Prefácio - Siemens
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Prefácio Introdução Funções SIPROTEC Montagem e Comissionamento Proteção Multifunção de Máquina 7UM62 Dados Técnicos a partir do V4.61 Literatura Manual Apêndice Glossário Índice C53000-G1179-C149-2 1 2 3 4 A Isenção de Responsabilidade Copyright Verificamos o texto deste manual quanto ao hardware e software descritos. Entretanto, desvios da descrição não podem ser completamente eliminados, assim, não nos responsabilizamos por quaisquer erros ou omissões contidas nas informações fornecidas. Copyright © Siemens AG 2010. Todos os direitos reservados. As informações fornecidas neste documento são regularmente revisadas e quaisquer correções necessárias serão incluidas nas edições subseqüentes. Apreciamos quaisquer sugestões para melhorias. Nos reservamos ao direito de executar melhoramentos técnicos sem prévio aviso. A divulgação ou reprodução deste documento, ou avaliação e comunicação de seu conteúdo, não estão autorizadas exceto no caso de expressamente permitidas. As violações estão sujeitas à indenizações. Todos os direitos estão reservados, particularmente para propósitos de aplicação de patentes ou registro de marca. Marcas Registradas SIPROTEC, SINAUT, SICAM e DIGSI são marcas registradas da Siemens AG. Outras designações neste manual podem tratar-se de marcas registradas cuja utilização por terceiros para seus próprios propósitos poderão infringir direitos de propriedade. Publicação V04.01.00 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Prefácio Propósito deste Manual Este manual descreve as funções, operação, instalação e comissionamento dos dispositivos 7UM62. Em particular você encontrará: • Informações com respeito à configuração do dispositivo e descrições das funções e ajustes do dispositivo → Capítulo 2; • Instruções para montagem e comissionamento → Capítulo 3, • Lista de dados técnicos → Capítulo 4; • Bem como uma compilação dos dados mais significativos por usuários experientes → Apêndice A. Informações gerais sobre design, configuração e operação dos dispositivos SIPROTEC 4 estão a disposição em Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/. Público Alvo Engenheiros de proteção, engenheiros de comissionamento,pessoal com atividade em ajustes, verificações e serviços de equipamento seletivo de proteção, facilidades automáticas e de controle e pessoal de instalações elétricas e usinas. Aplicabilidade deste Manual Este manual é válido para: Proteção Multifunção de Máquina SIPROTEC 4 7UM62; versão de firmware V4.6. Indicação de Conformidade Este produto cumpre com as normas do Council of the European Communities quanto às leis dos Estados Membros relacionadas à compatibilidade eletromagnética (EMC Council Directive 89/336/EEC) e com respeito à uso de equipamento elétrico dentro dos limites de tensão especificados (Norma de baixa tensão 73/23 EEC). Essa conformidade está comprovada por testes conduzidos pela Siemens AG de acordo com o Artigo 10 do Conselho Normativo conforme os padrões genéricos EN 61000-6-2 e EN 61000-6-4 para a norma EMC e com o padrão EN 61000-6-2 e EN 61000-6-4 para norma de baixa tensão. Este dispositivo foi desenhado e produzido para uso industrial. O produto está de acordo com o padrão internacional das séries IEC 60255 e o padrão Alemão VDE 0435. Outros Padrões IEEE Std C37.90-* Este produto tem certificado UL conforme os Dados Técnicos: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3 Prefácio Suporte Adicional Desejando mais informações sobre o Sistema SIPROTEC 4 ou para resolução de problemas particulares que possam surgir e que não estão suficientemente cobertos por este manual quanto às necessidades do comprador, o assunto deverá ser encaminhado para o seu representante Siemens local. Cursos de Treinamento Ofertas para cursos individuais podem ser encontradas em nosso Catálogo de Treinamento ou as questões podem ser dirigidas para nosso centro de treinamento em Nuremberg. Instruções e Avisos Os avisos e notas contidas neste manual servem para sua própria segurança e para uma vida útil adequado do dispositivo. Favor observá-las! Os indicadores a seguir e definições padrão usadas são: PERIGO indica que morte, severos danos pessoais ou substanciais danos à propriedade ocorrerão se as precauções adequadas não forem tomadas. ATENÇÃO indica que morte, severos danos pessoais ou substanciais danos à propriedade podem resultar se as precauções adequadas não forem tomadas. Cuidado Indica que danos pessoais de menor monta ou danos à propriedade podem resultar se as precauções adequadas não forem tomadas. Isso se aplica particularmente a danos no pórprio dispositivo e danos conseqüentes disso. Nota Indica informações sobre o dispositivo ou parte respectiva do manual de instruções que são essenciais observar. ATENÇÃO! Ao operar um equipamento elétrico, certas partes do dispositivo têm, inevitavelmente, tensões perigosas. A morte, severos danos pessoais ou substanciais danos à propriedade podem resultar se o dispositivo não for manuseado adequadamente. Somente pessoal qualificado deverá trabalhar no e ao redor do equipamento. Deve estar fortemente familiarizado com todos os avisos e observações de segurança deste manual bem como com as normas de segurança aplicáveis. A operação segura e bem sucedida deste dispositivo é dependente do manuseio, instalação, operação e manutenção adequada executada por pessoal qualificado sob a observação de todos os avisos e sugestões aqui contidas. De particular importância são a instalação geral e normas de segurança para trabalho em ambiente de alta-tensão (por exemplo, ANSI, IEC, EN, DIN, ou outras normas nacionais e internacionais). Essas normas devem ser observadas. 4 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Prefácio Definição PESSOAL QUALIFICADO Para o propósito deste manual de instruções e identificações de produto, um pessoal qualificado é aquele que está familiarizado com a instalação, construção e operação do equipamento e riscos envolvidos. Em adição, tem que possuir as seguintes qualificações: • Estar treinado e autorizado a energizar, desenergizar, limpar, aterrar e identificar circuitos e equipamentos de acordo com as práticas de segurança estabelecidas. • Estar treinado com os cuidados adequados e uso de equipamento de proteção conforme o estabelecido pelas práticas de segurança. • Estar treinado em primeiros socorros. Convenções Tipográficas e Símbolos Os formatos de textos a seguir são usados quando aparece uma informação literal do dispositivo ou para o dispositivo no fluxo do texto: Nomes de parâmetros Designadores de parâmetros das funções que podem aparecer palavra por palavra no display do dispositivo ou na tela de um computador pessoal (com DIGSI), estão marcados em negrito no estilo tipo monoespaço. O mesmo acontece para os títulos dos menus. 1234A Endereços de parâmetros tem o mesmo estilo de caractere que os nomes dos parâmetros. Endreços de parâmetros contém o sufixo A nas tabelas de visão geral se o parâmetro só puder ser ajustado em DIGSI via opção Display addicional settings (Mostrar ajustes adicionais). Opções de parâmetros Possíveis ajustes nos parâmetros de texto que possam aparecer palavra por palavra no display do dispositivo ou na tela de um computador pessoal (com software de operação DIGSI), estão adicionalmente escritos em itálico. Isso também se aplica para barras de cabeçalho para menus de seleção. „Anunciações“ Designadores para informações que podem ser emitidos pelo relé ou necessárias de outros dispositivos ou do pátio, estão marcados em um estilo tipo monoespaço entre aspas. Desvios podem ser permitidos nos desenhos e tabelas quando o tipo de designador pode ser obviamente derivado da ilustração. Os seguintes símbolos são usados nos desenhos: Sinal de entrada lógica interna do dispositivo Sinal de saída lógica interna do dispositivo Sinal de entrada interno de uma grandeza analógica Sinal de entrada binária exetrno com número (entrada binária, indicação de entrada) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 5 Prefácio Sinal de saída binária externo com número (indicação do dispositivo) Sinal de saída binária externo com número (indicação o dispositivo) usado como sinal de entrada Exemplo de uma chave de parâmetro designado FUNCTION(FUNÇÃO) com endereço 1234 e os possíveis ajustes ON e OFF Além desses, símbolos gráficos são usados conforme IEC 60617-12 e IEC 60617-13 ou símbolos derivados deses padrões. Os símbolos mais freqüentes são: Sinal de entrada de uma grandeza analógica porta AND (E) porta OR (OU) OR exclusiva (ou antivalente): saída está ativa, se apenas uma entrada está ativa Porta coincidência (equivalência): saída está ativa se ambas as entradas estão ativas ou inativas ao mesmo tempo Entradas dinâmicas (borda-disparada) acima com borda positiva, abaixo com borda negativa Formação de um sinal de saída analógico de um número de sinais de entradas analógicas Estágio de valor limite com endereço de parâmetro e nomes de parâmetros 6 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Prefácio Temporizador (Relé de pickup T, exemplo ajustável) com endereço de ajuste e designador do parâmetro (nome) Temporizador (relé de dropout T, exemplo não ajustável) Temporizador de pulso de disparo dinâmico T (monoflop) Memória estática (RS-flipflop) com entrada de ajuste (S),entrada de reset (R), saída (Q) e saída invertida (Q) ■ 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 7 Prefácio 8 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Conteúdo 1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 1.1 Visão Geral da Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 1.2 Escopo da Aplicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 1.3 Características. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 2 Funções . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 2.1 Introdução, Sistema de Potência Referência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 2.1.1 Descrição da Função. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 2.2 Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 2.2.1 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 2.2.2 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 2.2.3 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 2.3 Módulo Ethernet EN100 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 2.3.1 Descrição da Função. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 2.3.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 2.3.3 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 2.4 Escopo Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 2.4.1 Descrição da Função. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 2.4.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 2.4.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 2.5 Dados do Sistema de Potência 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 2.5.1 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 2.5.2 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 2.5.3 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 2.6 Grupos de Ajuste. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 2.6.1 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 2.6.2 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 2.6.3 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 2.7 Dados do Sistema de Potência 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 2.7.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 2.7.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 2.7.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 2.7.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 9 Conteúdo 2.8 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51) com Subtensão Seal-In(Selado) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 2.8.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 2.8.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 2.8.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 2.8.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 2.9 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>>, ANSI 50, 51, 67) com Detecção de Direção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 2.9.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 2.9.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 2.9.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 2.9.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 2.10 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 2.10.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 2.10.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 2.10.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 2.10.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 2.11 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 2.11.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 2.11.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 2.11.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 2.11.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 2.12 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46) . . . . . . . . . . . . . . . . 93 2.12.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 2.12.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 2.12.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 2.12.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 2.13 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 2.13.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 2.13.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 2.13.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 2.13.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 10 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Conteúdo 2.14 Proteção Diferencial e seus Objetos Protegidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 2.14.1 2.14.1.1 2.14.1.2 2.14.1.3 2.14.1.4 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M/87T) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .116 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .117 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .118 2.14.2 2.14.2.1 2.14.2.2 Objeto Protegido Gerador ou Motor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 2.14.3 2.14.3.1 2.14.3.2 Objeto Protegido Transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 2.14.4 2.14.4.1 Necessidades do Transformador de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 2.15 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 2.15.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 2.15.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 2.15.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 2.15.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 2.16 Proteção de Subexcitação (Perda de Campo) (ANSI 40) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 2.16.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 2.16.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 2.16.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151 2.16.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 2.17 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 2.17.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 2.17.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 2.17.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 2.17.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 2.18 Supervisão de Potência Ativa Direta (Forward)(ANSI 32F) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 2.18.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 2.18.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 2.18.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160 2.18.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 2.19.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 2.19.2 Bloqueio de Oscilação de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 2.19.3 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168 2.19.4 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 2.19.5 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 11 Conteúdo 2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (out-of-step) (ANSI 78) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 2.20.1 Princípio de Medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 2.20.2 Lógica da Proteção Perda de Sincronismo (out-of-step). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179 2.20.3 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 2.20.4 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186 2.20.5 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 2.21 Proteção de Subtensão (ANSI 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 2.21.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 2.21.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 2.21.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190 2.21.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190 2.22 Proteção de Sobretensão (ANSI 59) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 2.22.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 2.22.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192 2.22.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193 2.22.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193 2.23 Proteção de Freqüência (ANSI 81) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 2.23.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 2.23.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 2.23.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197 2.23.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198 2.24 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 2.24.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 2.24.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 2.24.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 2.24.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204 2.25 Proteção de Subtensção de Tempo Inverso (ANSI 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205 2.25.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205 2.25.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206 2.25.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207 2.25.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207 2.26 Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208 2.26.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208 2.26.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 2.26.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 2.26.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213 2.27 Deslocamento de fase (Jump of Voltage Vector). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 2.27.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 2.27.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218 2.27.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 2.27.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 12 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Conteúdo 2.28 Proteção de Falta à Terra do Estator 90-% (ANSI 59N, 64G, 67G). . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 2.28.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 2.28.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226 2.28.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 2.28.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 2.29 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229 2.29.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229 2.29.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231 2.29.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233 2.29.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233 2.30 Proteção de Falta à Terra do Estator 100 % com 3ª Harmônica (ANSI 27/59TN 3ª Harm.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 2.30.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 2.30.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 2.30.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 2.30.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 2.31 Proteção de Falta à Terra do Estator 100 % com Injeção de Tensão de 20 Hz (ANSI 64G - 100%) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 2.31.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 2.31.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244 2.31.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250 2.31.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250 2.32 Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251 2.32.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251 2.32.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254 2.32.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 2.32.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 2.33 Proteção de Faltas entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT)) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 256 2.33.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 256 2.33.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 258 2.33.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259 2.33.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259 2.34 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 260 2.34.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 260 2.34.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262 2.34.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265 2.34.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 13 Conteúdo 2.35 Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com Injeção de Onda de Tensão Quadrada de 1 - 3 Hz (ANSI 64R - 1 a 3 Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266 2.35.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266 2.35.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271 2.35.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 2.35.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 2.36 Supervisão de Tempo de Partida do Motor (ANSI 48). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273 2.36.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273 2.36.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275 2.36.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277 2.36.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277 2.37 Inibição de Nova Partida para Motores (ANSI 66, 49Rotor) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278 2.37.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278 2.37.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 2.37.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 286 2.37.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 287 2.38 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 288 2.38.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 288 2.38.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 291 2.38.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292 2.38.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292 2.39 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293 2.39.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293 2.39.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294 2.39.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 295 2.39.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296 2.40 Tensão DC/Proteção de Corrente (ANSI 59NDC/51NDC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297 2.40.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 297 2.40.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 299 2.40.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301 2.40.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301 2.41 Saídas Analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302 2.41.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302 2.41.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303 2.41.3 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 307 14 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Conteúdo 2.42 Funções de Monitoramento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308 2.42.1 2.42.1.1 2.42.1.2 2.42.1.3 2.42.1.4 2.42.1.5 2.42.1.6 Supervisão de Medição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308 Monitoramento do Hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308 Monitoramento do Software . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .311 Monitoramento de Circuitos de Transformadores Externos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 316 2.42.2 2.42.2.1 2.42.2.2 2.42.2.3 2.42.2.4 2.42.2.5 Supervisão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Monitoramento de Falha do Fusível . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Respostas a mau Fucionamento de Funções de Monitoramento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.43 Supervisão do Circuito de Trip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324 2.43.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 324 317 317 320 322 323 323 2.43.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 330 2.43.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332 2.43.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332 2.44 Supervisão de Limites . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333 2.44.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333 2.44.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 338 2.44.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339 2.44.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 344 2.45 Funções de Trip Externo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345 2.45.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345 2.45.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345 2.45.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346 2.45.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 347 2.46 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 348 2.46.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 348 2.46.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350 2.46.3 Ajustes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351 2.46.4 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 356 2.47 Rotação de Fase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357 2.47.1 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357 2.47.2 Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 15 Conteúdo 2.48 Controle de Função de Proteção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358 2.48.1 2.48.1.1 Lógica de Pickup para Todo o Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358 Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358 2.48.2 2.48.2.1 2.48.2.2 2.49 2.49.1 2.49.1.1 2.49.2 2.49.2.1 2.49.2.2 2.49.3 2.49.3.1 2.49.3.2 2.49.4 2.49.4.1 2.49.4.2 2.49.5 2.49.5.1 2.49.6 2.49.6.1 2.49.7 2.49.7.1 2.49.8 2.49.8.1 2.49.8.2 2.49.9 2.49.9.1 2.49.10 2.49.10.1 2.49.10.2 2.49.10.3 2.49.10.4 2.49.11 2.49.11.1 2.49.12 2.49.12.1 2.49.12.2 2.49.12.3 2.49.12.4 Lógica de Trip para Todo o Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Funções Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Processamento de Anunciações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estatísticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Medição (Secundária/Primária/Valores Percentuais) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Medição Térmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Medição Diferencial e Restrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ajuste de Medição Min/Max. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Set Points (Valores Medidos) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Set Points (Estatística) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Registro Gráfico de Faltas (Oscilografia). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Notas de Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estampa de Data e Hora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Descrição Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ajudas de Comissionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mensagens de Teste para Interface SCADA Durante Operação de Teste . . . . . . . . . . . . Verificação da Interface do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação de Entradas e Saídas Binárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Criação de um Registro Gráfico de Teste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.50 Procesamento de Comando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382 2.50.1 2.50.1.1 Dispositivo de Controle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382 Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382 2.50.2 2.50.2.1 Tipos de Comandos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383 Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383 2.50.3 2.50.3.1 Procesamento de Comando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384 Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384 2.50.4 2.50.4.1 Intertravamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 385 Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 385 2.50.5 2.50.5.1 Registro de Comandos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393 Descrição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393 16 359 359 360 361 361 361 364 364 365 365 365 370 371 371 372 372 372 373 373 373 374 374 374 374 375 375 376 376 377 377 378 378 378 380 380 380 381 381 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Conteúdo 3 Montagem e Comissionamento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395 3.1 Montagem e Conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396 3.1.1 Informações de Configuração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396 3.1.2 3.1.2.1 3.1.2.2 3.1.2.3 3.1.2.4 3.1.2.5 Modificações do Hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desmontagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Elementos de Chaveamento nas Placas de Circuito Impresso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Módulos Interface . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Remontagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 399 399 401 405 417 420 3.1.3 3.1.3.1 3.1.3.2 3.1.3.3 Montagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Montagem Semi-Embutida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Montagem em Rack e Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Montagem Sobreposta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 421 421 422 424 3.2 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6 3.2.7 3.2.8 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.3.6 3.3.7 3.3.8 3.3.9 3.3.10 3.3.11 3.3.12 3.3.13 3.3.14 3.3.15 3.3.16 3.3.17 3.3.18 425 425 426 426 427 427 428 428 432 435 436 437 439 442 442 443 443 447 450 450 451 456 458 461 466 468 476 3.3.19 3.3.20 3.3.21 3.3.22 Verificando Conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação de Conexões de Dados das Interfaces Seriais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Interface de Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Terminação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Saída Analógica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Interface de Sincronização de Tempo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Fibras Óticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação de Conexões do Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação de Incorporação do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Comissionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Modo de Teste / Bloqueio de Transmissão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Teste de Interfaces de Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação de Entradas e Saídas Binárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Testes para Proteção de Falha do Disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação de Saídas Analógicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Teste de Funções Definidas pelo Usuário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação da Proteção de Falta à Terra do Rotor em Estado Estacionário. . . . . . . . . . . Verificação da proteção de Falta à Terra do Estator 100 % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação da Tensão DC / Corrente DC do Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trip/Fechamento Testes para os Dispositivos Configurados em Operação . . . . . . . . . . . Teste de Comissionamento com a Máquina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação de Circuitos de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação da Proteção Diferencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação da Proteção Diferencial de Corrente à Terra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação de Circuitos de Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação da Proteção de Falta à Terra do Estator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação da Proteção de Falta à Terra do Estator 100 % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação da Proteção de Falta à Terra Sensitiva quando usada para Proteção de Falta à Terra do Rotor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação da proteção de falta à Terra do Rotor Durante Operação. . . . . . . . . . . . . . . . Verificação da Proteção de Falta Entre Espiras (Interturn) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Testes com a Rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Criação de um Registro Gráfico de Falta Teste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4 Preparação Final do Dispositivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 490 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 478 479 481 483 488 17 Conteúdo 4 Dados Técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 491 4.1 Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493 4.1.1 Entradas /Saídas Analógicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493 4.1.2 Tensão Auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 494 4.1.3 Entradas e Saídas Binárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 495 4.1.4 Interfaces de Comunicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 497 4.1.5 Testes Elétricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 501 4.1.6 Testes de Fadiga Mecânica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 503 4.1.7 Testes de Fadiga Climática . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504 4.1.8 Condições de Serviço . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504 4.1.9 Certificações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504 4.1.10 Design Mecânico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505 4.2 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, I>>) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506 4.3 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 508 4.4 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 514 4.5 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46) . . . . . . . . . . . . . . . 516 4.6 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 518 4.7 Proteção Diferencial para (ANSI 87G/87M/87T) Geradores e Motores . . . . . . . . . . . . . . 519 4.8 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M/87T) para Transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . 522 4.9 Proteção de Corrente Diferencial à Terra (ANSI 87GN,TN) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 526 4.10 Proteção de Subexcitação (Perda de Campo) (ANSI 40) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 527 4.11 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 528 4.12 Supervisão de Potência Ativa Direta (ANSI 32F) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 529 4.13 Proteção de Impedância (ANSI 21) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 530 4.14 Proteção de Perda de Sincronismo (out-of-step) (ANSI 78) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 532 4.15 Proteção de Subtensão (ANSI 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534 4.16 Proteção de Sobretensão (ANSI 59) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 536 4.17 Proteção de Freqüência (ANSI 81) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 537 4.18 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 538 4.19 Proteção de Taxa de Mudança de Freqüência df/dt (ANSI 81R). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 540 4.20 Deslocamento de Fase (Jump of Voltage Vector) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 541 4.21 Proteção de Falta à Terra do Estator 90% (ANSI 59N, 64G, 67G) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 542 4.22 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 543 4.23 Proteção de Falta à Terra do Estator 100% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 544 18 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Conteúdo 4.24 Proteção de Falta à Terra do Estator 100% com Injeção de Tensão 20 Hz (ANSI 64G - 100%) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 545 4.25 Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 546 4.26 Proteção de Falta entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT)) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 547 4.27 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 548 4.28 Proteção de Falta à Terra Sensitiva do Rotor com Injeção de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz (ANSI 64R - 1 a 3 Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . 550 4.29 Supervisão de Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 551 4.30 Inibição de Nova Partida para Motores (ANSI 66, 49Rotor) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 552 4.31 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 553 4.32 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554 4.33 Tensão DC/Proteção de Corrente (ANSI 59NDC/51NDC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555 4.34 Detecção de Temperatura por Thermoboxes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 556 4.35 Supervisão de Limites . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 557 4.36 User-defined Functions (CFC). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 558 4.37 Funções Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 563 4.38 Faixas de Operação de Funções de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 569 4.39 Dimensões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 571 4.39.1 Caixa para Montagem Semi-Embutida ou Montagem em Cubículo (Tamanho 1/2) . . . . . 571 4.39.2 Caixa para Montagem Semi-Embutida ou Montagem em Cubículo (Tamanho 1/1) . . . . . 572 4.39.3 Caixa para Montagem Sobreposta (Tamanho 1/2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 573 4.39.4 Caixa para Montagem Sobreposta (Tamanho 1/1) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 573 4.39.5 Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0CA0 para Montagem Semi-embutida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 574 4.39.6 Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0BA0 para Montagem Sobreposta. . 575 4.39.7 Dimensões da 3PP13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 576 4.39.8 Dimensões do Dispositivo da Série 7XT7100-0BA00 para Montagem Sobreposta . . . . . 577 4.39.9 Dimensões da Unidade das Séries 7XT7100-0EA00 para Montagem Semi-Embutida . . 578 4.39.10 Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0CA00 para Montagem Semi-Embutida ou em Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 579 4.39.11 Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0BA00 para Montagem Sobreposta . . . . 580 4.39.12 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0CA00 para Montagem Semi-Embutida ou Montagem em Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 581 4.39.14 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0BA00 para Montagem Sobreposta . . . . . . . . . 583 4.39.16 Dimensões do Filtro de Passagem de banda 20-Hz 7XT3400-0CA00 para Montaegm Semi-Embutida ou Montagem em Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 585 4.39.17 Dimensões do Filtro de Passagem de banda 20-Hz 7XT3400-0BA00 para Montagem Sobreposta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 586 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 19 Conteúdo A Apêndice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 587 A.1 Informações sobre Pedidos e Acessórios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 588 A.1.1 A.1.1.1 Informações de Pedidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 588 Código de Pedido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 588 A.1.2 Acessórios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 592 A.2 Designações de Terminais. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594 A.2.1 Montagem Semi-Embutida ou Montagem em Cubículo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594 A.2.2 Montagem Sobreposta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 596 A.3 Exemplos de Conexões. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 598 A.3.1 7UM62 - Exemplos de Conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 598 A.3.2 Exemplos de Conexões para RTD Box . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 608 A.3.3 Diagrama Esquemático de Acessórios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 610 A.4 A.4.1 A.4.2 A.4.3 A.4.4 A.4.5 A.4.6 Ajustes Padrão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . LEDs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Entrada Binária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Saída Binária . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Teclas de Funções. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Display Padrão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gráficos CFC pré-definidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A.5 Funções Dependentes de Protocolo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 619 A.6 Escopo Funcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 620 A.7 Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 625 A.8 Lista de Informações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 643 A.9 Grupo de Alarmes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 669 A.10 Valores Medidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 670 613 613 614 615 616 617 618 Literatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 673 Glossário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 675 Índice . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 685 20 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1 Introdução Este capítulo apresenta o SIPROTEC 4 7UM62. Ele fornece uma visão geral dos escopos de aplicações, recursos e o escopo funcional. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1.1 Visão Geral da Operação 22 1.2 Escopo de Aplicações 25 1.3 Características 28 21 1 Introdução 1.1 Visão Geral da Operação O relé de proteção multi-função digital 7UM62 está equipado com um microprocessador de alto desempenho. Todas as tarefas tais como a aquisição de valores medidos e emissão de comandos para disjuntores e outros equipamentos de manobra são processadas digitalmente. A Figura 1-1 mostra a estrutura básica do dispositivo. Entradas Analógicas As seções de entradas de medição (MI) consistem de transformadores de corrente e tensão. Eles convertem os sinais dos transformadores primários para níveis apropriados para o processamento interno do dispositivo. Figura 1-1 22 Estrutura de Hardware do dispositivo multi-função numérico 7UM62 (Configuração Máxima) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1.1 Visão Geral da Operação O dispositivo tem 8 entradas de corrente e 4 entradas de tensão. Três entradas são usadas em cada lado do objeto protegido para medição das correntes de fase. Dois entradas de corrente estão equipadas com transformadores de entrada sensitiva (IEE) e podem medir correntes secundárias na faixa de mA. Três entradas de tensão adquirem as tensões fase-terra (conexão para tensões fase-fase e transformadores de potencial em conexão V é possível também). A 4ª entrada de tensão é para a medição da tensão residual para a proteção de falta à terra do rotor e do estator. A entrada IA de grupo amplificador permite conexãode alta-impedância para valores de entrada analógica e contém filtros otimizados para processamento de valor medido de velocidade e banda larga. O grupo conversor analógico digital AD contém conversores digitais ΣΔ de alta resolução (22 bits) e componentes de memória para transferência de dados ao microcomputador. Sistema Microcomputador O software implementado é processado no sistema microcomputador (μC). As funções principais são: • Filtragem e condicionamento dos sinais medidos, • Monitoramento contínuo de grandezas medidas, • Monitoramento das condições de pickup para as funções de proteção individuais, • Questionamento de valores limite e seqüências de tempo, • Sinais de controle para as funções lógicas, • Decisão para comandos de trip, • Sinalização de ações de proteção via LEDs, LCD, relés ou interfaces seriais, • Gravação de mensagens, dados de faltas e valores de faltas para análise de faltas, • Gerenciamento do sistema operacional e funções associadas tais como gravação de dados, relógio em tempo real, comunicação, interfaces, etc. Adaptação da Freqüência de Amostragem A freqüência das grandezas medidas é continuamente medida e usada para o ajuste da freqüência de amostragem real. Isso assegura que as funções de medição e de proteção produzam resultados corretos em uma ampla faixa de freqüência. Isso assegura precisão de medição na faixa de freqüência de 11 Hz a 69 Hz. O ajuste da freqüência de amostragem pode, entretanto, operar somente quando pelo menos uma grandeza a.c. medida está presente em uma das entradas analógicas, com uma amplitude de pelo menos 5 % do valor nominal („condição operacional1“). Se nenhum valor medido adequado estiver present, ou se a freqüência estiver abaixo de 11 Hz ou acima de 70 Hz, o dispositivo opera na „condição operacional 0“. Entradas e Saídas Binárias 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Entradas e saídas binárias de e para o sistema computador são encaminhadas via módulos I/O (entradas e saídas). O sistema computador obtém a informação do sistema (por exemplo, reset remoto) ou equipamento externo (por exemplo, comandos de bloqueio). Saídas são principalmente comandos que são emitidos para os dipositivos de manobra e mensagens para sinalização remota de eventos e estados. 23 1 Introdução Elementos Frontais Diodos emissores de luz (LEDs) e um display (LCD) no painel frontal fornecem informações sobre o status funcional do dispositivo e reporta eventos, estados e valores medidos. As teclas de controle integradas e teclas numéricas em conjunto com o LCD habilitam interação local com o dispositivo. Elas permitem ao usuário salvar quaisquer espécies de informações do dispositivo tais como configurações e ajustes de parâmetros, indicações operacionais e mensagens de faltas (veja tembém Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/) e para mudança de ajuste de parâmetros. Interfaces Seriais Um computador pessoal com o software DIGSI pode ser conectado à interface serial do operador (PC port) no painel frontal para operar convenientemente todas funções do dispositivo. A interface serial de serviço pode da mesma forma, ser conectada a um PC com DIGSI que se comunica com o dispositivo. Essa porta é especialmente muito adequada para conectar permanentemente os dispositivos ao PC ou para operação remota via modem. A interface de serviço também pode ser usada para conexão a uma RTD box. Todos os dados podem ser transferidos para um controle central ou sistema de monitoramento via interface serial de sistema . Vários protocolos e meios físicos estão disponíveis para essa interface para adequação à aplicação particular. Uma outra interface é fornecida para sincronização de tempo do relógio interno através de fontes de sincronização externas. Outros protocolos de comunicação podem ser implementados via módulos interfaces adicionais. Saídas Analógicas/ Entrada de Temperatura Dependendo da variante encomendada e da configuração, as portas B e D podem estar equipadas com módulos de saída analógica para a saída de valores medidos selecionados (0 a 20 mA). Se ao invés disso, essas portas estiverem equipadas com módulos de entrada (RS485 ou ótico), temperaturas podem ser alimentadas por um sensor de temperatura externo. Fonte de Alimentação As unidades funcionais descritas são alimentadas por uma fonte de alimentação PS com a potência necessária nos diferentes níveis de tensão. Quedas de tensão podem ocorrer se o sistema de alimentação de tensão (bateria da subestação) for curto-circuitado. Usualmente elas são colocadas em ponte (bridged) por um capacitor (veja também Dados Técnicos). 24 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1.2 Escopo de Aplicação 1.2 Escopo de Aplicação O SIPROTEC 4 7UM62 é uma unidade de proteção de numérica de máquina da série „Proteção Numérica 7UM6 “. Ele fornece todas as funções necessárias para a proteção de geradores, motores e transformadores. Como o escopo das funções do 7UM62 pode ser personalizada, ela é adequada para geradores pequenos, médios e grandes. O dispositivo preenche as necessidades de proteção para duas conexões básicas típicas: • Conexão de barramento • Conexão de unidade Figura 1-2 Conexões típicas A função de proteção diferencial integrada pode ser usada para proteção diferencial de gerador transversa ou longitudinal, para proteção do transformador da unidade ou para proteção diferencial geral. O software escalável permite uma ampla faixa de aplicações. Pacotes de funções correspondentes podem ser selecionados para cada aplicação particular. Por exemplo, somente com o dispositivo 7UM62, é possível conseguir proteção confiável e compreensível de geradores de pequena a média capacidade (aproximadamente 5 MW). Adicionalmente, o dispositivo forma a base para a proteção de geradores de tamanhos médio a grande. Combinado com o 7UM61 (também da série 7UM6), todos os requerimentos de proteção encontrados na prática podem ser encontrados desde a mais pequena à maior máquina. Isso permite implementar um conceito consistente para proteção de backup. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 25 1 Introdução O dispositivo 7UM62 é utilizado para outras aplicações como: • Poteção de transformador, já que o 7UM62 tem em adição à proteção diferencial e de sobrecorrente uma grande variedade de funções de proteção que permitem, por exemplo, monitoramento da carga de tensão e freqüência. • Proteção de motores síncronos e assíncronos. Mensagens e Valores Medidos; Gravação de Evento e Dados de Falta As indicações operacionais fornecem informações sobre condições no sistema de potência e no próprio dispositivo. Grandezas medidas e valores computados resultantes podem ser mostrados localmente e comunicados via interfaces seriais. Mensagens do dispositivo podem ser designadas para um número de LEDs no painel frontal (alocáveis), podem ser externamente processadas via contatos de saída (alocáveis), ligados a funções lógicas definidas pelo usuário e/ou emitidas via interfaces seriais (veja Comunicação, abaixo). Durante uma falta do gerador ou da rede (falta no sistema de potência), eventos importantes e mudanças de estados são armazenados em um buffer de anunciação de falta, os valores medidos instantâneos ou rms durante a falta estão também armazenados no dispositivo e são subseqüentemente disponibilizados para análises da falta. Comunicação Interfaces seriais estão disponíveis para a comunicação com os sistemas de operação, controle e memória. Interface de Operação no Painel Frontal Um soquete de 9 pinos DSUB no painel frontal é usado para a comunicação local com um computador pessoal. Por meio do software de operação DIGSI do SIPROTEC 4, todas as tarefas de operação e avaliação podem ser executadas via essa interface de operação, tais como especificação e modificação de configuração de parâmetros e ajustes, configuração de funções de lógica definida pelo usuário, recuperando mensagens de falta e operacionais e valores medidos, leitura e mostra de gravações de faltas, questionamento de status do dispositivo e valores medidos. Interfaces do Painel Traseiro Dependendo da versão encomendada, interfaces adicionais estão localizadas no painel traseiro do dispositivo permitindo componentes digitais adicionais serem conectados com as funções de controle, operação e memória: A interface de serviço pode ser operada através de linhas de dados. Também, um modem pode ser conectado a essa interface. Por essa razão, operação remota é possível via computador pessoal e software de operação DIGSI, por exemplo, para operar vários dispositivos através de um PC centralizado. A interface de sistema é usada para comunicação centralizada entre o dispositivo e um centro de controle. Ela pode ser operada via cabo de dados ou fibras óticas. Vários protocolos padrão estão disponíveis para transmissão de dados: • IEC 61850 Um módulo EN 100 permite integrar os dispositivos em redes de comunicação Ethernet de 100 Mbit usadas pelo controle do processo e sistemas de automação e funcionando com os protocolos IEC 61850. Em paralelo à integração do processo de controle do dispositivo, essa interface pode também ser usada para comunicação com DIGSI e para comunicação inter-relés via GOOSE. • IEC 60870-5-103 Esse perfil também integra os dispositivos nos sistemas de automação de subestação SINAUT LSA e SICAM. 