita em tempo real dos ângulos de fase de corrente e tensão instantâneos para melhorar a operação do sistema com as informações dos sincrofasores. É possível também substituir a medição de estado, validação de estudos ou efetuar o rastreamento da estabilidade do sistema. As medições fasoriais sincronizadas superam os requisitos de precisão/Nível 0 definidos pela norma IEEE C37.118-2005.

Este ajuste define se a norma IEEE C37.118 será usada em conjunto com o IRIG-B.

IRIGC: NONE, C37.118.


21/443

AJUSTES

IRIGC = NONE

3.2.19. PMAPP PMU Application

Este ajuste seleciona o tipo de filtros digitais usados no algoritmo de sincrofasores.

PMAPP: FAST, NARROW.

O ajuste Narrow representa os filtros com uma freqüência de corte de aproximadamente ¼ de MRATE. A resposta em domínio de frequência é mais estreita e a resposta em domínio de tempo é mais lenta. Este método resulta em dados de sincrofasores que são livres de sinais de aliasing e bem adaptada para análise de pós perturbações.

O ajuste Fast representa os filtros com uma freqüência de corte maior. A resposta em domínio de freqüência é maior e a resposta em domínio de tempo é mais rápida. Este método resulta em dados de sincrofasores que podem ser usados em aplicações de sincrofasores que exigem maior velocidade nos parâmetros do sistema de rastreamento.

AJUSTES

PMAPP = NARROW

Data Set

3.2.20. PHDATAV Phasor Data Set, Voltages

Este ajuste seleciona qual tensão será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em V1 será usada somente a tensão de seqüência positiva. Ajustando em ALL serão usadas todas as tensões disponíveis, V1, VA, VB e VC. Ajustando em NA não será usada nenhuma tensão.

PHDATAV: V1, ALL, NA.

AJUSTES

PHDATAV = V1


22/443

3.2.21. PHVOLT Voltage Surce

Este ajuste seleciona a fonte de tensão será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em VX serão usadas as tensões VAX, VBX e VCX. Ajustando em VY serão usadas as tensões VAY, VBY e VCY. Ajustando em BOTH serão usadas ambas as fontes de tensão.

PHVOLT: VX, VY, BOTH.

AJUSTES

PHVOLT = VX

3.2.22. PHDATAI Phasor Data Set, Currents

Este ajuste seleciona qual corrente será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em I1 será usada a corrente de seqüência positiva I1. Ajustando em ALL serão usadas todas as correntes disponíveis, I1, IA, IB e IC. Ajustando em NA não será usada nenhuma corrente.

PHDATAI: I1, ALL, NA.

AJUSTES

PHDATAI = I1

3.2.23. PHCURR Current Source

Este ajuste seleciona a fonte de corrente será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em IX serão usadas as correntes IAX, IBX e ICX. Ajustando em IY serão usadas as correntes IAY, IBY e ICY. Ajustando em BOTH serão usadas ambas as fontes de correntes.

PHCURR: IX, IY, BOTH.

AJUSTES

PHCURR = IX


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Compensation

3.2.24. PHCOMP Frequency Based Phasor Compensation

Este ajuste habilita a compensação baseada em freqüência para os sincrofasores. Para a maioria das aplicações, o ajuste é PHCOMP = Y para ativar o algoritmo que compense através da magnitude e erros de ângulos de sincrofasores para freqüências diferentes das nominais. O ajuste é PHCOMP = N quando se estiver concentrando os dados de sincrofasor do relé SEL-300G, com outros dados de PMU que não empregam compensação de freqüência.

PHCOMP: Y, N.

AJUSTES

PHCOMP = Y

3.2.25. IXCOMP IX Angle Compensation Factor (degrees)

Este ajuste permite através do fator de compensação angular de corrente, corrigir erros provocados pelos transformadores de corrente ou por tipos de ligações das fontes de correntes IX.

IXCOMP: -179,99° a 180,00°.

AJUSTES

IXCOMP = 0,00

3.2.26. IYCOMP IY Angle Compensation Factor (degrees)

Este ajuste permite através do fator de compensação angular de corrente, corrigir erros provocados pelos transformadores de corrente ou por tipos de ligações das fontes de correntes IY.

IYCOMP: -179,99° a 180,00°.

AJUSTES

IYCOMP = 0,00


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3.2.27. VXCOMP VX Angle Compensation Factor (degrees)

Este ajuste permite através do fator de compensação angular de tensão, corrigir erros provocados pelos transformadores de potencial ou por tipos de ligações das fontes de tensão VX.

VXCOMP: -179,99° a 180,00°.

AJUSTES

VXCOMP = 0,00

3.2.28. VYCOMP VY Angle Compensation Factor (degrees)

Este ajuste permite através do fator de compensação angular de tensão, corrigir erros provocados pelos transformadores de potencial ou por tipos de ligações das fontes de tensão VY.

VYCOMP: -179,99° a 180,00°.

AJUSTES

VYCOMP = 0,00

3.2.29. VSCOMP VS Angle Compensation Factor (degrees)

Este ajuste permite através do fator de compensação angular de tensão de sincronismo, corrigir erros provocados pelos transformadores de potencial de sincronismo ou por tipos de ligações das fontes de tensão VS.

VSCOMP: -179,99° a 180,00°.

AJUSTES

VSCOMP = 0,00

Trig

3.2.30. PMTRIG Trigger (SELogic)

Para que o processador do sincrofasor leia os campos TREA1 a TREA4, estes deverão estar definidos no ajuste de PMTRIG.


25/443

AJUSTES

PMTRIG = TREA1 OR TREA2 OR TREA3 OR TREA4

3.2.31. TREA1 Trigger Reason Bit 1 (SELogic)

Este ajuste define qual elemento ou lógica programável, que iniciará o envio de mensagem referente ao sincrofasor, em conformidade com a norma IEEE C37.118.

Estes bits podem ser usados para enviar várias mensagens com baixo nível de banda larga via fluxo de mensagem de sincrofasor. Podem também ser usados para enviar informações binárias diretamente, sem a necessidade de administrar a codificação das mensagens de partida em SELogic.

TREA1: SELogic Equation.

AJUSTES

TREA1 = TRIP OR ER





AJUSTES

TREA2 = 81T OR 81R OR BNDT




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AJUSTES

TREA3 = 59PX1T OR 59PX2T OR 59PY1T OR 59PY2T





AJUSTES

TREA4 = 27PX1T OR 27PX2T OR 27PY1T OR 27PY2T

Breaker Failure

O relé SEL-700G oferece uma lógica flexível para a função de falha de disjuntor para até dois disjuntores (veja a Figura 3). Na lógica de falha de disjuntor padrão, a afirmação do Relay Word bit TRIPm (m = X, Y) inicia o temporizador BFD associado, se a soma das correntes de seqüência positiva e seqüência negativa está acima de 0,02 x INOM, onde INOM é 1 ou 5 A, dependendo dos TCs. Se a corrente permanece acima desse limite após o tempo de BFD, o Relay Word bit BFTm afirma. Use BFTm para operar um relé de saída para trip em disjuntores de backup adequados.


27/443

Figura 3 – iµÖáÅ~=ÇÉ=c~äÜ~=ÇÉ=aáëàìåíçêiµÖáÅ~=ÇÉ=c~äÜ~=ÇÉ=aáëàìåíçêiµÖáÅ~=ÇÉ=c~äÜ~=ÇÉ=aáëàìåíçêiµÖáÅ~=ÇÉ=c~äÜ~=ÇÉ=aáëàìåíçê========

3.2.35. 52ABF 52A Interlock in BF Logic

Este ajuste define se a proteção de falha de disjuntor será habilitada para operação.

52ABF: Y, N.

AJUSTES

52ABF = Y

3.2.36. BFDX Breaker X Failure Delay (seconds)

Este ajuste define a temporização da função de falha do disjuntor X.

BFDX: 0,00 a 2,00 segundos.

AJUSTES

BFDX = 0,50


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3.2.37. BFDY Breaker Y Failure Delay (seconds)

Este ajuste define a temporização da função de falha do disjuntor Y.

BFDY: 0,00 a 2,00 segundos.

AJUSTES

BFDY = 0,50

3.2.38. BFIX Breaker X Failure Initiate (SELogic)

Este ajuste define quais elementos irão iniciar o esquema de falha do disjuntor X.

BFIX: SELogic.

AJUSTES

BFIX = R_TRIG TRIPX

3.2.39. BFIY Breaker Y Failure Initiate (SELogic)

Este ajuste define quais elementos irão iniciar o esquema de falha do disjuntor Y.

BFIY: SELogic.

AJUSTES

BFIY = R_TRIG TRIPY

Analog Inputs

Slot C

Input 1 a 4

3.2.40. AI30nNAM AI30n Instrument Tag Name (8 characters)

Este ajuste define o nome da entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4.

AI30nNAM: 8 caracteres alfanuméricos.


29/443

AJUSTES

AI30nNAM = AI30n

3.2.41. AI30nTYP AI30n Input Type

Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4.

AI30nTYP: I, V.

AJUSTES

AI30nTYP = I

3.2.42. AI30nL AI30n Low Input Value

Este ajuste define o nível mais baixo de corrente ou tensão no transdutor da entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4.

AI30nL: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AI30nL = 4,000

3.2.43. AI30nH AI30n High Input Value

Este ajuste define o nível mais alto de corrente ou tensão no transdutor da entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4.

AI30nH: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AI30nH = 20,000

3.2.44. AI30nEU AI30n Engineering Units (16 characters)

Este ajuste define a unidade de engenharia aplicável na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4.


30/443

Unidades de engenharia se referem às quantidades reais medidas, isto é, temperatura, pressão, etc. Estão disponíveis até 16 caracteres para atribuir nomes descritivos para as unidades de engenharia.

AI30nEU: 16 caracteres.

AJUSTES

AI30nEU = mA

3.2.45. AI30nEL AI30n Low Input Engineering Units

Este ajuste define o nível mais baixo nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4.

AI30nEL: -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI30nEL = 4,000

3.2.46. AI30nEH AI30n High Input Engineering Units

Este ajuste define o nível mais alto nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4.

AI30nEH: -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI30nEH = 20,000

3.2.47. AI30nLW1 AI30n Low Warn Level 1

Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.

AI30nLW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI30nLW1 = OFF


31/443



AI30nLW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI30nLW2 = OFF

3.2.49. AI30nLAL AI30n Low Alarm

Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.

AI30nLAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI30nLAL = OFF

3.2.50. AI30nHW1 AI30n High Warn Level 1

Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.

AI30nHW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI30nHW1 = OFF



AI30nHW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.


32/443

AJUSTES

AI30nHW2 = OFF

3.2.52. AI30nHAL AI30n High Alarm

Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.

AI30nHAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI30nHAL = OFF

Slot D

Input 1 a 4




AJUSTES

AI40nNAM = AI40n


Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4. AI40nTYP: I, V.

AJUSTES

AI40nTYP = I




33/443

AI40nL: -20,480 a 20,480 mA. (I) -10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AI40nL = 4,000



AI40nH: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AI40nH = 20,000


Este ajuste define a unidade de engenharia aplicável na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4.



AJUSTES

AI40nEU = mA



AI40nEL: -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI40nEL = 4,000


34/443



AI40nEH: -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI40nEH = 20,000



AI40nLW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI40nLW1 = OFF



AI40nLW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI40nLW2 = OFF



AI40nLAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI40nLAL = OFF


35/443



AI40nHW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI40nHW1 = OFF



AI40nHW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI40nHW2 = OFF



AI40nHAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI40nHAL = OFF

Slot E

Input 1 a 4




36/443


AJUSTES

AI50nNAM = AI50n


Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4. AI50nTYP: I, V.

AJUSTES

AI50nTYP = I



AI50nL: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AI50nL = 4,000



AI50nH: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AI50nH = 20,000


Este ajuste define a unidade de engenharia aplicável na entrada


37/443

analógica AI50n, com n de 1 a 4.



AJUSTES

AI50nEU = mA



AI50nEL: -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI50nEL = 4,000



AI50nEH: -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI50nEH = 20,000



AI50nLW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI50nLW1 = OFF


38/443



AI50nLW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI50nLW2 = OFF



AI50nLAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI50nLAL = OFF



AI50nHW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI50nHW1 = OFF



AI50nHW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI50nHW2 = OFF


39/443



AI50nHAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.

AJUSTES

AI50nHAL = OFF

Analog Outputs

Slot C

Output 1 a 4

3.2.79. AO30nAQ AO30n Analog Quantity (OFF, 1 analog quantity)

Este ajuste define qual a quantidade analógica usada na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4.

O relé SEL-700G possui várias quantidades analógicas que pode ser usada para mais de uma função. As quantidades analógicas reais disponíveis dependem do “part number” do relé usado. As quantidades analógicas são tipicamente geradas e usadas por funções primárias, como, medição e as quantidades selecionadas estão disponíveis para uma ou mais funções suplementares, por exemplo, perfil de carga.

AO30nAQ: OFF, 1 quantidade analógica.

AJUSTES

AO30nAQ = OFF

3.2.80. AO30nTYP AO30n Type

Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4.

AO30nTYP: I, V.

AJUSTES

AO30nTYP = I


40/443

3.2.81. AO30nAQL AO30n Analog Quantity Low

Este ajuste define o valor da quantidade analógica de nível baixo usado na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4.

AO30nAQL: -2147483647,000 a 2147483647,000.

AJUSTES

AO30nAQL = 4,000

3.2.82. AO30nAQH AO30n Analog Quantity High

Este ajuste define o valor da quantidade analógica de nível alto usado na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4.

AO30nAQH: -2147483647,000 a 2147483647,000.

AJUSTES

AO30nAQH = 20,000

3.2.83. AO30nL AO30n Low Output Value

Este ajuste define o nível mais baixo de corrente ou tensão no transdutor da saída analógica AO30n, com n de 1 a 4.

AO30nL: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AO30nL = 4,000

3.2.84. AO30nH AO30n High Output Value

Este ajuste define o nível mais alto de corrente ou tensão no transdutor da saída analógica AO30n, com n de 1 a 4.

AO30nH: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AO30nH = 20,000


41/443

Slot D

Output 1 a 4




AJUSTES

AO40nAQ = OFF



AO40nTYP: I, V.

AJUSTES

AO40nTYP = I



AO40nAQL: -2147483647,000 a 2147483647,000.

AJUSTES

AO40nAQL = 4,000



AO40nAQH: -2147483647,000 a 2147483647,000.


42/443

AJUSTES

AO40nAQH = 20,000



AO40nL: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AO40nL = 4,000



AO40nH: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AO40nH = 20,000

Slot E

Output 1 a 4




AJUSTES

AO50nAQ = OFF


43/443



AO50nTYP: I, V.

AJUSTES

AO50nTYP = I



AO50nAQL: -2147483647,000 a 2147483647,000.

AJUSTES

AO50nAQL = 4,000



AO50nAQH: -2147483647,000 a 2147483647,000.

AJUSTES

AO50nAQH = 20,000



AO50nL: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AO50nL = 4,000


44/443



AO50nH: -20,480 a 20,480 mA. (I)

-10,240 a 10,240 V (V)

AJUSTES

AO50nH = 20,000

fåéìí=fåéìí=fåéìí=fåéìí=aÉÄçìåÅÉaÉÄçìåÅÉaÉÄçìåÅÉaÉÄçìåÅÉ====

Slot A

3.2.97. IN101D IN101 Debounce (milliseconds)

Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN101 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.

IN101D: AC, 0 a 65000 milissegundos.

AJUSTES

IN101D = 10

====




AJUSTES

IN102D = 10

====


45/443

Slot C




AJUSTES

IN301D = 10

====




AJUSTES

IN302D = 10

====




AJUSTES

IN303D = 10

====


46/443




AJUSTES

IN304D = 10

====




AJUSTES

IN305D = 10

====




AJUSTES

IN306D = 10

====


Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e


47/443

dropout do contato da entrada de controle IN307 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.


AJUSTES

IN307D = 10

====




AJUSTES

IN308D = 10

====

Slot C




AJUSTES

IN401D = 10

====


Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN402 no modo DC.


48/443

No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.


AJUSTES

IN402D = 10

====




AJUSTES

IN403D = 10

====




AJUSTES

IN404D = 10

====


Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN405 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16


49/443

ms.


AJUSTES

IN405D = 10

====




AJUSTES

IN406D = 10

====




AJUSTES

IN407D = 10

====





50/443

AJUSTES

IN408D = 10

====

Slot E




AJUSTES

IN501D = 10

====




AJUSTES

IN502D = 10

====





51/443

AJUSTES

IN503D = 10

====




AJUSTES

IN504D = 10

====




AJUSTES

IN505D = 10

====




AJUSTES

IN506D = 10

====


52/443




AJUSTES

IN507D = 10

====




AJUSTES

IN508D = 10

====

Breaker Monitor

Disjuntores sofrem desgaste mecânico e elétrico cada vez que operam. Os fabricantes do disjuntor publicam curvas e tabelas de manutenção que relacionam a corrente interrompida com o número de operações de abertura (Close-to-Open – C/O). Esses dados são normalmente apresentados em uma tabela na seção de inspeção e manutenção do manual do disjuntor.

Cada vez que ocorre trip do disjuntor, o relé computa a operação de abertura e registra a magnitude da corrente não filtrada de cada fase. Quando o resultado desse registro exceder o valor limite ajustado através da curva de desgaste do disjuntor (ver Figura 4), o relé habilita o bit correspondente de Alarme de Desgaste do Contato do Disjuntor (Breaker Contact Wear Alarm bit): BCWAn, BCWBn ou BCWCn (n = X ou Y). Este método de monitoração do desgaste do disjuntor é solidamente baseado nas características nominais do disjuntor fornecidas pelo fabricante.


53/443

Figura 4 – ^àìëíÉë=É=`ìêî~=ÇÉ=aÉëÖ~ëíÉ=Çç^àìëíÉë=É=`ìêî~=ÇÉ=aÉëÖ~ëíÉ=Çç^àìëíÉë=É=`ìêî~=ÇÉ=aÉëÖ~ëíÉ=Çç^àìëíÉë=É=`ìêî~=ÇÉ=aÉëÖ~ëíÉ=Ççëëëë====`çåí~íç`çåí~íç`çåí~íç`çåí~íçëëëë====Çç=aáëàìåíçêÇç=aáëàìåíçêÇç=aáëàìåíçêÇç=aáëàìåíçê====

Breaker Monitor Settings

3.2.123. EBMONX Enable Breaker X Monitor

Este ajuste define se a monitoração do disjuntor X será habilitada.

EBMONX: Y, N.

AJUSTES

EBMONX = Y

3.2.124. EBMONY Enable Breaker Y Monitor

Este ajuste define se a monitoração do disjuntor Y será habilitada.

EBMONY: Y, N.

AJUSTES

EBMONY = N


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Breaker X

3.2.125. BKMONX Control Breaker Monitor (SELogic)

Este ajuste define através da equação de controle SELogic a inicialização da monitoração do disjuntor X. Determina quando a monitoração do disjuntor lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMONX 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 e monitoramento do acumulador de correntes/trips.

BKMONX: SELogic Equation.

AJUSTES

BKMONX = TRIPX

`äçëÉ=L=léÉå=pÉí=mçáåí`äçëÉ=L=léÉå=pÉí=mçáåí`äçëÉ=L=léÉå=pÉí=mçáåí`äçëÉ=L=léÉå=pÉí=mçáåí====

3.2.126. COSP1X Close/Open Operations Set Point 1 – max

Esse ajuste determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 1 ver Figura 4).

COSP1X: 0 a 65000 operações.

AJUSTES

COSP1X = 10000

3.2.127. COSP2X Close/Open Operations Set Point 2 – mid

Esse ajuste determina o número médio de operações (abertura / fechamento) do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 2 ver Figura 4).


AJUSTES

COSP2X = 150


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3.2.128. COSP3X Close/Open Operations Set Point 3 – min

Esse ajuste determina o número mínimo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 3 ver Figura 4).


AJUSTES

COSP3X = 12

====

h^=fåíÉêêìéíÉÇh^=fåíÉêêìéíÉÇh^=fåíÉêêìéíÉÇh^=fåíÉêêìéíÉÇ====pÉí=mçáåípÉí=mçáåípÉí=mçáåípÉí=mçáåí====

3.2.129. KASP1X KA(pri) Interrupted Set Point 1 – min

Esse ajuste determina a corrente mínima interrompida do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 1 ver Figura 4).

KASP1X: 0,00 a 999,00 KA primários.

AJUSTES

KASP1X = 1,20

3.2.130. KASP2X KA(pri) Interrupted Set Point 2 – mid

Esse ajuste determina a corrente média interrompida do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 2 ver Figura 4).


AJUSTES

KASP2X = 8,00

3.2.131. KASP3X KA(pri) Interrupted Set Point 3 – max

Esse ajuste determina a corrente máxima interrompida do disjuntor X, para fins de monitoração (ponto de ajuste 3 ver Figura 4).



56/443

AJUSTES

KASP3X = 20,00

Breaker X

3.2.132. BKMONY Control Breaker Monitor (SELogic)

Este ajuste define através da equação de controle SELogic a inicialização da monitoração do disjuntor Y. Determina quando a monitoração do disjuntor lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMONY 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 e monitoramento do acumulador de correntes/trips.

BKMONY: SELogic Equation.

AJUSTES

BKMONY = TRIPY

`äçëÉ=L=léÉå=pÉí=mçáåí`äçëÉ=L=léÉå=pÉí=mçáåí`äçëÉ=L=léÉå=pÉí=mçáåí`äçëÉ=L=léÉå=pÉí=mçáåí====

3.2.133. COSP1Y Close/Open Operations Set Point 1 – max

Esse ajuste determina o número máximo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 1 ver Figura 4).

COSP1Y: 0 a 65000 operações.

AJUSTES

COSP1Y = 10000

3.2.134. COSP2Y Close/Open Operations Set Point 2 – mid

Esse ajuste determina o número médio de operações (abertura / fechamento) do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 2 ver Figura 4).


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AJUSTES

COSP2Y = 150

3.2.135. COSP3Y Close/Open Operations Set Point 3 – min

Esse ajuste determina o número mínimo de operações (abertura / fechamento) do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 3 ver Figura 4).


AJUSTES

COSP3Y = 12

====

h^=fåíÉêêìéíÉÇh^=fåíÉêêìéíÉÇh^=fåíÉêêìéíÉÇh^=fåíÉêêìéíÉÇ====pÉí=mçáåípÉí=mçáåípÉí=mçáåípÉí=mçáåí====

3.2.136. KASP1Y KA(pri) Interrupted Set Point 1 – min

Esse ajuste determina a corrente mínima interrompida do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 1 ver Figura 4).

KASP1Y: 0,00 a 999,00 KA primários.

AJUSTES

KASP1Y = 1,20

3.2.137. KASP2Y KA(pri) Interrupted Set Point 2 – mid

Esse ajuste determina a corrente média interrompida do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 2 ver Figura 4).


AJUSTES

KASP2Y = 8,00


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3.2.138. KASP3Y KA(pri) Interrupted Set Point 3 – max

Esse ajuste determina a corrente máxima interrompida do disjuntor Y, para fins de monitoração (ponto de ajuste 3 ver Figura 4).


AJUSTES

KASP3Y = 20,00

Data Reset Control

3.2.139. RSTTRGT Reset Targets (SELogic)

Esse ajuste reinicializa a saída de trip e o LED “TRIP” no painel frontal do relé, desde que não exista nenhuma condição de trip presente.

RSTTRGT: SELogic Equation.

AJUSTES

RSTTRGT = 0

3.2.140. RSTENRGY Reset Energy (SELogic)

Esse ajuste reinicializa os valores de energia medidos.

RSTENRGY: SELogic Equation.

AJUSTES

RSTENRGY = 0

3.2.141. RSTMXMN Reset Max/Min (SELogic)

Esse ajuste reinicializa os valores máximos e mínimos medidos.

RSTMXMN: SELogic Equation.

AJUSTES

RSTMXMN = 0


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3.2.142. RSTDEM Reset Demand (SELogic)

Esse ajuste reinicializa os valores de demanda medidos.

RSTDEM: SELogic Equation.

AJUSTES

RSTDEM = 0

3.2.143. RSTPKDEM Reset Peak Demand (SELogic)

Esse ajuste reinicializa os valores de pico de demanda medidos.

RSTPKDEM: SELogic Equation.

AJUSTES

RSTPKDEM = 0

Access Control and Time Synchronization Source

3.2.144. DSABLSET Disable Settings (SELogic)

Esse ajuste define as condições para desabilitar todas as mudanças de ajustes através do painel frontal.

DSABLSET: SELogic Equation.

AJUSTES

DSABLSET = 0

3.2.145. TIME_SRC IRIG Time Source

Este ajuste define qual a fonte que será usada para a sincronização do relé.

TIME_SRC: IRIG1, IRIG2.

AJUSTES

TIME_SRC = IRIG1


60/443

PKPKPKPKPKPKPKPK ddddêçìé=êçìé=êçìé=êçìé=NNNN========

Set 1

Configuration

3.3.1. Relay Identifier Labels

O relé SEL-700G 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 o RID é 39 (trinta e nove) e para o TID é 59 (cinqüenta e nove).

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

AJUSTES

RID = SEL-700G

SID = GERADOR 1

Transformer Ratios

3.3.2. CTRN Neutral CT Ratio

Esse ajuste determina a relação do TC de neutro.

CTRN: 1 a 10000 (Relação dos TCs).

RTC usada = 200/5 A (40:1).

AJUSTES

CTRN = 40

====


61/443

3.3.3. PTRS Synchronizing Voltage PT Ratio

Esse ajuste determina a relação dos TPs de sincronismo.

PTRS: 1,00 a 10000,00 (Relação dos TPs).

RTP usada = 60/1.

AJUSTES

PTRS = 60,00

====

3.3.4. PTRN Neutral PT Ratio

Esse ajuste determina a relação dos TPs de neutro.

PTRN: 1,00 a 10000,00 (Relação dos TPs).

RTP usada = 60/1.

AJUSTES

PTRN = 60,00

====

3.3.5. CTRX X Side Phase CT Ratio

Esse ajuste determina a relação dos TCs das fases A, B e C do lado X.

CTRX: 1 a 10000 (Relação dos TCs).

Saturação de TC.

Os TCs de proteção devem retratar com fidelidade as correntes de defeito sem sofrer os efeitos da saturação.

A equação abaixo determina a carga (burden) máxima permissível no TC para evitar a saturação.

+×

≤

1R

XI

VZ

F

SB

Onde:

ZB = Impedância de carga em ohms


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VS = Classe de tensão do TC

IF = Corrente de falta máxima em ampéres secundários

X/R = Relação entre a reatância e resistência do circuito sob falta

Para o exemplo em questão temos os seguintes dados:

• RTC usada = 2000/5 A (400:1) ⇒ lado de 6,9 kV

• Característica dos TCs = 10B800 (classe de exatidão10%, tensão secundária 800V, Impedância de carga 8,0 ohms)

• X/R = 8

• Curto-circuito máximo = 13.550,00 A

Assim,

ATC

II

NOMINAL

MÁXCCF 87,33

5/2000

00,550.13=== −

( )62,2

1887,33

800

1

≤+×

≤

+×

≤

R

XI

VZ

F

SB

O burden deve ser menor ou igual a 2,62 pu para evitar a saturação dos TCs.

Para maiores informações sobre a determinação de RTCs, ver o artigo TP6027 (Selecting CTs to Optimize Relay Performance) no site www.selinc.com.br

RTC usada = 2000/5 A (400:1).

AJUSTES

CTRX = 400

====

3.3.6. PTRX X Side PT Ratio

Esse ajuste determina a relação dos TPs do lado X.

PTRX: 1,00 a 10000,00 (Relação dos TPs).


63/443

RTP usada = 60/1.

AJUSTES

PTRX = 60,00

====

3.3.7. CTRY Y Side Phase CT Ratio

Esse ajuste determina a relação dos TCs das fases A, B e C do lado Y.

CTRY: 1 a 10000 (Relação dos TCs).

Saturação de TC.

Para o exemplo em questão temos os seguintes dados:

• RTC usada = 200/5 A (40:1) ⇒ lado de 69 kV

• Característica dos TCs = 10B800 (classe de exatidão10%, tensão secundária 800V, Impedância de carga 8,0 ohms)

• X/R = 9

• Curto-circuito máximo = 2.100,00 A

Assim,

ATC

II

NOMINAL

MÁXCCF 50,52

5/200

00,100.2=== −

( )52,1

1950,52

800

1

≤+×

≤

+×

≤

R

XI

VZ

F

SB

O burden deve ser menor ou igual a 1,52 pu para evitar a saturação dos TCs.

RTC usada = 200/5 A (40:1).

AJUSTES

CTRY = 40

====


64/443

3.3.8. PTRY Y Side PT Ratio

Esse ajuste determina a relação dos TPs do lado Y.

PTRY: 1,00 a 10000,00 (Relação dos TPs).

RTP usada = 600/1.

AJUSTES

PTRY = 600,00

Nominal Machine Voltage and Current

3.3.9. INOM Nominal Generator Current

Esse ajuste determina a corrente nominal do gerador.

INOM: 1,0 a 10,0 A.

[ ]sec3

00,1000)(A

kVCTRX

GERADORMVAINOM

××

×=

[ ]sec51,290,63400

00,100000,12AINOM =

××

×=

AJUSTES

INOM = 2,5

3.3.10. VNOM_Y Y Side Nominal L-L Voltage (KV)

Esse ajuste determina a tensão nominal fase-fase do lado Y.

VNOM_Y: 0,20 a 1000,00 KV.

AJUSTES

VNOM_Y = 69,00

3.3.11. VNOM_X X Side Nominal L-L Voltage (KV)

Esse ajuste determina a tensão nominal fase-fase do lado X.

VNOM_X: 0,20 a 1000,00 KV.


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AJUSTES

VNOM_X = 6,90

Miscellaneous

3.3.12. PHROT Phase Rotation

Este ajuste define a rotação de fase.

PHROT: ABC, ACB.

AJUSTES

PHROT = ABC

3.3.13. X_CUR_IN X Side Phase CT Location

Este ajuste está disponível apenas nos relés SEL-700G1 e define a localização dos TCs do lado X.

Para a maioria das aplicações onde os TCs do lado X estão localizados no lado neutro do gerador, ajustar X_CUR_IN: = NEUT. Entretanto, se os TCs estão conectados no lado do terminal do gerador, ajustar X_CUR_IN: = TERM. Os relés SEL-700G0 e SEL-700GT usam X_CUR_IN: = TERM automaticamente e não pode ser mudado. Os relés usam este ajuste para configurar os elementos Diferencial de Terra e Falta à Terra Restrita para o funcionamento adequado.

X_CUR_IN: NEUT, TERM.

AJUSTES

X_CUR_IN = TERM

3.3.14. DELTAY_X X Side PT Connection

Este ajuste determina o tipo de conexão dos TPs do lado X. A tensão conectada em estrela (quatro fios) ou em V com dois TPs (três fios) pode ser aplicada às entradas de tensão trifásicas VA, VB, VC e N.

DELTAY_X: DELTA, WYE.


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AJUSTES

DELTAY_X = WYE

3.3.15. CTCONY Y Side Phase CT Connection

Este ajuste determina o tipo de conexão dos TCs do lado Y, usado para configurar corretamente a proteção diferencial.

CTCONY: DELTA, WYE.

AJUSTES

CTCONY = WYE

3.3.16. DELTAY_Y Y Side PT Connection

Este ajuste determina o tipo de conexão dos TPs do lado Y. A tensão conectada em estrela (quatro fios) ou em V com dois TPs (três fios) pode ser aplicada às entradas de tensão trifásicas VA, VB, VC e N.

DELTAY_Y: DELTA, WYE.

AJUSTES

DELTAY_Y = WYE

3.3.17. EBUP Backup Protection Enable

Esse ajuste define a proteção de retaguarda do sistema que será habilitada, ou se a função não será usada.

EBUP: N, DC, V, C.

Ajustar EBUP = DC para habilitar os elementos de distância com compensação.

Ajustar EBUP = C para habilitar o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso controlado por tensão 51C.

Ajustar EBUP = V para habilitar o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão 51V.

Se a proteção de retaguarda do sistema não é necessária, ajustar EBUP = N.


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AJUSTES

EBUP = V

Differential Elements

Figura 5 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=aáÑÉêÉåÅá~áë=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=aáÑÉêÉåÅá~áë=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=aáÑÉêÉåÅá~áë=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=aáÑÉêÉåÅá~áë=====

Generator Phase Differential Elements

3.3.18. E87 Enable Phase Differential Elements

Este ajuste define se apenas o gerador estará na zona diferencial de corrente (GEN), ou se além do gerador será incluído na zona diferencial de corrente o transformador elevador (TRANS), ou se a proteção não será habilitada para operação (NONE).

E87: GEN, TRANS, NONE.

AJUSTES

E87 = TRANS


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3.3.19. MVA Maximum Transformer Capacity

Este ajuste define a potência máxima do transformador elevador.

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

AJUSTES

MVA = 15,0

3.3.20. ICON Define Internal CT Connection Compensation

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

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

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

ICOM: Y, N.

Nesse exemplo os TCs em ambos os lados do transformador elevador (delta/estrela) são conectados em estrela, assim, deverá haver compensação de conexão.

AJUSTES

ICOM = Y


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3.3.21. O87P Restrained Element Operating Current PU (múltiplo do tap)

Este ajuste define o pickup de corrente de operação do elemento diferencial de restrição.

Ajuste esse elemento com um valor mínimo para o aumento da sensibilidade, mas alto o suficiente para evitar operações indesejadas devido a erros em TCs ou corrente de excitação do transformador de força. O ajuste deve também gerar uma corrente operacional maior ou igual a 0,1 x IN, quando multiplicado pelo TAP mínimo. Um ajuste de 0,3 vezes o TAP geralmente fornece um desempenho satisfatório.

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

n

nNOMINAL

TAP

IPO )(1,0

87×

≥

16,014,3

0,51,087 ≥

×≥PO

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

)(871,0 )( ATAPPOI nnNOMINLA ×≤×

14,33,00,51,0 ×≤×

A94,05,0 ≤

AJUSTES

O87P = 0,30

3.3.22. 87AP Differential Current Alarm PU (múltiplo do tap)

O relé SEL-700G possui uma característica de corrente diferencial de alarme. O ajuste de 87AP deve ser acima da corrente diferencial esperada para condições normais de operação (tipicamente abaixo do ajuste de O87P).

87AP: OFF, 0,05 a 1,00 x TAP.


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Figura 6 – Diagrama Lógico da Corrente Diferencial de Alarme====

AJUSTES

87AP = 0,15

3.3.23. 87AD Differential Current Alarm Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo da função de alarme da corrente diferencial.

87AD: 1,00 a 120,00 segundos.

AJUSTES

87AD = 5,00

3.3.24. SLP1 Restraint Slope 1 Percentage

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

SLP1: 5 a 70 %.

O Relé SEL-700G tem três elementos diferenciais. Esses elementos usam as grandezas de operação e restrição calculadas a partir das correntes de entrada de dois enrolamentos. Os elementos diferenciais são ajustados com característica diferencial percentual com inclinação simples ou dupla. A Figura 7 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.


71/443

Figura 7 – `~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=oÉëíêá´©ç=aáÑÉêÉåÅá~ä=m`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=oÉëíêá´©ç=aáÑÉêÉåÅá~ä=m`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=oÉëíêá´©ç=aáÑÉêÉåÅá~ä=m`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=oÉëíêá´©ç=aáÑÉêÉåÅá~ä=mççççêÅÉåíì~äêÅÉåíì~äêÅÉåíì~äêÅÉåíì~ä====

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:


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%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 70%, para evitar problemas com saturação dos TCs para altas correntes.

O cálculo da quantidade de restrição (IRTn) do relé SEL-700G difere dos relés SEL-587 e SEL-387 por um fator 2. A fim de conseguir as mesmas características para os elementos diferenciais no relé SEL-700G, SEL-387 e SEL-587, o fator 2 tem de ser considerado. As relações entre o ajuste do elemento diferencial para os três relés estão mostrados abaixo:

587/387700 8787 −−− = SELSELGSEL POPO

587/387700 12/11 −−− ×= SELSELGSEL SLPSLP

587/387700 22/12 −−− ×= SELSELGSEL SLPSLP

587/387700 121 −−− ×= SELSELGSEL IRSIRS

587/387700 8787 −−− = SELSELGSEL PUPU

Assim, o ajuste do slope 1 deve ser:

%50,1200,252/11 700 =×=− GSELSLP


73/443

AJUSTES

SLP1 = 12

3.3.25. SLP2 Restraint Slope 2 Percentage

Este ajuste define o segundo slope da característica do elemento diferencial de restrição percentual.

SLP2: 5 a 90 %.

A aplicação do slope 2 é eficaz principalmente na condição de falta externa e deve ser ajustado entre 50% e 70%, para evitar problemas com saturação dos TCs para altas correntes.

Assim, o ajuste do slope 2 deve ser:

%00,3500,702/12 700 =×=− GSELSLP

AJUSTES

SLP2 = 35

3.3.26. IRS1 Restraint Current Slope 1 Limit

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

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

Uma boa opção para IRS1 é aproximadamente 3,0 vezes o TAP, para proporcionar segurança do elemento de restrição.

Deve-se observar a limitação de TAPMÁX = 31,00 A.

0,311)0,5( ≤×⇒= IRSTAPAIN MÁX

87,914,3

0,311 ≤≤IRS

AJUSTES

IRS1 = 3,0


74/443

3.3.27. U87P Unrestrained Element Current Pickup

Este ajuste define o pickup do elemento diferencial sem restrição.

Esse elemento destina-se a detectar diferença de correntes muito altas que indicam claramente uma falta interna. Responde apenas à componente de freqüência fundamental da corrente diferencial de operação e não é afetado pela função de restrição percentual. Deve ser elevado o suficiente para não responder a falsas diferenças de correntes causadas por performance de TC, para pesados níveis de faltas. Um ajuste de 10 vezes o TAP em geral, proporciona um desempenho satisfatório.

U87P: 1,0 a 20,0 x TAP.

Os seguintes intervalos secundários são obrigatórios:

)87()1,0(MÍN

TAPPUIn ×≤×

)14,30,10()0,51,0( ×≤×

40,3150,0 ≤

)31()87( InTAPPUMÁX

×≤×

)0,531()14,30,10( ×≤×

00,15540,31 ≤

AJUSTES

U87P = 10,0

3.3.28. PCT2 Second-Harmonic Blocking Percentage

Este ajuste define a utilização do bloqueio percentual por segunda harmônica.

PCT2: OFF, 5 a 100 %.