26 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1.2 Escopo de Aplicação • Profibus DP Este protocolo de tecnologia de automação permite transmissão de indicações e valores medidos. • Modbus ASCII/RTU Este protocolo de tecnologia de automação permite transmissão de indicações e valores medidos. • DNP 3.0 Este protocolo de tecnologia de automação permite transmissão de indicações e valores medidos. • Também é possível fornecer uma saída analógica (2 x 20 mA) para saída de valores medidos. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 27 1 Introdução 1.3 Características Recursos Gerais • Sistema de microprocessador poderoso de 32-bit. • Processamento digital completo de valores medidos e controle, desde amostragem e digitalização de grandezas medidas até trip de disjuntores ou outros dispositivos de manobra. • Total separação elétrica entre os estágios de processamento internos do dispositivo e o transformador externo, controle e circuitos de alimentação DC do sistema devido ao design das entradas binárias, saídas e conversores DC. • Operação simples do dispositivo usando o painel de operação integrado ou por meio de um computador pessoal conectado com DIGSI. • Computação contínua e display de grandezas medidas. • Armazenagem de mensagens de faltas e valores instantâneos ou rms para gravação de falta. • Monitoramento contínuo dos valores medidos assim como do hardware e software do dispositivo. • Comunicação com controle central e equipamento de armazenamento de memória via interfaces seriais, opcionalmente via cabo de dados, modem ou linhas de fibra ótica. • Relógio com buffer à bateria que pode ser sincronizado com IRIG-B (via satélite) ou sinal DCF77, sinal de entrada binária ou comando de interface de sistema. • Estatísticas: Gravação do número de sinais de trip disparados pelo dispositivo e registro de correntes desligadas por último pelo dispositivo, assim como, correntes de curto-circuito acumuladas de cada polo do disjuntor. • Contador de Horas Operacionais: Monitoramento das horas operacionais do equipamento sob carga que está sendo protegido. • Ajudas de comissionamento tais como verificação de conexão, verificação de rotação de campo, display de status de todas as entradas e saídas binárias e teste de gravação de medição. Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>) com Subtensão SealIn(Selado) • 2 estágios instantâneos tempo definido), I> e I>>, para as três correntes de fase (IL1, IL2, IL3) no lado 1 ou lado 2. • Subtensão seal-in(selado) I> para máquinas síncronas cuja tensão de excitação é obtida dos terminais da máquina; • Determinação direcional adicional com o estágio I>> opcionalmente disponível; • Capacidade de bloqueio, por exemplo, para proteção de barramento com intertravamento reverso em qualquer estágio. Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (Controlada por Tensão) • Possível seleção de várias características (IEC, ANSI). • Opcionalmente alteração de controle de tensão ou dependente de tensão de comportamento da corrente de pickup durante subtensão; • Influência de tensão pode ser bloqueada pelo monitoramento de falha do fusível ou via disjuntor de proteção do transformador de potencial. 28 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1.3 Características Proteção de Sobrecarga Térmica • Imagem de temperatura de perdas por aquecimento de correntes (proteção de sobrecarga com total capacidade de memória, modelo térmico de corpo simples). • Níveis de atenção ajustáveis adicionais baseados no aumento de temperatura e magnitude de corrente. • Consideração do refrigerante e possíveis temperaturas ambiente. Proteção de Seqüência Negativa • Avaliação precisa do componente de seqüência negativa das três correntes de fase. • Estágio de alarme quando um ajuste de carga desbalanceada é excedido. • Característica térmica com fator ajustável de seqüência negativa e tempo de refrigeração ajustável. • Estágio de trip de alta-velocidade para grandes cargas desbalanceadas (pode ser usado para proteção de curto-circuito). Proteção de Sobrecorrente de Partida • Estágio I> para faixas de velocidade mais baixas (por exemplo, partida de geradores com conversor de partida). Proteção Diferencial • Uso para gerador, motor ou poteção diferencial de transformador • Característica de trip com corrente de restrição; • Alta sensitividade. • Insensitividade para componentes DC e saturação de transformador de corrente; • Alto grau de estabilidade mesmo com diferentes graus de saturação do TC. • Recurso de restrição contra altas correntes de inrush com 2º harmônico; • Recurso de restrição contra correntes de falta transientes e de estado estacionário com 3º e 5º harmônicos; • Trip de alta-velocidade no caso de altas correntes de faltas; • Casamento integrado do grupo vetor do transformador. • Casamento integrado da relação de transformação com consideração de correntes nominais do TC diferentes. Proteção Diferencial de Corrente à Terra • Característica de trip com corrente de restrição; • Seleção variável de grandezas medidas para toas as condições normais do sistema. • Alta sensitividade. • Medidas de estabilização adicionais contra sobrefuncionamento com faltas externas. Proteção de Subexcitação • Medição de condutância dos componentes de seqüência positiva. • Característica de multi-estágio para estado estacionário(steady-state) e limites de estabilidade dinâmica. • Consideração da tensão de excitação. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 29 1 Introdução Proteção de Potência Reversa • Cálculo da potência pelos componentes de seqüência positiva. • Medição de potência ativa precisa e altamente sensitiva (detecção de pequenas potências de motorização mesmo com baixo fator de potência cos ϕ, compensação de erro angular). • Insensitiva para flutuações de potência. • Estágio de tempo longo e estágio de tempo curto (ativa com válvula de fechamento de trip, de emergência). Supervisão de Potência Direta • Cálculo da potência pelos componentes de seqüência positiva. • Supervisão de sobretensão (P>) e/ou subtensão (P<) da saída de potência ativa com limites de potência ajustáveis individualmente. • Opcionalmente medição de alta-velocidade ou alta-precisão. Proteção de Impedância • Pickup de sobrecorrente com selo de subtensão (seal-in) (para máquinas síncronas que tomam sua tensão de excitação dos terminais). • 2 zonas de impedância, 1 zona de sobrealcance (manobrada por entrada binária), 4 estágios de tempo. • Características de trip poligonais; • Bloqueio de oscilação de potência (a ser ativado) Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) • Baseada no já comprovado método de medição de impedância. • Medição habilitada pelo componente de corrente de seqüência positiva e bloqueio de medição pelo componente de seqüência negativa. • Avaliação do curso do vetor de impedância complexo; • Casamento ótimo para as condições do sistema de potência pelo slope selecionável da característica de onda quadrada. • Distinção confiável entre o centro de oscilação de potência presente na rede do sistema de potência e a área da unidade geradora. Proteção de Subtensão • Medição de dois estágios de subtensão dos componentes de seqüência positiva das tensões. • Estágio adicional com característica de tempo dependente da tensão, ajustável. Proteção de Sobretensão • Medição de dois estágios de sobretensão da mais alta das três tensões. Proteção de Freqüência • Monitoramento de subdisparo (f<) e/ou sobredisparo (f>) com 4 limites de freqüência e temporizações que são ajustáveis independentemente. • Opcionalmente com tensões fase-fase ou tensões fase-terra. • Insensitiva a harmônicos e mudanças abruptas de ângulo de fase. • Limite de subtensão ajustável. 30 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1.3 Características Proteção de Sobrexcitação • Cálculo da relação U • Estágio de aviso e de trip ajustável. • Característica padrão ou característica de trip arbitrária para cálculo de fadiga térmica, selecionável. Proteção de Mudança de Freqüência • Monitora os sobredisparos de freqüência (df/dt>) e/ou subdisparos (df/dt<) um ajuste de valor limite, com 4 valores limites ajustaveis individualmente ou temporizações. • Janelas de medição variáveis • Acoplamento a proteção de pickup de freqüência. • Limite de subtensão ajustável. Deslocamento de Fase(Vector Jump) • Detecção de deslocamento de fase sensitiva a ser usado para desconexão da rede. Proteção de Falta à Terra de 90% do Estator • Para geradores em conexão de unidade e diretamente conectados a barramentos. • Medição da tensão residual via neutro ou transformador de aterramento ou pelo cálculo das tensões fase-terra. • Detecção de corrente sensitiva à terra, opcionalmente com ou sem determinação direcional com componentes de seqüência zero (I0, U0). • Característica direcional ajustável. • Determinação da terra-fase com falta. Proteção de Falta à Terra Sensitiva • Medição de estágios de corrente de falta à terra : IEE>> e IEE>. • Alta sensitividade (ajustável no lado secundário de 2 mA). • Pode ser usada para detecção de falta à terra do rotor ou do estator. • Monitoramento do circuito de medição para mínimo fluxo de corrente quando usada para proteção de falta à terra do rotor. Proteção de Falta à Terra de 100% do Estator com 3ª Harmônico • Detecção do 3º harmônico da tensão no ponto estrela ou ligação delta aberto de um transformador de aterramento. Proteção de Falta à Terra de 100% do Esttor com Tensão a 20 Hz Bias • Avaliação de medição de 20 Hz (7XT33 e 7XT34). • Combinada com a proteção de falta à terra do estator 90% existe uma proteção de todo o enrolamento do estator (faixa de proteção de 100%). • Estágio de aviso e trip R< e R<<. • Estágio de trip com corrente à terra. • Alta sensitividade também com grandes capacitâncias à terra do estator. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 31 1 Introdução Proteção B de Corrente à Terra • Para várias aplicações tais como supervisão de corrente do estator, qualquer tipo de supervisão de corrente e proteção de corrente de eixo para detecção de faltas no eixo. • Seleção de diferentes métodos de medição possíveis (componente fundamental, 3º harmônicos e 1ª e 3º harmônicos) • Alta sensitividade (acima de 0.5 mA) pela seleção de filtro FIR Proteção de Falta Entre Espiras (Interturn) • Detecção de faltas entre espiras (interturn) em geradores pela medição da tensão residual oposta ao ponto estrela do gerador. • Alta sensitividade (acima de 0.3 V) • Supresão de perturbações pela seleção de filtro FIR Proteção de Falta à Terra do Rotor (R, fn) • 100 % de proteção para o ircuito de excitação completo. • Acoplamento capacitivo simétrico de uma freqüência de sistema de tensão AC no circuito de excitação. • com consideração de impedâncias de terra operacionais e resistências de escovas • Cálculo da resistência de falta da impedância total • Estágio de alarme e estágio de trip ajustável diretamente em Ohms (resistência rotor-terra) • Supervisão de circuito de medição com saída de alarme. Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com 1 a 3 Hz de Injeção de Onda Quadrada • Avaliação da onda quadrada de 1 a 3 Hz injetada de onda-quadrada no rotor (7XT71). • Estágio de aviso e trip R< e R<<. • Alta sensitividade (max. 80 KΩ). • Função de teste integrada. Supervisão de Tempo de Partida do Motor • Trip de tempo inverso baseado na avaliação da corrente de partida do motor Inibição de Nova Partida para Motores • Computação aproximada de sobretemperatura do rotor. • Temporização definida com rotor bloqueado. • Partida está permitida somente se o rotor tiver suficiente reserva térmica para uma partida completa • Cálculo do tempo de espera até a nova partida ser habilitada. • Prolongamento diferente das constantes de tempo de refrigeração para período de espera/operação é levado em consideração. • Desabilitação da inibição de partida é possível se uma partida de emergência se tornar necessária. Proteção de Falha do Disjuntor • Pela verificação da corrente ou avaliação dos contatos auxiliares do disjuntor. • Iniciação de cada função de proteção integrada alocada ao disjuntor. • Possivel iniciação através de uma entrada binária por um dispositivo externo de proteção. 32 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1.3 Características Proteção de Energização Inadvertida • Limitação de danos na manobra inadvertida em um gerador estacionário pela rápida abertura da chave do gerador. • Aquisição de valor instantâneo das correntes de fase. • Estado operacional e supervisão de tensão assim como monitoramento de falha de fusível são os critérios de habilitação. Proteção de Tensão DC/ Corrente DC • Aquisição de tensão DC via amplificador isolador integrado. • Adequada para medição de pequenas correntes DC. • Pode ser manobrada para aumento ou diminuição. • Também adequada para medição de tensão AC (valores rms). Saídas Analógicas • Saída de até 4 valores operacionais medidos analógicos (dependendo da variante encomendada). Supervisão de Limites • 10 indicações livres para supervisão de limite. Detecção de Temperaturas Usando RTD Boxes • Aquisição de quaisquer temperaturas ambiente ou temperaturas refrigerantes usando RTD boxes e sensores externos de temperatura. Rotação de Fase • Selecionável L1, L2, L3 or L1, L3, L2 via ajuste (estático) ou entrada binária (dinâmico). Funções Definidas pelo Usuário • Sinais internos e externos podem ser logicamente combinados para estabelecer funções de lógica definida pelo usuário. • Implementação de tarefas de supervisão rápidas com CFC. • Todas as funções lógicas comuns (AND, OR, NOT, Exclusive OR, etc.) (E,OU,NÃO, Exvclusiva,etc.). • Interrogações de temporizações e valores limite. • Processamento de valores medidos, incluindo supressão de zero, adicionando uma característica joelho para uma entrada de transdutor e monitoramento live-zero(sinal de corrente baixa 4-20 mA). Controle do Disjuntor • Disjuntores podem ser abertos e fechados manualmente via teclas de funções programáveis, via interface de sistema (por exemplo por SICAM ou LSA), ou via interface de operação (usando um PC com DIGSI). • Informação de feedback dos estados dos disjuntores via contatos auxiliares dos disjuntores • Monitoramento de plausibilidade da posição do disjuntor e monitoramento de condições de intertravamento para operações de manobras. Transdutor de Medição • Se os três transdutores de medição presentes na unidade não são necessários pelas funções de proteção, eles podem ser usados para conectar qualquer tipo de sinais analógicos (± 10 V, ± 20 mA). • Processamento de limite e linking lógico de possíveis sinais de medição. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 33 1 Introdução Monitoramento de Valores Medidos • Confiabilidade aumentada graças ao monitoramento de circuitos de medição internos, fonte de alimentação auxiliar, hardware e software. • Transformador de corrente e circuitos secundários do transformador de potencial são monitorados usando verificação de simetrias. • Possivel monitoramento do circuito de trip via circuitos externos. • Verificação de seqüência de fase. ■ 34 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2 Funções Este capítulo descreve as funções individuais disponíveis no dispositivo SIPROTEC 4 7UM62. Ele mostra as possibilidades de ajustes para cada função na configuração máxima. São fornecidas instruções para o estabelecimento de valores e de fórmulas, quando necessário. Adicionalmente, podem ser definidas quais funções serão usadas, com base nas seguintes informações. 2.1 Introdução, Sistema de Potência Referência 37 2.2 Dispositivo 39 2.3 Módulo Ethernet EN100 42 2.4 Escopo Funcional 43 2.5 Dados do Sistema de Potência 1 54 2.6 Grupo de Ajuste 63 2.7 Dados do Sistema de Potência 2 64 2.8 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51) com Subtensão Seal-In(Selado) 66 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>>, ANSI 50, 51, 67) com Detecção de Direção 70 2.10 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) 77 2.11 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) 83 2.12 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46) 93 2.13 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) 100 2.14 Proteção Diferencial e seus Objetos Protegidos 105 2.15 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) 134 2.16 Proteção de Subexcitação ( Perda de Campo) (ANSI 40) 143 2.17 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R) 153 2.18 Supervisão de Potência Ativa Direta (ANSI 32F) 157 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) 161 2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78) 176 2.21 Proteção de Subtensão (ANSI 27) 188 2.22 Proteção de Sobretensão (ANSI 59) 191 2.9 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 35 2 Funções 2.23 Proteção de Freqüência (ANSI 81) 194 2.24 Proteção de Sobreexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) 199 2.25 Proteção de Subtensão de Tempo Inverso (ANSI 27) 205 2.26 Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R) 208 2.27 Deslocamento de Fase (Jump of Voltage Vector) 214 2.28 Proteção de Falta à Terra no Estator - 90% (ANSI 59N, 64G, 67G) 220 2.29 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) 229 2.30 Proteção de Falta à Terra no Estator - 100% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) 234 Proteção de Falta à Terra no Estator - 100% com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%) 241 2.32 Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN) 251 2.33 Proteção (Interturn) de Falta Entre Espiras (ANSI 59N (IT)) 256 2.34 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) 260 2.35 Proteção de Falta à Terra Sensitiva do Rotor, com 1 a 3 Hz de Injeção de Tensão em Onda Quadrada (ANSI 64R - 1 a 3 Hz) 266 2.36 Supervisão de Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) 273 2.37 Inibição de Nova Partida para Motores (ANSI 66, 49Rotor) 278 2.38 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) 288 2.39 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) 293 2.40 Proteção Tensão/Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC) 297 2.41 Saídas Analógicas 302 2.42 Funções de Monitoramento 308 2.43 Supervisão do Circuito de Trip 324 2.44 Supervisão de Limite 333 2.45 Funções de Trip Externas 345 2.46 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes 348 2.47 Rotação de Fase 357 2.48 Controle de Função de Proteção 358 2.49 Funções Auxiliares 361 2.50 Processamento de Comando 382 2.31 36 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.1 Introdução, Sistema de Potência de Referência 2.1 Introdução, Sistema de Potência de Referência Os capítulos seguintes explicam as funções de proteção individuais e adicionais e fornecem informações sobre os valores de ajustes. 2.1.1 Descrição Funcional Gerador Os exemplos de cálculo estão baseados em dois sistemas de potência de referência com dois tipos de conexão básicos, isto é, conexão de barramento e a conexão de unidade. Todos os ajustes padrão do relé são adaptados em conformidade. A alocação de grandezas medidas para o lado 1 e para o lado 2 respectivamente é mostrada na figura seguinte. Figura 2-1 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Sistemas de Referência 37 2 Funções Dados Técnicos do Sistema de Potência de Referência Gerador SN, Ger = 5,27 MVA UN, Ger = 6,3 kV IN, Ger = 483 A cos ϕ = 0.8 Transformador de corrente: IN,prim = 500 A; IN, sec = 1 A Toroidal t.c.: IN,prim = 60 A; IN, sec = 1 A Transformador de potencial: UN, prim = (6,3/√3) kV UN, sec = (100/√3) V Uen/3 = (100/3) V Transformador Transformador: SN, T = 5,3 MVA Uprim = 20 kV U = 6,3 kV uSC = 7 % Transformador ponto zero: Divisor resistor: Motor Motor ü= 5:1 UN Mot = 6600 V IN Mot = 126 A ISTART = 624 A (Corrente de partida) Imax = 135 A (Corrente do estator contínua permitida) TSTART = 8.5 s (Tempo de partida em ISTART) Transformador de corrente: IN,prim = 200 A; IN, sec = 1 A Outros dados técnicos são fornecidos dentro da planilha de especificações de ajustes funcionais das funções de proteção individuais. Os valores de ajustes calculados são valores de ajustes secundários relacionados ao dispositivo e podem ser modificados imediatamente por meio de operação local. O uso do programa operacional DIGSI é recomendado para uma completa reparametrização. Dessa forma, o usuário pode especificar valores primários em adição aos ajustes secundários. Dentro da mesma planilha do 7UM62 a especificação de valores primários é executada como um ajuste relacionado a grandezas nominais do objeto a ser protegido (IN, G; UN, G; SN, G). Esse procedimento tem a vantagem de que funções de proteção com ajustes específicos, independentes do sistema podem ser pré-especificados. Os dados do sistema de potência individual podem ser atualizados em Dados do Sistema de Potência 1 ou Dados do Sistema de Potência 2 e a conversão para valores secundários é executada atraves de um clique no mouse. Todas as fórmulas necessárias para conversão das funções individuais são armazenadas no programa operacional. 38 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.2 Dispositivo 2.2 Dispositivo O dispositivo pode emitir uma série de anunciações sobre si próprio e sobre a subestação. Essas anunciações estão listadas na lista de informação seguinte. A maioria das anunciações são auto-explicativas. Os casos especiais estão descritos abaixo: Reset: O dispositivo é resetado a cada Ligação (Power ON). Initial Start (Partida Inicial): Ocorre partida inicial após inicialização do dispositivo pelo DIGSI. Restart (Nova partida): Ocorre nova partida após carregar um ajuste de parâmetro ou após reset. O armazenamento de mensagens endereçadas para os LEDs locais e a manutenção de mensagens espontâneas pode ser feita dependente do dispotivo ter emitido um sinal de trip. Essas mensagens não são emitidas se, em uma falta, uma ou mais funções de proteção tenha entrado em pickup, mas um sinal de trip não tenha ainda sido emitido pelo 7UM62, devido a falta ter sido eliminada por outro dispositivo (por exemplo, fora de sua zona de proteção). Essas mensagens estão então limitadas para faltas na própria zona protegida. 2.2.1 Notas de Ajustes Anunciações de Faltas Para a última falta, pode ser selecionado se o LED armazenado acende e as indicações espontâneas no display aparecem mediante pickup renovado, ou somente após que um sinal de trip renovado seja emitido. De forma a selecionar o modo desejado de displa, selecione o submenu Device no menu SETTINGS. No endereço 610 FltDisp.LED/LCD as duas alternativas Target on PU e Target on TRIP (“Sem trip - sem indicação“) são oferecidas. Para dispositivos com display gráfico use o parâmetro 611 Spont. FltDisp. para especificar se uma indicação espontânea aparecerá automaticamente no display (SIM) (YES) ou (NÃO) (NO). Para dispositivos com display de texto, tais indicações aparecerão após uma falta do sistema de qualquer maneira. Pickup de uma nova função de proteção geralmente apaga qualquer display de luz ajustado préviamente, assim, somente a última falta é mostrada a qualquer tempo. No endereço 615 T MIN LED HOLD você pode escolher uma temporização (por exemplo, 5 min.) durante a qual os LEDs não serão resetados. Após essa temporização ter expirado, os LEDs podem ser resetados. Todos os ítens de informações pendentes são combinados OR (OU). Display Padrão de um Display de 4 linhas 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Após partida do dispositivo com recurso de display de 4 linhas, valores medidos são mostrados por default (padrão). As teclas de setas na frente do dispositivo permitem diferentes displays de valores medidos para seleção pelo assim chamado display padrão(default). A página inicial do display padrão(default), que é exibida após a partida do dispositivo, pode ser selecionada via parâmetro 640 Start image DD. Os tipos de representação disponíveis para o valor medido estão listados no Apêndice. 39 2 Funções 2.2.2 End. Ajustes Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 610 FltDisp.LED/LCD Target on PU Target on TRIP Target on PU Display de falta no LED / LCD 611 Spont. FltDisp. YES NO NO Display espontâneo de anunciações de faltas 615 T MIN LED HOLD 0 .. 60 min 5 min Mínimo tempo de selo do LED 640 Start image DD image 1 image 2 image 3 image 4 image 1 Imagem inicial do Display Padrão (Default) 40 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.2 Dispositivo 2.2.3 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários - Reset LED IntSP LED Reset - Test mode IntSP Modo Teste - DataStop IntSP Parada de transmissão de dados - UnlockDT IntSP Desbloqueio de transmissão de dados via BI - >Light on SP >Luz de fundo acesa - SynchClock IntSP_Ev Sincronização do relógio - HWTestMod IntSP Modo de Teste do Hardware - Distur.CFC OUT Perturbação CFC 1 Not configured SP Nenhuma Função Configurada 2 Non Existent SP Função Não Disponível 3 >Time Synch SP_Ev >Sincronizar Relógio em Tempo Real Interno 5 >Reset LED SP >LED Reset 15 >Test mode SP >Modo Teste 16 >DataStop SP >Parada de transmissão de dados 51 Device OK OUT Dispositivo Operacional e Protegendo 52 ProtActive IntSP Pelo menos 1 Função de Proteção está Ativa 55 Reset Device OUT Reset do Dispositivo 56 Initial Start OUT Partida Inicial do Dispositivo 67 Resume OUT Retomar 69 DayLightSavTime OUT Horário de Verão 70 Settings Calc. OUT Cálculo de ajuste em progresso 71 Settings Check OUT Verificação de Ajustes 72 Level-2 change OUT Mudança Nível 2 73 Local change OUT Mudança de ajuste local 125 Chatter ON OUT Vibrador (Chatter) LIGADO 301 Pow.Sys.Flt. OUT Falta do Sistema de Potência 302 Fault Event OUT Evento de Falta 320 Warn Mem. Data OUT Alarme: Limite de Dados de Memória excedido 321 Warn Mem. Para. OUT Alarme: Limite de Parâmetros de Memória excedido 322 Warn Mem. Oper. OUT Alarme: Limite de Memória de Operação Excedido 323 Warn Mem. New OUT Alarme: Limite de Nova Memória excedido 545 PU Time VI Tempo de Pickup a Dropout 546 TRIP Time VI Tempo de Pickup a TRIP 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 41 2 Funções 2.3 Módulo Ethernet EN100 2.3.1 Descrição Funcional Um módulo Ethernet EN100 permite integrar o 7UM62 em redes de comunicação de 100 Mbit, Ethernet, usadas pelo controle de processo e sistemas de automação e com protocolos IEC 61850. Esse padrão fornece comunicação inter-relé consistente sem gateways ou conversores de protocolo. Isso permite o uso aberto e interoperativo dos dispositivos SIPROTEC 4 mesmo em ambientes heterogêneos. Em paralelo à integração do controle de processo do dispositivo, essa interface pode também ser usada para comunicação com DIGSI e para comunicação inter-relé via GOOSE. 2.3.2 Notas de Ajustes Nenhum ajuste é necessário para a operação do módulo de sistema de interface Ethernet (IEC 61850, Ethernet EN100 Modul). Se o dispositivo está equipado com tal módulo (veja MLFB), o módulo é automaticamente configurado à interface disponível para tanto, nomeada Port B. Seleção de Interface 2.3.3 Lista de Informações No. Informações Tipo de Info. Comentários 009.0100 Failure Modul IntSP Falha no módulo EN100 009.0101 Fail Ch1 IntSP Falha no Canal de Link 1-EN100 (Ch1) 009.0102 Fail Ch2 IntSP Falha no Canal de Link 2- EN100 (Ch2) 42 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.4 Escopo Funcional 2.4 Escopo Funcional O dispositivo 7UM62 incorpora numerosas funções de proteção e funções suplementares. O hardware e firmware fornecido é projetado para esse escopo de funções. Apesar disso, algumas restrições se aplicam ao uso de entradas de corrente de falta à terra e tensão de falta à terra, IEE e UE, respectivamente. A mesma entrada não pode simultâneamente ser alimentada com diferentes valores medidos, por exemplo, para proteção de falta à terra do rotor e proteção de falta à terra do estator. O Capítulo 2.4.2 fornece uma visão geral das entradas particulares acessadas pelas várias funções de proteção. Em adição as funções de comando podem ser casadas com as condições do sistema. Também funções individuais podem ser habilitadas ou desabilitadas durante a configuração. Funções não necessárias podem então ser desativadas. As funções de proteção disponíveis e as suplementares podem ser configuradas como (Habilitadas) Enabled ou (Desabilitadas) Disabled. Para algumas funções uma escolha entre várias alternativas é possível como descrito abaixo. Funções configuradas como Disabled não são processadas pelo 7UM62: Não existem indicações e ajustes correspondentes (funções, valores limite) não são mostrados durante o ajuste. 2.4.1 Decrição Funcional Configuração do Escopo Funcional Ajustes de configurações podem ser parametrizados usando um PC e o software DIGSI e transferidos via porta serial frontal ou através da interface traseira de serviço. O procedimento está descrito em detalhes na Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/. A entrada da senha No. 7 (para modificação de ajuste) é necessária para mudança de ajustes de configurações. Sem a senha, os ajustes podem ser lidos, mas não podem ser modificados e transmitidos ao dispositivo. O escopo funcional com as alternativas disponíveis é ajustado na caixa de diálogo Configuração do Dispositivo (Device Configuration) para atingir as necessidades do equipamento. Nota Funções disponíveis e ajustes padrão dependem da variante do dispositivo encomendada (veja Apêndice A.1 para detalhes).Também, nem todas as combinações das funções de proteção são possíveis devido a certas restrições impostas pelo hardware (veja Seção 2.4.2). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 43 2 Funções 2.4.2 Notas de Ajustes Peculiaridades A maioria dos ajustes é auto-explicativa. Os casos especiais são descritos abaixo. Se a função de mudança de grupo de ajuste for usada, o endereço 103 Grp Chge OPTION deve ser ajustado para o existente. Neste caso, é possível aplicar dois grupos de ajustes para parâmetros de funções (consulte também a Seção 2.6) permitindo mudança rápida e conveniente entre esses grupos de ajustes. O ajuste (Desabilitado) Disabled implica que somente um grupo de ajustes de parâmetros de funções pode ser aplicado e usado. O parâmetro 104 FAULT VALUE é usado para especificar se o registro gráfico de falta (oscilografia) deverá gravar Instant. values (Valores instantâneos) ou RMS values(Valores RMS). Se RMS values são armazenados, o tempo de gravação disponível aumenta por um fator de 16. Para algumas funções de proteção você pode também escolher as entradas de medição do dispositivo para as quais elas serão alocadas (lado 1 ou lado 2); para outras funções a alocação é fixa (veja a tabela 2-1). Por exemplo, o endereço 112 O/C PROT. I> permite tal escolha para o estágio I> da proteção de sobrecorrente = Lado 1, Lado 2 ou Desativada. Para o estágio de alta-corrente I>> da proteção de sobrecorrente, o endereço 113 O/C PROT. I>> determina se o estágio NonDirec. SIDE1 ou NonDirec.SIDE 2 ou Direc. SIDE1 ou Direc. SIDE2 estará operativo. Pela seleção de Disabled, esse estágio de sobrecorrente pode ser excluido em conjunto. Para a proteção de sobrecorrente de tempo inverso 114 O/C PROT. Ip, ajustes diferentes de características dependentes estão disponíveis, dependendo da versão encomendada. Eles podem estar de acordo com IEC ou ANSI. Esta função, também, pode ser alocada tanto para o lado 1 quanto para o lado 2 (= IEC SIDE 1, ANSI SIDE 1, IEC SIDE 2, ANSI SIDE 2). Proteção de sobrecorrente de tempo inverso pode ser excluida em conjunto pela seleção de Disabled. A tabela seguinte mostra a alocação de entradas do dispositivo para as funções de proteção. As interdependências aqui mostradas devem ser consideradas quando da configuração do sistema de potência. Isso diz respeito à entrada UE ,as duas entradas de corrente sensitiva Iee1 e Iee2 assim como as três entradas de transdutor de medição (TD). Onde é usada a entrada UE para a função de falta à terra do estator por exemplo, ela não está mais disponível para a proteção de falta à terra do rotor (R, fn). As mesmas interdependências se aplicam para entradas de transformador de valores medidos. Elas podem ser usadas somente por uma função de proteção em cada caso. Onde os TDs não são usados por qualquer das funções de proteção, eles estão disponíveis para processamento geral pelos blocos de valores medidos no CFC. 44 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.4 Escopo Funcional Tabela 2-1 Alocação de entradas do dispositivo para Funções de Proteção Função de Proteção Lado 1(Side 1) UL1; UL2; UL3 IL1S1; IL2S1; IL3S1 Lado 2(Side 2) Iee1 UE IL1S2; IL2S2; IL3S2 Iee2 TD Tempo definido I>; I>> /não direcional (Definite-time I>; I>> /non-directional) Fixa Selecionável – – Selecionável – – Tempo definido I>>/direcional (Definite-time I>>/directional) Fixa Selecionável – – Selecionável – – Proteção de sobrecorrente de tempo inverso (Inverse-time overcurrent protection) Fixa Selecionável – – Selecionável – – Proteção de Sobrecarga Térmica (Thermal Overload Protection) – – – – Fixed – TD2 Proteção de carga Desbalanceada (Unbalanced load protection) – – – – Fixed – – Proteção de Sobrecorrente de Partida (Startup Overcurrent Protection) – Selecionável – – Selecionável – – Proteção Diferencial (Differential Protection) (ANSI 87G/87M/87T) – Fixa – – Fixa – Proteção Diferencial de Falta à Terra (Earth Fault Differential Protection) U0 (calculada) Selecionável – – Selecionável Fixa – Proteção de subexcitação (Perda de Campo) Underexcitation (Loss-of-Field) Protection (ANSI 40) Fixa – – – Fixa – TD3 Proteção de Potência Reversa Fixa (ANSI 32R)(Reverse Power Protection) – – – Fixa – – Supervisão de Potência direta (Forward power supervision) Fixa – – – Fixa – – Proteção de Impedância (Impedance protection) Fixa – – – Fixa – – Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step Protection) (ANSI 78) Fixa – – – Fixa – – Proteção de Subtensão (Undervoltage Protection) Fixa – – – – – – Proteção de Sobretensão (Overvoltage Protection) Fixa – – – – – – Proteção de Freqüência (Frequency protection) Fixa – – – Fixa – – Proteção de Sobrexcitação U/f (Overexcitation Protection U/f) Fixa – – – – – – Proteção de Subtensão Inversa (Inverse Undervoltage Protection) Fixa – – – – – – Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência (Rate-of-frequency-change protection) Fixa – – – – – – Deslocamento de Fase (Jump of Voltage Vector) Fixa – – – – – – Proteção de Falta à Terra do Estator-90% (90 % Stator Earth Fault Protection) U0 calculada se REFP é usada – – Sele– cionável Fixa – Proteção de Falta à Terra Sensitiva (51GN, 64R) (Sensitive Earth Fault Protection) – – – – Selecionável – 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 – – 45 2 Funções Função de Proteção Lado 1(Side 1) UL1; UL2; UL3 IL1S1; IL2S1; IL3S1 Lado 2(Side 2) Iee1 UE IL1S2; IL2S2; IL3S2 Iee2 TD Proteção de Falta à Terra do Estator 100 %- 3ª Harmônica ( Stator Earth Fault Protection with 3rd Harmonics) Fixa – – Fixa Fixa – – Proteção de Falta à Terra do Estator 100% com injeção de Tensão 20 Hz Bias (100 % Stator Earth Fault Protection with 20 Hz Bias Voltage) – – Fixa Fixa – – – Proteção de Corrente á Terra B (IEE-B)(Earth current protection B) – – Sele– cionável – Selecionável – Proteção de Falta entre espiras (Interturn Protection) – – – Fixa – – – Proteção de Falta à Terra do Rotor REFP (Rotor Earth Fault Protection REFP) – – Fixa Fixa – – – Proteção de Falta à Terra sensitiva do – Rotor com Injeção de Onda Quadrada de Tensão de 1-3 Hz (Sensitive Rotor Earth Fault Protection with 1 to 3 Hz Square Wave Voltage Injection) – – – – – TD1 TD2 Supervisão de Tempo de Partida do – Motor (Motor starting time supervision) – – – Fixa – – Inibição de Nova Partida para Motores(Restart inibit for motors) – – – – Fixa – – Proteção de Falha do Disjuntor (Breaker Failure Protection) – Selecionável – – Selecionável – – Energização Inadvertida (Inadvertent Energization (ANSI 50, 27)) Fixa – – – Fixa – – Proteção de Tensão DC (DC voltage protection) – – – – – – TD1 Monitoramento de Falha do Fusível (Fuse Failure Monitor) Fixa – – – Fixa – – Monitoramento do Circuito de Trip (Trip Circuit Monitor) (ANSI 74TC) – – – – – – – Supervisão de Limite (Threshold Supervision) Fixa – – – Fixa – – Acoplamento de Trip Externo (External Trip Coupling) – – – – – – – A proteção diferencial, endereço 120 DIFF. PROT. permite especificar o tipo de objeto protegido (Generator/Motor or 3 phase transf.); a função pode ser excluida em conjunto pelo ajuste Disabled. 46 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.4 Escopo Funcional 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Figura 2-2 Uso como Proteção Diferencial de Gerador Figura 2-3 Uso como Proteção Diferencial de Bloco (Proteção Geral) 47 2 Funções Para a aplicação seguinte, os ajustes dos dados do gerador em Dados do Sistema de Potência 1(Power System Data 1) devem ser os mesmos que para os dados do lado 2 do transformador: Figura 2-4 Uso como Proteção Diferencial de Transformador Para a aplicação seguinte, a proteção diferencial do dispositivo A deve ser ajustada para Gerador/Motor(Generator/Motor), no dispositivo B para transf de 3 fases (3 phase transf.). Também, os ajustes dos dados do gerador em Dados do Sistema de Potência 1(P. System Data 1) devem ser os mesmos que para os dados do lado 2 do transformador: Figura 2-5 Uso como Proteção Redundante Geral Para proteção de falta à terra o endereço 150 S/E/F PROT. apresenta as opções non-dir. U0, non-dir. U0&I0 e directional, a menos que a função esteja (Desabilitada) Disabled. A primeira opção avalia apenas a tensão residual (para ser usada com conexão da unidade). A segunda opção avalia em adição à tensão residual, a magnitude da corrente de falta à terra (ou a diferença entre a corrente do ponto estrela e a corrente total de um TC toroidal em sistemas de barramento com resistores de ponto estrela manobráveis de baixa resistência- low ôhmic). A terceira opção considera um outro critério de direção da corrente de falta à terra se, com máquinas em conexão de barramento, as magnitudes da tensão residual e a corrente de falta à terra do sistema sozinhas, não são suficientes para distingüir entre falta à terra do sistema e faltas à terra da máquina. 48 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.4 Escopo Funcional O endereço 151 O/C PROT. IEE> é usado para especificar qual entrada será usada para medição de corrente de falta à terra (with IEE1 ou with IEE2). O endereço 170 BREAKER FAILURE especifica se a proteção de falha do disjuntor se aplicará para o Lado 1 ou Lado 2. Se o 7UM62 está equipado com saídas analógicas e se você quer usá-las, os endereços 173, 174, 175 e 176 permitem calcular como alocar os valores medidos disponíveis para as saídas analógicas. Todos os parâmetros das saídas analógicas são acessados no bloco de endereços 7301 a 7308. Para monitoramento do circuito de trip, o endereço 182 Trip Cir. Sup. é usado para especificar se duas entradas binárias (2 Binary Inputs) ou somente uma (1 Binary Input) deverá ser utilizada, ou se a função está configurada como Desabilitada (Disabled). 2.4.3 End. Ajustes Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 103 Grp Chge OPTION Disabled Enabled Disabled Opção de Mudança de Grupo de Ajuste 104 FAULT VALUE Disabled Instant. values RMS values Instant. values Valores de Falta 112 O/C PROT. I> Disabled Side 1 Side 2 Side 2 Proteção de Sobrecorrente I> 113 O/C PROT. I>> Disabled NonDirec. SIDE1 NonDirec.SIDE 2 Direc. SIDE1 Direc. SIDE2 NonDirec.SIDE 2 Proteção de Sobrecorrente I>> 114 O/C PROT. Ip Disabled IEC SIDE 1 ANSI SIDE 1 IEC SIDE 2 ANSI SIDE 2 Disabled Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso 116 Therm.Overload Disabled Enabled Enabled Proteção de Sobrecarga Térmica 117 UNBALANCE LOAD Disabled Enabled Enabled Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) 118 O/C STARTUP Disabled Side 1 Side 2 Disabled Proteção de Sobrecorrente de Partida 120 DIFF. PROT. Disabled Generator/Motor 3 phase transf. Generator/Motor Proteção Diferencial 121 REF PROT. Disabled Gen. with IEE2 Gen. w. 3I0-S2 Transformer S1 Transformer S2 Disabled Proteção de Falta à Terra Restrita 130 UNDEREXCIT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Subexcitação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 49 2 Funções End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 131 REVERSE POWER Disabled Enabled Enabled Proteção de Potência Reversa 132 FORWARD POWER Disabled Enabled Enabled Supervisão de Potência Direta 133 IMPEDANCE PROT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Impedância 135 OUT-OF-STEP Disabled Enabled Enabled Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) 140 UNDERVOLTAGE Disabled Enabled Enabled Proteção de Subtensão 141 OVERVOLTAGE Disabled Enabled Enabled Proteção de Sobretensão 142 FREQUENCY Prot. Disabled Enabled Enabled Proteção de Sobre/Subfreqüência 143 OVEREXC. PROT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Sobrexcitação (U/f) 144 INV.UNDERVOLT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Subtensão Inversa Up< 145 df/dt Protect. Disabled 2 df/dt stages 4 df/dt stages 2 df/dt stages Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência 146 VECTOR JUMP Disabled Enabled Enabled Deslocamento de Fase 150 S/E/F PROT. Disabled non-dir. U0 non-dir. U0&I0 directional non-dir. U0&I0 Proteção de Falta à Terra do estator 151 O/C PROT. IEE> Disabled with IEE1 with IEE2 with IEE2 Proteção de Corrente Sensitiva à Terra 152 SEF 3rd HARM. Disabled Enabled Enabled Proteção de Falta à Terra no Estator 3ª Harmônica 153 100% SEF-PROT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Falta à Terra no Estator 100% 154 O/C PROT IEE-B Disabled with IEE1 with IEE2 with IEE2 Proteção de Corrente Sensitiva à Terra B 155 INTERTURN PROT Disabled Enabled Enabled Proteção Entre Espiras (Interturn) 160 ROTOR E/F Disabled Enabled Enabled Proteção de Falta à Terra do Rotor (R, fn) 161 REF 1-3Hz Disabled Enabled Enabled Proteção de Falta à Terra do Rotor (1-3Hz) 165 STARTUP MOTOR Disabled Enabled Enabled Supervisão de Tempo de Partida do Motor 166 RESTART INHIBIT Disabled Enabled Enabled Inibição de Nova Partida para Motores 170 BREAKER FAILURE Disabled Side 1 Side 2 Side 2 Proteção de Falha do Disjuntor 171 INADVERT. EN. Enabled Energização Inadvertida 50 Disabled Enabled 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.4 Escopo Funcional End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 172 DC PROTECTION Disabled Enabled Enabled Proteção de Tensão/Corrente DC 173 ANALOGOUTPUT B1 Disabled I1 [%] I2 [%] IEE1 [%] IEE2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] |P| [%] |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |PF| [%] ΘR/ΘRmax [%] Θ/Θtrip [%] RE REF [%] RE REF 1-3Hz[%] RE SEF100 [%] Disabled Saída Analógica B1 (Port B) 174 ANALOGOUTPUT B2 Disabled I1 [%] I2 [%] IEE1 [%] IEE2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] |P| [%] |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |PF| [%] ΘR/ΘRmax [%] Θ/Θtrip [%] RE REF [%] RE REF 1-3Hz[%] RE SEF100 [%] Disabled Saída Analógica B2 (Port B) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 51 2 Funções End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 175 ANALOGOUTPUT D1 Disabled I1 [%] I2 [%] IEE1 [%] IEE2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] |P| [%] |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |PF| [%] ΘR/ΘRmax [%] Θ/Θtrip [%] RE REF [%] RE REF 1-3Hz[%] RE SEF100 [%] Disabled Saída Analógica D1 (Port D) 176 ANALOGOUTPUT D2 Disabled I1 [%] I2 [%] IEE1 [%] IEE2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] |P| [%] |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |PF| [%] ΘR/ΘRmax [%] Θ/Θtrip [%] RE REF [%] RE REF 1-3Hz[%] RE SEF100 [%] Disabled Saída Analógica D2 (Port D) 180 FUSE FAIL MON. Disabled Enabled Enabled Monitoramento de Falha do Fusível 181 M.V. SUPERV Disabled Enabled Enabled Supervisão de Valores Medidos 182 Trip Cir. Sup. Disabled 2 Binary Inputs 1 Binary Input Disabled Supervisão de Circuito de Trip 185 THRESHOLD Disabled Enabled Enabled Supervisão de Limite 186 EXT. TRIP 1 Disabled Enabled Enabled Função de Trip Externo 1 187 EXT. TRIP 2 Disabled Enabled Enabled Função de Trip Externo 2 188 EXT. TRIP 3 Disabled Enabled Enabled Função de Trip Externo 3 189 EXT. TRIP 4 Disabled Enabled Enabled Função de Trip Externo 4 52 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.4 Escopo Funcional End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 190 RTD-BOX INPUT Disabled Port C Port D Disabled Entrada de Temperatura Externa 191 RTD CONNECTION 6 RTD simplex 6 RTD HDX 12 RTD HDX 6 RTD simplex Tipo de Conexão de Entrada de temperatura Externa 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 53 2 Funções 2.5 Dados do Sistema de Potência 1 O dispositivo necessita certos dados da rede e do sistema de potência de forma que possa adaptar-se às funções pretendidas de acordo com a aplicação. Isso inclui, por exemplo, sistema de potência nominal e dados do transformador, grandezas medidas de polaridade e conexão, propriedades dos disjuntores, etc. Existem também certos parâmetros comuns à todas as funções, isto é, não associados a uma proteção específica, controle, ou função de monitoramento. A Seção Dados do Sistema de Potência 1( P. System Data 1), os descreve. 2.5.1 Notas de Ajustes Os Dados do Sistema de Potência 1 podem ser modificados da interface de serviço ou de operação com o uso de um computador pessoal equipado com DIGSI. Geral No DIGSI clique duas vezes em Settings para mostrar a seleção relevante. Conexão dos Grupos Transformadores de Corrente Figura 2-6 No endereço 201 STRPNT->OBJ S1 a polaridade dos TCs do lado1 da instalação é solicitado, isto é, a localização do ponto estrela do TC com referência ao objeto protegido. No endereço 210 STRPNT->OBJ S2 a polaridade dos TCs do lado 2 é especificada. Esse ajuste determina a direção de medição do dispositivo (STRPNT->OBJ S2 = YES = Para a Frente= Direção da Linha). A figura a seguir mostra a definição mesmo nos casos onde não existe ponto estrela dos TCs. Localização dos pontos estrela para os TCs de Lado S1 e Lado S2 - endereços 201 e 210 - Se o dispositivo é aplicado como proteção diferencial transversa para geradores ou motores, considerações especiais devem ser observadas para as conexões aos TCs: Em um estado de operação bem sucedida, todas as correntes fluem para o objeto protegido, isto é, em contraste á outras aplicações. Sendo assim, você deve ajustar uma polaridade “errada” para um dos conjuntos de transformadores de corrente. A parte dos enrolamentos da máquina correspondem aos “lados”. 54 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.5 Dados do Sistema de Potência 1 A figura seguinte mostra um exemplo. Apesar dos pontos estrela de ambos os grupos TCs estarem voltados para o objeto protegido, o “lado 2” está ajustado em oposição: STRPNT->OBJ S2 = NO. Figura 2-7 Pontos Estrela de Transformador na Proteção Diferencial Transversa Exemplo Valores Nominais dos Transformadores no Lado 1 Nos endereços 202 IN-PRI I-SIDE1 e 203 IN-SEC I-SIDE1 a informação é parametrizada com respeito às correntes nominais primária e secundária dos TCs do lado 1. É importante assegurar que a corrente secundária nominal do transformador de corrente case com a corrente nominal do dispositivo, caso contrário, o dispositivo estará calculando incorretamente ampéres primários. Valores Nominais dos Transformadores no Lado 2 Nos endereços 211 IN-PRI I-SIDE2 e 212 IN-SEC I-SIDE2 a informação é parametrizada com respeito às correntes nominais primária e secundária dos TCs do lado 2. É importante assegurar que a corrente secundária nominal do transformador de corrente case com a corrente nominal do dispositivo, caso contrário, o dispositivo estará calculando incorretamente ampéres primários. Correção de Ângulo W0 Uma correção do ângulo de faltas dos transformadores de corrente e tensão é particularmente importante com respeito à proteção de potência reversa, já que nesse caso uma potência ativa muito baixa é computada de uma potência aparente muito alta (para pequeno cosϕ). No endereço 204 CT ANGLE W0 um ângulo de correção constante pode ser parametrizado para os TCs do lado 2. A diferença do ângulo de falta Δϕ entre os transformadores de corrente e tensão é particularmente importante neste contexto. Como correção, a soma da média dos erros de ângulo dos transformadores de corrente e potencial é ajustada.O valor corretivo pode ser determinado durante o comissionamento da máquina (veja a Seção Instalação e Comissionamento). Relações de Transformação Iee 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Para a conversão das correntes à terra Iee em grandezas primárias, o dispositivo necessita da relação de transformação primária/secundária dos TCs de terra. A relação de transformação para a entrada 1 é ajustada no endereço 205 FACTOR IEE1, a relação para a entrada 2 em 213 FACTOR IEE2 . 55 2 Funções Valores Nominais de Transformadores de Potencial Nos endereços 221 Unom PRIMARY e 222 Unom SECONDARY, a informação é parametrizada com respeito à tensão nominal primária e tensões nominais secundárias (fase-fase) dos transformadores de potencial conectados. Conexão UE No endereço 223 UE CONNECTION o usuário especifica para o dispositivo qual tipo de tensão está conectada para a entrada UE . O dispositivo estabelece dessa informação, o tipo de processamento envolvido. A entrada UE é usada tanto para as funções de proteção de falta à terra do estator quanto para a proteção de falta à terra do rotor usando o método de medição da freqüência nominal (veja a Seção 2.34). A tabela seguinte mostra as interdependências para cada função de proteção. Tabela 2-2 Opções de Ajustes para a entrada UE e seu Impacto nas Funções de Proteção. Ajuste de Proteção de Falta à Proteção de Falta Proteção de Falta à Proteção de Falta Proteção de Falta Terra no Estator - à Terra no Estator Terra no Estator à Terra do Rotor Entre Espiras Unom 90% com 3ª 100% com injeção (R, fn) SECUNDÁRIA Harmônica de tensão (20 Hz) (End. 223) (Seção 2.28) (Seção 2.30) Não Conectada Processamento de O 3º harmônico é (Not valor computado U0 determinado da connected) (exatamente: √3 U0) tensão computada U0 (U0 3º harm > estágio somente utilizável). Resistor de Processamento de carga valor computado U0 (Load. resistor) (exatamente: √3 U0) qualquer TP (any VT) Processamento da entrada UE (por exemplo, proteção de falta à terra no lado do transformador) delta aberto (broken delta) Processamento da entrada UE Rotor Processamento de valor computado U0 (exatamente: √3 U0) – – (Seção 2.34) (Seção 2.33) – – – – – – – – – Processamento da entrada UE – – – Processamento da entrada UE – Processamento da Processamento da entrada UE entrada UE – Transf. neutro (neutr. transf.) Processamento da entrada UE Enrolamento Uen (Uen-winding) Processamento de A 3ª harmônica é valor computado U0 determinada da (exatamente: √3U0) tensão computada U0 (U0 3º harm > estágio somente utilizável). 