Quando PCT2 não está ajustado em OFF, se a corrente diferencial contém mais de PCT2 por cento de segunda harmônica, devido à corrente de magnetização ou saturação do


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TC, o elemento diferencial com restrição é bloqueado. O elemento sem restrição não é afetado. Em aplicações diferencial de transformador, o ajuste tradicional para PCT2 é de 12 a 15 por cento, para garantir a segurança durante condições de energização do transformador. Na maioria das aplicações o ajuste para PCT2 igual a OFF ou 12 por cento irá proporcionar um desempenho satisfatório.

Figura 8 – iµÖáÅ~iµÖáÅ~iµÖáÅ~iµÖáÅ~==== ÇÉ=ÇÉ=ÇÉ=ÇÉ= _äçèìÉáç= éçê= e~êã∑åáÅ~ë= Ççë= bäÉãÉåíçë_äçèìÉáç= éçê= e~êã∑åáÅ~ë= Ççë= bäÉãÉåíçë_äçèìÉáç= éçê= e~êã∑åáÅ~ë= Ççë= bäÉãÉåíçë_äçèìÉáç= éçê= e~êã∑åáÅ~ë= Ççë= bäÉãÉåíçë====aáÑÉêÉåÅá~aáÑÉêÉåÅá~aáÑÉêÉåÅá~aáÑÉêÉåÅá~áëáëáëáë====

Os Relés SEL-700G 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

AJUSTES

PCT2 = OFF


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3.3.29. PCT4 Fourth-Harmonic Blocking Percentage

Este ajuste define a utilização do bloqueio percentual por quarta harmônica.

PCT4: OFF, 5 a 100 % .

AJUSTES

PCT4 = OFF

3.3.30. PCT5 Fifth-Harmonic Blocking Percentage

Este ajuste define a utilização do bloqueio percentual por quinta harmônica.

PCT5: OFF, 5 a 100 % .

AJUSTES

PCT5 = OFF

3.3.31. TH5P Fifth-Harmonic Alarm Threshold

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

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

NOMITAPnPTH ×≥× 05,05

Onde:

n = X, Y

INOM = Corrente nominal do TC correspondente

08,014,3

0,505,005,05 ≥

×≥

×≥

n

NOM

TAP

IPTH

AJUSTES


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TH5P = OFF

3.3.32. TH5D Fifth-Harmonic Alarm Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo da função de alarme por quinta harmônica.

TH5D: 0,0 a 120,0 segundos.

Como o ajuste TH5P: = OFF, esse temporizador está desabilitado.

AJUSTES

TH5D = 1,0

3.3.33. HRSTR Harmonic Restraint

Este ajuste define se a função de restrição por harmônicas será habilitada para operação.

HRSTR: Y, N.

AJUSTES

HRSTR = N

3.3.34. HBLK Harmonic Blocking

Este ajuste define se a função de bloqueio por harmônicas será habilitada para operação.

HBLK: Y, N.

AJUSTES

HBLK = N

X Side

3.3.35. VWDGX X Side Winding Line-to-Line Voltage (KV)

Este ajuste define a tensão fase-fase do lado X do transformador elevador do gerador.

VWDGX: 0,20 a 1000,00 KV.


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AJUSTES

VWDGX = 6,90

3.3.36. TAPX X Side Current Tap (Auto, Calculated)

Este ajuste determina o valor do TAP de corrente do lado X, que pode ser calculado pelo usuário ou automaticamente.

TAPX: 0,50 a 31,00 A.

Quando o ajuste E87: = GEN, o valor do TAPX será ajustado automaticamente igual a corrente nominal do gerador (INOM) em ampéres secundários.

Quando os ajustes E87: = TRANS e MVA: ≠ OFF, o valor do TAPX será ajustado automaticamente conforme equação abaixo:

CCTRXVWDGX

MVATAPX ×

××

×=

3

1000

Onde:

MVA = Potência máxima do transformador.

C = 1 se as ligações dos TCs forem estrela.

C = 3 se as ligações dos TCs forem delta.

ATAPX 14,31340090,6

100000,15=×

××

×=

Existe as seguintes limitações no cálculo dos TAPs:

Os ajustes dos TAPs devem estar dentro da faixa 0,5 x IN e 31 x IN.

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

AJUSTES

TAPX = 3,14

Y Side


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3.3.37. CTCY Y Side CT Connection Compensation

Este ajuste determina as correções matemáticas para as correntes trifásicas do enrolamento X, devido ao tipo de conexão dos TCs.

CTCY: 0, 1, 5, 7, 11, 12.

Através do ajuste CTCY = 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 (IAn, IBn e ICn) são compensadas através da multiplicação por alguma das matrizes, originando as correntes compensadas (IAnC, IBnC e ICnC).

[ ]

×=

ICn

IBn

IAn

mCTC

ICnC

IBnC

IAnC

)(

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


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[ ] [ ] [ ]

−

−

−

=

−

−

−

=

−

−

−

=

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 X como referência.

Para o enrolamento X 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 9:


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Figura 9 – oçí~´©çoçí~´©çoçí~´©çoçí~´©ç====^ååååÖìä~êÖìä~êÖìä~êÖìä~ê====

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.

AJUSTES

CTCY = 0

3.3.38. VWDGY Y Side Winding Line-to-Line Voltage (KV)

Este ajuste define a tensão fase-fase do lado Y do transformador elevador do gerador.

VWDGY: 0,20 a 1000,00 KV.


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AJUSTES

VWDGY = 69,00

3.3.39. TAPY Y Side Current Tap (Auto, Calculated)

Este ajuste determina o valor do TAP de corrente do lado Y, que pode ser calculado pelo usuário ou automaticamente.

TAPY: 0,10 a 6,20 A.

Quando o ajuste E87: = GEN, o valor do TAPX será ajustado automaticamente igual a corrente nominal do gerador (INOM) em ampéres secundários.

Quando os ajustes E87: = TRANS e MVA: ≠ OFF, o valor do TAPY será ajustado automaticamente conforme equação abaixo:

CCTRYVWDGY

MVATAPY ×

××

×=

3

1000

Onde:

MVA = Potência máxima do transformador.

C = 1 se as ligações dos TCs forem estrela.

C = 3 se as ligações dos TCs forem delta.

ATAPY 14,3134000,69

100000,15=×

××

×=

Existe as seguintes limitações no cálculo dos TAPs:

Os ajustes dos TAPs devem estar dentro da faixa 0,1 x IN e 6,20 x IN.

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

AJUSTES

TAPY = 3,14


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Ground Differential Elements

Figura 10 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=UTk=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=UTk=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=UTk=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=UTk=====

3.3.40. E87N Enable Ground Differential Elements

Este ajuste define se a proteção diferencial de terra do relé será habilitada para operação.

E87N: Y, N.

AJUSTES

E87N = Y

3.3.41. 87N1P 87N Level 1 Differential Pickup (Amps)

Este ajuste define o pickup do elemento diferencial de terra instantâneo de nível 1, que também pode ser utilizado como elemento diferencial de terra de tempo definido.

87N1P: 1,00 a 15,00 A.

O elemento diferencial de terra detecta faltas à terra em geradores aterrados com baixa impedância ou solidamente aterrados.

Ajuste o elemento 87N1P consideravelmente menor que 50 por cento da máxima corrente diferencial de terra, ignorando a


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contribuição do sistema (Idiff), para detectar o maior número de faltas. Com esta alta sensibilidade, existe algum risco de atuação do elemento devido a saturação do transformador durante faltas trifásicas externas perto do gerador.

[ ]sec ACTRN

IgnddiffI =

Onde:

Ignd = corrente máxima de contribuição do gerador para faltas à terra

CTRN = relação de TC de neutro

[ ]sec ACTRN

IgnddiffI =

AJUSTES

87N1P = 1,00

3.3.42. 87N1D 87N Level 1 Differential Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento diferencial de terra de nível 1.

87N1D: 0,00 a 400,00 segundos.

Para ajudar a garantir que não haverá operação indesejada, ajustar o tempo 87N1D superior ao maior tempo de eliminação de falta severa externa.

AJUSTES

87N1D = 0,40

3.3.43. 87N2P 87N Level 2 Differential Pickup (Amps)

Este ajuste define o pickup do elemento diferencial de terra instantâneo de nível 2, que também pode ser utilizado como elemento diferencial de terra de tempo definido.

87N2P: OFF, 1,00 a 15,00 A.


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Ajuste o elemento 87N2P com menor sensibilidade para detectar faltas à terra severas no enrolamento do gerador ou nas buchas do gerador.

AJUSTES

87N2P = 3,00

3.3.44. 87N2D 87N Level 2 Differential Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento diferencial de terra de nível 2.

87N2D: 0,00 a 400,00 segundos.

O trip do elemento 87N2P normalmente é realizado com pequeno ou nenhum retardo de tempo.

AJUSTES

87N2D = 0,00

3.3.45. 87NTC Ground Differential Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos diferenciais de terra.

87NTC: SELogic Equation.

Os elementos diferenciais de terra são habilitados quando o resultado de 87NTC é igual a lógica 1. Os elementos são bloqueados quando o resultado de 87NTC é igual a lógica 0.

AJUSTES

87NTC = 1

Restricted Earth Fault

A função de proteção de falta à terra restrita (REF) é utilizada para obter sensibilidade na detecção de faltas à terra internas, em enrolamentos de transformadores conectados em estrela aterrada e geradores aterrados.


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Figura 11 – iµÖáÅ~iµÖáÅ~iµÖáÅ~iµÖáÅ~====ÇÉ=c~äí~=¶=qÉêêÇÉ=c~äí~=¶=qÉêêÇÉ=c~äí~=¶=qÉêêÇÉ=c~äí~=¶=qÉêê~=oÉëíêáí~~=oÉëíêáí~~=oÉëíêáí~~=oÉëíêáí~====

3.3.46. EREF Enable Restricted Earth Fault Elements

Este ajuste define se a proteção de falta à terra restrita do relé será habilitada para operação.

EREF: Y, N.

AJUSTES

EREF = Y

3.3.47. 50REF1P REF1 Current Sensitivity Level (Per Unit)

Este ajuste define a sensibilidade da corrente de neutro da função REF.

50REF1P: 0,05 a 3,00 pu.

Você pode ajustar a corrente de neutro para valores abaixo de 0,05 vezes a corrente nominal (0,25 A para TC de 5 A).


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Entretanto, o valor mínimo aceitável de 50REF1P deve atender a dois critérios:

1. 50REF1P deve ser maior que a maior condição de desequilíbrio de carga esperada.

2. 50REF1P deve ser maior que um valor mínimo determinado pela relação de CTRn utilizado na função REF.

Você deve ajustar 50REF1P, no maior valor dos dois critérios.

Use a equação abaixo para determinar o segundo critério para 50REF1P:

[ ]puICTRN

CTRnIMAXPREF

nNOM

nNOM=

×

××≥

)(

)(05,0150

)(

)(

Onde:

MAX(INOM(n) x CTRn) = RTC primária da função REF

puPREF 05,0540

54005,0150 =

×

××≥

Nesse exemplo o ajuste mínimo do segundo critério para 50REF1P é 0,05 pu. Considerando 10 por cento de desequilíbrio de carga, podemos supor que o valor do primeiro critério é de 0,1 pu. Assim, 50REF1P deve ser ajustado no maior valor dos dois, ou seja 0,10 pu.

AJUSTES

50REF1P = 0,10

3.3.48. REF1TC Restricted Earth Fault Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque para a função REF.

REF1TC: SELogic Equation.

A função de falta à terra restrita será habilitada quando o resultado de REF1TC é igual a lógica 1. A função REF será bloqueada quando o resultado de REF1TC é igual a lógica 0.

AJUSTES

REF1TC = 1


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Stator Ground Elements

O relé SEL-700G oferece uma proteção com duas zonas, designada para detectar faltas à terra no enrolamento do estator em geradores aterrados com resistência ou com alta impedância. O elemento de Zona 1, 64G1, usa um elemento de sobretensão de neutro na freqüência fundamental, que é sensível à faltas nas áreas média e superior do enrolamento. O elemento de Zona 2, 64G2, usa uma função diferencial de tensão de terceiro harmônico para detectar faltas nas áreas superior e inferior do enrolamento. Usando as duas zonas juntas, o relé oferece 100 por cento de cobertura para faltas à terra no estator.

O elemento de sobretensão de neutro detecta faltas à terra no enrolamento do estator em aproximadamente 85% do mesmo. As faltas próximas ao neutro do gerador não produzem tensão de neutro elevada, porém são detectadas usando-se as tensões de terceiro harmônico do neutro e do terminal. A combinação dos dois métodos de medição propicia proteção contra faltas à terra para todo o enrolamento.

A maioria dos geradores produz tensão de terceiro harmônico suficiente para a aplicação adequada do elemento 64G2, no entanto, alguns geradores (por exemplo, aqueles com enrolamento com passo de 2/3), não podem. Nesses casos, o elemento baseado na tensão de terceiro harmônico, como o 64G2, não pode ser usado para proteção de terra 100 por cento do enrolamento do estator. Quando ocorre uma falta à terra elevada no enrolamento do gerador, aterrado através de uma resistência ou de alta impedância, uma tensão aparece no neutro do gerador. A magnitude da tensão de neutro durante a falta é proporcional à localização da falta dentro do enrolamento. Por exemplo, se ocorrer uma falta no enrolamento acima de 85 por cento do ponto neutro, a tensão de neutro é 85 por cento da relação de tensão fase-neutro do gerador. O relé SEL-700G, afirma o Relay Word bit 64G1 quando a tensão de neutro é maior do que o ajuste 64G1P. Esta função detecta faltas à terra no estator em aproximadamente 90 a 95 por cento do enrolamento. Nesta área perto do neutro do gerador, a tensão de neutro não aumenta significativamente durante uma falta à terra no gerador. O relé SEL-700G usa o elemento diferencial de tensão de terceiro harmônico para detectar faltas nesta área.

O elemento diferencial de tensão de terceiro harmônico 64G2 mede a magnitude da tensão de terceiro harmônico nos terminais do gerador e ponto neutro, conforme equação abaixo:


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PGVNRATVP 2643643 >−×

Onde

VP3 = medição nos terminais do gerador da magnitude da tensão de terceiro harmônico.

64RAT = ajuste da relação de tensão de terceiro harmônico.

VN3 = medição no neutro do gerador da magnitude da tensão de terceiro harmônico.

64G2P = ajuste da sensibilidade diferencial.

Se a diferença entre a medição da magnitudes da tensão de terceiro harmônico é maior do que o ajuste 64G2P, o relé afirma o Relay Word bit 64G2.

A Figura 12 ilustra as características de operação dos elementos 64G1 e 64G2. Observe que, enquanto o elemento 64G2 detecta faltas perto do neutro e dos terminais do gerador, existe uma banda morta perto do meio do enrolamento. A largura dessa banda morta é determinada pelo ajuste 64G2P e pela quantidade de tensão de terceiro harmônico que o gerador produz. O elemento 64G1 detecta faltas no enrolamento do gerador e o elemento 64G2 na banda morta e vice-versa.


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Figura 12 – `~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~ë=ÇÉ=léÉê~´©ç=Ççë=bäÉãÉåíçë=SQd`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~ë=ÇÉ=léÉê~´©ç=Ççë=bäÉãÉåíçë=SQd`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~ë=ÇÉ=léÉê~´©ç=Ççë=bäÉãÉåíçë=SQd`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~ë=ÇÉ=léÉê~´©ç=Ççë=bäÉãÉåíçë=SQd====

Geradores típicos produzem uma quantidade variável de tensão de terceiro harmônico, dependendo da construção de máquinas e do carregamento. As magnitudes das tensões de terceiro harmônico dos terminais e do neutro não podem ser iguais e suas taxas de crescimento com o aumento da carga pode ser diferente também. Note também que as características de terceiro harmônico dos geradores foram modificadas com o tempo, talvez devido as modificações dos equipamentos auxiliares conectados ao barramento do gerador. Após cada modificação, repetir o procedimento de comissionamento e ajustar os novamente os elementos.

Se a prática da empresa é trip para faltas à terra no estator, use os elementos de falta à terra em 100 por cento do enrolamento do estator para trip no disjuntor principal do gerador, o disjuntor de campo, força motriz (turbina / motor) e relé de bloqueio do gerador (desligamento do gerador). Se a prática da empresa é apenas alarme para faltas à terra no estator, use os Relay Word bits 64G1T e 64G2T para controlar as saídas de alarme. A configuração default do relé SEL-700G é para desligar o gerador através dos Relay Word bits 64G1T e 64G2T.


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Figura 13 – iµÖáÅ~=SQdiµÖáÅ~=SQdiµÖáÅ~=SQdiµÖáÅ~=SQd====

3.3.49. E64G Enable 100% Stator Ground Protection

Este ajuste define se a proteção de falta à terra em 100% do enrolamento do estator será habilitada para operação.

E64G: Y, N.

AJUSTES

E64G = Y


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Zone 1

3.3.50. 64G1P Zone 1 Neutral Over Voltage Pickup (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobretensão de neutro na freqüência fundamental de zona 1, que será usado para detectar faltas à terra no estator nas áreas médias e superiores do enrolamento do gerador.

64G1P: OFF, 0,1 a 150,0 V.

Assumindo 95% de cobertura para faltas à terra no estator, temos:

[ ]sec3

1000

%100

%951164 V

PTRN

KVPG

×

××

−=

Onde

KV = tensão nominal da máquina fase-fase em kV primário.

PTRN = Ngt x Nat (relação do TP de neutro).

Ngt = relação do transformador de aterramento para 1.

Nat = relação do transformador auxiliar para 1 (use 1 se a entrada VN do relé está conectada diretamente no transformador de aterramento secundário.

[ ]sec32,300,603

100090,6

%100

%951164 VPG =

×

××

−=

AJUSTES

64G1P = 5,0

3.3.51. 64G1D Zone 1 Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de sobretensão de neutro de zona 1.

64G1D: 0,00 a 400,00 segundos.

AJUSTES

64G1D = 0,75


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Zone 2

3.3.52. 64G2P Zone 2 Differential Voltage Pickup (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2, que será usado para detectar faltas à terra no estator nas áreas superior e inferior do enrolamento do gerador.

64G2P: OFF, 0,1 a 20,0 V.

[ ]VxVNxVPRATPGMÍNIMO

)33641,0(1,1264 −×+×=

Calcule 64G2PMÍNIMO para cada ponto de carga que os dados de tensão de terceiro harmônico está disponível, onde:

VP3x = tensão de terceiro harmônico nos terminal VP3, para o ponto de carga determinado (Volts secundários).

VN3x = tensão de terceiro harmônico no neutro VN3, para o ponto de carga determinado (Volts secundários).

Selecione o maior dos valores calculados como 64G2PMÍNIMO e

adicione 5% para contemplar possíveis erros do transformador de potencial.

AJUSTES

64G2P = 2,5

3.3.53. 64G2D Zone 2 Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2.

64G2D: 0,00 a 400,00 segundos.

AJUSTES

64G2D = 0,08

3.3.54. 64RAT Zone 2 Ratio Setting

Este ajuste define uma relação de equilíbrio utilizado para proporcionar um desempenho consistente do elemento de zona 2, ao longo da faixa de operação da máquina.


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64RAT: 0,0 a 5,0.

Ajustando 64RAT = 0,0, o relé desabilita o elemento diferencial de tensão de terceiro harmônico.

O ajuste 64RAT é calculado para equilibrar o desempenho do elemento de tensão diferencial em toda a faixa de carga da máquina. Para ajustar corretamente esse elemento de um gerador individual, é necessário que o gerador opere a plena carga e sem nenhuma saídas de carga. Use o comando METER do relé para gravar as medições de tensão de terceiro harmônico, para calcular os ajustes. Alguns procedimentos mais elaborados utilizando as medições de terceiro harmônico em várias saídas de carga e variados fatores de potência, pode ser encontrado no guia de aplicação AG2005-08 Setting 100% Stator Ground Fault Detection Elements in the SEL-300G Relay, disponível no site www.selinc.com.br.

( )( )NLVPFLVP

NLVNFLVNRAT

_3_3

_3_364

+

+=

Onde:

VP3_FL = tensão de terceiro harmônico nos terminal VP3, a plena carga.

VP3_NL = tensão de terceiro harmônico nos terminal VP3, sem carga.

VN3_FL = tensão de terceiro harmônico no neutro VN3, a plena carga.

VN3_NL = tensão de terceiro harmônico no neutro VN3, sem carga.

AJUSTES

64RAT = 1,0

3.3.55. 64G2TC 64G2 Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2, da proteção de falta à terra em 100% do enrolamento do estator.

64G2TC: SELogic Equation.


95/443

O elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2 é habilitado quando o resultado de 64GTC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 64GTC é igual a lógica 0.

AJUSTES

64G2TC = 1

Rotor Ground Elements

O relé SEL-700G, junto com o Módulo Terra Rotor SEL-2664 (“SEL-2664 Field Ground”), detecta faltas à terra através da medição da resistência de isolação para terra do campo, usando o método de injeção de tensão DC chaveada. São fornecidos dois níveis de proteção para as funções de alarme e trip (64F1P e 64F2P).

Se não houver deterioração do isolamento, não há caminho de fuga entre o enrolamento de campo para a terra; o valor da resistência de isolamento é extremamente elevado. Nesta situação, no entanto, devido aos limites de sensibilidade, o SEL-2664 calcula um valor de resistência de isolamento muito grande de 20 megohms. Assim que o isolamento do enrolamento de campo desenvolve um colapso ao ferro do rotor (assumindo que o ferro do rotor do gerador está conectado à terra através de uma escova de aterramento), o SEL-2664 detecta uma queda acentuada na resistência de isolamento.

A resposta do comando MET inclui o valor da resistência de isolamento Rf em kOhms quando o elemento está habilitado e funcionando. A resposta do comando STA inclui o estado do módulo de terra rotor e os links associados de comunicação.

A tecnologia utilizada no SEL-2664 não faz qualquer distinção entre um ponto de ruptura do isolamento e de vários pontos de ruptura do isolamento. Um único ponto de ruptura do isolamento não causará nenhum dano ao gerador. Múltiplos pontos de ruptura do isolamento pode ocasionar danos muito grave ao gerador porque a distribuição de fluxo magnético no rotor será substancialmente alterado. Quando um equipamento diferente (como um detector de vibração do gerador, por exemplo) é usado para a detecção de múltiplos pontos de ruptura de isolamento, a SEL recomenda o uso do SEL-2664 para gerar somente um alarme e para trip outro equipamento sob a supervisão do SEL-2664. Quando nenhum equipamento adicional é utilizado, recomenda-se para alarme e trip o SEL-2664.


96/443

Figura 14 – iµÖáÅ~=Ç~=mêçíÉ´©ç=qÉêê~=oçíçê=SQc=iµÖáÅ~=Ç~=mêçíÉ´©ç=qÉêê~=oçíçê=SQc=iµÖáÅ~=Ç~=mêçíÉ´©ç=qÉêê~=oçíçê=SQc=iµÖáÅ~=Ç~=mêçíÉ´©ç=qÉêê~=oçíçê=SQc=====

3.3.56. E64F Enable Field Ground Protection Elements

Este ajuste define se a proteção de falta à terra no rotor será habilitada para operação.

E64F: Y, N.

AJUSTES

E64F = Y

Zone 1

3.3.57. 64F1P 64F Level 1 Pickup (KOhms)

Este ajuste define o pickup do elemento de terra no rotor de nível 1. O elemento de nível 1 deve ser aplicado como um alarme da proteção de terra no rotor.

64F1P: OFF, 0,5 a 200,0 KOhms.

AJUSTES

64F1P = 50,0


97/443

3.3.58. 64F1D 64F Level 1 Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de terra no rotor de nível 1.

64F1D: 0,00 a 99,00 segundos.

AJUSTES

64F1D = 10,00

Zone 2

3.3.59. 64F2P 64F Level 2 Pickup (KOhms)

Este ajuste define o pickup do elemento de terra no rotor de nível 2. O elemento de nível 2 deve ser aplicado para desligamento da proteção de terra no rotor.

64F2P: OFF, 0,5 a 200,0 KOhms.

AJUSTES

64F2P = 5,00

3.3.60. 64F2D 64F Level 2 Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de terra no rotor de nível 2.

64F2D: 0,00 a 99,00 segundos.

Normalmente um retardo de tempo de 1,00 a 3,00 segundos é usado para evitar operações desnecessárias, por desequilíbrios transitórios momentâneos do circuito de campo com relação à terra.

AJUSTES

64F2D = 3,00

3.3.61. 64FTC 64F Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos de terra no rotor.


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64FTC: SELogic Equation.

Os elementos de terra rotor são habilitados quando o resultado de 64FTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 64FTC é igual a lógica 0.

AJUSTES

64FTC = 1

Compensator Distance Elements

Os elementos de distância com compensação (Z1C e Z2C), fazem parte da opção entre os três métodos de proteção de retaguarda do sistema. Para que esses elementos estejam disponíveis é necessário que o ajuste Backup Protection Enable (EBUP: = DC).

Figura 15 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=aáëíßåÅá~=Åçã=`çãéÉåë~´©ç=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=aáëíßåÅá~=Åçã=`çãéÉåë~´©ç=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=aáëíßåÅá~=Åçã=`çãéÉåë~´©ç=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=aáëíßåÅá~=Åçã=`çãéÉåë~´©ç=====


99/443

Zone 1

3.3.62. Z1C Zone 1 Compensator Reach (Ohms)

Este ajuste define o alcance do elemento de distância com compensação de Zona 1, no sentido direto (na direção do sistema).

Z1C: OFF, 0,1 a 100,0 Ω.

Alcance de Zona 1 (Z1C)

O ajuste típico do elemento de impedância de zona 1 é para alcançar de 50 a 70% da impedância do transformador elevador num sistema de unidades conectadas.

Figura 16 –aá~Öê~ã~=råáÑáä~ê=páãéäáÑáÅ~Ççaá~Öê~ã~=råáÑáä~ê=páãéäáÑáÅ~Ççaá~Öê~ã~=råáÑáä~ê=páãéäáÑáÅ~Ççaá~Öê~ã~=råáÑáä~ê=páãéäáÑáÅ~Çç====

Impedância vista pelo relé

[ ]sec )50,0(1 Ω=××+=PTRX

CTRXZZCZ TRAFOGERADOR

[ ]Ω=×=×= 2857,015

9,609,0

2

)8,13()( KVBASETRAFOPUTRAFO ZZZ

[ ]Ω=×=×= 8728,012

9,622,0"

2

)9,6()( KVBASEGERADORPUGERADOR ZdXZ

[ ]sec 77,6 00,60

00,400)2857,050,0(8728,01 Ω=××+=CZ


100/443

AJUSTES

Z1C = 6,8

3.3.63. Z1CO Zone 1 Compensator Offset (Ohms)

Este ajuste define o offset do elemento de distância com compensação de zona 1, para faltas trifásicas.

Z1CO: 0,0 a 10,0 Ω.

O ajuste típico da compensação é zero, entretanto, quando um Relé SEL-700G é aplicado com transformadores de corrente localizados nos terminais do gerador, você poderá aplicar uma compensação igual à impedância do gerador como proteção de retaguarda para faltas de fase no estator do gerador. Quando o elemento é utilizado para proteger contra faltas de fase externas à zona diferencial do gerador, você deve aplicar uma pequena compensação de tal forma que a origem (falta com tensão zero) está incluída na zona de disparo.

AJUSTES

Z1CO = 0,0

3.3.64. Z1CD Zone 1 Compensator Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de distância com compensação de zona 1.

Z1CD: 0,00 a 400,00 segundos.

O temporizador deve ser ajustado para coordenação com as proteções do transformador elevador do gerador.

AJUSTES

Z1CD = 0,40

3.3.65. 50PP1 Zone 1 Phase-Phase Current FD (amps)

Este ajuste define a grandeza de operação do elemento de sobrecorrente, para supervisão de corrente fase-fase de zona 1.

50PP1: 0,50 a 170,00 A.


101/443

Ajuste 50PP1 no seu valor mínimo a menos que um valor mais elevado seja exigido para uma condição especial.

AJUSTES

50PP1 = 0,50

3.3.66. Z1ANG Zone 1 Positive Sequence Impedance Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo da impedância de seqüência positiva de Zona 1.

Z1ANG: 45° a 90°.

O ajuste de Z1ANG deve ser igual ao ângulo do transformador mais a impedância do sistema, definido pelo ajuste do alcance da zona 1. O relé coloca o alcance máximo do elemento de distância ao longo de uma linha no ângulo definido pelo ajuste Z1ANG.

AJUSTES

Z1ANG = 88

Zone 2

3.3.67. Z2C Zone 2 Compensator Reach (Ohms)

Este ajuste define o alcance do elemento de distância com compensação de Zona 2, no sentido direto (na direção do sistema).

Z2C: OFF, 0,1 a 100,0 Ω.

Alcance de Zona 2 (Z2C)

Nesse exemplo o elemento de impedância de zona 2 deverá alcançar o lado de alta transformador elevador (ver Figura 16).

Impedância vista pelo relé

[ ]sec )20,1("2 Ω=××+=PTRX

CTRXZdXCZ TRAFOGERADOR


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[ ]Ω=×=×= 2857,015

9,609,0

2


[ ]Ω=×=×= 8728,012

9,622,0"

2


[ ]sec 10,8 00,60

00,400)2857,020,1(8728,02 Ω=××+=CZ

AJUSTES

Z2C = 8,1

3.3.68. Z2CO Zone 2 Compensator Offset (Ohms)

Este ajuste define o offset do elemento de distância com compensação de zona 2, para faltas trifásicas.

Z2CO: 0,0 a 10,0 Ω.

Quando um Relé SEL-700G é aplicado com transformadores de corrente localizados nos terminais do gerador, você poderá aplicar uma compensação positiva igual à impedância do gerador como proteção de retaguarda para faltas de fase no gerador.

AJUSTES

Z2CO = 0,0

3.3.69. Z2CD Zone 2 Compensator Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de distância com compensação de zona 2.

Z2CD: 0,00 a 400,00 segundos.

O temporizador deve ser ajustado para coordenação com as proteções do lado de alta do transformador elevador do gerador, bem como com as proteções do sistema.

AJUSTES

Z2CD = 0,80


103/443

3.3.70. 50PP2 Zone 2 Phase-Phase Current FD (amps)

Este ajuste define a grandeza de operação do elemento de sobrecorrente, para supervisão de corrente fase-fase do elemento de distância com compensação de zona 2.

50PP2: 0,50 a 170,00 A.

Ajuste 50PP2 no seu valor mínimo a menos que um valor mais elevado seja exigido para uma condição especial.

AJUSTES

50PP2 = 0,50

3.3.71. Z2ANG Zone 2 Positive Sequence Impedance Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo da impedância de seqüência positiva do elemento de distância com compensação de Zona 2.

Z2ANG: 45° a 90°.

O ajuste de Z2ANG deve ser igual ao ângulo do transformador mais a impedância do sistema, definido pelo ajuste do alcance da zona 2. O relé coloca o alcance máximo do elemento de distância ao longo de uma linha no ângulo definido pelo ajuste Z2ANG.

AJUSTES

Z2ANG = 85

3.3.72. 21CTC Compensation Distance Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos de distância com compensação.

21CTC: SELogic Equation.

Os elementos de distância com compensação são habilitados quando o resultado de 21CTC é igual a lógica 1. Os elementos são bloqueados quando o resultado de 21CTC é igual a lógica 0. O ajuste típico da equação de controle SELogic 21CTC é habilitar os elementos de distância de fase quando o disjuntor principal do gerador está fechado (NOT 3POX). Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir.


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AJUSTES

21CTC = NOT 3POX

Voltage Controlled Time Overcurrent Elements

O elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso controlado por tensão (51C), faz parte da opção entre os três métodos de proteção de retaguarda do sistema. Para que esse elemento esteja disponível é necessário que o ajuste Backup Protection Enable (EBUP: = C).

Figura 17 – bäÉãÉåíçë= ÇÉ= pçÄêÉÅçêêÉåíÉ= ÇÉ= c~ëÉ= qÉãéçêáò~Çç= `çåíêçä~Çç= éçê=bäÉãÉåíçë= ÇÉ= pçÄêÉÅçêêÉåíÉ= ÇÉ= c~ëÉ= qÉãéçêáò~Çç= `çåíêçä~Çç= éçê=bäÉãÉåíçë= ÇÉ= pçÄêÉÅçêêÉåíÉ= ÇÉ= c~ëÉ= qÉãéçêáò~Çç= `çåíêçä~Çç= éçê=bäÉãÉåíçë= ÇÉ= pçÄêÉÅçêêÉåíÉ= ÇÉ= c~ëÉ= qÉãéçêáò~Çç= `çåíêçä~Çç= éçê=qÉåë©çqÉåë©çqÉåë©çqÉåë©ç====

3.3.73. 51CP Voltage-Controlled Time Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, controlado por tensão.

51CP: OFF, 0,50 a 16,00 A.

Ajuste o pickup do elemento 51CP menor que a corrente de contribuição do gerador, calculada utilizando a reatância síncrona Xd, (a reatância transitória X'd pode ser utilizada se o sistema de excitação do gerador for capaz de suportar tensão e corrente de faltas elevadas). Este valor pode ser seguramente abaixo da carga máxima, devido o elemento ser ativado somente durante


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condições de faltas com tensão baixa. Divida a corrente de contribuição do gerador pela relação dos transformadores de corrente de fase CTRX, para encontrar o pickup do elemento de corrente, em ampéres secundários.

Para um defeito trifásico no lado de alta do transformador elevador (69 kV) e considerando a reatância síncrona (Xd) do gerador, a corrente de contribuição do gerador é 820,0 A.

[ ]sec 85,051)69( A

CTRX

ICP KVDELADOφφ

×≤

[ ]sec51,1 400

866,000,82085,051 ACP ≤

××≤

Para um defeito trifásico no lado de alta do transformador elevador (69 kV) e considerando a reatância transitória (X'd) do gerador, a corrente de contribuição do gerador é 2920,0 A.

[ ]sec37,5 400

866,000,292085,050 ACP ≤

××≤

AJUSTES

51CP = 1,00

3.3.74. 51CC Voltage-Controlled Time Overcurrent Curve

Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, controlado por tensão.

51CC: U1 a U5; C1 a C5.

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

Equação da curva Muito Inversa (C2)

][)1(

5,13seg

MTDT =

−×=


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AJUSTES

51CC = C2

3.3.75. 51CTD Voltage-Controlled Time Overcurrent Time Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, controlado por tensão.

51CTD: 0,05 a 1,00.

Será adotado o Time Dial 0,10 para a curva Muito Inversa.

Tempo de operação esperado:

05,200,15/2000

00,820=

×=M

][28,1)0,105,2(

5,1310,0 segT =

−×=

AJUSTES

51CTD = 0,10

3.3.76. 51CRS Voltage-Controlled Time Overcurrent EM Reset

Este ajuste define se o resete do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso controlado por tensão, será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51CRS: Y, N.

AJUSTES

51CRS = N

3.3.77. 51CTC Voltage-Controlled Time Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso.

51CTC: SELogic Equation.


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O elemento de sobrecorrente de fase temporizado controlado por tensão 51C, opera quando o ajuste de controle de torque 51CTC, é igual à lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 51CTC é igual a lógica 0. Normalmente, no ajuste de controle de torque deve estar incluído um Relay Word bit de um elemento de subtensão, como 27PPX1. Desta forma, o elemento 51C opera apenas quando uma tensão fase-fase é menor que o ajuste 27PPX1. Para evitar operações indesejadas devido a queima de fusível do transformador de potencial, será controlado também pelo Relay Word bit NOT LOPX. Este elemento funciona corretamente, independentemente se o transformador elevador está presente ou não e independentemente da conexão do transformador elevador (delta/estrele, estrela/estrela, etc.)

AJUSTES

51CTC = 27PPX1 AND NOT LOPX

Voltage Restraint Time Overcurrent Elements

O elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão (51V), faz parte da opção entre os quatro métodos de proteção de retaguarda do sistema. Para que esse elemento esteja disponível é necessário que o ajuste Enable Backup System Protection (EBUP: = V).

Figura 18 – bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~Çç=Åçã=oÉëíêá´©ç=éçê=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~Çç=Åçã=oÉëíêá´©ç=éçê=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~Çç=Åçã=oÉëíêá´©ç=éçê=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~Çç=Åçã=oÉëíêá´©ç=éçê=qÉåë©çqÉåë©çqÉåë©çqÉåë©ç====


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3.3.78. 51VCA Compensation Angle (degrees)

Este ajuste define a compensação do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão, quando existe um transformador elevador delta-estrela, entre o gerador e o sistema.

51VCA: -30°, 0°, 30°.

Use o ajuste 51VCA para compensar o elemento de sobrecorrente com restrição por tensão, pela presença de um transformador elevador conectado em delta-estrela, entre o gerador e o sistema. Quando o elemento não está ajustado para alcançar além do transformador elevador, ajustar 51VCA = 0. Quando o elemento está ajustado para responder à faltas entre fases no lado de alta do transformador delta-estrela e o ângulo de fase da tensão fase-neutro do sistema está adiantado do ângulo de fase da tensão fase-neutro do gerador em 30°, ajustar 51VCA = -30°. Quando o ângulo de fase da tensão fase-neutro do sistema está atrasado do ângulo de fase da tensão fase-neutro do gerador em 30°, ajustar 51VCA = 30 °.

AJUSTES

51VCA = -30

3.3.79. 51VP Voltage-Restrained Time Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, com restrição por tensão.

51VP: OFF, 2,00 a 16,00 A.

O ajuste do pickup do elemento de sobrecorrente de fase com restrição por tensão (51VP), é reduzido dependendo da magnitude da tensão fase-fase aplicada. A relação entre o pickup do elemento de corrente e a tensão fase-fase é linear (ver Figura 19). Se a magnitude da tensão fase-fase é 50 por cento de VNOM_X, o picape atualizado do elemento de corrente 51V é 50 por cento do valor de ajuste de 51VP.


109/443

Figura 19 – `~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=Åçã=oÉëíêá´©ç=éçê=qÉåë©ç`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=Åçã=oÉëíêá´©ç=éçê=qÉåë©ç`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=Åçã=oÉëíêá´©ç=éçê=qÉåë©ç`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=Åçã=oÉëíêá´©ç=éçê=qÉåë©ç====

Ao utilizar o elemento 51V, ajustar o pickup 51VP maior que a máxima corrente de fase esperada do gerador sob tensão plena, sem condições de faltas. Divida essa corrente pela relação do transformador de corrente de fase CTR, para encontrar o pickup do elemento de corrente, em ampéres secundários.

[ ]sec arg

51 ACTRX

máximaacdeCorrenteVP >

[ ]AKV

GERADORMVAmáximaacdeCorrente =

×

××=

3

25,11000)(arg

[ ]AmáximaacdeCorrente 10,125539,6

25,1100000,12arg =

×

××=

[ ]sec13,3 400

10,125551 AVP >>

AJUSTES

51VP = 3,20


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3.3.80. 51VC Voltage-Restrained Time Overcurrent Curve

Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, com restrição por tensão.

51VC: U1 a U5; C1 a C5.

Será adotada a curva com característica Inversa (U2) padrão US, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso, com restrição por tensão.

Equação da curva Inversa (U2)

][)1(

95,5180,0

2seg

MTDT =

−+×=

AJUSTES

51VC = U2

3.3.81. 51VTD Voltage-Restrained Time-Overcurrent Time Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, com restrição por tensão.

51VTD: 0,50 a 15,00.

Será adotado o Time Dial 1,00 para a curva Inversa.


Nesse exemplo foi considerado que a magnitude da tensão fase-fase é 25 por cento, para um defeito entre fases no lado de alta do transformador elevador (69 kV).

56,2)25,020,3(5/2000

00,820=

××=M

][25,1)0,156,2(

95,5180,000,1

2segT =

−+×=

AJUSTES

51VTD = 1,00


111/443

3.3.82. 51VRS Voltage-Restrained Time Overcurrent EM Reset

Este ajuste define se o resete do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão, será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51VRS: Y, N.

AJUSTES

51VRS = N

3.3.83. 51VTC Voltage-Restrained Time Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso.

51VTC: SELogic Equation.

O elemento de sobrecorrente de fase é habilitado quando o resultado de 51VTC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 51VTC é igual a lógica 0.

A tensão de restrição do elemento de sobrecorrente de fase temporizado, 51V, também inclui um ajuste de controle de torque, 51VTC. No entanto, a operação do elemento 51V é fundamentalmente diferente, tendo em vista que o ajuste do pickup do elemento é automaticamente reduzido quando a tensão fase-fase do gerador diminui durante uma falta. Quando a tensão do gerador é 100 por cento do ajuste VNOM_X, o elemento 51V opera com base em 100 por cento de seu ajuste de pickup, 51VP. Como a tensão fase-fase do gerador cai, o relé diminui o pickup do elemento para uma quantidade até 12,5 por cento da tensão nominal fase-fase. Para tensões inferiores a 12,5 por cento, o relé usa um pickup de 12,5 por cento do ajuste 51VP. O elemento determina automaticamente o tipo de falta, adequado a tensão de restrição fase-fase baseado no ajuste do ângulo de compensação 51VCA. Este elemento opera para faltas fase-fase e trifásicas.

Como este elemento reduz o ajuste do seu pickup automaticamente à medida que diminui a tensão do gerador durante um defeito, o elemento não deve ser autorizado a operar se houver uma condição de queima de fusível no transformador de potencial. Para evitar uma operação indesejada devido a essa condição, o elemento será controlado pelo Relay Word bit NOT


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LOPX.

AJUSTES

51VTC = NOT LOPX

Loss of Field Elements

Dois elementos de seqüência positiva offset-mho detectam condições de perda de excitação. Temporizadores ajustáveis possibilitam a rejeição das oscilações de potência que passam através da característica de impedância da máquina. Usando a supervisão direcional incluída, um dos elementos mho pode ser ajustado para coordenar com o limitador de mínima excitação do gerador e com seu limite de estabilidade em regime.

Figura 20 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=mÉêÇ~=ÇÉ=bñiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=mÉêÇ~=ÇÉ=bñiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=mÉêÇ~=ÇÉ=bñiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=mÉêÇ~=ÇÉ=bñÅáí~´©çÅáí~´©çÅáí~´©çÅáí~´©ç====

3.3.84. E40 Enable Loss-of-Field Protection

Este ajuste define se a proteção de perda de excitação será habilitada para operação.

E40: Y, N.

AJUSTES

E40 = Y


113/443

Level 1

3.3.85. 40Z1P Zone 1 Mho Diameter (Ohms)

Este ajuste define o diâmetro da impedância do elemento de Zona 1 da função de perda de excitação.

O elemento de Zona 1 geralmente é aplicado na função de trip.

40Z1P: OFF, 0,1 a 100,0 Ω.

Dados do gerador usado no exemplo:

Reatância síncrona de eixo direto (Xd) = 115,0%

Reatância transitória de eixo direto (X’d) = 27,0%

Reatância sub-transitória de eixo direto (X”d) = 22,0%

Proteção de perda de excitação usando a zona 2 com offset negativo:

Figura 21 –====mÉêÇ~=ÇÉ=bñÅáí~´©ç=rë~Çç=~=wçå~=O=Åçã=lÑÑëÉí=kÉÖ~íáîç=mÉêÇ~=ÇÉ=bñÅáí~´©ç=rë~Çç=~=wçå~=O=Åçã=lÑÑëÉí=kÉÖ~íáîç=mÉêÇ~=ÇÉ=bñÅáí~´©ç=rë~Çç=~=wçå~=O=Åçã=lÑÑëÉí=kÉÖ~íáîç=mÉêÇ~=ÇÉ=bñÅáí~´©ç=rë~Çç=~=wçå~=O=Åçã=lÑÑëÉí=kÉÖ~íáîç=====

Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar o diâmetro da impedância do elemento de Zona 1 igual a 1,0 pu.

[ ] .sec3

140 Ω×

=INOM

VNOMPZ


114/443

[ ] .sec56,2635,2

0,115140 Ω=

×=PZ

Nota: Normalmente a reatância síncrona do gerador (Xd) é maior que 1,0 pu de impedância, no entanto, se Xd ≤ 1,0 pu de impedância, ajustar 40Z1P menor, de tal forma que no pior caso de oscilação estáveis de potência no sistema, não entre na característica de zona 1.

Proteção de perda de excitação usando a zona 2 com offset positivo:

Figura 22 –====mÉêÇ~=ÇÉ=bñÅáí~´©ç=rëmÉêÇ~=ÇÉ=bñÅáí~´©ç=rëmÉêÇ~=ÇÉ=bñÅáí~´©ç=rëmÉêÇ~=ÇÉ=bñÅáí~´©ç=rë~Çç=~=wçå~=O=Åçã=lÑÑëÉí=mçëáíáîç=~Çç=~=wçå~=O=Åçã=lÑÑëÉí=mçëáíáîç=~Çç=~=wçå~=O=Åçã=lÑÑëÉí=mçëáíáîç=~Çç=~=wçå~=O=Åçã=lÑÑëÉí=mçëáíáîç=====

Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, o ajuste do diâmetro da impedância do elemento de Zona 1 deve ser:

[ ] .sec2

'1,1140 Ω×

−+×=

PTRX

CTRXdXXdPZ

[ ]Ω=×= 56,412

9,615,1

2

Xd

[ ]Ω=×= 07,112

9,627,0'

2

dX


115/443

[ ] .sec87,2900,60

400

2

07,156,41,1140 Ω=×

−+×=PZ

AJUSTES

40Z1P = 30,0

3.3.86. 40XD1 Zone 1 Offset Reactance (Ohms)

Este ajuste define o offset da reatância do elemento de Zona 1 da função de perda de excitação.

40XD1: -50,0 a 0,0 Ω.

Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo ou positivo, ajustar o offset da reatância do elemento de Zona 1 igual a metade da reatância transitória do gerador (X'd), em ohms secundários.

[ ] .sec2

'140 Ω×

−=

PTRX

CTRXdXXD

[ ] .sec57,300,60

400

2

07,1140 Ω−=×

−=XD

AJUSTES

40XD1= -3,5

3.3.87. 40Z1D Zone 1 Pickup Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de Zona 1 da proteção de perda de excitação.

40Z1D: 0,00 a 400,00 segundos.

O trip do elemento de Zona 1 quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, normalmente é realizado com pequeno ou nenhum retardo de tempo. Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, o ajuste típico é 0,25 segundo.

AJUSTES

40Z1D = 0,25


116/443

Level 2

3.3.88. 40Z2P Zone 2 Mho Diameter (Ohms)

Este ajuste define o diâmetro da impedância do elemento de Zona 2 da proteção de perda de excitação.

40Z2P: OFF, 0,1 a 100,0 Ω.

Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar o diâmetro da impedância do elemento de Zona 2 igual a reatância síncrona do gerador (Xd), em ohms secundários.

[ ] .sec240 Ω×=PTRX

CTRXXdPZ

[ ] .sec40,3000,60

40056,4240 Ω=×=PZ

Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, o ajuste do diâmetro da impedância do elemento de Zona 2 deve ser:

[ ] .sec1,1240 Ω×+×=PTRX

CTRXXSXdPZ

[ ]Ω+= XsistemaXTXS

[ ]Ω=×= 59,0100

9,62400,1

2

XS

[ ] .sec37,3700,60

40059,056,41,1240 Ω=×+×=PZ

AJUSTES

40Z2P = 38,0

3.3.89. 40XD2 Zone 2 Offset Reactance (Ohms)

Este ajuste define o offset da reatância do elemento de Zona 2 da proteção de perda de excitação.

40XD2: -50,0 a 50,0 Ω.

Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar o offset da reatância do elemento de Zona 2 igual ao offset da reatância do elemento de Zona 1, em ohms secundários.


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[ ] .sec2

'240 Ω×

−=

PTRX

CTRXdXXD

[ ] .sec57,300,60

400

2

07,1240 Ω−=×

−=XD

Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, ajustar o offset da reatância do elemento de Zona 2 igual à reatância total, em ohms secundários.

[ ] .sec240 Ω×=PTRX

CTRXXSXD

[ ] .sec93,300,60

40059,0240 Ω=×=XD

AJUSTES

40XD2= 4,0

3.3.90. 40Z2D Zone 2 Pickup Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de Zona 2 da proteção de perda de excitação.

40Z2D: 0,00 a 400,00 segundos.

O temporizador do elemento de Zona 2 deve ser suficiente para evitar uma operação incorreta. Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar entre a 0,5 a 0,6 segundo considerando o pior caso de uma condição de oscilação de potência no sistema, ou de acordo com as recomendações do fabricante do gerador. Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, ajustar o temporizador em 1,0 segundo.

AJUSTES

40Z2D = 1,00

3.3.91. 40DIR Zone 2 Directional Supervision Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo de supervisão direcional do elemento de zona 2, da proteção de perda de excitação. Está habilitado somente quando 40XD2 > 0,0.

40DIR: -20,0° a 0,0°.


118/443

Ajuste 40DIR igual a -20° ou ao arco cosseno do fator de potência mínimo, o que for menor.

AJUSTES

40DIR = -20,0

3.3.92. 40ZTC 40Z Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos de perda de excitação.

40ZTC: SELogic Equation.

Os elementos de perda de excitação são habilitados quando o resultado de 40ZTC é igual a lógica 1. Os elementos são desabilitados quando o resultado de 40ZTC é igual a lógica 0. Tipicamente, a equação de controle SELogic 40ZTC deve ser ajustada de modo que a proteção de perda de excitação seja autorizada a operar quando não há condição de perda de potencial (NOT LOPX) detectada. Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir.

AJUSTES

40ZTC = NOT LOPX

Current Unbalance Elements

Toda condição de desequilíbrio produz uma corrente de seqüência negativa, a qual aquece o rotor a uma taxa maior do que a corrente de seqüência positiva ou de terra. Um elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de fase pode atuar tanto para as faltas fase-fase, como para as faltas fase-terra. O elemento de seqüência negativa de tempo definido gera alarme para os estágios iniciais de uma condição de desbalanço. O elemento de sobrecorrente de tempo-inverso dá trip para condições de desbalanço sustentado para evitar danos à máquina. O elemento de seqüência negativa de tempo inverso fornece as curvas de proteção I2

2t padronizadas na indústria.


119/443

Figura 23 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~====

3.3.93. E46 Enable Negative Sequence Overcurrent Protection

Este ajuste define se a proteção de sobrecorrente de seqüência negativa será habilitada para operação.

E46: Y, N.

AJUSTES

E46 = Y

Level 1

3.3.94. 46Q1P Level 1 Negative Sequence Overcurrent Trip Level (%)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido de nível 1. Normalmente o elemento de nível 1 é aplicado para alarme de desequilíbrio de


120/443

corrente.

46Q1P: OFF, 2 a 100 %.

Ajuste 46Q1P igual ou menor que a capacidade de corrente de desequilíbrio contínuo do gerador, entre 8 a 12%.

AJUSTES

46Q1P = 8

3.3.95. 46Q1D Level 1 Negative Sequence Overcurrent Time Delay (sec)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido de nível 1.

46Q1D: 0,02 a 999,90 segundos.

Ajuste 46Q1D maior do que o tempo máximo dos períodos com correntes de desequilíbrio normal, incluindo o tempo de eliminação de falta de fase no sistema. Esse ajuste evitará atrasos indesejados nos alarmes de desequilíbrio de corrente

AJUSTES

46Q1D = 30,00

Level 2

3.3.96. 46Q2P Level 2 Negative Sequence Time Overcurrent Trip Level (%)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso de nível 2, com característica I2

2t. Normalmente o elemento de nível 2 é aplicado para trip de desequilíbrio de corrente.

46Q2P: OFF, 2 a 100 %.

Ajuste 46Q2P igual ou menor que a capacidade de corrente de desequilíbrio contínuo do gerador, entre 8 a 12%.

AJUSTES

46Q2P = 10


121/443

3.3.97. 46Q2K Level 2 Negative Sequence Time Overcurrent Time Dial (sec)

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso de nível 2.

46Q2K: 1 a 100 segundos.

Ajuste 46Q2K igual ou menor que a capacidade de corrente de seqüência negativa de curto tempo definida pelo fabricante do gerador.

Figura 24 – `~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=léÉê~´©ç=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=léÉê~´©ç=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=léÉê~´©ç=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=léÉê~´©ç=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=pÉÇÉ=pÉÇÉ=pÉÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~èΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~èΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~èΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~====


122/443

Equação da curva de tempo

[ ].2

2462

seg

INOM

I

KQtOP

=

AJUSTES

46Q2K = 10

3.3.98. 46QTC 46Q Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos de sobrecorrente de seqüência negativa.

46QTC: SELogic Equation.

Os elementos de perda de excitação são habilitados quando o resultado de 46QTC é igual a lógica 1. Os elementos são desabilitados quando o resultado de 46QTC é igual a lógica 0. Nesse exemplo os elementos estão autorizados a operar sempre.

AJUSTES

46QTC = 1

Thermal Overload Elements

O elemento térmico do relé SEL-700G fornece proteção de sobrecarga para o gerador com base no modelo térmico descrito na norma IEC 60255-8. O modelo pode ser influenciado pela temperatura ambiente se a opção de RTD for usada.

O relé opera um modelo térmico com um valor de trip definido pelos ajustes do relé e uma estimativa de calor presente que varia com o tempo e mudanças de corrente do gerador.


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Figura 25 – jçÇÉäç=q¨êãáÅç=páãéäáÑáÅ~Çç=Çç=dÉê~ÇçêjçÇÉäç=q¨êãáÅç=páãéäáÑáÅ~Çç=Çç=dÉê~ÇçêjçÇÉäç=q¨êãáÅç=páãéäáÑáÅ~Çç=Çç=dÉê~ÇçêjçÇÉäç=q¨êãáÅç=páãéäáÑáÅ~Çç=Çç=dÉê~Ççê====

3.3.99. E49T Enable Thermal Overload Protection

Este ajuste define se a proteção de sobrecarga térmica será habilitada para operação.

E49T: Y, N.

AJUSTES

E49T = Y

3.3.100. 49TTP Thermal Overload Trip Pickup (per unit)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecarga térmica do gerador, normalmente usado para trip.

49TTP: 0,30 a 2,50 %.

Nesse exemplo será adotado uma sobrecarga de 10%.

[ ]sec 10,149 AINOMTTP ×=

[ ]sec 75,25,210,149 ATTP =×=

AJUSTES

49TTP = 1,10


124/443

3.3.101. GTC1 Generator Thermal Time Constant 1 (minutes)

Este ajuste define a constante de tempo 1 do elemento de sobrecarga térmica do gerador.

GTC1: 1 a 1000 minutos.

AJUSTES

GTC1 = 10

3.3.102. 49TAP TCU Alarm Pickup (%TCU)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecarga térmica do gerador, normalmente usado para alarme, que corresponde a uma porcentagem do trip (Thermal Capacity Used - TCU).

49TAP: OFF, 50 a 99 %.

Pode-se ajustar um alarme para um limite de estado térmico que corresponda a uma porcentagem do limite de disparo. Um ajuste típico pode ser entre 70% a 85% da capacidade térmica. O alarme térmico também poderia ser usado para evitar a partida do gerador até que se reinicialize o nível de alarme. Para esta aplicação um ajuste típico pode ser 20%.

AJUSTES

49TAP = 85

3.3.103. GTC2 Generator Thermal Time Constant 2 (minutes)

Este ajuste define a constante de tempo 2 do elemento de sobrecarga térmica do gerador.

GTC2: OFF, 1 a 1000 minutos.

AJUSTES

GTC2 = OFF

3.3.104. ALTCOOL Alternative Cooling Mode (SELogic)

Este ajuste define através da equação de controle SELogic o Modo Alternativo de Refrigeração.


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ALTCOOL: SELogic Equation.

Use a equação de controle SELogic do Modo Alternativo de Refrigeração (ALTCOOL) para mudar dinamicamente a constante de tempo para o estado de refrigeração do gerador. Por exemplo, ALTCOOL: = IN303 muda a constante de tempo do sistema a partir de GTC1 para GTC2 quando IN303 é afirmada, indicando uma falha no sistema de refrigeração.

AJUSTES

ALTCOOL = 0

3.3.105. ETHMBIAS Thermal Biasing Enable

Este ajuste define se a compensação térmica será habilitada na proteção de sobrecarga térmica do gerador.

ETHMBIAS: Y, N.

Quando o relé monitorar através de um ou mais RTDs os enrolamentos do gerador e um RTD a temperatura ambiente, você pode polarizar o modelo térmico pela temperatura ambiente quando ETHMBIAS: = Y. O relé usa a temperatura ambiente acima de 40 °C e o ajuste da temperatura de trip do RTD do enrolamento para calcular a compensação da RTD de sobrecarga.

AJUSTES

ETHMBIAS = N

V/Hz Elements

O relé SEL-700G possui um elemento volts/hertz de tempo-definido para alarme e um de tempo-inverso composto para a proteção de sobreexcitação. A característica de tempo-inverso composto pode ser habilitada através de uma característica de tempo-definido de dois níveis, uma característica de tempo-definido/inverso, ou uma característica de tempo-inverso simples.


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Figura 26 – iµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=sçäíëLeÉêíòiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=sçäíëLeÉêíòiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=sçäíëLeÉêíòiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=sçäíëLeÉêíò====

3.3.106. E24 Enable Volts/Hertz Protection

Este ajuste define se a proteção de Volts/Hertz (sobreexcitação) será habilitada para operação.

E24: Y, N.

AJUSTES

E24 = Y

3.3.107. 24TC 24 Element Torque-Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos de sobreexcitação.

24TC: SELogic Equations.

Ambos os elementos volts / hertz são desabilitados quando a equação de controle SELogic 24TC é igual a lógica 0. Os elementos são autorizados a operar quando a equação de


127/443

controle SELogic 24TC é igual a lógica 1. Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir.

AJUSTES

24TC = 1

Level 1

3.3.108. 24D1P Level 1 Volts/Hertz Pickup (%)

Este ajuste define o pickup do elemento de Volts/Hertz de nível 1. O elemento de nível 1 deve ser aplicado como um alarme de sobreexcitação.

24D1P: 100 a 200 %.

Ajuste 24D1P igual ou superior a 105 por cento, porém menor do que o pickup mínimo do elemento de Nível 2.

[ ]HertzVoltsFNOM

PTRXPDHertzVolts / 124/ )1( =×=

[ ]HertzVoltsHertzVolts / 05,1 60

00,6005,1/ )1( =×=

AJUSTES

24D1P = 105

3.3.109. 24D1D Level 1 Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de Volts/Hertz de nível 1.

24D1D: 0,04 a 400,00 segundos.

Ajuste 24D1D em 1,0 segundo para permitir a correção manual de uma condição de sobreexcitação antes do trip.

AJUSTES

24D1D = 1,00


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Level 2

3.3.110. 24CCS Level 2 Composite Curve Shape

Este ajuste define a característica do elemento temporizado para trip por sobreexcitação.

24CCS: OFF, DD, ID, I, U.

OFF = O elemento é desabilitado.

DD = O elemento opera com uma característica de nível duplo de tempo definido.

ID = O elemento opera com uma característica composta de tempo inverso/ tempo definido.

I = O elemento opera com uma característica simples de tempo inverso.

U = O elemento opera com uma característica simples de tempo inverso definida pelo usuário.

AJUSTES

24CCS = ID

3.3.111. 24IP Level 2 Inverse time Pickup (%)

Este ajuste define o ponto de pickup da parcela de tempo-inverso da curva de tempo, do elemento de nível 2.

24IP: 100 a 200 %.

O relé SEL-700G, afirma o Relay Word bits 24C2 sem retardo de tempo, quando a sobreexcitação da máquina exceder o ajuste 24IP.

O elemento de nível 2 deve ser aplicado para desligamento por sobreexcitação.

Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = ID, I ou U.

[ ]HertzVoltsFNOM

PTRXIPHertzVolts / 24/ )2( =×=


00,6010,1/ )2( =×=


129/443

AJUSTES

24IP = 110

3.3.112. 24IC Level 2 Inverse time Curve

Este ajuste define a forma da curva de tempo do elemento de tempo inverso de nível 2.

24IC: 0.5, 1, 1.0, 2, 2.0.

Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = ID ou I.

Nesse exemplo será adotada a curva de tempo inverso 2.

Equação da curva de Tempo Inverso (2)

AJUSTES

24IC = 2


130/443

3.3.113. 24ITD Level 2 Inverse time Factor (seconds)

Este ajuste define o tempo de operação do elemento inverso de nível 2 em segundos, quando a sobreexcitação da máquina é igual a 200 por cento.

24ITD: 0,1 a 10,0.

Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = ID ou I.

Será adotado o Time Dial 0,1 para a curva de tempo inverso.


[ ].10,12

1

100

110

109,6

60

60

00,6000,115

1,02

3

segtp =

−

××

×

=

AJUSTES

24ITD = 0,1

3.3.114. 24D2P1 Level 2 Pickup 1 (%)

Este ajuste define o pickup um do elemento com característica de nível duplo de tempo definido de nível 2.

24D2P1: 100 a 200 %.

O relé SEL-700G, afirma o Relay Word bits 24C2 sem retardo de tempo quando a sobreexcitação da máquina excede os ajustes de 24D2P1 ou 24D2P2. Se o percentual de volts / hertz é maior do que o ajuste 24D2P1 e menor do que o ajuste 24D2P2, o relé afirma o Relay Word bit 24C2T em 24D2D1 segundos. Quando o percentual volts / hertz é maior do que o ajuste 24D2P2, o relé afirma o Relay Word bit 24C2T em 24D2D2 segundos. 24D2P1 deve ser ajustado menor que 24D2P2.


Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = DD.

[ ]HertzVoltsFNOM



131/443


00,6010,1/ )2( =×=

AJUSTES

24D2P1 = 110

3.3.115. 24D2D1 Level 2 Time Delay 1 (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo um do elemento com característica de nível duplo de tempo definido de nível 2.

24D2D1: 0,04 a 400,00 segundos.

Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = DD.

AJUSTES

24D2D1 = 60,00

3.3.116. 24D2P2 Level 2 Pickup 2 (%)

Este ajuste define o pickup dois do elemento com característica de nível duplo de tempo definido de nível 2.

24D2P2: 101 a 200 %.

O relé SEL-700G, afirma o Relay Word bits 24C2 sem retardo de tempo quando a sobreexcitação da máquina excede os ajustes de 24D2P1 ou 24D2P2. Se o percentual de volts / hertz é maior do que o ajuste 24D2P1 e menor do que o ajuste 24D2P2, o relé afirma o Relay Word bit 24C2T em 24D2D1 segundos. Quando o percentual volts / hertz é maior do que o ajuste 24D2P2, o relé afirma o Relay Word bit 24C2T em 24D2D2 segundos. 24D2P1 deve ser ajustado menor que 24D2P2.


Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = DD ou ID.

[ ]HertzVoltsFNOM



00,6018,1/ )2( =×=


132/443

AJUSTES

24D2P1 = 118

3.3.117. 24D2D2 Level 2 Time Delay 2 (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo dois do elemento com característica de nível duplo de tempo definido de nível 2.

24D2D2: 0,00 a 400,00 segundos.

Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = DD ou ID.

AJUSTES

24D2D2 = 6,00

3.3.118. 24CR Level 2 Reset Time (seconds)

Este ajuste define o tempo de reset do elemento composto de nível 2.

24CR: 0,00 a 400,00 segundos.

AJUSTES

24CR = 240,00

Out of Step Elements

Os relés SEL-700G utilizam o esquema blinder simples ou blinder duplo, dependendo da seleção do usuário, para detectar condições de perda de sincronismo. Além dos blinders, o esquema usa um círculo mho que restringe a cobertura da função de perda de sincronismo à extensão desejada. Além disso, ambos os esquemas incluem supervisão de corrente e controle de torque para supervisionar a operação do elemento de perda de sincronismo.

Os relés SEL-700G contém elementos para detectar condições de perda de sincronismo entre duas fontes de energia elétrica. Dois sistemas interligados podem experimentar uma condição de perda de sincronismo por várias razões. Por exemplo, a perda da excitação pode causar a perda de sincronismo do gerador com o resto do sistema. Da mesma forma, o retardo do disparo de um disjuntor do gerador para isolar uma falta pode causar a perda de sincronismo do gerador com o resto do sistema.


133/443

É imperativo detectar e isolar uma condição perda de sincronismo o mais rápido possível, devido a presença de uma corrente de pico elevada, fadiga do enrolamento e altos torques do eixo que podem ser muito prejudicial para o gerador e ao transformador elevador associado.

3.3.119. E78 Enable Out-of-Step Protection

Este ajuste define se a proteção de perda de sincronismo utilizara o esquema com blinder simples (1B) ou com blinder duplo (2B), ou se a proteção não será habilitada para operação (N).

E78: 1B, 2B, N.

Considerando que o relé SEL-700G usado nesse exemplo destina-se à proteção de uma PCH, não é necessário usar as funções de sistema, tais como a 78. Entretanto, os ajustes dessa função serão demonstrados a seguir.

Utilizando o esquema com blinder simples:

O esquema com um blinder, mostrado na Figura 27, consiste de um elemento mho 78Z1, um blinder direito 78R1 e um blinder esquerdo 78R2.

Figura 27 – `~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=léÉê~´©ç=Åçã=_äáåÇÉê=páãéäÉëléÉê~´©ç=Åçã=_äáåÇÉê=páãéäÉëléÉê~´©ç=Åçã=_äáåÇÉê=páãéäÉëléÉê~´©ç=Åçã=_äáåÇÉê=páãéäÉë====


134/443

AJUSTES

E78 = 1B

3.3.120. 78FWD Forward Reach Reactance (Ohms)

Este ajuste define o alcance do elemento de distância tipo mho de sentido direto, da proteção de perda de sincronismo.

78FWD: 0,5 a 500,0 Ω.

Um estudo de estabilidade transitória, normalmente fornece dados suficientes para os ajustes corretos dos elementos de perda de sincronismo e temporizadores. A zona de proteção de perda de sincronismo, que é limitada pelo elemento mho 78Z1, deve se estender do neutro do gerador às buchas do lado de alta do transformador elevador. Normalmente, o ajuste do alcance para a frente (78FWD) é 2 a 3 vezes a reatância transitória do gerador (X'd) e o ajuste do alcance reverso (78REV) é 1,5 a 2,0 vezes a reatância do transformador (XT), para ter uma cobertura adequada.

Ajuste os blinders esquerdo e direito para detectar todas as condições de perda de sincronismo. Para fazer isso, os blinders direito e esquerdo são ajustados de modo que os ângulos equivalentes da máquina α e β são aproximadamente 120 graus, conforme mostrado na Figura 28. Diferença de ângulos de 120 graus ou maior entre as duas fontes normalmente resulta em perda de sincronismo.

Certifique-se que no elemento mho e nos blinders não seja incluída a carga máxima possível do gerador, para evitar a afirmação de 78Z1, 78R1 e 78R2 em operação normal do sistema.

[ ] .sec'0,278 Ω××=PTRX

CTRXdXFWD

[ ]Ω=×= 07,112

9,627,0'

2

dX

[ ] .sec27,1400,60

40007,10,278 Ω=××=FWD


135/443

Figura 28 – ^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=pá^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=pá^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=pá^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=páãéäÉëãéäÉëãéäÉëãéäÉë====

AJUSTES

78FWD = 14,0

3.3.121. 78REV Reverse Reach Reactance (Ohms)

Este ajuste define o alcance do elemento de distância tipo mho de sentido reverso, da proteção de perda de sincronismo.

78REV: 0,5 a 500,0 Ω.

[ ] .sec5,178 Ω××=PTRX

CTRXXTREV

[ ]Ω=×= 29,015

9,609,0

2

XT

[ ] .sec90,200,60

40029,05,178 Ω=××=REV


136/443

AJUSTES

78REV = 3,0

3.3.122. 78R1 Right Hand Blinder (Ohms)

Este ajuste define o blinder direito da proteção de perda de sincronismo.

78R1: 0,5 a 250,0 Ω.

O ajuste do blinder deve ser maior ou igual a cinco por cento do ajuste do alcance para a frente ou reverso, o que for maior.

[ ] .sec7805,0178 Ω×= FWDR

[ ] .sec70,00,1405,0178 Ω=×=R

AJUSTES

78R1 = 0,7

3.3.123. 78R2 Left Hand Blinder (Ohms)

Este ajuste define o blinder esquerdo da proteção de perda de sincronismo.

78R2: 0,5 a 250,0 Ω.


[ ] .sec7805,0278 Ω×= FWDR

[ ] .sec70,00,1405,0278 Ω=×=R

AJUSTES

78R2 = 0,7

3.3.124. 78TD Out-of-Step Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo da função de trip da proteção de perda de sincronismo.


137/443

78TD: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

78TD = 0,00

3.3.125. 78TDURD Out-of-Step Trip Duration (seconds)

Este ajuste define o tempo mínimo que o contato de trip permanecerá fechado (dropout), independentemente do tempo que a proteção permaneceu atuada.

78TDURD: 0,00 a 5,00 segundos.

O ajuste padrão para 78TDURD é zero porque o Relay Word bit OOST é configurado para trip no disjuntor do gerador com lógica de trip padrão TRX (que inclui um temporizador idênticoTDURD). Você deve alterar os ajustes (lógica de trip e / ou 78TDURD) se sua aplicação requer uma ação diferente.

AJUSTES

78TDURD = 0,00

3.3.126. 50ABC Positive Sequence Current Supervision (amps)

Este ajuste define a corrente de seqüência positiva para a supervisão dos elementos de perda de sincronismo.

50ABC: 0,05 a 6,00 A.

Normalmente, um ajuste de 0,25 A é adequado para a maioria das aplicações.

AJUSTES

50ABC = 0,25

3.3.127. OOSTC 78 Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos de perda de sincronismo.

OOSTC: SELogic Equation.


138/443

Os elementos de perda de sincronismo são habilitados quando o resultado de OOSTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de OOSTC é igual a lógica 0.

O ajuste padrão para o controle de torque do elemento 78 é 1. Se esse valor for deixado em 1, o elemento de perda de sincronismo não será controlado por nenhuma outra condição externa ao elemento. No entanto, o usuário pode bloquear a operação do elemento 78 para determinadas condições, tais como a presença de excessivas correntes de seqüência negativa, através do ajuste OOSTC = NOT 46Q1.

AJUSTES

OOSTC = 1

Utilizando o esquema com blinder duplo:

O esquema com blinder duplo, mostrado na Figura 29, consiste de um elemento mho 78Z1 e dois pares de blinders: blinder externo 78R1 e blinder interno 78R2. Este esquema utiliza um temporizador 78D como parte da lógica para detectar condições de perda de sincronismo.

Figura 29 – `~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=léÉê~´©ç=Åçã=_äáåÇÉê=aìéäç`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=léÉê~´©ç=Åçã=_äáåÇÉê=aìéäç`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=léÉê~´©ç=Åçã=_äáåÇÉê=aìéäç`~ê~ÅíÉê∞ëíáÅ~=ÇÉ=léÉê~´©ç=Åçã=_äáåÇÉê=aìéäç====


139/443

AJUSTES

E78 = 2B

3.3.128. 78FWD Forward Reach Reactance (Ohms)

Este ajuste define o alcance do elemento de distância tipo mho de sentido direto, da proteção de perda de sincronismo.

78FWD: 0,5 a 500,0 Ω.

Um estudo de estabilidade transitória, normalmente fornece dados suficientes para os ajustes corretos dos elementos de perda de sincronismo e temporizadores. A zona de proteção de perda de sincronismo, que é limitada pelo elemento mho 78Z1, deve se estender do neutro do gerador às buchas do lado de alta do transformador elevador. Normalmente, o ajuste do alcance para a frente (78FWD) é 2 a 3 vezes a reatância transitória do gerador (X'd) e o ajuste do alcance reverso (78REV) é 1,5 a 2,0 vezes a reatância do transformador (XT), para ter uma cobertura adequada.

Ajuste o blinder interno 78R2 para detectar todas as condições de perda de sincronismo. Para fazer isso, ajuste o blinder interno, de modo que o ângulo equivalente da máquina α, mostrado na Figura 30, é de aproximadamente 120 graus. Um ângulo de separação de 120 graus ou maior entre as duas fontes geralmente resulta em perda de sincronismo.

O blinder externo 78R1 e o temporizador 78D devem ser ajustados para satisfazer o seguinte:

• O blinder externo não deve afirmar em carga máxima.

• O blinder externo deve ficar fora do círculo mho para satisfazer a lógica do relé.

• O blinder externo deve estar separado do blinder interno o suficiente para garantir que o temporizador 78D cronometre exatamente o tempo do ciclo de escorregamento da perda de sincronismo.

[ ] .sec'0,278 Ω××=PTRX

CTRXdXFWD

[ ]Ω=×= 07,112

9,627,0'

2

dX


140/443

[ ] .sec27,1400,60

40007,10,278 Ω=××=FWD

Figura 30 – ^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=aìéäç^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=aìéäç^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=aìéäç^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=aìéäç====

AJUSTES

78FWD = 14,0

3.3.129. 78REV Reverse Reach Reactance (Ohms)

Este ajuste define o alcance do elemento de distância tipo mho de sentido reverso, da proteção de perda de sincronismo.


141/443

78REV: 0,5 a 500,0 Ω.

[ ] .sec5,178 Ω××=PTRX

CTRXXTREV

[ ]Ω=×= 29,015

9,609,0

2

XT

[ ] .sec90,200,60

40029,05,178 Ω=××=REV

AJUSTES

78REV = 3,0

3.3.130. 78R1 Outer Resistance Blinder (Ohms)

Este ajuste define o blinder externo da proteção de perda de sincronismo

78R1: 0,2 a 100,0 Ω.

[ ] .sec2

7878178 Ω

+≥

REVFWDR

[ ] .sec5,82

0,30,14178 Ω≥

+≥R

AJUSTES

78R1 = 8,0

3.3.131. 78R2 Inner Resistance Blinder (Ohms)

Este ajuste define o blinder interno da proteção de perda de sincronismo

78R2: 0,1 a 50,0 Ω.



142/443

[ ] .sec7805,0278 Ω×= FWDR

[ ] .sec70,00,1405,0278 Ω=×=R

AJUSTES

78R2 = 0,7

3.3.132. 78D Out-of-Step Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo da lógica de perda de sincronismo.

78D: 0,00 a 1,00 segundo.

O esquema utiliza um temporizador 78D como parte da lógica, para detectar condições de perda de sincronismo. O esquema declara uma condição de perda de sincronismo, se a impedância de seqüência positiva permanece entre os dois blinders por mais de 78D segundos e avança dentro do blinder interno. A lógica envia um trip uma vez que uma condição de perda de sincronismo é estabelecida e a impedância de seqüência positiva sai do círculo mho.

Ajuste 78D em aproximadamente 0,034 segundo (dois ciclos), como prevenção para oscilação que se movimentam a 30 graus por ciclo ou menos

AJUSTES

78D = 0,05

3.3.133. 78TD Out-of-Step Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo da função de trip da proteção de perda de sincronismo.

78TD: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

78TD = 0,00


143/443

3.3.134. 78TDURD Out-of-Step Trip Duration (seconds)

Este ajuste define o tempo mínimo que o contato de trip permanecerá fechado (dropout), independentemente do tempo que a proteção permaneceu atuada.

78TDURD: 0,00 a 5,00 segundos.

O ajuste padrão para 78TDURD é zero porque o Relay Word bit OOST é configurado para trip no disjuntor do gerador com lógica de trip padrão TRX (que inclui um temporizador idênticoTDURD). Você deve alterar os ajustes (lógica de trip e / ou 78TDURD) se sua aplicação requer uma ação diferente.

AJUSTES

78TDURD = 0,00

3.3.135. 50ABC Positive-Sequence Current Supervision (amps)

Este ajuste define a corrente de seqüência positiva para a supervisão dos elementos de perda de sincronismo.

50ABC: 0,05 a 6,00 A.

Normalmente, um ajuste de 0,25 A é adequado para a maioria das aplicações.

AJUSTES

50ABC = 0,25

3.3.136. OOSTC 78 Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos de perda de sincronismo.

OOSTC: SELogic Equation.

Os elementos de perda de sincronismo são habilitados quando o resultado de OOSTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de OOSTC é igual a lógica 0.

O ajuste padrão para o controle de torque do elemento 78 é 1. Se esse valor for deixado em 1, o elemento de perda de sincronismo não será controlado por nenhuma outra condição externa ao elemento. No entanto, o usuário pode bloquear a operação do elemento 78 para determinadas condições, tais como a presença


144/443

de excessivas correntes de seqüência negativa, através do ajuste OOSTC = NOT 46Q1.

AJUSTES

OOSTC = 1

Inadvertent Energization Elements

A energização involuntária ocorre quando o disjuntor principal do gerador ou o disjuntor do transformador auxiliar é fechado incorretamente para energizar o gerador, quanto o gerador está fora de serviço. Quando isso ocorre, o gerador pode funcionar como um motor de indução, consumindo de quatro a seis vezes a corrente nominal do estator. Essas correntes elevadas do estator induzem altas correntes no rotor, danificando rapidamente o rotor.