56 (Seção 2.31) – Processamento da Processamento da entrada UE entrada UE Processamento da entrada UE – – 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.5 Dados do Sistema de Potência 1 Relação de Transformação UE Para a conversão da tensão residual UE em grandezas primárias, o dispositivo necessita da relação de transformação primária/secundária do transformador lendo a tensão UE . Com exceção da proteção de falta à terra do rotor , o 224 FACTOR UE (fator UE) tem um impacto nessas funções de proteção que processam a entrada UE diretamente, de acordo com a Tabela 2-2. Para essa relação 224 FACTOR UE aplicase geralmente o seguinte: Nesse contexto, UTP, prim é a tensão primária (geralmente tensão fase-terra) e UE, sec é a tensão residual secundária aplicada ao dispositivo. Se um divisor de tensão é usado, sua relação de divisão também influencia esse fator. A equação seguinte resulta, por exemplo, na Seção 2.1 Figura 2-1 „Unit Connection“, com os dados do sistema de potência selecionado ali e numa relação de divisor de tensão de 1:5 Fator de Adaptação Uph/Udelta O endereço 225 serve para comunicar o fator de adaptação entre a tensão de fase e a tensão residual do dispositivo. Essa informação é importante para monitoramento de grandezas medidas. Se o conjunto de transformadores de potencial tem enrolamentos delta aberto e se esses enrolamentos estão conectados ao dispositivo (entrada UE ), isso deve estar especificado de acordo com o endereço 223 (veja acima). Como a transformação entre os transformadores de potencial é usualmente como segue: o fator Uph/Udelta (tensão secundária, endereço 225 Uph / Udelta) em relação a 3/√3 = √3 = 1.73 deve ser usado se a tensão Udelta está conectada. Para outras relações de transformação, isto é, a formação de tensão residual via um conjunto de transformadores, o fator deve ser corrigido de acordo. Objeto Protegido: Transformador Se um transformador foi especificado como o objeto protegido durante a configuração da proteção diferencial, o parâmetro 241 UN-PRI SIDE 1 aparece nos Dados do Sistema de Potência 1(Power System Data 1). Ele especifica a tensão primária nominal do lado1 do objeto protegido (transformador). No endereço 242 STARPNT SIDE 1 você especifica como o ponto estrela (Solid Earthed; Isolated (Solidamente Aterrado; Isolado) do lado 1 é tratado. Esse ajuste tem uma influência no monitoramento do valor medido (monitoramento de corrente de soma); Na proteção diferencial de transformador é também importante para a correção do grupo vetorial e o tratamento da corrente de seqüência zero. O ajuste Isolated pode ser escolhido se o ponto estrela não tem aterramento. Se o ponto estrela do transformador está conectado a uma bobina Petersen ou a um supressor de surto de tensão, escolha o ajuste Solid Earthed. O mesmo se aplica para aterramento de ponto estrela sólido ou de baixa resistência. Os parâmetros 243 UN-PRI SIDE 2 e 244 STARPNT SIDE 2 determinam respectivamente a tensão primária nominal e o ponto estrela do lado 2 do transformador. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 57 2 Funções O parâmetro 246 VECTOR GRP S2 é usado para especificar o grupo vetorial numeral referente ao lado 1 do transformador. Não é necessário especificar se a conexão é delta, estrela ou zigzag. No endereço 249 SN TRANSFORMER a potência aparente nominal é parametrizada. Dela, as correntes nominais para os lados 1 e 2 são calculadas como a seguir: Essas correntes nominais só são consideradas para proteção diferencial e podem diferir das nominais de gerador. Para as funções de proteção de sobrecorrente (Seções 2.8, 2.9, e 2.10) e para a proteção de falha do disjuntor, os lados 1 e 2 podem ser livremente alocados. Se a proteção diferencial é ajustada para 120 3 phase transf., os seguintes fatores normalizadores aplicam-se para os ajustes da proteção do lado primário com DIGSI. Parâmetros de ajustes: SN, Transf 249 SN TRANSFORMER UN, S1 241 UN-PRI SIDE 1 SN, Gerador 252 SN GEN/MOTOR UN, Gerador 251 UN GEN/MOTOR Esses fatores normalizadores aplicam-se para proteção de transformador e proteção geral (veja Seção2.4.2, Figura 2-3 „Proteção Diferencial de Bloco“ e Figura 2-4 „Proteção Diferencial de Transformador“). Objeto Protegido: Gerador/Motor Independente da configuração e do uso intencional da proteção diferencial, os nominais de gerador e motor devem ser especificados O parâmetro 251 UN GEN/MOTOR especifica a tensão nominal primária do gerador ou motor protegido. No parâmetro 252 SN GEN/MOTOR a potência nominal aparente é parametrizada. Desses valores a corrente nominal do gerador/motor para a instalação do lado 2 é calculada: Parâmetros de ajustes: SN, Gerador 252 SN GEN/MOTOR UN, Gerador 251 UN GEN/MOTOR A fórmula acima também é usada pelo programa DIGSI para estabelecer os fatores de normalização para os ajustes da proteção do lado primário das funções de proteção de sobrecorrente (Seções 2.8, 2.9, e 2.10) e da proteção de falha do disjuntor, onde os lados 1 e 2 podem ser alocados livremente. Normalização está ativa se a proteção diferencial no escopo das funções está ajustada para 120 Disabled ou Generator/Motor. Ela se aplica para ambos os lados 1 e 2. 58 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.5 Dados do Sistema de Potência 1 Nos endereços 242 STARPNT SIDE 1 e 244 STARPNT SIDE 2 você especifica os pontos estrela. Para aplicações de proteção de gerador , ajuste Isolated. Isso também é válido se um resistor de carga está conectado ao ponto estrela do gerador. Uma exceção disso, são máquinas de baixa tensão com ponto estrela solidamente aterrado. Freqüência Nominal do Sistema A freqüência nominal do sistema á ajustada no endereço 270 Rated Frequency. O ajuste de fábrica da variante do modelo só deve ser modificada se o dispositivo for usado para outro propósito que não aquele intencionado por ocasião da encomenda. Rotação de Fase O endereço 271 PHASE SEQ. é usado para mudar a seqüência de fase padrão (L1 L2 L3 para rotação horária), se seu sistema de potência permanentemente tem uma seqüência de fase anti-horária (L1 L3 L2). Uma rotação reversa temporária é também possível usando entradas binárias (veja a Seção 2.47). Figura 2-8 Seqüências de fase Modo Operacional O ajuste 272 SCHEME especifica se o gerador a ser protegido é operado em Unit transf. ou no modo Busbar. Essa especificação é importante para conexão de falta à terra do estator e para a proteção de sobrecorrente de tempo inversa com consideração de subtensão, já que diferentes tensões são aqui usadas, dependendo do modo operacional correspondente (veja „Consideração de Subtensão“ na Seção 2.10). ATEX100 O parâmetro 274 ATEX100 permite cumprimento com necessidades PTB (necessidades especiais na Alemanha) para réplicas térmicas. Se esse parâmetro está ajustado para YES, todas as réplicas térmicas do 7UM62 são armazenadas na falha da fonte de alimentação auxiliar. Assim que a tensão de alimentação retorna, as réplicas témicas continuam operando com os valores armazenados. Se o parâmetro é ajustado para NO, os valores de sobretemperaturas calculados de todas as réplicas térmicas são resetados na falha da fonte de alimentação auxiliar. Duração de Comando No endereço 280 a duração mínima do comando de trip TMin TRIP CMD é ajustada. Essa duração é válida para todas as funções de proteção que possam emitir um comando de trip. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 59 2 Funções Monitoramento do Fluxo de Corrente O endereço 281 BkrClosed I MIN corresponde ao valor limite do recurso integrado de monitoramento do fluxo de corrente. Esse ajuste é usado para medição do tempo expirado, inibição de nova partida para motores e proteção de sobrecarga. Se for excedido o limite ajustado de corrente, o disjuntor é considerado fechado e o sistema de potência é considerado como em operação. No caso da proteção de sobrecarga, esse critério distingüe entre em parada e em movimento, a máquina a ser protegida. Transdutor de Medição 1 Transdutor de medição 1 é fornecido para proteção de Tensão/Corrente DC ou para proteção da falta à terra do rotor com 1 a 3 Hz (Ucontrol). Dependendo da aplicação, selecione no endereço 295 TRANSDUCER 1 uma das alternativas 10 V, 4-20 mA ou 20 mA. No primeiro caso, a faixa de medição está entre -10 V e +10 V. A interface 420 mA é designada para operação com sinal, isto é, uma corrente de 12 mA corresponde a um valor de entrada de 0. Correntes abaixo de 2 mA indicam fio interrompido. A indicação de perturbação entra em dropout para correntes acima de 3 mA. Se for selecionada a alternativa de 20 mA, a faixa de medição está entre –20 mA e + 20 mA. Figura 2-9 Relação entre grandeza medida e valor de entrada representado no transdutor de medição TD 1 com ajuste de 4-20 mA Transdutor de Medição 2 O transdutor de medição 2 é fornecido para proteção de sobrecarga ou para proteção de falta à terra do rotor em 1 a 3 Hz (UControl). Em combinação com um sensor externo de temperatura e transdutor de medição, permite entrada de uma temperatura ambiente ou refrigerante.É casada com o transdutor de medição pela seleção no endereço 296 TRANSDUCER 2 uma das alternativas padrão de 10 V, 4-20 mA ou 20 mA. Transdutor de Medição 3 O transdutor de medição 3 é fornecido para proteção de subexcitação e é dessa forma projetado para a entrada de tensão (10 V). A tensão de excitação é alimentada para o transdutor de medição via um divisor de tensão. Onde a tensão de excitação DC pode conter harmônicos excessivos (por exemplo, devido a controle tiristorizado), o filtro digital integrado deverá ser usado; é selecionado no endereço 297 TRANSDUCER 3 pelo ajuste with filter(com filtro). 60 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.5 Dados do Sistema de Potência 1 2.5.2 Settings Endereços que têm um anexo "A" só podem ser mudados com DIGSI, em Ajustes Adicionais. A tabela indica pré-ajustes de região-específica. A coluna C (configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 201 STRPNT->OBJ S1 YES NO YES Ponto Estrela o TC, Lado 1 na Direção do Objeto 202 IN-PRI I-SIDE1 1 .. 100000 A 500 A Corrente Primária Nominal do TC Lado 1 203 IN-SEC I-SIDE1 1A 5A 1A Corrente Secundária Nominal do TC Lado 1 204 CT ANGLE W0 -5.00 .. 5.00 ° 0.00 ° Ângulo de Correção do TC W0 205 FACTOR IEE1 1.0 .. 100000.0 60.0 Relação Prim/Sec do TC Iee1 210 STRPNT->OBJ S2 YES NO YES Ponto Estrela o TC, Lado 2 na Direção do Objeto 211 IN-PRI I-SIDE2 1 .. 100000 A 500 A Corrente Primária Nominal do TC Lado 2 212 IN-SEC I-SIDE2 1A 5A 1A Corrente Secundária Nominal do TC Lado 2 213 FACTOR IEE2 1.0 .. 100000.0 60.0 Relação Prim/Sec do TC Iee2 214 GRD TERM. IEE2 Terminal Q7 Terminal Q8 Terminal Q7 Terminal Aterrado do TC Iee2 221 Unom PRIMARY 0.10 .. 400.00 kV 6.30 kV Tensão Primária Nominal 222 Unom SECONDARY 100 .. 125 V 100 V Tensão Secundária Nominal (Ph-Ph) 223 UE CONNECTION neutr. transf. broken delta Not connected any VT Rotor Load. resistor Uen-winding neutr. transf. Conexão UE 224 FACTOR UE 1.0 .. 2500.0 36.4 Relação Prim/Sec do TP Ue 225A Uph / Udelta 1.00 .. 3.00 1.73 Relação de casamento de fase do TP para DeltaInterrompido do TP 241 UN-PRI SIDE 1 0.40 .. 800.00 kV 20.00 kV Tensão Primária Nominal Lado 1 242 STARPNT SIDE 1 Isolated Solid Earthed Isolated Ponto Estrela do Lado 1 está 243 UN-PRI SIDE 2 0.40 .. 800.00 kV 6.30 kV Tensão Primária Nominal Lado 2 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 61 2 Funções End. Parâmetro C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 244 STARPNT SIDE 2 Isolated Solid Earthed Isolated Ponto Estrela do Lado 2 está 246 VECTOR GRP S2 0 .. 11 *30° 0 *30° Numeral de Grupo Vetorial do Lado 2 249 SN TRANSFORMER 0.20 .. 5000.00 MVA 5.30 MVA Potência Aparente Nominal do Transformador 251 UN GEN/MOTOR 0.40 .. 800.00 kV 6.30 kV Tensão Primária Nominal de Gerador/Motor 252 SN GEN/MOTOR 0.20 .. 5000.00 MVA 5.27 MVA Potência Aparente Nominal do Gerador 270 Rated Frequency 50 Hz 60 Hz 50 Hz Freqüência Nominal 271 PHASE SEQ. L1 L2 L3 L1 L3 L2 L1 L2 L3 Seqüência de Fase 272 SCHEME Busbar Unit transf. Busbar Esquema de Configuração 274A ATEX100 YES NO NO Armazenamento de Réplicas Térmicas sem Fonte de Alimentação 275 FACTOR R SEF 1.0 .. 200.0 37.0 Relação Prim./Sec. R SEF 276 TEMP. UNIT Celsius Fahrenheit Celsius Unidade de Medição de Temperatura 280 TMin TRIP CMD 0.01 .. 32.00 sec 0.15 sec Duração Mínima de Comando de TRIP 281 BkrClosed I MIN 5A 0.20 .. 5.00 A 0.20 A 1A 0.04 .. 1.00 A 0.04 A Limite de Corrente Mínima de Disjuntor Fechado 295 TRANSDUCER 1 10 V 4-20 mA 20 mA 10 V Transdutor 1 296 TRANSDUCER 2 10 V 4-20 mA 20 mA 10 V Transdutor 2 297 TRANSDUCER 3 with filter without filter with filter Transdutor 3 2.5.3 No. 361 Lista de Informações Informação >FAIL:Feeder VT Tipo de Info. SP Comentários >Falha:TP do Alimentador (Trip do mini-disjuntor) 5002 Operat. Cond. OUT Grandezas Medidas Adequadas Presentes 5145 >Reverse Rot. SP >Rotação de Fase Reversa 5147 Rotation L1L2L3 OUT Rotação de Fase L1L2L3 5148 Rotation L1L3L2 OUT Rotação de Fase L1L3L2 62 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.6 Grupo de Ajustes 2.6 Grupo de Ajustes Dois grupos independentes de parâmetros podem ser ajustados para as funções do dispositivo. Durante a operação o usuário pode localmente manobrar entre grupos de ajustes usando o painel operador, entradas binárias (se assim configurado), a interface de operação e de serviço por PC, ou via interface de sistema. Um grupo de ajuste inclui os valores de ajuste para todas as funções que tenham sido selecionadas como Enabled durante a configuração (veja Seção 2.4). No dispositivo 7UM62, dois grupos de ajustes independentes (a e B) estão disponíveis. Enquanto que, os valores de ajustes podem variar, as funções selecionadas de cada grupo de ajuste permanecem as mesmas. Onde diferentes grupos de ajustes são necessários por razões operacionais, por exemplo, em estações de bombeamento de energia armazenada com uma máquina operando alternativamente como um gerador e como um motor, esses ajustes são feitos nos grupos de ajustes e armazenados no dispositivo. Dependendo do modo de operação, os grupos de ajustes aplicáveis são ativados, usualmente via uma entrada binária. Se múltiplos grupos de ajustes não são necessários, o Grupo A é a seleção padrão. O resto desta seção não é relevante. 2.6.1 Notas de Ajustes Se a opção de mudança é desejada na extensão da função a mudança do grupo de configuração deve ser ajustada para Grp Chge OPTION = Enabled (Endereço 103). Ao ajustar os parâmetros da função, você configura em primeiro lugar o Grupo A e em seguida o Grupo B. Para saber como fazer isso, como copiar e resetar os grupos e como mudar entre eles durante a operação, favor consultar a Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/. Geral Como manobrar entre os grupos de ajustes externamente usando entradas binárias está descrito em “Montagens e Conexões” seção do Capítulo 3. 2.6.2 End. 302 2.6.3 Ajustes Parâmetro CHANGE Opções de Ajustes Group A Group B Binary Input Protocol Ajuste Padrão Group A Comentários Mudança para Outro Grupo de Ajuste Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários - Group A IntSP Grupo A - Group B IntSP Grupo B 7 >Set Group Bit0 SP >Seleção de Grupo de Ajuste Bit 0 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 63 2 Funções 2.7 Dados do Sistema de Potência 2 Os dados de proteção geral (Dados do Sistema de Potência 2) incluem ajustes associados com todas as funções além da função de proteção específica e monitoramento da função. Ajuste de parâmetro de Dados do Sistema de Potência 2 podem ser chaveados usando o grupo de ajuste. 2.7.1 Descrição Funcional Grupos de Ajustes 2.7.2 No relé 7UM62 , dois grupos de ajuste independentes (A e B ) são possíveis. Enquanto que os valores de ajustes podem variar, as funções selecionadas de cada grupo de ajuste permanecem as mesmas. Notas de Ajustes Geral Para parametrizar esses dados de proteção geral de grupo-específico (P.System Data 2), selecione no menu SETTINGS o Group A (Grupo de Parâmetros A), e então P.System Data 2. O outro grupo de ajuste está acessível em Group B. Direção da Potência Ativa Endereço 1108 ACTIVE POWER é usado para especificar a direção da potência ativa no modo normal (Generator = saída ou Motor = entrada) ou para adaptá-lo às condições do sistema de potência sem cabear novamente o dispositivo. 64 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.7 Dados do Sistema de Potência 2 2.7.3 Ajustes End. 1108 2.7.4 Parâmetro ACTIVE POWER Opções de Ajustes Generator Motor Ajuste Padrão Comentários Generator Medição da Potência Ativa para Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 501 Relay PICKUP OUT PICKUP do relé 511 Relay TRIP OUT Comando de TRIP GERAL do relé 576 IL1 S1: VI Corrente de falta primária IL1 Lado 1 577 IL2 S1: VI Corrente de falta primária IL2 Lado 1 578 IL3 S1: VI Corrente de falta primária IL3 Lado 1 579 IL1 S2: VI Corrente de falta primária IL1 Lado 2 580 IL2 S2: VI Corrente de falta primária IL2 Lado 2 581 IL3 S2: VI Corrente de falta primária IL3 Lado 2 5012 UL1E: VI Tensão UL1E no trip 5013 UL2E: VI Tensão UL2E no trip 5014 UL3E: VI Tensão UL3E no trip 5015 P: VI Potência ativa no trip 5016 Q: VI Potência reativa no trip 5017 f: VI Freqüência no trip 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 65 2 Funções 2.8 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51) Com Subtensão Selada (Seal-In) A proteção de sobrecorrente é usada como proteção de backup para a proteção de curto-circuito do objeto protegido. Ela também fornece proteção de backup para faltas da rede abaixo que podem não ser prontamente desconectadas e assim colocando em risco o objeto protegido. O relé 7UM62 permite escolher entre os transformadores de entrada do lado 1 e do lado 2 para a alocação da função de proteção de sobrecorrente. Essa escolha é feita durante a configuração (veja Seção 2.4). Inicialmente as correntes são numericamente filtradas de forma que só as correntes de freqüência fundamental são usadas para medição. Isso torna a medição insensitiva a condições transientes no inicio de um curto-circuito e para correntes de curtocircuito assimétricas (componente d.c.). Em geradores onde a tensão de excitação é tomada dos terminais da máquina, a corrente de curto-circuito abranda rapidamente no evento de faltas adjacentes (isto é, no gerador ou na região do transformador da unidade) devido à ausência de tensão de excitação. Dentro de poucos segundos ela afunda abaixo do valor de pickup da proteção de sobrecorrente temporizada. Para evitar novo dropout do relé, o estágio I> monitora o componente de seqüência positiva das tensões e usa como um critério adicional para detecção de um curto-circuito. A influência de subtensão pode ser desabilitada e tornada inefetiva via entrada binária. 2.8.1 Descrição Funcional Estágio I> Cada corrente de fase do lado1 ou 2 (dependendo da configuração) é individualmente comparado com o valor comum de ajuste I> e em seu alcance sinalizado individualmente. Um sinal de trip é transmitido para a matriz assim que a temporização correspondente T I> tenha expirado. Ao deixar a fábrica o valor de dropout está ajustado para ± 95 % abaixo do valor de pickup. Para aplicações especiais, também é possivel ajustar um valor mais alto. Subtensão Selada (Seal-In) O estágio I> tem um estágio (desconectável) de subtensão. Esse estágio mantém o sinal de pickup para um tempo selecionável selado se o valor cair abaixo de um limite selecionável do componente de seqüência positiva das tensões após um pickup de sobrecorrente - mesmo se o valor cair novamente abaixo do valor de sobrecorrente. Dessa forma, a expiração da temporização de trip, o trip dos disjuntores relacionados é também, nesses casos, assegurado. Se a tensão recupera-se antes de expirado o tempo de selo ou se o selo de subtensão for bloqueado via uma entrada binária, por exemplo, no caso de um trip do disjuntor de proteção do transformador de potencial, ou no caso de uma parada da máquina, ocorre dropout imediato do relé de proteção. A lógica “seal-in” opera separada para cada fase. O primeiro pickup inicia o temporizador T-SEAL-IN. 66 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.8 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51) Com Subtensão Selada (Seal-In) A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de sobrecorrente temporizada I>com subtensão selada (“seal-in”). Figura 2-10 2.8.2 Diagrama lógico do Estágio I> de sobrecorrente com Subtensão Selada (“Seal-in”) Notas de Ajustes Geral A proteção de sobrecorrente só está efetiva e disponível se o endereço 112 O/C PROT. I> está ajustado para Side 1(Lado 1) ou Side 2(Lado 2) durante a configuração. Se a função não for necessária ela é ajustada para Disabled(Desabilitada). Estágio I> de Sobrecorrente Temporizada O endereço 1201 O/C I> é usado para manobrar o estágio de sobrecorrente de tempo definido I> ON e OFF, ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). O ajuste do estágio I> é principalmente determinado pela máxima corrente de operação. Pickup devido a sobrecarga nunca deverá ocorrer já que a proteção pode dar trip se são ajustados tempos curtos de comando. Por essa razão, um ajuste entre 20 % e 30 % acima do pico esperado de carga é recomendado para geradores, e um ajuste de cerca de 40 % para transformadores e motores. A temporização de trip (Parâmetro 1203 T I>) deve ser coordenada com o tempo de gradação da rede de forma a assegurar que o equipamento de proteção mais próximo ao local da falta correspondente produza trip primeiro (seletividade). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 67 2 Funções O tempo selecionado é somente uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação( tempo de medição, tempo de dropout). A temporização pode ser ajustada para ∞. Se ajustada para infinito, o pickup dessa função será indicado mas não haverá trip do estágio após o pickup. Se o estágio I> não for necessário é ajustado 1201 O/C I> = OFF. Esse ajuste previne o trip e a geração de mensagem de pickup. Subtensão Selada (Seal-In) O estágio 1205 U< de subtensão (tensão de seqüência positiva) é ajustado para um valor abaixo da mais baixa tensão admissível fase-fase durante a operação, por exemplo, 80 V. O tempo de selo (seal-in) 1206 T-SEAL-IN limita o selo de pickup introduzido pela sobrecorrente/subtensão. Deve ser ajustado para um valor mais alto que a temporização T I>. A relação de dropout r = IDO/IPU do pickup de sobrecorrente I> é especificado no endereço 1207 I> DOUT RATIO. O valor recomendado é r = 0.95. Para aplicações especiais, por exemplo, aviso de sobrecarga, ele pode ser ajustado para um valor mais alto (0.98). Exemplo: Limite de Pickup 1,4 · IN Ger Temporização de Trip 3 seg Selo de Subtensão 0,8 · UN Ger Tempo de espera de U< 4 seg Relação de Dropout 0.95 Corrente Nominal IN Ger 483 A Tensão Nominal UN, Ger 6.3 kV Corrente Nominal IN, TC, prim 500 A Tensão Nominal UN, TP, prim 6.3 kV Corrente Nominal IN, sec Tensão Nominal UN, sec 100 V 1A Os seguintes valores de ajuste secundários resultam dessa especificação: 68 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.8 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, ANSI 50/51) Com Subtensão Selada (Seal-In) 2.8.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser mudados com DIGSI, em Additional Settings. A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (Configuração) indica corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro 1201 O/C I> 1202 I> C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários OFF ON Block relay OFF Proteção de Sobrecorrente Temporizada I> 1A 0.05 .. 20.00 A 1.35 A Pickup de I> 5A 0.25 .. 100.00 A 6.75 A 1203 T I> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 3.00 sec Temporização T I> 1204 U< SEAL-IN ON OFF OFF Estado da Subtensão com selo 1205 U< 10.0 .. 125.0 V 80.0 V Pickup da Subtensão com selo 1206 T-SEAL-IN 0.10 .. 60.00 sec 4.00 sec Duração da Subtensão com selo 1207A I> DOUT RATIO 0.90 .. 0.99 0.95 Relação de Dropout de I> 2.8.4 Lista de Informações No. 1722 Informação Tipo de Info. Comentários >BLOCK I> SP >BLOQUEIO I> 1811 I> Fault L1 OUT Detecção de Falta de Sobrecorrente do estágio I> fase L1 1812 I> Fault L2 OUT Detecção de Falta de Sobrecorrente do estágio I> fase L2 1813 I> Fault L3 OUT Detecção de Falta de Sobrecorrente do estágio I> fase L3 1815 I> TRIP OUT TRIP de Sobrecorrente I> 1950 >Useal-inBLK SP >Proteção de Sobrecorrente:: BLOQUEIO Subtensão com selo 1965 I> OFF OUT Proteção de Sobrecorrente do estágio I> está DESLIGADA 1966 I> BLOCKED OUT Proteção de Sobrecorrente do estágio I> está BLOQUEADA 1967 I> ACTIVE OUT Proteção de Sobrecorrente do estágio I> está ATIVA 1970 U< seal in OUT Proteção de Sobrecorrente de Subtensão com selo 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 69 2 Funções 2.9 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>>, ANSI 50, 51, 67) com Detecção de Direção A proteção de sobrecorrente é usada como backup para a proteção de curto-circuito do objeto protegido. Ela também fornece proteção de backup para faltas da rede conectada que podem não ser prontamente desconectadas colocando, desta forma, em risco, o objeto protegido. O relé 7UM62 permite escolher entre os transformadores de entrada do lado1 e do lado 2 a alocação da função de proteção de sobrecorrente. Essa escolha é feita durante a configuração (veja Seção 2.4). Para assegurar que o pickup sempre ocorra mesmo com faltas internas, a proteção para geradores - é usualmente conectada ao grupo transformador de corrente nos condutores neutros da máquina. Se esse não for o caso para um sistema individual de potência, o estágio I>> pode ser combinado com uma determinação de direção de curto-circuito e desligar um curto-circuito de gerador por meio de um trip sem temporização; a seletividade não é afetada por isso. Inicialmente as correntes são filtradas numericamente de forma que só as correntes de freqüência fundamental são usadas para a medição. Isso faz a medição insensitiva para condições transientes no inicio de um curto-circuito e para correntes de curtocircuito assimétricas (componente d.c.) 2.9.1 Descrição Funcional Estágio I>> Cada corrente de fase do lado 1 ou 2 (dependendo da configuração) é individualmente comparada com o valor comum de pickup I>>, e indicada ao atingí-lo. Um sinal de trip é transmitido para a matriz assim que tenham expirado as temporizações correspondentes T I>>. O valor de dropout é ± 95 % abaixo do valor de pickup. Detecção da Direção Se essa função de proteção tiver sido designada para o transformadores de entrada do lado 1, o estágio I>> é equipado com um elemento de direção (desconctável) permitindo um trip só para faltas em direção contrária (isto é, máquina). Por essa razão, esse estágio pode ser usado particularmente em aplicações onde não existe transformador de corrente no ponto estrela do gerador e trip sem temporização é todavia, necessário, nas faltas do gerador. A definição da direção da corrente na Figuira 2-11 aplica-se para o TC do lado 1. Se o TC do lado 2 é usado, deve ser ajustado Forward(Para Frente) para determinar a direção da corrente. Figura 2-11 70 Seletividade via Detecção de Direção de Curto-Circuito 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.9 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>>, ANSI 50, 51, 67) com Detecção de Direção A direção é detectada fase-seletivamente por meio de uma tensão polarizada cruzada. A tensão fase-fase normalmente perpendicular ao vetor de corrente de falta é usada como uma tensão sem falta (Figura 2-12). Isso é considerado durante o cálculo do vetor de direção na seqüência de rotação de fase horária por uma rotação de +90 e na rotação de fase anti-horária por uma rotação de -90°. Para faltas fase-fase, a posição da linha reta de direção pode mudar em relação ao colapso da tensão de curto-circuito. Figura 2-12 Tensões Polarizadas Cruzadas para Determinação da Direção A fase conduzindo a tensão mais alta é selecionada para a decisão da direção. Com níveis iguais de corrente, a fase com o menor número é escolhida (IL1 antes de IL2 antes de IL3). A tabela seguinte mostra a alocação de valores de medição para vários tipos de faltas de curto-circuito. Tabelle 2-3 Alocação de Valores Medidos para Determinação da Direção Pickup 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Corrente Selecionada Tensão Associada L1 IL1 UL2 - UL3 L2 IL2 UL3 - UL1 L3 IL3 UL1 - UL2 L1, L2 com IL1>IL2 IL1 UL2 - UL3 L1, L2 com IL1=IL2 IL1 UL2 - UL3 L1, L2 com IL1<IL2 IL2 UL3 - UL1 L2, L3 comIL2>IL3 IL2 UL3 - UL1 L2, L3 com IL2=IL3 IL2 UL3 - UL1 L2, L3 com IL2<IL3 IL3 UL1 - UL2 L3, L1 com IL3>IL1 IL3 UL1 - UL2 L3, L1 com IL3=IL1 IL1 UL2 - UL3 L3, L1 com IL3<IL1 IL1 UL2 - UL3 L1, L2, L3 com IL1>(IL2, IL3) IL1 UL2 - UL3 L1, L2, L3 com IL2>(IL1, IL3) IL2 UL3 - UL1 71 2 Funções Se a tensão fase-fase usada para decisão da direção está abaixo do valor mínimo de aproximadamente 7 V, a tensão é tomada da memória de tensão. Essa tensão também permite determinação da direção sem ambiguidade se a tensão de curtocircuito tiver entrado em colapso (curto-circuito próximo dos terminais do gerador). Após expirar o período de tempo de armazenamento (2 ciclos), a direção detectada é salva, enquanto não existir suficiente tensão de medição disponível. Se um curtocircuito já existir na partida do gerador (ou para motores ou transformadores na conexão), de forma que nenhuma tensão esteja presente na memória e nenhuma direção possa ser determinada, é emitido um trip. A detecção da direção pode ser desabilitada via entrada binária. Figura 2-13 2.9.2 Geral Diagrama Lógico do Estágio I>> com Elemento Direcional Notas de Ajustes O estágio de alta-corrente I>> da proteção de sobrecorrente só está efetiva e acessível se tiver sido designada dentro da planilha de configuração no endereço 113 O/C PROT. I>> tanto para o lado 1 quanto para o lado 2, isto é, se tanto ajustada para NonDirec. SIDE1, NonDirec.SIDE 2, Direc. SIDE1 quanto Direc. SIDE2. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. Se é usada a aquisição da direção, tenha certeza de que os conjuntos de TC e TP são consistentes. 72 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.9 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>>, ANSI 50, 51, 67) com Detecção de Direção Estágio de Corrente de Ajuste em Alta I>> O endereço 1301 O/C I>> é usado para manobrar o estágio de tempo definido I>> para correntes de fase em ON e OFF, ou para bloquear somente o comando de trip (block relay). O estágio de alta-corrente I>> (Parâmetro 1302 e sua temporização associada T I>>, 1303) é usado para graduação de corrente com grandes impedâncias existentes, por exemplo, com transformadores, motores ou geradores. Está especificada de forma a assegurar seu pickup para faltas até essa impedância. Transformador de Corrente no Ponto Estrela (sem detecção de Direção) Exemplo: Conexão de Unidade Potência aparente nominal-gerador SN, Ger = 5.27 MVA Tensão nominal - gerador UN Ger = 6.3 kV Reatância transiente eixo direto xd’ = 29 % Tensão gerada síncrona transiente (Gerador de polo saliente) UP’ = 1,2 · UN,Ger Potência nominal aparente transformador SN, T = 5.3 MVA Tensão nominal, no lado do gerador UN, TPprim = 6.3 kV Tensão de curto-circuito uSC = 7% Transformador de corrente IN, TC, prim IN, sec = 500 A 1A = a) Cálculo de curto-circuito Curto-circuito tripolar b) Valor de ajuste: O valor de ajuste é conseguido por meio de uma conversão no lado secundário. Para excluir uma operação indesejável ocasionada por sobretensões ou por fenômeno transiente, um fator adicional de segurança de cerca de 1.2 a 1.3 é recomendado. Um valor de T I>> = 0.1 s é recomendado como temporização de trip, para habilitar trip preferencial da proteção diferencial. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 73 2 Funções Transformador de Corrente no Lado de Saída (com detecção de direção) Se o endereço 113 O/C PROT. I>> foi configurado como direcional, os endereços 1304 Phase Direction e 1305 LINE ANGLE estão acesíveis. A inclinação da linha direta de direção (veja figura 2-14) representando a linha de separação entre o trip e a zona de bloqueio pode ser adaptada para as condições da rede por meio do parâmetro de (ÂNGULO DE LINHA) LINE ANGLE . Para fazer isso, o ângulo de linha da rede é ajustado. A linha direta de direção é perpendicular ao ângulo de direção ajustado. Junto com o parâmetro 1304 Phase Direction = Forward(Direta) ou Reverse(Reversa), esse parâmetro cobre o completo nível de impedância. Essa é a direção (reversa), desde que o relé de proteção tenha sido conectado de acordo com a Figura 2-11. Uma pequena zona é localizada entre as zonas direta e reversa. Devido aos ângulos residual de fases dos transformadores, uma decisão de direção segura não é possível nesta pequena zona. Não existe trip na direção preferencial configurada nesta zona. Figura 2-14 Definição parâmetros 1304 Phase Direction e 1305 LINE ANGLE O valor de ajuste da linha direta de direção resulta do ângulo de curto-circuito da rede de alimentação. Como regra será de mais de 60°. O valor de pickup de corrente resulta do cálculo da corrente de curto circuito. Valores operacionais de pickup estão situados em cerca de (1.5 a 2) · IN, Ger. Uma temporização de trip de (TI>> ≈ 0.05 s a 0.1 s) é necessária para assegurar que o efeito do fenômeno transiente está eliminado. O valor de correção pode ser determinado durante o comissionamento da máquina (veja Seção Instalação e Comissionamento em „Testes com a Rede“). 74 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.9 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>>, ANSI 50, 51, 67) com Detecção de Direção Exemplo de Aplicação: Proteção de Motor Para motores que não tenham transformadores de corrente separados no ponto estrela, a figura seguinte mostra como usar o estágio I>> como “proteção diferencial”. A configuração da função de proteção depende dos transformadores. Como essa aplicação na maioria das vezes é usada para substituições em um sistema existente, os ajustes daquele sistema deverão ser sua base. Figura 2-15 2.9.3 Estágio I>> como “Proteção Diferencial” Ajustes A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro 1301 O/C I>> 1302 I>> C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários OFF ON Block relay OFF Proteção de Sobrecorrente Temporizada I>> 1A 0.05 .. 20.00 A 4.30 A Pickup de I>> 5A 0.25 .. 100.00 A 21.50 A 1303 T I>> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização T I>> 1304 Phase Direction Forward Reverse Reverse Direção de Fase 1305 LINE ANGLE -90 .. 90 ° 60 ° Ângulo de Linha 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 75 2 Funções 2.9.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 1720 >BLOCK dir. SP >BLOQUEIO direção do estágio I>> 1721 >BLOCK I>> SP >BLOQUEIO I>> 1801 I>> Fault L1 OUT Detecção de falta de sobrecorrente do estágio I>> fase L1 1802 I>> Fault L2 OUT Detecção de falta de sobrecorrente do estágio I>> fase L2 1803 I>> Fault L3 OUT Detecção de falta de sobrecorrente do estágio I>> fase L3 1806 I>> forward OUT Sobrecorrente I>> direção direta 1807 I>> backward OUT Sobrecorrente I>> direção reversa 1808 I>> picked up OUT Pickup de Proteção de Sobrecorrente I>> 1809 I>> TRIP OUT TRIP de Sobrecorrente I>> 1955 I>> OFF OUT Estágio de proteção de sobrecorrente I>>está DESLIGADO 1956 I>> BLOCKED OUT Estágio de proteção de sobrecorrente I>>está BLOQUEADO 1957 I>> ACTIVE OUT Estágio de proteção de sobrecorrente I>>está ATIVO 76 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.10 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) 2.10 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) A proteção de sobrecorrente temporizada representa a proteção de curto-circuito para máquinas pequenas, ou de baixa tensão. Para máquinas grandes ela é usada como proteção de backup para a proteção de curto-circuito de máquinas (proteção diferencial e/ou proteção de impedância).Ela fornece proteção de backup para faltas na rede que possam não ser desconectadas prontamente e dessa forma colocando a máquina em risco. O relé 7UM62 permite escolher entre os transformadores de entrada do lado 1 e lado 2 para a alocação da função de proteção de sobrecorrente de tempo inverso. Essa escolha é feita durante a configuração (veja a Seção 2.4). Em geradores onde a tensão de excitação é tomada dos terminais da máquina, a corrente de curto-circuito rapidamente diminui no evento de faltas adjacentes (isto é, no gerador ou na região da unidade transformadora) devido à ausência de tensão de excitação. Dentro de uns segundos ela mergulha abaixo do valor de pickup da proteção de sobrecorrente temporizada. Para evitar o dropout do pickup, o componente de seqüência positiva é adicionalmente monitorado. Esse componente pode influenciar a detecção da sobrecorrente de acordo com dois métodos diferentes. A influência da subtensão pode ser desligada. A função de proteção opera, dependendo da variante encomendada, com uma característica inversa de trip de corrente conforme os padrões IEC ou ANSI. As curvas características e as fórmulas correspondentes estão representadas nos Dados Técnicos. Se umadas características inversas (IEC ou ANSI) está configurada, os estágios de tempo definido I>> e I> podem estar efetivos adicionalmente (veja Seção 2.8). 2.10.1 Descrição Funcional Pickup e Trip Cada corrente de fase é individualmente comparada com o valor comum de ajuste de Ip. Se uma corrente exceder a 1.1 vezes o valor de ajuste, há pickup do estágio e é sinalizado em uma base por fase. Os valores r.m.s. do componente fundamental são usados para o pickup. Durante o pickup de um estágio Ip, o tempo de trip é calculado a partir da corrente de falta fluindo por meio de um procedimento de integração da medição, dependendo da característica de trip selecionada. Após término desse período, é transmitido um comando de trip. Dropout O dropout de um estágio em pickup é executado assim que o valor cai abaixo de aproximadamente 95 % do valor de pickup (isto é, 0.95 a 1.1 = 1.045 para o valor de ajuste). O temporizador iniciará novamente para todos novos pickups. Consideração de Subtensão A proteção de sobrecorrente de tempo inverso é fornecida com uma detecção de subtensão que pode ser desabilitada. Essa função pode influenciar a detecção de sobrecorrente de duas formas diferentes: • Controle de tensão: Se o valor cai abaixo do limite de uma tensão ajustável, um estágio de sobrecorrente é habilitado. • Restrição de tensão: O limite de pickup do estágio de sobrecorrente depende do nível de tensão. Uma tensão mais baixa reduz o valor de pickup da corrente (veja a Figura 2-16). Uma dependência proporcional, linear, é realizada na zona entre U/UNom = 1.00 e 0.25. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 77 2 Funções Conseqüentemente, aplica-se a seguinte regra: Figura 2-16 Valor de Pickup Dependente de Tensão O valor de referência Ip é diminuido em proporcionalidade com o decréscimo da tensão. Conseqüentemente, para uma corrente constante I, a relação I/Ip é aumentada e o tempo de trip reduzido. Comparada com as características representadas no capítulo “Dados Técnicos”, as características de trip mudam para o lado esquerdo em relação à tensão decrescente. A substituição do valor mais baixo de pickup ou a redução do limite de pickup são executados em uma base por fase. Aplicam-se alocações de tensões para as fases que conduzem correntes representadas na tabela seguinte. Como a proteção usada na faixa do gerador está incorporada no plano de graduação da rede, a conversão das tensões pelo transformador do relógio deve também ser considerada. Sendo assim, em princípio, deve ser feita uma distinção entre uma conexão de unidade e uma conexão de barramento a qual deve estar comunicada ao dispositivo pelo parâmetro 272 SCHEME. Como as tensões fase-fase são refereridas em qualquer caso, medições de faltas durante faltas à terra são evitadas. Tabela 2-4 Tensões de controle em relação às correntes de falta Tensão Corrente Conexão de Barramento Conexão de Unidade IL1 UL1 – UL2 ((UL1 – UL2) – (UL3 – UL1)) / √3 IL2 UL2 – UL3 ((UL2 – UL3) – (UL1 – UL2)) / √3 IL3 UL3 – UL1 ((UL3 – UL1) – (UL2 – UL3)) / √3 Em ou para evitar operação indesejável durante uma falta de transformador de potencial, o bloqueio da função é implementado via uma entrada binária controlada pelo disjuntor de proteção do transformador de potencial, assim como via detecção de falhas de tensão de medição internas do dispositivo ("Monitoramento de Falha do Fusível”, veja também a Seção 2.42.1). 78 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.10 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de sobrecorrente de tempo inverso sem influência de subtensão, enquanto que as Figuras 2-18 e 2-19 ilustram os diagramas lógicos com influência de subtensão. Figura 2-17 Diagrama Lógico da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso sem Influência de Subtensão Figura 2-18 Diagrama Lógico da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso com controle de Tensão 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 79 2 Funções A mudança para valor de pickup de corrente mais baixo na tensão decrescente (liberação do loop) é executada em uma base fase por fase de acordo com a Tabela 2-4. Figura 2-19 Diagrama Lógico da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso com Restrição de Tensão A redução do limite de pickup no caso de uma tensão decrescente (designação de controle de tensão) é executada fase por fase conforme a Tabela 2-4. 80 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.10 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) 2.10.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de sobrecorrente de tempo inverso só está efetiva e disponível se essa função foi alocada para os TCs de entrada tanto do lado1 quanto do lado 2 durante a configuração (veja a Seção 2.4), isto é, se o endereço 114 O/C PROT. Ip foi ajustado para IEC SIDE 1, ANSI SIDE 1, IEC SIDE 2 ou ANSI SIDE 2. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. Estágio de Sobrecorrente Ip O endereço 1401 O/C Ip serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Neste contexto, deve ser considerado que, para a proteção de sobrecorrente de tempo inverso, um fator de segurança de cerca de 1.1 tenha já sido incluido entre o valor de pickup e o valor de ajuste. Isso significa que um pickup só acontece se uma corrente de cerca de 1.1 do valor de ajuste estiver presente. A função irá resetar assim que o valor cair abaixo de 95 % do valor de pickup. O valor de corrente é ajustado no endereço 1402 Ip. A corrente máxima operacional é de primeira importância para o ajuste. Um pickup causado por uma sobrecarga deve ser excluido, já que o dispositivo opera neste modo como proteção de falta com tempos de trip correspondentemente curto e não como proteção de sobrecarga. O multiplicador de tempo correspondente para configuração de características IEC (endereço 114 O/C PROT. Ip = IEC Page n) é acessível no endereço 1403 T Ip. No endereço 1405 IEC CURVE, 3 características IEC podem ser selecionadas. O multiplicador de tempo para configuração de características ANSI (endereço 114 O/C PROT. Ip= ANSI Page) pode ser encontrado no endereço 1404 TIME DIAL: TD; Parâmetro 1406 ANSI CURVE oferece uma escolha entre 5 características ANSI. Os multiplicadores de tempo devem ser coordenados com o planejamento de graduação da rede. Os multiplicadores de tempo também podem ser ajustados para ∞. Se ajustados para infinito, o pickup dessa função será indicado mas não ocorrerá trip do estágio após pickup. Se o estágio Ip não for necessário, na configuração da função de proteção (Seção 2.4) o endereço 114 O/C PROT. Ip é ajustado para Disabled ou essa função manobrada em 1401 O/C Ip = OFF. O endereço 1408 serve para pré-definir o valor de pickup U< para trip da subtensão do valor de pickup de Ip para proteção de sobrecorrente de tempo inverso com controle de tensão/AMZ (Parâmetro 1407 VOLT. INFLUENCE = Volt. controll.). O parâmetro é ajustado para um valor logo abaixo da mais baixa tensão fase-fase admissível durante a operação, por exemplo, de 75 a 80 V. Neste contexto, as mesmas regras se aplicam que para a subtensão com selo da proteção de sobrecorrente de tempo definido (veja também a Subseção 2.8.2). Se, o endereço 1407 VOLT. INFLUENCE é ajustado para without ou Volt. restraint, o parâmetro 1408 não tem função. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 81 2 Funções 2.10.3 Ajustes A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro 1401 O/C Ip 1402 Ip C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários OFF ON Block relay OFF Proteção de sobrecorrente temporizada Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Pickup de Ip 5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A 1403 T Ip 0.05 .. 3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo de T Ip 1404 TIME DIAL: TD 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 DIAL de TEMPO: TD 1405 IEC CURVE Normal Inverse Very Inverse Extremely Inv. Normal Inverse Curva IEC 1406 ANSI CURVE Very Inverse Inverse Moderately Inv. Extremely Inv. Definite Inv. Very Inverse Curva ANSI 1407 VOLT. INFLUENCE without Volt. controll. Volt. restraint without Influência de tensão 1408 U< 10.0 .. 125.0 V 75.0 V Limite U< para liberação de Ip 2.10.4 Lista de Informações No. 1883 Informação Tipo de Info. Comentários >BLOCK O/C Ip SP >BLOQUEIO da Proteção de sobrecorrente de tempo inverso 1891 O/C Ip OFF OUT Proteção de sobrecorrente Ip está DESLIGADA (OFF) 1892 O/C Ip BLOCKED OUT Proteção de sobrecorrente Ip está BLOQUEADA 1893 O/C Ip ACTIVE OUT Proteção de sobrecorrente Ip está ATIVA 1896 O/C Ip Fault L1 OUT Detecção de falta de sobrecorrente Ip fase L1 1897 O/C Ip Fault L2 OUT Detecção de falta de sobrecorrente Ip fase L2 1898 O/C Ip Fault L3 OUT Detecção de falta de sobrecorrente Ip fase L3 1899 O/C Ip pick.up OUT Pickup de sobrecorrente Ip 1900 O/C Ip TRIP OUT TRIP de Sobrecorrente Ip 82 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.11 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) 2.11 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) A proteção de sobrecarga térmica previne sobrecarregamento térmico dos enrolamentos do estator da máquina que está sendo protegida. 2.11.1 Descrição Funcional Perfil Térmico O dispositivo calcula a sobretemperatura de acordo com um modelo térmico de corpo único baseado na seguinte equação diferencial: com Θ Temperatura real de operação expressa em porcentagem da temperatura de operação correspondente à máxima corrente de operação permissível k · IN ΘK Temperatura refrigerante ou temperatura ambiente como uma diferença da temperatura de referência de 40 °C τ Constante de tempo térmica para o aquecimento do equipamento que está sendo protegido I Corrente de operação expressa em porcentagem da corrente de operação máxima permissível Imax = k · IN A função de proteção modela um perfil térmico do equipamento que etá sendo protegido (proteção de sobrecarga com capacidade de memória). Tanto a “história” prévia de um sobrecarga quanto a perda de calor para o ambiente são levadas em consideração. A solução dessa equação é em operação estacionária é uma “e-função” (função eletrônica) cuja assíntota representa a temperatura final ΘEnd. Após atingido um limite inicial de sobretemperatura ajustável, é emitido um alarme para por exemplo, medidas de redução de carga. Se o segundo limite de sobretemperatura, isto é, a sobretemperatura final = temperatura de trip, é atingido, o equipamento protegido é desconectado da rede. A proteção de sobretemperatura pode, entretanto, também ser ajustada para (Somente alarme) Alarm Only. Neste caso, somente uma indicação é emitida quando a temperatura final é atingida. A sobretemperatura é calculada a partir da maior das três correntes de fase. Como o cálculo está baseado em valores rms de correntes, harmônicos que contribuam para um aumento de temperatura do enrolamento do estator são também considerados. A máxima corrente contínua termicamente permissível Imax é descrita como um múltiplo da corrente nominal IN do objeto protegido: Imax = k · IN Em adição ao fator k (Parâmetro K-FACTOR), a (CONSTANTE DE TEMPO) TIME CONSTANT τ e a temperatura de alarme Θ ALARM (em porcentagem da temperatura de trip Θ TRIP) devem ser especificados. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 83 2 Funções Proteção de sobrecarga também tem um recurso de alarme de corrente (I ALARM) em adição ao estágio de alarme de temperatura. O elemento de aviso de corrente pode reportar prematuramente uma sobrecarga de corrente (quando Imax é excedida) mesmo se a temperatura de operação calculada não tiver ainda atingido os níveis de alarme ou trip. Temperatura de Refrigeração (Temperatura Ambiente) Com o 7UM62 o modelo térmico considera um valor de temperatura externo. Dependendo da aplicação, essa temperatura pode ser a temperatura de refrigeração ou a temperatura ambiente ou, no caso de turbinas a gás, a temperatura de entrada do gás frio. A temperatura a ser considerada pode ser parametrizada de uma das seguintes formas: • Via transdutor de medição (TD 2) • via interface Profibus DP/Modbus • Via unidade de detecção de temperatura (Thermobox, RTD 1) Um sensor de temperatura externo mede, por exemplo, a temperatura refrigerante e a converte para uma tensão ou corrente proporcional à temperatura. Essa grandeza de saída pode entrar no 7UM62 via o transdutor de medição TD 2 integrado. Se um nível de sinal entre 4 mA e 20 mA for usado, o circuito de medição para a entrada de temperatura pode adicionalmente ser monitorado para interrupções. Se a corrente medida do amplificador externo cair abaixo de 2 mA, o relé sinaliza uma indicação de perturbação e adota, ao mesmo tempo, uma temperatura de refrigeração fictícia de 40 °C (a temperatura assumida se não existir detecção de temperatura de refrigeração). A temperatura ambiente ou de refrigeração pode também ser detectada por um sensor externo de temperatura, digitalizado e entrando no 7UM62 via Profibus-DP Interface / Modbus . Se o recurso de supervisão de temperatura está implementado usando uma thermobox (veja Seção 2.46) a entrada RTD1 pode ser usada para inclusão de temperatura na proteção de sobrecarga. Com a detecção da temperatura refrigerante de acordo com um dos três métodos descritos, a corrente máxima permissível Imax é influenciada pela diferença de temperatura do refrigerante. Se a temperatura ambiente ou de refrigeração é menor, a máquina pode suportar uma corrente mais alta do que quando as temperaturas são altas. Limitação de Corrente Para que a proteção de sobrecarga na ocorrência de altas correntes de curto-circuito, (e com constantes de tempo pequenas), não cause tempos de trip extremamente curtos e assim talvez, afetando a graduação de tempo da proteção de curto-circuito, é possível implementar uma limitação de corrente para a proteção de sobrecarga. Correntes excedentes ao valor especificado no parâmetro 1615 I MAX THERM. são limitadas a esse valor. Por essa razão, elas não mais reduzem o tempo de trip na memória térmica. Constante de Tempo de Espera A equação diferencial acima assume uma refrigeração constante que é refletida pela constante de tempo τ = Rth · Cth (resistência térmica e capacitância térmica). Em uma máquina auto ventilada, entretanto, a constante de tempo térmica em espera pode variar consideravelmente da constante de tempo de um máquina em andamento contínuo, já que ali a ventilação fornece refrigeração onde em espera somente convecção natural acontece. 