Figura 31 – iµÖáÅ~=ÇÉ=båÉêÖáò~´©ç=fåîçäìåí•êá~iµÖáÅ~=ÇÉ=båÉêÖáò~´©ç=fåîçäìåí•êá~iµÖáÅ~=ÇÉ=båÉêÖáò~´©ç=fåîçäìåí•êá~iµÖáÅ~=ÇÉ=båÉêÖáò~´©ç=fåîçäìåí•êá~====

3.3.137. EINAD Enable Inadvertent Energization Protection

Este ajuste define se a proteção de energização involuntária do gerador será habilitada para operação.

EINAD: Y, N.

AJUSTES

EINAD = Y


145/443

3.3.138. GENDEPU Generator De-Energization Pickup Timer (seconds)

Este ajuste define o tempo de pickup do temporizador da proteção de energização involuntária do gerador.

GENDEPU: 0,00 e 100,00 segundos.

AJUSTES

GENDEPU = 2,00

3.3.139. GENDEDO Generator De-Energization Drop-out Timer (seconds)

Este ajuste define o tempo de dropout do temporizador da proteção de energização involuntária do gerador.

GENDEDO: 0,00 e 100,00 segundos.

AJUSTES

GENDEDO = 1,00

3.3.140. INADPU Inadvertent Energization Pickup Timer (seconds)

Este ajuste define o tempo de pickup do temporizador da proteção de energização involuntária do gerador.

Esse temporizador adiciona um retardo para impedir que o esquema atue prematuramente, quando o gerador é retirado de serviço.

INADPU: 0,00 e 10,00 segundos.

O ajuste do temporizador INADPU deve ser menor que o ajuste do temporizador GENDEDO.

AJUSTES

INADPU = 0,25

3.3.141. INADDO Inadvertent Energization Dropout Timer (seconds)

Este ajuste define o tempo de dropout do temporizador da proteção de energização involuntária do gerador.


146/443

Esse temporizador garante o esquema de trip, quando é detectado uma corrente durante a energização acidental.

INADDO: 0,00 e 10,00 segundos.

AJUSTES

INADDO = 0,13

3.3.142. INADTC Inadvertent Energization Logic Input (SELogic)

A equação de controle SELogic INADTC é usada para indicar o disjuntor do gerador e / ou o disjuntor de campo aberto. O relé SEL-700G usa o Relay Word bit 50LX como um detector de corrente do gerador.

INADTC: SELogic Equation.

Nesse exemplo foi usado a indicação do disjuntor do gerador aberto (3POX).

AJUSTES

INADTC = 3POX

Overcurrent Elements

X Side


147/443

Figura 32 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇç====


148/443

Phase Overcurrent

Element 1

3.3.143. 50PX1P X Side Phase Inst Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de fase instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de fase de tempo definido.

50PX1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

Nesse exemplo o elemento 1 será usado como proteção de sobrecorrente instantânea, para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV.

[ ]sec 85,0150 ACTRX

IPPX MÍNIMO

φφ×≤

[ ]sec99,6 400

866,000,380085,0150 APPX ≤

××≤

AJUSTES

50PX1P = 5,00

3.3.144. 50PX1D X Side Phase Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado X.

50PX1D: 0,00 a 5,00 segundos.

AJUSTES

50PX1D = 0,00

3.3.145. 50PX1TC X Side Phase Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado X.

50PX1TC: SELogic Equation.

O elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado X é habilitado quando o resultado de 50PX1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PX1TC é igual a lógica 0.


149/443

AJUSTES

50PX1TC = 1

Element 2


Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de fase instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de fase de tempo definido.

50PX2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50PX2P = OFF


Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado X.


Como o ajuste 50PX2P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

50PX2D = 0,00


Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado X.


O elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado X é habilitado quando o resultado de 50PX2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PX2TC é igual a lógica 0.


AJUSTES

50PX2TC = 1


150/443

Element 3


Este ajuste define o pickup do elemento 3 de sobrecorrente trifásico instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente trifásico de tempo definido.

50PX3P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50PX3P = OFF


Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 3 de sobrecorrente trifásico do lado X.



AJUSTES

50PX3D = 0,00


Este ajuste define o controle de torque do elemento 3 de sobrecorrente trifásico do lado X.


O elemento 2 de sobrecorrente trifásico do lado X é habilitado quando o resultado de 50PX3TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PX3TC é igual a lógica 0.


AJUSTES

50PX3TC = 1


151/443

Residual Overcurrent

Element 1

3.3.152. 50GX1P X Side Residual Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente residual instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente residual de tempo definido.

50GX1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

Nesse exemplo o elemento 1 poderá ser usado como proteção de sobrecorrente instantânea, para defeitos monofásicos no lado de 6,9 kV.

[ ]sec 85,0150 ACTRN

TIPGX MÍNIMO

φ×≤

[ ]sec59,6 40

00,31085,0150 APGX ≤×≤

AJUSTES

50GX1P = 5,00

3.3.153. 50GX1D X Side Residual Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente residual do lado X.

50GX1D: 0,00 a 5,00 segundos.

AJUSTES

50GX1D = 0,00

3.3.154. 50GX1TC X Side Residual Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente residual do lado X.

50GX1TC: SELogic Equation.

O elemento 1 de sobrecorrente residual do lado X é habilitado quando o resultado de 50GX1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50GX1TC é igual a lógica 0.


152/443

AJUSTES

50GX1TC = 1

Element 2

3.3.155. 50GX2P X Side Residual Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente residual instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente residual de tempo definido.

50GX2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50GX2P = OFF

3.3.156. 50GX2D X Side Residual Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente residual do lado X.

50GX2D: 0,00 a 5,00 segundos.

Como o ajuste 50GX2P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

50GX2D = 0,00

3.3.157. 50GX2TC X Side Residual Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente residual do lado X.

50GX2TC: SELogic Equation.

O elemento 2 de sobrecorrente residual do lado X é habilitado quando o resultado de 50GX1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50GX1TC é igual a lógica 0.


AJUSTES

50GX2TC = 1


153/443

Negative Sequence Overcurrent

Element 1

3.3.158. 50QX1P X Side Negative Sequence Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido.

50QX1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50QX1P = OFF

3.3.159. 50QX1D X Side Negative Sequence Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X.

50QX1D: 0,10 a 120,00 segundos.

Como o ajuste 50QX1P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

50QX1D = 0,00

3.3.160. 50QX1TC X Side Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X.

50QX1TC: SELogic Equation.

O elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X é habilitado quando o resultado de 50QX1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50QX1TC é igual a lógica 0.



154/443

AJUSTES

50QX1TC = 1

Element 2

3.3.161. 50QX2P X Side Negative Sequence Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido.

50QX2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50QX2P = OFF

3.3.162. 50QX2D X Side Negative Sequence Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X.

50QX2D: 0,10 a 120,00 segundos.


AJUSTES

50QX2D = 0,00

3.3.163. 50QX2TC X Side Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X.

50QX2TC: SELogic Equation.

O elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X é habilitado quando o resultado de 50QX2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50QX2TC é igual a lógica 0.


155/443


AJUSTES

50QX2TC = 1

Y Side


156/443

Figura 33 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇç====

Phase Overcurrent

Element 1

3.3.164. 50PY1P Y Side Phase Inst Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de fase instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de fase de tempo definido.

50PY1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

Nesse exemplo o elemento 1 será usado como proteção de retaguarda, para defeitos entre fases no lado de 69 kV do transformador elevador.

[ ]sec 85,0150 ACTRY

IPPY MÍNIMO

φφ×≤

[ ]sec15,5 40

866,000,28085,0150 APPY ≤

××≤

AJUSTES

50PY1P = 4,00

3.3.165. 50PY1D Y Side Phase Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado Y.

50PY1D: 0,00 a 5,00 segundos.

AJUSTES

50PY1D = 0,00


157/443

3.3.166. 50PY1TC Y Side Phase Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado Y.

50PY1TC: SELogic Equation.

O elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado Y é habilitado quando o resultado de 50PY1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PY1TC é igual a lógica 0.

AJUSTES

50PY1TC = 1

Element 2


Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de fase instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de fase de tempo definido.

50PY2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50PY2P = OFF


Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado Y.


Como o ajuste 50PY2P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

50PY2D = 0,00


Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado Y.


158/443


O elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado Y é habilitado quando o resultado de 50PY2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PY2TC é igual a lógica 0.


AJUSTES

50PY2TC = 1

Element 3


Este ajuste define o pickup do elemento 3 de sobrecorrente trifásico instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente trifásico de tempo definido.

50PY3P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50PY3P = OFF


Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 3 de sobrecorrente trifásico do lado Y.



AJUSTES

50PY3D = 0,00


Este ajuste define o controle de torque do elemento 3 de sobrecorrente trifásico do lado Y.



159/443

O elemento 2 de sobrecorrente trifásico do lado Y é habilitado quando o resultado de 50PY3TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PY3TC é igual a lógica 0.


AJUSTES

50PY3TC = 1

Residual Overcurrent

Element 1

3.3.173. 50GY1P Y Side Residual Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente residual instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente residual de tempo definido.

50GY1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50GY1P = OFF

3.3.174. 50GY1D Y Side Residual Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente residual do lado Y.

50GY1D: 0,00 a 5,00 segundos.

Como o ajuste 50GY1P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

50GY1D = 0,00

3.3.175. 50GY1TC Y Side Residual Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente residual do lado Y.

50GY1TC: SELogic Equation.


160/443

O elemento 1 de sobrecorrente residual do lado Y é habilitado quando o resultado de 50GY1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50GY1TC é igual a lógica 0.


AJUSTES

50GY1TC = 1

Element 2

3.3.176. 50GY2P Y Side Residual Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente residual instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente residual de tempo definido.

50GY2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50GY2P = OFF

3.3.177. 50GY2D Y Side Residual Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente residual do lado Y.

50GY2D: 0,00 a 5,00 segundos.


AJUSTES

50GY2D = 0,00

3.3.178. 50GY2TC Y Side Residual Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente residual do lado Y.

50GY2TC: SELogic Equation.

O elemento 2 de sobrecorrente residual do lado Y é habilitado quando o resultado de 50GY1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50GY1TC é igual a lógica 0.


161/443


AJUSTES

50GY2TC = 1

Negative Sequence Overcurrent

Element 1

3.3.179. 50QY1P Y Side Negative Sequence Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido.

50QY1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50QY1P = OFF

3.3.180. 50QY1D Y Side Negative Sequence Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y.

50QY1D: 0,10 a 120,00 segundos.

Como o ajuste 50QY1P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

50QY1D = 0,00

3.3.181. 50QY1TC Y Side Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y.

50QY1TC: SELogic Equation.


162/443

O elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y é habilitado quando o resultado de 50QY1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50QY1TC é igual a lógica 0.


AJUSTES

50QY1TC = 1

Element 2

3.3.182. 50QY2P Y Side Negative Sequence Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido.

50QY2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50QY2P = OFF

3.3.183. 50QY2D Y Side Negative Sequence Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y.

50QY2D: 0,10 a 120,00 segundos.


AJUSTES

50QY2D = 0,00

3.3.184. 50QY2TC Y Side Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y.


163/443

50QY2TC: SELogic Equation.

O elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y é habilitado quando o resultado de 50QY2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50QY2TC é igual a lógica 0.


AJUSTES

50QY2TC = 1

Neutral Overcurrent

Element 1

3.3.185. 50N1P Neutral Inst Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de neutro instantâneo, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de neutro de tempo definido.

50N1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

Nesse exemplo o elemento 1 poderá ser usado como proteção de sobrecorrente instantânea, para defeitos monofásicos no lado de 6,9 kV.

[ ]sec 85,0150 ACTRN

TIPN MÍNIMO

φ×≤

[ ]sec59,6 40

00,31085,0150 APN ≤×≤

AJUSTES

50N1P = 5,00

3.3.186. 50N1D Neutral Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente de neutro.

50N1D: 0,00 a 5,00 segundos.


164/443

AJUSTES

50N1D = 0,00

3.3.187. 50N1TC Neutral Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de neutro.

50N1TC: SELogic Equation.

O elemento 1 de sobrecorrente de neutro é habilitado quando o resultado de 50N1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50N1TC é igual a lógica 0.

AJUSTES

50N1TC = 1

Element 2

3.3.188. 50N2P Neutral Inst Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de neutro instantâneo, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de neutro de tempo definido.

50N2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.

AJUSTES

50N2P = OFF

3.3.189. 50N2D Neutral Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente de neutro.

50N2D: 0,00 a 5,00 segundos.

Como o ajuste 50N2P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

50N2D = 0,00


165/443

3.3.190. 50N2TC Neutral Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de neutro.

50N2TC: SELogic Equation.

O elemento 2 de sobrecorrente de neutro é habilitado quando o resultado de 50N2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50N2TC é igual a lógica 0.

Como o ajuste 50N2P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

50N2TC = 1

Time Overcurrent Elements

X Side

Phase Time Overcurrent

Figura 34 – iµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~Çç====

3.3.191. 51PXP X Side Phase Time Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.


166/443

51PXP: OFF, 0,50 a 16,00 A.

Nesse exemplo esse elemento será usado como proteção de sobrecorrente temporizada, para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV e deverá atender as seguintes condições:

• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV.

[ ]sec 85,051 ACTRX

IPXP MÍN

φφ×≤

[ ]sec99,6 400

866,000,380085,051 APXP ≤

××≤

• Liberar 140% da potência do transformador elevador.

3

4,151

××

×≥

KVCTRX

KVAPXP

APXP 51,339,6400

4,11200051 ≥

××

×≥

• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos lados de 69 kV e 6,9 KV.

AJUSTES

51PXP = 4,00

3.3.192. 51PXC X Side Phase Time Overcurrent Curve Selection

Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.

51PXC: U1 a U5; C1 a C5.

Nesse exemplo será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.


][)0,1(

5,13seg

MTDT =

−×=


167/443

AJUSTES

51PXC = C2

3.3.193. 51PXTD X Side Phase Time Overcurrent Time Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.

51PXTD: 0,05 a 1,00.

Será adotado o Time-Dial 0,20 para a curva Muito Inversa.

Tempos de operação esperados:

Condição de curto-circuito máximo:

PXPCTRX

IM MÁX

51

3

×=

φ

42,300,4400

00,5470=

×=M

segT 11,1)0,142,3(

5,1320,0 =

−×=

Condição de curto-circuito normal:

PXPCTRX

IM NOR

51

3

×=

φ

85,200,4400

00,4560=

×=M

segT 46,1)0,185,2(

5,1320,0 =

−×=

Condição de curto-circuito mínimo:

PXPCTRX

IM MÍN

51

3

×=

φ

37,200,4400

00,3800=

×=M


168/443

segT 97,1)0,137,2(

5,1320,0 =

−×=

AJUSTES

51PXTD = 0,20

3.3.194. 51PXRS X Side Electromechanical Reset Delay

Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51PXRS: Y, N.

AJUSTES

51PXRS = N

3.3.195. 51PXCT X Side Constant Time Adder (seconds)

Este ajuste adiciona uma constante de tempo, quando se quer modificar a característica da curva selecionada.

51PXCT: 0,00 a 1,00 segundo.


AJUSTES

51PXCT = 0,00

3.3.196. 51PXMR X Side Minimum Response Time (seconds)

Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.

51PXMR: 0,00 a 1,00 segundo.


AJUSTES

51PXMR = 0,00


169/443

3.3.197. 51PXTC X Side Phase Time Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.

51PXTC: SELogic Equation.

AJUSTES

51PXTC = 1

Residual Time Overcurrent

Figura 35 – iµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=oÉëáÇì~ä=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=oÉëáÇì~ä=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=oÉëáÇì~ä=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=oÉëáÇì~ä=qÉãéçêáò~Çç====

3.3.198. 51GXP X Side Residual Time Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.

51GXP: OFF, 0,50 a 16,00 A.

Nesse exemplo esse elemento poderá ser usado como proteção de sobrecorrente temporizada, para defeitos monofásicos no lado de 6,9 kV.

[ ]sec 85,051 ACTRN

TIGXP MÍNIMO

φ×≤


170/443

[ ]sec59,6 40

00,31085,051 AGXP ≤×≤

AJUSTES

51GXP = 1,00

3.3.199. 51GXC X Side Residual Time Overcurrent Curve Selection

Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.

51GXC: U1 a U5; C1 a C5.

Nesse exemplo será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para o elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.


][)0,1(

5,13seg

MTDT =

−×=

AJUSTES

51GXC = C2

3.3.200. 51GXTD X Side Residual Time Overcurrent Time Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.

51GXTD: 0,05 a 1,00.



GXPCTRN

TIM MÁX

51×=

φ

75,700,140

00,310=

×=M


171/443

segT 00,1)0,175,7(

5,1350,0 =

−×=

AJUSTES

51GXTD = 0,50

3.3.201. 51GXRS X Side Electromechanical Reset Delay

Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51GXRS: Y, N.

AJUSTES

51GXRS = N

3.3.202. 51GXCT X Side Constant Time Adder (seconds)


51GXCT: 0,00 a 1,00 segundo.


AJUSTES

51GXCT = 0,00

3.3.203. 51GXMR X Side Minimum Response Time (seconds)

Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.

51GXMR: 0,00 a 1,00 segundo.


AJUSTES

51GXMR = 0,00


172/443

3.3.204. 51GXTC X Side Residual Time Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.

51GXTC: SELogic Equation.

AJUSTES

51GXTC = 1

Negative Sequence Time Overcurrent

Figura 36 – iµÖáÅ~= Çç= bäÉãÉåíç= ÇÉ= pçÄêÉÅçêêÉåíÉ= ÇÉ= pÉèΩÆåÅá~= kÉÖ~íáî~=iµÖáÅ~= Çç= bäÉãÉåíç= ÇÉ= pçÄêÉÅçêêÉåíÉ= ÇÉ= pÉèΩÆåÅá~= kÉÖ~íáî~=iµÖáÅ~= Çç= bäÉãÉåíç= ÇÉ= pçÄêÉÅçêêÉåíÉ= ÇÉ= pÉèΩÆåÅá~= kÉÖ~íáî~=iµÖáÅ~= Çç= bäÉãÉåíç= ÇÉ= pçÄêÉÅçêêÉåíÉ= ÇÉ= pÉèΩÆåÅá~= kÉÖ~íáî~=qÉãéçêáò~ÇçqÉãéçêáò~ÇçqÉãéçêáò~ÇçqÉãéçêáò~Çç====

3.3.205. 51QXP X Side Negative Seq. Time Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X.

51QXP: OFF, 0,50 a 16,00 A.

AJUSTES

51QXP = OFF


173/443

3.3.206. 51QXC X Side Negative Seq. Time Overcurrent Curve Selection

Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X.

51QXC: U1 a U5; C1 a C5.

Como o ajuste 51QXP: = OFF, essa e as demais funções do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X, estão desabilitadas.

AJUSTES

51QXC = C2

3.3.207. 51QXTD X Side Negative Seq. Time Overcurrent Time Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X.

51QXTD: 0,05 a 1,00.

AJUSTES

51QXTD = 0,50

3.3.208. 51QXRS X Side Electromechanical Reset Delay

Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51QXRS: Y, N.

AJUSTES

51QXRS = N


174/443

3.3.209. 51QXCT X Side Constant Time Adder (seconds)


51QXCT: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

51QXCT = 0,00

3.3.210. 51QXMR X Side Minimum Response Time (seconds)

Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X.

51QXMR: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

51QXMR = 0,00

3.3.211. 51QXTC X Side Negative Seq. Time Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X.

51QXTC: SELogic Equation.

AJUSTES

51QXTC = 1

Y Side

Phase Time Overcurrent

3.3.212. 51PYP Y Side Phase Time Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.

51PYP: OFF, 0,50 a 16,00 A.


175/443

Nesse exemplo esse elemento será usado como proteção de sobrecorrente temporizada de retaguarda, para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV e deverá atender as seguintes condições:

• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV.

[ ]sec 85,051)9,6( A

CTRY

IPYP kVMÍNIMO

φφ×≤

[ ]sec30,10 40

866,000,56085,051 APYP ≤

××≤

• Liberar 140% da potência do transformador elevador.

3

4,151

××

×≥

KVCTRY

KVAPYP

APYP 51,336940

4,11200051 ≥

××

×≥

• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos lados de 69 kV e 6,9 KV.

AJUSTES

51PYP = 5,00

3.3.213. 51PYC Y Side Phase Time Overcurrent Curve Selection

Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.

51PYC: U1 a U5; C1 a C5.

Nesse exemplo será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.


][)0,1(

5,13seg

MTDT =

−×=


176/443

AJUSTES

51PYC = C2

3.3.214. 51PYTD Y Side Phase Time Overcurrent Time Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.

51PYTD: 0,05 a 1,00.


Tempos de operação esperados:

Condição de curto-circuito máximo:

PYPCTRY

IM KVMÁX

51

3)9,6(

×=

φ

04,400,540

00,808=

×=M

segT 55,1)0,104,4(

5,1335,0 =

−×=

Condição de curto-circuito normal:

PYPCTRY

IM KVNOR

51

3 )9,6(

×=

φ

36,300,540

00,673=

×=M

segT 00,2)0,136,3(

5,1335,0 =

−×=

Condição de curto-circuito mínimo:

PYPCTRY

IM KVMÍN

51

3)9,6(

×=

φ

80,200,540

00,560=

×=M


177/443

segT 62,2)0,180,2(

5,1335,0 =

−×=

AJUSTES

51PYTD = 0,35

3.3.215. 51PYRS Y Side Electromechanical Reset Delay

Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51PYRS: Y, N.

AJUSTES

51PYRS = N

3.3.216. 51PYCT Y Side Constant Time Adder (seconds)


51PYCT: 0,00 a 1,00 segundo.


AJUSTES

51PYCT = 0,00

3.3.217. 51PYMR Y Side Minimum Response Time (seconds)

Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.

51PYMR: 0,00 a 1,00 segundo.



178/443

AJUSTES

51PYMR = 0,00

3.3.218. 51PYTC Y Side Phase Time Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.

51PYTC: SELogic Equation.

AJUSTES

51PYTC = 1

Residual Time Overcurrent

3.3.219. 51GYP Y Side Residual Time Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y.

51GYP: OFF, 0,50 a 16,00 A.

AJUSTES

51GYP = OFF

3.3.220. 51GYC Y Side Residual Time Overcurrent Curve Selection

Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y.

51GYC: U1 a U5; C1 a C5.

Como o ajuste 51GYP: = OFF, essa e as demais funções do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y, estão desabilitadas.

AJUSTES

51GYC = C2


179/443

3.3.221. 51GYTD Y Side Residual Time Overcurrent Time Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y.

51GYTD: 0,05 a 1,00.

AJUSTES

51GYTD = 0,50

3.3.222. 51GYRS Y Side Electromechanical Reset Delay

Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51GYRS: Y, N.

AJUSTES

51GYRS = N

3.3.223. 51GYCT Y Side Constant Time Adder (seconds)


51GYCT: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

51GYCT = 0,00

3.3.224. 51GYMR Y Side Minimum Response Time (seconds)

Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y.

51GYMR: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES


180/443

51GYMR = 0,00

3.3.225. 51GYTC Y Side Residual Time Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y.

51GYTC: SELogic Equation.

AJUSTES

51GYTC = 1

Negative Sequence Time Overcurrent

3.3.226. 51QYP Y Side Negative Seq. Time Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.

51QYP: OFF, 0,10 a 3,20 A.

AJUSTES

51QYP = OFF

3.3.227. 51QYC Y Side Negative Seq. Time Overcurrent Curve Selection

Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.

51QYC: U1 a U5; C1 a C5.

Como o ajuste 51QYP: = OFF, essa e as demais funções do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y, estão desabilitadas.

AJUSTES

51QYC = C2


181/443

3.3.228. 51QYTD Y Side Negative Seq. Time Overcurrent Time Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.

51QYTD: 0,05 a 1,00.

AJUSTES

51QYTD = 0,50

3.3.229. 51QYRS Y Side Electromechanical Reset Delay

Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51QYRS: Y, N.

AJUSTES

51QYRS = N

3.3.230. 51QYCT Y Side Constant Time Adder (seconds)


51QYCT: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

51QYCT = 0,00

3.3.231. 51QYMR Y Side Minimum Response Time (seconds)

Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.

51QYMR: 0,00 a 1,00 segundo.


182/443

AJUSTES

51QYMR = 0,00

3.3.232. 51QYTC Y Side Negative Seq. Time Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.

51QYTC: SELogic Equation.

AJUSTES

51QYTC = 1

Neutral Time Overcurrent

Figura 37 – iµÖáÅ~=Çç=biµÖáÅ~=Çç=biµÖáÅ~=Çç=biµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=kÉìíêç=qÉãéçêáò~Çç=äÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=kÉìíêç=qÉãéçêáò~Çç=äÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=kÉìíêç=qÉãéçêáò~Çç=äÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=kÉìíêç=qÉãéçêáò~Çç=====

3.3.233. 51NP Neutral Time Overcurrent Trip Level (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de neutro de tempo inverso.


183/443

51NP: OFF, 0,50 a 16,00 A.

Nesse exemplo esse elemento poderá ser usado como proteção de sobrecorrente temporizada, para defeitos monofásicos no lado de 6,9 kV.

[ ]sec 85,051 ACTRN

TINP MÍNIMO

φ×≤

[ ]sec59,6 40

00,31085,051 ANP ≤×≤

AJUSTES

51NP = 1,00

3.3.234. 51NC Neutral Time Overcurrent Curve Selection

Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente de neutro de tempo inverso.

51NC: U1 a U5; C1 a C5.

Nesse exemplo será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para o elemento de sobrecorrente de neutro de tempo inverso.


][)0,1(

5,13seg

MTDT =

−×=

AJUSTES

51NC = C2

3.3.235. 51NTD Neutral Time Overcurrent Time Dial

Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de neutro de tempo inverso.

51NTD: 0,05 a 1,00.



184/443


NPCTRN

TIM MÁX

51×=

φ

75,700,140

00,310=

×=M

segT 00,1)0,175,7(

5,1350,0 =

−×=

AJUSTES

51NTD = 0,50

3.3.236. 51NRS Neutral Electromechanical Reset Delay

Este ajuste define se o resete do elemento de sobrecorrente de neutro de tempo inverso, será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.

51NRS: Y, N.

AJUSTES

51NRS = N

3.3.237. 51NCT Neutral Constant Time Adder (seconds)


51NCT: 0,00 a 1,00 segundo.


AJUSTES

51NCT = 0,00

3.3.238. 51NMR Neutral Minimum Response Time (seconds)

Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de


185/443

sobrecorrente de neutro de tempo inverso.

51NMR: 0,00 a 1,00 segundo.


AJUSTES

51NMR = 0,00

3.3.239. 51NTC Neutral Time Overcurrent Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de neutro de tempo inverso.

51NTC: SELogic Equation.

O elemento de sobrecorrente de neutro é habilitado quando o resultado de 51NTC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 51NTC é igual a lógica 0.

AJUSTES

51NTC = 1

Directional Elements

X Side Directional Elements

Directional Controls

3.3.240. EDIRX Enable Directional Control

Este ajuste habilita o controle direcional para os elementos de sobrecorrente do lado X. A opção AUTO além de habilita o controle direcional, ajusta automaticamente muitos elementos direcionais.

EDIRX: Y, AUTO, N.

AJUSTES

EDIRX = AUTO


186/443

3.3.241. Z0MTAX Zero Seq. Max. Torque Angle (deg, Dead band: -5 a +5)

Este ajuste corresponde ao ângulo de máximo torque da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado X.

Z0MTAX estará habilitado se os ajustes EDIR: = Y e ORDER contém V. Se EDIR: = AUTO, o ajuste de Z0MTAX será igual ao ajuste de Z0ANGX.

Z0MTAX: -90,00° a 90,00°.

Z0MTAX deve ser ajustado para compensar o resistor de aterramento e é usado na Lógica para Escolha do Melhor Elemento Direcional de Terra para determinar adequadamente as faltas no sentido direto e reverso.

AJUSTES

Z0MTAX = 90,00

3.3.242. EFWDLOPX Enable Forward Direction on Loss-of-Potential

Este ajuste habilita a direção para a frente dos elementos de sobrecorrente controlados por tensão do lado X, durante uma condição de perda de potencial.

EFWDLOPX: Y, N.

Elementos direcionais baseados em tensão são desabilitados durante uma condição de perda de potencial. Assim, os elementos de sobrecorrente controlados por estes elementos também são desabilitados. Mas esta condição de desabilitação é substituída pelos elementos de sobrecorrente, ajustando a direção para a frente quando EFWDLOP: = Y.

AJUSTES

EFWDLOPX = Y

3.3.243. ORDERX Ground Directional Element Priority

Este ajuste define a prioridade de atuação dos elementos direcionais de terra do lado X.

ORDER: combinação de Q, V, I, OFF.

Q: Elemento direcional polarizado por tensão de seqüência


187/443

negativa.

V: Elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero.

I: Elemento direcional polarizado por corrente do canal IN.

Nesse exemplo o ajuste ORDER levará em consideração a operação da unidade direcional polarizada por tensão de seqüência negativa como prioridade, seguida da unidade direcional polarizada por tensão de seqüência zero. A unidade direcional polarizada por corrente não será usada.

AJUSTES

ORDER = QV

3.3.244. DIR1X Directional Control Level 1

Este ajuste define se a direcionalidade dos elementos de sobrecorrente controlados de nível 1 do lado X será no sentido direto (Forward – F), no sentido reverso (Reverse – R) ou se não haverá direcionalidade (Nondirectional – N).

DIR1X: F, R, N.

AJUSTES

DIR1X = N

3.3.245. DIR2X Directional Control Level 2

Este ajuste define se a direcionalidade dos elementos de sobrecorrente controlados de nível 2 do lado X será no sentido direto (Forward – F), no sentido reverso (Reverse – R) ou se não haverá direcionalidade (Nondirectional – N).

DIR2X: F, R, N.

AJUSTES

DIR2X = N

Line Impedance


188/443

3.3.246. Z1MAGX Positive Sequence Line Impedance Magnitude (Ohm)

Este ajuste corresponde ao valor da impedância de seqüência positiva da linha, para os elementos direcionais do lado X.

Z1MAGX: 0,10 a 510,00 Ω.

Impedância vista pelo relé (ver Figura 16)

[ ]sec 1 Ω=×+=PTRX

CTRXZZMAGXZ TRAFOGERADOR

[ ]Ω=×=×= 2857,015

9,609,0

2


[ ]Ω=×=×= 8728,012

9,622,0"

2


[ ]sec 72,7 00,60

4002857,08728,01 Ω=×+=MAGXZ

AJUSTES

Z1MAGX = 7,72

3.3.247. Z1ANGX Positive Sequence Line Impedance Angle (degrees)

Este ajuste corresponde ao ângulo da impedância de seqüência positiva da linha, para os elementos direcionais do lado X.

Z1ANGX: 50,00° a 90,00°.

AJUSTES

Z1ANGX = 90,00

3.3.248. Z0MAGX Zero Sequence Line Impedance Magnitude (Ohm)

Este ajuste corresponde ao valor da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado X.


189/443

Z0MAGX: 0,10 a 510,00 Ω.

AJUSTES

Z0MAGX = 510,00

3.3.249. Z0ANGX Zero Sequence Line Impedance Angle (degrees)

Este ajuste corresponde ao ângulo da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado X.

Z0ANGX: 5,00° a 90,00°.

AJUSTES

Z0ANGX = 90,00

Directional Impedance Level

3.3.250. Z2FX Forward Directional Z2 Level (Ohm)

Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado X, para faltas no sentido direto.

Z2FX: -128,00 a +128,00 Ω.

sec][2

12 Ω=

MAGXZFXZ

sec][86,32

72,72 Ω==FXZ

Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.

AJUSTES

Z2FX = 3,86

3.3.251. Z2RX Reverse Directional Z2 Level (Ohm)

Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento


190/443

direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado X, para faltas no sentido reverso.

Z2RX: -128,00 a +128,00 Ω.

sec][2,022 Ω+= FXZRXZ

sec][06,42,086,32 Ω=+=RXZ


AJUSTES

Z2RX = 4,06

3.3.252. Z0RX Reverse Directional Z0 Level (Ohm)

Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero do lado X, para faltas no sentido reverso.

Z0RX: -128,00 a +128,00 Ω.

sec][2,000 Ω+= FXZRXZ

sec][00,1282,080,1270 Ω=+=RXZ


AJUSTES

Z0RX = 128,00

3.3.253. Z0FX Forward Directional Z0 Level (Ohm)

Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero do lado X, para faltas no sentido direto.

Z0FX: -128,00 a +128,00 Ω.


191/443

sec][2

00 Ω=

MAGXZFXZ

sec][00,2552

00,5100 Ω==FXZ


AJUSTES

Z0FX = 127,80

Directional Current Level

3.3.254. 50QFPX Forward Directional Neg. Seq. Current Level (amps)

Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido direto do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado X.

50QFPX: 0,25 a 5,00 A.

O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência negativa para faltas à frente desequilibradas.

Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,50 A.

AJUSTES

50QFPX = 0,50

3.3.255. 50QRPX Reverse Directional Neg. Seq. Current Level (amps)

Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido reverso do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado X.

50QRPX: 0,25 a 5,00 A.

O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo


192/443

da expectativa do valor da corrente de seqüência negativa para faltas reversas desequilibradas.


AJUSTES

50QRPX = 0,25

3.3.256. 50GFPX Forward Directional Residual Current Level (amps)

Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido direto do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero e corrente do canal IN, do lado X.

50GFPX: 0,05 a 5,00 A.

O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência zero para faltas à frente desequilibradas.


AJUSTES

50GFPX = 0,50

3.3.257. 50GRPX Reverse Directional Residual Current Level (amps)

Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido reverso do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero e corrente do canal IN, do lado X.

50GRPX: 0,05 a 5,00 A.

O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência zero para faltas reversas desequilibradas.


AJUSTES

50GRPX = 0,25


193/443

Restraint Factor

3.3.258. a2X Positive Sequence Current Restraint Factor I2/I1

Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência positiva I2/I1.

a2X: 0,02 a 0,50.

O fator a2X é usado para compensar sistemas altamente desbalanceados. Isto é típico em sistemas que possuem muitas linhas em transposição. A compensação a2X é a relação entre as correntes de seqüência negativa e positiva.

Tipicamente a compensação a2X é ajustada com base na sensibilidade requerida dos elementos 50QFPX e 50QRPX. Deve-se levar em consideração também que qualquer corrente de seqüência positiva não restrinja a operação do elemento direcional para valores mínimos de corrente de seqüência negativa.

O fator a2X aumenta a segurança dos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência negativa. Este fator evita que o elemento direcional opere para correntes de seqüência negativa originárias de desequilíbrios do sistema causados por assimetrias de linhas, saturação de TCs durante curtos-circuitos trifásicos, etc.. O ajuste típico do fator a2X é de 0,10. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior que 1/10 da corrente de seqüência positiva para que o elemento direcional de seqüência negativa seja habilitado (|I2| > 0,10 x |I1|).

Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,10.

AJUSTES

a2X = 0,10

3.3.259. k2X Zero Sequence Current Restraint Factor I2/I0

Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência zero I2/I0.

k2X: 0,10 a 1,20.

O fator k2X é aplicado para habilitar o elemento DIRQGE.. A


194/443

magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior do que a corrente de seqüência zero de modo a habilitar o elemento DIRQGE. (|I2| > 0,20 x |I0|). Isto assegura que o relé fará uso das quantidades analógicas mais significativas ao tomar decisões para os elementos direcionais de distância de terra e de sobrecorrente residual de terra. O ajuste típico de k2X é 0,20. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior do que 1/5 da magnitude da corrente de seqüência zero de modo que o elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa seja habilitado. Isto presume que o elemento DIRVE ou o DIRIE esteja ativo.


AJUSTES

k2X = 0,20

3.3.260. a0X Positive Sequence Current Restraint Factor I0/I1


a0X: 0,02 a 0,50.

O fator a0X aumenta a segurança dos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência zero e do elemento direcional polarizado por corrente do canal IN. Este fator evita que o elemento direcional opere para correntes de seqüência zero originárias de desequilíbrios do sistema causados por assimetrias de linhas, saturação de TCs durante curtos-circuitos trifásicos, etc.. O ajuste típico do fator a0X é de 0,10. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência zero deve ser maior que 1/10 da corrente de seqüência positiva para que o elemento direcional de seqüência zero e o elemento direcional polarizado por corrente do canal IN sejam habilitados (|I0| > 0,10 x |I1|).


AJUSTES

a0X = 0,10


195/443

Y Side Directional Elements

Directional Controls

3.3.261. EDIRY Enable Directional Control

Este ajuste habilita o controle direcional para os elementos de sobrecorrente do lado Y. A opção AUTO além de habilita o controle direcional, ajusta automaticamente muitos elementos direcionais.

EDIRY: Y, AUTO, N.

Como o ajuste EDIRY: = N, os elementos direcionais do lado Y estão desabilitados.

AJUSTES

EDIRY = N

3.3.262. Z0MTAY Zero Seq. Max. Torque Angle (deg, Dead band: -5 a +5)

Este ajuste corresponde ao ângulo de máximo torque da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado Y.

Z0MTAY estará habilitado se os ajustes EDIR: = Y e ORDER contém V. Se EDIR: = AUTO, o ajuste de Z0MTAY será igual ao ajuste de Z0ANGY.

Z0MTAY: -90,00° a 90,00°.

Z0MTAY deve ser ajustado para compensar o resistor de aterramento e é usado na Lógica para Escolha do Melhor Elemento Direcional de Terra para determinar adequadamente as faltas no sentido direto e reverso.

AJUSTES

Z0MTAY = 90,00

3.3.263. EFWDLOPY Enable Forward Direction on Loss-of-Potential

Este ajuste habilita a direção para a frente dos elementos de sobrecorrente controlados por tensão do lado Y, durante uma condição de perda de potencial.

EFWDLOPY: Y, N.


196/443

Elementos direcionais baseados em tensão são desabilitados durante uma condição de perda de potencial. Assim, os elementos de sobrecorrente controlados por estes elementos também são desabilitados. Mas esta condição de desabilitação é substituída pelos elementos de sobrecorrente, ajustando a direção para a frente quando EFWDLOP: = Y.

AJUSTES

EFWDLOPY = Y

3.3.264. ORDERY Ground Directional Element Priority

Este ajuste define a prioridade de atuação dos elementos direcionais de terra do lado Y.

ORDER: combinação de Q, V, I, OFF.

Q: Elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa.

V: Elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero.

I: Elemento direcional polarizado por corrente do canal IN.

AJUSTES

ORDER = OFF

3.3.265. DIR1Y Directional Control Level 1

Este ajuste define se a direcionalidade dos elementos de sobrecorrente controlados de nível 1 do lado Y será no sentido direto (Forward – F), no sentido reverso (Reverse – R) ou se não haverá direcionalidade (Nondirectional – N).

DIR1Y: F, R, N.