84 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.11 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) Dessa forma, duas constantes de tempo devem ser condideradas em tais casos para ajustes. Neste contexto, é detectado máquina em espera quando a corrente atinge o valor limite BkrClosed I MIN (veja cabeçalho de margem "Monitoramento de Fluxo de Corrente" na Subseção 2.5). Bloqueio A memória térmica pode ser resetada via uma entrada binária („>RM th.rep. O/L“). O valor de temperatura excessiva induzido por corrente é resetado para zero. O mesmo é conseguido pela parametrização de um bloqueio („>BLK ThOverload“); neste caso, a proteção de sobrecarga é completamente bloqueada, incluindo o estágio de alarme de corrente. Quando máquinas devem dar partida por razões de emergência, temperaturas de operação acima das máximas temperaturas operacionais permissíveis são permitidas (partida de emergência). Então, exclusivamente o sinal de trip pode ser bloqueado via uma entrada binária („>Emer.Start O/L“). Como o perfil térmico pode ter excedido a temperatura de trip após a partida e o dropout da entrada binária acontecerem, a função de proteção tem o recurso de um intervalo de tempo de andamento (T EMERGENCY) que é iniciado quando a entrada binária entra em dropout e continua a supressão do sinal de trip. Trip pela proteção de sobrecarga será bloqueado até que esse intervalo de tempo expire. Essa entrada binária só afeta o sinal de trip. Não tem efeito no registro da condição da falta nem reseta o perfil térmico. Comportamento na Falha da Fonte de Alimentação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Para proteção de sobrecarga, junto com todas as outras funções de proteção do 7UM62 nos Dados do Sistema de Potência 1 (parâmetro 274 ATEX100, veja Seção 2.5) é possível escolher se a sobretemperatura calculada será armazenada através de uma falha da fonte de alimentação ou resetada para zero. Essa última opção é o Ajuste Padrão. 85 2 Funções A figura seguinte mostra o diagrama lógico para proteção de sobrecarga. Figura 2-20 86 Lógica da Função de Proteção de Sobrecarga 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.11 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) 2.11.2 Notas de Ajustes Geral Proteção de sobrecarga só está efetiva e acessível se o endereço 116 Therm.Overload é ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. Tranformadores e geradores estão sujeitos a danos por sobrecargas extensas. Essa sobrecargas não são e não devem ser detectadas pela proteção de curto-circuito. Proteção de sobrecorrente deverá ser ajustada alta de forma que só detecte faltas, uma vez que a proteção de falta só permite temporizações curtas. Temporizações curtas, entretanto, não permitem medidas para subestimar o equipamento sobrecarregado nem permitem que se tome vantagem de sua capacidade (limitada) de sobrecarga. O relé de proteção 7UM62 tem o recurso de uma função de proteção de sobrecarga com característica de trip térmico adaptável à capacidade de sobrecarga do equipamento que está sob proteção. No endereço 1601 Ther. OVER LOAD a proteção de sobrecarga térmica pode ser manobrada para ON ou OFF,o comando de trip bloqueado (Block relay) ou a função de proteção ajustada para (Somente Alarme) Alarm Only. No último caso nenhuma gravação de falta é criada se ocorrer uma sobrecarga. Se a proteção de sobrecarga for ajustada para ON, o trip também é possível. Fator-K A proteção de sobrecarga é ajustada com grandezas por unidade. A corrente nominal IN, Máq do objeto sob proteção (gerador, motor, transformador) é tipicamente usada como corrente base. A corrente contínua permissível térmicamente Imax prim pode ser usada para calcular um fator kprim: A corrente contínua permissível termicamente para o equipamento sob proteção é geralmente obtida das especificações do fabricante. Se não existir especificação disponível, um valor de 1.1 vezes a corrente nominal é assumida. O FARTOR K (K-FACTOR) a ser ajustado no dispositivo 7UM62 (Endereço 1602) refere-se à corrente nominal secundária (= corrente do dispositivo). Aplica-se o seguinte para conversão: com Imax prim corrente primária do motor contínua admissível térmicamente IN Máq Corrente Nominal da Máquina INTC prim Corrente nominal primária do TC Exemplo: Gerador e transformador de corrente com os seguintes dados: Corrente Contínua Permissível Imax prim= 1.15 · IN, Máq Corrente Nominal do Gerador Transformador de Corrente 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 IN Máq = 483 A 500 A / 1 A 87 2 Funções Constante de Tempo A proteção de sobrecarga segue a progressão da sobretemperatura, empregando uma equação diferencial térmica cuja solução em estado estacionário é uma função exponencial. A (CONSTANTE DE TEMPO) TIME CONSTANT τ (Endereço 1603) é usada no cálculo para determinar a temperatura de operação. Se a característica de sobrecarga do gerador a ser protegido é pré-determinada, o usuário deve selecionar a característica de trip de proteção de forma que ela corresponda amplamente à característica de sobrecarga, pelo menos para pequenas sobrecargas. Esse é também o caso se o tempo de energização correspondente a um certo valor de sobrecarga é indicado. Estágios de Alarme Pelo ajuste do nível de alarme térmico Θ ALARM (Endereço 1604), uma mensagem de aviso pode ser emitida antes de ser atingida a temperatura de trip, evitando assim, o trip pela redução imediata de carga. Esse nível de atenção representa simultâneamente o nível de dropout para o sinal de trip. O sinal de trip só é interrompido quando esse valor limite é novamente alcançado. O nível de alarme térmico é fornecido em porcentagem do nível da sobretemperatura de trip. Nota: Com o valor típico de K-FACTOR = 1.1, na aplicação da corrente nominal da máquina e corrente primária do transformador adaptada, a seguinte sobretemperatura de trip final resulta da temperatura de trip. Conseqüentemente, o estágio de aviso deverá ser ajustado entre a sobretemperatura final com a corrente nominal (neste caso, de 83 %) e a sobretemperatura de trip (100 %). No presente exemplo, a memória térmica alcança o seguinte valor se for aplicada a corrente nominal: Um nível de alarme de corrente (Parâmetro 1610 I ALARM) está também disponível. O nível é ajustado em amperes secundários e deverá ser igual a, ou levemente abaixo do que a corrente contínua permissível K-FA74CTOR · IN sec . Pode ser usado ao invés do nível de alarme térmico pelo ajuste do nível de alarme térmico para 100 % e então praticamente inativo. Extensão de Constantes de Tempo na Máquina em Espera A constante de tempo programada no endereço 1603 é válido para máquina em andamento. Em movimento lento ou em espera, a máquina pode resfriar muito mais lentamente. Esse comportamento pode ser modelado pelo prolongamento da constante de tempo pelo Kτ-FACTOR (Endereço 1612) na máquina em espera. Nesse contexto, a espera da máquina é detectada quando a corrente alcança o valor limite BkrClosed I MIN (veja cabeçalho de margem "Monitoramento de Fluxo de Corrente" na Subseção Dados do Sistema de Potência 1) (P. System Data 1). Se nenhuma distinção entre as constantes de tempo for necessária, o fator de prolongamento Kτ-FACTOR pode ser mantido como 1.0 (padrão). 88 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.11 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) Limitação de Corrente O parâmetro 1615 I MAX THERM. especifica até qual valor de corrente os tempos de trip são calculados de acordo com a fórmula prescrita. Nas características de trip da Seção „Dados Técnicos“, Subseção „Proteção de Sobrecarga“, esse valor limite determina a transição para a parte horizontal das características, onde não há outra redução de tempo de trip, apesar do aumento dos valores de corrente. O valor limite deve assegurar que mesmo para a mais alta corrente de curto-circuito possível, os tempos de trip da proteção de sobrecarga excedam os tempos de trip dos dispositivos de proteção de curto-circuito (proteção diferencial,proteção de impedância, proteção de sobrecorrente temporizada). Como regra, uma limitação para a corrente secundária correspondente grosseiramente a três vezes a corrente nominal da máquina será suficiente. Partida de Emergência O tempo em andamento a ser parametrizado no endereço 1616 T EMERGENCY deve ser suficiente para assegurar uma partida de emergência e dropout da entrada binária „>Emer.Start O/L“ o comando de trip é bloqueado até que a réplica térmica novamente caia abaixo do limite de dropout. Temperatura Ambiente ou Refrigerante As especificações fornecidas até agora são suficientes para modelar a sobretemperatura. Em adição a isso, a proteção da máquina pode também processar a temperatura ambiente ou refrigerante. Isso deve então ser sinalizado para o dispositivo tanto pelo transdutor de medição TD2 fornecido como uma corrente DC proporcional à temperatura de um transdutor de medição com um sinal zero vivo entre 4 e 20 mA, ligado via uma thermobox, quanto como valor medido digitalizado via barramento de campo (por exemplo, Profibus DP). O endereço 1607 TEMP. INPUT serve para selecionar o procedimento de entrada de temperatura. Se não existir detecção de temperatura refrigerante o endereço 1607 é ajustado para Disabled. A alocação entre o sinal de entrada e a temperatura pode ser ajustada no endereço 1608 (em °C) ou 1609 (em °F) TEMP. SCAL.. O valor de temperatura ali ajustado é equivalente a 100 % do valor Profibus DP/Modbus, ou deflexão de escala completa (20 mA) do trandutor de medição. No ajuste padrão, 100 % (barramento de campo) ou 20 mA (transdutor de medição TD2) corresponde a 100 °C. Se no endereço 1607 TEMP. INPUT o ajuste de temperatura da RTD 1 é selecionado, a escala no endereço1608 ou 1609 é inefetiva. Os trabalhos de ajustes podem ser deixados como estão. Se for usada a detecção de temperatura refrigerante, o usuário deve ter o cuidado de que o K-FACTOR a ser ajustado seja referente a uma temperatura ambiente de 40 °C, isto é, que corresponda à máxima corrente permissível na temperatura de 40 °C. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 89 2 Funções Como todos os cálculos são executados com grandezas padrão, a temperatura ambiente deve ser também padronizada. A temperatura na corrente nominal da máquina é usada como valor de padronização. Se a corrente nominal da máquina desvia da corrente nominal do TC, a temperatura deve ser adaptada de acordo com a fórmula seguinte. No endereço 1605 ou 1606 TEMP. RISE I a temperatura adaptada para corrente nominal do transformador é ajustada. Esse valor de ajuste é usado como grandeza de padronização da entrada de temperatura ambiente. com ΘNsec Temperatura da Máquina com Corrente Nominal Secundária = ajuste no 7UM62 (Endereço 1605 ou 1606) ΘNMaq Temperatura da Máquina com Corrente Nominal da Máquina INTCprim Corrente nominal primária do transformador de corrente INMaq Corrente nominal da máquina Se a entrada de temperatura não for usada, o endereço 1607 TEMP. INPUT deve ser ajustado para Disabled. Neste caso, os ajustes dos endereços1605 ou 1606 e 1608 ou 1609 não são considerados. Se a entrada de temperatura for usada, os tempos de trip mudam se a temperatura de refrigeração desvia da temperatura de referência interna de 40 °C. A fórmula seguinte pode ser usada para calcular o tempo de trip: com τ CONSTANTE DE TEMPO (Endereço 1603) k FATOR K (Endereço 1602) IN Corrente Nominal do Dispositivo I Corrente Secundária Real Fluindo Ipre Corrente de Carga Prévia ΘN Temperatura com Corrente Nominal IN (Endereço 1605 TEMP. RISE I) ΘK Entrada de Temperatura da Refrigeração (Escala com o endereço 1608 ou 1609) Exemplo: Máquina: 90 INMaq = 483 A ImaxMaq = 1,15 IN para ΘK = 40 °C ΘNMaq = 93 °C τth = 600 s (Constante térmica de tempo da máquina) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.11 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) Transformador de corrente: 500 A/1 A Com uma suposta corrente de carga de I = 1.5 · IN, Device e uma précarga de IPre = 0, para diferentes temperaturas ambiente ΘK os seguintes tempos de trip resultam: 2.11.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo, só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes Adicionais. A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 1601 Ther. OVER LOAD OFF ON Block relay Alarm Only OFF Proteção de Sobrecarga Térmica 1602 K-FACTOR 0.10 .. 4.00 1.11 Fator K 1603 TIME CONSTANT 30 .. 32000 sec 600 sec Constante de Tempo Térmica 1604 Θ ALARM 70 .. 100 % 90 % Estágio de Alarme Térmico 1605 TEMP. RISE I 40 .. 200 °C 100 °C Aumento de Temperatura na Corrente Nominal Secundária 1606 TEMP. RISE I 104 .. 392 °F 212 °F Aumento de Temperatura na Corrente Nominal Secundária 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 91 2 Funções End. Parâmetro C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 1607 TEMP. INPUT Disabled 4-20 mA Fieldbus RTD 1 Disabled Entrada de Temperatura 1608 TEMP. SCAL. 40 .. 300 °C 100 °C Temperatura para Escala 1609 TEMP. SCAL. 104 .. 572 °F 212 °F Temperatura para Escala 1610A I ALARM 5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Setpoint de Alarme de Sobrecarga de Corrente 1.0 .. 10.0 1.0 Fator Kt quando o motor pára 5A 2.50 .. 40.00 A 16.50 A 1A 0.50 .. 8.00 A 3.30 A Corrente Máxima para Réplica Térmica 10 .. 15000 sec 100 sec 1612A Kτ-FACTOR 1615A I MAX THERM. 1616A T EMERGENCY Tempo de Emergência 2.11.4 Lista de Informações No. 1503 Informação Tipo de Info. Comentários >BLK ThOverload SP >BLOQUEIO da proteção de sobrecarga térmica 1506 >RM th.rep. O/L SP >Reset da memória para réplica térmica de sobrecarga 1507 >Emer.Start O/L SP >Partida de emergência de sobrecarga 1508 >Fail.Temp.inp SP >Falha de entrada de temperatura 1511 Th.Overload OFF OUT Proteção de Sobrecarga Térmica está DESLIGADA (OFF) 1512 Th.Overload BLK OUT Proteção de Sobrecarga Térmica está BLOQUEADA 1513 Overload ACT OUT Proteção de Sobrecarga Térmica está ATIVA 1514 Fail.Temp.inp OUT Falha de entrada de temperatura 1515 O/L I Alarm OUT Alarme de Corrente de Sobrecarga (I alarm) 1516 O/L Θ Alarm OUT Alarme de Sobrecarga Térmica 1517 O/L Th. pick.up OUT Pickup de Sobrecarga Térmica 1519 RM th.rep. O/L OUT Reset da réplica de memória térmica de sobrecarga 1521 ThOverload TRIP OUT TRIP de Sobrecarga Térmica 92 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.12 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa)(ANSI 46) 2.12 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa)(ANSI 46) Proteção de carga desbalanceada detecta cargas desbalanceadas de motores de indução trifásicos. Cargas desbalanceadas criam um campo de rotação contrária que age no rotor em dupla freqüência. Correntes parasitas são induzidas na superfície do rotor conduzindo ao sobreaquecimento local nas zonas finais do rotor e lâminas laterais. Um outro efeito de cargas desbalanceadas é o sobreaquecimento do enrolamento amortecedor. Em adição, essa função de proteção pode ser usada para detectar interrupções, faltas e problemas de polaridade com transformadores de corrente. É útil também na detecção de faltas mono e bipolares com magnitudes mais baixas do que as correntes de carga. 2.12.1 DescriçãoFuncional Determinação de Carga Desbalanceada A proteção de carga desbalanceada do 7UM62 usa filtros numéricos para dissecar as correntes de fase em seus componentes simétricos. Ela avalia o sistema de seqüência de fase negativa e corrente de seqüência de fase negativa I2. Se a corrente de seqüência negativa de fase exceder um valor limite parametrizado, inicia-se o tempo de trip. Um comando de trip é transmitido assim que o tempo de trip expira. Estágio de Alarme Se o valor da corrente de seqüência de fase negativa continuamente permissível I2> é excedido, após expirar um tempo de ajuste T WARN uma mensagem de alarme „I2> Warn“ é emitida (veja Figura 2-21). Característica Térmica Os fabricantes de máquinas indicam a carga desbalanceada permissível por meio da seguinte fórmula: O fator de assimetria depende da máquina e representa o tempo em segundos durante o qual o gerador pode ser carregado com uma carga desbalanceada de 100%. Esse fator está tipicamente na faixa entre 5 s e 30 s. O aquecimento do objeto a ser protegido é calculado no dispositivo assim que a carga desbalanceada permissível I2> é excedida. Neste contexto, a área tempo-corrente é constantemente calculada para assegurar a consideração correta de vários casos de carga. Assim que a área corrente-tempo ((I2/IN)2 · t) tenha atingido o fator de assimetria K, há trip da característica térmica. Limitação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Para evitar o sobrefuncionamento do estágio de trip térmico durante curtos circuitos, a corrente de entrada I2 é restrita. Esse limite é tanto 10 · I2perm quanto o valor de ajuste do estágio I2>> (End. 1706), o que seja menor. Acima desse valor de corrente o tempo de trip da função térmica é constante. Em adição, a memória térmica é limitada a 200% da temperatura de trip. Isso evita refrigeração prolongada após um trip temporizado de curto-circuito. 93 2 Funções Resfriamento Um tempo de resfriamento ajustável inicia assim que a carga desbalanceada constantemente permissível I2> é atingida. O trip cai no dropout do limite de dropout de pickup. Entretanto, o conteúdo do contador é resetado para zero com o tempo de resfriamento parametrizado no endereço 1705 T COOL DOWN. Neste contexto, esse parâmetro é definido como o tempo necessário pela réplica térmica para resfriar de 100 % para 0 %. O tempo de resfriamento depende do tipo de construção do gerador e especialmente do enrolamento amortecedor. Pré-carga é levada em consideração quando ocorre carregamento desbalanceado durante o período de resfriamento. O relé de proteção fornecerá assim, trip em um períodomais curto. Estágios de Trip Figura 2-21 Estágio de Trip de Tempo Definido Zona de Trip da Proteção de Carga Desbalanceada Altas correntes de seqüência de fase negativa só podem ser causadas por um curto circuito bipolar no sistema de potência, o qual deve ser examinado de acordo com o plano de graduação da rede. Por essa razão a característica térmica é cortada por um estágio de corrente de seqüência de fase negativa independente selecionável. (Parâmetros 1706 I2>> e 1707 T I2>>). Favor observar as instruções com respeito a mudança de seqüência de fase nas Seções 2.5 e 2.47. 94 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.12 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa)(ANSI 46) A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de carga desbalanceada. A proteção pode ser bloqueada via uma entrada binária („>BLOCK I2“). Pickups e estágios de tempo são resetados e os valores medidos na réplica térmica são eliminados. A entrada binária „>RM th.rep. I2“ só serve para eliminar valores medidos da característica térmica. Logic Figura 2-22 Diagrama lógico da proteção de carga desbalanceada 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 95 2 Funções 2.12.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de seqüência negativa só está efetiva e acessível se o endereço 117 UNBALANCE LOAD está ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 1701 UNBALANCE LOAD serve para manobrar a proteção de carga desbalanceada para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). A máxima corrente de seqüência negativa de fase permissível é importante para o modelo térmico. Para máquinas se até 100 MVA com rotores de polo não saliente, isso tipicamente cresce para um valor na faixa de 6 % a 8 % da corrente nominal da máquina e com rotores de polo saliente pelo menos 12 %. Para máquinas maiores e nos casos de dúvida, favor consultar as instruções do fabricante da máquina. É importante observar que os dados do fabricante estão relacionados aos valores primários da máquina, por exemplo, a máxima permissível corrente inversa permanente é referente à corrente nominal da máquina. Para ajustes no relé de proteção esse dado é convertido para corrente inversa secundária. Aplica-se o seguinte: com Limite de Pickup/ Estágio de Alarme I2 max prim Corrente inversa térmica permissível da máquina IN Maq Corrente nominal da máquina IN TC prim Corrente nominal primária do transformador de corrente O valor para I2> é ajustado no endereço 1702. É ao mesmo tempo o valor de pickup para um estágio de alarme cuja temporização T WARN é ajustada no endereço 1703. Exemplo: IN Máq = 483 A I2 max. prim / IN Máq = 11 % permanente (máquina de polo saliente, veja Figura 2-23) Transformador de Corrente IN TC prim = 500 A Valor de Ajuste I2 perm = 11 % · (483 A/500 A) = 10.6 % Máquina Fator K de Seqüência Negativa 96 Se o fabricante da máquina indicar a duração de carregamento devido a uma carga desbalanceada por meio da constante K = (I2/IN)2 ·t, ela é ajustada imediatamente no endereço 1704 FACTOR K. A constante K é proporcional à perda de energia admissível. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.12 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa)(ANSI 46) Conversão para Valores Secundários O fator K pode ser derivado da característica de carga desbalanceada de acordo com a figura abaixo pela leitura do tempo correspondente ao FACTOR K no ponto I2/IN = 1. Exemplo: tperm = 20 s for I2/IN = 1 A constante Kprimário = 20 s determinada dessa forma é válida para o lado da máquina (lado primário). O fator Kprimário pode ser convertido para o lado secundário por meio da seguinte fórmula: O fator de assimetria calculado Ksec é ajustado como FACTOR K no endereço 1704. Exemplo: IN Máq = 483 A IN CT prim = 500 A Fator Kprimário = 20 s Valor de ajuste no endereço1704: Figura 2-23 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Exemplo de uma Característica de Carga Desbalanceada Especificada pelo Fabricante da Máquina 97 2 Funções Tempo de Resfriamento O parâmetro 1705 T COOL DOWN estabelece o tempo necessário para o objeto sob proteção resfriar sob carga desbalanceada admissível I2> ao valor inicial. Se o fabricante da máquina não fornecer essa informação, o valor de ajuste pode ser calculado assumindo um valor igual para tempo de resfriamento e tempo de aquecimento do objeto sob proteção. A fórmula abaixo mostra a relação entre o fator de assimetria K e o tempo de resfriamento: Exemplo: O seguinte tempo de resfriamento resulta para K = 20 s e carga desbalanceada contínua admissível I2/IN = 11 %. Esse valor T COOL DOWN é ajustado no endereço 1705. Característica de Trip de Tempo Definido Faltas assimétricas também causam correntes altas de seqüência de fase negativa. Uma característica de estágio de corrente de seqüência de fase negativa de tempo definido 1706 I2>> pode assim detectar curto circuitos assimétricos do sistema de potência. Um ajuste entre 60 % e 65 % assegura que o trip sempre irá ocorrer de acordo com a característica térmica no caso de falha de fase (carga desbalanceada continuamente abaixo de 100/√3 %, i.sto é, I2 < 58 %). Por outro lado, um curtocircuito bipolar pode ser assumido para uma carga desbalanceada entre 60 % a 65 %. A temporização T I2>> (endereço 1707)deve estar coordenada com a graduação do sistema para curtos-circuitos fase-fase. Ao contrário da proteção de sobrecorrente temporizada, o estágio I2>> está apto a detectar correntes de falta na corrente nominal. Aplicam-se as seguintes condições: uma falta bifásica com corrente de falta I produz uma corrente de seqüência negativa uma falta monofásica com corrente de falta I produz uma corrente de seqüência negativa Com um ponto estrela isolado, o valor da corrente I é particularmente baixo e pode ser negligenciado. Com um aterramento de baixa resistência, entretanto, ele é determinado pela resistência de terra. 98 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.12 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa)(ANSI 46) 2.12.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 1701 UNBALANCE LOAD OFF ON Block relay OFF Proteção de Carga Desbalanceada 1702 I2> 3.0 .. 30.0 % 10.6 % Corrente Permissível Continuadamente I2 1703 T WARN 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 20.00 sec Temporização do Estágio de Alarme 1704 FACTOR K 1.0 .. 100.0 sec; ∞ 18.7 sec Fator K de seqüência negativa 1705 T COOL DOWN 0 .. 50000 sec 1650 sec Tempo para Resfriamento 1706 I2>> 10 .. 200 % 60 % Pickup de I2>> 1707 T I2>> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 3.00 sec Temporização T I2>> 2.12.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5143 >BLOCK I2 SP >BLOQUEIO I2 (Carga Desbalanceada) 5146 >RM th.rep. I2 SP >Reset de memória para réplica térmica I2 5151 I2 OFF OUT I2 está DESLIGADA (OFF) 5152 I2 BLOCKED OUT I2 está BLOQUEADA 5153 I2 ACTIVE OUT I2 está ATIVA 5156 I2> Warn OUT Carga Desbalanceada: Estágio de alarme de corrente 5158 RM th.rep. I2 OUT Reset da memória da réplica térmica I2 5159 I2>> picked up OUT Pickup de I2>> 5160 I2>> TRIP OUT Carga Desbalanceada: TRIP do estágio de corrente 5161 I2 Θ TRIP OUT Carga Desbalanceada: TRIP do estágio térmico 5165 I2> picked up OUT Pickup de I2> 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 99 2 Funções 2.13 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) Turbinas a gás podem dar partida por meio de um conversor de partida. Um conversor controlado alimenta corrente no gerador criando um campo rotacional de freqüência gradativamente aumentada. Isso causa ao rotor, girar, e assim dirigir a turbina. Em aproximadamente 70 % da velocidade nominal, a turbina sofre ignição e é acelerada até atingir a velocidade nominal. O conversor de partida é então desligado. 2.13.1 Descrição Funcional Procedimento de Partida A figura seguinte mostra as grandezas características durante a partida. Favor observar que todas as grandezas estão normalizadas para valores nominais. Figura 2-24 Grandezas características durante a partida de uma turbina a gás (SN = 150 MVA; UN = 10.5 kV; PConversor de Partida = 2.9 MW) Assumindo que um curto-circuito possa ocorrer no gerador durante a partida, uma proteção de curto-circuito é necessária em toda a faixa de freqüência. 100 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.13 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) A adaptação automática da freqüência de amostragem para a freqüência corrente do gerador implementado no 7UM62 oferece para esse propósito grandes vantagens uma vez que a sensitividade permanece a mesma por toda a faixa de freqüência. Essa adaptação inicia na transição de 10 Hz para 11 Hz. Como resultado, todas as funções de proteção de curto-circuito, tais como proteção de sobrecorrente, proteção de impedância e proteção diferencial estão ativas com a mesma sensitividade como com freqüência nominal. A proteção de sobrecorrente de partida é uma função de proteção de curto-circuito que opera abaixo de 10 Hz. Sua faixa de operação foi projetada de 2 Hz até aproximadamente 10 Hz (mudança para condição operacional 1). Além dessa faixa as funções de proteção de curto-circuito acima estão ativas. A função também está ativa acima de 70 Hz com sensitividade reduzida porque naquela freqüência a proteção está novamente em condição de operação 0. Princípio de Medição Em freqüências abaixo de 10 Hz, a proteção trabalha em condição de operação 0, com a freqüência de amostragem automaticamente ajustada para as condições nominais (fA = 800 Hz para redes de 50 Hz e 960 Hz para redes de 60 Hz). Das correntes de fase amostradas, um algoritmo especial determina os valores de pico. Eles são convertidos para valores proporcionais aos valores rms e comparados com o valor limie. A lógica está mostrada na imagem seguinte. Figura 2-25 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Diagrama lógico da proteção de sobrecorrente de partida 101 2 Funções 2.13.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de sobrecorrente de partida só está efetiva e acessível se o endereço 118 O/C STARTUP está ajustado para o (Lado1) Side 1 ou (Lado 2) Side 2 durante a configuração. Se a função não é necessária ela é ajustada para Disabled. O endereço 1801 serve para manobrar a funçãopara ON ou OFF ou para bloquear apenas o comando de trip (Block relay). Limite de Pickup A característica do procedimento de partida mostra que correntes durante a partida chegam a aproximadamente 20 % das correntes nominais. Isso permite à proteção em princípio ser ajustada para abaixo da corrente nominal. Como mostrado no diagrama lógico, a função é bloqueada na mudança para o estado operacional de 0 para 1. O bloqueio também pode ser fornecido por entrada binária. A figura abaixo mostra um exemplo das correntes de curto-circuito estimadas em diferentes freqüências. Correntes de curto-circuito podem ser um múltiplo da corrente nominal. Isso permite o uso da corrente nominal para um ajuste que poderia estar entre 1.2 e 1.4 I/INGer. Figura 2-26 Temporização Correntes de curto-circuito no gerador durante a partida (gerador: 300 MVA, 15.75 kV, 50 Hz) Como o disjuntor do gerador está aberto durante a partida, não há necessidade de coordenar a temporização com a rede. Sempre que possível, nenhuma temporização deverá ser efetiva uma vez que o tempo de operação da função de proteção é proporcionalmente prolongada para a freqüência mais baixa (veja o Capítulo Dados Técnicos). Se for selecionado um ajuste sensitivo, uma temporização pode ser útil para evitar sobrefuncionamento. Essa temporização deverá estar baseada na mais baixa freqüência detectável de 2 Hz, e ajustada para 0.5 s. 102 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.13 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) Coordenação da Proteção de CurtoCircuito A figura abaixo mostra a interação entre as funções de proteção de curto-circuito, tais como: • Proteção de sobrecorrente de partida • Proteção Diferencial • Estágio I>> como estágio de backup para 10 Hz e mais alto Os limites de pickup aqui são valores de orientação. A proteção diferencial Idiff e a proteção de sobrecorrente I>> são efetivas de aproximadamente 10 - 11 Hz. Adicionalmente, a proteção de sobrecorrente de partida I-ANF também opera. Ela fornece proteção na faixa de freqüência mais baixa. O resultado é o conceito de uma proteção de curto-circuito onde as funções se complementam entre si. Figura 2-27 Faixa de operação e possível limite de pickup das funções de proteção de curto-circuito 2.13.3 Ajustes A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro 1801 O/C STARTUP 1802 STARTUP I> 1803 STARTUP T I> 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários OFF ON Block relay OFF Proteção de Sobrecorrente de Partida 5A 0.50 .. 100.00 A 6.50 A Pickup de I> 1A 0.10 .. 20.00 A 1.30 A 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T I> 103 2 Funções 2.13.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5571 >BLOCK O/C St SP >BLOQUEIO da proteção de sobrecorrente de partida 5572 O/C Start OFF OUT Proteção de sobrecorrente de partida está DESLIGADA OFF 5573 O/C Start BLK OUT Proteção de sobrecorrente de partida está BLOQUEADA 5574 O/C Start ACT OUT Proteção de sobrecorrente de partida está ATIVA 5575 O/C Start L1 PU OUT Pickup da Fase L1 de Sobrecorrente de partida 5576 O/C Start L2 PU OUT Pickup da Fase L2 de Sobrecorrente de partida 5577 O/C Start L3 PU OUT Pickup da Fase L3 de Sobrecorrente de partida 5578 O/C Start TRIP OUT TRIP da proteção de sobrecorrente de partida 104 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos A proteção diferencial de corrente numérica do 7UM62 é uma proteção de curtocircuito seletiva de alta velocidade para geradores, motores e transformadores. A aplicação individual pode ser configurada, o que assegura um ótimo casamento com o objeto protegido. A zona protegida é limitada seletivamente pelos TCs e seus terminais. 2.14.1 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M/87T) O processamento dos valores medidos dependem da forma em que é usada a proteção diferencial. Esta seção discute primeiramente a proteção diferencial em geral, sem cosiderar o tipo de objeto protegido. Um sistema monofásico serve como referência. A seguir são tratadas particularidades individuais de objetos protegidos. 2.14.1.1 Descrição Funcional Princípio Básico Sistemas de proteção diferencial operam de acordo com o princípio de comparação de corrente e são dessa forma também conhecidos como sistemas de proteção de balanço de corrente. Eles se utilizam do fato de que em um objeto protegido sem falta, a corrente que deixa o objeto é a mesma que nele entra (corrente Ip, pontilhada na figura seguinte). Qualquer diferença de corrente medida é uma indicação certa de que há uma falta em algum lugar da zona protegida. Os enrolamentos secundários dos transformadores de corrente TC1 e TC2, que têm a mesma relação de transformação, podem estar tão conectados que formem um circuito fechado. Se agora um novo elemento M for conectado no ponto de balanço elétrico, ele revela a diferença de corrente. Sob condições sem perturbação (por exemplo, operação sob-carga) nenhuma corrente flui no elemento de medição. No evento de uma falta no objeto protegido, a corrente de soma Ip1+Ip2flui no lado primário. As correntes no lado secundário I1 e I2 fluem como soma de corrente I1+I2 através do elemento de medição M. Como resultado, o circuito simples mostrado na figura seguinte assegura um trip confiável da proteção se a corrente de falta fluindo na zona protegida (limitada pelo transformador de corrente) durante uma falta for suficientemente alta para o elemento de medição M responder. Figura 2-28 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Princípio Básico da Proteção Diferencial (Representação Monofásica) (Ipx = corrente primária, Ix = corrente secundária) 105 2 Funções Estabilização de Corrente Quando uma falta externa causa correntes pesadas fluirem através da zona protegida, diferenças nas características magnéticas dos transformadores de corrente TC1 e TC2 sob condições de saturação podem ocasionar uma corrente significativa fluir através do elemento M, o que pode causar trip. Para prevenir a proteção de tal operação errada, é imposta uma corrente de estabilização. A grandeza de estabilização é derivada da soma aritmética de valores absolutos de |I1| + |I2|. As seguintes definições se aplicam: um trip ou corrente diferencial Idiff = |I1 + I2| e a estabilização ou corrente de restrição Istab = |I1| + |I2| Idiff é derivada da corrente de freqüência fundamental e produz grandeza de efeito de trip , Istab age contra esse efeito. Para esclarecer a situação, três condições importantes com grandezas de medição casadas e ideais são consideradas: Figura 2-29 106 Definições de Correntes 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos 1. Corrente de fluxo de passagem sob condições sem falta ou falta externa: I2 reverte sua direção, isto é, muda o sinal, isto é, I2 = –I1; também |I2| = |I1| Idiff = |I1 + I2| = |I1 – I1| = 0 Istab = |I1|+ |I2| = |I1| + |I1| = 2 · |I1| Nenhum valor de trip (Idiff); estabilização (Istab) corresponde a duas vezes a corrente de fluxo de passagem. 2. Curto-circuito externo, por exemplo, alimentado com correntes iguais de cada lado: Vale então o seguinte: I2 = I1; também: |I2| = |I1| Idiff = |I1+ I2| = |I1 + I1| = 2 · |I1| Istab = |I1|+ |I2| = |I1| + |I1| = 2 · |I1| Valor de trip (Idiff) e valor de estabilização (Istab) são iguais e correspondem à corrente de falta total. 3. Curto-circuito interno, alimentado de um lado apenas: Neste caso, I2 = 0 Idiff = |I1 + I2| = |I1 – 0| = |I1| Istab = |I1|+ |I2| = |I1| + 0 = |I1| Valor de trip (Idiff) e valor de estabilização (Istab) são iguais e correspondem à corrente de falta total. Este resultado mostra que para falta interna sob condições ideais Idiff = Istab. Conseqüentemente, a característica de faltas internas é uma linha reta com uma inclinação para cima de 45° (linha pontilhada e tracejada na figura seguinte). Figura 2-30 Casamento Quantitativo de Valores Medidos 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Característica de Trip da proteção Diferencial com Característica de Falta As correntes nominais do TC são casads com a corrente nominal do objeto protegido, sem considerar de que objeto se trata. Como resultado, todas as correntes são referidas ao objeto protegido. Para casar as correntes, os valores característicos do objeto protegido (potência aparente, tensão nominal) e as correntes nominais primárias dos TCs são parametrizadas no dispositivo de proteção para cada lado do objeto protegido. 107 2 Funções Avaliação de Valores Medidos Os valores medidos são calculados para cada instante de amostragem e a partir deles os valores instantâneos da corrente diferencial de estabilização estabelecidos. Da corrente diferencial, o componente de freqüência fundamental é determinado usando um filtro Fourier, que efetivamente atenua interferência e componentes DC aperiódicos. A grandeza estabilizante é calculada a partir da média aritmética de um valor retificado, de forma que o efeito de filtro é menor nesse caso. Como resultado, com grandezas de interferência, comparadas com a corrente diferencial, predomina o componente de estabilização, especialmente com componentes DC aperiódicos. Característica de Trip Esse resultado mostra que para falta interna Idiff = Istab. Assim, a característica de faltas internas no diagrama de trip (veja figura seguinte) é uma linha reta com uma inclinação de 45°. A figura seguinte ilustra a característica de estabilização completa do 7UM62. O ramal a da característica representa o limite de sensitividade da proteção diferencial (ajuste I-DIFF>) e considera correntes de erro constante tais como correntes de magnetização. O ramal b considera erros proporcionais à corrente que podem resultar de erros de transformação dos TCs principais ou do TC de entrada do dispositivo, ou que por exemplo, pode ser causado por descasamentos ou pela influência de comutadores de Tap nos transformadores com controle de tensão. Para altas correntes que podem originar a saturação do transformador de corrente, o ramal c fornece estabilização adicional. Na presença de correntes diferenciais acima do ramal d, um comando de trip é emitido sem considerar a corrente de estabilização e a estabilização harmônica. Essa é a faixa de operação do “Estágio de Trip de Alta-Velocidade IDiff >>“ (“High Speed Trip Stage IDiff >>“). A área de estabilização adicional (add-on) é determinada pelo indicador de saturação (veja cabeçalho de margem sob o título "Estabiliação Add-on com Saturação de TC"). As correntes IIdiff e Istab são comparadas pela proteção diferencial com a característica de operação conforme a figura seguinte. Se esses valores resultarem em um ponto dentro da área de trip, é emitido um sinal de trip. Se as condições de corrente Idiff /Istab aparecerem próximas a característica de falta (≥ 9 0 % da inclinação da característica de falta), ocorre trip mesmo quando a característica de trip tenha aumentado excessivamente devido à estabilização adicional, partida ou detecção de corrente DC. 108 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos Figura 2-31 Trip do Estágio Idiff>> de Trip de Alta-Velocidade Característica de Operação da Proteção Diferencial O estágio de trip de alta-velocidade IDiff > >, elimina faltas internas de alta-corrente instantâneamente. Assim que a corrente diferencial cresce acima do limite IDiff>> (ramal d), é emitido um sinal de trip sem considerar a magnitude da corrente de estabilização. Este estágio pode operar mesmo quando, por exemplo, está presente um considerável segundo harmônico na corrente diferencial causado pela saturação do transformador de corrente por um componente DC na corrente de curto-circuito e que poderia ser interpretado pela função de estabilização de inrush como uma corrente de inrush. Trip rápido usa o componente fundamental da corrente diferencial assim como valores instantâneos. O processamento de valores instantâneos asseguram trip rápido mesmo se o componente fundamental de corrente foi fortemente atenuado pela saturação do transformador de corrente. Faltas internas de alta-corrente no transformador protegido podem ser instantâneamente eliminadas, sem considerar as correntes de estabilização quando a amplitude de corrente exclui uma falta externa. Esse é sempre o caso quando a corrente de curto-circuito é maior do que 1/uk · IN Transf. Estabilização Adicional (Add-On) Durante Saturação do Transformador de Corrente 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Durante uma falta externa que produza uma alta corrente de curto-circuito de passagem causando a saturação do transformador de corrente, uma considerável corrente diferencial pode ser simulada, especialmente quando o grau de saturação é diferente nos dois pontos de medição. Se as grandezas Idiff/Istab resultam em um ponto de operação que se situa na área de trip da característica de operação, um sinal de trip seria a conseqüência se nenhuma medida especial fosse tomada. 109 2 Funções Figura 2-32 Característica de Operação da Proteção Diferencial com Característica de Falta O 7UM62 fornece um indicador de saturação que detecta tais fenômenos e inicia medidas de estabilização adicionais. O indicador de saturação avalia o comportamento dinâmico da corrente diferencial e de estabilização. A linha pontilhada na Figura 2-32 mostra o desenvolvimento instantâneo de correntes no caso de uma falta externa com saturação de transformador em um lado. Imediatamente após a falta (A), as correntes de curto-circuito crescem fortemente causando correspondentemente uma alta corrente de estabilização (2 x a corrente de passagem). A saturação ocorrendo em um lado (B) causa agora uma corrente diferencial e reduz a corrente de estabilização, de forma que o ponto operacional Idiff/Istab pode mover-se para a área de trip (C). Em contraste, o ponto operacional move-se imediatamente pela característica de falta (D) quando ocorre uma falta interna, uma vez que a corrente de estabilização mal será maior do que a corrente diferencial. Além disso, uma falta interna é assumida assim que a relação Idiff/Istab tenha excedido um limite interno por um tempo fixo mínimo. A saturação do transformador de corrente no caso de uma falta externa é então caracterizada por uma alta corrente de estabilização fluindo no início, isto é, pelo ponto de operação (no diagrama veja Figura 2-32) movendo para uma área que é típica para uma falta externa de alta-corrente (“estabilização adicional”). A área de estabilização adicional está limitada pelo parâmetro I-ADD ON STAB. e a primeira linha reta da carcterística (com BASE POINT 1 e SLOPE 1) (veja a Figura seguinte). O detector de saturação toma sua decisão dentro do primeiro quarto de um ciclo. Quando uma falta externa é detectada, a proteção diferencial é bloqueada por um tempo selecionável. O bloqueio é cancelado assim que o ponto de operação Idiff/Istab se move equilibradamente (isto é, por 2 ciclos) dentro da área de trip. Isso permite faltas conseqüenciais na área protegida sejam rapidamente reconhecidas mesmo após uma falta externa envolvendo saturação de transformador de corrente. 110 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos Figura 2-33 Estabilização Adicional (Add-on) durante Saturação de Transformador de Corrente Identificação de Componentes DC Uma outra estabilização (restrição) tem efeito quando correntes secundárias diferenciais são simuladas por diferente comportamento transiente dos conjuntos de transformadores de corrente. Essa corrente diferencial é causada por diferentes constantes de tempo DC nos circuitos secundários durante condições de passagem de corrente, isto é, os componentes DC primários iguais são transformados em componentes secundários DC desiguais devido a diferentes constantes de tempo dos circuitos secundários. Isso produz um componente DC na corrente diferencial que aumenta os valores de pickup do estágio diferencial por um curto período. Estabilização Harmônica Em transformadores particularmente, altas correntes de magnetização de curto tempo, podem se apresentar durante a energização (correntes de inrush). Essas correntes entram na zona protegida mas não saem dela novamente, de forma que elas produzem grandezas diferenciais, já que se parecem com correntes de falta de terminal simples. Correntes diferenciais indesejáveis também podem ser causadas por conexão em paralelo de transformadores ou por sobreexcitação de transformador devido a tensão excessiva. A corrente de inrush pode alcançar um múltiplo da corrente nominal e está caracterizada por um conteúdo de segundo harmônico considerável (freqüência nominal duplicada), que está praticamente ausente durante um curto-circuito. Se o conteúdo do segundo harmônico na corrente diferencial exceder um limite selecionável, o trip é bloqueado. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 111 2 Funções Figura 2-34 Corrente de Inrush - Exemplo de Gravação das Correntes das Três Mais Altas Tensões. Em paralelo ao segundo harmônico, um outro harmônico pode ser selecionado no 7UM62 para causar bloqueio. Pode ser feita uma escolha entre o terceiro e o quinto harmônico para estabilização harmônica. Sobrexcitação em estado estacionário é caracterizada por harmônicos ímpares. Os 3º e 5º harmônicos são adequados para detectar sobrexcitação. Devido ao 3º harmônico ser freqüentemente eliminado nos transformadores de potência (por exemplo em uma ligação delta), o uso do 5º é mais comum. Transformadores conversores também produzem harmônicos ímpares que estão praticamente ausentes no caso de um curto-circuito interno. As correntes diferenciais são analisadas quanto ao conteúdo harmônico. Para análises de freqüência são usados filtros digitais que executam uma análise de Fourier das correntes diferenciais. Assim que os conteúdos harmônicos excedem os limites ajustados, é iniciada uma estabilização da avaliação da fase respectiva. Os algorítmos de filtro são otimizados para comportamento transiente de forma que medidas adicionais para estabilização durante condições dinâmicas não sejam necessárias. A estabilização harmônica é mantida por dois ciclos após diminuição da corrente diferencial. Isso previne subestabilização indesejada quando são eliminadas faltas externas e desaparecem harmônicos de ordem superior. Como a restrição de inrush opera individualmente para cada fase, a proteção é completamente operativa mesmo quando o transformador é ligado sob uma falta monofásica, apesar de ser possível um fluxo de corrente de inrush através das fases sem falta. Nos "tipos modernos" de transformadores, em particular o conteúdo do 2º harmônico, não deve exceder o valor limite em todas as três fases ao ligar. Para evitar trips indevidos, a assim chamada função de “bloqueio cruzado” deve ser ativada. Assim que uma corrente de inrush é detectada em uma fase, as outras fases do estágio I-DIFF> da proteção diferencial, são bloqueadas. A função “bloqueio cruzado” pode ser limitada a uma duração selecionável. Após expirar esse tempo de bloqueio cruzado, nenhum outro bloqueio cruzado é possível enquanto uma condição de falta de corrente durar, isto é, o bloqueio cruzado é possível somente uma vez após uma falta ter ocorrido e somente pelo período de tempo do bloqueio cruzado ajustado. As outras estabilizações harmônicas operam individualmente para cada fase. Entretanto, é possível —assim como para a estabilização de inrush— ajustar a proteção de forma que no alcance do conteúdo harmônico admissível na corrente de uma só fase, as outras fases do estágio I-DIFF> da proteção diferencial sejam bloqueados. Esse recurso de bloqueio cruzado com 3º ou 5º harmônicos trabalha da mesma forma que com o 2º harmônico. 112 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos Aumento de Valor de Pickup na Partida Um aumento do valor de pickup na partida fornece segurança adicional contra sobrefuncionamento quando um objeto de proteção não energizado é ligado. Assim que a corrente de estabilização de uma fase alcança um valor ajustável I-REST. STARTUP, o aumento do valor de pickup é ativado para o estágio I-DIFF>. Como a corrente de estabilização é duas vezes a corrente de fluxo de passagem em operação normal, seu alcance daquele limite é um critério para detecção de que o objeto protegido não está energizado. O valor de pickup I-DIFF é agora aumentado por um fator ajustável (veja a figura seguinte); os outros ramais do estágio Idiff> são deslocados proporcionalmente. Isso é feito dividindo a corrente DIFF da fase respectiva pelo fator START-FACTOR antes do monitoramento da característica. A corrente diferencial para gravação de falta, corrente de trip, etc., não é afetada por isso. O retorno da corrente de estabilização indica a partida. Após um tempo ajustável T START MAX o aumento da característica é retratado. Figura 2-35 Detecção de Falta, Dropout Aumento de Valor de Pickup para o Estágio IDIFF> na Partida A proteção diferencial normalmente não usa um “pickup”, uma vez que a detecção de uma falta é idêntica com condição de trip.Como todos os dispositivos SIPROTEC 4 entretanto, recurso da proteção diferencial do 7UM62 tem um pickup que é o ponto de partida para um número de atividades não explícitas. O pickup marca o início de uma falta. Isso é necessário, por exemplo, para a criação de registros e gravações de faltas. O pickup também controla seqüências de funções internas para faltas internas e externas (tais como as ações necessárias do detector de saturação). Um pickup é detectado assim que a onda fundamental da corrente diferencial tenha atingido 85 % do valor de ajuste ou mais que 85 % da corrente de estabilização esteja na área de estabilização adicional (veja a figura seguinte). Um sinal de pickup também é emitido quando o estágio de trip de alta-velocidade para faltas de alta correntes produz pickup. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 113 2 Funções Figura 2-36 Pickup da Proteção Diferencial Se for ativada a estabilização por harmônicos de alta-ordem, então o sistema executa primeiramente uma análise harmônica (aproximadamente 1 ciclo) para verificar as condições de estabilização conforme o caso. Caso contrário, é emitido um comando de trip assim que as condições são preenchidas (área traçada na Figura 2-31). Para casos especiais, o comando de trip pode ser temporizado. A figura seguinte mostra um diagrama simplificado da lógica de trip. É detectado um dropout quando, durante 2 ciclos, o pickup não é mais reconhecido no valor diferencial, isto é, corrente diferencial tiver caido abaixo de 70 % do valor de ajuste e também, as outras condições de pickup não forem mais preenchidas. Se um comando de trip ainda não tiver iniciado a falta é considerada finalizada no dropout. Se um comando de trip tiver sido iniciado ele é mantido pela mínima duração do comando ajustada nos dados gerais do dispositivo para todas as funções de proteção (veja também a Seção Dados do Sistema de Potência 1). Nota Os recursos especiais da proteção diferencial para objetos protegidos individuais estão descritos em capítulos separados. 114 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos Figura 2-37 Diagrama Lógico da Lógica de Trip na Proteção Diferencial 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 115 2 Funções 2.14.1.2 Notas de Ajustes General A proteção diferencial só está efetiva e disponível se o tipo de objeto protegido para essa função foi ajustada durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4, endereço 120, DIFF. PROT. = Generator/Motor ou 3 phase transf.). Somente os parâmetros para aquele objeto são apresentados, todos os outros estão escondidos. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 2001 DIFF. PROT. serve para habilitar a função para ON e OFF ou para bloquear apenas o comando de trip (Block relay). Nota Quando o dispositivo deixa a fábrica, a função de proteção diferencial está ajustada em OFF. A razão é a de que a proteção não deve estar em operação enquanto pelo menos o grupo de conexão (de um transformador) e os fatores de casamento não tenham sido ajustados anteriormente. Sem esses ajustes o dispositivo reage de forma imprevisível (por exemplo, trip)! A corrente nominal primária IN TCprim dos TCs usados deverá ser normalmente mais alta do que a corrente nominal do objeto a ser protegido IN, Obj. Entretanto, pelo menos a seguinte condição deverá ser observada com respeito ao limite superior da zona linear do 7UM62, que é de 20 · IN : IN TCprim> 0.75 · IN, Obj Ajustes Adicionais Nota Ajustes de parâmetros adicionais são fornecidos em subseções separadas para os respectivos objetos protegidos. 116 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos 2.14.1.3 Settings Endereços que possuam um “A” em anexo só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes Adicionaiss. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 2001 DIFF. PROT. OFF ON Block relay OFF Proteção Diferencial 2005 INC.CHAR.START OFF ON OFF Aumento da Característica de Trip durante a Partida 2006 INRUSH 2.HARM. OFF ON ON Inrush com Restrição de 2º Harmônico 2007 RESTR. n.HARM. OFF 3. Harmonic 5. Harmonic OFF Restrição do enésimo Harmônico (nº) 2021 I-DIFF> 0.05 .. 2.00 I/InO 0.20 I/InO Valor de Pickup da Corrente Diferencial 2026A T I-DIFF> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-DIFF> 2031 I-DIFF>> 0.5 .. 12.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Valor de Pickup de Trip Ajustado em Alta 2036A T I-DIFF>> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-DIFF>> 2041A SLOPE 1 0.10 .. 0.50 0.25 Inclinação 1 da Característica de Trip 2042A BASE POINT 1 0.00 .. 2.00 I/InO 0.00 I/InO Ponto Base para Inclinação 1 da Característica 2043A SLOPE 2 0.25 .. 0.95 0.50 Inclinação 2 da Característica de Trip 2044A BASE POINT 2 0.00 .. 10.00 I/InO 2.50 I/InO Ponto Base para Inclinação 2 da Característica 2051A I-REST. STARTUP 0.00 .. 2.00 I/InO 0.10 I/InO I-RESTRAINT para Detecção de partida 2052A START-FACTOR 1.0 .. 2.0 1.0 Fator para Aumento da Característica na Partida 2053 T START MAX 0.0 .. 180.0 sec 5.0 sec Máximo Tempo Permissível de Partida 2061A I-ADD ON STAB. 2.00 .. 15.00 I/InO 4.00 I/InO Pickup para Estabilização Adicional 2062A T ADD ON-STAB. 2 .. 250 Cycle; ∞ 15 Cycle Duração da Estabilização Adicional 2063A CROSSB. ADD ON 2 .. 1000 Cycle; 0; ∞ 15 Cycle Tempo para Bloqueio Cruzado da Estabilização Adicional 2071 2. HARMONIC 10 .. 80 % 15 % Conteúdo do 2º Harmônico em I-DIFF 2072A CROSSB. 2. HARM 2 .. 1000 Cycle; 0; ∞ 3 Cycle Tempo para BloqueioCruzado do 2º Harmônico 2076 n. HARMONIC 10 .. 80 % 30 % Conteúdo do enésimo Harmônico em I-DIFF 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 117 2 Funções End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 2077A CROSSB. n.HARM 2 .. 1000 Cycle; 0; ∞ 0 Cycle Tempo para BloqueioCruzado do enésimo Harmônico 2078A IDIFFmax n.HM 0.5 .. 12.0 I/InO 1.5 I/InO Limite máximo de IDIFF da Restrição do enésimo Harmônico 2.14.1.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. 5603 >Diff BLOCK 5615 Diff OFF OUT Proteção Diferencial está DESLIGADA (OFF) 5616 Diff BLOCKED OUT Proteção Diferencial está BLOQUEADA 5617 Diff ACTIVE OUT Proteção Diferencial está ATIVA 5620 Diff Adap.fact. OUT Diferencial: Fator de adaptação adversa do TC 5631 Diff picked up OUT Pickup da Proteção Diferencial 5644 Diff 2.Harm L1 OUT Diferencial: Bloqueada pelo 2º harmônico L1 5645 Diff 2.Harm L2 OUT Diferencial: Bloqueada pelo 2º harmônico L2 5646 Diff 2.Harm L3 OUT Diferencial: Bloqueada pelo 2º harmônicoL3 5647 Diff n.Harm L1 OUT Diferencial: Bloqueada pelo nº harmônico L1 5648 Diff n.Harm L2 OUT Diferencial: Bloqueada pelo nº harmônico L2 5649 Diff n.Harm L3 OUT Diferencial: Bloqueada pelo nº harmônico L3 5651 Diff Bl. exF.L1 OUT Proteção Diferencial: Bloqueada por falta externa L1 5652 Diff Bl. exF.L2 OUT Proteção Diferencial : Bloqueada por falta externa L2 5653 Diff Bl. exF.L3 OUT Proteção Diferencial: Bloqueada por falta externaL3 5657 DiffCrosBlk2HM OUT Diferencial: Bloqueio Cruzado pelo 2º Harmônico 5658 DiffCrosBlknHM OUT Diferencial: Bloqueio Cruzado pelo nº Harmônico 5660 DiffCrosBlk exF OUT Diferencial: Bloqueio Cruzado por falta externa 5662 Block Iflt.L1 OUT Proteção Diferencial: Bloqueada por falta no TC L1 5663 Block Iflt.L2 OUT Proteção Diferencial: Bloqueada por falta no TCL2 5664 Block Iflt.L3 OUT Proteção Diferencial: Bloqueada por falta no TCL3 5666 Diff in.char.L1 OUT Diferencial: Aumento da característica de fase L1 5667 Diff in.char.L2 OUT Diferencial: Aumento da característica de fase L2 5668 Diff in.char.L3 OUT Diferencial: Aumento da característica de fase L3 5671 Diff TRIP OUT TRIP da Proteção Diferencial 5672 Diff TRIP L1 OUT Proteção Diferencial: TRIP L1 5673 Diff TRIP L2 OUT Proteção Diferencial: TRIP L2 5674 Diff TRIP L3 OUT Proteção Diferencial: TRIP L3 5681 Diff> L1 OUT Proteção Diferencial: IDIFF> L1 (sem TemporizaçãoT) 5682 Diff> L2 OUT Proteção Diferencial: IDIFF> L2 (sem TemporizaçãoT) 5683 Diff> L3 OUT Proteção Diferencial: IDIFF> L3 (sem TemporizaçãoT) 5684 Diff>> L1 OUT Proteção Diferencial IDIFF>> L1 (sem TemporizaçãoT) 5685 Diff>> L2 OUT Proteção Diferencial: IDIFF>> L2 (sem TemporizaçãoT) 5686 Diff>> L3 OUT Proteção Diferencial: IDIFF>> L3 (sem TemporizaçãoT) 5691 Diff> TRIP OUT Proteção Diferencial: TRIP pela IDIFF> 5692 Diff>> TRIP OUT Proteção Diferencial: TRIP pela IDIFF>> 5701 Diff L1: VI Corrente Diferencial na fase L1 em trip 118 SP Comentários >BLOQUEIO da proteção diferencial 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos No. Informação Tipo de Info. Comentários 5702 Diff L2: VI Corrente Diferencial na fase L2 em trip 5703 Diff L3: VI Corrente Diferencial na fase L3 em trip 5704 Res L1: VI Corrente de Restrição na fase L1 em trip 5705 Res L2: VI Corrente de Restrição na fase L2 em trip 5706 Res L3: VI Corrente de Restrição na fase L3 em trip 5713 Diff CT-S1: VI Proteção Diferencial: Fator de adaptação do TC lado 1 5714 Diff CT-S2: VI Proteção Diferencial: Fator de adaptação do TC lado 2 5742 Diff DC L1 OUT Diferencial: DC L1 5743 Diff DC L2 OUT Diferencial: DC L2 5744 Diff DC L3 OUT Diferencial: DC L3 5745 Diff DC InCha OUT Diferencial: Aumento da característica de fase (DC) 2.14.2 Objeto Protegido Gerador ou Motor A seção seguinte descreve os recursos especiais de objetos protegidos gerador e motor. 2.14.2.1 Descrição Funcional Definição e Casamento de Grandezas Medidas A função da proteção diferencial do 7UM62 pode ser usada como proteção diferencial transversa ou longitudinal. Os modos de operação diferem uma da outra somente pela definição das correntes medidas e os limites da zona potegida. Como a direção da corrente é normalmente definida como positiva na direção do objeto protegido, resultam as definições como ilustradas na figura seguinte. A zona protegida é limitada pelos TCs no ponto neutro do gerador e os TCs no lado do terminal. O recurso da proteção diferencial do 7UM62 relaciona todas as correntes à corrente nominal do objeto protegido. Os valores característicos do objeto protegido (potência aparente,tensão nominal) e as correntes primárias nominais dos TCs são parametrizadas no dispositivo de proteção para cada lado do objeto protegido. O casamento de valor medido é dessa forma reduzido a fatores de magnitude. Devido à seu componente pedominantemente indutivo, faltas na proximidade do gerador têm constantes de tempo de corrente DC relativamente altas que causam magnetização dos transformadores de corrente. Os TCs deverão ser projetados em conformidade (veja a seção 2.14.4). Figura 2-38 Definição da direção da corrente com proteção diferencial longitudinal O uso como proteção diferencial transversa envolve um ponto especial. A definição da direção da corrente para essa aplicação é mostrada na figura abaixo. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 119 2 Funções Para proteção diferencial transversa, as fases conectadas em paralelo constituem a fronteira entre a zona protegida e a rede. Uma corrente diferencial aparece neste caso somente, mas sempre, se existir uma diferença de corrente dentro das fases paralelas particulares, de forma que uma corrente de falta em uma fase pode ser assumida. Como neste caso, para operação normal, todas as correntes fluem para o objeto protegido, isto é, o oposto de todas as outras aplicações, a polaridade deve ser revertida para um conjunto de transformadores de corrente, como descrito na Seção 2.5.1 em "Conexão de Conjuntos de Transformadores de Corrente". Figura 2-39 Definição da direção da corrente com proteção diferencial transversa Os TCs também determinam os limites da sensitividade no caso de motores. Em motores assíncronos, a operação de partida pode ser modelada de diferentes maneiras pelos TCs, de forma que ocorram correntes diferenciais maiores (veja também o título na lateral, “Aumento do Valor de Pickup na Partida"). 2.14.2.2 Notas de Ajustes Requerimentos Uma pré-condição para a função de proteção diferencial de gerador ou motor é aquela do ajuste da configuração do endereço 120 DIFF. PROT. para Generator/Motor. Um ajuste importante é a localização dos pontos estrela do TC em ambos os lados do objeto protegido (Endereços 201 STRPNT->OBJ S1 para o lado 1 e 210 STRPNT>OBJ S2 para o lado 2, veja a Seção Dados do Sistema de Potência 1). Também, os valores nominais (SN Maq, UN Maq) da máquina a ser protegida e as correntes nominais primárias e secundárias dos TCs principais em ambos os lados devem ser parametrizados. Os ajustes são referidos a esses valores. Também são usados por exemplo, para determinação dos valores medidos primários. É necesária informação sobre o tratamento do ponto estrela em ambos os lados para o monitoramento de valor medido; ele já foi parametrizado durante a configuração nos endereços 242 STARPNT SIDE 1 e 244 STARPNT SIDE 2 (veja Seção 2.5.1). Aumento de Valor de Pickup na Partida 120 Para segurança adicional contra sobrefuncionamento quando um objeto sob proteção não energizado é ligado, o aumento do valor de pickup na partida pode ser ajustado no endereço 2005 INC.CHAR.START. Esta função está ajustada em OFF quando o dispositivo deixa a fábrica. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos Os parâmetros associados podem ser encontrados nos endereços 2051, 2052 e 2053. O endereço 2051 I-REST. STARTUP é usado para ajustar o valor de pickup para detecção de partida. A função é desabilitada pelo ajuste I/IN Obj= 0. O STARTFACTOR especifica o fator de aumento do valor de pickup na partida. Para proteção de gerador e motor, um ajuste de 2052 START-FACTOR = 2.0 é recomendado. Característica de Trip Os parâmetros da característica de trip são ajustados nos endereços 2021 a 2044. A Figura 2-40 ilustra o significado dos diferentes parâmetros. Os valores numéricos nos ramais da característica são os endereços dos parâmetros. O endereço 2021 I-DIFF> é o valor de pickup para a corrente diferencial. O valor de pickup é referido à corrente nominal do gerador ou motor. Para geradores e motores um ajuste entre 0.1 e 0.2 é recomendado. Em adição ao limite de pickup I-DIFF>, um segundo limite de pickup é considerado. Se esse limite (2031 I-DIFF>>) é excedido, é iniciado trip sem considerar a magnitude da corrente de restrição (estágio de trip de alta-velocidade não estabilizado). Esse estágio deve ser ajustado mais alto do que o estágio I-DIFF> . Recomendação: Ajuste um valor acima do valor de estado estacionário da corrente transiente de curto-circuito, isto é: Com valores para xd’ entre 0.15 e 0.35, os valores de ajustes resultantes para IDIFF>> são aproximadamente. (3 a 7) IN, Maq. A característica de trip compreende dois outros ramais. O endereço 2041 SLOPE 1 determina a inclinação do primeiro ramal, aquele cujo ponto de partida está especificado no parâmetro 2042 BASE POINT 1. Esse ramal considera erros proporcionais às correntes. São principalmente erros de transformação dos TCs principais e dos TCs de entrada. Se os TCs são idênticos, o ajuste padrão de 0.25 pode ser reduzido para 0.15. O segundo ramal produz uma estabilização mais elevada na faixa de altas correntes que podem conduzir à saturação do transformador de corrente. Seu ponto de base é ajustado no endereço 2044 BASE POINT 2. O gradiente é ajustado no endereço 2043 SLOPE 2. A estabilidade durante saturação de transformador de corrente pode ser influenciada pelo parâmetro desse ramal. Um gradiente mais alto resulta em estabilidade mais alta. O ajuste padrão de 0.5 tem provado ser um bom valor. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 121 2 Funções Figura 2-40 (Parameters Determining the Shape of the Tripping Characteristic) Parâmetros Determinando a Forma da Característica de Trip Estabilização Adicional Durante Saturação de Transformador de Corrente Onde fluem altas correntes durante um curto-circuito externo, uma estabilização adicional tem efeito, ajustada no endereço 2061 I-ADD ON STAB. (estabilização da saturação). Favor observar que a corrente de estabilização é a soma aritmética das correntes que entram e saem da zona protegida, isto é, que é atualmente duas vezes o fluxo de corrente real. O ajuste padrão de 4.00 I/IN Obj deverá assim ser mantido. A duração máxima da estabilização adicional é ajustado no endereço 2062 T ADD ON-STAB. em múltiplos de um ciclo. Esse tempo é a duração máxima do bloqueio após deixar a área de estabilização adicional durante faltas externas de corrente pesada. O ajuste depende sob certas circunstâncias do tempo de desconexão do contato superior. O ajuste padrão 15 ciclos é um valor prático. Temporizações Em casos especiais pode ser vantajoso temporizar o sinal de trip da proteção diferencial. Para isso, uma temporização adicional pode ser ajustada. O temporizador 2026 T I-DIFF> é iniciado quando uma falta interna no gerador ou motor tenha sido detectada. 2036 T I-DIFF>> é a temporização do estágio de trip I-DIFF>>. Um estágio de tempo separado é fornecido para cada estágio de proteção diferencial e para cada fase. A temporização de dropout está ligada à mínima duração do comando de trip que é válido para todas as funções de proteção. Todos os tempos de ajuste são temporizações adicionais que não incluem os tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. 122 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos 2.14.3 Objeto Protegido Transformador Transformadores sujeitos a um número de influências que induzem correntes diferenciais mesmo durante operação normal: 2.14.3.1 Descrição Funcional Descasamento de TCs Diferenças no casamento dos TCs para a corrente nominal do transformador não são incomuns. Essas diferenças resultam em um erro que leva à corrente diferencial. Controle de Tensão por Comutadores de Tap Comutadores de Tap para controle de tensão (usualmente reguladores em-fase) mudam a relação de transformação e a corrente nominal do transformador. Isso ocasiona o descasamento dos TCs e assim, uma corrente diferencial. Corrente de Inrush Transformadores podem absorver na energização consideráveis correntes magnetizantes (correntes de inrush) que entram na zona protegida mas dela não saem. Elas agem, assim, como correntes de falta entrando em um lado. A corrente de inrush pode atingir um múltiplo da corrente nominal e está caracetrizada por um considerável conteúdo de 2º harmônico (dobro da freqüência nominal) que está praticamente ausente durante um curto-circuito. Sobrexcitação Onde um transformador é operado com uma excessiva tensão, a curva de magnetização não linear conduz à correntes magnetizantes aumentadas que podem causar por sua vez, uma corrente diferencial adicional. Grupo Vetorial Dependendo de sua aplicação, transformadores tem diferentes grupos vetoriais que causam uma mudança dos ângulos de fase entre o lado primário e o secundário. Sem correção adequada, essa troca de fase causaria uma corrente diferencial. Os parágrafos seguintes descrevem os principais blocos funcionais da proteção diferencial para gerenciamento dessas influências. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 123 2 Funções Casamento Quantitativo de Valores Medidos As correntes de entrada são convertidas em relação à corrente nominal do transformador de potência. Os valores nominais do transformador, isto é, potência aparente nominal, tensões nominais e correntes do TC nominais primárias são parametrizadas no dispositivo de proteção e um fator de correção kTC é calculado de acordo com a seguinte fórmula: com IN,TCprim Corrente nominal primária do TC IN,Obj. Corrente nominal primária do objeto protegido SN Potência aparente nominal do objeto protegido UN Tensão nominal kTC Fator de correção Essa correção é executada para cada lado do objeto protegido. Uma vez que tenha sido parametrizado o grupo vetorial, o dispositivo de proteção é capaz de executar a comparação de corrente de acordo com fórmula fixa. Casamento do Grupo Vetorial Transformadores da unidade freqüentemente têm uma conexão estrela-delta com a conexão delta estando do lado do gerador. Para permitir a máxima versatilidade no uso do 7UM62, todas as combinações imagináveis de grupo vetorial são fornecidas no software. O princípio básico da correção numérica do grupo vetorial é agora explicado por meio do exemplo para um transformador Y(N)d5. O lado de tensão mais alta tem uma conexão estrela e o lado de tensão mais baixa uma conexão delta. A rotação de fase é n · 30° (isto é, 5 · 30° = 150°). O lado 1 (lado de tensão mais alta) é o sistema de referência. O recurso de correção de grupo vetor transforma as correntes fluindo do lado 2 para o lado 1. 124 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos Ponto Estrela NãoAterrado A figura seguinte mostra o grupo vetorial, o diagrama vetorial para correntes fluindo simétricamente e as regras de transformação para um sistema com um ponto estrela isolado. Figura 2-41 Casamento do grupo vetorial para um transformador Y(N) d5 (ponto estrela isolado) Deduzindo no lado 2 as correntes IL3 – IL1, resulta na corrente IA, que têm a mesma direção que IA no lado 1. Multiplicando com 1/√3 casa com os valores quantitativos. A matriz descreve a conversão para as três fases. Ponto Estrela Aterrado do Transformador A figura seguinte mostra um exemplo de um grupo vetorial YNd5 com ponto estrela aterrado no lado Y. As correntes de seqüência zero são eliminadas neste caso. Na figura seguinte, no lado da direita, as correntes de seqüência zero são automaticamente eliminadas pela formação de diferença de corrente, exatamente como no transformador pode não existir correntes de seqüência zero fora do enrolamento em delta. No lado da esquerda, a eliminação da corrente de seqüência zero resulta na equação matriz, por exemplo : 1 /3 · (2 IL1 – 1 IL2 – 1 IL3) = 1/3 · (3 IL1 – IL1 – IL2 – IL3) = 1/3 · (3 IL1 – 3 I0) = (IL1 – I0). Devido à eliminação da corrente de seqüência zero, correntes de falta que fluem através dos TCs durante faltas à terra na rede, se não existir um ponto de aterramento na zona protegida (ponto estrela do transformador ou transformador de aterramento do ponto estrela), são neutralizadas sem quaisquer medidas especiais externas. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 125 2 Funções Figura 2-42 Casamento de grupo vetorial para Y(N) d5 (com ponto estrela aterrado) Na figura seguinte no lado esquerdo, uma corrente de seqüência zero ocorrerá no caso de por exemplo, uma falta externa; no lado da direita,não. Se as correntes forem comparadas sem a prévia eliminação da corrente de seqüência zero, o resultado poderia estar errado (corrente diferencial apesar da falta externa). Além disso, a corrente de seqüência zero deve ser eliminada no lado 1. A corrente de seqüência zero é subtraida das correntes de fase. A regra para o cálculo é mostrada na matriz do lado esquerdo na Figura 2-42. Figura 2-43 126 Exemplo de uma falta à terra externa ao transformador com distribuição de correntes 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos 2.14.3.2 Notas de Ajustes Requerimentos Uma pré-condição para a função de proteção diferencial de transformador é a de que na configuração o endereço 120 DIFF. PROT. tenha sido ajustado para 3 phase transf.. Para assegurar a polaridade correta para a formação da corrente diferencial, a polaridade dos conjuntos de TCs deve ser especificada. Isso foi feito durante a configuração pela parametrização da localização dos pontos estrelas dos conjuntos de TCs em ambos os lados do transformador (Endereços 201 STRPNT->OBJ S1 para o lado 1 e 210 STRPNT->OBJ S2 para o lado 2, veja a Subseção Dados do Sistema de Potência 1). Também os dados nominais (SN TRANSF, UN WIND S1, UN WIND S2) de ambos os lados do transformador, assim como as correntes nominais primárias e secundárias dos TCs principais em ambos os lados são questionadas. Os ajustes são referentes a esses valores. Eles também são usados por exemplo, para determinação de valores medidos primários. Informações no manuseio do ponto estrela em ambos os lados são necessárias para a eliminação da corrente de seqüência zero e para o monitoramento de valor medido (monitoramento de corrente de soma); isso já foi parametrizado durante a configuração nos endereços 242 STARPNT SIDE 1 e 244 STARPNT SIDE 2 (veja Subseção 2.5.1). Casamento de Valores Absolutos e Grupos Vetoriais Quando usado como proteção de transformador, o 7UM62 computa automaticamente a partir dos dados nominais do transformador protegido, as fórmulas de casamento de correntes que são necessárias para casar o grupo vetorial com as diferentes correntes nominais dos enrolamentos. As correntes são convertidas de forma que a sensitividade da proteção sempre seja referente à potência nominal do transformador. Nenhum circuito externo é necessário em geral para o casamento do grupo vetorial ou para conversões manuais para correntes nominais. A unidade necessita dos seguintes dados para cada enrolamento • Potência aparente nominal SN em MVA (veja acima), • Tensão nominal UN in kV (veja acima) • Numeral de Grupo Vetorial, • Corrente nominal do conjunto de transformadores de corrente em A (veja acima). O enrolamento 1 é definido como o enrolamento de referência e dessa forma não necessita numeral; os outros enrolamentos referem-se ao entolamento 1. O enrolamento de referência é normalmente aquele da tensão mais alta. Se for usado outro enrolamento que não aquele referente à tensão mais alta, deve ser observado que isso muda o numeral do grupo vetorial: Por Exemplo, um transformador Dy5 é visto pelo lado Y como um Yd7. Se o enrolamento de um transformador está regulado, então a tensão nominal real não é usada como UN, mas, ao invés disso, a tensão que corresponde à corrente média da faixa regulada. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 127 2 Funções Se o ajuste da proteção será executado só com valores secundários (por exemplo, devido à presença de transformadores casadores externos), os parâmetros de ajuste de fábrica dos dados do transformador podem permanecer sem mudança. Os préajustes dos dados do transformador se aplicam para um fator de casamento de corrente de 1:1 sem deslocamento de fase. Tratamento da Corrente de Seqüência Zero O tratamento dos pontos estrela do enrolamento não é considerado se a corrente de seqüência zero for eliminada das correntes de fase. Por esse meio, correntes de falta que fluem através dos TCs durante faltas à terra na rede, se existir um ponto de aterramento na zona protegida ( ponto estrela de transformador ou transformador de aterramento de ponto estrela), são neutralizadas sem quaisquer medidas externas especiais. A eliminação é feita pelo ajuste de STARPOINT S* = earthed (veja Figura „Adaptação de Grupo Vetorial com Ponto Estrela Aterrado“ na descrição funcional desta Subseção). Em sistemas ressonante-aterrados ou redes isoladas, a eliminação da corrente de seqüência zero pode ser dispensada desde que o ponto estrela do enrolamento do transformador protegido não tenha conexão à terra , nem mesmo via uma bobina de Petersen ou um supressor de surto! Neste caso, cada dupla falta à terra com um ponto de base na zona protegida será eliminada pelo relé, sem considerar qualquer prioridade da falta dupla à terra (veja o título lateral „Ponto Estrela Não-Aterrado“ e Figura „Casamento de Grupo Vetorial para Y(N) d5 (ponto estrela isolado)“). Aumento de Valor de Pickup na Partida Para segurança adicional contra sobrefuncionamento quando um objeto de proteção não energizado é ligado, o aumento do valor de pickup na partida pode ser ajustado no endereço 2005 INC.CHAR.START. Como essa opção é principalmente fornecida para proteção de gerador e motor, o ajuste padrão é inicialmente OFF se um transformador de 2 enrolamentos é selecionado como objeto protegido. Os parâmetros associados podem ser encontrados nos endereços 2051, 2052 e 2053. O endereço 2051 I-REST. STARTUP é usado para ajustar o valor de pickup para detecção da partida. A função é desabilitada pelo ajuste I/IN Obj = 0. O STARTFACTOR especifica o fator de aumento dos valores de pickup na partida. Para proteção de transformadores, um ajuste de 2052 START-FACTOR = 1.0 é recomendado. Para desligar cargas externas tais como motores ou transformadores, deve ser aumentado para 2.0. Devido às constantes de tempo altas, o ramal b da característica pode muito bem ser excedido por um curto período de tempo com TCs não casados. Restrição Harmônica 128 A restrição de inrush do dispositivo pode ser habilitada e desabilitada no endereço 2006 INRUSH 2.HARM.. Está baseada na avaliação do 2º harmônico presente na corrente de inrush ao ligar. Quando o dispositivo deixa a fábrica, uma relação I2fN/IfN de 15 % está ajustada e pode normalmente ser mantida sem mudança. Entretanto, o componente necessário para restrição pode ser parametrizado. Para fornecer mais restrição em casos excepcionais, onde condições de energização são particularmente desfavoráveis, um valor menor pode ser ajustado no endereço 2071 2. HARMONIC. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos Bloqueio Cruzado A restrição de inrush pode ser ampliada pela assim chamada função de “bloqueio cruzado”. Isso significa que no alcance do conteúdo harmônico em apenas uma fase todas as três fases do estágio diferencial IDIFF> são bloqueadas. A duração para a função de bloqueio cruzado para permanecer operativa após o alcance da corrente diferencial é ajustada no endereço 2072 CROSSB. 2. HARM. O ajuste é um múltiplo do ciclo AC. Ajuste para 0 significa que a proteção pode iniciar um trip quando o transformador é ligado sob uma falta monofásica, mesmo se uma corrente de inrush fluir em outra fase. Quando ajustada para ∞, a função de bloqueio cruzado está sempre efetiva. A duração do bloqueio é especificada durante o comissionamento. O ajuste padrão de 3 ciclos tem demonstrado ser um valor prático. Em paralelo ao segundo harmônico, o 7UM62 pode fornecer restrição com um outro harmônico. O endereço 2007 RESTR. n.HARM. é usado para desabilitar essas restrições harmônicas ou para selecionar o harmônico. O 3º e o 5º harmônicos são selecionáveis. Sobrexcitação em estado estacionário está caracterizada por harmônicos ímpares. Aqui, o terceiro ou quinto harmônico são adequados para propósitos de restrição. Como o terceiro harmônico é freqüentemente eliminado em transformadores (por exemplo em uma ligação delta), o quinto harmônico é mais comumente utilizado. Transformadores conversores também produzem harmônicos ímpares que estão praticamente ausentes no caso de um curto-circuito interno. O conteúdo harmônico que bloqueia a proteção diferencial é ajustado no endereço 2076 n. HARMONIC. Se é usado o quinto harmônico como estabilização de sobrexcitação, então por exemplo, 30 % (ajuste padrão) é o usual. A restrição harmônica opera individualmente por fase. Entretanto, também é possível – como é para a restrição de inrush – ajustar a proteção de tal forma que não apenas a fase com conteúdos harmônicos em excesso ao valor permissível seja estabilizada mas também as outras fases do estágio diferencial IDIFF> sejam bloqueadas ("função de bloqueio cruzado). A duração para a qual a função de bloqueio cruzado permanece operativa após alcance da corrente diferencial é ajustada no endereço 2077 CROSSB. n.HARM. O ajuste é um múltiplo do ciclo AC. O ajuste para Ciclo 0 (ajuste padrão) permirte à proteção iniciar um trip quando o transformador é ligado sob uma falta monofásica mesmo se conteúdos harmônicos mais altos se apresentarem uma outra fase. Quando ajustado para ∞, a função de bloqueio cruzado está sempre efetiva. Se a corrente diferencial exceder um múltiplo da corrente nominal do transformador especificada no endereço 2078 IDIFFmax n.HM, nenhuma nª restrição harmônica ocorrerá. Característica de Trip Os parâmetros da característica de trip são ajustados nos endereços 2021 a 2044. O significado dos parâmetros pode ser visto na figura seguinte. Os valores numéricos nos ramais da característica são os endereços dos parâmetros. O endereço 2021 I-DIFF> é o valor de pickup da corrente diferencial. É o total da corrente de falta fluindo na área de proteção, sem considerar a forma em que é distribuida entre os enrolamentos do transformador protegido. O valor de pickup é referente à corrente nominal correspondente à potência aparente nominal do transformador. Para transformadores, o ajuste deverá estar entre 0.2 e 0.4. Deverá ser verificado durante o comissionamento que o valor de pickup selecionado seja de pelo menos duas vezes a máxima corrente diferencial presente na operação em estado estacionário. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 129 2 Funções Em adição ao limite de pickup I-DIFF>, um segundo limite de pickup é introduzido. Se esse limite (2031 I-DIFF>>) é execdido, é iniciado trip sem considerar a magnitude da corrente de restrição (estágio de trip de alta-velocidade não estabilizado). esse estágio deve ser ajustado mais alto do que o estágio I-DIFF>. Como regra: acima de 1/uk do transformador. A característica de trip forma dois outros ramais (veja a figura seguinte). O endereço 2041 SLOPE 1 determina a inclinação do primeiro ramal, cujo ponto de partida está especificado no parâmetro 2042 BASE POINT 1. Esse ramal cobre erros proporcionais à corrente. Podem ser principalmente erros dos TCs principais e, especialmente, correntes diferenciais que podem ocorrer nas posições finais do comutador de Taps devido à possível faixa de regulagem do transformador. Esse ramal da característica limita a área de estabilização. A inclinação pré-ajustada de 0.25 deverá ser suficiente para faixas de regulagem de até 20 %. Se o transformador tem uma faixa de regulagem maior, a inclinação deverá ser aumentada em conformidade. Figura 2-44 Parâmetros Determinando a Forma da Característica de Trip O segundo ramal produz uma restrição mais alta na faixa das altas correntes que podem conduzir saturação do transformador de corrente. Seu ponto de base é ajustado no endereço 2044 BASE POINT 2 e refere-se à corrente nominal do transformador de potência. A inclinação é ajustada no endereço 2043 SLOPE 2. A restrição durante a saturação do transformador de corrente pode ser influenciada por esse ramal parâmetro. Um gradiente mais alto resulta em restrição mais alta. 130 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos Estabilização Adicional Durante Saturação do Transformador de Corrente Onde fluem altas correntes durante um curto-circuito externo, uma estabilização adicional tem efeito, selecionada no endereço 2061 I-ADD ON STAB. (estabilização de saturação). Favor observar que a corrente estabilizante é a soma aritmética das correntes através dos enrolamentos, isto é, duas vezes o fluxo de corrente real. O ajuste padrão de 4.00 I/InO deverá ser mantido. A duração máxima da estabilização adicional é ajustada no endereço 2062 T ADD ON-STAB. em múltiplos de 1 ciclo. Esse tempo é a duração máxima de bloqueio após deixar a área de estabilização adicional durante faltas externas de alta corrente. O ajuste depende sob certas circunstâncias, do tempo de desconexão do contato superior. O ajuste padrão de 15 Ciclos é um valor prético. Temporizações Em casos especiais pode ser vantajoso temporizar o sinal de trip da proteção diferencial. Para isso, uma temporização adicional pode ser ajustada. O temporizador 2026 T I-DIFF> é iniciado quando uma falta interna é detectada no transformador. 2036 T I-DIFF>> é a temporização para o estágio de trip 2031 I-DIFF>>. Um estágio de tempo separado é fornecido para cada nível de proteção diferencial e para cada fase. A temporização de dropout está ligada à duração do mínimo comando de trip que é válido para todas as funções de proteção. Todos os ajustes de tempo são temporizações adicionais que não incluem os tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. 2.14.4 Requerimentos do Transformador de Corrente A proteção diferencial é de importância decisiva para os requerimentos que os transformadores de corrente devem alcançar. O estágio de trip de alta-velocidade (IDiff >>) usa valores instantâneos e pode assim causar trip confiavelmente de curtos-circuitos internos de alta corrente. Para determinação da corrente nominal primária do TC, na prática, os procedimentos gerais usuais são aqueles usados. Deve ser selecionada igual ou maior do que a corrente nominal do objeto protegido. 2.14.4.1 Descrição Funcional Recomendações de Projeto 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 O curto-circuito externo determina os requerimentos que os transformadores de corrente devem atingir devido ao possível componente DC de corrente. No caso de um curto-circuito fluir através dos transformadores de potência, um mínimo de 5 ms deverá expirar antes de ocorrer a saturação do transformador de corrente. As duas tabelas seguintes mostram as especificações de projeto. Os padrões IEC 60044-1 e IEC 60044-6 foram usados nessas tabelas. As equações para cálculo dos requerimentos como tensões de ponto joelho estão listadas na tabela 2-7. 131 2 Funções Tabela 2-5 Fatores de sobrecorrente Fator de sobrecorrente de operação requerido Fator de sobrecorrente nominal resultante com Ktd Fator de dimensionamento transiente IpSSC Corrente de curto-circuito simétrica primária IpN Corrente nominal primária do TC RBC Carga conectada RBN Carga nominal RCt Carga interna Tabela 2-6 Requerimentos do Transformador Transformador Fator de dimensionamento ≥ 4 transiente Ktd com τN ≤ 100 ms Gerador > (4 a 5), com τN > 100 ms Corrente de curto -circuito simétrica IpSSC Exemplo uSC = 0.1 n’ > 40 Nota: Potência ≥ 10 or 15 VA Use sempre transformadores idênticos Exemplo de transformador de rede: 10P10 10 ou 15 VA (IsN = 1 A ou 5 A) xd’’ = 0.12 n’ > (34 to 42) Observe a carga interna! Exemplo: IpN,G aprox. 1000 a 2000 A 5P15 15 VA (IsN = 1 A ou 5 A) IpN,G > 5000 A 5P20 30 VA (IsN = 1 A ou 5 A) com 132 uSC Impedância do transformador xd” Reatância transiente eixo-direto IsN Corrente nominal secundária do TC τN Constante de tempo do sistema de potência 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.14 Proteção Diferencial e Seus Objetos Protegidos Tabela 2-7 Tensões ponto de joelho IEC Padrão Britânico ANSI com 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 U Tensões ponto de joelho KALF Fator de sobrecorrente nominal IsN Corrente nominal secundária do TC RBN Carga nominal RCt Carga interna 133 2 Funções 2.15 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) A proteção diferencial de corrente à terra detecta faltas à terra em geradores e transformadores com aterramento de baixa resistência ou com ponto estrela solidamente aterrado. É seletiva e mais sensitiva do que a proteção diferencial clássica (veja Seção 2.14.1). Uma aplicação típica dessa função de proteção são configurações onde múltiplos geradores estão conectados a um barramento e um gerador tem um aterramento de baixa resistência. Uma outra aplicação seria enrolamentos de transformador em conexão estrela. Para aplicações tais como auto-transformadores, transformadores de aterramento de ponto estrela e reatores shunt, a Siemens recomenda que o dispositivo de proteção 7UT612 seja usado em seu lugar. Para aterramento com alta resistência de geradores, é usada a função de proteção de falta à terra (Seção 2.28). 2.15.1 Descrição Funcional Variantes de Conexão A figura seguinte mostra duas implementações típicas. No esquema de conexão 1, a corrente de seqüência zero é calculada a partir das correntes de fase medidas e a corrente do ponto estrela é medida diretamente. Essa aplicação é a versão para transformadores e para gerador com aterramento direto (baixa resistência). No esquema de conexão 2, ambas as correntes de seqüência zero são calculadas a partir das correntes de fase medidas. O objeto protegido está localizado entre os transformadores de corrente. Esse método de medição deverá ser usado para geradores em conexão de barramento, onde múltiplos geradores alimentam o barramento e qualquer um dos geradores estrá aterrado. Figura 2-45 134 Esquemas de conexão da proteção diferencial de corrente à terra 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.15 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) Princípio de Medição As duas implementações possíveis da proteção diferencial de falta à terra só diferem em seu método de determinação da corrente de seqüência zero. Isso é mostrado na imagem seguinte. Essa figura também mostra a definição da direção da corrente. A definição geral é: Setas de referência caminham na direção positiva para o objeto protegido. Figura 2-46 Esquema de conexão e definição dos vetores de corrente Em ambos princípios de medição existe uma adição vetorial das correntes de fase no lado da linha (sempre lado 1 no 7UM62), que origina a corrente de seqüência zero. A regra para o cálculo do lado 1 é: 3 I01 = IL1S1 + IL2S1 + IL3S1 Para a segunda corrente de seqüência zero, dois métodos de determinação são possíveis: Por um lado é medido diretamente como corrente do ponto estrela na entrada IEE2 (ISt = IEE2). O método 2 é para cálculo da corrente de seqüência zero dos TCs no lado do ponto estrela ( sempre o lado 2 no 7UM62). As fórmulas pertinentes são: 3 I02 = ISt = IEE2 ou 3 I02 = IL1S2 + IL2S2 + IL3S2 Quando ocorre uma falta à terra na zona protegida, existe sempre uma corrente de ponto estrela ISt ou corrente de seqüência zero fluindo através dos TCs do lado 2 (3I02). Dependendo das condições de aterramento da rede, pode existir também uma corrente de aterramento (3I01) fluindo através dos TCs do lado 1 para o local da falta ( seta pontilhada). Devido à definição da direção da corrente, entretanto, a corrente de seqüência zero 3I01 está mais ou menos em fase com a corrente do ponto estrela. Quando ocorre uma falta à terra fora da zona protegida (veja próxima imagem, local 2 da falta), existe também uma corrente de ponto estrela ISt ou corrente de seqüência zero fluindo através dos TCs do lado 2 (3I02) e uma corrente de seqüência zero fluindo através dos TCs do lado 1 (3I01). A corrente de seqüência zero deve ser a mesma em todos os três possíveis locais de medição. Como a direção da corrente fluindo no objeto protegido é definida como positiva, a corrente de seqüência zero fluindo no lado 1 (3I01) está em oposição de fase à corrente do ponro estrela ISt ou à corrente de fase zero computada do lado 2 (3I02). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 135 2 Funções Figura 2-47 Exemplo de uma falta exetrna Quando uma falta externa não aterrada causa o fluxo de correntes pesadas através da zona protegida, diferenças nas características magnéticas dos transformadores de corrente de fase sob condições de saturação pode ocasionar uma significante corrente de soma que se assemelha a uma corrente à terra fluindo na zona protegida. Medidas devm ser tomadas para a prevenção dessa corrente ocasionar um trip. O mesmo pode acontecer se, por exemplo, cargas significativas com um componente indutivo alto (e assim grandes constantes de tempo), tais como motores ou transformadores, são ligados. Por essas razões a proteção diferencial de corrente à terra fornece um número de recursos de restrição que diferem significativamente dos métodos convencionais de restrição (veja cabeçalho de margem "Medidas de Restrição"). Avaliação de Valores Medidos A proteção diferencial de corrente à terra compara a onda fundamental das correntes zero em ambos os lados (3I01 e 3I02) e calcula a partir delas a corrente de restrição (estabilização). I0-Diff = | 3I01 + 3I02 | I0-Stab = | 3I01 3I02 | Dependendo da aplicação, a corrente 3I02 pode ser a corrente de seqüência zero calculada do lado 2 ou a corrente do ponto estrela medida diretamente ISt. Sob condições sem falta e com TCs ideais, as correntes de seqüência zero poderiam ser zero e conseqüentemente a corrente diferencial e a corrente de restrição também zero. Para eliminar a influência de erros do TC a restrição é determinada pela caracteristica (veja a figura seguinte). No caso de uma falta à terra externa, a corrente diferencial é zero, ou mínima e a corrente de restrição é duas vezes a corrente de falta. As grandezas medidas estão dentro da zona de restrição. Uma falta à terra interna por outro lado, causa uma corrente quase igual diferencial e de restrição. Essa é agora a zona de trip (ao longo da linha pontilhada). O limite de pickup é ajustado com o estágio I-REF>. 136 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.15 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) Figura 2-48 Característica de trip e de restrição Em aplicações com medição direta da corrente do ponto estrela (por exemplo, proteção diferencial de corrente à terra para transformadores), a corrente do ponto estrela é questionada em adição à avaliação da característica. Isso fornece restrição adicional contra problemas do TC tais como modelo errado de seqüência zero para os transformadores de corrente de fase no lado 1. A corrente do ponto estrela deve ter excedido a corrente de pickup I-REF>, também. De maneira a compensar diferenças nos nominais de corrente primária do TC, as correntes são casadas com os nominais das correntes do objeto protegido. Medidas de Restrição O propósito da proteção diferencial de corrente à terra é a detecção de faltas de corrente baixas. Isso envolve um ajuste sensitivo. Uma fonte significante de erros da função de proteção são diferenças nas características magnéticas dos TCs de fase. Fatores a serem considerados aqui são características de transformação DC diferentes e condições de saturação. Trips indevidos da proteção na presença de faltas à terra externas devem ser evitados. Uma regra básica para isso é o uso dos transformadores de corrente de fase casadores, de forma que sua corrente de erro, do TC (resultando corrente de seqüência zero) sob condições de estado estacionário, é mínima. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 137 2 Funções Outras medidas de restrição incluem: • Avaliação adicional da corrente do ponto estrela (veja acima) Somente na presença de uma falta à terra uma corrente pode fluir através do ponto estrela dos TCs. Isso ajuda a evitar trips indevidos sob condições sem faltas causadas pela transmissão de erros dos transformadores de corrente de fase. Essa medida também é efetiva para faltas sem envolvimento de terra. Um pré-requisito para o uso dessa medida é a presença de um ponto estrela do TC na aplicação. Usualmente não pode ser usada para geradores em conexão de barramento. • Avaliação da direção da corrente de seqüência zero Essas funções de monitoramento buscam prevenir trips indevidos na presença de faltas à terra externas. Isso se faz pela avaliação da direção da corrente de seqüência zero. Sob condições ideais, as correntes devem estar em fase durante uma falta à terra interna e em fase oposta durante uma falta à terra externa. O ângulo limite é 90°. A próxima imagem mostra que o monitoramento está dividido em duas zonas. Onde as condições de falta estão definidas, o trip é ativado imediatamente (zona I) ou bloqueado (zona III). Na zona II, uma medição adicional é executada antes da decisão ser tomada. Onde as correntes de fase zero são muito pequenas (zona IV), o critério de direção é inefetivo e é assumido 0°. Figura 2-49 Faixas de operação do critério da direção • Monitoramento de corrente de fase Para excluir trips indevidos devido saturação do TC na presença de faltas externas a função de proteção é bloqueada assim que é atingida a máxima corrente de fase. Para isso, as correntes de fase do lado 1 são monitoradas. Assim que uma corrente de fase excede o limite, o bloqueio acontece. Esse bloqueio não é um prejuizo, uma vez que faltas de alta corrente são suficientemente gerenciadas por outras funções de proteção, tais como proteção diferencial, proteção de impedância e proteção de sobrecorrente. • Monitoramento da tensão de seqüência zero. Onde transformadores de corrente de fase modelam correntes de seqüência zero no lado secundário após a adição de carga e onde não existe avaliação direta da corrente do ponto estrela deve ser usado o monitoramento da tensão de seqüência zero.Isso também fornece restrição adicional na presença de faltas externas sem envolvimento de terra. A tensão de seqüência zero é calculada das tensões faseterra. Na detecção de uma tensão de seqüência zero é emitido um sinal de habilitação. 138 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.15 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) A interconexão lógica de todos os sinais e os ajustes mais importantes, assim como as indicações de saída são mostradas no diagrama lógico seguinte (Figura). A função pode ser bloqueada com a entrada „>BLOCK REF“. Usando o CFC, essa entrada também permite bloqueio de outros recursos, tal como se a tensão de seqüência zero medida deverá ser injetada via entrada UE. Isso é necessário se as entradas de tensão estão conectadas a um transformador de potencial em conexão V (conexão delta aberto). Lógica A figura seguinte mostra o bloqueio das correntes de fase e sua liberação na base da tensão de seqüência zero calculada. Isso é seguido pelo monitoramento da característica operacional com possivelmente um questionamento adicional da corrente do ponto estrela e o ângulo de habilitação. Quando todas as condições são encontradas, há pickup da proteção diferencial de corrente à terra. O temporizador subseqüente T I-REF> é usualmente ajustado para zero. Figura 2-50 Diagrama Lógico da Proteção Diferencial de Corrente à Terra com 1) Uso do gerador: Uso de transformador: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 ILxSm sempre lado 1 ILxSm conforme a alocação dos lados 139 2 Funções 2.15.2 Notas de Ajustes Geral Uma pré-condição para a operação da proteção diferencial de corrente à terra é de que durante a configuração no escopo das funções (Seção 2.4) a seleção correta para a aplicação em questão seja feita no endereço 121 REF PROT.. Se o objeto protegido é um gerador, o usuário pode selecionar tanto medição direta da corrente do ponto estrela via IEE2 (Gen. with IEE2), quanto corrente computada (Gen. w. 3I0-S2). Para o transformador a corrente de seqüência zero diretamente medida é sempre usada. É possível, entretanto, selecionar para a alocação do lado (Transformador S1 ou Transformador S2). Em dados do sistema de potência 1 os ajustes necessários devem ter sido executados. São também necessários para normalização e definição de direção (veja também a Seção 2.5 ou 2.14.1). Se é usada a entrada IEE2 , o dispositivo de proteção deve ser notificado da relação de transformação do ponto neutro do transformador (prm/sec.) e o terminal do lado de aterramento do TC no qual a entrada IEE2 está conectada (Veja Comentários na Seção 2.5). Nota Quando usar a entrada IEE2 , deve ser considerado que se trata de uma entrada de corrente sensitiva. A amplitude de corrente está limitada a aproximadamente √2 1.6 A. Uma corrente nominal secundária de 1 A deverá ser usada para o ponto estrela do TC. Se é usado um TC de 5 A, a relação de transformação deve ser slecionada correspondentemente maior (fator de otimização 5). O endereço 2101 REF PROT. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Nota: Quando o dispositivo sai de fábrica, a proteção diferencial de corrente à terra está ajustada para OFF. A razão disso é de que a proteção não deve estar em operação a não ser que pelo menos o lado designado e a polaridade do TC tenham sido préviamente ajustadas. Sem os ajustes adequados, o dispositivo pode mostrar reações inesperadas (inclusive trip!). Valores de Pickup A sensitividade da proteção se determina pelo ajuste I-REF> (Endereço 2110). Essa é a corrente de falta à terra fluindo do ponto estrela do objeto protegido (transformador,gerador), e em alguns casos, da rede. Esse valor deverá ser escolhido na base do caso mais desfavorável, isto é, correntes de falta entrando de apenas um lado. O ajuste de corrente se refere à corrente nominal do objeto protegido ou lado protegido. O limite de sensitividade é, regra geral, ajustado pelos TCs. Um ajuste entre 0.1 e 0.15 I/InO é bastante prático. Para a característica de operação, os ajustes padrão podem ser usados. Se for preciso, esses ajustes podem ser modificados com o software de comunicação DIGSI. Os parâmetros avançados definem inclinação (2113 SLOPE) e o ponto de base (2114 BASE POINT) da característica. 140 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.15 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) Para estabilizar a função de proteção, o endereço 2102 pode ser ajustado para bloqueio pela corrente de fase (REF I> BLOCK). Como a regra do polegar, o valor de pickup não deve exceder duas vezes a corrente nominal. Com aterramento de baixa resistência do ponto estrela, a fórmula geral é: corrente nominal + corrente à terra resultante da resistência do ponto estrela. A habilitação da tensão zero depende da faixa de operação da função de proteção. 95 % do enrolamento do estator do gerador é um bom valor. Além disso, o valor do lado-secundário foi ajustado para 5.0 V (2103 REF U0>RELEASE). Onde a habilitação da tensão zero não é usada, deve ser ajustado para 0.0 V. Nota: Para a função de proteção, a tensão zero calculada das tensões fase-terra foi multiplicada por √3, que corresponde à tensão presente em uma ligação delta aberta. Nenhum ajuste precisa ser feito para a habilitação do ângulo e a avaliação adicional da corrente do ponto estrela medida diretamente (onde usada). Para aplicações especiais, pode ser vantajoso temporizar o comando de trip da proteção. Isso pode ser feito pelo ajuste de uma temporização adicional (Endereço 2112 T I-REF>). Normalmente, essa temporização é ajustada para 0. Uma duração mínima de comando foi ajustada para todas as funções de proteção (veja a Seção 2.5.1 em „Duração de Comando”). 2.15.3 Ajustes Endereços que tem um “A” em anexo só podem ser modificados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 2101 REF PROT. OFF ON Block relay OFF Proteção de Falta à Terra Restrita (REF) 2102 REF I> BLOCK 1.0 .. 2.5 I/InO 1.5 I/InO Pickup REF do Bloqueio da Corrente de Fase 2103 REF U0>RELEASE 1.0 .. 100.0 V; 0 5.0 V Pickup REF de U0> Liberada 2110 I-REF> 0.05 .. 2.00 I/InO 0.10 I/InO Pickup de I-REF> 2112 T I-REF> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-REF> 2113A SLOPE 0.00 .. 0.95 0.25 Inclinação da Carcaterística I-REF> = f(I0-Rest) 2114A BASE POINT 0.00 .. 2.00 I/InO 0.00 I/InO Ponto Base para Inclinação da Característica 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 141 2 Funções 2.15.