AJUSTES

DIR1Y = N


197/443

3.3.266. DIR2Y Directional Control Level 2

Este ajuste define se a direcionalidade dos elementos de sobrecorrente controlados de nível 2 do lado Y será no sentido direto (Forward – F), no sentido reverso (Reverse – R) ou se não haverá direcionalidade (Nondirectional – N).

DIR2Y: F, R, N.

AJUSTES

DIR2Y = N

Line Impedance

3.3.267. Z1MAGY Positive Sequence Line Impedance Magnitude (Ohm)

Este ajuste corresponde ao valor da impedância de seqüência positiva da linha, para os elementos direcionais do lado Y.

Z1MAGY: 0,10 a 510,00 Ω.

AJUSTES

Z1MAGY = 1,00

3.3.268. Z1ANGY Positive Sequence Line Impedance Angle (degrees)

Este ajuste corresponde ao ângulo da impedância de seqüência positiva da linha, para os elementos direcionais do lado Y.

Z1ANGY: 50,00° a 90,00°.

AJUSTES

Z1ANGY = 90,00

3.3.269. Z0MAGY Zero Sequence Line Impedance Magnitude (Ohm)

Este ajuste corresponde ao valor da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado Y.

Z0MAGY: 0,10 a 510,00 Ω.

AJUSTES


198/443

Z0MAGY = 1,00

3.3.270. Z0ANGY Zero Sequence Line Impedance Angle (degrees)

Este ajuste corresponde ao ângulo da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado Y.

Z0ANGY: 5,00° a 90,00°.

AJUSTES

Z0ANGY = 90,00

Directional Impedance Level

3.3.271. Z2FY Forward Directional Z2 Level (Ohm)

Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado Y, para faltas no sentido direto.

Z2FY: -128,00 a +128,00 Ω.

sec][2

12 Ω=

MAGYZFYZ

Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.

AJUSTES

Z2FY = 0,50

3.3.272. Z2RY Reverse Directional Z2 Level (Ohm)

Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado Y, para faltas no sentido reverso.

Z2RY: -128,00 a +128,00 Ω.

sec][2,022 Ω+= FYZRYZ


199/443


AJUSTES

Z2RY = 0,70

3.3.273. Z0RY Reverse Directional Z0 Level (Ohm)

Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero do lado Y, para faltas no sentido reverso.

Z0RY: -128,00 a +128,00 Ω.

sec][2,000 Ω+= FYZRYZ


AJUSTES

Z0RY = 0,70

3.3.274. Z0FY Forward Directional Z0 Level (Ohm)

Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero do lado Y, para faltas no sentido direto.

Z0FY: -128,00 a +128,00 Ω.

sec][2

00 Ω=

MAGYZFYZ


AJUSTES

Z0FY = 0,50


200/443

Directional Current Level

3.3.275. 50PDIRPY Phase Directional 3 Phase Level (amps)

Este ajuste define o pickup do detector de corrente para todas as faltas trifásicas que necessitam ser cobertas pelos elementos de sobrecorrente de fase. É supervisionado pelos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência positiva FDIRP e RDIRP, do lado Y.

50PDIRPY: 0,50 a 10,00 A.

Se a lógica de transgressão do limite de carga (Load encroachment) está habilitada (ELOADY: = Y), 50PDIRPY não é ajustado ou apresentado, mas é fixado internamente em 0,50 A.

AJUSTES

50PDIRPY = 0,50

3.3.276. 50QFPY Forward Directional Neg. Seq. Current Level (amps)

Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido direto do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado Y.

50QFPY: 0,25 a 5,00 A.

O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência negativa para faltas à frente desequilibradas.

Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,50 A.

AJUSTES

50QFPY = 0,50

3.3.277. 50QRPY Reverse Directional Neg. Seq. Current Level (amps)

Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido reverso do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado Y.

50QRPY: 0,25 a 5,00 A.

O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo


201/443

da expectativa do valor da corrente de seqüência negativa para faltas reversas desequilibradas.


AJUSTES

50QRPY = 0,25

3.3.278. 50GFPY Forward Directional Residual Current Level (amps)

Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido direto do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero e corrente do canal IN, do lado Y.

50GFPY: 0,05 a 5,00 A.

O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência zero para faltas à frente desequilibradas.


AJUSTES

50GFPY = 0,50

3.3.279. 50GRPY Reverse Directional Residual Current Level (amps)

Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido reverso do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero e corrente do canal IN, do lado Y.

50GRPY: 0,05 a 5,00 A.

O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência zero para faltas reversas desequilibradas.


AJUSTES

50GRPY = 0,25


202/443

Restraint Factor

3.3.280. a2Y Positive Sequence Current Restraint Factor I2/I1


a2Y: 0,02 a 0,50.

O fator a2Y é usado para compensar sistemas altamente desbalanceados. Isto é típico em sistemas que possuem muitas linhas em transposição. A compensação a2Y é a relação entre as correntes de seqüência negativa e positiva.

Tipicamente a compensação a2Y é ajustada com base na sensibilidade requerida dos elementos 50QFPY e 50QRPY. Deve-se levar em consideração também que qualquer corrente de seqüência positiva não restrinja a operação do elemento direcional para valores mínimos de corrente de seqüência negativa.

O fator a2Y aumenta a segurança dos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência negativa. Este fator evita que o elemento direcional opere para correntes de seqüência negativa originárias de desequilíbrios do sistema causados por assimetrias de linhas, saturação de TCs durante curtos-circuitos trifásicos, etc.. O ajuste típico do fator a2Y é de 0,10. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior que 1/10 da corrente de seqüência positiva para que o elemento direcional de seqüência negativa seja habilitado (|I2| > 0,10 x |I1|).

Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,10.

AJUSTES

a2Y = 0,10

3.3.281. k2Y Zero Sequence Current Restraint Factor I2/I0

Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência zero I2/I0.

k2Y: 0,10 a 1,20.

O fator k2Y é aplicado para habilitar o elemento DIRQGE.. A


203/443

magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior do que a corrente de seqüência zero de modo a habilitar o elemento DIRQGE. (|I2| > 0,20 x |I0|). Isto assegura que o relé fará uso das quantidades analógicas mais significativas ao tomar decisões para os elementos direcionais de distância de terra e de sobrecorrente residual de terra. O ajuste típico de k2Y é 0,20. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior do que 1/5 da magnitude da corrente de seqüência zero de modo que o elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa seja habilitado. Isto presume que o elemento DIRVE ou o DIRIE esteja ativo.


AJUSTES

k2Y = 0,20

3.3.282. a0Y Positive Sequence Current Restraint Factor I0/I1


a0Y: 0,02 a 0,50.

O fator a0Y aumenta a segurança dos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência zero e do elemento direcional polarizado por corrente do canal IN. Este fator evita que o elemento direcional opere para correntes de seqüência zero originárias de desequilíbrios do sistema causados por assimetrias de linhas, saturação de TCs durante curtos-circuitos trifásicos, etc.. O ajuste típico do fator a0Y é de 0,10. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência zero deve ser maior que 1/10 da corrente de seqüência positiva para que o elemento direcional de seqüência zero e o elemento direcional polarizado por corrente do canal IN sejam habilitados (|I0| > 0,10 x |I1|).


AJUSTES

a0Y = 0,10


204/443

Load Encroachment

X Side Load Encroachment

A lógica de controle de transgressão do limite de carga (“Load-encroachment logic”) permite que certos elementos (backup do sistema, direcional de fase, etc) a sejam ajustados sem levar em conta os níveis de carga.

Para maiores informações ver Application Guide AG2005-07 (Guidelines for Applying Load-Encroachment Element for Overcurrent Supervision) e Application Guide AG93-10 (The SEL-321 Relay Load-Encroachment Function Setting Guidelines) no site www.selinc.com.br

Figura 38 – iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~ÇiµÖáÅ~=ÇÉ=iç~ÇiµÖáÅ~=ÇÉ=iç~ÇiµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç====båÅêç~ÅÜãÉåíbåÅêç~ÅÜãÉåíbåÅêç~ÅÜãÉåíbåÅêç~ÅÜãÉåí====é~ê~=çé~ê~=çé~ê~=çé~ê~=ç====i~Çç=ui~Çç=ui~Çç=ui~Çç=u====

3.3.283. ZLFX Forward Load Impedance (Ohms)


205/443

Este ajuste define a impedância de carga no sentido direto para a lógica de “Load Encroachment” do lado X.

ZLFX: OFF, 0,10 a 128,00 Ω.

[ ]sec9,0)(3arg

)( 2

Ω×

×

×=

PTRXMVAaC

CTRXKVZLFX

φ

AJUSTES

ZLFX = OFF

3.3.284. PLAFX Positive Forward Load Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo positivo de carga no sentido direto para a lógica de “Load Encroachment” do lado X.

PLAFX: -90,00° a +90,00°.

Como o ajuste ZLFX: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

PLAFX = 45,00

3.3.285. NLAFX Negative Forward Load Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo negativo de carga no sentido direto para a lógica de “Load Encroachment” do lado X.

NLAFX: -90,00° a +90,00°.

Como o ajuste ZLFX: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

NLAFX = -45,00

Y Side Load Encroachment

3.3.286. ELOADY Enable Y Side Load Encroachment

Este ajuste define se a da lógica de “Load Encroachment” do lado


206/443

Y será habilitada para operação.

ELOADY: Y, N.

AJUSTES

ELOADY = N

Figura 39 – iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç=båÅêç~ÅÜãÉåí=iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç=båÅêç~ÅÜãÉåí=iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç=båÅêç~ÅÜãÉåí=iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç=båÅêç~ÅÜãÉåí=é~ê~=çé~ê~=çé~ê~=çé~ê~=ç====i~Çç=i~Çç=i~Çç=i~Çç=vvvv====


207/443

3.3.287. ZLFY Forward Load Impedance (Ohms)

Este ajuste define a impedância de carga no sentido direto para a lógica de “Load Encroachment” do lado Y.

ZLFY: 0,50 a 640,00 Ω.

[ ]sec9,0)(3arg

)( 2

Ω×

×−

×=

PTRYMVAdiretoaC

CTRYKVZLFY

φ

Como o ajuste ELOADY: = N, essa e as demais funções da lógica de “Load Encroachment” do lado Y, estão desabilitadas.

AJUSTES

ZLFY = 0,50

3.3.288. PLAFY Positive Forward Load Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo positivo de carga no sentido direto para a lógica de “Load Encroachment” do lado Y.

PLAFY: -90,00° a +90,00°.

AJUSTES

PLAFY = 45,00

3.3.289. NLAFY Negative Forward Load Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo negativo de carga no sentido direto para a lógica de “Load Encroachment” do lado Y.

NLAFY: -90,00° a +90,00°.

AJUSTES

NLAFY = -45,00

3.3.290. ZLRY Reverse Load Impedance (Ohms)

Este ajuste define a impedância de carga no sentido reverso para a lógica de “Load Encroachment” do lado Y.


208/443

ZLRY: 0,50 a 640,00 Ω.

[ ]sec9,0)(3arg

)( 2

Ω×

×−

×=

PTRYMVAreversoaC

CTRYKVZLRY

φ

AJUSTES

ZLRY = 0,50

3.3.291. PLARY Positive Reverse Load Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo positivo de carga no sentido reverso para a lógica de “Load Encroachment” do lado Y.

PLARY: 90,00° a 270,00°.

AJUSTES

PLARY = 45,00

3.3.292. NLARY Negative Reverse Load Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo negativo de carga no sentido reverso para a lógica de “Load Encroachment” do lado Y.

NLARY: 90,00° a 270,00°.

AJUSTES

NLARY = -45,00

Power Elements

Você pode habilitar até quatro elementos independentes de potência trifásica no relé SEL-700G nos lados X e Y. Cada elemento habilitado pode ser ajustado para detectar a potência ativa ou potência reativa. Quando as entradas de tensão no relé são de TPs conectados em delta, o relé não pode considerar os desequilíbrios nas tensões no cálculo da potência.


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Figura 40 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=qêáÑ•ëáÅçë=ÇÉ=mçíÆåÅá~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=qêáÑ•ëáÅçë=ÇÉ=mçíÆåÅá~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=qêáÑ•ëáÅçë=ÇÉ=mçíÆåÅá~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=qêáÑ•ëáÅçë=ÇÉ=mçíÆåÅá~====

X Side Power Element

3.3.293. EPWRX Enable Three Phase Power Elements

Este ajuste define a quantidade de elementos de potência trifásica do lado X que serão habilitados ou se a função não será usada.

EPWRX: N, 1 a 4.

AJUSTES

EPWRX = N

Element 1

3.3.294. 3PWRX1P Three Phase Power Element Pickup (VA)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado X.

3PWRX1P: OFF, 1,0 a 6500,0 VA.

Como o ajuste EPWRX: = N, essa e as demais funções dos elementos de potência trifásica do lado X, estão desabilitadas.

AJUSTES

3PWRX1P = OFF


210/443

3.3.295. PWRX1T Power Element Type

Este ajuste define se o elemento 1 de potência trifásica do lado X irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.

PWRX1T: +WATTS, -WATTS, +VARS, -VARS.

AJUSTES

PWRX1T = -WATTS

3.3.296. PWRX1D Power Element Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de potência trifásica do lado X.

PWRX1D: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

PWRX1D = 0,00

Element 2



3PWRX2P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.

AJUSTES

3PWRX2P = OFF





211/443

AJUSTES

PWRX2T = + WATTS




AJUSTES

PWRX2D = 0,00

Element 3



3PWRX3P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.

AJUSTES

3PWRX3P = OFF




AJUSTES

PWRX3T = +VARS


212/443




AJUSTES

PWRX3D = 0,00

Element 4



3PWRX4P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.

AJUSTES

3PWRX4P = OFF




AJUSTES

PWRX4T = -VARS





213/443

AJUSTES

PWRX4D = 0,00

Y Side Power Element

3.3.306. EPWRY Enable Three Phase Power Elements

Este ajuste define a quantidade de elementos de potência trifásica do lado Y que serão habilitados ou se a função não será usada.

EPWRY: N, 1 a 4.

AJUSTES

EPWRY = N

Element 1

3.3.307. 3PWRY1P Three Phase Power Element Pickup (VA)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado Y.

3PWRY1P: OFF, 1,0 a 6500,0 VA.

Como o ajuste EPWRY: = N, essa e as demais funções dos elementos de potência trifásica do lado Y, estão desabilitadas.

AJUSTES

3PWRY1P = OFF

3.3.308. PWRY1T Power Element Type

Este ajuste define se o elemento 1 de potência trifásica do lado Y irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.

PWRY1T: +WATTS, -WATTS, +VARS, -VARS.

AJUSTES


214/443

PWRY1T = -WATTS

3.3.309. PWRY1D Power Element Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de potência trifásica do lado Y.

PWRY1D: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

PWRY1D = 0,00

Element 2



3PWRY2P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.

AJUSTES

3PWRY2P = OFF




AJUSTES

PWRY2T = + WATTS




215/443


AJUSTES

PWRY2D = 0,00

Element 3



3PWRY3P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.

AJUSTES

3PWRY3P = OFF




AJUSTES

PWRY3T = +VARS




AJUSTES

PWRY3D = 0,00

Element 4


216/443



3PWRY4P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.

AJUSTES

3PWRY4P = OFF




AJUSTES

PWRY4T = -VARS




AJUSTES

PWRY4D = 0,00

Frequency Elements

Seis níveis de elementos de sobre ou subfreqüência detectam condições anormais de freqüência. Use as saídas temporizadas independentes desses elementos para trip ou de alarme. A supervisão de subtensão de fase impede a operação indesejada dos elementos de freqüência durante a partida, desligamento e defeitos, enquanto o campo é desenergizado. Os elementos de frequência do relé SEL-700G tem alta precisão (menos de 0,01 Hz).


217/443

X Side Frequency Elements

Figura 41 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=u=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=u=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=u=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=u=====

3.3.319. E81X Enable Frequency Elements

Este ajuste define a quantidade de elementos de freqüência do lado X que serão habilitados ou se a função não será usada.

E81X: N, 1 a 6.

AJUSTES

E81X = 4

3.3.320. 81XTC 81 Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos de freqüência do lado X.

81XTC: SELogic Equation.

Os elementos de freqüência do lado X são habilitados quando o resultado de 81XTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 81XTC é igual a lógica 0.

AJUSTES


218/443

81XTC = 1

3.3.321. 81X1TP Frequency Pickup Level 1 (Hz)

Este ajuste define o pickup do elemento de freqüência de nível 1 do lado X.

81X1TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

Nesse exemplo essa função será utilizada para desligamento por subfreqüência.

HzTPX 20,5500,6092,0181 =×=

AJUSTES

81X1TP = 55,20

3.3.322. 81X1TD Frequency Delay 1 (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de freqüência de nível 1 do lado X.

81X1TD: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

81X1TD = 1,00



81X2TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

Nesse exemplo essa função será utilizada para alarme por subfreqüência.

HzTPX 80,5800,6098,0281 =×=

AJUSTES

81X2TP = 58,80


219/443



81X2TD: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

81X2TD = 1,00



81X3TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

Nesse exemplo essa função será utilizada para desligamento por sobrefreqüência.

HzTPX 00,6600,6010,1381 =×=

AJUSTES

81X3TP = 66,00



81X3TD: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

81X3TD = 0,00



81X4TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.


220/443

Nesse exemplo essa função será utilizada para alarme por sobrefreqüência.

HzTPX 20,6100,6002,1481 =×=

AJUSTES

81X4TP = 61,20



81X4TD: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

81X4TD = 1,00



81X5TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

Como o ajuste E81X: = 4, essa função está desabilitada.

AJUSTES

81X5TP = OFF



81X5TD: 0,00 a 240,00 segundos.


AJUSTES

81X5TD = 0,00


221/443



81X6TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.


AJUSTES

81X6TP = OFF



81X6TD: 0,00 a 240,00 segundos.


AJUSTES

81X6TD = 0,00

Y Side Frequency Elements


222/443

Figura 42 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=v=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=v=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=v=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=v=====

3.3.333. E81Y Enable Frequency Elements

Este ajuste define a quantidade de elementos de freqüência do lado Y que serão habilitados ou se a função não será usada.

E81Y: N, 1 a 6.

AJUSTES

E81Y = N

3.3.334. 81YTC 81 Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos de freqüência do lado Y.

81YTC: SELogic Equation.

Os elementos de freqüência do lado Y são habilitados quando o resultado de 81YTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 81YTC é igual a lógica 0.

Como o ajuste E81Y: = N, essa e as demais funções dos elementos de freqüência do lado Y, estão desabilitadas.


223/443

AJUSTES

81YTC = 1

3.3.335. 81Y1TP Frequency Pickup Level 1 (Hz)

Este ajuste define o pickup do elemento de freqüência de nível 1 do lado Y.

81Y1TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

AJUSTES

81Y1TP = OFF

3.3.336. 81Y1TD Frequency Delay 1 (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de freqüência de nível 1 do lado Y.

81Y1TD: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

81Y1TD = 0,00



81Y2TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

AJUSTES

81Y2TP = OFF



81Y2TD: 0,00 a 240,00 segundos.


224/443

AJUSTES

81Y2TD = 0,00



81Y3TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

AJUSTES

81Y3TP = OFF



81Y3TD: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

81Y3TD = 0,00



81Y4TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

AJUSTES

81Y4TP = OFF




225/443

81Y4TD: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

81Y4TD = 0,00



81Y5TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

AJUSTES

81Y5TP = OFF



81Y5TD: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

81Y5TD = 0,00



81Y6TP: OFF, 15,00 a 70,00 Hz.

AJUSTES

81Y6TP = OFF




226/443

81Y6TD: 0,00 a 240,00 segundos.

AJUSTES

81Y6TD = 0,00

Rate-of-Change of Frequency

Quatro elementos independentes da taxa de variação da freqüência são fornecidos com temporizações individuais para serem usados quando houver variações de freqüência como, por exemplo, no caso de um desequilíbrio súbito entre geração e carga. Esses elementos são acionados para uma ação de controle ou uma ação de chaveamento, tal como rejeição de cargas ou desacoplamento do sistema. Cada elemento inclui uma lógica para detecção de um aumento ou redução da freqüência, bem como detecção da freqüência acima ou abaixo do valor nominal.

Figura 43 – iµÖáÅ~=Ççë=biµÖáÅ~=Ççë=biµÖáÅ~=Ççë=biµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=Ç~=q~ñ~=ÇÉ=s~êá~´©ç=ÇÉ=äÉãÉåíçë=Ç~=q~ñ~=ÇÉ=s~êá~´©ç=ÇÉ=äÉãÉåíçë=Ç~=q~ñ~=ÇÉ=s~êá~´©ç=ÇÉ=äÉãÉåíçë=Ç~=q~ñ~=ÇÉ=s~êá~´©ç=ÇÉ=cêÉèΩÆåÅá~cêÉèΩÆåÅá~cêÉèΩÆåÅá~cêÉèΩÆåÅá~====

X Side Rate-of-Change of Frequency


227/443

3.3.347. E81RX Enable Rate-of-Change of Frequency Elements

Este ajuste define a quantidade de elementos da taxa de variação de freqüência do lado X que serão habilitados ou se a função não será usada.

E81RX: N, 1 a 4.

AJUSTES

E81RX = N

3.3.348. 81RXVSUP Voltage Supervision of 81R Elements (volts)

Este ajuste define o pickup da tensão de supervisão dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado X.

81RXVSUP: OFF, 12,5 a 300,0 Volts.

Como o ajuste E81RX: = N, essa e as demais funções dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado X, estão desabilitadas.

AJUSTES

81RXVSUP = OFF

3.3.349. 81RXTC X Side 81R Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado X.

81RXTC: SELogic Equation.

Os elementos da taxa de variação de freqüência do lado X são habilitados quando o resultado de 81RXTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 81RXTC é igual a lógica 0.

AJUSTES

81RXTC = 1


228/443

Element 1

3.3.350. 81RX1TP Rate-of-Change of Frequency Level 1 (Hz/sec)

Este ajuste define o pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado X.

81RX1TP: OFF, 0,10 a 15,00 Hz/segundo.

AJUSTES

81RX1TP = OFF

3.3.351. 81RX1TRN Rate-of-Change of Frequency Trend 1

Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado X.

81RX1TRN: INC, DEC, ABS.

AJUSTES

81RX1TRN = ABS

3.3.352. 81RX1TD Rate-of-Change of Frequency Pickup Delay 1 (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado X.

81RX1TD: 0,10 a 60,00 segundos.

AJUSTES

81RX1TD = 1,00

3.3.353. 81RX1DO Rate-of-Change of Frequency Dropout Delay 1 (seconds)

Este ajuste define o tempo de dropout do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado X.

81RX1DO: 0,00 a 60,00 segundos.


229/443

AJUSTES

81RX1DO = 0,00

Element 2




AJUSTES

81RX2TP = OFF




AJUSTES

81RX2TRN = ABS




AJUSTES

81RX2TD = 1,00


230/443




AJUSTES

81RX2DO = 0,00

Element 3




AJUSTES

81RX3TP = OFF




AJUSTES

81RX3TRN = ABS





231/443

AJUSTES

81RX3TD = 1,00




AJUSTES

81RX3DO = 0,00

Element 4




AJUSTES

81RX4TP = OFF




AJUSTES

81RX4TRN = ABS




232/443


AJUSTES

81RX4TD = 1,00




AJUSTES

81RX4DO = 0,00

Y Side Rate-of-Change of Frequency

3.3.366. E81RY Enable Rate-of-Change of Frequency Elements

Este ajuste define a quantidade de elementos da taxa de variação de freqüência do lado Y que serão habilitados ou se a função não será usada.

E81RY: N, 1 a 4.

AJUSTES

E81RY = N

3.3.367. 81RYVSUP Voltage Supervision of 81R Elements (volts)

Este ajuste define o pickup da tensão de supervisão dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado Y.

81RYVSUP: OFF, 12,5 a 300,0 Volts.

Como o ajuste E81RY: = N, essa e as demais funções dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado Y, estão desabilitadas.


233/443

AJUSTES

81RYVSUP = OFF

3.3.368. 81RYTC Y Side 81R Element Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado Y.

81RYTC: SELogic Equation.

Os elementos da taxa de variação de freqüência do lado Y são habilitados quando o resultado de 81RYTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 81RYTC é igual a lógica 0.

AJUSTES

81RYTC = 1

Element 1

3.3.369. 81RY1TP Rate-of-Change of Frequency Level 1 (Hz/sec)

Este ajuste define o pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado Y.

81RY1TP: OFF, 0,10 a 15,00 Hz/segundo.

AJUSTES

81RY1TP = OFF

3.3.370. 81RY1TRN Rate-of-Change of Frequency Trend 1

Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado Y.

81RY1TRN: INC, DEC, ABS.

AJUSTES

81RY1TRN = ABS


234/443

3.3.371. 81RY1TD Rate-of-Change of Frequency Pickup Delay 1 (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado Y.

81RY1TD: 0,10 a 60,00 segundos.

AJUSTES

81RY1TD = 1,00

3.3.372. 81RY1DO Rate-of-Change of Frequency Dropout Delay 1 (seconds)

Este ajuste define o tempo de dropout do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado Y.

81RY1DO: 0,00 a 60,00 segundos.

AJUSTES

81RY1DO = 0,00

Element 2




AJUSTES

81RY2TP = OFF





235/443

AJUSTES

81RY2TRN = ABS




AJUSTES

81RY2TD = 1,00




AJUSTES

81RY2DO = 0,00

Element 3




AJUSTES

81RY3TP = OFF


Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma


236/443

tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 3 do lado Y.


AJUSTES

81RY3TRN = ABS




AJUSTES

81RY3TD = 1,00




AJUSTES

81RY3DO = 0,00

Element 4




AJUSTES

81RY4TP = OFF


237/443




AJUSTES

81RY4TRN = ABS




AJUSTES

81RY4TD = 1,00




AJUSTES

81RY4DO = 0,00

Frequency Accumulator Elements

3.3.385. E81ACC Number of Frequency Accumulator Bands

Este ajuste define o número de bandas de freqüência com acumuladores de tempo que serão habilitados ou se a função não será usada.

E81ACC: N, 1 a 6.


238/443

O relé SEL-700G registra o tempo total de operação do gerador de até seis bandas de freqüência off-nominal. Se o tempo de operação da off-nominal ultrapassar um dos pontos de ajuste dos tempos independentes, o relé pode dar trip ou alarme.

AJUSTES

E81ACC = N

3.3.386. 62ACC Frequency Accumulator Pickup Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo do acumulador para as seis bandas de freqüência.

62ACC: 0,00 a 400,00 segundos.

Se a freqüência permanece dentro da banda por mais de 62ACC segundos, o relé começa a adicionar o tempo ao temporizador do acumulador da banda. Se o tempo total de operação dentro do acumulador da banda em particular exceder o limite de ajuste dessa banda, o relé, afirma um o bit trip.

Dez ciclos ou 0,16 segundo é o ajuste recomendado pela norma IEEE.

Como o ajuste E81ACC: = N, essa e as demais funções dos acumuladores das bandas de freqüência, estão desabilitadas.

AJUSTES

62ACC = 0,16

3.3.387. UBND1 Upper Frequency Limit of Band 1 (Hz)

Este ajuste define o limite superior da primeira banda de freqüência do acumulador.

UBND1: 15,0 a 70,0 Hz.

O ajuste de UBND1 é normalmente menor que a freqüência nominal do sistema.

AJUSTES

UBND1 = 59,5


239/443

3.3.388. 81ACCTC Frequency Accumulator Protection Torque Control (SELogic)

Este ajuste define o controle de torque para os acumuladores das bandas de freqüência.

81ACCTC: SELogic Equation.

Os acumuladores das bandas de freqüência são habilitados quando o resultado de 81ACCTC é igual a lógica 1. Os acumuladores são bloqueados quando o resultado de 81ACCTC é igual a lógica 0.

AJUSTES

81ACCTC = 1

Lower Frequency Limit Settings

3.3.389. LBND1 Lower Frequency Limit of Band 1 (Hz)

Este ajuste define o limite inferior da primeira banda de freqüência do acumulador.

LBND1: 15,0 a 70,0 Hz.

O ajuste de LBND1 deve ser inferior a UBND1.

AJUSTES

LBND1 = 58,8


Este ajuste define o limite inferior da banda 2 de freqüência do acumulador.

O relé usa automaticamente LBND1 como o limite superior da banda 2. Bandas subseqüentes do acumulador são definidas da mesma maneira.

LBND2: 15,0 a 70,0 Hz.

AJUSTES

LBND2 = 58,0


240/443



LBND3: 15,0 a 70,0 Hz.

AJUSTES

LBND3 = 57,5



LBND4: 15,0 a 70,0 Hz.

AJUSTES

LBND4 = 57,0



LBND5: 15,0 a 70,0 Hz.

AJUSTES

LBND5 = 56,5



LBND6: 15,0 a 70,0 Hz.

AJUSTES

LBND6 = 40,0


241/443

Band Accumulator Limit Settings

3.3.395. TBND1 Frequency Band 1 Accumulator Time Limit (seconds)

Este ajuste define o tempo total permissível de operação do gerador e turbina dentro da banda 1 de freqüência do acumulador. Quando este limite for ultrapassado, o relé afirma o Relay Word bit trip para a banda 1.

TBND1: 0,01 a 6000,00 segundos.

AJUSTES

TBND1 = 3000,00




AJUSTES

TBND2 = 540,00




AJUSTES

TBND3 = 100,00


Este ajuste define o tempo total permissível de operação do gerador e turbina dentro da banda 4 de freqüência do


242/443

acumulador. Quando este limite for ultrapassado, o relé afirma o Relay Word bit trip para a banda 4.


AJUSTES

TBND4 = 14,00




AJUSTES

TBND5 = 2,40




AJUSTES

TBND6 = 1,00

Under/Over Voltage Elements

Os elementos de subtensão e de sobretensão de fase são incluídos para o desenvolvimento de esquemas de proteção e controle tais como: Controle de torque para a proteção de sobrecorrente e Trip/alarme ou disparo do relatório de evento (oscilografia) para quedas e oscilações de tensão.

Se desejado, uma temporização com tempo-definido pode ser adicionada usando-se um temporizador das equações de controle SELogic.


243/443

Elementos de sobretensão de seqüência zero e seqüência negativa e sobre/subtensão de seqüência positiva são incluídos para funções de proteção e controle.

X Side

Phase Undervoltage

Figura 44 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄíÉåë©çiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄíÉåë©çiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄíÉåë©çiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄíÉåë©ç====ÇÉ=c~ëÉÇÉ=c~ëÉÇÉ=c~ëÉÇÉ=c~ëÉ====

Element 1

3.3.401. 27PX1P Phase Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de subtensão de fase do lado X.

27PX1P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

Será ajustada em 80% da tensão nominal fase-terra do sistema.

VPPX 12,533/11580,0127 =×=

AJUSTES

27PX1P = 53,0

3.3.402. 27PX1D Phase Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de subtensão de fase do lado X.


244/443

27PX1D: 0,00 a 120,00 segundos.

AJUSTES

27PX1D = 0,00

Phase-Phase Undervoltage

Figura 45 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄíÉåë©ç=c~ëÉíÉåë©ç=c~ëÉíÉåë©ç=c~ëÉíÉåë©ç=c~ëÉJJJJc~ëÉc~ëÉc~ëÉc~ëÉ====

3.3.403. 27PPX1P Phase-Phase Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de subtensão fase-fase do lado X.

27PPX1P: OFF, 2,0 a 520,0 V.

Será ajustada em 80% da tensão nominal fase-fase do sistema.

VPPPX 00,9211580,0127 =×=

AJUSTES

27PPX1P = 92,0


245/443

3.3.404. 27PPX1D Phase-Phase Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de subtensão fase-fase do lado X.

27PPX1D: 0,00 a 120,00 segundos.

AJUSTES

27PPX1D = 0,00

Element 2

3.3.405. 27PX2P Phase Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de subtensão de fase do lado X.

27PX2P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

27PX2P = OFF

3.3.406. 27PX2D Phase Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de subtensão de fase do lado X.

27PX2D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

27PX2D = 0,00


3.3.407. 27PPX2P Phase-Phase Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de subtensão fase-fase do lado X.

27PPX2P: OFF, 2,0 a 520,0 V.


246/443

AJUSTES

27PPX2P = OFF

3.3.408. 27PPX2D Phase-Phase Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de subtensão fase-fase do lado X.


Como o ajuste 27PPX2P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

27PPX2D = 0,00

Phase Overvoltage

Figura 46 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=c~ëÉiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=c~ëÉiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=c~ëÉiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=c~ëÉ====


247/443

Element 1

3.3.409. 59PX1P Phase Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão de fase do lado X.

59PX1P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


VPPX 00,733/11510,1159 =×=

AJUSTES

59PX1P = 73,0

3.3.410. 59PX1D Phase Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão de fase do lado X.

59PX1D: 0,00 a 120,00 segundos.

AJUSTES

59PX1D = 0,00

Phase-Phase Overvoltage

Figura 47 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=piµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=piµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=piµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉçÄêÉçÄêÉçÄêÉíÉåë©ç=c~ëÉíÉåë©ç=c~ëÉíÉåë©ç=c~ëÉíÉåë©ç=c~ëÉJJJJc~ëÉc~ëÉc~ëÉc~ëÉ====


248/443

3.3.411. 59PPX1P Phase-Phase Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão fase-fase do lado X.

59PPX1P: OFF, 2,0 a 520,0 V.

Será ajustada em 110% da tensão nominal fase-fase do sistema.

VPPPX 50,12611510,1159 =×=

AJUSTES

59PPX1P = 126,0

3.3.412. 59PPX1D Phase-Phase Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão fase-fase do lado X.


AJUSTES

59PPX1D = 0,00

Element 2

3.3.413. 59PX2P Phase Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobretensão de fase do lado X.

59PX2P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

59PX2P = OFF

3.3.414. 59PX2D Phase Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de sobretensão de fase do lado X.

59PX2D: 0,00 a 120,00 segundos.



249/443

AJUSTES

59PX2D = 0,00


3.3.415. 59PPX2P Phase-Phase Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobretensão fase-fase do lado X.

59PPX2P: OFF, 2,0 a 520,0 V.

AJUSTES

59PPX2P = OFF

3.3.416. 59PPX2D Phase-Phase Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de sobretensão fase-fase do lado X.


Como o ajuste 59PPX2P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

59PPX2D = 0,00

Negative Sequence Overvoltage

Figura 48 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~====


250/443

Element 1

3.3.417. 59QX1P Negative Sequence Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão de seqüência negativa do lado X.

59QX1P: OFF, 2,0 a 200,0 V.

AJUSTES

59QX1P = OFF

3.3.418. 59QX1D Negative Sequence Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão de seqüência negativa do lado X.

59QX1D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59QX1D = 0,00

Element 2

3.3.419. 59QX2P Negative Sequence Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobretensão de seqüência negativa do lado X.

59QX2P: OFF, 2,0 a 200,0 V.

AJUSTES

59QX2P = OFF

3.3.420. 59QX2D Negative Sequence Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de sobretensão de seqüência negativa do lado X.

59QX2D: 0,00 a 120,00 segundos.


251/443


AJUSTES

59QX2D = 0,00

Zero Sequence Overvoltage

Figura 49 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=wÉêçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=wÉêçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=wÉêçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=wÉêç====

Element 1

3.3.421. 59GX1P Zero Sequence Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão de seqüência zero do lado X.

59GX1P: OFF, 2,0 a 200,0 V.

AJUSTES

59GX1P = OFF

3.3.422. 59GX1D Zero Sequence Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão de seqüência zero do lado X.

59GX1D: 0,00 a 120,00 segundos.



252/443

AJUSTES

59GX1D = 0,00

Element 2

3.3.423. 59GX2P Zero Sequence Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobretensão de seqüência zero do lado X.

59GX2P: OFF, 2,0 a 200,0 V.

AJUSTES

59GX2P = OFF

3.3.424. 59GX2D Zero Sequence Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de sobretensão de seqüência zero do lado X.

59GX2D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59GX2D = 0,00

Positive Sequence Under/Overvoltage

Figura 50 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=mçëáíáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=mçëáíáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=mçëáíáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=mçëáíáî~====


253/443

3.3.425. E27V1X Enable Positive Sequence Undervoltage Elements

Este ajuste define a quantidade de elementos de subtensão de seqüência positiva do lado X que serão habilitados ou se a função não será usada.

E27V1X: N, 1 a 6.

AJUSTES

E27V1X = 1

3.3.426. E59V1X Enable Positive Sequence Overvoltage Elements

Este ajuste define a quantidade de elementos de sobretensão de seqüência positiva do lado X que serão habilitados ou se a função não será usada.

E59V1X: N, 1 a 6.

AJUSTES

E59V1X = N

Element 1

3.3.427. 27V1X1P Positive Sequence Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de subtensão de seqüência positiva do lado X.

27V1X1P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


VPXV 12,533/11580,01127 =×=

AJUSTES

27V1X1P = 53,0

3.3.428. 27V1X1D Positive Sequence Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de subtensão de seqüência positiva do lado X.


254/443

27V1X1D: 0,00 a 120,00 segundos.

AJUSTES

27V1X1D = 0,50

3.3.429. 59V1X1P Positive Sequence Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão de seqüência positiva do lado X.

59V1X1P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

Como o ajuste E59V1X: = N, essa função está desabilitada.

AJUSTES

59V1X1P = OFF

3.3.430. 59V1X1D Positive Sequence Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão de seqüência positiva do lado X.

59V1X1D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59V1X1D = 0,00

Element 2



27V1X2P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

Como o ajuste E27V1X: = 1, essa função está desabilitada.

AJUSTES

27V1X2P = OFF


255/443



27V1X2D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

27V1X2D = 0,00



59V1X2P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


AJUSTES

59V1X2P = OFF



59V1X2D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59V1X2D = 0,00

Element 3



27V1X3P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


256/443


AJUSTES

27V1X3P = OFF



27V1X3D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

27V1X3D = 0,00



59V1X3P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


AJUSTES

59V1X3P = OFF



59V1X3D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59V1X3D = 0,00


257/443

Element 4



27V1X4P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


AJUSTES

27V1X4P = OFF



27V1X4D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

27V1X4D = 0,00



59V1X4P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


AJUSTES

59V1X4P = OFF



59V1X4D: 0,00 a 120,00 segundos.


258/443


AJUSTES

59V1X4D = 0,00

Element 5



27V1X5P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


AJUSTES

27V1X5P = OFF



27V1X5D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

27V1X5D = 0,00



59V1X5P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


AJUSTES

59V1X5P = OFF


259/443



59V1X5D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59V1X5D = 0,00

Element 6



27V1X6P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


AJUSTES

27V1X6P = OFF



27V1X6D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

27V1X6D = 0,00



59V1X6P: OFF, 2,0 a 300,0 V.