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5803 >BLOCK REF SP >BLOQUEIO da proteção de falta à terra restrita 5811 REF OFF OUT Falta à terra restrita está DESLIGADA (OFF) 5812 REF BLOCKED OUT Falta à terra restrita está BLOQUEADA 5813 REF ACTIVE OUT Falta à terra restrita está ATIVA 5817 REF picked up OUT Pickup da proteção de Falta à Terra Restrita 5821 REF TRIP OUT Trip da proteção de Falta à Terra Restrita 5833 REF CTstar: VI Fator de adaptação do ponto estrela do enrolamento do TC da Falta à Terra Restrita 5836 REF Adap.fact. OUT Fator de adaptação adverso do TC da Falta à Terra Restrita 5837 REF CT-S1: VI Fator de adaptação do TC da Falta à Terra Restrita lado 1 5838 REF CT-S2: VI Fator de adaptação do TC da Falta à Terra Restrita lado 2 5840 REF I> blocked OUT Falta à Terra Restrita está bloqueada pela corrente de fase 5841 REF U0> releas. OUT Liberação da Falta à Terra Restrita pela U0> 5845 I-REF> pickup OUT Pickup de I-REF> da Falta à Terra Restrita 5846 REF char.pickup OUT Pickup da característica da Falta à Terra Restrita 5847 I0-Diff: VI I0-Dif no Trip de Falta à Terra Restrita 5848 I0-Res: VI Restrição I0 no Trip de Falta à Terra Restrita 142 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.16 Proteção de Subexcitação (Perda-de-Campo) (ANSI 40) 2.16 Proteção de Subexcitação (Perda-de-Campo) (ANSI 40) A proteção de subexcitação protege uma máquina síncrona de operação assíncrona no evento de uma excitação com falta ou regulagem e do sobreaquecimento local do rotor. Além disso, ela evita riscos à estabilidade da rede pela subexcitação de grandes máquinas síncronas. 2.16.1 Descrição Funcional Determinação da Subexcitação Para avaliar subexcitação, o dispostivo processa todas as correntes de fase dos três terminais e todas as tensões dos três terminais quanto ao critério do circuito do estator. Ela também processa a tensão de excitação disponibilizada pelo transdutor de medição TD3, para o critério de circuito do rotor. Para o critério do circuito do estator a admitância é calculada a partir das correntes e tensões de seqüência positiva. A medição da admitância sempre produz o limite de estabilidade fisicamente apropriado, independentemente dos desvios de tensão da tensão nominal. Mesmo nessa circunstância a característica da proteção pode ser casada otimamente com a característica de estabilidade da máquina. Em razão da avaliação do sistema de seqüência positiva a proteção opera confiavelmente mesmo durante condições de corrente ou tensão assimétricas. Curvas Características A figura seguinte mostra o diagrama de carregamento da máquina síncrona no plano da admitância (P/U2; –Q/U2) com o limite estatístico de estabilidade que cruza o eixo reativo próximo a 1/xd (valor recíproco da reatância direta síncrona). Figura 2-51 Diagrama de Admitância de Turbo Geradores A proteção de subexcitação no 7UM62 disponibiliza três características independentes combináveis livremente. Como ilustrado na figura seguinte, é possível, por exemplo, modelar a estabilidade estática da máquina por meio de duas características parciais com as mesmas temporizações (T CHAR. 1 = T CHAR 2). As características parciais são distingüidas pela distância correspondente do ponto zero (1/xd CHAR. 1) e (1/xd CHAR. 2) assim como o ângulo de inclinação correspondente α1 e α2. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 143 2 Funções Se a característica resultante (1/xd CHAR.1)/α1; (1/xd CHAR.2)/α2 for excedida (à esquerda na figura seguinte), um aviso de temporização (por exemplo de 10s) ou um sinal de trip é transmitido. A temporização é necessária para assegurar que o regulador de tensão tenha tempo suficiente para aumentar a tensão de excitação. Figura 2-52 Critério do circuito estator: Característica de Pickup no Diagrama de Admitância Uma outra característica (1/xd CHAR.3) /α3 pode ser casada com a característica de estabilidade dinâmica da máquina síncrona. Como a operação estável é impossível se essa característica for excedida, é então necessário trip imediato (estágio de tempo T CHAR 3). Questionamento da Tensão de Excitação Com um regulador de tensão com falta ou falha da tensão de excitação, é possível desligar com uma curta temporização (estágio de tempo T SHRT Uex<, por exemplo, 1.5 s). Para isso, o dispositivo deve tanto ser notificado via uma entrada binária da falha de tensão de excitação, quanto a tensão de excitação deve ser ligada via transdutor de medição TD3 e divisor de tensão, desde que no endereço 3012 EXCIT. VOLT. o questionamento da tensão de excitação via transdutor de medição tenha sido ligado (ON). Assim que a tensão de excitação atingir um mínimo ajustável de 3013 Uexcit. <, é iniciado o tempo curto de trip. Ao invés da aquisição da tensão de excitação, ou também, em adição a ela, o sinal de monitoramento de uma tensão de excitação externa, o monitoramento pode ser ligado via uma entrada binária. Aqui também, é iniciado tempo curto de trip assim que falha na tensão de excitação é sinalizada. 144 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.16 Proteção de Subexcitação (Perda-de-Campo) (ANSI 40) Filtro Passa Baixa Como a tensão de excitação DC pode conter significativos harmônicos AC (por exemplo, devido ao controle tiristorizado), um filtro passa baixa analógico é fornecido na placa C-I/O-6 para conexão da tensão de excitação, em adição ao filtro digital integrado. Isso atenua particularmente múltiplos da freqüência de escaneamento, que não pode ser suprimida adequadamente pelo filtro digital. Os ajustes de jumper para ativação desse filtro estão descritos na seção Montagem e Comissionamento. Ao sair de fábrica, o filtro está ativado. O ajuste de jumper deve casar com o ajuste do parâmetro 297 TRANSDUCER 3 (veja Dados do Sistema de Potência, Seção 2.5.1). Se os ajustes de jumpers e os parâmetros não coincidirem, é emitido um alarme e o dispositivo reportado como com falta e não operativo. Bloqueio de Subtensão O cálculo da admitância requer uma tensão de medição mínima. Durante um colapso severo (curto-circuito) ou falha das tensões do estator, a proteção é bloqueada pelo monitor de tensão AC integrado cujo limite de pickup 3014 Umin está ajustado de fábrica para 25 V. O valor do parâmetro está baseado nas tensões fase-fase. A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a proteção de subexcitação. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 145 2 Funções Figura 2-53 Diagrama lógico da Proteção de Subexcitação 2.16.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de subexcitação só está efetiva e disponível se ela tiver sido ajustada durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4, endereço 130, UNDEREXCIT.) para Enabled. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 3001 UNDEREXCIT. serve para manobrar a função para ON e OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Os dados do sistema de potência corretos de acordo com a Seção 2.5 é um outro prérequisito da parametrização da proteção de subexcitação. 146 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.16 Proteção de Subexcitação (Perda-de-Campo) (ANSI 40) A característica de trip da proteção de subexcitação no diagrama de valor de admitância é composta de segmentos retos que são respectivamente definidos por sua admitância 1/xd (= coordenada distância) e seu ângulo de inclinação α. Os segmentos retos (1/xd CHAR.1)/α1 (característica 1) e (1/xd CHAR.2)/α2 (característica 2) formam o limite da subexcitação estática (veja a figura seguinte). (1/xd CHAR.1) corresponde ao valor recíproco da reatância direta síncrona relacionada. Se o regulador de tensão da máquina síncrona atingiu o limite da subexcitação, as características estáticas são ajustadas de maneira que a limitação de subexcitação do regulador de tensão intervenham antes da característica 1 ser alcançada (veja figura 2-56). Figura 2-54 Valores da Curva Característica 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Características de Proteção de Subexcitação no Plano de Admitância Se o diagrama de capabilidade do gerador ( veja a figura seguinte) em sua representação preferida (abcissa = potência reativa positiva); ordenada = potência ativa positiva) é transformado para o plano da admitância (divisão por U2), a característica de trip pode ser casada diretamente com a característica de estabilidade da máquina. Se os tamanhos dos eixos forem divididos pela potência aparente nominal, o diagrama do gerador é indicado por unidade (o último diagrama corresponde a uma representação por unidade do diagrama de admitância). 147 2 Funções Figura 2-55 Curva de Capabilidade de um Gerador de Polo Saliente, Indicado por Unidade O diagrama refere-se aos seguintes valores : U= UN = 6300 V I= IN SN = 5270 kVA fN = 50,0 Hz nN = 1500RPM cos ϕ = 0,800 xd = 2,470 xq = 1,400 Os valores de ajuste primários podem ser lidos diretamente do diagrama. Os valores relacionados devem ser convertidos para o ajuste da proteção. A mesma fórmula de conversão pode ser usada se o ajuste da proteção é executado com a reatância direta síncrona pré-definida. 148 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.16 Proteção de Subexcitação (Perda-de-Campo) (ANSI 40) com xdsec reatância direta síncrona relacionada, secundária, xd Máq reatância direta síncrona realacionada,da máquina, INMáq Corrente nominal da máquina UNMáq Tensão Nominal da Máquina UN, TP prim Tensão Nominal Primária dos transformadores de potencial IN, TC prim Corrente do TC nominal primária Ao invés de 1/xd Máq o valor aproximado IK0/IN pode ser usado (com IK0= corrente de curto-circuito na excitação sem carga). Exemplo de Ajuste: Máquina UN Máq = 6.3 kV IN Máq = SN/√3 UN = 5270 kVA/√3 · 6.3 kV = 483 A xd Máq = 2.47 (lido da especificação do fabricante da máquina na Figura 2-55) Transformador IN TC prim de Corrente = 500 A Transformador UN, TP prim de Potencial = 6.3 kV Multiplicado por um fator de segurança de cerca de 1.05, o valor de ajuste 1/xd CHAR. 1 resulta no endereço 3002. Para α1, o ângulo de limitação da subexcitação do regulador de tensão é selecionado ou o ângulo da inclinação da característica de estabilidade da máquina é usado. O valor de ajuste ANGLE 1 está tipicamente situado entre 60° e 80°. Na maioria dos casos, o fabricante da máquina prescreve um valor de excitação mínimo para potências ativas pequenas. Para esse propósito, a característica 1 é cortada da característica 2 para carga de potência ativa baixa. Conseqüentemente, 1/xd CHAR. 2 é ajustada para cerca de 0.9· (1/xd CHAR. 1), o ANGLE 2 para 90°. The limite de trip angular de acordo com a Figura 2-54 (CHAR. 1, CHAR. 2) resulta nessa forma, se as temporizações correspondentes T CHAR. 1 e T CHAR. 2 de ambas as características forem ajustadas igualmente. A característica 3 serve para adaptar a proteção aos limites da estabilidade dinâmica da máquina. Se não existirem indicações precisas o usuário deverá selecionar um valor 1/xd CHAR. 3 aproximadamente situado entre a reatância direta síncrona xd e a reatância transiente xd'. Entretanto, deverá ser maior do que 1. Um valor entre 80° e 110° é usualmente selecionado para o correspondente ANGLE 3(ÂNGULO 3), que assegura que somente uma instabilidade dinâmica pode conduzir a um pickup com a característica 3. A temporização associada é ajustada no endereço 3010 T CHAR 3 para o valor sugerido na Tabela 2-8. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 149 2 Funções Figura 2-56 Temporizações Diagrama de Admitância de um turbo gerador Se a curva de limite estático consistente da característica 1 e 2 é excedida, o regulador de tensão deve primeiro ter a oportunidade de aumentar a excitação. Por isso, uma mensagem de aviso devido a esse critério é temporizado com “tempo longo” (pelo menos de 10 s para 3004 T CHAR. 1 e 3007 T CHAR. 2). Se a tensão de excitação desaparecer ou for muito baixa, há pickup pelo critério do estator assim como, desde que o recurso de requisição de tensão de excitação tenha sido habilitado no endereço 3012 EXCIT. VOLT. ON e no endereço 3013 o limite parametrizado Uexcit. < é atingido ou a ausência de tensão de excitação tenha sido sinalizada para o dispositivo por entrada binária. Em todos esses casos o trip é possível com temporização curta. Esse recurso é ajustado via parâmetro 3011 T SHRT Uex<. As seguites mensagens e comandos de trip estão típicamente designadas: Tabela 2-8 Ajuste da Proteção de Subexcitação Característica 1 e 2 de estabilidade não temporizada estática Anunciação: Exc < Anr Característica 1 e 2 de estabilidade Temporizada longa Trips estática T CHAR. 1 = T CHAR. 2 ≈ Err<1 TRIP / Err<2 TRIP 10 s Característica 1 e 2 Falha na Tensão Temporizada curta de Excitação T SHRT Uex< ≈ 1.5 s Trip Err< UPU < TRIP Característica 3 de estabilidade dinâmica Trip Exc<3 TRIP Temporizada curta T CHAR 3 ≈ 0.5 s Nota Se forem selecionadas temporizações muito curtas, os procedimentos de balanço dinâmico podem ocasionar operações indesejáveis. Por essa razão é recomendado ajustar valores de tempos de 0.05 s ou mais alto. 150 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.16 Proteção de Subexcitação (Perda-de-Campo) (ANSI 40) Questionamento da Tensão de Excitação O recurso de monitoramento da tensão de excitação é ajustado para aproximadamente 50 % da tensão de excitação sem carga. Se o gerador é usado para troca de fase, um valor de pickup ainda mais baixo deve ser escolhido, dependendo da aplicação em curso. Também deve ser observado que normalmente um divisor de tensão está conectado entre o dispositivo e a tensão de excitação. com UExc 0 Tensão de excitação sem carga, VDRatio Relação de transformação do divisor de tensão Exemplo: UExc N = 110 V UExc 0 = 40 V VDRatio = 10 : 1 2.16.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser modificados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 3001 UNDEREXCIT. OFF ON Block relay OFF Proteção de Subexcitação 3002 1/xd CHAR. 1 0.20 .. 3.00 0.41 Característica de Intersecção da Susceptância1 3003 ANGLE 1 50 .. 120 ° 80 ° Ângulo de inclinação da característica 1 3004 T CHAR. 1 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização da característica 1 3005 1/xd CHAR. 2 0.20 .. 3.00 0.36 Característica de Intersecção da Susceptância 2 3006 ANGLE 2 50 .. 120 ° 90 ° Ângulo de inclinação da característica 2 3007 T CHAR. 2 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização da característica 2 3008 1/xd CHAR. 3 0.20 .. 3.00 1.10 Característica de Intersecção da Susceptância 3 3009 ANGLE 3 50 .. 120 ° 90 ° Ângulo de inclinação da característica 3 3010 T CHAR 3 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.30 sec Temporização da característica 3 3011 T SHRT Uex< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização curta T (Carac. & Uexc<) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 151 2 Funções End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 3012 EXCIT. VOLT. ON OFF OFF Estado de Supervisão da Tensão de Excitação 3013 Uexcit. < 0.50 .. 8.00 V 2.00 V Pickup da Supervisão da Tensão de Excitação 3014A Umin 10.0 .. 125.0 V 25.0 V Pickup de Bloqueio da Subtensão 2.16.4 Lista de Informações No. 5323 Informação Tipo de Info. Comentários >Exc. BLOCK SP >BLOQUEIO da proteção de subexcitação 5327 >Char. 3 BLK. SP >BLOQUEIO da característica 3 de proteção de subtensão 5328 >Uexc fail. SP >Reconhecida falha da tensão de excitação 5329 >Char. 1 BLK. SP >BLOQUEIO da característica 1 da proteção de subexcitação 5330 >Char. 2 BLK. SP >BLOQUEIO da característica 1 da proteção de subexcitação 5331 Excit. OFF OUT Proteção de subexcitação está DESLIGADA (OFF) 5332 Excit.BLOCKED OUT Proteção de subexcitação está BLOQUEADA 5333 Excit.ACTIVE OUT Proteção de subexcitação está ATIVA 5334 Exc. U< blk OUT Bloqueada proteção de subexcitação por U< 5336 Uexc failure OUT Reconhecida falha da tensão de excitação 5337 Exc< picked up OUT Pickup da proteção de subexcitação 5343 Exc<3 TRIP OUT TRIP da característica 3 da proteção de subexcitação 5344 Exc<1 TRIP OUT TRIP da característica 1 da proteção de subexcitação 5345 Exc<2 TRIP OUT TRIP da característica 2 da proteção de subexcitação 5346 Exc<U<TRIP OUT TRIP da característica de subexcitação +Uexc< 152 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.17 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R) 2.17 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R) A proteção de potência reversa é usada para proteger uma unidade turbo geradora na falha de energia no primeiro movimento quando o gerador síncrono funciona como um motor e dirige a turbina consumindo energia motórica da rede. Essa condição conduz ao sobreaquecimento das lâminas da turbina e deve ser interrompido dentro de um tempo curto pelo trip do disjuntor da rede. Para o gerador, existe o risco adicional de que, no caso de mau funcionamento vapor residual passe (válvulas de parada com defeito)e após os disjuntores desligarem, a unidade turbo geradora seja acelerada atingindo dessa forma uma sobrevelocidade. Por essa razão, a isolação do sistema deve somente ser executada depois da detecção da entrada de potência ativa na máquina. 2.17.1 Descrição Funcional Determinação da Potência Reversa A proteção de potência reversa do 7UM62 calcula precisamente a potência ativa dos componentes simétricos das ondas fundamentais de tensões e correntes pela média dos valores dos últimos 16 ciclos. A avaliação de apenas os sistemas de seqüência de fase positiva faz a determinação da potência reversa independente das assimetrias de corrente e de tensão e corresponde à carga real do terminal diretor. A potência ativa calculada corresponde à potência ativa geral. Levando-se os ângulos de erros dos transformadores de instrumentos em consideração, o componente de potência ativa é exatamente calculado mesmo com potências aparentes muito altas e fator de potência baixo (cos ϕ). A correção é executada por um ângulo de correção constante W0 determinado durante o comissionamento do dispositivo de proteção no sistema. O ângulo de correção é ajustado nos Dados do Sistema de Potência 1 (veja a Seção 2.5). Tempo de Pickup Seal-In Para assegurar que ocorrendo freqüentemente pickups curtos possam causar trip, é possível executar um prolongamento selecionável desses pulsos de pickup no parâmetro 3105 T-HOLD. Cada borda positiva dos pulsos de pickup disparam novamente esse estágio de tempo. Para um número suficiente de pulsos, os sinais de pickup são adicionados e se tornam mais longos do que a temporização. Sinal de Trip Para ponte (bridging) de uma entrada de potência talvez mais curta durante a sincronização ou durante as oscilações de potência causadas por faltas no sistema, o comando de trip é temporizado por um tempo selecionável T-SV-OPEN. No caso de de uma válvula de trip de emergência fechada, uma temporização mais curta é entre-tanto, suficiente. Por meio da parametrização da posição da válvula de trip de emergência via uma entrada binária, a temporização curta T-SV-CLOSED se torna efetiva sob uma condição de trip de emergência. O tempo T-SV-OPEN é ainda efetivo como estágio de backup. Tanbém é possível bloquear o trip via um sinal externo. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 153 2 Funções A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a proteção de potência reversa. Figure 2-57 Diagrama Lógico da Proteção de Potência Reversa 2.17.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de potência reversa só está efetiva e disponível se essa função foi ajustada durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4,endereço 131, REVERSE POWER para Enabled. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 3101 REVERSE POWER serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). No caso de uma potência reversa, o conjunto da turbina deve ser desconectado do sistema já que a operação da turbina não é permissível sem uma certa saída mínima de vapor (efeito refrigerante) ou, no caso de um conjunto de turbina à gas, a carga do motor seria pesada demais para a rede. Valores de Pickup O nível de entrada de potência ativa é determinado pelas perdas por fricção a serem atingidas e estão nas seguintes faixas, dependendo do sistema individual: • Turbinas a vapor: PReversa/SN ≈ 1 % to 3 % • Turbinas à gas: PReversa/SN ≈ 3 % to 5 % • Acionamento á diesel: PReversa/SN > 5 % Para o teste primário, a potência reversa deverá ser medida com a proteção real. O usuário poderá selecionar um ajuste de 0.5 vezes o valor da energia motórica medida. Esse valor pode ser encontrado na porcentagem dos valores operacionais medidos. O recurso para corrigir faltas de ângulos dos transformadores de corrente e de potencial deverão ser usados especialmente para máquinas muito grandes com uma energia motórica particularmente baixa (veja Seções 2.5 e 3.3). 154 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.17 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R) O valor de pickup 3102 P> REVERSE é ajustado em porcentagem da potência aparente nominal secundária SNsec = √3 · UNsec · INsec . Se a energia primária motórica por conhecida, ela deverá ser convertida para grandezas secundárias usando a seguinte fórmula: com Psec Potência secundária correspondente ao valor de ajuste SNsec potência nominal secundária = √3 · UNsec · INsec PMaq Potência da máquina correspondente ao valor de ajuste SN, Maq Potência aparente nominal da máquina UN Maq Tensão Nominal da Máquina IN Maq Corrente nominal da máquina UN prim Tensão Nominal Primária dos transformadores de potencial IN prim Corrente nominal primária do transformador de corrente Tempo de Selo de Pickup O tempo de selo de pickup 3105 T-HOLD serve para prolongar pickups pulsados para a duração mínima parametrizada. Temporizações Se potência reversa sem trip de emergência é usada, uma temporização correspondente deve ser implementada para evitar quaisquer estados de potência reversa curta após sincronização ou oscilações de potência subseqüentes às faltas do sistema (por exemplo, curto-circuito tripolar). Usualmente uma temporização 3103 T-SV-OPEN = de aproximadamente 10 s é ajustada. Sob condições de trip de emergência, a proteção de potência reversa executa uma temporização curta de trip subseqüente ao trip de emergência via uma chave de pressão de óleo ou uma chave de posição na válvula de trip de emergência. Antes do trip, deve ser assegurado que a potência reversa só seja causada pela perda da potência de acionamento no lado da turbina. Uma temporização é necessária para evitar a oscilação da potência ativa no caso de fechamento repentino da válvula, até que seja alcançado um valor de potência ativa de estado estacionário. Uma temporização 3104 T-SV-CLOSED de cerca de 1 a 3 s é suficiente para esse propósito, enquanto que uma temporização de cerca de 0.5 s é recomendada para conjuntos de turbinas à gas. Os tempos de ajuste são temporizações adicionais e não incluem os tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 155 2 Funções 2.17.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser modificados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 3101 REVERSE POWER OFF ON Block relay OFF Proteção de Potência Reversa 3102 P> REVERSE -30.00 .. -0.50 % -1.93 % Pickup de P> Reversa 3103 T-SV-OPEN 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização Longa (sem Válvula de Parada) 3104 T-SV-CLOSED 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização Curta (com Válvula de Parada) 3105A T-HOLD 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Tempo de manutenção de Pickup 2.17.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5083 >Pr BLOCK SP >BLOQUEIO da proteção de potência reversa 5086 >SV tripped SP >Trip da Válvula de Parada 5091 Pr OFF OUT Proteção de potência reversa está DESLIGADA (OFF) 5092 Pr BLOCKED OUT Proteção de potência reversa está BLOQUEADA 5093 Pr ACTIVE OUT Proteção de potência reversa está ATIVA 5096 Pr picked up OUT Potência reversa: pick up 5097 Pr TRIP OUT Potência reversa: TRIP 5098 Pr+SV TRIP OUT Potência reversa: TRIP com válvula de parada 156 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.18 Supervisão da Potência Ativa Direta (ANSI 32F) 2.18 Supervisão da Potência Ativa Direta (ANSI 32F) A proteção de máquina 7UM62 inclui uma supervisão de potência direta que monitora se a potência ativa cai abaixo de um valor ajustado, assim como se um segundo valor ajustado separado é excedido. Cada uma dessas funções pode iniciar diferentes funções de controle. Quando, por exemplo, com geradores operando em paralelo, a saída da potência ativa de uma máquina se torna tão pequena que outros geradores poderiam tomar essa potência, então é freqüentemente apropriado desligar a máquina levemente carregada. O critério, nesse caso, é de que a potência “direta” alimentada na rede caia abaixo de um certo valor. Em várias aplicações pode ser desejável emitir um sinal de controle se a saída da potência ativa crescer acima de um certo valor. Quando uma falta em uma rede de utilidades não é eliminada dentro de um tempo crítico, a rede de utilidades deve ser dividida ou por exemplo, uma rede industrial, dela desacoplada. Como critério para desacoplamento, em adição à direção do fluxo da potência, estão a subtensão, a sobrecorrente e a freqüência. Como resultado, o 7UM62 pode também ser usado para desacoplamento da rede. 2.18.1 Descrição Funcional Medição da Potência Ativa Dependendo da aplicação, tanto medição de alta precisão lenta (média de 16 ciclos) quanto medição de alta velocidade (sem média) podem ser selecionadas. Medição de alta velocidade é particularmente adequada para desacoplamento da rede. O dispositivo calcula a potência ativa a partir dos sistemas de seqüência positiva das tensões e correntes do gerador. O valor computado é comparado com os valores de ajuste. Cada um dos estágios de potência ativa direta podem ser individualmente bloqueados via entradas binárias. Em adição, o monitoramento completo da potência ativa pode ser bloqueado por entrada binária. A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a supervisão da potência ativa direta. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 157 2 Funções Figura 2-58 Diagrama Lógico da Supervisão da Potência Ativa Direta 2.18.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de potência ativa direta só está efetiva e disponível se essa função tiver sido ajustada durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4, endereço 132, FORWARD POWER para Enabled). Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 3201 FORWARD POWER serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip(Block relay). Valores de Pickup, Temporizações O ajuste da proteção de potência direta depende muito do propósito pretendido. Regras gerais de ajustes não são possíveis . Os valores de pickup são ajustados em porcentagem da potência aparente secundária nominal SNsec = √3 · UNsec · INsec. Conseqüentemente, a potência da máquina deve ser convertida para grandezas secundárias: com 158 Psec Potência secundária correspondente ao valor de ajuste SNsec potência nominal secundária = √3 · UNsec · INsec PMáq Potência da máquina correspondente ao valor de ajuste SN, Máq Potência aparente nominal da máquina UN Máq Tensão nominal da máquina IN Máq Corrente nominal da máquina UN prim Tensão Nominal Primária dos transformadores de potencial IN prim Corrente nominal primária do transformador de corrente 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.18 Supervisão da Potência Ativa Direta (ANSI 32F) O endereço 3202 serve para ajustar o limite da potência direta para um alcance (Pf<) e o endereço 3203 (Pf>) serves para ajustá-la a esse alcance superior. Os endereços 3204 T-Pf< e 3205 T-Pf> servem para ajustar as temporizações associadas. No endereço 3206 MEAS. METHOD o usuário pode selecionar se um procedimento de medição preciso ou rápido será usado para o cálculo da potência direta. Na maioria dos caso, a medição precisa é preferida no setor de estação de energia (como regra), enquanto que o procedimento rápido é aplicado para uso como desacopladores principais. Os tempos ajustados são temporizações adicionais que não incluem os tempos operacionais (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 159 2 Funções 2.18.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser modificados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 3201 FORWARD POWER OFF ON Block relay OFF Supervisão da Potência Direta 3202 Pf< 0.5 .. 120.0 % 9.7 % Pickup da supervisão de Potência Direta Pforw.< 3203 Pf> 1.0 .. 120.0 % 96.6 % Pickup da supervisão de Potência Direta P-forw.> 3204 T-Pf< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização T-P-forw.< 3205 T-Pf> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização T-P-forw.> 3206A MEAS. METHOD accurate fast accurate Método de operação 2.18.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5113 >Pf BLOCK SP >BLOQUEIO da supervisão de potência direta 5116 >Pf< BLOCK SP >BLOQUEIO da supervisão de potência direta do estágio Pf< 5117 >Pf> BLOCK SP >BLOQUEIO da supervisão de potência direta do estágio Pf> 5121 Pf OFF OUT Supervisão de potência direta está DESLIGADA (OFF) 5122 Pf BLOCKED OUT Supervisão de potência direta está BLOQUEADA 5123 Pf ACTIVE OUT Supervisão de potência direta está ATIVA 5126 Pf< picked up OUT Potência direta: Pickup do estágio Pf< 5127 Pf> picked up OUT Potência direta: Pickup do estágio Pf> 5128 Pf< TRIP OUT Potência direta: TRIP do estágio Pf< 5129 Pf> TRIP OUT Potência direta:TRIP do estágio Pf> 160 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) A proteção de impedância de máquina é usada como uma proteção de graduação de tempo seletiva para fornecer tempos de trip o mais curto possível para curtos-circuitos nas máquinas síncronas, nos condutores dos terminais, assim como na unidade transformadora. Ela, assim, também fornece funções de proteção de backup para a proteção principal de uma estação de energia ou equipamento de proteção conectado em série como gerador, diferencial de transformador e dispositivos de proteção de sistemas. O recurso da proteção de impedância do 7UM62 sempre opera com as correntes do lado 2 (IL1, 2 ,3; S2). 2.19.1 Descrição Funcional PICKUP Pickup é necessário para detectar uma condição de falta no sistema de potência e para iniciar todos os procedimentos necesários para eliminação seletiva da falta: • Inicio de temporizações para o estágio final t3, • Determinação da fase com falta, • Habilitação do cálculo da impedância, • Habilitação do comando de trip, • Indicação/saída do condutor com falta (s). Pickup é implementado como pickup de sobrecorrente e pode ser opcionalmente suplementado por um circuito de subtensão com selo. Após filtragem numérica, as correntes são monitoradas para um valor ajustável de alcance. Um sinal é emitido para cada fase onde o limite ajustado tenha excedido. Esses sinais de pickup são considerados para escolha de valores medidos. O pickup é resetado quando 95% do limite de pickup é atingido, a menos que mantido pelo recurso de subtensão de selo. Subtensão com Selo Com sistemas de excitação energizados pela rede, a tensão de excitação pode cair durante um curto-circuito local, resultando no decréscimo da corrente de curto-circuito que, apesar da falta remanescente, pode alcançar o valor de pickup. Em tais casos o pickup da proteção de impedância é mantido por um período longo o suficiente por meio de um circuito de selo controlado por subtensão usando a tensão de seqüência positiva U1. O pickup termina quando esse tempo expira ou quando a tensão restaurada atinge 105% do valor ajustado de subtensão com selo. A lógica seal-in opera separada para cada fase. O primeiro pickup inicia o temporizador T-SEAL-IN. A Figura 2-59 mostra o diagrama lógico do estágio de pickup da proteção de impedância. Determinação da Impedância de Curto-Circuito 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Para calcular a impedância somente as correntes e tensões do loop de fase com falta (em curto) são decisivas. Correspondentemente a proteção, controlada pelo pickup, avalia esses valores de medição (veja também a Tabela 2-9). 161 2 Funções Seleção de Loop • O loop correspondente a fase-terra é usado para pickup monopolar. • Com um pickup bipolar, o loop fase-fase com a correspondente tensão fase-fase é usado para cálculo da impedância. • Com um pickup tripolar, o loop fase-fase com o valor mais alto de corrente é usado e com igual amplitude de correntes, o procedimento descrito na última linha da tabela seguinte é aplicado. Tabela 2-9 Seleção de Loop de Medição Pickup Loop de Medição 1-polo L1 L2 L3 Fase-terra L1-E L2-E L3-E 2-polos L1, L2 L2, L3 L3, L1 Fase-Fase, Cálculo de ULL e ILL L1-L2 L2-L3 L3-L1 3-polos, com ampli- L1,2*L2,L3 tude diferentes L2,2*L3,L1 L3,2*L1,L2 Fase-terra,seleção de loop com a corrente mais alta UL (Imax) e IL (Imax) L2-E L3-E L1-E 3-polos, com amplitudes iguais Fase-terra (qualquer, quantida- IL1=IL2=IL3 então IL1 de de corrente máxima) IL1=IL2 > IL3 então IL1 IL2=IL3 > IL1 então IL2 IL3=IL1 > IL2 então IL1 L1, L2, L3 Esse tipo de seleção de loop assegura que a impedância da falta das faltas do sistema seja medida corretamente via transformador da unidade. Ocorre um erro de medição com um sistema monopolar desde que o sistema de seqüência de fase zero não seja transmitido via transformador da máquina (grupo de mudança por exemplo Yd5). A tabela seguinte descreve a modelação da falta e os erros de medição. Tabela 2-10 Faltas do Sistema 162 Modelação da Falta e Erros de Medição no Lado do Gerador em Faltas do Sistema Modelo de Falta no Lado do Gerador Seleção de Loop Erros de Medição Curto-circuito tripolar Curto-circuito tripolar Fase-terra Medição sempre correta Curto-circuito bipolar Curto-circuito tripolar Fase-terra, seleção de loop com a corrente mais alta Medição sempre correta Curto-circuito monopolar Curto-circuito bipolar Loop Fase-Fase Medida de Impedância muito alta pela impedância zero 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) Figura 2-59 Característica de Trip Diagrama Lógico do estágio de Pickup da Proteção de Impedância A característica de trip da proteção de impedância da máquina é um polígono (veja também a Figura 2-60). É uma característica simétrica, apesar da falta na direção reversa (R negativo e/ou Valores X) é impossível desde que a conexão usual para os transformadores de corrente no lado do ponto estrela do gerador é usado. O polígono é completamente identificado por um parâmetro (impedância Z). Enquanto o critério de pickup for encontrado o cálculo da impedância é feito continuamente usando os vetores de corrente e tensão derivados dos valores medidos de seleção de loop. Se a impedância calculada está dentro da característica de trip, a proteção emite um comando de trip que pode ser temporizado de acordo com a temporização relevante. Como a proteção de impedância é de multi-estágio, as zonas protegidas podem ser escolhidas de tal forma que o primeiro estágio (ZONE Z1, T-Z1) cubra faltas no gerador e o lado de tensão mais baixa do transformador da unidade, enquanto o segundo estágio (ZONE Z2, ZONE2 T2) cobre a rede. Deve ser observado que as faltas monopolares do lado de alta tensão causam erros de medição de impedância devido à conexão estrela-delta da unidade transformadora no lado de baixa tensão. Uma operação indesejável do estágio pode ser excluida uma vez que as impedâncias de faltas das faltas do sistema de potência são modeladas muito altas. Faltas fora dessa faixa são desligadas pelo estágio de tempo final T END. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 163 2 Funções Dependendo do status do chaveamento do sistema, pode ser útil extender a ZONA Z1, T-Z1 zona de trip não temporizada. Se, por exemplo, o disjuntor do lado de alta tensão está aberto, o pickup só pode ser acusado por uma falta no bloco de estação de energia. Se for possível a consideração do contato auxiliar do disjuntor, uma assim chamada zona de sobrealcance ZONA Z1B pode se tornar efetiva (veja também a Seção 2.19.3, Figura „Graduação da Proteção de Impedância da Máquina). Figura 2-60 Lógica de Trip Característica de trip da proteção de impedância A temporização T END é iniciada subseqüente ao pickup da proteção, estabelecendo o loop da falta. Os componentes de impedãncia do loop são comparados com os valores limite das zonas previamente ajustadas. O trip é executado se a impedância está dentro dessa zona durante o curso do estágio de tempo correspondente. Para a primeira zona Z1 e também para a zona de sobrealcance Z1B, a temporização será na maioria dos casos zero ou pelo menos muito pequena. Isto é, ocorre trip assim que se estabelece que a falta está dentro dessa zona. O estágio de sobrealcance Z1B pode ser habilitado externamente via uma entrada binária. Para a zona Z2 que pode ser prolongada na rede, uma temporização é selecionada ultrapassando o primeiro estágio da proteção do sistema de potência. Um dropout só pode ser causado por um dropout do pickup de sobrecorrente e não saindo do polígono de trip. 164 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) Figura 2-61 Diagrama Lógico da Proteção de Impedância 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 165 2 Funções 2.19.2 Bloqueio de Oscilação de Potência Geral Ocorrências dinâmicas tais como mudanças de carga repentinas, curtos-circuitos, religamento automático ou operações de chaveamento dentro do sistema de potência podem causar oscilações. Além disso a proteção de impedância é complementada por uma função de bloqueio de oscilação de potência para evitar trips indevidos. Oscilações de potência são ocorrências simétricas trifásicas. O primeiro pré-requisito é dessa forma, a simetria efetiva das três correntes de fase, que é verificada pela avaliação da corrente de seqüência negativa. Isso significa que curtos circuitos assimétricos (todos monofásicos e bifásicos) não podem causar o pickup do bloqueio da oscilação de potência. Mesmo que uma oscilação de potencia tenha sido detectada, os curtos-circuitos assimétricos seguintes a ela desativam rapidamente o bloqueio da oscilação de potência e fazem trip pela possível proteção de impedância. Como a oscilação de potência acontece muito mais vagarosamente do que um curto-circuito, a taxa de mudança de impedância é um critério confiável para sua identificação. Devido sua natureza simétrica, a impedância de seqüência positiva obtida dos componentes de seqüência positiva das correntes e tensões são avaliados. Lógica A figura abaixo mostra o diagrama lógico do bloqueio de oscilação de potência. A seção superior mostra o monitoramento de simetria da corrente. Um sinal de habilitação é fornecido se existir um pickup tripolar com nenhuma corrente de sistema de seqüência negativa. Para deteccão de oscilações de potência, um polígono de oscilação de potência (P/SPOL) é usado, o qual é maior do que o polígono de trip (TPOL). A distância entre os dois polígonos pode ser ajustada (ajuste comum para as direções R e X). O usuário pode escolher para cada parâmetro de ajuste se o polígono de trip se refere somente à característica Z1 ou às características Z1 e Z2. No último caso, o polígono de trip é o valor de impedância máxima. Princípio de Medição O critério para bloqueio de oscilação de potência é composto pelo polígono de oscilação de potência, a sua distância ao polígono de trip,o próprio polígono de trip e a taxa de mudança da impedância. O primeiro valor de impedância após parametrizar o polígono de oscilação de potência (instante Tent) é comparado com o último valor de fora do polígono (instante Tent-Δt). O tempo Δt é determinado pelo intervalo de medição que é de um ciclo. Se o vetor de impedância da taxa de mudança determinar então ser menor do que o valor de ajuste ΔZ/Δt, é detectada uma oscilação de potência. O estágio de impedância não é bloqueado entretanto, até que o vetor de impedância entre no polígono de trip TPOL. Se o primeiro valor de impedância está tanto dentro de P/SPOL quanto de TPOL, a proteção detecta imediatamente um curto-circuito, porque deve haver pelo menos um valor de impedância entre o polígono de oscilação de potência P/SPOL e o TPOL. A distância entre o polígono de oscilação de potência P/SPOL e o polígono de trip TPOL, e a taxa de mudança ΔZ/Δt estão casadas uma com a outra de tal forma que oscilações de potência são confiavelmente detectadas e a zona de impedância desejada (Z1 ou Z1 e Z2) da proteção de impedância é bloqueada. O bloqueio permanece efetivo até que o vetor de impedância medida tenha deixado novamente o polígono de trip ou o polígono de oscilação de potência, a taxa de mudança excedida ou condições de potência assimétricas excluam as possibilidades de uma oscilação de potência. O tempo de bloqueio da oscilação de potência também é limitado pelo ajuste do parâmetro (T-ACTION P/S). 166 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) O bloqueio da oscilação de potência é mais usado para o estágio de impedância Z1, porque a temporização T1 para esse estágio é ajustada baixa. Da mesma forma, uma temporização alta T2 deve ser ajustada para a zona Z2. Na zona de sobrealcance Z1B por definição, não podem ocorrer oscilações de potência, uma vez que o disjuntor da rede está aberto e não existe assim uma segunda máquina para oscilações de potência. Da mesma maneira, o bloqueio da oscilação de potência não bloqueia o estágio de sobrecorrente não direcional (T3). Estágios do Bloqueio da Impedância Figura 2-62 Z(Tent) Diagrama Lógico para o Bloqueio de Oscilação de Potência da Proteção de Impedância Primeiro valor dentro do polígono de oscilação de potência (no instante de Tent) Z(Tent-Δt) Último valor fora do polígono de oscilação de potência P/SPOL Polígono de Oscilação de Potência TPOL Polígono de trip ΔZ/Δt Taxa de mudança do fasor de impedância 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 167 2 Funções 2.19.3 Notas de Ajustes Geral A proteção de impedância de máquina só está efetiva e disponível se habilitada durante a configuração (Seção 2.4, endereço 133, IMPEDANCE PROT. = Enabled. Se a função não for necessária,é ajustada para Disabled . O endereço 3301 IMPEDANCE PROT. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear apenas o comando de trip (Block relay). Pickup A corrente de carga máxima durante a operação é o critério mais importante para o ajuste de pickup de sobrecorrente. O pickup por uma sobrecarga deve ser excluido! Por essa razão, o valor de pickup 3302 IMP I> deve ser ajustado acima da máxima corrente (sobrecorrente) a ser esperada. O ajuste recomendado é: 1.2 a 1.5 vezes a corrente nominal da máquina. A lógica de pickup corresponde à logica UMZ I> da proteção de sobrecorrente de tempo definido. Se a excitação é derivada dos terminais do gerador com a corrente de curto-circuito possivelmente caindo abaixo do valor de pickup (Endereço 3302) devido a colapso de tensão, o recurso de subtensão de selo do pickup, é usado, isto é, o endereço 3303 U< SEAL-IN é manobrado para ON. O ajuste de subtensão de selo U< (Endereço 3304) é ajustado para um valor logo abaixo da menor tensão fase-fase que ocorre durante a operação, por exemplo, U< = 75 % a 80 % da tensão nominal. O tempo de selo (Endereço 3305 T-SEAL-IN) deve exceder o tempo máximo de eliminação da falta em um caso de backup (ajuste recomendado: Endereço 3312 T END + 1 s). Estágios de Impedância A proteção tem as seguintes características que podem ser ajustadas independentemente: 1. Zona (trip rápido da zona Z1 ) com parâmetros ZONE Z1 Reatância = alcance, T-Z1 = 0 ou temporização curta, se requerida. Zona de sobrealcance Z1B, externamente controlada via entrada binária, com parâmetros ZONE Z1B Reatância = alcance, T-Z1B T1B = 0 ou temporização curta , se requerido. 2. Zona (zona Z2) com parâmetros ZONE Z2 Reatância = alcance, ZONE2 T2 O usuário deve selecionar um valor para T2 acima do tempo de graduação da proteção da rede. Estágio final não direcional com parâmetro T END O usuário deve selecionar T END assim o 2º ou 3º estágio da proteção de distância do sistema de potência conectada em série é sobrealcançada. Como o usuário pode assumir que a medição da proteção de impedância extende-se ao transformador da unidade, a seleção da parametrização deve considerar suficientemente a faixa de controle do transformador. 168 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) Além disso, a ZONA Z1 está normalmente ajustada para um alcance de aproximadamente 70 % da zona protegida (isto é, cerca de 70 % da reatância do transformador), com nenhuma ou somente uma pequena temporização (isto é, T-Z1 = 0.00 s a 0.50 s). A proteção então desliga faltas nessa distância após seu tempo operacional ou com uma leve temporização (trip de alta velocidade). Uma temporização de 0.1 s é preferida. Para a ZONA Z2 o alcance poderia ser ajustado para cerca de 100 % da reatância do transformador, ou em adição a uma impedância da rede. O estágio de tempo correspondente ZONE2 T2 deverá ser ajustado de forma que sobrealcance o equipamento de proteção do sistema de potência das linhas seguintes. O tempo T END é o último tempo de backup. A fórmula seguinte é válida geralmente para a impedância primária (com limitação para o transformador da unidade). com kR Alcance da zona protegida [%] uSC Tensão de curto-circuito relativa do transformador [%] SN Potência nominal do transformador [MVA] UN Tensão nominal do transformador do lado da máquina [kV] As impedâncias primárias derivadas devem ser convertidas para o lado secundário dos transformadores de corrente e potencial. Em geral: A corrente nominal do dispositivo de proteção (= corrente nominal secundária do transformador de corrente) é automáticamente considerada pelo dispositivo. Você já comunicou as relações de transformação dos transformadores de corrente e potencial para o dispositivo parametrizando os valores nominais do transformador (veja Seção 2.5). Exemplo: Dados do transformador: uSC =7% SN = 5.3 MVA UN = 6.3 kV Relações de transformação: Relação do transformador de corrente = 500 A / 1 A Isso resulta em 70 % para zona de alcance 1: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 169 2 Funções O valor de ajuste do lado secundário seguinte da zona 1 resulta no endereço 3306 ZONA Z1: Nota: A seguinte relação resultaria da conexão de um dispositivo de 5 A a um transfomrador de 5 A: Da mesma forma a reatância primária seguinte resulta para um alcance de 100 % para a zona 2: O valor de ajuste do lado secundário seguinte da zona 2 resulta no endereço 3310 ZONA Z2: Figura 2-63 Zona de Sobrealcance Z1B 170 Graduação de Tempo para Proteção de Impedância da Máquina – Exemplo A zona de sobrealcance Z1B (Endereço 3308 ZONE Z1B) é um estágio controlado externamente. Ele não influencia o estágio normal da zona Z1. Conseqüentemente, não existe substituição, mas a zona de sobrealcance é habilitada ou desabilitada dependendo da posição do disjuntor do lado de alta tensão. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) A zona Z1B está usualmente habilitada por um disjuntor de alta tensão aberto. Nesse caso, todo pickup da proteção de impedância só pode ser devido a uma falta na zona de proteção do bloco, uma vez que o sistema de potência está desconectado do bloco. Conseqüentemente, a zona de trip rápido pode ser prolongada para entre 100 % e 120 % da zona de proteção sem qualquer perda de seletividade. A zona Z1B é ativada via uma entrada binária controlada pelo contato auxiliar do disjuntor (veja a Figura 2-63). A zona de sobrealcance está alocada a uma temporização individual 3309 T-Z1B. Estágio Final Para curtos-circuitos fora das zonas Z1 e Z2, o dipsositivo funciona como proteção de sobrecorrente temporizada. Seu tempo final não direcional T END é selecionado de tal forma que seu valor de tempo ultrapassa o segundo ou terceiro estágios da proteção de distância da rede conectada em série. Bloqueio da Oscilação de Potência O bloqueio da oscilação de potência só está efetivo no endereço 3313 POWER SWING se ativado para ON. Para a distância entre o polígono de oscilação de potência e o polígono de trip (Parâmetros: P/SPOL-TPOL (Endereço 3314)) e a taxa de mudança (Parâmetro: dZ/dt (Endereço 3315)) um compromisso adequado deve ser encontrado. Deve ser levado em consideração que a taxa de mudança não é constante. Quanto mais próximo da origem das coordenadas, menor se torna. Também, as condições do sistema de potência tais como a impedância entre sistemas em oscilação e a freqüência de oscilação e taxa de mudança (veja também a Seção 2.20 Proteção Out-of-Step). A seguinte relação permite estimar a taxa de mudança: Significando: X Reatância entre as fontes de oscilação de potência fp Freqüência de oscilação δ Ângulo de oscilação A Figura 2-64 mostra um exemplo de como a taxa de mudança evolue como uma função do ângulo de oscilação de potência. Para um ângulo de 180° a taxa de mudança é menor. Quanto mais distante na rede do sistema de potência (isto é, ângulo maior ou menor), maior a aceleração. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 171 2 Funções Figura 2-64 Curso da taxa de mudança (fp = 1 Hz; X = 10 Ω) Por essa razão, o valor de ajuste dZ/dt deve também estar coordenado com o salto de impedância que ocorre no início de um curto-circuito. Para fazer isso, você determina a impedância operacional mínima (ZL, min), forma a diferença para o ajuste da zona de impedância (por exemplo Z1) e calcula o gradiente de impedância, considerando o intervalo de medição de um ciclo. 172 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) Exemplo: Umin = 0,9 UN, Imax = 1,1 IN, uSC = 10 %, Δ t = 20 ms UN = 100 V, IN = 1 A Se for escolhido um fator de segurança de 4, dZ/dt nunca deverá ser ajustado mais alto do que 500 Ω/s (ou 100 Ω/s para transformadores de 5 A). O ajuste padrão para dZ/dt é 300 Ω/s, que deverá estar adequado para a maioria das aplicações. Isso é também a base para a distância mínima P/SPOL - TPOL, assumindo que a detecção de uma oscilação de potência deve ser um valor de impedância entre P/SPOL e TPOL. PPOL - APOL > dZ/dt · Δt = 300 Ω/s · 0.02 s = 6 Ω (ajuste selecionado: 8 Ω) Todos os outros parâmetros ajustáveis são avançados, os quais normalmente, você não precisa modificar. Endereço Parâmetros Comentários 3316 BLOCKING OF O ajuste é Z1, como existe pouca ou nenhuma temporização para esse estágio. A temporização de Z2 é determinada pela proteção do sistema de potência e é maior. (veja também as instruções abaixo) 3317 T-ACTION P/S O ajuste padrão é 3.00 seg. Esse tempo depende depende da mínima possível freqüência de oscilação do sistema. Quanto a oscilação de potência possa causar sobrefuncionamento da proteção de impedância depende principalmente do tempo em que o vetor de impedância permane-ce dentro do polígono de trip. Esse tempo só pode ser determinado confiavelmente por cálculos de transientes. Se a taxa de mudança na proximidade de 180° é conhecida, ela pode ser a base para uma grosseira estimativa do tempo. T = 2 · Zcaracterística /dZ/dt (180°) O dado acima fornece o seguinte valor: Zcaracterística = Z1 = 4 Ω dZ/dt (180°) = 20 Ω/s T = 2 · 4 Ω/20 Ω/s = 0.4 s Isso significa que para temporizações de mais do que 0.4 s nenhum bloqueio de oscilação de potência é necessário. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 173 2 Funções 2.19.4 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser modificados com DIGSI em Ajustes Adicionais. A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro 3301 IMPEDANCE PROT. 3302 IMP I> C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários OFF ON Block relay OFF Proteção de Impedância 5A 0.50 .. 100.00 A 6.75 A 1A 0.10 .. 20.00 A 1.35 A Pickup de Detecção de Falta I> 3303 U< SEAL-IN ON OFF OFF Estado da Subtensão com Selo 3304 U< 10.0 .. 125.0 V 80.0 V Pickup da Subtensão com Selo 3305 T-SEAL-IN 0.10 .. 60.00 sec 4.00 sec Duração da Subtensão com Selo 3306 ZONE Z1 5A 0.01 .. 26.00 Ω 0.58 Ω Zona de Impedância Z1 1A 0.05 .. 130.00 Ω 2.90 Ω 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização da Zona de impedância Z1 5A 0.01 .. 13.00 Ω 0.99 Ω Zona de Impedância Z1B 1A 0.05 .. 65.00 Ω 4.95 Ω 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização da Zona de impedância Z1B 5A 0.01 .. 13.00 Ω 0.83 Ω Zona de Impedância Z2 1A 0.05 .. 