260/443


AJUSTES

59V1X6P = OFF



59V1X6D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59V1X6D = 0,00

Y Side

Phase Undervoltage

Element 1

3.3.451. 27PY1P Phase Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de subtensão de fase do lado Y.

27PY1P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

27PY1P = OFF

3.3.452. 27PY1D Phase Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de subtensão de fase do lado Y.

27PY1D: 0,00 a 120,00 segundos.



261/443

AJUSTES

27PY1D = 0,00


3.3.453. 27PPY1P Phase-Phase Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de subtensão fase-fase do lado Y.

27PPY1P: OFF, 2,0 a 520,0 V.

AJUSTES

27PPY1P = OFF

3.3.454. 27PPY1D Phase-Phase Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de subtensão fase-fase do lado Y.

27PPY1D: 0,00 a 120,00 segundos.

Como o ajuste 27PPY1P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

27PPY1D = 0,00

Element 2

3.3.455. 27PY2P Phase Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de subtensão de fase do lado Y.

27PY2P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

27PY2P = OFF


262/443

3.3.456. 27PY2D Phase Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de subtensão de fase do lado Y.

27PY2D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

27PY2D = 0,00


3.3.457. 27PPY2P Phase-Phase Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de subtensão fase-fase do lado Y.

27PPY2P: OFF, 2,0 a 520,0 V.

AJUSTES

27PPY2P = OFF

3.3.458. 27PPY2D Phase-Phase Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de subtensão fase-fase do lado Y.



AJUSTES

27PPY2D = 0,00

Phase Overvoltage

Element 1

3.3.459. 59PY1P Phase Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão de fase do lado Y.


263/443

59PY1P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

59PY1P = OFF

3.3.460. 59PY1D Phase Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão de fase do lado Y.

59PY1D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59PY1D = 0,00

Phase-Phase Overvoltage

3.3.461. 59PPY1P Phase-Phase Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão fase-fase do lado Y.

59PPY1P: OFF, 2,0 a 520,0 V.

AJUSTES

59PPY1P = OFF

3.3.462. 59PPY1D Phase-Phase Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão fase-fase do lado Y.



AJUSTES

59PPY1D = 0,00


264/443

Element 2

3.3.463. 59PY2P Phase Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobretensão de fase do lado Y.

59PY2P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

59PY2P = OFF

3.3.464. 59PY2D Phase Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de sobretensão de fase do lado Y.

59PY2D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59PY2D = 0,00


3.3.465. 59PPY2P Phase-Phase Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobretensão fase-fase do lado Y.

59PPY2P: OFF, 2,0 a 520,0 V.

AJUSTES

59PPY2P = OFF

3.3.466. 59PPY2D Phase-Phase Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de sobretensão fase-fase do lado Y.




265/443

AJUSTES

59PPY2D = 0,00

Negative Sequence Overvoltage

Element 1

3.3.467. 59QY1P Negative Sequence Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão de seqüência negativa do lado Y.

59QY1P: OFF, 2,0 a 200,0 V.

AJUSTES

59QY1P = OFF

3.3.468. 59QY1D Negative Sequence Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão de seqüência negativa do lado Y.

59QY1D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59QY1D = 0,00

Element 2

3.3.469. 59QY2P Negative Sequence Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobretensão de seqüência negativa do lado Y.

59QY2P: OFF, 2,0 a 200,0 V.

AJUSTES

59QY2P = OFF


266/443

3.3.470. 59QY2D Negative Sequence Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de sobretensão de seqüência negativa do lado Y.

59QY2D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59QY2D = 0,00

Zero Sequence Overvoltage

Element 1

3.3.471. 59GY1P Zero Sequence Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão de seqüência zero do lado Y.

59GY1P: OFF, 2,0 a 200,0 V.

AJUSTES

59GY1P = OFF

3.3.472. 59GY1D Zero Sequence Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão de seqüência zero do lado Y.

59GY1D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59GY1D = 0,00

Element 2

3.3.473. 59GY2P Zero Sequence Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobretensão de seqüência zero do lado Y.


267/443

59GY2P: OFF, 2,0 a 200,0 V.

AJUSTES

59GY2P = OFF

3.3.474. 59GY2D Zero Sequence Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de sobretensão de seqüência zero do lado Y.

59GY2D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59GY2D = 0,00

Synchronism Under/Over Voltage

Element 1

Figura 51 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=páåÅêçåáëãçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=páåÅêçåáëãçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=páåÅêçåáëãçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉíÉåë©ç=ÇÉ=páåÅêçåáëãç====

====


268/443

3.3.475. 27S1P Synchronism Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de subtensão de sincronismo.

27S1P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

27S1P = OFF

3.3.476. 27S1D Synchronism Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de subtensão de sincronismo.

27S1D: 0,00 a 120,00 segundos.

Como o ajuste 27S1P: = OFF, essa função está desabilitada.

AJUSTES

27S1D = 0,00

====

3.3.477. 59S1P Synchronism Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobretensão de sincronismo.

59S1P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

59S1P = OFF

3.3.478. 59S1D Synchronism Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 1 de sobretensão de sincronismo.

59S1D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

59S1D = 0,00


269/443

Element 2

3.3.479. 27S2P Synchronism Undervoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de subtensão de sincronismo.

27S2P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

27S2P = OFF

3.3.480. 27S2D Synchronism Undervoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de subtensão de sincronismo.

27S2D: 0,00 a 120,00 segundos.


AJUSTES

27S2D = 0,00

====

3.3.481. 59S2P Synchronism Overvoltage Trip Level (Volts)

Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobretensão de sincronismo.

59S2P: OFF, 2,0 a 300,0 V.

AJUSTES

59S2P = OFF

3.3.482. 59S2D Synchronism Overvoltage Trip Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo elemento 2 de sobretensão de sincronismo.

59S2D: 0,00 a 120,00 segundos.



270/443

AJUSTES

59S2D = 0,00

RTD (Resistance Temperature Device)

Os relés SEL-700G compatíveis com o Módulo de RTDs Série SEL-2600 propiciam proteção térmica para o gerador e turbina/motor. Os tipos e localizações dos RTDs são configuráveis individualmente. A temperatura ambiente ou a corrente de carga do gerador podem ser configuradas para compensar os limites da temperatura de trip dos RTDs dos enrolamentos.

Figura 52 – mêçíÉ´©ç=q¨êãáÅ~=ÇÉ=dÉê~Ççê=Åçã=jµÇìäç=pbimêçíÉ´©ç=q¨êãáÅ~=ÇÉ=dÉê~Ççê=Åçã=jµÇìäç=pbimêçíÉ´©ç=q¨êãáÅ~=ÇÉ=dÉê~Ççê=Åçã=jµÇìäç=pbimêçíÉ´©ç=q¨êãáÅ~=ÇÉ=dÉê~Ççê=Åçã=jµÇìäç=pbiJJJJOSMM=OSMM=OSMM=OSMM=====

3.3.483. E49RTD RTD Enable

Este ajuste define se a medição de temperatura estará disponível através das 12 entradas externas do Módulo de RTDs Série SEL-2600 (EXT) ou se não haverá proteção térmica (NONE).

E49RTD: EXT, NONE.

AJUSTES

E49RTD = EXT

3.3.484. ERTDBIAS RTD Temperature Biasing

Este ajuste define se haverá compensação (“biasing”) do modelo térmico.


271/443

ERTDBIAS: Y, N.

AJUSTES

ERTDBIAS = N

3.3.485. EBRGV Bearing Trip Voting

Este ajuste define se haverá trip pelo aumento da temperatura do rolamento do mancal.

EBRGV: Y, N.

AJUSTES

EBRGV = N

3.3.486. EWDGV Winding Trip Voting

Este ajuste define se haverá trip pelo aumento da temperatura do enrolamento do estator do gerador.

EWDGV: Y, N.

AJUSTES

EWDGV = N

RTD1

3.3.487. RTD1LOC RTD1 Location

Este ajuste define na entrada 1, a localização da monitoração da temperatura.

RTD1LOC: OFF, WDG, BRG, AMB, OTH.

WDG = temperatura do enrolamento do estator do gerador.

BRG = temperatura do rolamento do mancal.

OTH = temperatura de outros equipamentos.

AMB = temperatura ambiente. Apenas uma temperatura ambiente é permitida.


272/443

OFF = não conectada a nenhuma entrada.

AJUSTES

RTD1LOC = WDG

3.3.488. RTD1NAM RTD1 Identifier (10 characters)

Este ajuste define a identificação da entrada 1 da monitoração da temperatura, quando RTD1LOC: OTH.

RTD1NAM: 10 caracteres.

AJUSTES

RTD1NAM =

3.3.489. RTD1TY RTD1 Type

Este ajuste define na entrada 1, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).

RTD1TY: PT100, NI100, NI120, CU10.

AJUSTES

RTD1TY = PT100

3.3.490. TRTMP1 RTD1 Trip Pickup (oC)

Este ajuste define o pickup da temperatura para trip da entrada 1.

TRTMP1: OFF, 1 a 250 oC.

AJUSTES

TRTMP1 = OFF

3.3.491. ALTMP1 RTD1 Alarm Pickup (oC)

Este ajuste define o pickup da temperatura para alarme da entrada 1.


273/443

ALTMP1: OFF, 1 a 250 oC.

AJUSTES

ALTMP1 = OFF

RTD2









AJUSTES

RTD2LOC = BRG




AJUSTES

RTD2NAM =




274/443

RTD2TY: PT100, NI100, NI120, CU10.

AJUSTES

RTD2TY = PT100




AJUSTES

TRTMP2 = OFF




AJUSTES

ALTMP2 = OFF

RTD3










275/443

AJUSTES

RTD3LOC = OTH




AJUSTES

RTD3NAM = XFRMR1 OIL



RTD3TY: PT100, NI100, NI120, CU10.

AJUSTES

RTD3TY = PT100




AJUSTES

TRTMP3 = OFF





276/443

AJUSTES

ALTMP3 = OFF

RTD4









AJUSTES

RTD4LOC = AMB




AJUSTES

RTD4NAM =



RTD4TY: PT100, NI100, NI120, CU10.


277/443

AJUSTES

RTD4TY = PT100




AJUSTES

TRTMP4 = OFF




AJUSTES

ALTMP4 = OFF

RTD5










278/443

AJUSTES

RTD5LOC = OFF




AJUSTES

RTD5NAM =



RTD5TY: PT100, NI100, NI120, CU10.

AJUSTES

RTD5TY = PT100




AJUSTES

TRTMP5 = OFF





279/443

AJUSTES

ALTMP5 = OFF

RTD6









AJUSTES

RTD6LOC = OFF




AJUSTES

RTD6NAM =



RTD6TY: PT100, NI100, NI120, CU10.


280/443

AJUSTES

RTD6TY = PT100




AJUSTES

TRTMP6 = OFF




AJUSTES

ALTMP6 = OFF

RTD7










281/443

AJUSTES

RTD7LOC = OFF




AJUSTES

RTD7NAM =



RTD7TY: PT100, NI100, NI120, CU10.

AJUSTES

RTD7TY = PT100




AJUSTES

TRTMP7 = OFF





282/443

AJUSTES

ALTMP7 = OFF

RTD8









AJUSTES

RTD8LOC = OFF




AJUSTES

RTD8NAM =



RTD8TY: PT100, NI100, NI120, CU10.


283/443

AJUSTES

RTD8TY = PT100




AJUSTES

TRTMP8 = OFF




AJUSTES

ALTMP8 = OFF

RTD9










284/443

AJUSTES

RTD9LOC = OFF




AJUSTES

RTD9NAM =



RTD9TY: PT100, NI100, NI120, CU10.

AJUSTES

RTD9TY = PT100




AJUSTES

TRTMP9 = OFF





285/443

AJUSTES

ALTMP9 = OFF

RTD10









AJUSTES

RTD10LOC = OFF




AJUSTES

RTD10NAM =



RTD10TY: PT100, NI100, NI120, CU10.


286/443

AJUSTES

RTD10TY = PT100




AJUSTES

TRTMP10 = OFF




AJUSTES

ALTMP10 = OFF

RTD11










287/443

AJUSTES

RTD11LOC = OFF




AJUSTES

RTD11NAM =



RTD11TY: PT100, NI100, NI120, CU10.

AJUSTES

RTD11TY = PT100




AJUSTES

TRTMP11 = OFF





288/443

AJUSTES

ALTMP11 = OFF

RTD12









AJUSTES

RTD12LOC = OFF




AJUSTES

RTD12NAM =




289/443

RTD12TY: PT100, NI100, NI120, CU10.

AJUSTES

RTD12TY = PT100




AJUSTES

TRTMP12 = OFF




AJUSTES

ALTMP12 = OFF

Synchronism Check

O relé SEL-700G pode ser especificado com a função de check de sincronismo incorporada. A função de check de sincronismo é extremamente precisa e fornece supervisão para uma janela de tensão e diferença porcentual máxima aceitável, freqüência de escorregamento admissível mínima e máxima, ângulo de fechamento desejado e temporização de fechamento do disjuntor. O relatório do check de sincronismo fornece informações completas sobre as três últimas operações de paralelismo, incluindo as tensões e freqüências do gerador e do sistema, a freqüência de escorregamento e o ângulo de fase no instante do início do fechamento. O relé também armazena a média do tempo de fechamento do disjuntor.


290/443

X Side Syncrhonism Check

Figura 53 – bäÉãÉåíçbäÉãÉåíçbäÉãÉåíçbäÉãÉåíçë=ÇÉ=qÉåë©ç=Ç~=ë=ÇÉ=qÉåë©ç=Ç~=ë=ÇÉ=qÉåë©ç=Ç~=ë=ÇÉ=qÉåë©ç=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=Çç=i~Çç=uÇç=i~Çç=uÇç=i~Çç=uÇç=i~Çç=u====

3.3.547. E25X Synchronism Check Enable

Este ajuste define se a função de verificação de sincronismo do lado X será habilitada para operação.

E25X: Y, N.

AJUSTES

E25X = Y


291/443

Synchronism Check Elements

3.3.548. 25VLOX Voltage Window-Low Threshold (Volts)

Este ajuste define o limite inferior da janela de tensão que supervisiona a verificação de sincronismo do lado X.

25VLOX: 0,00 a 300,00 V.

Como limite inferior de tensão, podemos considerar um valor de 80% da tensão nominal fase-terra do TP de sincronismo:

VTVVLOX 12,533/0,11580,080,025 =×=×= φ

AJUSTES

25VLOX = 53,00

3.3.549. 25VHIX Voltage Window-High Threshold (Volts)

Este ajuste define o limite superior da janela de tensão que supervisiona a verificação de sincronismo do lado X.

25VHIX: 0,00 a 300,00 V.

Como limite superior de tensão, podemos considerar um valor de 105% da tensão nominal fase-terra do TP de sincronismo:

VTVVHIX 71,693/0,11505,105,125 =×=×= φ

AJUSTES

25VHIX = 70,00

3.3.550. 25VDIFX Maximum Voltage Difference (%)

Este ajuste define a diferença máxima aceitável da magnitude porcentual entre as tensões do sistema e do gerador antes do fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado X.

25VDIFX: OFF, 1,0 a 15,0 %.

Se o fechamento do disjuntor é permitido quando a tensão do gerador é ± 5 % da tensão do sistema, ajustar 25VDIF = 5%.


292/443

AJUSTES

25VDIFX = 5,0

3.3.551. 25RCFX Voltage Ratio Correction Factor

Este ajuste é usado para compensar as diferenças de magnitude entre a tensão de sincronismo e a tensão do sistema, para a função de verificação de sincronismo do lado X.

25RCFX: 0,500 a 2,000.

VPNOMX

VSNOMRCFX =25

Onde:

VSNOM = magnitude nominal da entrada VS em volts secundários

VPNOMX = magnitude nominal da entrada VAX em volts secundários (se DELTAY_X: = WYE)

VPNOMX = magnitude nominal da entrada VABX em volts secundários (se DELTAY_X: = DELTA)

000,11/60

1/6025 ==RCFX

AJUSTES

25RCFX = 1,000

3.3.552. GENV+ Generator Voltage High Required

Este ajuste define se a tensão do gerador deve ser maior que a tensão do sistema. Ajustando 25VDIFX = OFF desabilita esta supervisão e permite o fechamento quando ambas as tensões estão dentro da janela de tensão, definida pelos ajustes 25VLOX e 25VHIX.

GENV+: Y, N.

AJUSTES

GENV+ = Y


293/443

Figura 54 – bäÉãÉåíçë=ÇÉ=bëÅçêêÉÖ~ãÉåíç=Ç~=iµÖáÅbäÉãÉåíçë=ÇÉ=bëÅçêêÉÖ~ãÉåíç=Ç~=iµÖáÅbäÉãÉåíçë=ÇÉ=bëÅçêêÉÖ~ãÉåíç=Ç~=iµÖáÅbäÉãÉåíçë=ÇÉ=bëÅçêêÉÖ~ãÉåíç=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç====Çç=Çç=Çç=Çç=

i~Çç=ui~Çç=ui~Çç=ui~Çç=u========

3.3.553. 25SLO Minimum Slip Frequency (Hz)

Este ajuste define o escorregamento de freqüência mínimo aceitável para o fechamento do disjuntor do gerador.

25SLO: -1,00 a 0,99 Hz.

O ajuste de 25SLO deve ser menor que o ajuste de 25SHI. O relé SEL-700G define o escorregamento de freqüência positiva quando a freqüência do gerador é maior que a freqüência do sistema.

Alguns geradores grandes com turbinas à vapor requer que um baixo escorregamento positivo esteja presente quando o disjuntor do gerador é fechado. Ajustes de 25SLO = 0,05 Hz e 25SHI = 0,25 Hz podem satisfazer esse requisito.

Geradores a diesel podem requerer que um escorregamento zero ou negativo esteja presente. Isso tende a descarregar o eixo da máquina e acionar momentaneamente quando o disjuntor do gerador fecha. Ajustes de 25SLO = -0,25 Hz e 25SHI = 0,0 Hz podem satisfazer esse requisito.

AJUSTES

25SLO = 0,05


294/443

3.3.554. 25SHI Maximum Slip Frequency (Hz)

Este ajuste define o escorregamento de freqüência máximo aceitável para o fechamento do disjuntor do gerador.

25SHI: -0,99 a 1,00 Hz.

AJUSTES

25SHI = 0,25

Figura 55 – ßåÖìäçë=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãçßåÖìäçë=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãçßåÖìäçë=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãçßåÖìäçë=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç====Çç=i~Çç=uÇç=i~Çç=uÇç=i~Çç=uÇç=i~Çç=u====

========

3.3.555. 25ANG1X Maximum Angle 1 (degrees)

Este ajuste define o ângulo máximo aceitável 1 para o fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado X.


295/443

25ANG1X: 0° a 80°.

O relé afirma o Relay Word bit 25A1X quando a tensão do gerador está dentro de 25ANG1X graus da tensão do sistema e se as outras condições de supervisão também são atendidas. Quando o tempo de fechamento do disjuntor, ajuste TCLOSDX, é diferente de zero, o relé conta o tempo do disjuntor e o presente escorregamento de freqüência, para ajustar os ângulos de fase onde 25A1X é afirmado.

AJUSTES

25ANG1X= 5

3.3.556. 25ANG2X Maximum Angle 2 (degrees)

Este ajuste define o ângulo máximo aceitável 2 para o fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado X.

25ANG2X: 0° a 80°.

O relé afirma o Relay Word bit 25A2X quando a tensão do gerador está dentro de 25ANG2X graus da tensão do sistema e se as outras condições de supervisão também são atendidas. O relé não conta o tempo do disjuntor ou o presente escorregamento de freqüência, para ajustar os ângulos de fase onde 25A2X é afirmado. É uma comparação absoluta de ângulo de fase.

AJUSTES

25ANG2X = 15

3.3.557. CANGLE Target Close Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo de fechamento (o ângulo positivo indica VS, atrasado da tensão SYNCPX).

CANGLE: -15° a 15°.

Quando o equilíbrio das condições de supervisão estão satisfeitas (escorregamento, janela de tensão, diferença de tensão), a função de verificação de sincronismo conta para o presente escorregamento e o ajuste de tempo TCLOSDX (se não é igual a zero). O relé afirma o Relay Word bit 25C por 1 / 4 de ciclo para dar início ao fechamento. A afirmação de 25C é


296/443

determinada de modo que, se o escorregamento permanece constante e o disjuntor fecha em TCLOSDX segundo, o disjuntor fecha quando a diferença angular é igual a CANGLE.

AJUSTES

CANGLE = -3

3.3.558. SYNCPX Synchronism Check Phase (VAX, VBX, VCX or deg lag VAX)

Este ajuste define a entrada de tensão de sincronismo, designada como referência de tensão na função de verificação de sincronismo do lado X.

SYNCPX: VAX, VBX, VCX, 0, 30, 60, 90, 120, 150, 180, 210, 240, 270, 300, 330.

A escolha do ajuste de ângulo (0, 30, ..., 300, ou 330 graus) para SYNCPX são referenciados para VAX ou VABX (para DELTAY_X: = WYE ou DELTA respectivamente) e eles indicam quantos graus VS constantemente atrasado da referência. Use o ajuste do ângulo de em situações que VS não pode estar em fase com uma das entradas de tensão.

AJUSTES

SYNCPX = VAX

3.3.559. TCLOSDX Breaker Close Time for Angle Compensation (milliseconds)

Este ajuste define a quantidade de tempo que vai demorar para o disjuntor principal do gerador fechar, a partir do instante em que o relé SEL-700G fecha os contatos, até o instante que o disjuntor principal fecha os contatos, para a função de verificação de sincronismo do lado X.

TCLOSDX: OFF, 1 a 1000 milissegundos.

Entre com um valor tão preciso quanto possível para obter o melhor desempenho da inicialização do fechamento, Relay Word bit 25C.

AJUSTES

TCLOSDX = 150


297/443

3.3.560. CFANGL Close Fail Angle (degrees)

Este ajuste define o ângulo de falha de fechamento do disjuntor.

CFANGL: OFF, 3° a 120°.

Se o relé inicia um fechamento usando o Relay Word bit 25C e o disjuntor não fechou quando a diferença do ângulo de fase entre o gerador e o sistema alcança o ajuste CFANGL, o relé afirma o Relay Word bit BKRCF (falha de fechamento do disjuntor). Este Relay Word bit normalmente seria usado para fechar um contato de saída do relé para energizar o relé de bloqueio de barra. O relé de bloqueio de barra daria trip em todos os disjuntores conectados ao barramento, protegendo o gerador de fechamento fora de sincronismo.

AJUSTES

CFANGL = 30

3.3.561. BSYNCHX Block Synchronism Check Elements (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle SELogic que irá gerar o bloqueio das funções de verificação de sincronismo do disjuntor, para a função de verificação de sincronismo do lado X.

A função de verificação de sincronismo di lado X é bloqueada quando o resultado da equação de controle SELogic BSYNCHX é igual à lógica 1. A função está autorizada a operar quando o resultado da equação de controle SELogic BSYNCHX é igual à lógica 0. BSYNCH: SELogic Equation.

Normalmente, a equação de controle SELogic BSYNCHX deve ser definida para que a função seja bloqueada quando o disjuntor principal do gerador é fechado (NOT 3POX). Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir.

AJUSTES

BSYNCHX = NOT 3POX


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Y Side Syncrhonism Check

Figura 56 – bäÉãbäÉãbäÉãbäÉãÉåíçë=ÇÉ=qÉåë©ç=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãçÉåíçë=ÇÉ=qÉåë©ç=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãçÉåíçë=ÇÉ=qÉåë©ç=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãçÉåíçë=ÇÉ=qÉåë©ç=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç====Çç=i~Çç=vÇç=i~Çç=vÇç=i~Çç=vÇç=i~Çç=v========

3.3.562. E25Y Synchronism Check Enable

Este ajuste define se a função de verificação de sincronismo do lado Y será habilitada para operação.

E25Y: Y, N.

AJUSTES

E25Y = N


299/443

Synchronism Check Elements

3.3.563. 25VLOY Voltage Window-Low Threshold (Volts)

Este ajuste define o limite inferior da janela de tensão que supervisiona a verificação de sincronismo do lado Y.

25VLOY: 0,00 a 300,00 V.

Como o ajuste E25Y: = N, essa e as demais função de verificação de sincronismo do lado Y, estão desabilitadas.

AJUSTES

25VLOY = 0,00

3.3.564. 25VHIY Voltage Window-High Threshold (Volts)

Este ajuste define o limite superior da janela de tensão que supervisiona a verificação de sincronismo do lado Y.

25VHIY: 0,00 a 300,00 V.

AJUSTES

25VHIY = 00,00

3.3.565. 25VDIFY Maximum Voltage Difference (%)

Este ajuste define a diferença máxima aceitável da magnitude porcentual entre as tensões do sistema e do gerador antes do fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.

25VDIFY: OFF, 1,0 a 15,0 %.

AJUSTES

25VDIFY = 1,0

3.3.566. 25RCFY Voltage Ratio Correction Factor

Este ajuste é usado para compensar as diferenças de magnitude entre a tensão de sincronismo e a tensão do sistema, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.


300/443

25RCFY: 0,500 a 2,000.

VPNOMY

VSNOMRCFY =25

Onde:

VSNOM = magnitude nominal da entrada VS em volts secundários

VPNOMY = magnitude nominal da entrada VAY em volts secundários (se DELTAY_Y: = WYE)

VPNOMY = magnitude nominal da entrada VABY em volts secundários (se DELTAY_Y: = DELTA)

AJUSTES

25RCFY = 1,000

3.3.567. 25SF Maximum Slip Frequency (Hz)

Este ajuste define o escorregamento de freqüência máximo aceitável para o fechamento do disjuntor do gerador.

25SF: 0,05 a 0,50 Hz.

AJUSTES

25SF = 0,20

====

3.3.568. 25ANG1Y Maximum Angle 1 (degrees)

Este ajuste define o ângulo máximo aceitável 1 para o fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.

25ANG1Y: 0° a 80°.

O relé afirma o Relay Word bit 25A1Y quando a tensão do gerador está dentro de 25ANG1Y graus da tensão do sistema e se as outras condições de supervisão também são atendidas. Quando o tempo de fechamento do disjuntor, ajuste TCLOSDY, é diferente de zero, o relé conta o tempo do disjuntor e o presente escorregamento de freqüência, para ajustar os ângulos de fase onde 25A1Y é afirmado.


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AJUSTES

25ANG1Y= 25

3.3.569. 25ANG2Y Maximum Angle 2 (degrees)

Este ajuste define o ângulo máximo aceitável 2 para o fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.

25ANG2Y: 0° a 80°.

O relé afirma o Relay Word bit 25A2Y quando a tensão do gerador está dentro de 25ANG2Y graus da tensão do sistema e se as outras condições de supervisão também são atendidas. O relé não conta o tempo do disjuntor ou o presente escorregamento de freqüência, para ajustar os ângulos de fase onde 25A2Y é afirmado. É uma comparação absoluta de ângulo de fase.

AJUSTES

25ANG2Y = 40

3.3.570. SYNCPY Synchronism Check Phase (VAY, VBY, VCY or deg lag VAY)

Este ajuste define a entrada de tensão de sincronismo, designada como referência de tensão na função de verificação de sincronismo do lado Y.

SYNCPY: VAY, VBY, VCY, 0, 30, 60, 90, 120, 150, 180, 210, 240, 270, 300, 330.

A escolha do ajuste de ângulo (0, 30, ..., 300, ou 330 graus) para SYNCPY são referenciados para VAY ou VABY (para DELTAY_Y: = WYE ou DELTA respectivamente) e eles indicam quantos graus VS constantemente atrasado da referência. Use o ajuste do ângulo de em situações que VS não pode estar em fase com uma das entradas de tensão.

AJUSTES

SYNCPY = VAY


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3.3.571. TCLOSDY Breaker Close Time for Angle Compensation (milliseconds)

Este ajuste define a quantidade de tempo que vai demorar para o disjuntor principal do gerador fechar, a partir do instante em que o relé SEL-700G fecha os contatos, até o instante que o disjuntor principal fecha os contatos, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.

TCLOSDY: OFF, 1 a 1000 milissegundos.

Entre com um valor tão preciso quanto possível para obter o melhor desempenho da inicialização do fechamento, Relay Word bit 25C.

AJUSTES

TCLOSDY = 50

====

====

Figura 57 – bäÉãÉåíçë=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=Çç=i~Çç=v=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=Çç=i~Çç=v=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=Çç=i~Çç=v=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=Çç=i~Çç=v=====

3.3.572. BSYNCHY Block Synchronism Check Elements (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle SELogic que irá gerar o bloqueio das funções de verificação de sincronismo do disjuntor, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.


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A função de verificação de sincronismo di lado Y é bloqueada quando o resultado da equação de controle SELogic BSYNCHY é igual à lógica 1. A função está autorizada a operar quando o resultado da equação de controle SELogic BSYNCHY é igual à lógica 0. BSYNCH: SELogic Equation.

Normalmente, a equação de controle SELogic BSYNCHY deve ser definida para que a função seja bloqueada quando o disjuntor principal do gerador é fechado (NOT 3POY). Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir.

AJUSTES

BSYNCHY = NOT 3POY

Auto Synchronism

Alguns modelos de relés SEL-700G tem embutido uma função de sincronização automática, que fornece interfaces de contato de saída para o regulador de tensão de campo do gerador e do gerenciador do controle de velocidade da força motriz. Freqüência, tensão e fase são automaticamente sincronizadas e o gerador é conectado ao sistema de potência com essas funções. O relé também fornece relatórios de sincronização automática do gerador para registrar o evento de sincronização automática. O processo de sincronização do gerador pode ser visto em um Sincroscópio (ver exemplo na Figura 58) através do AcSELerator QuickSet.

A sincronização automática é usada para adequar a freqüência, fase e tensão de um gerador de entrada para a frequência, fase e tensão da barra antes de permitir que o disjuntor do gerador seja fechado. O relé usa as tensões de fase do sistema e compensadas do gerador (VS e Vpxc, respectivamente) e fornece uma função de sincronização automática que:

Controla a freqüência do gerador de modo que a diferença do escorregamento de freqüência entre VS e Vpxc está dentro de um nível aceitável da janela de freqüência.

Controla a freqüência do gerador de modo que a diferença do ângulo de compensação entre Vpxc e VS está dentro de um nível aceitável da janela.

Controla a tensão do gerador, Vpxc, de modo que Vpxc está dentro de uma janela de magnitude aceitável.


304/443

Figura 58 – páåÅêçëÅµéáç=páåÅêçëÅµéáç=páåÅêçëÅµéáç=páåÅêçëÅµéáç=====

3.3.573. EAUTO Enable Autosynchronism

Este ajuste define se a função de sincronização automática será habilitada para operação. A função de sincronização automática trabalha em conjunto com a função de verificação de sincronismo do lado X e só poderá ser habilitada qunado E25X: = Y.

EAUTO: NONE, DIG.

AJUSTES

EAUTO = NONE

Frequency

3.3.574. FSYNCT Frequency Synchronism Timer (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo da função de sincronização automática de freqüência.


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FSYNCT: 5 a 3600 segundos.

Como o ajuste EAUTO: = NONE, essa e as demais funções da sincronização automática, estão desabilitadas.

AJUSTES

FSYNCT = 100

3.3.575. FADJRATE Frequency Adjustment Rate (Hz/sec)

Este ajuste define o pickup da taxa de ajustamento da freqüência.

FADJRATE: 0,01 a 10,00 Hz/segundo.

AJUSTES

FADJRATE = 0,10

3.3.576. FPULSEI Frequency Pulse Interval (seconds)

Este ajuste define o intervalo de tempo do pulso para alta freqüência (FRAISE ) e baixa freqüência (FLOWER).

FPULSEI: 1 a 120 segundos.

AJUSTES

FPULSEI = 5

3.3.577. FPLSMIND Frequency Pulse Minimum Duration (seconds)

Este ajuste define o tempo de duração mínimo do pulso de freqüência.

FPLSMIND: 0,10 a 60,00 segundos.

AJUSTES

FPLSMIND = 0,10

3.3.578. FPLSMAXD Frequency Pulse Maximum Duration (seconds)

Este ajuste define o tempo de duração máximo do pulso de freqüência.


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FPLSMAXD: 0,10 a 60,00 segundos.

AJUSTES

FPLSMAXD = 1,00

3.3.579. FSYNCST Frequency Match Start (SELogic)

Este ajuste define através da equação de controle SELogic o início automático da freqüência adequada.

FSYNCST: SELogic Equation.

AJUSTES

FSYNCST = 0

Kick Pulse

3.3.580. KPULSEI Kick Pulse Interval (seconds)

Este ajuste define o intervalo de tempo do pulso de energia.

KPULSEI: 1 a 120 segundos.

AJUSTES

KPULSEI = 5

3.3.581. KPLSMIND Kick Pulse Minimum Duration (seconds)

Este ajuste define o tempo de duração mínimo do pulso de energia.

KPLSMIND: 0,02 a 2,00 segundos.

AJUSTES

KPLSMIND = 0,02


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3.3.582. KPLSMAXD Kick Pulse Maximum Duration (seconds)

Este ajuste define o tempo de duração máximo do pulso de energia.

KPLSMAXD: 0,02 a 2,00 segundos.

AJUSTES

KPLSMAXD = 0,02

Voltage

3.3.583. VSYNCT Voltage Synchronism Timer (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo da função de sincronização automática de tensão.

VSYNCT: 5 a 3600 segundos.

AJUSTES

VSYNCT = 100

3.3.584. VADJRATE Voltage Adjustment Rate (Hz/sec)

Este ajuste define o pickup da taxa de ajustamento de tensão.

VADJRATE: 0,01 a 30,00 Hz/segundo.

AJUSTES

VADJRATE = 1,00

3.3.585. VPULSEI Voltage Pulse Interval (seconds)

Este ajuste define o intervalo de tempo do pulso para alta tensão (VRAISE ) e baixa tensão (VLOWER).

VPULSEI: 1 a 120 segundos.

AJUSTES

VPULSEI = 5


308/443

3.3.586. VPLSMIND Voltage Pulse Minimum Duration (seconds)

Este ajuste define o tempo de duração mínimo do pulso de tensão.

VPLSMIND: 0,10 a 60,00 segundos.

AJUSTES

VPLSMIND = 0,10

3.3.587. VPLSMAXD Voltage Pulse Maximum Duration (seconds)

Este ajuste define o tempo de duração máximo do pulso de tensão.

VPLSMAXD: 0,10 a 60,00 segundos.

AJUSTES

VPLSMAXD = 1,00

3.3.588. VSYNCST Voltage Match Start (SELogic)

Este ajuste define através da equação de controle SELogic o início automático da tensão adequada.

VSYNCST: SELogic Equation.

AJUSTES

VSYNCST = 0

Demand Meter

Os valores limites ajustáveis das correntes de demanda são disponibilizados para medições de demanda de fase, seqüência negativa e neutro/residual. Se a corrente de demanda exceder um limite, o respectivo Relay Word bit PHDEMP, 3I2DEMP, GNDEMP é habilitado.

Os Relay Word bits PHDEMP, 3I2DEMP, GNDEMP dão alarme para as seguintes condições do gerador: sobrecarga, desbalanço de seqüência negativa, residual ou desbalanço de neutro, respectivamente. A constante de tempo do amperímetro de demanda pode ser selecionada com qualquer valor entre 5 e 60 minutos.


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Figura 59 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=aÉã~åÇ~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=aÉã~åÇ~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=aÉã~åÇ~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=aÉã~åÇ~====

3.3.589. EDEM Enable Demand Metering

Este ajuste define o tipo de medição de demanda que será habilitada; THM é a demanda térmica e ROL é a demanda por intervalo de tempo.

EDEM: THM, ROL.

AJUSTES

EDEM = ROL

3.3.590. DMTC Demand Meter Time Constant (minutes)

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

DMTC: 5, 10, 15, 30, 60 minutos.

AJUSTES

DMTC = 15


310/443

X Side

3.3.591. PHDEMPX Phase Current Demend Level (amps)

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

PHDEMPX: OFF, 0,50 a 16,00 A.

AJUSTES

PHDEMPX = 5,00

3.3.592. GNDEMPX Residual Current Demend Level (amps)

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

GNDEMPX: OFF, 0,50 a 16,00 A.

AJUSTES

GNDEMPX = 1,00

3.3.593. 3I2DEMPX Negative Sequence Current Demend Level (amps)

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

3I2DEMPX: OFF, 0,50 a 16,00 A.

AJUSTES

3I2DEMPX = 5,00

Y Side

3.3.594. PHDEMPY Phase Current Demend Level (amps)

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


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PHDEMPY: OFF, 0,50 a 16,00 A.

AJUSTES

PHDEMPY = 5,00

3.3.595. GNDEMPY Residual Current Demend Level (amps)

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

GNDEMPY: OFF, 0,50 a 16,00 A.

AJUSTES

GNDEMPY = 1,00

3.3.596. 3I2DEMPY Negative Sequence Current Demend Level (amps)

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

3I2DEMPY: OFF, 0,50 a 16,00 A.

AJUSTES

3I2DEMPY = 5,00


312/443

Pole Open Logic

X Side

Figura 60 – iµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROuiµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROuiµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROuiµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROu====

3.3.597. 50LXP Load Detection Phase Pickup (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase instantâneo, para detecção de carga na lógica de pólo aberto do disjuntor 52X.

50LXP: OFF, 0,25 a 96,00 A.

Ajuste 50LXP no valor mínimo. Quando a corrente do gerador é extremamente baixa, o relé irá confiar no estado da entrada 52AX para indicar a posição do disjuntor.

AJUSTES

50LXP= 0,25

3.3.598. 3POXD Three-Pole Open Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo para declaração dos três pólos do disjuntor 52X abertos.

3POXD: 0,00 a 1,00 segundo.


313/443

AJUSTES

3POXD = 0,00

Y Side

Figura 61 – iiiiµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROvµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROvµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROvµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROv====

3.3.599. 50LYP Load Detection Phase Pickup (amps)

Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase instantâneo, para detecção de carga na lógica de pólo aberto do disjuntor 52Y.

50LYP: OFF, 0,25 a 96,00 A.

Ajuste 50LYP no valor mínimo. Quando a corrente do gerador é extremamente baixa, o relé irá confiar no estado da entrada 52AY para indicar a posição do disjuntor.

AJUSTES

50LYP= 0,25

3.3.600. 3POYD Three-Pole Open Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de retardo para declaração dos três pólos do disjuntor 52Y abertos.

3POYD: 0,00 a 1,00 segundo.


314/443

AJUSTES

3POXD = 0,00

Trip and Close Logic

Figura 62 – iµÖáÅ~=ÇÉ=qêáéiµÖáÅ~=ÇÉ=qêáéiµÖáÅ~=ÇÉ=qêáéiµÖáÅ~=ÇÉ=qêáé====


315/443

3.3.601. TDURD Minimum Trip Time (seconds)

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

TDURD: 0,00 a 400,00 segundos

AJUSTES

TDURD = 0,50

3.3.602. TR1 Trip 1 (Generator Field Breaker Trip) Equation (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle para trip no disjuntor de campo do gerador, sem verificar outras condições.

TR1: SELogic Equation.

AJUSTES

TR1 = SV06 OR SV07 OR SV08

3.3.603. TR2 Trip 2 (Prime Mover Trip) Equation (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle para trip na força motriz (turbina / motor), sem verificar outras condições.


AJUSTES

TR2 = SV06 OR SV07 OR LT06

3.3.604. TR3 Trip 3 (Generator Lockout Relay) Equation (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle para trip no relé de bloqueio do gerador, sem verificar outras condições.


AJUSTES

TR3 = SV06 OR SV07


316/443

3.3.605. REMTRIP Remote Trip (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle que irá gerar trip remoto.

REMTRIP: SELogic Equation.

AJUSTES

REMTRIP = 0

3.3.606. ULTR1 Unlatch Trip 1 (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle que irá gerar a abertura do circuito de trip 1 (retirada do selo para variável trip passar para lógica 0).

ULTR1: SELogic Equation.

AJUSTES

ULTR1 = NOT TR1




AJUSTES

ULTR2 = NOT TR2




AJUSTES

ULTR3 = NOT TR3


317/443

Breaker X

3.3.609. CFDX Close X Failure Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de duração máxima do sinal que comandará o fechamento do disjuntor X. Transcorrido este tempo, haverá indicação de falha de fechamento do disjuntor X.

CFDX: 0,00 a 400,00 segundos.

Figura 63 – Lógica de Fechamento do Disjuntor X========

AJUSTES

CFDX = 0,50

3.3.610. TRX X Side (Generator Main Circuit Breaker) Trip Equation (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle para trip no disjuntor principal do gerador, lado X, sem verificar outras condições.

TRX: SELogic Equation.

AJUSTES

TRX = SV06 OR SV07 OR SV08 OR 46Q2T OR 81X1T OR 81X3T OR NOT LT02 AND SV04T OR OCX

3.3.611. ULTRX Unlatch Trip X (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle que irá gerar a abertura do circuito de trip X (retirada do selo para variável trip passar para lógica 0).

ULTRX: SELogic Equation.


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AJUSTES

ULTRX = 3POX

3.3.612. 52AX Breaker X Status (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle para a indicação de estado do disjuntor X. É associado a uma entrada binária do relé conectada a um contato auxiliar tipo “a” do disjuntor X.

52AX: SELogic Equation.

AJUSTES

52AX = IN101

3.3.613. CLX Close X Equation (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle das condições para fechamento do disjuntor X, diferentes do comando CLOSE.

CLX: SELogic Equation..

AJUSTES

CLX = SV03T OR CCX OR SV11T AND 25C

3.3.614. ULCLX Unlatch Close X (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle das condições para abertura de contato de fechamento do disjuntor X. Normalmente, este ajuste é feito para os WORD BIT TRIPX. Isto previne que o comando CLOSE permaneça ativo quando o comando TRIPX é ativado.

ULCLX: SELogic Equation.

AJUSTES

ULCLX = TRIPX


319/443

Breaker Y

3.3.615. CFDY Close Y Failure Time Delay (seconds)

Este ajuste define o tempo de duração máxima do sinal que comandará o fechamento do disjuntor Y. Transcorrido este tempo, haverá indicação de falha de fechamento do disjuntor Y.

CFDY: 0,00 a 400,00 segundos.

AJUSTES

CFDY = 0,50

3.3.616. TRY Y Side Trip Equation (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle para trip no disjuntor do lado Y, sem verificar outras condições.

TRY: SELogic Equation.

AJUSTES

TRY = SV09 OR SV10 OR LT02 AND SV04T OR OCY

3.3.617. ULTRY Unlatch Trip Y (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle que irá gerar a abertura do circuito de trip Y (retirada do selo para variável trip passar para lógica 0).

ULTRY: SELogic Equation.

AJUSTES

ULTRY = 3POY

3.3.618. 52AY Breaker Y Status (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle para a indicação de estado do disjuntor Y. É associado a uma entrada binária do relé conectada a um contato auxiliar tipo “a” do disjuntor Y.

52AY: SELogic Equation.


320/443

AJUSTES

52AY = IN102

3.3.619. CLY Close Y Equation (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle das condições para fechamento do disjuntor Y, diferentes do comando CLOSE.

CLY: SELogic Equation..

AJUSTES

CLY = SV03T AND LT02 OR CCY

3.3.620. ULCLY Unlatch Close Y (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle das condições para abertura de contato de fechamento do disjuntor Y. Normalmente, este ajuste é feito para os WORD BIT TRIPY. Isto previne que o comando CLOSE permaneça ativo quando o comando TRIPY é ativado.

ULCLY: SELogic Equation.

AJUSTES

ULCLY = TRIPY

Logic 1

SELogic Enables

3.3.621. ELAT SELogic Latches

Este ajuste define se os biestáveis internos do relé serão utilizados e a quantidade utilizada.

ELAT: N, 1 a 32.

AJUSTES

ELAT = 6


321/443

3.3.622. ESV SELogic Variables/Timers

Este ajuste define se os temporizadores internos do relé serão utilizados e a quantidade utilizada.

ESV: N, 1 a 32.

AJUSTES

ESV = 10

3.3.623. ESC SELogic Counters

Este ajuste define se os contadores internos do relé serão utilizados e a quantidade utilizada.

ESC: N, 1 a 32.

AJUSTES

ESC = N

3.3.624. EMV SELogic Math Variables

Este ajuste define se as variáveis matemáticas do relé serão utilizadas e a quantidade utilizada.

Nas variáveis matemáticas estão incluídas soma, subtração, multiplicação e divisão, além das funções de comparação analógica.

EMV: N, 1 a 32.

AJUSTES

EMV = N

SELogic Latch Bits

Estes ajustes definem as condições para a operação (Set) e para desoperação (Reset) das 32 variáveis de selo do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, para a condição lógica 0 e para a condição lógica 1.


322/443

Figura 64 – Diagrama Lógico dos Biestáveis========

Bit 1

3.3.625. SET01 (SELogic)

Este ajuste define a condição para a operação (Set) da variável lógica de selo 01.

SET01: SELogic Equation.

AJUSTES

SET01 = R_TRIG SV01T AND NOT LT01

3.3.626. RST01 (SELogic).

Este ajuste define a condição para a desoperação (Reset) da variável lógica de selo 01.

RST01: SELogic Equation.

AJUSTES

RST01 = R_TRIG SV01T AND LT01

Bit 2




AJUSTES

SET02 = R_TRIG SV02T AND NOT LT02 AND PB02


323/443




AJUSTES

RST02 = R_TRIG SV02T AND LT02 AND PB02

Bit 3




AJUSTES

SET03 = PB03 AND R_TRIG SV02T AND LT01 AND NOT 52AX




AJUSTES

RST03 = (R_TRIG SV02T OR SV03T) AND LT03

Bit 4




AJUSTES

SET04 = PB04 AND R_TRIG SV02T AND 52AX


324/443




AJUSTES

RST04 = (R_TRIG SV02T OR SV04T ) AND LT04

Bit 5




AJUSTES

SET05 = NA




AJUSTES

RST05 = NA

Bit 6




AJUSTES

SET06 = LB01 OR RB01


325/443




AJUSTES

RST06 = 3POX

Bit 7 a 32

3.3.637. SET07 – SET32 (SELogic)

Estes ajustes definem as condições para a operação (Set) das variáveis lógicas de selo 07 a 32.

SET07 a SET32: SELogic Equation.

Como o ajuste ELAT: = 6, essas variáveis lógicas, estão desabilitadas.

AJUSTES

SET07 a SET32 = NA

3.3.638. RST07 – RST32 (SELogic).

Estes ajustes definem as condições para a desoperação (Reset) das variáveis lógicas de selo 07 a 32.

RST07 a RST32: SELogic Equation.

AJUSTES

RST07 a RST32 = NA

SELogic Variables and Timers

Bit 1

3.3.639. SV01PU SELogic Variable Timer Pickup (seconds)

Este ajuste define o tempo de pickup do temporizador SV01.


326/443

SV01PU: 0,00 a 3000,00 segundos.

AJUSTES

SV01PU = 3,00

3.3.640. SV01DO SELogic Variable Timer Dropout (seconds)

Este ajuste define o tempo de dropout do temporizador SV01.

SV01DO: 0,00 a 3000,00 segundos.

AJUSTES

SV01DO = 0,00

3.3.641. SV01 SELogic Variable Input (SELogic)

Este ajuste define a entrada programável do temporizador SV01.

SV01: SELogic Equation.

AJUSTES

SV01 = PB01

Bit 2




AJUSTES

SV02PU = 0,25





327/443

AJUSTES

SV02DO = 0,00




AJUSTES

SV02 = PB01 OR PB02 OR PB03 OR PB04

Bit 3




AJUSTES

SV03PU = 0,00




AJUSTES

SV03DO = 0,00




AJUSTES

SV03 = LT03


328/443

Bit 4




AJUSTES

SV04PU = 0,00




AJUSTES

SV04DO = 0,00




AJUSTES

SV04 = LT04

Bit 5




AJUSTES

SV05PU = 0,25


329/443




AJUSTES

SV05DO = 0,25




AJUSTES

SV05 = (PB01 OR PB02 OR LT03 OR LT04) AND NOT SV05T

Bit 6




AJUSTES

SV06PU = 0,00




AJUSTES

SV06DO = 0,00




330/443


AJUSTES

SV06 = 87R OR 87U OR 87N1T OR 87N2T OR 64G1T OR 64G2T OR REF1P OR 50GX1T OR 50GX2T OR 67GX1T OR 67GX2T OR INADT OR 64F2T

Bit 7




AJUSTES

SV07PU = 0,00




AJUSTES

SV07DO = 0,00




AJUSTES

SV07 = 21C1T OR 21C2T OR 51CT OR 51VT OR 51GXT OR 51NT OR 50N1T OR 50N2T OR 49T OR LT06 AND NOT 3PWRX2T AND NOT LPOX


331/443

Bit 8




AJUSTES

SV08PU = 0,00




AJUSTES

SV08DO = 0,00




AJUSTES

SV08 = 24C2T OR 3PWRX1T OR 40Z1T OR 40Z2T

Bit 9




AJUSTES

SV09PU = 0,00


332/443




AJUSTES

SV09DO = 0,00




AJUSTES

SV09 = 50PY1T OR 50PY2T OR 50PY3AT OR 50PY3BT OR 50PY3CT OR 50GY1T OR 50GY2T OR 50QY1T OR 50QY2T OR 67PY1T OR 67PY2T OR 67GY1T OR 67GY2T OR 67QY1T OR 67QY2T

Bit 10




AJUSTES

SV10PU = 0,00




AJUSTES

SV10DO = 0,00


333/443




AJUSTES

SV10 = 51PYT OR 51GYT OR 51QYT

Bit 11 a 32

3.3.669. SV11PU – SV32PU SELogic Variable Timer Pickup (seconds)

Estes ajustes definem o tempo de pickup dos temporizadores SV11 a SV32.

SV11PU a SV32PU: 0,00 a 3000,00 segundos.

Como o ajuste ESV: = 10, esses temporizadores estão desabilitados.

AJUSTES

SV11PU a SV32PU = 0,00

3.3.670. SV11DO – SV32DO SELogic Variable Timer Dropout (seconds)

Estes ajustes definem o tempo de dropout dos temporizadores SV11 a SV32.

SV11DO a SV32DO: 0,00 a 3000,00 segundos.

AJUSTES

SV10DO = 0,00

3.3.671. SV11 – SV32 SELogic Variable Input (SELogic)

Estes ajustes definem as entradas programáveis dos temporizadores SV11 a SV32.

SV11 a SV32: SELogic Equation.


334/443

AJUSTES

SV11 a SV32 = NA

SELogic Counters

Counter 1 a 32

3.3.672. SC01PV – SC32PV Counter Present Value

Estes ajustes definem os contadores internos SC01PV a SC32PV.

SC01PV a SC32PV: 1 a 65000.

Como o ajuste ESC: = N, esses contadores estão desabilitados.

AJUSTES

SC01PV a SC32PV = 1

3.3.673. SC01R – SC32R Counter Rest Input (SELogic)

Estes ajustes definem as entradas que irão zerar (reset) os contadores internos SC01R a SC32R.

SCnnR: SELogic Equation.

AJUSTES

SC01R a SC32R = NA

3.3.674. SC01LD – SC32LD Counter Load PV Input (SELogic)

Estes ajustes definem as entradas dos contadores internos de carga SC01LD a SC32LD.

SCnnLD: SELogic Equation.

AJUSTES

SC01LD a SC32LD = NA


335/443

3.3.675. SC01CU – SC32CU Count-UP Input (SELogic)

Estes ajustes definem as entradas dos contadores internos crescentes SC01CU a SC32CU.

SC01CU a SC32CU: SELogic Equation.

AJUSTES

SC01CU a SC32CU = NA

3.3.676. SC01CD – SC32CD Count-Down Input (SELogic)

Estes ajustes definem as entradas dos contadores internos decrescentes SC01CD a SC32CD.

SC01CD a SC32CD: SELogic Equation.

AJUSTES

SC01CD a SC32CD = NA

Math Variables

3.3.677. MV01 – MV32 (SELogic)

Estes ajustes definem as variáveis matemáticas MV01 a MV32.

MV01 a MV32: SELogic Equation.

Como o ajuste EMV: = N, essas variáveis matemáticas estão desabilitadas.

AJUSTES

MV01 a MV32 = NA


336/443

Outputs

Slot A

OUT101

3.3.678. OUT101FS OUT101 Fail-Safe

Este ajuste define se o tipo do contato de saída OUT101 é fechado (Fail-Safe) OUT101 = Y ou aberto (Nonfail-Safe) OUT101 = N.

OUT101FS: Y, N.

AJUSTES

OUT101 = Y

3.3.679. OUT101 (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle do contato de saída OUT101.

OUT101: SELogic Equation.

AJUSTES

OUT101 = HALARM OR SALARM

OUT102



OUT102FS: Y, N.

AJUSTES

OUT102 = N




337/443


AJUSTES

OUT102 = 0

OUT103



OUT103FS: Y, N.

AJUSTES

OUT103 = N




AJUSTES

OUT103 = TRIPX

Slot C

OUT301



OUT301FS: Y, N.

AJUSTES

OUT301 = N


338/443




AJUSTES

OUT301 = 0

OUT302



OUT302FS: Y, N.

AJUSTES

OUT302 = N




AJUSTES

OUT302 = 0

OUT303



OUT303FS: Y, N.


339/443

AJUSTES

OUT303 = N




AJUSTES

OUT303 = 0

OUT304



OUT304FS: Y, N.

AJUSTES

OUT304 = N




AJUSTES

OUT304 = 0

OUT305




340/443

OUT305FS: Y, N.

AJUSTES

OUT305 = N




AJUSTES

OUT305 = 0

OUT306



OUT306FS: Y, N.

AJUSTES

OUT306 = N




AJUSTES

OUT306 = 0


341/443

OUT307



OUT307FS: Y, N.

AJUSTES

OUT307 = N




AJUSTES

OUT307 = 0

OUT308



OUT308FS: Y, N.

AJUSTES

OUT308 = N





342/443

AJUSTES

OUT308 = 0

Slot D

OUT401


Este ajuste define se o tipo do contato de saída OUT401 é fechado (Fail-Safe) OUT401 = Y ou aberto (Nonfail-Safe) OUT401 = N. OUT401FS: Y, N.

AJUSTES

OUT401 = N




AJUSTES

OUT401 = 0

OUT402



OUT402FS: Y, N.

AJUSTES

OUT402 = N


343/443




Nesse exemplo esse contato não será usado.

AJUSTES

OUT402 = 0

OUT403



OUT403FS: Y, N.

AJUSTES

OUT403 = N




AJUSTES

OUT403 = 0

OUT404



OUT404FS: Y, N.


344/443

AJUSTES

OUT404 = N




AJUSTES

OUT404 = 0

OUT405



OUT405FS: Y, N.

AJUSTES

OUT405 = N




AJUSTES

OUT405 = 0

OUT406




345/443

OUT406FS: Y, N.

AJUSTES

OUT406 = N




AJUSTES

OUT406 = 0

OUT407



OUT407FS: Y, N.

AJUSTES

OUT407 = N




AJUSTES

OUT407 = 0


346/443

OUT408



OUT408FS: Y, N.

AJUSTES

OUT408 = N




AJUSTES

OUT408 = 0

Slot E

OUT501



OUT501FS: Y, N.

AJUSTES

OUT501 = N





347/443

AJUSTES

OUT501 = 0

OUT502



OUT502FS: Y, N.

AJUSTES

OUT502 = N




AJUSTES

OUT502 = 0

OUT503



OUT503FS: Y, N.

AJUSTES

OUT503 = N




348/443


AJUSTES

OUT503 = 0

OUT504



OUT504FS: Y, N.

AJUSTES

OUT504 = N




AJUSTES

OUT504 = 0

OUT505



OUT505FS: Y, N.

AJUSTES

OUT505 = N


349/443




AJUSTES

OUT505 = 0

OUT506



OUT506FS: Y, N.

AJUSTES

OUT506 = N




AJUSTES

OUT506 = 0

OUT507



OUT507FS: Y, N.


350/443

AJUSTES

OUT507 = N




AJUSTES

OUT507 = 0

OUT508



OUT508FS: Y, N.

AJUSTES

OUT508 = N




AJUSTES

OUT508 = 0

Mirrored Bits Transmit SELogic Equations

A tecnologia de comunicação MIRRORED BITS, patenteada pela SEL, possibilita a comunicação digital bidirecional entre relés. Os MIRRORED BITS podem operar de forma independente em até duas portas seriais EIA-


351/443

232 traseiras e uma porta serial de fibra óptica traseira num único SEL-700G.

Esta nova técnica de comunicação lógica relé-a-relé cria oito saídas adicionais “virtuais” em cada relé, “fiadas” através do canal de comunicação a oito entradas de controle “virtuais” no outro relé.

As oito entradas “virtuais”, RMB1 a RMB8, são elementos de relé internos no relé receptor que segue, ou “espelha” (mirrored), os estados respectivos das saídas “virtuais” TMB1 a TMB8 no relé transmissor, conforme mostrado na Figura 65.

Os estados lógicos de cada bit espelhado receptor (Receive Mirrored Bit), RMB1 a RMB8, em um relé “espelha” o estado lógico de cada bit espelhado transmissor (Transmit Mirrored Bit ) respectivo, TMB1 a TMB8, no outro relé. Uma alteração no estado de TMB1 do relé 2 de lógico 0 para lógico 1 causa o estado de RMB1 do relé 1 ser alterado de lógico 0 para 1. Isto cria uma conexão virtual entre os dois relés, uma vez que os bits espelhados receptores, RMBs, de um relé seguem o estado dos bits espelhados transmissores, TMBs, do outro relé.

Cada bit espelhado transmissor é programado, tal como você faria com um contato de saída, com uma equação lógica que representa o estado de um elemento de relé interno, entrada de controle, contato de saída, ou qualquer combinação desses. A cada bit espelhado receptor é atribuído uma função, assim como você faria com uma função para uma entrada de controle. Essas parametrizações incluem funções tais como disparo permissivo, bloqueio de disparo, estado do disjuntor 52A, etc.

Figura 65 – Bits de Transmissão e Recepção da Tecnologia Mirrored Bits========


352/443

3.3.732. TMBnA (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle para transmissão do MIRRORED BIT n (com n de 1 a 8) do canal A.

TMBnA: SELogic Equation.

AJUSTES

TMBnA = NA

3.3.733. TMBnB (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle para transmissão do MIRRORED BIT n (com n de 1 a 8) do canal B.

TMBnB: SELogic Equation.

AJUSTES

TMBnB = NA

PKQKPKQKPKQKPKQK cêçåí=m~åÉäcêçåí=m~åÉäcêçåí=m~åÉäcêçåí=m~åÉä====

General

3.4.1. EDP Display Points Enable

Este ajuste define o número de mensagens exibidas no display do relé.

EDP: N, 1 a 32.

AJUSTES

EDP = 2

3.4.2. ELB Local Bits Enable

Este ajuste define o número de local bits que serão utilizados.

ELB: N, 1 a 32.


353/443

AJUSTES

ELB = N

3.4.3. FP_TO Front-Panel Timeout (minutes)

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: OFF, 1 a 30 minutos.

AJUSTES

FP_TO = 30,00

3.4.4. FP_CONT Front-Panel Contrast

Este ajuste define o nível de contraste do cristal líquido do display do painel frontal do relé.

FP_CONT: 1 a 8.

AJUSTES

FP_CONT = 5

3.4.5. FP_AUTO Front-Panel Automessages

Este ajuste define se as mensagens exibidas no display do painel frontal do relé serão descartadas ou na forma rotativas.

FP_AUTO: OVERRIDE, ROTATING.

AJUSTES

FP_AUTO = OVERRIDE

3.4.6. RSTLED Reset Trip-Latched LEDs On Close

Este ajuste define se os LEDs serão resetados automaticamente quando o disjuntor ou contatos fecharem.

RSTLED: Y, N.


354/443

AJUSTES

RSTLED = Y

Target LED

Figura 66 – Painel Frontal com `çåÑáÖìê`çåÑáÖìê`çåÑáÖìê`çåÑáÖìê~´πÉë~´πÉë~´πÉë~´πÉë====aÉÑ~ìäíaÉÑ~ìäíaÉÑ~ìäíaÉÑ~ìäí====

====

LED 1

3.4.7. T01LEDL Trip Latch LED

Este ajuste define se o LED 01 permanecerá iluminado depois de acionado, necessitando o reset pelo usuário.

T01LEDL: Y, N.

AJUSTES

T01LEDL = Y


355/443

3.4.8. T01_LED (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle que acionará o LED 01.

T01_LED: SELogic Equation.

AJUSTES

T01_LED = 87U OR 87R OR 87N1T OR 87N2T

LED 2



T02LEDL: Y, N.

AJUSTES

T02LEDL = Y




AJUSTES

T02_LED = ORED50T OR ORED51T OR 46Q1T OR 46Q2T OR 51VT OR 51CT

LED 3



T03LEDL: Y, N.

AJUSTES

T03LEDL = Y


356/443




AJUSTES

T03_LED = 81T OR 81RT OR BNDT

LED 4



T04LEDL: Y, N.

AJUSTES

T04LEDL = Y




AJUSTES

T04_LED = 24D1T OR 24C2T

LED 5



T05LEDL: Y, N.

AJUSTES

T05LEDL = Y


357/443




AJUSTES

T05_LED = 40Z1T OR 40Z2T

LED 6



T06LEDL: Y, N.

AJUSTES

T06LEDL = Y




AJUSTES

T06_LED = 64G1T OR 64G2T OR 64F1T OR 64F2T

3.4.19. PB1A_LED (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle que acionará o LED do Pushbutton (botão de pressão) 1A.

PB1A_LED: SELogic Equation.

AJUSTES

PB1A_LED = NOT LT01 OR SV01 AND NOT SV01T AND SV05T


358/443




AJUSTES

PB2A_LED = 0




AJUSTES

PB3A_LED = 52AX OR (SV03 AND SV05T AND NOT SV03T)




AJUSTES

PB4A_LED = NOT 52AX OR (SV04 AND SV05T AND NOT SV04T)

3.4.23. PB1B_LED (SELogic)

Este ajuste define a equação de controle que acionará o LED do Pushbutton (botão de pressão) 1B.

PB1B_LED: SELogic Equation.

AJUSTES

PB1B_LED = LT01 OR SV01 AND NOT SV01T AND SV05T


359/443




AJUSTES

PB2B_LED = 0




AJUSTES

PB3B_LED = NOT LT01 AND NOT 52AX




AJUSTES

PB4B_LED = 0

Display Points

O Display do Painel Frontal mostra as informações dos eventos, medição, ajustes e status da autodiagnose do relé e é controlado pelos botões de pressão multifunção. O LCD é controlado também 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


360/443

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.

3.4.27. DPnn Display Point (60 characters)

Estes ajustes definem os elementos que controlarão as mensagens que devem ser exibidas nos 32 displays points

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

DPnn: SELogic Equation.

O número de mensagens exibidas no display do relé, foi definido no ajuste (EDP = 2), dos ajustes gerais do painel frontal .

AJUSTES DESCRIÇÃO

DP01 = RID, “16” Mensagem de Identificação do relé (SEL-700G)

DP02 = TID, “16” Mensagem de Identificação do terminal (GERADOR 1).

Obs: Para o reset da informação no display, pressionar Target Reset (TRGTR) no painel frontal do relé.

Local Control Bit Labels

O conjunto de ajustes abaixo define os textos a serem exibidos no display do relé para as diversas condições dos LOCAL BITS. O ajuste NA anula o título.


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Bit 1 a Bit 32

3.4.28. NLBnn Local Bit Name (14 `Ü~êacters)

Este ajuste define o nome do local bit nn (até 14 caracteres), com nn entre 01 e 32.

NLBnn: 14 caracteres.

3.4.29. CLBnn Clear Local Bit Label (7 `Ü~êacters)

Este ajuste define a mensagem do local bit nn (até 7 caracteres) sem sinal contínuo na entrada, com nn entre 01 e 32.

CLBnn: 7 caracteres.

3.4.30. SLBnn Set Local Bit Label (7 `Ü~êacters)

Este ajuste define a mensagem do local bit nn (até 7 caracteres) com sinal contínuo na entrada, com nn entre 01 e 32.

SLBnn: 7 caracteres.

3.4.31. PLBnn Pulse Local Bit Label (7 `Ü~êacters)

Este ajuste define a mensagem do local bit nn (até 7 caracteres) com sinal pulsado na entrada, com n entre 01 e 32.

PLBnn: 7 caracteres.

PKRKPKRKPKRKPKRK oÉéçêíoÉéçêíoÉéçêíoÉéçêí====

Event Report

3.5.1. ER Event Report Trigger (SELogic)

Este ajuste define as condições de partida do registro de eventos (oscilografia) além da ativação do bit TRIP e da partida via comando TRI.

ER: SELogic Equation.


362/443

AJUSTES

ER = R_TRIG 50REF1P OR R_TRIG 64G1P OR R_TRIG 64F1P OR R_TRIG 46Q1P OR R_TRIG 49TTP OR R_TRIG 24D1P OR R_TRIG 50PX1P OR R_TRIG 50GX1P OR R_TRIG 50PY1P

3.5.2. LER Length of Event Report (cycles)

Este ajuste define o comprimento de cada registro de eventos. Para cada relatório, o relé armazena em memória não volátil os mais recentes 15 , 64 ou 180 ciclos com os dados do evento. O número de eventos salvos será menor quanto maior for o comprimento do registro de eventos, (se LER = 15 – até 72 eventos; se LER = 64 – até 17 eventos; se LER = 180 – até 4 eventos).

LER: 15, 64, 180 ciclos.

AJUSTES

LER = 15

3.5.3. PRE Prefault Length in Event Report (cycles)

Este ajuste define o comprimento do período pré-falta.

PRE: 1 a 10 ciclos.

AJUSTES

PRE = 5

SER

O relé fornece um relatório de eventos do Registrador Seqüencial de Eventos (SER) que registra as alterações nos estados dos elementos e contatos de entrada e saída do relé. O SER é um meio conveniente de verificar o pickup/dropout de qualquer elemento do relé.

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.


363/443

SER Chatter Criteria

3.5.4. ESERDEL Auto-Removal Enable

Este ajuste define se a função de excluir/reinserir registros no Registrador Seqüencial de Eventos (SER) será habilitada.

ESERDEL: Y, N.

AJUSTES

ESERDEL = N

3.5.5. SRDLCNT Number of Counts (counts)

Este ajuste define o numero de mudanças de estado dos itens incluídos nos registros de eventos.

SRDLCNT: 2 a 20 contadores.

AJUSTES

SRDLCNT = 5

3.5.6. SRDLTIM Removal Time (seconds)

Este ajuste define o intervalo de tempo onde o relé compara as mudanças de estado de cada item nos registros de eventos. Quando um item mudar de estado mais que o definido no ajuste (SRDLCNT) num intervalo de tempo (SRDLTIM), o relé automaticamente remove estes Relay Word bits dos registros do SER. Uma vez apagada a gravação, o item será ignorado pelos próximos nove intervalos. No nono intervalo, haverá nova verificação e se não houve novas mudanças, será reinserido na gravação automaticamente, no começo do décimo intervalo.

SRDLTIM: 0,1 a 90,0 segundos.

AJUSTES

SRDLTIM = 1,0


364/443

SER Trigger Lists

3.5.7. SER1 (24 relay word bits)

SER1: lista de partida 1.

AJUSTES SER1 = IN101 IN102 PB01 PB02 PB03 PB04 52AX 52AY

TRIPX TRIPY TRIP1 TRIP2 TRIP3



AJUSTES SER2 = ORED51T ORED50T 87U 87R OOST 21C1T 21C2T

3PWRX1T 3PWRX2T 3PWRY1T 3PWRY2T REF1F REF1R 24D1T 24C2T RTDT



AJUSTES

SER3 = 64G1T 64G2T 64F1T 64F2T 46Q1T 46Q2T LOPX LOPY 81X1T 81X2T 81Y1T 81Y2T



AJUSTES

SER4 = SALARM 49T 40Z1T 40Z2T

====


365/443

oÉä~ó=tçêÇ=_áí=^äá~ëÉëoÉä~ó=tçêÇ=_áí=^äá~ëÉëoÉä~ó=tçêÇ=_áí=^äá~ëÉëoÉä~ó=tçêÇ=_áí=^äá~ëÉë====

3.5.11. EALIAS Enable ALIAS Settings

Este ajuste define se a função de alteração de nomes de Relay Word bits, estará habilitada para operação.

É possível alterar os nomes de até 20 Relay 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.

EALIAS: N, 1 a 20.

AJUSTES

EALIAS = 4

====

3.5.12. ALIASn (59 `Ü~êacters)

Este ajuste define o apelido n, com n entre 1 e 20.

ALIASn: 59 caracteres.

Serão usados para renomear os quatro Pushbutton (botão de pressão) do painel frontal do relé.

AJUSTES

ALIAS1 = PB01 FP_LOCK PICKUP DROPOUT

ALIAS2 = PB02 FP_BRKR_SELECT PICKUP DROPOUT

ALIAS3 = PB03 FP_CLOSE PICKUP DROPOUT

ALIAS4 = PB04 FP_TRIP PICKUP DROPOUT

====

dÉåÉê~íçê=póåÅ=oÉéçêídÉåÉê~íçê=póåÅ=oÉéçêídÉåÉê~íçê=póåÅ=oÉéçêídÉåÉê~íçê=póåÅ=oÉéçêí====

3.5.13. GSRTRG Generator Sync Report Trigger (SELogic)

Este ajuste define as condições de partida do registro de eventos (oscilografia) para a função de sincronização automática.

GSRTRG: SELogic Equation.

AJUSTES

GSRTRG = CLOSEX AND (25C OR 25AX1 OR 25AX2)


366/443

3.5.14. GSRR Generator Sync Report Resolution (cycles)

Este ajuste define a resolução de cada registro de eventos da função de sincronização automática.

GSRR: 0,25, 1, 5 ciclos.

AJUSTES

GSRR = 0,25

3.5.15. PRESYNC Generator Sync Report Presync Length (samples)

Este ajuste define o número de amostras do período pré-falta de cada registro de eventos.

PRESYNC: 1 a 4799 amostras.

AJUSTES

PRESYNC = 4790

iç~Ç=mêçÑáäÉiç~Ç=mêçÑáäÉiç~Ç=mêçÑáäÉiç~Ç=mêçÑáäÉ====

3.5.16. LDLIST Load Profile List (17 Analog Quantities)

Este ajuste define a quantidade analógica a ser incluída no relatório de perfil ou curva de carga.

O SEL-700G incorpora um registrador programável do Perfil de Carga (“Load Profile” – LDP) que registra até 17 grandezas de medição em memória não volátil, em intervalos fixos de tempo. O LDP armazena os dados mais recentes de vários dias a várias semanas, dependendo de como for ajustado.

LDLIST: 17 quantidade analógica.

AJUSTES

LDLIST = NA

3.5.17. LDAR Load Profile Acquisition Rate (minutes)

Este ajuste define a taxa de aquisição desejada para as quantidades analógicas.


367/443

LDAR: 5, 10, 15, 30, 60 minutos.

AJUSTES

LDAR = 15

3.6. Port F

mêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåmêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåmêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåmêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçå

3.6.1. PROTO Protocol

Esse ajuste define o protocolo de comunicação da porta frontal de comunicação. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), MOD (protocolo Modbus® RTU), EVMSG (protocolo Event Messenger quando usado com o SEL-3010) e PMU (sincrofasores em conformidade com a norma IEEE C37.118).

PROTO: SEL, MOD, EVMSG, PMU.

AJUSTES

PROTO = SEL

`çããìåáÅ~íáçå=pÉííáåÖë`çããìåáÅ~íáçå=pÉííáåÖë`çããìåáÅ~íáçå=pÉííáåÖë`çããìåáÅ~íáçå=pÉííáåÖë

3.6.2. SPEED Data Speed (bps)

Esse ajuste define a taxa de transmissão de sinal.

SPEED: 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400 bauds.

AJUSTES

SPEED = 38400

3.6.3. BITS Data bits

Esse ajuste define o número de bits de dados.

BITS: 7, 8.


368/443

AJUSTES

BITS = 8

3.6.4. PARITY Parity

Esse ajuste define o tipo de paridade utilizada na transmissão de dados.

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

AJUSTES

PARITY = N

3.6.5. STOP Stop Bits (bits)

Este ajuste define o número de bits de parada.

STOP: 1, 2.

AJUSTES

STOP = 1

3.6.6. 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.

AJUSTES

RTSCTS = N


369/443

3.6.7. T_OUT Port Time-out (minutes)

Esse ajuste 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 a 30 minutos.

AJUSTES

T_OUT = 30

pbi=mêçíçÅçä=pÉííáåÖëpbi=mêçíçÅçä=pÉííáåÖëpbi=mêçíçÅçä=pÉííáåÖëpbi=mêçíçÅçä=pÉííáåÖë

3.6.8. AUTO Send Auto Messages to Port

Esse ajuste permite a transmissão automática de mensagens para a porta serial. AUTO: Y, N.

AJUSTES

AUTO = N

Modbus Protocol

3.6.9. SLAVEID Modbus Slave ID

Este ajuste define o endereço do equipamento.

SLAVEID:1 a 247.

AJUSTES

SLAVEID = 1

3.7. Port 1

3.7.1. IPADDR Device IP Address [zzz, yyy, xxx, www] (15 characters)

Este ajuste define o endereço na rede local do Protocolo de Internet (IP), contendo uma série de quatro valores separados por períodos.

IPADDR: 15 caracteres.


370/443

AJUSTES

IPADDR = 192.168.1.2

3.7.2. SUBNETM Subnet Mask (15 characters)

Este ajuste define a máscara de subrede. A máscara de subrede divide o nodo local do endereço IP em duas partes, um número de rede e um endereço de nodo naquela rede. Uma máscara de subrede são quatro bytes de informações e é expresso no mesmo formato que um endereço IP.

SUBNETM: 15 caracteres.

AJUSTES

SUBNETM = 255.255.255.0

3.7.3. DEFRTR Default Router Gateway (15 characters)

Este ajuste é usado para determinar como comunicar com nodos em outras redes locais. O relé se comunica através de uma rota default, para enviar dados para nodos em outras redes locais.

DEFRTR: 15 caracteres.

AJUSTES

DEFRTR = 255.255.255.0

3.7.4. ETCPKA Enable TCP Keep-Alive

Este ajuste habilita a função “Keep-Alive” do protocolo Modbus TCP.

ETCPKA: Y, N.

AJUSTES

ETCPKA = Y

3.7.5. KAIDLE TCP Keep-Alive Idle Range (seconds)

Este ajuste determina o tempo de espera sem atividade detectada, antes de enviar um pacote de “Keep-Alive”.


371/443

KAIDLE: 1 a 20 segundos.

AJUSTES

KAIDLE = 10

3.7.6. KAINTV TCP Keep-Alive Interval Range (seconds)

Este ajuste determina o tempo de espera entre o envio de pacotes de “Keep-Alive”, e depois de não receber nenhuma resposta do pacote de “Keep-Alive” anterior.

KAINTV: 1 a 20 segundos.

AJUSTES

KAINTV = 1

3.7.7. KACNT TCP Keep-Alive Count Range

Este ajuste determina o número máximo de envio de pacotes de “Keep-Alive”.

KACNT: 1 a 20.

AJUSTES

KACNT = 6

3.7.8. NETPORT Primary Network Port

Este ajuste habilita a porta primária de rede.

NETPORT: A, B, D.

Onde A = Porta A, B = Porta B e D = Desabilitada.

AJUSTES

NETPORT = A

3.7.9. NETMODE Operating Mode

Este ajuste define o modo de operação da porta primária de rede.


372/443

NETMODE: FIXED, FAILOVER, SWITCHED.

AJUSTES

NETMODE = FAILOVER

3.7.10. FTIME Fail Over Time-Out (seconds)

Este ajuste define o tempo de Fail Over da porta primária de rede.

FTIME: 0,10 a 65,00 segundos.

AJUSTES

FTIME = 1,00

3.7.11. NETASPD Network Port A Speed (Mbps)

Este ajuste define a velocidade da rede na porta A.

NETASPD: AUTO, 10, 100 Mbps.

AJUSTES

NETASPD = AUTO

3.7.12. NETBSPD Network Port B Speed (Mbps)

Este ajuste define a velocidade da rede na porta B.

NETBSPD: AUTO, 10, 100 Mbps.

AJUSTES

NETBSPD = AUTO

3.7.13. TPORT Telnet Port

Este ajuste determina o número da porta de Telnet para acesso à Ethernet.

TPORT: 23, 1025-65534.


373/443

AJUSTES

TPORT = 23

3.7.14. TIDLE Telnet Port Time-Out (minutes)

Este ajuste determina o tempo de inatividade da porta de Telnet.

TIDLE: 1 a 30 minutos.

AJUSTES

TIDLE = 15

3.7.15. FTPUSER File Transfer User Name (20 Characters)

Este ajuste determina o nome do usuário para transferência de arquivo.