65.00 Ω 4.15 Ω 3307 T-Z1 3308 ZONE Z1B 3309 T-Z1B 3310 ZONE Z2 3311 ZONE2 T2 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização da Zona de impedância Z2 3312 T END 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 3.00 sec T END: temporização Final 3313 POWER SWING ON OFF OFF Bloqueio de oscilação de potência 3314 P/SPOL-TPOL 5A 0.02 .. 6.00 Ω 1.60 Ω 1A 0.10 .. 30.00 Ω 8.00 Ω Distância entre Polígono de Trip de Oscilação de potência. 5A 0.2 .. 120.0 Ω/s 60.0 Ω/s Taxa de Mudança de dZ/dt 1A 1.0 .. 600.0 Ω/s 300.0 Ω/s 3315 dZ/dt 3316A BLOCKING OF Z1 Z2 Z1 Bloqueio de Oscilação de Potência Travado 3317A T-ACTION P/S 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 3.00 sec Tempo de Ação da Oscilação de Potência 174 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.19 Proteção de Impedância (ANSI 21) 2.19.5 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 3953 >Imp. BLOCK SP >BLOQUEIO da proteção de impedância 3956 >Extens. Z1B SP >Extensão da Zona 1B para proteção de impedância. 3958 >ImpUseal-inBLK SP >Proteção de Impedãncia: BLOQUEIO da subtensão de selo 3961 Imp. OFF OUT Proteção de Impedãncia está DESLIGADA (OFF) 3962 Imp. BLOCKED OUT Proteção de Impedãncia está BLOQUEADA 3963 Imp. ACTIVE OUT Proteção de Impedãncia está ATIVA 3966 Imp. picked up OUT Pickup da Proteção de Impedãncia 3967 Imp. Fault L1 OUT Impedância: Detecção de falta , fase L1 3968 Imp. Fault L2 OUT Impedância: Detecção de falta , fase L2 3969 Imp. Fault L3 OUT Impedância: Detecção de falta , fase L3 3970 Imp. I> & U< OUT Impedância: Sobrecorrente com subtensão de selo 3976 Power Swing OUT Detecção de oscilação de potência 3977 Imp.Z1< TRIP OUT Impedância: TRIP de Z1< 3978 Imp.Z1B< TRIP OUT Impedância: TRIP de Z1B< 3979 Imp.Z2< TRIP OUT Impedância: TRIP de Z2< 3980 Imp.T3> TRIP OUT Impedância: TRIP de T3> 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 175 2 Funções 2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78) Dependendo das condições da rede de potência e geradores de alimentação, ocorrências dinâmicas tais como saltos de carga,curtos-circuitos não desconectados suficientemente rápido, auto religamento ou ações de oscilação, podem causar oscilações do sistema. Tais oscilações de potência podem por em risco a estabilidade da rede. Problemas de estabilidade resultam freqüentemente de oscilações de potência ativa que podem conduzir a escorregamento dos polos e sobrecarga de gerador. 2.20.1 Princípio de Medição Geral A proteção de perda de sincronismo está baseada na já provada medição de impedância e ava-liação da complexa trajetória do vetor de impedância. A impedância é calculada a partir do componentes da freqüência fundamental de seqüência positiva das tensões e correntes. A decisão para separar o gerador da rede é dependente do curso do vetor de impedância e da localização do centro elétrico da oscilação de potência. O caso de perda de sincronismo é ilustrado usando um modelo simples. A figura seguinte mostra a tensão UG do gerador e a tensão equivalente UN da rede. O gerador, transformador e impedâncias da rede permanece entre essas duas tensões e constituem a impedãncia total Ztot. Figura 2-65 Modelo Equivalente de uma Oscilação de Potência O local de medição divide a impedância total em impedãncias m Ztot e (1-m) · Ztot. Aplica-se o seguinte no local de medição de impedância m: A corrente I é independente da medição: A tensão U no local de medição m é: 176 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78) O que resulta em: onde δ é o ângulo de mudança de fase entre a tensão do gerador e a tensão equivalente da rede. Sob condições normais, esse ângulo depende da situação de carga e é amplamente constante. No evento de uma condição de perda de sincronismo, por outro lado, o ângulo flutua continuamente e pode variar entre 0° e 360°. A figura seguinte mostra a trajetória do vetor de impedância no local de medição m de acordo com a fórmula acima. A origem do sistema de coordenadas corresponde ao local de medição (conjunto de transformadores de potencial). Quando a relação das magnitudes de tensão UN/UG é mantida constante e o ângulo de carga δ varia, então resultam trajetórias circulares. O centro e o raio do círculo são determinados pela relação UN/UG. Os pontos centrais dos círculos estão todos em uma linha axial que é determinada pela direção de Ztot. Mínima e máxima magnitude da impedância medida estão em δ = 0° e δ = 180°. Se o local de medição está no centro do sistema elétrico, a tensão medida e assim a impedância medida tornem-se zero quando δ = 180°. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 177 2 Funções Polígono de Oscilação de Potência A característica de medição é um polígono de oscilação de potência ajustável em todas as quatro direções e seu ângulo de inclinação ϕP. Isso assegura o ótimo casamento para as condições no sistema de potência. Figura 2-66 178 Trajetória da Impedância no Local de Medição m 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78) 2.20.2 Lógica da Proteção de Perda de Sincronismo A figura seguinte mostra o polígono de oscilação de potência em maiores detalhes. Para propósitos de transparência o ângulo de inclinação ϕP é assumido como 90°. Os parâmetros de ajuste das impedâncias Za, Zb, Zc e (Zd–Zc) determinam o polígono de oscilação de potência. O polígono é simétrico em seu eixo vertical. Zb é medida na direção reversa ao gerador, na direção direta (Zc) para o transformador da unidade e o segundo estágio (Zd) para a rede de potência. O polígono de oscilação de potência está dividido em duas partes. A característica 1 (isto é, a área não sombreada) representa a seção inferior do retângulo . A característica 2 cobre a área superior sombreada. Dependendo do centro elétrico da oscilação de potência ou da proximidade da estação de potência, o vetor de impedância progride através da faixa da característica 1 ou aquela da característica 2. O ponto de cruzamento do eixo de simetria (imaginário) é decisivo para a designação da cracterística. Oscilações de potência são ocorrências simétricas trifásicas. O primeiro pré-requisito é então a simetria das correntes medidas. Uma condição para detecção de oscilação de potência é de que o componente de seqüência positiva da corrente exceda um limite ajustável I2 enquanto a corrente de seqüência negativa permanece abaixo de um valor ajustável I1. Figura 2-67 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Característica Poligonal de Perda de Sincronismo com Oscilações de Potência Típicas 179 2 Funções A detecção de uma condição de perda de sincronismo requer, adicionalmente, que o vetor de impedância entre em um lado da característica de oscilação de potência, passe através do eixo imaginário ou linha divisória da característica e saia do polígono no lado oposto (perda de sincronismo, casos (1) e (2). Fica caracterizado que os componentes reais das impedâncias complexas (referentes ao sistema de coordenada possivelmente rotacionado cerca de ϕP) tenham sinal mudado ao cruzar a característica. Por outro lado, também é possível ao vetor de oscilação de potência entrar e sair do polígono de oscilação de potência pelo mesmo lado. Nesse caso, a oscilação de potência tende a estabilizar (casos (3) e (4)). Quando reconhecida uma condição de perda de sincronismo, isto é, quando o vetor de impedância tiver passado através de uma característica de oscilação de potência, é emitida uma anunciação que também identifica a característica cruzada. Adicionalmente, um contador n1 (para característica 1) ou n2 (para característica 2) está incrementado. O pickup da proteção de perda de sincronismo é ativado quando um contador alcança o valor 1. Uma outra indicação de perda de sincronismo é ajustada para um período de tempo de indicação ajustável, cada vez que um contador é incrementado. Após um tempo, da mesma forma ajustável, a indicação de tempo de pickup volta a zero. Esse tempo é iniciado sempre que um novo tempo no contador é incrementado. É emitido um comando de trip quando o número de cruzamentos do polígono de oscilação de potência atinge um número selecionável. Esse comando é mantido por pelo menos o tempo de ajuste T-HOLDING. A duração mínima do comando de trip T TRIPCOM MIN. não inicia até que o pickup tenha resetado. A seguir, o diagrama lógico da proteção de perda de sincronismo. O recurso tem dois estágios e pode ser bloqueado via entrada binária. 180 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78) Figura 2-68 Diagrama Lógico da Proteção de Perda de Sincronismo 2.20.3 Notas de Ajustes Geral A proteção de perda de sincronismo só está efetiva e disponível se tiver sido ajustada durante a configuração das funções de proteção (Seção 2.4, endereço 135, OUT-OFSTEP ajustado para Enabled. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 3501 OUT-OF-STEP serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Pickup A medição está habilitada somente se o componente de seqüência positiva das correntes tiver excedido o limite mínimo 3502 I1> RELEASE (pickup de sobrecorrente). Também devido à condição de simetria, um valor máximo de corrente de seqüência negativa 3503 I2< RELEASE não deve ser excedido. Geralmente o valor de ajuste I1> RELEASE deverá ser ajustado acima da corrente nominal, isto é, cerca de 120 % IN para evitar pickup em sobrecarga. Dependendo das condições da rede, valores de pickup menores são admissíveis de forma que a medição (veja diagrama lógico) pode ser liberada todo o tempo. Como as condições de perda de sincronismo são ocorrências simétricas, o limite de pickup do componente de seqüência negativa da corrente I2< RELEASE deverá ser ajustado para aproximadamente 20 % IN. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 181 2 Funções Valores de Impedância As impedâncias medidas percebidas pelo dispositivo de proteção são decisivas para os ajustes. Para a direção para a máquina (vista do local dos transformadores de potencial), a reatância da oscilação de potência da máquina deve ser considerada, a qual é aproximadamente a reatância transiente Xd' da máquina. Conseqüentemente, você calculará a reatância transiente secundária e a usará para Zb ≈ Xd' (veja a figura abaixo). Figura 2-69 Polígono de oscilação de potência Xd' pode ser calculado da reatância por unidade xd' como segue: com Xd’ Reatância transiente do gerador xd’ Transiente por unidade de reatância UN, Máq Tensão nominal primária- gerador IN, Máq Corrente nominal primária - gerador TCRatio Relação do transformador de corrente TPRatio Relação de transformação do transformador de potencial Dependendo do tipo de gerador e da corrente secundária, uma tensão secundária UN = 100 V ou 120 V conduz a aproximadamente as faixas de reatância listadas na tabela abaixo. 182 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78) Tabela 2-11 Reatâncias Transientes da Máquina (Referente ao Lado Secundário) Tipo de Gerador xd’ Xd’ Xd’ Xd’ Xd’ UN = 100 V/ IN = 1 A UN = 120 V/ IN = 1 A UN = 100 V/ IN = 5 A UN = 120 V/ IN = 5 A Rotor de Polo Não 0,13...0,35 7.5 Ω...20.2 Ω saliente 9.4 Ω...24.3 Ω 1.5 Ω...4.0 Ω 1.9 Ω...4.9 Ω Rotor de Polo Saliente 13.9 Ω...31.2 Ω 2.3 Ω...5.2 Ω 2.8 Ω...6.2 Ω 0,20...0,45 11.5 Ω...26.0 Ω Como pode ser assumido que o gerador está conectado com a rede via um transformador da unidade, o ajuste na direção da rede é escolhido de tal forma que as medições da proteção de perda de sincronismo com característica 1 aproximadamente 70 % a 90 % da impedância do transformador e com característica 2 direto na rede. A parametrização de Zc no endereço 3506 é ajustada entre 70 % e 90 % da impedância de curto-circuito XK do transformador. Para a característica 2, no endereço 3507 Zd - Zc a porção remanescente da impedância de curto-circuito do transformador é ajustado e se necessário complementado pela impedância da seção e linha adicional a ser mo-nitorada. A tabela abaixo mostra valores típicos do secundário por unidade de impedâncias de curto-circuito XK os transformadores com correntes nominais secundárias de IN = 1 A e IN = 5 A, a fórmula seguinte mostra o cálculo da impedância de curto-circuito a partir da tensão de curto-circuito. Tabela 2-12 Tipo de Transformador uSC Impedâncias de Curto Circuito Por Unidade Secundária de Transformadores XSC XSC XSC XSC UN = 100 V/ IN = 1 A UN = 120 V/ IN = 1 A UN = 100 V/ IN = 5 A UN = 120 V/ IN = 5 A Transformador da 8 %...13 % 4.6 Ω...7.5 Ω Unidade 5.5 Ω...9.0 Ω 0.9 Ω...1.5 Ω 1.1 Ω...1.8 Ω Geral 2.1 Ω...11.1 Ω 0.3 Ω...1.8 Ω 0.4 Ω...2.2 Ω 3 %...16 % 1.7 Ω...9.2 Ω O ajuste Za afeta a largura do polígono de oscilação de potência. Esse valor de ajuste 3504 Za é determinado pela impedância total Ztot e pode derivar da equação da figura abaixo. Com esta Ztot alternativamente a soma dos valores Zb e Zd pode ser usada (ângulo de oscilação de potência entre o gerador e a rede) ou a soma de Zb e Zc, (ângulo de oscilação de potência entre o gerador e o transformador da unidade da estação de energia). O ajuste padrão do endereço 3504 Za corresponde ao último caso. Usualmente, o ângulo de oscilação de potência δ = 120° é escolhido, desde que a tensão do gerador UG e a tensão do sistema UN iguale a diferença de tensão: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 183 2 Funções Figura 2-70 Freqüência Máxima de Oscilação de Potência Poligono de oscilação de potência e vetores de impedância com ângulo δ A largura do polígono Za determina também a freqüência de oscilação de potência máxima detectável. Considerando que mesmo com rápidas oscilações de potência, pelo menos dois valores de impedância devem ter sido estabelecidos dentro do polígono de oscilação de potência (o qual em um caso limite difere pela largura do polígono), a seguinte fórmula aproximada pode ser usada para a freqüência de oscilação de potência máxima detectável fP: Em freqüência nominal de 50 Hz (isto é, T = 20 ms) a fórmula acima fornece: como a freqüência de oscilação de potência máxima. O ângulo de inclinação ϕ do polígono de oscilação de potência pode ser ajustado no endereço 3508 PHI POLYGON e daí casar otimamente com as condições particulares do sistema de potência. 184 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78) Exemplo: Dado do Gerador: xd’ = 0,20 UN = 6.3 kV IN = 483 A Dado do Transformador: uSC =7% SN = 5.3 MVA UN = 6.3 kV Relações de transformação: Transformador de Corrente TPRatio = 500 A/1 A isso fornece a reatância transiente secundária do gerador: Zb ≈ Xd' assim, determina o ajuste do endereço 3505 Zb. A reatância de curto-circuito secundária do transformador da unidade é derivada considerando as relações de transformação: Se a característica 1 cobre 85 % da reatância do transformador, isso resulta no ajuste de Zc ≈ 0.85 · 4.2 Ω ≈ 3.6 Ω. Assumindo que a impedância da seção de linha adicional a ser monitorada, a impedância de curto-circuito do transformador soma cerca de 10 Ω (para.../1 A TC), o resultado para o valor de ajuste é de 3507 Zd - Zc = 6.4 Ω. A largura Za do polígono é determinada pela impedância total Ztot. Neste exemplo de cálculo, a impedãncia total Ztot é aquela da característica 1 (isto é, a soma da reatância do gerador e uma porção da reatância do transformador da unidade; que é a soma dos valores de ajuste para Zb e Zc = 12 Ω + 3.6 Ω = 15.6 Ω): Za ≈ 0.289 · 15.6 Ω ≈ 4.5 Ω. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 185 2 Funções O endereço 3509 REP. CHAR. 1 determina o número de ciclos de perda de sincronismo que após transgressão da característica 1 conduz ao trip. Se nenhum cálculo especial está disponível, o ajuste 1 ou 2 é recomendado, uma vez que oscilações de potência dentro da área da estação de energia não deverão ser toleradas muito tempo porque a freqüência da oscilação de potência tende a aumentar causando grande fadiga à máquina. Por outro lado, para oscilações de potência com o centro elétrico estando na própria rede um número maior de cruzamentos pode ser tolerado, assim o endereço 3510 REP. CHAR. 2 pode usualmente ser ajustado para 4. Número de Oscilações de Potência Cada característica 1 ou 2 de tempo passa através de um tempo de espera iniciado, ajustado no endereço 3511T-HOLDING). Após expirar o tempo de espera um pickup retratado é resetado pelo contador n1 ou n2 para zero, isto é, uma oscilação de potência é novamente “esquecida”. Esse tempo deverá ser ajustado mais alto do que o mais longo período esperado de ciclo de perda de sincronismo (isto é, para freqüência de oscilação de potência mais baixa). Ajustes entre 20 s e 30 s são usuais. Cada vez que um dos contadores n1 ou n2 é incrementado, o tempo de espera é reiniciado e uma anunciação “Característica 1 de Perda de Sincronismo” ou “Característica 2 de perda de Sincronismo” é emitida. Essas anunciações desaparecem após o tempo ajustado no endereço 3512 T-SIGNAL. Se esse tempo for ajustado mais alto do que o tempo entre duas oscilações de potência, a anunciação “Característica 1 (2) de Perda de Sincronismo” inicia na primeira detecção de perda de sincronismo e termina após a última detecção de perda de sincronismo, após o tempo ajustado T-SIGNAL. 2.20.4 Ajustes A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 3501 OUT-OF-STEP OFF ON Block relay OFF Proteção de Perda de Sincronismo 3502 I1> RELEASE 20.0 .. 400.0 % 120.0 % Corrente de Pickup para Liberação da Medição de I1> 3503 I2< RELEASE 5.0 .. 100.0 % 20.0 % Corrente de Pickup para Liberação da Medição de I2< 3504 Za 5A 0.04 .. 26.00 Ω 0.90 Ω 1A 0.20 .. 130.00 Ω 4.50 Ω Reatância Za do Polígono (largura) 5A 0.02 .. 26.00 Ω 2.40 Ω 1A 0.10 .. 130.00 Ω 12.00 Ω 5A 0.02 .. 26.00 Ω 0.72 Ω 1A 0.10 .. 130.00 Ω 3.60 Ω 5A 0.00 .. 26.00 Ω 1.28 Ω 1A 0.00 .. 130.00 Ω 6.40 Ω 60.0 .. 90.0 ° 90.0 ° 3505 3506 3507 3508 186 Zb Zc Zd - Zc PHI POLYGON Reatância Zb do Polígono (reversa) Reatância Zc do Polígono (característica 1direta) Diferença de Reatância da Carac.1 - Carac. 2 (direta) Ângulo de inclinação do Polígono 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.20 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78) End. Parâmetro C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 3509 REP. CHAR. 1 1 .. 10 1 Número de Oscilações de potência: Característica 1 3510 REP. CHAR. 2 1 .. 20 4 Número de Oscilações de potência: Característica 2 3511 T-HOLDING 0.20 .. 60.00 sec 20.00 sec Tempo de espera da Detecção da Falta 3512 T-SIGNAL 0.02 .. 0.15 sec 0.05 sec Mínima Sinalização de Tempo para Anunciação da Caract. 1/2 2.20.5 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5053 >BLOCK O/S SP >BLOQUEIO da Proteção de Perda de Sincronismo 5061 O/S OFF OUT Proteção de Perda de Sincronismo está DESLIGADA (OFF) 5062 O/S BLOCKED OUT Proteção de Perda de Sincronismo está BLOQUEADA 5063 O/S ACTIVE OUT Proteção de Perda de Sincronismo está ATIVA 5067 O/S char. 1 OUT Pulso de Perda de Sincronismo da característica 1 5068 O/S char. 2 OUT Pulso de Perda de Sincronismo da característica 2 5069 O/S det. char.1 OUT Pickup de Perda de Sincronismo da característica 1 5070 O/S det. char.2 OUT Pickup de Perda de Sincronismo da característica 2 5071 O/S TRIP char.1 OUT TRIP de Perda de Sincronismo da característica 1 5072 O/S TRIP char.2 OUT TRIP de Perda de Sincronismo da característica 2 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 187 2 Funções 2.21 Proteção de Subtensão (ANSI 27) A proteção de subtensão detecta quedas de tensão em máquinas elétricas e evita estados operacionais inadmissíveis e possível perda de estabilidade. Curtos-circuitos bipolares ou faltas à terra causam colapso de tensão assimétrica. Comparado com sistemas de medição de três fases simples, a detecção do sistema de seqüência de fase positiva não é influenciada por esses procedimentos e é particularmente vantajosa para o acesso a problemas de estabilidade. 2.21.1 Descrição Funcional Modo de Operação Pelas razões acima, o sistema de seqüência positiva é calculado das ondas fundamentais das três tensões fase-terra e alimentado para a função de proteção. A proteção de subtensão consiste de dois estágios. Um pickup é sinalizado assim que os limites selecionáveis de tensão são alcançados. Um sinal de trip é transmitido se existir um pickup de tensão por um tempo selecionável. Pra assegurar que a proteção não ofereça pickup acidental devido a falha de tensão secundária, cada estágio pode ser individualmente bloqueado ou ambos os estágios juntos, via entrada binária(s), por exemplo, usando um mini disjuntor do transformador de potencial. Também o Monitiramento de Falha do Fusível integrado bloqueará o estágio dois (veja a Seção 2.42.1). Se ocorrer um pickup já que o dispositivo muda para condição operacional 0 - isto é, nenhuma grandeza medida está presente ou a faixa de freqüência admissível foi superada - esse pickup é mantido. Isso assegura trip mesmo sob tais condições. Esse selo pode ser retratado somente após o valor medido ter revertido para um valor acima do valor de dropoff ou pela ativação da entrada de bloqueio. Se não houver pickup antes do dispositivo estar em status operacional 0 (assim por exemplo, na energização do dispositivo sem valores medidos disponíveis), não ocorre nem pickup nem trip. Um trip imediato pode ser causado na transição para o estado operacional 1 (isto é, pela aplicação de valores medidos). Por essa razão é recomendado que a entrada de bloqueio da proteção de subtensão seja ativada via contato auxiliar do disjuntor, assim como por exemplo, bloqueio da função de proteção após um trip da proteção. 188 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.21 Proteção de Subtensão (ANSI 27) A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de subtensão. Figura 2-71 Diagrama lógico da proteção de subtensão 2.21.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de subtensão só está efetiva e disponível se a função tiver sido ajustada durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4, Endereço 140, UNDERVOLTAGE ajustada para Enabled). Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 4001 UNDERVOLTAGE serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Ajustes Deve ser notado que as tensões de seqüência de fase positiva e assim também o limite de pickup são avaliados como grandezas fase-fase (tensão terminal ·√3). O primeiro estágio de proteção de subtensão é tipicamente ajustado para cerca de 75% de tensão nominal da máquina, isto é, o endereço 4002 U< é ajustado para 75 V. O usuário deve selecionar um valor para o ajuste de tempo 4003 T U< que assegure que quedas de tensão que afetariam a estabilidade operacional sejam desconectadas. Por outro lado, a temporização deve ser longa o suficiente para evitar desconexões durante quedas de tensão de curto tempo admissíveis. Para o segundo estágio, um limite de pickup mais baixo 4004 U<< por exemplo, = 65 V deverá ser combinado com um tempo de trip mais curto 4005 T U<< por exemplo, = 0.5 s para conseguir uma adaptação aproximada para o comportamento da estabilidade dos consumidores. Todos os tempos de ajuste são temporizações adicionais que não incluem os tempos operacionais (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. A relação de dropout pode ser adaptada em pequenos passos para as condições de operação no endereço 4006 DOUT RATIO. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 189 2 Funções 2.21.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 4001 UNDERVOLTAGE OFF ON Block relay OFF Proteção de Subtensão 4002 U< 10.0 .. 125.0 V 75.0 V Pickup de U< 4003 T U< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 3.00 sec Temporização T U< 4004 U<< 10.0 .. 125.0 V 65.0 V Pickup de U<< 4005 T U<< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T U<< 4006A DOUT RATIO 1.01 .. 1.20 1.05 Relação de Dropout U<, U<< 2.21.4 Lista de Informações No. 6503 Informação >BLOCK U/V Tipo de Info. SP Comentários >BLOQUEIO da proteção de subtensão 6506 >BLOCK U< SP >BLOQUEIO da proteção de subtensão U< 6508 >BLOCK U<< SP >BLOQUEIO da proteção de subtensão U<< 6530 Undervolt. OFF OUT Proteção de subtensão está DESLIGADA (OFF) 6531 Undervolt. BLK OUT Proteção de subtensão está BLOQUEADA 6532 Undervolt. ACT OUT Proteção de subtensão está ATIVA 6533 U< picked up OUT Pickup de subtensão U< 6537 U<< picked up OUT Pickup de subtensão U<< 6539 U< TRIP OUT TRIP de subtensão U< 6540 U<< TRIP OUT TRIP de subtensão U<< 190 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.22 Proteção de Sobretensão (ANSI 59) 2.22 Proteção de Sobretensão (ANSI 59) A proteção de sobretensão serve para proteger a máquina elétrica e componentes de instalações elétricas conectados dos efeitos de aumentos inadmissíveis de tensão. Sobretensões podem ser causadas pela operação manual incorreta do sistema de excitação, defeito de operação do regulador de tensão automático, (completa) descarte de carga de um gerador, separação de um gerador do sistema ou durante operação de ilhamento. 2.22.1 Descrição Funcional Modo de Operação A proteção de sobretensão fase-fase permite selecionar se as tensões fase-fase ou se as tensões fase-terra serão monitorada. No caso de uma alta sobretensão, o desligamento é executado com uma curta temporização, enquanto que no caso de sobretensões mais baixas, o desligamento é executado com uma temporização mais longa para permitir ao regulador de tensão manobrar a tensão novamente na faixa nominal. O usuário pode especificar os valores de limite de tensão e as temporizações individualmente para ambos estágios. Cada estágio pode ser individualmente bloqueado e/ou bloqueado para ambos os estágios, via entrada(s) binária(s). A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a função de proteção de sobretensão. Figura 2-72 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Diagrama Lógico da Proteção de Sobretensão 191 2 Funções 2.22.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de sobretensão só está efetiva e disponível se ajustada durante a configuração da função de proteção (Seção 2.4, Endereço 141, OVERVOLTAGE ajustado para Enabled. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 4101 OVERVOLTAGE serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Ajustes O endereço 4107 VALUES serve para especificar as grandezas medidas usadas pelo recurso da proteção. O ajuste padrão (caso normal) está especificado para tensões fase-fase (= U-ph-ph). As tensões fase-terra deverão ser selecionadas para máquinas de baixa tensão com condutor neutro aterrado (= U-ph-e). Deverá ser observado que mesmo se forem selecionadas tensões fase-terra como grandezas medidas, os valores de ajuste das funções de proteção são referentes a tensões fase-fase. O ajuste de valores limite e temporizações da proteção de sobretensão dependem da velocidade com a qual o regulador de tensão pode regular variações de tensão. A proteção não deve interferir no processo de regulagem do regulador de tensão funcionando sem falta. Por essa razão, a característica de dois estágios deve sempre estar acima da característica de tempo de tensão do procedimento de regulagem. O estágio de tempo longo 4102 U> e 4103 T U> deve intervir no caso de sobretensões de estado estacionário. É ajustado para aproximadamente 110 % a 115 % UN e, dependendo da velocidade do regulador, para uma faixa entre 1.5 s e 5 s. No caso uma rejeição de carga total do gerador, a tensão aumenta primeiro em relação à tensão transiente. Só então o regulador de tensão a reduz novamente para o valor nominal. O estágio U>> é geralmente ajustado como estágio de tempo curto de forma que o procedimento transiente para uma rejeição de carga total não leve ao trip. Por exemplo, para 4104 U>> cerca de 130 7% UN com uma temporização 4105 T U>> de zero a 0.5 s são valores típicos. Todos os tempos de ajuste são temporizações adicionais que não incluem os tempos operacionais(tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. A relação de dropout pode ser adaptada no endereço 4106 DOUT RATIO em pequenos estágios para as condições operacionais e usada para sinalizações altamente precisas (por exemplo, alimentação de rede de instalações de energia eólica). 192 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.22 Proteção de Sobretensão (ANSI 59) 2.22.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 4101 OVERVOLTAGE OFF ON Block relay OFF Proteção de Sobretensão 4102 U> 30.0 .. 170.0 V 115.0 V Pickup de U> 4103 T U> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 3.00 sec Temporização T U> 4104 U>> 30.0 .. 170.0 V 130.0 V Pickup de U>> 4105 T U>> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T U>> 4106A DOUT RATIO 0.90 .. 0.99 0.95 Relação de Dropout U>, U>> 4107A VALUES U-ph-ph U-ph-e U-ph-ph Valores de medição 2.22.4 Lista de Informações No. 6513 Informação Tipo de Info. Comentários >BLOCK O/V SP >BLOQUEIO da proteção de sobretensão 6516 >BLOCK U> SP >BLOQUEIO da proteção de sobretensão U> 6517 >BLOCK U>> SP >BLOQUEIO da proteção de sobretensão U>> 6565 Overvolt. OFF OUT Proteção de sobretensão está DESLIGADA (OFF) 6566 Overvolt. BLK OUT Proteção de sobretensão está BLOQUEADA 6567 Overvolt. ACT OUT Proteção de sobretensão está ATIVA 6568 U> picked up OUT Pickup de sobretensão U> 6570 U> TRIP OUT TRIP de Sobretensão U> 6571 U>> picked up OUT Pickup de sobretensão U>> 6573 U>> TRIP OUT TRIP de Sobretensão U>> 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 193 2 Funções 2.23 Proteção de Freqüência (ANSI 81) A função de proteção de freqüência detecta anormalidade de alta e baixa freqüência do gerador. Se a freqüência permanece fora da faixa admissível, são iniciadas ações apropriadas, tal como a separação do gerador do sistema. Um decréscimo na freqüência do sistema ocorre quando o sistema experimenta um aumento na demanda de potência real, ou quando ocorre mau funcionamenteo do controle de velocidade ou freqüência. A proteção de diminuição de freqüência é também usada para geradores que funcionam ( por um certo tempo) em redes ilhadas. Isso devido ao fato de que a proteção de potência reversa não pode operar na falha da potência motriz. O gerador pode ser desconectado do sistema de potência usando a proteção de diminuição de freqüência. Um aumento na freqüência do sistema ocorre por exemplo, quando grandes cargas (rede ilhada) são removidas do sistema, ou no mau funcionamento do controle de freqüência. Isso fortalece risco de auto-excitação para geradores que alimentam longas linhas em condições sem carga. Através do uso de filtros a medição é praticamente independente de influências harmônicas e muito precisa. 2.23.1 Descrição Funcional Aumento e Diminuição de Freqüência A proteção de freqüência consiste de 4 elementos de freqüência f1 a f4. Para tornar a proteção flexível para diferentes condições do sistema de potência, esses estágios podem ser usados alternativamente para diminuição ou aumento de freqüência separadamente, e podem ser independentemente ajustados para a execução de diferentes funções de controle. O ajuste decide o propósito do estágio de freqüência individual. Para o estágio de freqüência f4, o usuário pode especificar independentemente do valor limite parametrizado se esse estágio deverá funcionar como estágio de aumento ou diminuição. Por essa razão, ele pode também ser usado para aplicações especiais, se, por exemplo, o alcance da freqüência está abaixo da freqüência nominal a ser sinalizada. Faixas de Operação A freqüência pode ser determinada enquanto pelo menos uma das tensões fase-fase estiver presente e com suficiente magnitude. Se a tensão de medição cair abaixo de um valor limite Umin, a proteção de freqüência é desabilitada porque valores de freqüência precisos não podem mais ser calculados do sinal. Com proteção de sobrefreqüência, selo da proteção de sobrefreqüência ocorre durante a transição para o modo 0, se a última freqüência medida estiver acima de 66Hz. Há dropout do comando de desligamento pelo bloqueio da função ou na transição para a condição operacional 1. Há dropout de pickup se a freqüência medida resistir a até antes da transição para a condição operacional 0, abaixo de 66 Hz. Com proteção de subfreqüência, não existe cálculo na transição para o modo 0 devido a uma freqüência muito baixa. Conseqüentemente, há dropout de pickup ou trip. Temporizações/ Lógica 194 Trips podem ser temporizados cada um usando um estágio de tempo adicional. Quando a temporização expira, um sinal de trip é gerado. Após dropout de pickup o comando de trip é imediatamente resetado, mas não antes de ter expirado a mínima duração de comando. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.23 Proteção de Freqüência (ANSI 81) Cada um dos quatro estágios de freqüência pode ser individualmente bloqueado por entradas binárias. Figura 2-73 Diagrama Lógico da Proteção de Freqüência 2.23.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de freqüência só está efetiva e acessível se o endereço 142 FREQUENCY Prot. foi ajustado para Enabled durante a configuração das funções de proteção. Se a função não for necessária, é ajustada para Disabled. O endereço 4201 O/U FREQUENCY serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Valores de Pickup Pela configuração da freqüência nominal do sistema de potência e o limite de freqüência para cada um dos estágios f1 PICKUP a f4 PICKUP em cada caso a função é estabelecida tanto como proteção de sobretensão quanto proteção de subtensão. Ajuste o limite de pickup mais baixo do que a freqüência nominal se o elemento está para ser usado como proteção de subfreqüência. Ajuste o limite de pickup mais alto do que a freqüência nominal se o elemento está para ser usado como proteção de sobrefreqüência. Nota Se o limite for ajustado igual à freqüência nominal, o elemento está inativo. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 195 2 Funções Para o estágio de freqüência f4, o anterior só se aplica se o parâmetro 4214 THRESHOLD f4 for ajustado para automatic (ajuste padrão). Se desejado, esse parâmetro também pode ser ajustado para f> ou f<, em cujo caso a avaliação da direção (detecção de aumento ou diminuição) pode ser especificado independente do limite parametrizado f4 PICKUP. Se a proteção de freqüência for usada para desacoplamento de rede e propósitos de um descarte de carga, os ajustes dependem da condição real da rede. Normalmente um descarte de carga gradual é feito considerando prioridades dos consumidores ou grupos consumidores. Outros exemplos de aplicações estão cobertos em estações de energia. Os valores de freqüência a serem ajustados dependem principalmente, também nesses casos, das especificações do sistema de potência/ operadora de instalação de energia. Nesse contexto, proteção de diminuição de freqüência assegura a demanda própria da instalação de enrgia, a desconectando do sistema de potência em tempo. O turbo regulador, regula o ajuste da máquina para a velocidade nominal. Conseqüentemente demanda própria da instalação pode ser continuamente alimentada na freqüência nominal. Considerando que a potência aparente é reduzida no mesmo grau, geradores turbodirigidos podem, regra geral, ser continuamente operados até 95 % da freqüência nominal. Entretanto, para consumidores indutivos, a redução de freqüência não somente significa maior consumo de corrente mas também coloca em risco a operação estável. Por essa razão, somente um redução de freqüência de curto tempo abaixo de cerca de 48 Hz (para fN = 50 Hz) ou 58 Hz (para fN = 60 Hz) é permissível. Um aumento de freqüência pode, por exemplo, ocorrer devido ao descarte de carga ou mau funcionamento do regulador de velocidade (por exemplo, em um sistema isolado). Dessa forma, a proteção de aumento de freqüência pode, por exemplo, ser usada como proteção de sobrevelocidade. Exemplo de Ajuste: Causa Estágio Ajustes para fN = 50 Hz para fN = 60 Hz Temporização f1 Desconexão da rede 48.00 Hz 58.00 Hz 1.00 seg f2 Desligamento 47.00 Hz 57.00 Hz 6.00 seg f3 Alarme 49.50 Hz 59.50 Hz 20.00 seg f4 Alarme ou Trip 52.00 Hz 62.00 Hz 10.00 seg Temporizações As temporizações T f1 a T f4 parametrizadas nos endereços 4204, 4207, 4210 e 4213) permitem a graduação de todos os estágios de freqüência. Os tempos de ajustes são temporizações adicionais não incluindo os tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. Tensão Mínima O endereço 4215 Umin é usado para ajustar a tensão mínima que se atingida, bloqueia a proteção de freqüência. Um valor de aproximadamente 65 % UN é recomendado. O valor do parâmetro está baseado nas tensões fase-fase. O limite de tensão mínima pode ser desativado ajustando esse endereço para 0. 196 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.23 Proteção de Freqüência (ANSI 81) 2.23.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 4201 O/U FREQUENCY OFF ON Block relay OFF Proteção de Sobrefreqüência/ Subfreqüência 4202 f1 PICKUP 40.00 .. 66.00 Hz 48.00 Hz Pickup de f1 4203 f1 PICKUP 40.00 .. 66.00 Hz 58.00 Hz Pickup de f1 4204 T f1 0.00 .. 600.00 sec 1.00 sec Temporização T f1 4205 f2 PICKUP 40.00 .. 66.00 Hz 47.00 Hz Pickup de f2 4206 f2 PICKUP 40.00 .. 66.00 Hz 57.00 Hz Pickup de f2 4207 T f2 0.00 .. 100.00 sec 6.00 sec Temporização T f2 4208 f3 PICKUP 40.00 .. 66.00 Hz 49.50 Hz Pickup de f3 4209 f3 PICKUP 40.00 .. 66.00 Hz 59.50 Hz Pickup de f3 4210 T f3 0.00 .. 100.00 sec 20.00 sec Temporização T f3 4211 f4 PICKUP 40.00 .. 66.00 Hz 52.00 Hz Pickup de f4 4212 f4 PICKUP 40.00 .. 66.00 Hz 62.00 Hz Pickup de f4 4213 T f4 0.00 .. 100.00 sec 10.00 sec Temporização T f4 4214 THRESHOLD f4 automatic f> f< automatic Manuseio do limite do estágio f4 4215 Umin 10.0 .. 125.0 V; 0 65.0 V Tensão Mínima Necessária para Operação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 197 2 Funções 2.23.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5203 >BLOCK Freq. SP >BLOQUEIO da proteção de freqüência 5206 >BLOCK f1 SP >BLOQUEIO do estágio f1 5207 >BLOCK f2 SP >BLOQUEIO do estágio f2 5208 >BLOCK f3 SP >BLOQUEIO do estágio f3 5209 >BLOCK f4 SP >BLOQUEIO do estágio f4 5211 Freq. OFF OUT Proteção de freqüência está DESLIGADA (OFF) 5212 Freq. BLOCKED OUT Proteção de freqüência está BLOQUEADA 5213 Freq. ACTIVE OUT Proteção de freqüência está ATIVA 5214 Freq UnderV Blk OUT Proteção de freqüência de subtensão bloqueada 5232 f1 picked up OUT Pickup de f1 5233 f2 picked up OUT Pickup de f2 5234 f3 picked up OUT Pickup de f3 5235 f4 picked up OUT Pickup de f4 5236 f1 TRIP OUT TRIP de f1 5237 f2 TRIP OUT TRIP de f2 5238 f3 TRIP OUT TRIP de f3 5239 f4 TRIP OUT TRIP de f4 198 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.24 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) 2.24 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) A proteção de sobrexcitação é usada para detectar alta indução não admissível em geradores e transformadores, especialmente em estações de energia e transformadores da unidade. A proteção deve intervir quando um valor limite para o objeto protegido (por exemplo transformador da unidade) é excedido. O transformador é colocado em risco, por exemplo, se o bloco da estação de energia é desconectado do sistema de carga total, e se o regulador de tensão também não operar ou não operar suficientemente rápido para controlar o aumento de tensão associado. Da mesma forma, uma diminuição na freqüência (velocidade), por exemplo, em sistemas ilhados, pode levar a um aumento inadmissível da indução. Um aumento na indução acima do valor nominal muito rapidamente satura o núcleo de ferro e causa grandes perdas por correntes de Foulcault . 2.24.1 Descrição Funcional Método de Medição O recurso da proteção de sobrexcitação serve para medir a tensãoU/relação de freqüência f, que é proporcional à indução B e a coloca em relação à indução nominal BN .Neste contexto, tanto a tensão quanto a freqüência estão relacionadas com os valores nominais do objeto a ser protegido (gerador, transformador). O cálculo está baseado na tensão máxima das três tensões fase-fase. A faixa de freqüência monitorada se extende de 10 Hz a 70 Hz. Adaptação do Transformador de Potencial Qualquer desvio entre a tensão nominal primária dos transformadores de potencial e do objeto a ser protegido é compensado por um fator de correção interno (UN prim/UN Maq). Para essa razão, valores de pickup e característica não precisam ser convertidos para valores secundários. Entretanto, a tensão nominal primária do transformador do sistema e a tensão nominal do objeto a ser protegido devem ser corretamente parametrizadas (veja Seções 2.5 e 2.7). Curvas Características A proteção de sobrexcitação inclui características de dois estágios e uma característica térmica para aproximar a modelagem do aquecimento do objeto protegido devido a sobrexcitação. Assim que um primeiro limite de pickup (estágio de aviso 4302 U/f >) tenha excedido, um estágio 4303 T U/f > de tempo é iniciado. Quando ele expirar, é transmitida uma mensagem de aviso. Ao mesmo tempo, um chaveamento de contador é ativado quando o limite de pickup é excedido. Esse contador ponderado é incrementado de acordo com o valor atual U/f resultante no tempo de trip para a característica parametrizada. Um sinal de trip é transmitido assim que o estado do contador tenha sido alcançado. O sinal de trip é retraido assim que os valores caiam abaixo do limite de pickup e o contador decrementado de acordo com um tempo de resfriamento parametrizável. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 199 2 Funções A característica térmica é especificada por 8 pares de valores para a sobrexcitação U/f (relacionados a valores nominais) e tempo de trip t. Na maioria dos casos, a caracterísica especificada para transformadores padrão fornece proteção suficiente. Se essa característica não correponder ao real comportamento térmico do objeto a ser protegido , qualquer característica desejada pode ser implementada pela parametrização de tempos de trip específicos do consumidor para os valores especificados de sobrexcitação U/f. Valores intermediários são determinados pela interpolação linear dentro do dispositivo. Figura 2-74 200 Faixa de Trip da Proteção de Sobrexcitação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.24 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) A característica resultante dos ajustes padrão do dispositivo é mostrada na Seção de Dados Técnicos da Proteção de Sobrexcitação. A Figura 2-74 ilustra o comportamento da proteção quanto ao assunto que dentro da planilha de configuração o ajuste para o limite de pickup (parâmetro 4302 U/f >) foi escolhido mais alto ou mais baixo do que o primeiro valor de ajuste da característica térmica. A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a proteção de sobrexcitação. O contador pode ser resetado para zero por meio de uma entrada de bloqueio ou uma entrada de reset. Figura 2-75 Diagrama Lógico da Proteção de Sobrexcitação 2.24.2 Notas de Ajustes Geral Proteção de sobrexcitação só está efetiva e disponível se o endereço 143 OVEREXC. PROT. for ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não for necessária deve ser ajustada para Disabled. O endereço 4301 OVEREXC. PROT. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). A proteção de sobrexcitação mede o quociente de tensão/freqüência que é proporcional à induçao B. A proteção deve intervir quando o valor limite para o objeto protegido (por exemplo, transformador de unidade) é excedido. O transformador está por exemplo, colocado em risco se o bloco da estação de energia é desligado em operação sob carga total e o regulador de tensão não responde suficientemente rápido ou sequer responde para evitar o aumento de tensão relacionado. Da mesma forma, um decréscimo da freqüência (velocidade), por exemplo, em sistemas ilhados, pode levar a um aumento inadmissível da indução. Assim, a proteção U/f monitora o funcionamento correto tanto do regulador de tensão quanto do regulador de velocidade em todos os estados operacionais. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 201 2 Funções Estágios Independentes O ajuste de valor limite no endereço 4302 U/f > está baseado na relação de valor limite de indução com a indução nominal (B/BN) como especificado pelo fabricante do objeto a ser protegido. Uma mensagem de pickup é transmitida assim que o valor limite de indução U/f ajustado no endereço 4302 é excedido. Uma mensagem de aviso é transmitida após expirar a temporização correspondente 4303 T U/f >. A característica de estágio de trip 4304 U/f >>, 4305 T U/f >> serve para manobrar rapidamente sobrexcitações particularmente fortes. O ajuste de tempo para esse propósito é uma temporização adicional que não inclui o tempo operacional (tempo de medição, tempo de dropout). Característica Térmica Uma característica térmica é sobreposta à característica de estágio de trip. Para esse propósito, o aumento de temperatura criado pela sobrexcitação é modelado aproximadamente. Não apenas o já mencionado sinal de pickup é gerado na transgressão do limite de indução U/f ajustado no endereço 4302 mas em adição, um contador é ajustado, o que causa o trip após um período de tempo correspondente ao ajuste da característica. Figura 2-76 Característica de tempo de trip térmico (com pré-ajustes) A característica de um transformador padrão Siemens foi selecionada como um préajuste para os parâmetros 4306 a 4313. Se o fabricante do objeto protegido não fornecer qualquer informação, a característica padrão pré-ajustada deverá ser usada. Caso contrário, qualquer característica de trip pode ser especificada pela entrada pontual de parâmetros no máximo de 7 extensões diretas. Para fazer isso, os tempos de trip dos valores de sobrexcitação U/f = 1.05; 1.10; 1.15; 1.20; 1.25; 1.30; 1.35 e 1.40 são lidos da característica pré-definida e parametrizados nos endereços 4306 t(U/f=1.05) a 4313 t(U/f=1.40). O dispositivo de proteção interpola linearmente entre os pontos. 202 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.24 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) Limitação O modelo de aquecimento do objeto a ser protegido está limitado ao alcance de 150 % da temperatura de trip. Tempo de Resfriamento Trip pela imagem térmica entra em dropout com o tempo de dropout de limite de pickup. Entretanto, o conteúdo do contador até zero decrescido com o tempo de resfriamento parametrizado no endereço 4314 T COOL DOWN. Neste contexto, este parâmetro é definido como o tempo requerido pela imagem térmica para resfriar de 100 % a 0 %. Adaptação de Transformador de Potencial Qualquer desvio entre a tensão primária nominal dos transformadores de potencial e o objeto a ser protegido é compensado por um fator de correção interno (UNprim/UNMáq). Para isso é necessário que os parâmetros relevantes 221 Unom PRIMARY e 251 UN GEN/MOTOR sejam adequadamente parametrizados de acordo com a Seção 2.5. 2.24.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 4301 OVEREXC. PROT. OFF ON Block relay OFF Proteção de Sobrexcitação (U/f) 4302 U/f > 1.00 .. 1.20 1.10 Pickup de U/f > 4303 T U/f > 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização T U/f > 4304 U/f >> 1.00 .. 1.40 1.40 Pickup de U/f >> 4305 T U/f >> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização T U/f >> 4306 t(U/f=1.05) 0 .. 20000 sec 20000 sec Temporização U/f = 1.05 4307 t(U/f=1.10) 0 .. 20000 sec 6000 sec Temporização U/f = 1.10 4308 t(U/f=1.15) 0 .. 20000 sec 240 sec Temporização U/f = 1.15 4309 t(U/f=1.20) 0 .. 20000 sec 60 sec Temporização U/f = 1.20 4310 t(U/f=1.25) 0 .. 20000 sec 30 sec Temporização U/f = 1.25 4311 t(U/f=1.30) 0 .. 20000 sec 19 sec Temporização U/f = 1.30 4312 t(U/f=1.35) 0 .. 20000 sec 13 sec Temporização U/f = 1.35 4313 t(U/f=1.40) 0 .. 20000 sec 10 sec Temporização U/f = 1.40 4314 T COOL DOWN 0 .. 20000 sec 3600 sec Tempo para Resfriamento 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 203 2 Funções 2.24.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5353 >U/f BLOCK SP >BLOQUEIO da proteção de sobrexcitação 5357 >RM th.rep. U/f SP >Reset da memória da réplica térmica de U/f 5361 U/f> OFF OUT Proteção de sobrexcitação está DESLIGADA (OFF) 5362 U/f> BLOCKED OUT Proteção de sobrexcitação está BLOQUEADA 5363 U/f> ACTIVE OUT Proteção de sobrexcitação está ATIVA 5367 U/f> warn OUT Proteção de sobrexcitação: estágio de aviso de U/f 5369 RM th.rep. U/f OUT Memória de reset da réplica térmica U/f 5370 U/f> picked up OUT Proteção de sobrexcitação: Pickup de U/f> 5371 U/f>> TRIP OUT Proteção de sobrexcitação: TRIP do estágio U/f>> 5372 U/f> th.TRIP OUT Proteção de sobrexcitação: TRIP do estágio th. 5373 U/f>> pick.up OUT Proteção de sobrexcitação:Pickup de U/f>> 204 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.25 Proteção de Subtensão de Tempo Inverso (ANSI 27) 2.25 Proteção de Subtensão de Tempo Inverso (ANSI 27) A proteção de subtensão inversa protege principalmente consumidores (máquinas de indução) das conseqüências de quedas de tensão perigosas em redes ilhadas evitando condições de operação inadmissíveis e possível perda de estabilidade. Também pode ser usada como um critério para descarte de carga em redes interconectadas. Curtos-circuitos bipolares ou faltas à terra causam colapso de tensão assimétrica. Comparada com sistemas de medição monofásica, a detecção do sistema de seqüência de fase positiva não é influenciada por esses procedimentos e é dessa forma especialmente útil para a avaliação de problemas de estabilidade. 2.25.1 Descrição Funcional Grandeza Medida Pelas razões acima, o sistema de seqüência positiva é calculado das ondas fundamentais das três tensões fase-terra, e alimentado para a função de proteção. Após filtragem numérica a onda fundamental é avaliada. Se os transformadores de tensão em conexão delta aberto (conexão V) estão disponíveis no lado da instalação, a proteção é aplicada para as tensões fase-fase e o ponto estrela interno é deixado vazio. Um ponto estrela virtual é então formado de forma que as tensões fase-terra(virtuais) podem ainda ser detectadas (veja exemplo de conexão no Apêndice A.3). Característica de Trip Por meio de uma característica de trip dependente de tempo-tensão a proteção pode ser casada exatamente com a característica de estabilidade de motores. Se o motor cai abaixo da característica de estabilidade, ele irá perder velocidade ou funcionar a uma velocidade reduzida, mesmo se a tensão completa for restaurada após um curto tempo. Somente máquinas gaiola de esquilo para as quais a característica de torque da máquina motriz permanece abaixo da característica do motor em todas as velocidades ganharão novamente sua velocidade nominal. Todas as outras máquinas serão térmicamente e talvez mecânicamente sobrefadigadas no funcionamento, após o retorno da tensão. A proteção de subtensão consiste de um elemento de tempo inverso. Para evitar mau funcionamento da proteção no evento de uma falha da tensão secundária, ela pode ser bloqueada por uma entrada binária, por exemplo, pelo contato auxiliar de um mini disjuntor do transformador de potencial ou pela posição do disjuntor principal quando a máquina está em estado estacionário. Também o Monitoramento de Falha do Fusível bloqueará o estágio dois. (veja seção 2.42.2). Sem valores medidos disponíveis no dispositivo (condição de operação 0), nenhum sinal de trip é emitido se não houver pickup. Isso assegura que não ocorra pickup imediato da proteção de subtensão quando é ligada se nenhum valor medido está disponível. Uma vez ativada a proteção, ela só pode ser novamente desativada por bloqueio. Se um sinal de pickup está presente quando o dispositivo entra na condição de operação 0 (isto é, sem valores medidos,ou freqüência fora da faixa permissível), ele é mantido. A temporização até o trip é calculada da mesma maneira que para uma queda para 0V. O pickup selado (seal-in) ou sinal de trip só pode ser resetado na restauração da tensão, ou se a entrada de bloqueio for ativada. A relação pickup/dropout é 101 % ou 0.5 V absoluto do limite ajustado no endereço 4402 Up< PICKUP. A ação integral de determinação de tempo é “congelada” entre o valor de pickup e de dropout. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 205 2 Funções A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de subtensão inversa. Figura 2-77 Diagrama Lógico da Proteção de Subtensão de Tempo Inverso 2.25.