FTPUSER: 20 caracteres.

AJUSTES

FTPUSER = FTPUSER

3.7.16. E61850 Enable IEC 61850 Protocol

Este ajuste habilita o protocolo IEC 61850.

E61850: Y, N.

AJUSTES

E61850 = N

3.7.17. EGSE Enable IEC 61850 GOOSE

Este ajuste habilita o envio de mensagem GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event).

EGSE: Y, N.

AJUSTES

EGSE = N


374/443

3.7.18. EDNP Enable DNP Sessions

Este ajuste habilita até três sessões na Ethernet para uso do protocolo DNP.

EDNP: 0 a 3.

AJUSTES

EDNP = 0

====

3.7.19. DNPNUM DNP TCP and UDP Port

Este ajuste identifica os protocolos DNP, TCP e UDP.

DNPNUM: 1 a 65534.

AJUSTES

DNPNUM = 20000

====

3.7.20. DNPADR DNP Address

Este ajuste define o endereço do relé para acessos via protocolo DNP.

DNPADR: 0 a 65519.

AJUSTES

DNPADR = 0

Modbus Protocol

3.7.21. EMOD Enable Modbus Sessions

Este ajuste habilita a porta 1, a porta 2 ou nenhuma porta para uso do protocolo Modbus.

EMOD: 0 a 2.

AJUSTES

EMOD = 0


375/443

3.7.22. MODNUM1 Modbus TCP Port1

Este ajuste identifica na porta 1 o protocolo de transporte Modbus TCP.

MODNUM1: 1 a 65534.

AJUSTES

MODNUM1 = 502

3.7.23. MODNUM2 Modbus TCP Port2

Este ajuste identifica na porta 2 o protocolo de transporte Modbus TCP.

MODNUM2: 1 a 65534.

AJUSTES

MODNUM2 = 502

3.7.24. MTIMEO1 Modbus Timeout 1 (seconds)

Este ajuste define o tempo máximo de inatividade da porta 1 para uso do protocolo Modbus.

MTIMEO1: 15 a 900 segundos.

AJUSTES

MTIMEO1 = 15

3.7.25. MTIMEO2 Modbus Timeout 1 (seconds)

Este ajuste define o tempo máximo de inatividade da porta 2 para uso do protocolo Modbus.

MTIMEO2: 15 a 900 segundos.

AJUSTES

MTIMEO1 = 15


376/443

SEL Synchrophasor Protocol

3.7.26. EPMIP Enable PMU Processing

Este ajuste habilita uma ou duas saídas para o processamento do protocolo de sincrofasor nesta porta.

EPMIP: 0 a 2.

AJUSTES

EPMIP = 0

Output 1

3.7.27. PMOTS1 PMU Output 1 Transport Scheme

Este ajuste define o esquema de transporte para o protocolo de sincrofasor, através da saída 1.

PMOTS1: OFF, TCP, UDP_S, UDP_T, UDP_U.

AJUSTES

PMOTS1 = OFF

3.7.28. PMOIPA1 PMU Output 1 Client IP Address [zzz, yyy, xxx, www] (15 characters)

Este ajuste define o endereço (IP) do cliente remoto do protocolo de sincrofasor, através da saída 1.

PMOIPA1:

AJUSTES

PMOIPA1 = 192.168.1.3

3.7.29. PMOTCP1 PMU Output 1 TCP/IP Port Number

Este ajuste define o endereço (IP) local do protocolo de transporte TCP, através da saída 1.

PMOTCP1: 1 a 65534.


377/443

AJUSTES

PMOTCP1 = 4712

3.7.30. PMOUDP1 PMU Output 1 UDP/IP Data Port Number

Este ajuste define o endereço (IP) remoto do protocolo de transporte UDP, através da saída 1.

PMOUDP1: 1 a 65534.

AJUSTES

PMOUDP1 = 4713

Output 2

3.7.31. PMOTS2 PMU Output 2 Transport Scheme

Este ajuste define o esquema de transporte para o protocolo de sincrofasor, através da saída 2.

PMOTS2: OFF, TCP, UDP_S, UDP_T, UDP_U.

AJUSTES

PMOTS2 = OFF

3.7.32. PMOIPA2 PMU Output 2 Client IP Address [zzz, yyy, xxx, www] (15 characters)

Este ajuste define o endereço (IP) do cliente remoto do protocolo de sincrofasor, através da saída 2.

PMOIPA2:

AJUSTES

PMOIPA2 = 192.168.1.4

3.7.33. PMOTCP2 PMU Output 2 TCP/IP Port Number

Este ajuste define o endereço (IP) local do protocolo de transporte TCP, através da saída 2.


378/443

PMOTCP2: 1 a 65534.

AJUSTES

PMOTCP2 = 4722

3.7.34. PMOUDP2 PMU Output 2 UDP/IP Data Port Number

Este ajuste define o endereço (IP) remoto do protocolo de transporte UDP, através da saída 2.

PMOUDP2: 1 a 65534.

AJUSTES

PMOUDP1 = 4713

akm=mêçíçÅçäakm=mêçíçÅçäakm=mêçíçÅçäakm=mêçíçÅçä

akm=pÉëëáçå=Nakm=pÉëëáçå=Nakm=pÉëëáçå=Nakm=pÉëëáçå=N

3.7.35. DNPIP1 IP Address [zzz, yyy, xxx, www] (15 characters)

Este ajuste define o endereço do relé para acessos via protocolo DNP3.0, contendo uma série de quatro valores separados por períodos.

DNPIP1: 15 caracteres.

AJUSTES

DNPIP1 = 192.168.1.2

3.7.36. DNPTR1 Transport Protocol

Este ajuste define o protocolo de envio de mensagem.

DNPTR1: UDP, TCP.

AJUSTES

DNPTR1= TCP


379/443

3.7.37. DNPUDP1 UDP Response Port

Este ajuste define a resposta do protocolo de envio de mensagem UDP.

DNPUDP1: REQ, 1 a 65534.

AJUSTES

DNPUDP1 = 20000

3.7.38. REPADR1 DNP Address to Report to

Este ajuste define o endereço ao qual o DNP deve se reportar.

REPADR1: 0 a 65519.

AJUSTES

REPADR1 = 1

3.7.39. DNPMAP1 DNP Map

Este ajuste define a quantidade de mapa DNP será usado.

DNPMAP1: 1 a 3.

AJUSTES

DNPMAP1 = 1

3.7.40. DVARAI1 Analog Input Default Variation

Este ajuste define a variação de entradas analógicas.

DVARAI1: 1 a 6.

AJUSTES

DVARAI1 = 4

3.7.41. ECLASSB1 Class for Binary Event Data

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


380/443

ECLASSB1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSB1 = 1

3.7.42. ECLASSC1 Class for Counter Event Data

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

ECLASSC1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSC1 = 0

3.7.43. ECLASSA1 Class for Analog Event Data

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

ECLASSA1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSA1 = 2

3.7.44. DECPLA1 Currents Scaling Decimal Places

Este ajuste define quantas casas decimais serão usadas para a unidade de corrente.

DECPLA1: 0 a 3 casas decimais.

AJUSTES

DECPLA1 = 1

3.7.45. DECPLV1 Voltages Scaling Decimal Places

Este ajuste define quantas casas decimais serão usadas para a unidade de tensão.


381/443

DECPLV1: 0 a 3 casas decimais.

AJUSTES

DECPLV1 = 1

3.7.46. DECPLM1 Miscellaneous Scaling Decimal Places

Este ajuste define quantas casas decimais serão usadas para as demais unidades.

DECPLM1: 0 a 3 casas decimais.

AJUSTES

DECPLM1 = 1

3.7.47. ANADBA1 Amperes Reporting Deadband Counts

Este ajuste define a banda morta de eventos que contenham elementos analógicos de corrente.

ANADBA1: 0 a 32767 contagens.

AJUSTES

ANADBA1 = 100

3.7.48. ANADBV1 Volts Reporting Deadband Counts

Este ajuste define a banda morta de eventos que contenham elementos analógicos de tensão.

ANADBV1: 0 a 32767 contagens.

AJUSTES

ANADBV1 = 100

3.7.49. ANADBM1 Miscellaneous Data Reporting Deadband Counts

Este ajuste define a banda morta de eventos que contenham outros elementos analógicos.

ANADBM1: 0 a 32767 contagens.


382/443

AJUSTES

ANADBM1 = 100

3.7.50. TIMERQ1 Minutes for Request Interval

Este ajuste define o tempo do intervalo de aquisição de dados.

TIMERQ1: I, M, 1 a 32767 minutos.

AJUSTES

TIMERQ1 = I

3.7.51. STIMEO1 Seconds to Select/Operate Time-Out

Este ajuste define o tempo máximo para seleção / operação.

STIMEO1: 0,0 a 30,0 segundos.

AJUSTES

STIMEO1 = 1,0

3.7.52. DNPINA1 Seconds to Send Data Link Heartbeat

Este ajuste define o tempo para envio de dados.

DNPINA1: 0 a 7200 segundos.

AJUSTES

DNPINA1 = 120

3.7.53. ETIMEO1 Event Message Confirm Time-Out (seconds)

Este ajuste define o tempo máximo de confirmação de mensagens.

ETIMEO1: 1 a 50 segundos.

AJUSTES

ETIMEO1 = 5


383/443

3.7.54. UNSOL1 Enable Unsolicited Reporting

Este ajuste habilita o relatório de eventos não solicitado.

UNSOL1: Y, N.

AJUSTES

UNSOL1 = N

3.7.55. PUNSOL1 Enable Unsolicited Reporting at Power-up

Este ajuste habilita o relatório de eventos não solicitado ao energizar o relé.

PUNSOL1: Y, N.

AJUSTES

PUNSOL1 = N

3.7.56. NUMEVE1 Number of Events to Transmit On

Este ajuste define o número de eventos a partir do qual os mesmos serão transmitidos.

NUMEVE1: 1 a 200.

AJUSTES

NUMEVE1 = 10

3.7.57. AGEEVE1 Oldest Event to Transmit On (seconds)

Este ajuste define o tempo do evento mais antigo para iniciar a transmissão.

AGEEVE1: 0,0 a 99999,0 segundos.

AJUSTES

AGEEVE1 = 2,0


384/443

3.7.58. URETRY1 Unsolicited Message Max Retry Attempts

Este ajuste define o número de tentativas para mensagens não solicitadas.

URETRY1: 2 a 10.

AJUSTES

URETRY1 = 3

3.7.59. UTIMEO1 Unsolicited Message Offline Time-Out (seconds)

Este ajuste define o tempo máximo para confirmação de mensagens não solicitadas.

UTIMEO1: 1 a 5000 segundos.

AJUSTES

UTIMEO1 = 60

akm=pÉëëáçå=Oakm=pÉëëáçå=Oakm=pÉëëáçå=Oakm=pÉëëáçå=O




AJUSTES

DNPIP2 = 192.168.1.4



DNPTR2: UDP, TCP.

AJUSTES

DNPTR2= TCP


385/443




AJUSTES

DNPUDP2 = 20000



REPADR3: 0 a 65519.

AJUSTES

REPADR2 = 1



DNPMAP2: 1 a 3.

AJUSTES

DNPMAP2 = 1



DVARAI2: 1 a 6.

AJUSTES

DVARAI2 = 4




386/443

ECLASSB2: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSB2 = 1



ECLASSC2: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSC2 = 0



ECLASSA2: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSA2 = 2




AJUSTES

DECPLA2 = 1


387/443




AJUSTES

DECPLV2 = 1




AJUSTES

DECPLM2 = 1




AJUSTES

ANADBA2 = 100




AJUSTES

ANADBV2 = 100


388/443




AJUSTES

ANADBM2 = 100




AJUSTES

TIMERQ2 = I




AJUSTES

STIMEO2 = 1,0




AJUSTES

DNPINA2 = 120

3.7.78. ETIMEO2 Event Message Confirm Time-out (seconds)



389/443


AJUSTES

ETIMEO2 = 5



UNSOL2: Y, N.

AJUSTES

UNSOL2 = N



PUNSOL2: Y, N.

AJUSTES

PUNSOL2 = N



NUMEVE2: 1 a 200.

AJUSTES

NUMEVE2 = 10


Este ajuste define o tempo do evento mais antigo para iniciar a transmissão. AGEEVE2: 0,0 a 99999,0 segundos.


390/443

AJUSTES

AGEEVE2 = 2,0


Este ajuste define o número de tentativas para mensagens não solicitadas. URETRY2: 2 a 10.

AJUSTES

URETRY2 = 3




AJUSTES

UTIMEO2 = 60

akm=pÉëëáçå=Pakm=pÉëëáçå=Pakm=pÉëëáçå=Pakm=pÉëëáçå=P




AJUSTES

DNPIP3 = 192.168.1.5



DNPTR3: UDP, TCP.


391/443

AJUSTES

DNPTR3= TCP




AJUSTES

DNPUDP3 = 20000



REPADR3: 0 a 65519.

AJUSTES

REPADR3 = 1



DNPMAP3: 1 a 3.

AJUSTES

DNPMAP3 = 1



DVARAI3: 1 a 6.

AJUSTES

DVARAI3 = 4


392/443



ECLASSB3: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSB3 = 1



ECLASSC3: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSC3 = 0



ECLASSA3: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSA3 = 2




AJUSTES

DECPLA3 = 1


393/443




AJUSTES

DECPLV3 = 1




AJUSTES

DECPLM3 = 1




AJUSTES

ANADBA3 = 100




AJUSTES

ANADBV3 = 100


394/443




AJUSTES

ANADBM3 = 100




AJUSTES

TIMERQ3 = I




AJUSTES

STIMEO3 = 1,0




AJUSTES

DNPINA3= 120




395/443


AJUSTES

ETIMEO3 = 5



UNSOL3: Y, N.

AJUSTES

UNSOL3 = N



PUNSOL3: Y, N.

AJUSTES

PUNSOL3 = N



NUMEVE3: 1 a 200.

AJUSTES

NUMEVE3 = 10





396/443

AJUSTES

AGEEVE3 = 2,0



URETRY3: 2 a 10.

AJUSTES

URETRY3 = 3




AJUSTES

UTIMEO3 = 60

3.8. Port 2

mêçíçÅmêçíçÅmêçíçÅmêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåçä=pÉäÉÅíáçåçä=pÉäÉÅíáçåçä=pÉäÉÅíáçå


Esse ajuste define o protocolo de comunicação da porta de comunicação 2. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), DNP (para comunicação com o relé via protocolo DNP3.0), MOD (protocolo Modbus® RTU), EVMSG (protocolo Event Messenger quando usado com o SEL-3010), PMU (sincrofasores em conformidade com a norma IEEE C37.118), MBA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A, usado em equipamentos mais antigos), MBB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B, usado em equipamentos mais antigos), MB8A (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A), MB8B (protocolo


397/443

de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B), MBTA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A através de modem) e MBTB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B através de modem).

PROTO: SEL, DNP, MOD, EVMSG, PMU, MBA, MBB, MB8A, MB8B, MBTA, MBTB.

AJUSTES

PROTO = SEL




SPEED: 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400 bauds.

AJUSTES

SPEED = 38400

3.8.3. BITS Data bits (bits)


BITS: 7, 8.

AJUSTES

BITS = 8


Esse ajuste define o tipo de paridade utilizada na transmissão de dados.

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

AJUSTES

PARITY = N


398/443



STOP: 1, 2.

AJUSTES

STOP = 1


Esse ajuste 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 a 30 minutos.

AJUSTES

T_OUT = 30



Esse ajuste permite a transmissão automática de mensagens para a porta serial.

AUTO: Y, N.

AJUSTES

AUTO = N

3.8.8. FASTOP Fast Operate

Este ajuste habilita a mensagem de “FAST OPERATE” na porta serial.

FASTOP: Y, N.

AJUSTES

FASTOP = N


399/443

Modbus Protocol



SLAVEID:1 a 247.

AJUSTES

SLAVEID = 1

Mirrored Bits

3.8.10. TXID Mirrored Bits Transmit Identifier

Esse ajuste identifica o endereço de transmissão de MIRRORED BITS. O ajuste de TXID no relé local deve ser compatível com o ajuste de TXID no relé do terminal remoto. Isto significa que um relé TXID = 1 transmite para o relé TXID = 1.

TXID: 1 a 4.

AJUSTES

TXID = 2

3.8.11. RXID Mirrored Bits Receive Identifier

Esse ajuste identifica o endereço de recepção de MIRRORED BITS. O ajuste de RXID no relé local deve ser compatível com o ajuste de RXID no relé do terminal remoto. Isto significa que um relé RXID = 2 receba do relé RXID = 2.

RXID: 1 a 4.

AJUSTES

RXID = 1

3.8.12. RBADPU Mirrored Bits Rx Bad Pickup Time (seconds)

Este elemento indica quanto tempo um erro de canal pode perdurar antes que o elemento RBADA seja ativado. RBADA é desativado quando os erros de canal são corrigidos.


400/443

RBADPU: 1 a 10000.

AJUSTES

RBADPU = 60

3.8.13. CBADPU PPM Mirrored Bits Channel Bad Pickup

O ajuste CBADPU determina a relação entre o tempo em que o canal está falhado e o tempo total do canal antes do elemento CBADA ser ativado. Os tempos usados para este cálculo são os disponíveis nos registros COMM. O fabricante sugere um ajuste de 10000.

CBADPU: 1 a 10000.

AJUSTES

CBADPU = 1000

3.8.14. RXDFLT Mirrored Bits Receive Default State (8 Characters)

Esse ajuste determina os estados dos MIRRORED BITS assumidos quando é detectado um erro de transmissão. O ajuste é um conjunto de 0s, 1s e Xs, no total de oito, que indicam o seguinte:

• 0: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado assume o estado lógico 0.


• X: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado mantém o estado lógico que possuía antes da perda do canal.

RXDFLT: 8 caracteres (0s, 1s, Xs).

AJUSTES

RXDFLT = XXXXXXXX


401/443

Pickup Debounce Messages

3.8.15. RMBnPU RMBn Pickup Debounce Messages

Estes temporizadores (n entre 1 e 8) supervisionam a transferência de dados recebidos ou valores assumidos, retardando a partida e a reposição dos respectivos MIRRORED BITS através de tempos de segurança.

RMBnPU: 1 a 8 milissegundos.

AJUSTES

RMBnPU = 1

Dropout Debounce Messages

3.8.16. RMBnDO RMBn Dropout Debounce Messages


RMBnDO: 1 a 8 milissegundos.

AJUSTES

RMBnDO = 1



Este ajuste define o endereço do relé para acessos via protocolo DNP3.0.

DNPADR: 0 a 65519.

AJUSTES

DNPADR = 0,00



REPADR1: 0 a 65519.


402/443

AJUSTES

REPADR1 = 1



DNPMAP1: 1 a 3.

AJUSTES

DNPMAP1 = 1



DVARAI1: 1 a 6.

AJUSTES

DVARAI1 = 4



ECLASSB1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSB1 = 1



ECLASSC1: 0 a 3.


403/443

AJUSTES

ECLASSC1 = 0



ECLASSA1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSA1 = 2




AJUSTES

DECPLA1 = 1




AJUSTES

DECPLV1 = 1





404/443

AJUSTES

DECPLM1 = 1




AJUSTES

ANADBA1 = 100




AJUSTES

ANADBV1 = 100




AJUSTES

ANADBM1 = 100





405/443

AJUSTES

TIMERQ1 = I




AJUSTES

STIMEO1 = 1,0

3.8.32. DRETRY1 Data Link Retries

Este ajuste define o número de tentativas de conexão de dados.

DRETRY: 0 a 15.

AJUSTES

DRETRY = 3

3.8.33. DTIMEO1 Seconds to Data Link Time-out

Este ajuste define o tempo máximo para conexão de dados.

DTIMEO1: 0 a 5 segundos.

AJUSTES

DTIMEO1 = 1




AJUSTES

ETIMEO1 = 5


406/443



UNSOL1: Y, N.

AJUSTES

UNSOL1 = N



PUNSOL1: Y, N.

AJUSTES

PUNSOL1 = N

3.8.37. NUMEVE1 Number of Events to Transmit on


NUMEVE1: 1 a 200.

AJUSTES

NUMEVE1 = 10




AJUSTES

AGEEVE1 = 2,0


407/443



URETRY1: 2 a 10.

AJUSTES

URETRY1 = 3




AJUSTES

UTIMEO1 = 60

3.9. Port 3

mêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåmêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåmêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåmêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçå


Esse ajuste define o protocolo de comunicação da porta de comunicação 3. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), DNP (para comunicação com o relé via protocolo DNP3.0), MOD (protocolo Modbus® RTU), EVMSG (protocolo Event Messenger quando usado com o SEL-3010), PMU (sincrofasores em conformidade com a norma IEEE C37.118), MBA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A, usado em equipamentos mais antigos), MBB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B, usado em equipamentos mais antigos), MB8A (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A), MB8B (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B), MBTA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A através de modem) e MBTB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B através de modem).


408/443

PROTO: SEL, DNP, MOD, EVMSG, PMU, MBA, MBB, MB8A, MB8B, MBTA, MBTB.

AJUSTES

PROTO = SEL




SPEED: 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400 bauds.

AJUSTES

SPEED = 38400



BITS: 7, 8.

AJUSTES

BITS = 8


Esse ajuste define o tipo de paridade utilizada na transmissão de dados. PARITY: O (paridade par), E (paridade ímpar) ou N (sem

paridade).

AJUSTES

PARITY = N




409/443

STOP: 1, 2.

AJUSTES

STOP = 1



RTSCTS: Y, N.

AJUSTES

RTSCTS = N


Esse ajuste 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 a 30 minutos.

AJUSTES

T_OUT = 30




AUTO: Y, N.

AJUSTES

AUTO = N


410/443


Este ajuste habilita a mensagem de “FAST OPERATE” na porta serial. FASTOP: Y, N.

AJUSTES

FASTOP = N

Modbus Protocol


Este ajuste define o endereço do equipamento. SLAVEID:1 a 247.

AJUSTES

SLAVEID = 1

Mirrored Bits



TXID: 1 a 4.

AJUSTES

TXID = 2



RXID: 1 a 4.


411/443

AJUSTES

RXID = 1



RBADPU: 1 a 10000.

AJUSTES

RBADPU = 60



CBADPU: 1 a 10000.

AJUSTES

CBADPU = 1000







412/443


AJUSTES

RXDFLT = XXXXXXXX





AJUSTES

RMBnPU = 1





AJUSTES

RMBnDO = 1




DNPADR: 0 a 65519.


413/443

AJUSTES

DNPADR = 0,00



REPADR1: 0 a 65519.

AJUSTES

REPADR1 = 1



DNPMAP1: 1 a 3.

AJUSTES

DNPMAP1 = 1



DVARAI1: 1 a 6.

AJUSTES

DVARAI1 = 4



ECLASSB1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSB1 = 1


414/443



ECLASSC1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSC1 = 0



ECLASSA1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSA1 = 2




AJUSTES

DECPLA1 = 1




AJUSTES

DECPLV1 = 1


415/443




AJUSTES

DECPLM1 = 1




AJUSTES

ANADBA1 = 100




AJUSTES

ANADBV1 = 100




AJUSTES

ANADBM1 = 100


416/443




AJUSTES

TIMERQ1 = I




AJUSTES

STIMEO1 = 1,0


Este ajuste define o número de tentativas de conexão de dados.

DRETRY: 0 a 15.

AJUSTES

DRETRY = 3




AJUSTES

DTIMEO1 = 1





417/443

AJUSTES

ETIMEO1 = 5



UNSOL1: Y, N.

AJUSTES

UNSOL1 = N



PUNSOL1: Y, N.

AJUSTES

PUNSOL1 = N



NUMEVE1: 1 a 200.

AJUSTES

NUMEVE1 = 10





418/443

AJUSTES

AGEEVE1 = 2,0



URETRY1: 2 a 10.

AJUSTES

URETRY1 = 3




AJUSTES

UTIMEO1 = 60

aÉä~óaÉä~óaÉä~óaÉä~ó

3.9.42. MINDLY Minimum Seconds from DCD to Tx (seconds)

Este ajuste define o tempo mínimo desde DCD (Data Carrier Detect - detector de transporte de dados) até a transmissão pelo canal Tx.

MINDLY: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

MINDLY = 0,05

3.9.43. MAXDLY Maximun Seconds from DCD to Tx (seconds)

Este ajuste define o tempo máximo deste o DCD (Data Carrier Detect - detector de transporte de dados) até a transmissão pelo canal Tx.


419/443

MAXDLY: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

MAXDLY = 0,10

3.9.44. PREDLY Settle Time from RTS ON to Tx (seconds)

Este ajuste define o tempo estabelecido desde RTS ligado (Request To Send – solicitação de envio de dados), até a transmissão pelo o canal Tx.

PREDLY: OFF, 0,00 a 30,00 segundos.

AJUSTES

PREDLY = 0,00

3.9.45. PSTDLY Settle Time from Tx to RTS OFF (seconds)

Este ajuste define o tempo estabelecido desde a transmissão pelo o canal Tx até RTS desligado (Request To Send – solicitação de envio de dados).

PSTDLY: 0,00 a 30,00 segundos.

AJUSTES

PSTDLY = 0,0

jçÇÉã=pÉííáåÖëjçÇÉã=pÉííáåÖëjçÇÉã=pÉííáåÖëjçÇÉã=pÉííáåÖë====

bå~ÄäÉ=jçÇÉãbå~ÄäÉ=jçÇÉãbå~ÄäÉ=jçÇÉãbå~ÄäÉ=jçÇÉã

3.9.46. MODEM Modem Connected to Port

Este ajuste define se haverá algum modem ligado à porta 3.

MODEM: Y, N.

AJUSTES

MODEM = N


420/443

3.9.47. MSTR Modem Startup String (30 characters)

Este ajuste define a seqüência para iniciar o Modem.

MSTR: 30 caracteres.

AJUSTES

MSTR = E0X0&D0S0=4

3.9.48. PH_NUM1 Phone Number for Dial-Out (30 characters)

Este ajuste define número telefônico 1 para discar.

PH_NUM1: 30 caracteres.

AJUSTES

PH_NUM1 =




AJUSTES

PH_NUM2 =

3.9.50. RETRY1 Retry Attempts for Phone 1 Dial-Out

Este ajuste define o número de tentativas de discagem para através do telefone 1.

RETRY1: 1 a 20.

AJUSTES

RETRY1 = 5




421/443

RETRY2: 1 a 20.

AJUSTES

RETRY2 = 5

3.9.52. MDTIME Time to Attempt Dial (seconds)

Este ajuste define o tempo para a tentativa de discagem.

MDTIME: 5 a 300 segundos.

AJUSTES

MDTIME = 60

3.9.53. MDRET Time Between Dial-Out Attempts (seconds)

Este ajuste define o tempo entre as tentativa de discagem.

MDRET: 5 a 3600 segundos.

AJUSTES

MDRET = 120

3.10. Port 4

mmmmêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçåêçíçÅçä=pÉäÉÅíáçå


Esse ajuste define o protocolo de comunicação da porta de comunicação 4. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), MOD (protocolo Modbus® RTU), DNET (permite a conexão a uma rede DeviceNet para acesso aos dados de medição, elementos de proteção, contatos das I/Os, sinalizações e grupos de ajustes), EVMSG (protocolo Event Messenger quando usado com o SEL-3010), PMU (sincrofasores em conformidade com a norma IEEE C37.118), MBA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A, usado em equipamentos mais antigos), MBB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B, usado em equipamentos mais antigos), MB8A (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A), MB8B (protocolo de


422/443

comunicação via MIRRORED BITS do grupo B), MBTA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A através de modem) e MBTB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B através de modem).

PROTO: SEL, MOD, DNET, EVMSG, PMU, MBA, MBB, MB8A, MB8B, MBTA, MBTB.

AJUSTES

PROTO = SEL

fåíÉêÑ~ÅÉ=pÉäÉÅíáçåfåíÉêÑ~ÅÉ=pÉäÉÅíáçåfåíÉêÑ~ÅÉ=pÉäÉÅíáçåfåíÉêÑ~ÅÉ=pÉäÉÅíáçå

3.10.2. COMMINF Communications Interface

Esse ajuste define o tipo da porta de comunicação EIA-232 ou EIA-485.

COMMINF: 232, 485.

AJUSTES

COMMINF = 232



Esse ajuste define a taxa de transmissão de sinal. SPEED: 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400 bauds.

AJUSTES

SPEED = 38400


Esse ajuste define o número de bits de dados. BITS: 7, 8.

AJUSTES

BITS = 8


423/443


Esse ajuste define o tipo de paridade utilizada na transmissão de dados. PARITY: O (paridade par), E (paridade ímpar) ou N (sem

paridade).

AJUSTES

PARITY = N


Este ajuste define o número de bits de parada. STOP: 1, 2.

AJUSTES

STOP = 1



RTSCTS: Y, N.

AJUSTES

RTSCTS = N


Esse ajuste 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 a 30 minutos.

AJUSTES

T_OUT = 30


424/443




AUTO: Y, N.

AJUSTES

AUTO = N


Este ajuste habilita a mensagem de “FAST OPERATE” na porta serial.

FASTOP: Y, N.

AJUSTES

FASTOP = N

Modbus Protocol



SLAVEID:1 a 247.

AJUSTES

SLAVEID = 1

Mirrored Bits



TXID: 1 a 4.


425/443

AJUSTES

TXID = 2



RXID: 1 a 4.

AJUSTES

RXID = 1



RBADPU: 1 a 10000.

AJUSTES

RBADPU = 60



CBADPU: 1 a 10000.

AJUSTES

CBADPU = 1000


426/443







AJUSTES

RXDFLT = XXXXXXXX





AJUSTES

RMBnPU = 1





427/443


AJUSTES

RMBnDO = 1




DNPADR: 0 a 65519.

AJUSTES

DNPADR = 0,00



REPADR1: 0 a 65519.

AJUSTES

REPADR1 = 1



DNPMAP1: 1 a 3.

AJUSTES

DNPMAP1 = 1



DVARAI1: 1 a 6.


428/443

AJUSTES

DVARAI1 = 4



ECLASSB1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSB1 = 1



ECLASSC1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSC1 = 0



ECLASSA1: 0 a 3.

AJUSTES

ECLASSA1 = 2




429/443


AJUSTES

DECPLA1 = 1




AJUSTES

DECPLV1 = 1




AJUSTES

DECPLM1 = 1




AJUSTES

ANADBA1 = 100




430/443


AJUSTES

ANADBV1 = 100




AJUSTES

ANADBM1 = 100




AJUSTES

TIMERQ1 = I


Este ajuste define o tempo máximo para seleção / operação. STIMEO1: 0,0 a 30,0 segundos.

AJUSTES

STIMEO1 = 1,0


Este ajuste define o número de tentativas de conexão de dados. DRETRY: 0 a 15.

AJUSTES

DRETRY = 3


431/443




AJUSTES

DTIMEO1 = 1




AJUSTES

ETIMEO1 = 5



UNSOL1: Y, N.

AJUSTES

UNSOL1 = N



PUNSOL1: Y, N.

AJUSTES

PUNSOL1 = N


432/443



NUMEVE1: 1 a 200.

AJUSTES

NUMEVE1 = 10




AJUSTES

AGEEVE1 = 2,0



URETRY1: 2 a 10.

AJUSTES

URETRY1 = 3




AJUSTES

UTIMEO1 = 60


433/443

aÉä~óaÉä~óaÉä~óaÉä~ó

3.10.43. MINDLY Minimum Seconds from DCD to Tx (seconds)

Este ajuste define o tempo mínimo desde DCD (Data Carrier Detect - detector de transporte de dados) até a transmissão pelo canal Tx.

MINDLY: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

MINDLY = 0,05

3.10.44. MAXDLY Maximun Seconds from DCD to Tx (seconds)

Este ajuste define o tempo máximo deste o DCD (Data Carrier Detect - detector de transporte de dados) até a transmissão pelo canal Tx.

MAXDLY: 0,00 a 1,00 segundo.

AJUSTES

MAXDLY = 0,10

3.10.45. PREDLY Settle Time from RTS ON to Tx (seconds)

Este ajuste define o tempo estabelecido desde RTS ligado (Request To Send – solicitação de envio de dados), até a transmissão pelo o canal Tx.

PREDLY: OFF, 0,00 a 30,00 segundos.

AJUSTES

PREDLY = 0,00

3.10.46. PSTDLY Settle Time from Tx to RTS OFF (seconds)

Este ajuste define o tempo estabelecido desde a transmissão pelo o canal Tx até RTS desligado (Request To Send – solicitação de envio de dados).


434/443

PSTDLY: 0,00 a 30,00 segundos.

AJUSTES

PSTDLY = 0,0

jçÇÉã=pÉííáåÖëjçÇÉã=pÉííáåÖëjçÇÉã=pÉííáåÖëjçÇÉã=pÉííáåÖë====

bå~ÄäÉ=jçÇÉãbå~ÄäÉ=jçÇÉãbå~ÄäÉ=jçÇÉãbå~ÄäÉ=jçÇÉã

3.10.47. MODEM Modem Connected to Port

Este ajuste define se haverá algum modem ligado à porta 4.

MODEM: Y, N.

AJUSTES

MODEM = N

3.10.48. MSTR Modem Startup String (30 characters)

Este ajuste define a seqüência para iniciar o Modem.

MSTR: 30 caracteres.

AJUSTES

MSTR = E0X0&D0S0=4




AJUSTES

PH_NUM1 =




435/443


AJUSTES

PH_NUM2 =



RETRY1: 1 a 20.

AJUSTES

RETRY1 = 5



RETRY2: 1 a 20.

AJUSTES

RETRY2 = 5

3.10.53. MDTIME Time to Attempt Dial (seconds)

Este ajuste define o tempo para a tentativa de discagem.

MDTIME: 5 a 300 segundos.

AJUSTES

MDTIME = 60

3.10.54. MDRET Time Between Dial-Out Attempts (seconds)

Este ajuste define o tempo entre as tentativa de discagem.

MDRET: 5 a 3600 segundos.


436/443

AJUSTES

MDRET = 120

3.11. Modbus User Map

Modbus baseado na Ethernet ou comunicação serial com remapeamento de pontos. Inclui acesso aos dados de medição, elementos de proteção, contatos de entrada/saída, sinalizações, SER, sumários dos relatórios dos eventos do relé e grupos de ajustes.

3.11.1. MOD_nnn USER REG#nnn (8 characters)

Este ajuste define o mapa de registros definido pelo usuário nnn, com nnn entre 001 a 125.

MOD_nnn: 8 caracteres.

Abaixo estão alguns exemplos de utilização desses registros.

AJUSTES

MOD_001 = IA_MAG

MOD_002 = IB_MAG

MOD_003 = IC_MAG

MOD_004 = IN_MAG

MOD_005 = IG_MAG

MOD_006 = IAV

3.12. DNP Maps

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.


437/443

DNP Map 1 / 2 / 3

Binary Inputs

3.12.1. BI_nn DNP Binary Input Label Name (10 characters)

Este ajuste define o mapa de entradas binárias definido pelo usuário nn, com nn entre 00 a 99.

BI_nn: 10 caracteres.

Abaixo estão alguns exemplos de utilização dessas entradas.

AJUSTES

BI_00 = ENABLE

BI_01 = TRIP

BI_02 = TRIPX

BI_03 = STFAIL

BI_04 = STSET

BI_05 = IN101

BI_06 = IN102

Binary Outputs

3.12.2. BO_nn DNP Binary Output Label Name (10 characters)

Este ajuste define o mapa de saídas binárias definido pelo usuário nn, com nn entre 00 a 31.

BO_nn: 10 caracteres.

Abaixo estão alguns exemplos de utilização dessas saídas.

AJUSTES

BO_00 = RB01

BO_01 = RB02

BO_02 = RB03

BO_03 = RB04

BO_04 = RB05

BO_05 = RB06


438/443

Analog Inputs

3.12.3. AI_nn DNP Analog Input Label Name (24 characters)

Este ajuste define o mapa de entradas analógicas definido pelo usuário nn, com nn entre 00 a 99.

AI_nn: 24 caracteres.

Abaixo estão alguns exemplos de utilização dessas entradas.

AJUSTES

AI_00 = IAX_MAG

AI_01 = IBX_MAG

AI_02 = ICX_MAG

AI_03 = IGX_MAG

AI_04 = I1X_MAG

AI_05 = 3I2X_MAG

AI_06 = IN_MAG

AI_07 = VAX_MAG

AI_08 = VBX_MAG

AI_09 = VCX_MAG

Analog Outputs

3.12.4. AO_nn DNP Analog Output Label Name (6 characters)

Este ajuste define o mapa de saídas analógicas definido pelo usuário nn, com nn entre 00 a 31.

AO_nn: 6 caracteres.

Abaixo estão alguns exemplos de utilização dessas saídas.

AJUSTES

AO_00 = GROUP

AO_01 = NOOP

AO_02 = NA


439/443

Counters

3.12.5. CO_nn DNP Counter Label Name (11 characters)

Este ajuste define o mapa de contadores definido pelo usuário nn, com nn entre 00 a 31.

CO_nn: 11 caracteres.

Abaixo estão alguns exemplos de utilização desses contadores.

AJUSTES

CO_00 = SC01

CO_01 = SC02

CO_02 = SC03

CO_03 = SC04


440/443

4. ANEXOS

4.1. Anexo I

4.1.1. Curto-circuito no lado de 6,9 kV (Condição Normal)

4.1.2. Curto-circuito no lado de 6,9 kV (Condição Máximo)

CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Lado de 6,9 kV

Condição: Normal


Condição: Máximo


441/443

4.1.3. Curto-circuito no lado de 6,9 kV (Condição Mínimo)

4.1.4. Curto-circuito no lado de 69 kV (Condição Normal)


Condição: Mínimo

CURTO-CIRCUITO Curto-Circuito: Lado de 69 kV

Condição: Normal


442/443

4.1.5. Curto-circuito no lado de 69 kV (Condição Máximo)

4.1.6. Curto-circuito no lado de 69 kV (Condição Mínimo)


Condição: Máximo


Condição: Mínimo


443/443

5. REFERÊNCIAS

1 – MANUAL DE INSTRUÇÕES SEL-700G

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 – AG2005-07 (Guidelines for Applying Load-Encroachment Element for Overcurrent Supervision)

George E. Alexander

4 – AG93-10 (The SEL-321 Relay Load-Encroachment Function Setting Guidelines)

John J. Kumm

5 – AG2005-08 (Setting 100% Stator Ground Fault Detection Elements in the SEL-300G Relay)

Lee Underwood

6 – 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

7 – AG2006-01 (Determining the Correct Connection Compensation in the SEL-387 Relay)

Mark Lanier

Schweitzer Engineering Laboratories, Inc

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