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de subtensão de tempo inverso só está efetiva e disponível se essa função foi ajustada durante a configuração (Seção 2.4, endereço 144, INV.UNDERVOLT. ajustada para Enabled. Se a função não for necessária ajuste para Disabled. O endereço 4401 INV. UNDERVOLT. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Ajustes Deve ser considerado que as tensões de seqüência de fase positiva e assim também os limites de pickup são avaliados como grandezas fase-fase (tensão de terminal · √3). Não existem procedimentos claramente explicitos em como ajustar os valores de pickup. Mas uma vez que a proteção é principalmente usada para proteger consumidores (máquinas de indução) das conseqüências de quedas de tensão e para prevenir perda de estabilidade, o valor é normalmente ajustado para cerca de 75 % da tensão nominal da máquina, isto é, o endereço 4402 Up< PICKUP é ajustado para 75 V. Em casos excepcionais, onde a queda de tensão durante a partida é muito grande, pode ser necessário ajustar a proteção para valores mais baixos. O multiplicador de tempo 4403 T MUL deve ser selecionado de forma que as quedas de tensão que possam ocasionar operação instável sejam confiavelmente desconectadas. Por outro lado, a temporização deve ser grande o suficiente para evitar desconexões durante quedas de tensão de curto tempo permissíveis. Se necessário, o tempo de trip pode ser também prolongado por um estágio de tempo adicional 4404 T Up<. Todos os tempos de ajustes são temporizações adicionais que não incluem os tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. 206 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.25 Proteção de Subtensão de Tempo Inverso (ANSI 27) 2.25.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 4401 INV. UNDERVOLT. OFF ON Block relay OFF Proteção de Subtensão Inversa Up< 4402 Up< PICKUP 10.0 .. 125.0 V 75.0 V Pickup de Up< 4403 T MUL 0.10 .. 5.00 sec; 0 1.00 sec Multiplicador de Tempo para a Característica 4404 T Up< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T Up< 2.25.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 6520 >BLOCK Up< SP >BLOQUEIO da proteção de subtensão inversa 6522 Up< OFF OUT Proteção de subtensão inversa está DESLIGADA (OFF) 6523 Up< BLOCK OUT Proteção de subtensão inversa está BLOQUEADA 6524 Up< ACTIVE OUT Proteção de subtensão inversa está ATIVA 6525 Up< picked up OUT Pickup da Subtensão Inversa Up< 6526 Up< ch. pick.up OUT Pickup da Característica da Subtensão Inversa Up< 6527 Up< TRIP OUT TRIP da Subtensão Inversa Up< 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 207 2 Funções 2.26 Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R) Com a proteção de mudança da taxa de freqüência, mudanças de freqüências podem ser rapidamente detectadas. Isso permite uma rápida resposta para quedas de freqüência ou aumentos da freqüência. Um comando de trip pode ser emitido mesmo antes do limite de pickup da proteção de freqüência (veja Seção 2.23) ser alcançado. Mudanças de freqüência ocorrem por exemplo, quando existe desequilibrio entre a potência ativa requerida e a gerada. Elas pedem medidas de controle por um lado e ações de manobra por outro lado. Podem ser medidas de alívio de carga, como desacoplamento da rede ou desconexão de cargas (descarte de carga). Quanto mais cedo essas medidas forem tomadas após o aparecimento de um mau funcionamento, mais efetivas serão. As duas principais aplicações para essa função de proteção são assim o desacoplamento da rede e o descarte de carga. 2.26.1 Descrição Funcional Princípio de Medição Da tensão de seqüência positiva, a freqüência é determinada uma vez por ciclo em uma janela de medição de 3 ciclos e o valor médio de duas medições consecutivas de freqüência é formado. A diferença de freqüência é então determinada sobre um intervalo de tempo ajustável (ajuste padrão 5 ciclos). A relação entre a diferença de freqüência e a diferença de tempo corresponde à mudança de freqüência; ela pode ser positiva ou negativa. A medição é continuamente executada (por ciclo). Funções de monitoramento tal como monitoramento de subtensão, verificam os deslocamentos do ângulo de fase etc. ajudam a evitar o sobrefuncionamento. Aumento/ Diminuição de Freqüência A proteção de mudança de taxa de freqüência tem quatro estágios, de df1/dt a df4/dt. Isso faz com que a função possa ser variavelmente adaptada para todas as condições de sistema de potência. Os estágios podem ser ajustados tanto para diminuições de freqüência (-df/dt) quanto para aumentos de freqüência (+df/dt). O estágio -df/dt só está ativo para freqüências abaixo da freqüência nominal, ou menos, se a habilitação da subfreqüência estiver ativada. Igualmente, o estágio df/dt está ativo para freqüências acima da freqüência nominal, ou mais alta, se a habilitação da sobrefreqüencia tiver sido ativada. O ajuste do parâmetro decide para qual propósito o estágio em particular será usado. Para evitar uma proliferação de parâmetros de ajuste, a janela de medição ajustável para a formação de diferença de freqüência e diferença de dropout, é cada uma, válida para dois estágios. Faixas de Operação 208 A freqüência pode ser determinada enquanto existir um sistema de seqüencia positiva suficientemente forte de tensões. Se a tensão de medição cair abaixo de um valor ajustável U MIN, a proteção de freqüência é desabilitada porque valores precisos de freqüência não podem mais ser calculados a partir do sinal. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.26 Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R) Temporizações/ Lógica O trip pode ser temporizado por uma temporização ajustada associada com cada estágio de tempo aplicado. Isso é recomendado para o monitoramento de pequenos gradientes. Quando expira a temporização, é gerado um sinal de trip. Após dropout do pickup o comando de trip é imediatamente resetado, mas não antes de expirar a mínima duração de comando. Cada um dos quatro estágios de mudança de freqüência pode ser bloqueado individualmente por entrada binária.O bloqueio de subtensão age em todos os estágios simultâneamente. Figura 2-78 Diagrama Lógico da Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 209 2 Funções 2.26.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de mudança da taxa de freqüência só está efetiva se durante a configuração o endereço 145 df/dt Protect. tiver sido ajustado em concordância. 2 ou 4 estágios podem ser selecionados. O ajuste padrão é 2 df/dt stages. O endereço 4501 df/dt Protect. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Valores de Pickup O procedimento de ajuste é o mesmo para todos os estágios. Em um primeiro passo, deve ser determinado se o estágio deverá monitorar um aumento de freqüência para f>fN ou uma queda de freqüência para f<fN. Para o estágio 1, por exemplo, esse ajuste é feito no endereço 4502 df1/dt >/<. O valor de pickup é ajustado como um valor absoluto no endereço 4503 STAGE df1/dt. O ajuste do endereço 4502 informa a função de proteção sobre o sinal aplicável. O valor de pickup depende da aplicação e é determinado pelas condições do sistema de potência. Na maioria dos casos, uma análise da rede será necessária. Uma repentina desconexão de cargas leva ao excesso da potência ativa. A freqüência aumenta e causa uma mudança de freqüência positiva. Uma falha de geradores, por outro lado, leva a um déficit da potência ativa. A freqüência cai e leva a uma mudança negativa de freqüência. As relações seguintes podem ser usadas como um exemplo para estimativa. Aplicam-se para a taxa de mudança no início de uma mudança de freqüência (aproximadamente 1 segundo). Significado: fN Freqüência Nominal ΔP Mudança de potência ativa ΔP = PConsumo – PGeração SN Potência aparente nominal das máquinas H Constante de inércia p/ geradores hidrelétricos (máquinas de polo saliente) H = 1.5 s a 6 s p/ geradores turbo-dirigidos (máquinas de rotor cilindrico) H = 2 s a 10 s p/ turbo-geradores industriais H=3sa4s Exemplo: fN = 50 Hz H=3s Caso 1: ΔP/SN = 0.12 Caso 2: ΔP/SN = 0.48 Caso 1: df/dt = -1 Hz/s Caso 2: df/dt = -4 Hz/s Os ajustes padrão estão baseados no exemplo acima. Os quatro estágios foram ajustados simetricamente. 210 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.26 Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R) Temporizações A temporização deve ser ajustada para zero sempre que a função de proteção por usada para responder muito rapidamente. Este será o caso com valores de ajuste altos, para o monitoramento de pequenas mudanças (< 1Hz/s), por outro lado, uma temporização curta pode ser útil para evitar sobrefuncionamento. A temporização para o estágio 1 é feita no endereço 4504 T df1/dt, e o ajuste de tempo ali, é adicionado ao tempo de operação da proteção. Liberação pela Proteção de Freqüência O parâmetro df1/dt & f1 (Endereço 4505) é usado para ajustar a liberação para ligação do estágio em um certo limite de freqüência. Para isso, o estágio de freqüência pertinente da proteção de freqüência é questionado. No exemplo do ajuste esse estágio é o estágio f1. Para excluir acoplamento de duas funções, o parâmetro pode ser ajustado para OFF (ajuste padrão). Parâmetros Avançados Os parâmetros avançados permitem ajustar cada um para dois dois estágios (por exemplo, df1/dt e df2/dt) a diferença de dropout e a janela de medição. Esse ajuste só pode ser feito com o software de comunicação DIGSI. Mudanças de ajustes são necessárias por exemplo, para obter uma grande diferença de dropout. Para a detecção de mudanças de freqüência muito pequenas (< 0.5Hz/s), o ajuste padrão da janela de medição deverá ser extendido. Isso para melhorar a precisão da medição. df/dt HYSTERES. dfx/dt M-WINDOW (End. 4519, 4521) (End. 4520, 4522) 0.1...0.5 Hz/s ≈ 0.05 25...10 0.5...1 Hz/s ≈ 0.1 10...5 1...5 Hz/s ≈ 0.2 10...5 5...20 Hz/s ≈ 0.5 5...1 Valor de Ajuste do Estágio dfn/dt Tensão Mínima 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 O endereço 4518 U MIN é usado para ajustar a tensão mínima abaixo da qual a proteção de mudança de freqüência será bloqueada. Um valor de aproximadamente 65 % UN é recomendado. O limite de tensão mínima pode ser desativado pelo seu ajuste nesse endereço para „0“. 211 2 Funções 2.26.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo, só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 4501 df/dt Protect. OFF ON Block relay OFF Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência 4502 df1/dt >/< -df/dt< +df/dt> -df/dt< Modo do Limite (df1/dt >/<) 4503 STAGE df1/dt 0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞ 1.0 Hz/s Valor de Pickup do Estágio df1/dt 4504 T df1/dt 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização do Estágio df1/dt 4505 df1/dt & f1 OFF ON OFF Lógica AND (E) com pickup do estágio f1 4506 df2/dt >/< -df/dt< +df/dt> -df/dt< Modo do Limite (df2/dt >/<) 4507 STAGE df2/dt 0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞ 1.0 Hz/s Valor de Pickup do Estágio df2/dt 4508 T df2/dt 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização do Estágio df2/dt 4509 df2/dt & f2 OFF ON OFF Lógica AND (E) com pickup do estágio f2 4510 df3/dt >/< -df/dt< +df/dt> -df/dt< Modo do Limite (df3/dt >/<) 4511 STAGE df3/dt 0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞ 4.0 Hz/s Valor de Pickup do Estágio df3/dt 4512 T df3/dt 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização do Estágio df3/dt 4513 df3/dt & f3 OFF ON OFF Lógica AND (E) com pickup do estágio f3 4514 df4/dt >/< -df/dt< +df/dt> -df/dt< Modo do Limite (df4/dt >/<) 4515 STAGE df4/dt 0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞ 4.0 Hz/s Valor de Pickup do Estágio df4/dt 4516 T df4/dt 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização do Estágio df4/dt 4517 df4/dt & f4 OFF ON OFF Lógica AND (E) com pickup do estágio f4 4518 U MIN 10.0 .. 125.0 V; 0 65.0 V Tensão Operacional Mínima Umin 4519A df1/2 HYSTERES. 0.02 .. 0.99 Hz/s 0.10 Hz/s Histerese de reset para df1/dt & df2/dt 4520A df1/2 M-WINDOW 1 .. 25 Cycle 5 Cycle Janela de medição para df1/dt & df2/dt 4521A df3/4 HYSTERES. 0.02 .. 0.99 Hz/s 0.40 Hz/s Histerese de reset para df3/dt & df4/dt 4522A df3/4 M-WINDOW 1 .. 25 Cycle 5 Cycle Janela de medição para df3/dt & df4/dt 212 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.26 Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R) 2.26.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5503 >df/dt block SP >BLOQUEAR proteção de mudança de relação de freqüência. 5504 >df1/dt block SP >BLOQUEAR estágio df1/dt 5505 >df2/dt block SP >BLOQUEAR estágio df2/dt 5506 >df3/dt block SP >BLOQUEAR estágio df3/dt 5507 >df4/dt block SP >BLOQUEAR estágio df4/dt 5511 df/dt OFF OUT df/dt está DESLIGADA (OFF) 5512 df/dt BLOCKED OUT df/dt está BLOQUEADA 5513 df/dt ACTIVE OUT df/dt está ATIVA 5514 df/dt U< block OUT df/dt está bloqueada pela subtensão 5516 df1/dt pickup OUT Pickup do estágio df1/dt 5517 df2/dt pickup OUT Pickup do estágio df2/dt 5518 df3/dt pickup OUT Pickup do estágio df3/dt 5519 df4/dt pickup OUT Pickup do estágio df4/dt 5520 df1/dt TRIP OUT TRIP do estágio df1/dt 5521 df2/dt TRIP OUT TRIP do estágio df2/dt 5522 df3/dt TRIP OUT TRIP do estágio df3/dt 5523 df4/dt TRIP OUT TRIP do estágio df4/dt 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 213 2 Funções 2.27 Deslocamento do Vetor de Tensão Algumas vezes os consumidores com sua própria planta de geração alimentam energia diretamente na rede. O alimentador de entrada está usualmente no limite de domínio de propriedade entre a rede da concessionária e esses consumidores/ produtores. Uma falha da linha do alimentador de entrada por exemplo, devido a religamento automático tripolar, pode resultar em um desvio da tensão ou freqüência no gerador o que é uma função de equilíbrio geral de potência. Quando a linha do alimentador de entrada é novamente ligada após o tempo morto, ela pode encontrar condições assíncronas que causam dano ao gerador ou no eixo entre o gerador e a turbina. Uma forma de identificar uma interrupção do alimentador de entrada é monitorar o ângulo de fase na tensão. Se o alimentador de entrada falha, a interrupção abrupta da corrente causa um deslocamento do ângulo de fase na tensão. Esse deslocamento é detectado por meio de um processo delta. Assim que um limite préajustado é excedido, um comando de abertura para o disjuntor do gerador ou do acoplamento de barras é emitido. Isso significa que a função de deslocamento do vetor é principalmente usada para desacoplamento da rede. 2.27.1 Descrição Funcional Comportamento da Freqüência no Descarte de Carga 214 A figura seguinte mostra a evolução da freqüência quando uma carga é desconectada de um gerador. A abertura do disjuntor do gerador causa um deslocamento do ângulo de fase que pode ser observado na medição da freqüência como um deslocamento de freqüência. O gerador é acelerado de acordo com as condições do sistema de potência (veja também a Seção 2.26 „Proteção de Mudança da Taxa de Freqüência“). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.27 Deslocamento do Vetor de Tensão Figura 2-79 Mudança de Freqüência após Desconexão de uma Carga (Gravação de falta com o dispositivo SIPROTEC 4 - a figura mostra o desvio da freqüência nominal) Princípio de Medição O vetor da tensão do sistema de seqüência positiva das tensões fase-terra e a mudança de ângulo de fase do vetor da tensão é determinada sobre um intervalo delta de 2 ciclos. A presença de um deslocamento do ângulo de fase indica uma mudança abrupta do fluxo de corrente. O princípio básico é mostrado na Figura 2-80. O diagrama da esquerda mostra o estado estacionário e o diagrama da direita a mudança do vetor seguindo um descarte de carga. O deslocamento do vetor é nitidamente visível. Figura 2-80 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Vetor de Tensão Seguindo Descarte de Carga 215 2 Funções A função tem recursos de um número adicional de medidas para evitar trips indevidos, tais como: • Correção de desvios do estado estacionário da freqüência nominal • Faixa de operação de freqüência limitada a fN ± 3 Hz • Detecção de mudança de freqüência de escaneamento interna (Ajuste de freqüência de escaneamento) • Tensão mínima para habilitação • Bloqueio na conexão de tensão ou desconexão Lógica A lógica é mostrada na Figura 2-81. A comparação do ângulo de fase determina a diferença angular e compara-a com o valor de ajuste. Se esse valor for excedido, o deslocamento do vetor é armazenado em um RS flip-flop. Trips podem ser temporizados pela temporização associada. O pickup armazenado pode ser resetado via uma entrada binária ou automaticamente por um temporizador (Endereço 4604 T RESET). A função de deslocamento do vetor se torna inefetiva ao sair da banda de freqüência admissível. O mesmo se aplica para a tensão. Nesse caso, os parâmetros de limitação são U MIN e U MAX. Se as faixas de freqüência e tensão não forem mantidas, a lógica gera um 1 lógico e a entrada de reset está continuamente ativa. O resultado da medição do deslocamento do vetor é suprimido. Se, por exemplo, a tensão está conectada e a faixa de freqüência está correta, o 1 lógico muda para 0. O temporizador T BLOCK com temporização de reset mantém ativa a entrada de reset por um certo tempo, prevenindo assim um pickup causado pela função de deslocamento do vetor. Se um curto-circuito causa queda abrupta de tensão para um valor baixo, a entrada de reset é ativada imediatamente para bloquear a função. A função de deslocamento do vetor é assim prevenida de causar um trip. 216 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.27 Deslocamento do Vetor de Tensão Figura 2-81 Diagrama Lógico de Detecção de Deslocamento do Vetor 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 217 2 Funções 2.27.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de deslocamento do vetor só está efetiva e disponível se o endereço 146 VECTOR JUMP é ajustado para Enabled durante a configuração. O endereço 4601 VECTOR JUMP serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Valores de Pickup O valor a ser ajustado para o deslocamento do vetor (Endereço 4602 DELTA PHI) depende da alimentação e condições de carga. Mudanças abruptas da potência ativa causam um deslocamento do vetor de tensão. O valor a ser ajustado deve ser estabelecido de acordo com o sitema de potência em particular. Isso pode ser feito na base de circuito equivalente simplificado do diagrama „Vetor de Tensão após um Descarte de Carga” na seção Descrição Funcional, ou usando o software de cálculo da rede. Se um ajuste for muito sensitivo, a função de proteção atuará como desacopladora da rede toda vez que cargas forem conectadas ou desconectadas, Sendo assim, o ajuste padrão é 10°. A faixa de tensão de operação admissível pode ser ajustada nos endereços 4605 para U MIN e 4606 para U MAX. Limites de faixas de ajustes são de alguma forma uma questão das normas da concessionária. O valor para U MIN deverá estar abaixo do nível admissível de quedas curtas de tensão para as quais o desacoplamento da rede é desejado. O ajuste padrão é 80 % da tensão nominal. Para U MAX a máxima tensão admissível deve ser selecionada. Isso será na maioria dos casos 130 % da tensão nominal. Temporizações A temporização T DELTA PHI (Endereço 4603) deverá ser mantida em zero, a menos que você deseje transmitir a indicação de trip com uma temporização para uma lógica (CFC) ou deixar tempo suficiente para um bloqueio externo ter efeito. Após expirar o temporizador T RESET (Endereço 4604), a função de proteção é automaticamente resetada. O tempo de reset depende da norma de desacoplamento. Deve ter expirado antes do religamento do disjuntor. Onde não é usada a função de reset automático, o temporizador é ajustado para ∞. O sinal de reset deve vir, neste caso, de uma entrada binária (contato auxiliar do disjuntor). O temporizador T BLOCK com temporização de reset (Endereço 4607) ajuda a evitar sobrefuncionamento quando as tensões são conectadas ou desconectadas. Normalmente o ajuste padrão não necessita ser mudado. Qualquer mudança pode ser executada com o software de comunicação DIGSI (Parâmetros avançados) deve ser considerado que T BLOCK deverá sempre ser ajustado para mais do que a janela de medição para a medição do deslocamento do vetor (2 ciclos). 218 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.27 Deslocamento do Vetor de Tensão 2.27.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem se r mudados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 4601 VECTOR JUMP OFF ON Block relay OFF Deslocamento do Vetor de Tensão 4602 DELTA PHI 2 .. 30 ° 10 ° Deslocamento do Fasor DELTA PHI 4603 T DELTA PHI 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T DELTA PHI 4604 T RESET 0.10 .. 60.00 sec; ∞ 5.00 sec Tempo de reset após trip 4605A U MIN 10.0 .. 125.0 V 80.0 V Tensão Mínima de Operação U MIN 4606A U MAX 10.0 .. 170.0 V 130.0 V Tensão Máxima de Operação U MAX 4607A T BLOCK 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização de Bloqueio 2.27.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5581 >VEC JUMP block SP >BLOQUEAR Deslocamento do Vetor 5582 VEC JUMP OFF OUT Deslocamento do vetor está DESLIGADA (OFF) 5583 VEC JMP BLOCKED OUT Deslocamento do vetor está BLOQUEADA 5584 VEC JUMP ACTIVE OUT Deslocamento do vetor está ATIVA 5585 VEC JUMP Range OUT Deslocamento do vetor fora da faixa de medição 5586 VEC JUMP pickup OUT Pickup do Deslocamento do Vetor 5587 VEC JUMP TRIP OUT TRIP do Deslocamento do Vetor 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 219 2 Funções 2.28 Proteção de Falta à Terra do Estator -90-% (ANSI 59N, 64G, 67G) A proteção de falta à terra do estator detecta faltas à terra nos enrolamentos do estator de máquinas trifásicas. A máquina pode ser operada em conexão de barramento (diretamente conectada à rede) ou em unidade de conexão (via transformador da unidade). O critério para a ocorrência de uma falta à terra é principalmente a emergência de uma tensão residual, ou adicionalmente com conexão de barramento, de uma corrente à terra. Esse princípio torna possível uma zona protegida de 90 % a 95 % do enrolamento do estator. 2.28.1 Descrição Funcional Tensão residual A tensão residual UE pode ser medida tanto no ponto estrela da máquina via transformadores de potencial ou transformadores de aterramento de neutro (Figura 2-82) quanto via enrolamento e-n (enrolamento delta interrompido) do conjunto de transformadores de potencial ou do enrolamento de medição de uma linha conectada a um transformador de aterramento (Figura 2-83). Como o transformador de aterramento de neutro ou o transformador de aterramento conectado à linha usualmente fornecem uma tensão residual de 500 V (com residual completo), um divisor de tensão de 500 V/100 V deverá ser conectado em série nesses casos. Se a tensão residual não puder ser aplicada diretamente ao dispositivo como um valor medido, o dispositivo pode calcular a tensão residual a partir das tensões fase-terra. O endereço 223 UE CONNECTION serve para notificar o dispositivo a maneira pela qual a tensão residual deverá ser medida ou calculada. Em todos os tipos de formação de tensão residual, os componentes do terceiro harmônico em cada fase são somados uma vez que eles estão em fase no sistema trifásico. Para obter grandezas medidas confiáveis, somente a fundamental da tensão residual é avaliada na proteção de falta à terra do estator. Harmônicos são flitrados pelos algoritmos de filtro numérico. Para máquinas em conexão de unidade a avaliação da tensão residual é suficiente. A sensitividade possível só é limitada pelas tensões de interferência de freqüência de potência durante faltas à terra na rede. Essas tensões de interferência são transferidas para o lado da máquina via capacitâncias de acoplamento do transformador da unidade. Se necessário, uma resistência de carregamento pode ser fornecida para reduzir essas tensões de interferência. A proteção inicia desconexão da máquina quando uma falta à terra na zona da máquina estiver presente por um tempo ajustado. 220 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.28 Proteção de Falta à Terra do Estator -90-% (ANSI 59N, 64G, 67G) Figura 2-82 Conexão de Unidade com Transfrmador de Aterramento RB Resistência de carregamento RT Divisor de tensão UE Tensão residual CG Capacitância à Terra do Gerador CL Capacitância à Terra da Linha CTr Capacitância à Terra da Unidade Transformadora Ccoup Capacitância de Acoplamento da Unidade Transformadora Figura 2-83 Conexão de Unidade com Transformador de Aterramento RB Resistência de carregamento RT Divisor de tensão UE Tensão residual CG Capacitância à Terra do Gerador CL Capacitância à Terra da Linha CTr Capacitância à Terra da Unidade Transformadora Ccoup Capacitância de Acoplamento da Unidade Transformadora 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 221 2 Funções Detecção de Direção de Corrente à Terra Para máquinas em conexão de barramento, não é possível diferenciar entre faltas à terra na rede e faltas à terra na máquina usando só a tensão residual. Neste caso, a corrente de falta à terra é usada como um outro critério e a tensão residual como a condição de habilitação necessária. A corrente de falta à terra pode ser medida usando um transformador de corrente toroidal ou um grupo de TCs em conexão Holmgreen. Durante uma falta à terra na rede a máuina fornece somente uma corrente de falta à terra negligenciável através do local de medição, a qual deve se situar entre a máquina e a rede. Durante uma falta à terra na máquina, a corrente de falta à terra da rede está disponível. Entretanto, como as condições da rede geralmente variam de acordo com o status de manobra da rede, um resistor de carregamento, que fornece uma corrente de falta à terra aumentada na ocorrência de uma tensão residual, é usado para obter condições de medição definidas independente do status de manobra da rede. A corrente de falta à terra produzida pelo resitor de carregamento deve sempre fluir através do local de medição. Figura 2-84 222 Detecção de Direção de Falta à Terra com Conexão de Barramento 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.28 Proteção de Falta à Terra do Estator -90-% (ANSI 59N, 64G, 67G) Conseqüentemente, o resistor de carregamento deve estar situado no outro lado do local de medição (transformador de corrente, transformador de corrente toroidal) quando visto da máquina. O transformador de aterramento está preferívelmente conectado ao barramento. Sem considerar a magnitude da corrente de falta à terra, a direção dessa corrente em relação à tensão residual pode ser usada para a detecção segura de uma falta à terra na máquina com conexão de barramento. A margem direcional entre a “direção da máquina” e a “direção da rede” pode ser alterada no 7UM62 (consulte a figura seguinte). A proteção então detecta uma falta á terra na máquina se os seguintes três critérios forem preenchidos: • Tensão residual maior que o valor de ajuste U0>, • Corrente de falta à terra através do local de medição maior do que o valor de ajuste 3I0>, • Corrente de falta à terra está fluindo na direção da máquina protegida. Figura 2-85 Característica da Proteção de Falta à Terra do Estator para Conexão de Barramento Na ocorrência de uma falta à terra na zona da máquina, a desconexão da máquina é iniciada após uma temporização ajustada. Quando a corrente à terra não é decisiva para a detecção de uma falta à terra quando o disjuntor está aberto, a detecção da corrente à terra pode ser desligada por um certo tempo via uma entrada binária. Por esse meio, é possível manobrar para apenas a avaliação da tensão residual por exemplo, durante a aceleração do gerador. A Figura 2-87 mostra o diagrama lógico da proteção de falta à terra do estator. Se a proteção de falta à terra do estator for usada como proteção de conexão de barramento direcional ou não direcional, isso ativa a entrada de medição de corrente sensitiva do dispositivo 7UM62. O usuário deve estar conciente de que a detecção de falta à terra sensitiva pode usar a mesma entrada de medição (se configurada Iee2) e assim, o mesmo valor medido. Assim, dois limites individuais adicionais de pickup Iee> e Iee>> poderiam ser formados para esse valor medido por meio da detecção de falta à terra sensitiva (veja Seção 2.29). Se o usuário não desejar isso, ele deverá remover a configuração da falta à terra sensitiva no endereço 151, ou usá-la com Iee1. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 223 2 Funções Se a proteção de falta à terra do rotor (veja Seção 2.34) é usada, ela ocupa a entrada adicional de tensão; a tensão residual U0 para a proteção de falta à terra do estator é dessa forma calculada a partir das tensões fase-terra neste caso. Detecção de Corrente à Terra (Proteção Diferencial à Terra com Habilitação pela Tensão Residual) No setor industrial, sistemas de barramento estão designados com alta ou baixa resistência, resistências de ponto estrela manobráveis. Para detecção de falta à terra, a corrente do ponto estrela e a corrente total são detectadas via transformador de corrente toroidal e transmitidas para o dispositivo de proteção como diferença de corrente. Dessa maneira, as porções da corrente à terra ambas derivadas da resistência do ponto estrela e do sistema de potência contribuem para a corrente total à terra. Para excluir uma operação indesejada devido a faltas no transformador, a tensão residual é usada para trip (veja a figura seguinte). O recurso da proteção detecta uma falta à terra na máquina se os dois critérios seguintes forem preenchidos: • Tensão residual maior do que o valor de ajuste U0>, • Diferença de corrente de falta à terra ΔIE maior do que o valor de ajuste 3I0>. Figura 2-86 224 Proteção Diferencial de Corrente à Terra com Conexão de Barramento 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.28 Proteção de Falta à Terra do Estator -90-% (ANSI 59N, 64G, 67G) Determinação de fase com Falta Figura 2-87 Em adição a isso, uma função suplementar serve para determinar a fase com falta. Como a tensão fase-terra na fase com falta é menor do que nas duas fases remanescentes e como a tensão até mesmo cresce nessas duas últimas, a fase com falta pode ser determinada pela determinação da fase de menor tensão fase-terra de forma a gerar um resultado correspondente a uma mensagem de falta. Diagrama Lógico de Proteção de Falta á Terra do Estator -90-% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 225 2 Funções 2.28.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de falta à terra do estator -90-% só está efetiva e disponível se o endereço 150 S/E/F PROT. está ajustado para directional; non-dir. U0 ou non-dir. U0&I0 durante a configuração. Se foi selecionado non-dir. U0 , os parâmetros que afetam a corrente à terra não são mostrados. Se uma das opções (direcional) directional ou (não direcional)non-dir. U0&I0 foi selecionada, os parâmetros que afetam a corrente à terra estão acessíveis. Para máquinas em conexão de barramento, uma das últimas opções deve estar habilitada uma vez que a diferenciação entre uma falta à terra do sistema de potência e uma falta à terra da máquina só é possível por meio da corrente à terra. Se usada como “proteção diferencial à terra”, o endereço 150 S/E/F PROT. = non-dir. U0&I0 é ajustado. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 5001 S/E/F PROT. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Tensão Residual O critério para a ocorrência de uma falta à terra no circuito estator é a emergência de uma tensão residual de neutro. Excedendo o valor de ajuste 5002 U0> causa então o pickup para a proteção à terra do estator. O ajuste deve ser escolhido de forma que a proteção não ofereça pickup devido a assimetrias operacionais. Isso é particularmente importante para máquinas em conexão de barramento já que todas as assimetrias de tensões da rede afetam a tensão do ponto estrela da máquina. O valor de pickup deverá ser pelo menos duas vezes o valor da assimetria operacional. Um valor entre 5% e 10% do residual total é normal. Para máquinas em conexão de unidade, o valor de pickup tem que ser escolhido de forma que os residuais durante faltas à terra na rede que afetam o circuito estator via capacitâncias de acoplamento do transformador da unidade, não conduzam ao pickup. O efeito de amortecimento do resistor de carregamento também deve ser considerado aqui. Instruções para o dimensionamento do resistor de carregamento estão contidas na publicação "Planning Machine Protection Systems" /5/ (Planejamento de Sistemas de Proteção de Máquinas). O valor de ajuste é duas vezes a tensão residual que esta acoplada em um residual total da rede. O valor de ajuste é finalmente determinado durante o comissionamento com valores primários. Temporização O trip da falta à terra do estator é temporizado pelo ajuste do tempo no endereço 5005 T S/E/F. Para a temporização, a capacidade de sobrecarga do equipamento de carga deve ser considerada. Todos os tempos de ajustes são temporizações adicionais e não incluem os tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da própria função de proteção. Corrente à Terra Os endereços 5003 e 5004 só têm importância para máquinas em conexão de barramento, onde 150 S/E/F PROT. = directional ou non-dir. U0&I0 tenham sido ajustados. As considerações seguintes não são aplicáveis para máquinas em conexão de bloco. O valor de pickup 5003 3I0> é ajustado de forma que numa falta à terra na zona protegida, a corrente à terra seguramente exceda o ajuste. 226 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.28 Proteção de Falta à Terra do Estator -90-% (ANSI 59N, 64G, 67G) Como a corrente residual à terra em uma rede ressonante-aterrada é muito pequena também por ser inependente das condições da rede em geral, um transformador de aterramento com um resistor de carregamento ôhmico é normalmente fornecido para aumentar a corrente residual wattmétrica no evento de uma falta à terra. Instruções para o dimensionamento do transformador de corrente à terra e resistor de carregamento estão contidas na publicação „Planning Machine Protection Systems“, /5/. Como a magnitude da corrente de falta à terra neste caso é determinada principalmente pelo resistor de carregamento, um pequeno ângulo é ajustado para 5004 DIR. ANGLE, por exemplo, 15°. Se as capacitâncias da rede também devem ser consideradas em uma rede isolada, então um ângulo maior de aproximadamente 45° pode ser ajustado, o que corresponde à superposição da corrente de capacitância da rede na corrente de carga. O ângulo direcional 5004 DIR. ANGLE indica o residual de fase entre a tensão de residual neutro e a perpendicular para a característica direcional, isto é, ele é igual à inclinação da característica direcional para o eixo reativo. Se, em uma rede isolada, as capacitâncias para terra da rede são suficientemente grandes para a criação de corrente à terra, é também possível operar sem um transformador de aterramento. Nesse caso, um ângulo de aproximadamente 90° é ajustado (correspondente à conexão sen ϕ). Exemplo de conexão de barramento: Resistência de carregamento 10 Ω 10 A contínua 50 A para 20s Divisor de tensão 500 V / 100 V TC toroidal 60 A / 1 A Zona protegida 90 % com tensão residual de neutro, o resistor de carga fornece Referente ao lado de 6.3 kV , isso resulta em A corrente secundária do transformador toroidal fornece para a entrada do dispositivo Para uma zona protegida de 90 %, a proteção deverá já operar a 1/10 da total tensão residual, assim somente 1/10 da corrente de falta à terra é gerada: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 227 2 Funções Neste exemplo, 3I0> está ajustada para 11 mA. Para a tensão residual o ajuste 1/10 da total tensão residual é usado (devido a 90 % da zona protegida). Considerando um divisor de tensão de 500 V/100 V, isso resulta em: Valor de ajuste U0> = 10 V A temporização deve permanecer abaixo de 50 A do tempo de capacidade do resistor de carregamento, isto é, abaixo de 20 s. A capacidade de sobrecarga do transformador de aterramento também deve ser considerada se permanecer abaixo daquela do resistor de carregamento. 2.28.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 5001 S/E/F PROT. OFF ON Block relay OFF Proteção de Falta à Terra do Estator 5002 U0> 2.0 .. 125.0 V 10.0 V Pickup de U0> 5003 3I0> 2 .. 1000 mA 5 mA Pickup de 3I0> 5004 DIR. ANGLE 0 .. 360 ° 15 ° Ângulo para Determinação da Direção 5005 T S/E/F 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.30 sec Temporização T S/E/F 2.28.4 Lista de Informações No. 5173 Informação Tipo de Info. Comentários >S/E/F BLOCK SP >BLOQUEIO da proteção de falta à terra do estator 5176 >S/E/F IEE off SP >Desligar Detecção da corrente à terra(S/E/F) 5181 S/E/F OFF OUT Proteção de falta à terra do estator está DESLIGADA (OFF) 5182 S/E/F BLOCKED OUT Proteção de falta à terra do estator está BLOQUEADA 5183 S/E/F ACTIVE OUT Proteção de falta à terra do estator está ATIVA 5186 U0> picked up OUT Falta à terra do estator: Pickup de U0 5187 U0> TRIP OUT Falta à terra do estator: TRIP do estágio U0 5188 3I0> picked up OUT Falta à terra do estator: Pickup de I0 5189 Uearth L1 OUT Falta à terra na fase L1 5190 Uearth L2 OUT Falta à terra na fase L2 5191 Uearth L3 OUT Falta à terra na fase L3 5193 S/E/F TRIP OUT TRIP da proteção de falta à terra do estator 5194 SEF Dir Forward OUT Falta à terra do estator na direção direta (para frente) 228 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.29 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) 2.29 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) A proteção de falta à terra de alta sensibilidade detecta faltas à terra em sistemas com ponto estrela isolado ou aterrado com alta impedância. Esse estágio opera com a magnitude da corrente à terra. É dirigido pra uso onde a amplitude corrente à terra fornece uma indicação da falta à terra. Como um exemplo disso está a conexão de barramento de máquinas elétricas em um sistema de potência isolado, onde durante uma falta à terra na máquina do enrolamento do estator, toda a capacidade da rede fornece a corrente de falta à terra, mas com uma falta à terra na rede, a corrente de falta à terra é negligenciada devido à baixa capacitância da máquina. A corrente pode ser medida usando TCs toroidais ou TCs em conexão Holmgreen. No 7UM62, o recurso de detecção de falta à terra sensitiva pode ser alocado para a entrada Iee1 ou para a entrada Iee2. Essa escolha é feita durante a configuração (veja a Seção 2.4). Devido a alta sensitividade esta proteção não é adequada para detecção de altas correntes de alta à terra (acima de cerca de 1 A nos terminais para conexão de corrente à terra sensitiva). Se esse recurso de proteção apesar disso, for usado para proteção de falta à terra, um transformador de corrente adicional externo é necessário como transformador intermediário. Nota: A proteção de corrente à terra sensitiva pode usar a mesma entrada de medição de corrente (Iee2) usada para a proteção de falta à terra do estator direcional ou não direcional com conexão de barramento. A proteção de falta à terra sensitiva por sua vez, usa os mesmos valores de medição se o endereço 150 S/E/F PROT. é ajustado para directional ou non-dir. U0&I0. 2.29.1 Descrição Funcional Aplicação como Proteção de Falta à Terra do Rotor Alternativamente, essa proteção pode ser usada como proteção de falta à terra do rotor quando uma tensão bias de freqüência de sistema é aplicada para o circuito do rotor (veja Figura 2-88). Neste caso, a corrente à terra máxima é determinada pela magnitude da tensão bias UV e o acoplamento capacitivo do circuito do rotor. Uma supervisão de valor medido é fornecida para essa aplicação como proteção de falta à terra do rotor. O circuito de medição é asumido fechado enquanto a corrente à terra, mesmo com isolação intacta, excede um valor mínimo parametrizável IEE< devido à capacitância de terra do rotor. Se o valor for alcançado, é emitido um alarme após uma temporização de 2 s. Método de Medição Inicialmente, a corrente residual é numericamente filtrada de forma que só a onda fundamental da corrente é usada para a medição. Isso torna a medição insensitiva a transientes de curto-circuito e harmônicos. A proteção consiste de dois estágios. Um pickup é detectado assim que é excedido o primeiro valor de limite parametrizado IEE>. O comando de trip é transmitido subseqüente à temporização T IEE>. Um pickup é detectado assim que é excedido um segundo valor de limite parametrizado IEE>>. O comando de trip é transmitido subseqüente à temporização T IEE>>. Ambos estágios podem ser bloqueados via uma entrada binária. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 229 2 Funções Figura 2-88 Nota 230 Caso de Aplicação de Proteção de Falta à Terra do Rotor 3PP13 somente é necessário se circular constantemente mais do que 0,2 Aeff ; (Uerr > 150 V). Resistores no 7XR61são então curto-circuitados ! 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.29 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) Figura 2-89 1) Diagrama Lógico da Detecção de Falta à Terra Sensitiva Parâmetro e indicação só estão disponíveis se Rotor Earth Fault Protection R, fn (ANSI 64R) Endereço 160 foi ajustada para Disabled(Desabilitada). 2.29.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de falta à terra sensitiva só está efetiva e disponível se o endereço 151 O/C PROT. IEE> = with IEE1 ou with IEE2 está designado. Se durante a configuração da proteção de falta à terra de 90% do estator (150 S/E/F PROT., veja subseção 2.4) uma das opções com valor de corrente foi escolhida, isso ativa a entrada de medição de corrente sensitiva do dispositivo 7UM62. O usuário deve estar conciente de que a detecção de falta à terra sensitiva usa a mesma entrada de medição (IEE2) a assim a mesma grandeza de medição. Se a detecção de falta à terra sensitiva não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 5101 O/C PROT. IEE serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Uso Como Proteção de Falta à Terra do Rotor A proteção de corrente à terra sensitiva pode ser usada para detectar faltas à terra tanto no estator quanto no enrolamento do rotor do gerador. Uma pré-condição é a de que a magnitude da corrente à terra sozinha seja suficiente como critério. Em circuitos com alta resistividade ou aqueles isolados da terra, correntes à terra suficientemente grandes devem ser asseguradas. Quando, por exemplo, usada como proteção de falta à terra do rotor, uma tensão bias de freqüência do sistema (UV ≈ 42 V deve ser aplicada ao circuito do rotor por meio de 7XR61 na Figura „ O caso de aplicação como proteção de falta à terra do rotor “ na Seção 2.29) deve ser aplicada ao circuito do rotor. Devido a essa tensão bias, com isolação de terra apropriada uma corrente flui através da capacitância de terra, que pode ser usada como um critério para um circuito de medição fechado (Endereço 5106 IEE<). Aproximadamente 2mA é um típico valor de pickup. O estágio de 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 231 2 Funções monito-ramento é inefetivo se esse valor é ajustado para 0. Isso pode se tonar necessário se as capacitâncias à terra são muito pequenas. O valor de pickup de corrente à terra 5102 IEE> é escolhido de forma que as resistências de isolação RE entre 3 kΩ a 5 kΩ posam ser detectadas: Por outro lado, o valor de ajuste deverá ser pelo menos duas vezes a corrente de interferência causada pelas capacitâncias à terra do circuito do rotor. O estágio de trip 5104 IEE>> deverá ser dimensionado para uma resistência de falta de cerca de 1.5 kΩ. com ZK = Impedância do dispositivo série na freqüência nominal. As temporizações de trip 5103 T IEE> e 5105 T IEE>> não incluem tempos de operação. Uso como Proteção de Falta à Terra do Estator Favor também consultar a seção 2.28. Para uso como proteção de falta à terra do estator, a corrente à terra deve, se necessário, ser aumentada por um resistor de carga ôhmico no transformador de aterramento. Instruções para o dimensionamento do transformador de corrente à terra e resistor de carregamento estão contidas na publicação "Planning Machine Protection Systems" /5/. (Planejamento de Sistemas de Proteção de Máquinas) Uso Como Proteção de Falta á Terra Para máquinas de baixa tensão com condutor neutro incorporado ou máquinas com ponto estrela aterrado de baixa impedância, a proteção de sobrecorrente temporizada dos ramais de fase já é uma proteção de curto-circuito de terra, uma vez que a corrente de curto-circuito também flua através da fase com falta. Se a detecção de corrente à terra sensitiva de qualquer forma for usada como curto-circuito para a proteção á terra, um transformador externo intermediário deve ser usado para assegurar que a corrente de curto-circuito não exceda os valores de limite térmico (15 A contínuo, 100 A para < 10 s, 300 A para < 1 s) dessa entrada de medição. 232 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.29 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) 2.29.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 5101 O/C PROT. IEE OFF ON Block relay OFF Proteção de Corrente à Terra Sensitiva 5102 IEE> 2 .. 1000 mA 10 mA Pickup de IEE> 5103 T IEE> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 5.00 sec Temporização T IEE> 5104 IEE>> 2 .. 1000 mA 23 mA Pickup de IEE>> 5105 T IEE>> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização T IEE>> 5106 IEE< 1.5 .. 50.0 mA; 0 0.0 mA Pickup de IEE< (Circuito Interrompido) 2.29.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. SP Comentários 1202 >BLOCK IEE>> >BLOQUEIO de IEE>> 1203 >BLOCK IEE> SP >BLOQUEIO de IEE> 1221 IEE>> picked up OUT Pickup de IEE>> 1223 IEE>> TRIP OUT TRIP de IEE>> 1224 IEE> picked up OUT Pickup de IEE> 1226 IEE> TRIP OUT TRIP de IEE> 1231 >BLOCK Sens. E SP >BLOQUEIO de proteção de falta á Terra sensitiva. 1232 IEE OFF OUT Proteção de falta á Terra. está DESLIGADA (OFF) 1233 IEE BLOCKED OUT Proteção de falta á Terra. está BLOQUEADA 1234 IEE ACTIVE OUT Proteção de falta á Terra. está ATIVA 5396 Fail. REF IEE< OUT Falha R/E/F da proteção IEE< 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 233 2 Funções 2.30 Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) Como descrito na Seção 2.28, o procedimento de medição baseado na onda fundamental da tensão residual serve para proteger no máximo 90 % a 95 % do enrolamento do estator. Uma tensão de freqüência não linear deve ser usada para implementar a faixa de proteção para 100 %. Com o dispositivo 7UM62, o 3º harmônico é usado para esse propósito. 2.30.1 Descrição Funcional Modo de Operação O 3º harmônico emerge em cada máquina de maneira mais ou menos significativa. É causado pela forma dos polos. Se ocorre uma falta à terra no enrolamento do estator do gerador, a relação de divisão de capacitâncias parasitas muda, desde que uma das capacitâncias seja curto-circuitada pela falta à terra. Durante esse procedimento, o 3º harmônico medido no ponto estrela decresce, enquanto que o 3º harmônico medido nos terminais do gerador cresce (veja a figura seguinte). O 3º harmônico forma um sistema de seqüência de fase zero e pode assim também ser determinado por meio de transformador de potencial ligado em estrela/delta ou pelo cálculo do sistema de seqüência de fase zero a partir das tensões fase-terra. Figura 2-90 Perfil do 3º Harmônico através do Enrolamento do Estator Além disso, a extensão do 3º harmônico depende do ponto de operação do gerador, isto é, uma função da potência ativa P e reativa Q. Por essa r a faixa de trabalho da proteção de falta à terra do estator é restrita de forma a aumentar a segurança. Com conexão de barramento todas as máquinas contribuem para o 3º harmônico, o que impede a separação de máquinas individuais. 234 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.30 Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) Princípio de Medição O conteúdo do 3º harmônico no valor de medição é o critério de pickup. O 3º harmônico é determinado pela tensão residual medida por dois ciclos por meio de filtragem digital. São aplicados diferentes procedimentos de medição, dependendo em como é detectada a tensão residual) configuração do parâmetro 223 UE CONNECTION): 1. neutr. transf( transformador neutro).: Conexão da entrada UE para o transformador de potencial no ponto estrela da máquina 2. broken delta(delta aberto): Conexão da entrada UE para o enrolamento delta aberto 3. Not connected(Não conectado): Cálculo da tensão residual pelas três tensões fase-terra, se a entrada UE não está conectada 4. any VT(qualquer TP): Conexão de qualquer tensão; a função de proteção de falta à terra de 100% do estator é bloqueada. 5. Rotor: Conexão da tensão bias para proteção de falta à terra do rotor; a função de proteção de falta à terra de 100% do estator é então bloqueada. 6. Load. resistor (Resistor de carregamento): Conexão de UE para a proteção de falta à terra do estator com 20 Hz. A função de proteção de falta à terra de 100% do estator com 3º harmônico é então bloqueada. 7. Uen-winding (Enrolamento Uen): Cálculo da tensão residual pelas três tensões fase-terra, se a entrada UE não está conectada Transformador de Neutro Como uma falta à terra no ponto estrela causa uma redução do 3ª harmônico medido comparado com o caso sem falta, a função de proteção está implementada como um estágio de subtensão (5202 U0 3.HARM<). Essa disposição é o caso preferido. Enrolamento Delta Aberto Se não existir transformador neutro, a função de proteção é baseada no componente zero do 3º harmônico das tensões de terminal. Essa tensão aumenta no caso de falta. Nesse caso, a função de proteção é um estágio de sobretensão (5203 U0 3.HARM>). Para conseguir sensitividade aumentada, o valor de pickup pode ser diminuido na proporção da potência ativa. Esse recurso e ajustado no endereço 5207 U0 3.H.(V/100%). Internamente, o valor de pickup da corrente é calculado da fórmula: U3H, corrigida = U3H – Ucorr · (100 % – Pmed.) Para: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 U3H, corrigida Valor de pickup usado internamente U3H Valor ajustado no endereço 5203 U0 3.HARM> com uma potência ativa de 100 % Ucorr Fator de correção em volt/por cento, ajustado no endereço 5207 U0 3.H.(V/100%) Pmeas Potência ativa medida 235 2 Funções A Figura 2-91 mostra o princípio de operação. Figura 2-91 Diminuição automática do valor de pickup U0 3.HARM> A característica de trip é liberada assim que é atingida a potência ativa mínima ajustável. Como um recurso de segurança adicional, é fornecida a seguinte limitação: Se devido ao fator de correção dependente da potência o valor de pickup U3H, corrigido cair abaixo do mínimo valor de ajuste possível (0,2 V), o valor de pickup será mantido com aquele valor de ajuste. Não conectada/ interface de proteção; cálculo de U0 Como para a conexão de enrolamento delta aberto, um aumento do 3º harmônico durante uma falta também resulta para a tensão calculada. O parâmetro 5203 U0 3.HARM> também é relevante. Conectada a qualquer transformador; Rotor Com esses tipos de conexão a proteção de falta à terra do estator -100-% é inefetiva. 236 A figura seguinte mostra o diagrama lógico da função de proteção de falta à terra do estator -100-%. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.30 Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) Figura 2-92 Diagrama Lógico de Proteção de 100% de Falta à Terra do Estator 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 237 2 Funções 2.30.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de falta à terra do estator -100-% só está efetiva e disponível se o endereço 152 SEF 3rd HARM. = Enabled foi ajustado durante a configuração. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 5201 SEF 3rd HARM. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Tipo de Conexão Dependendo das condições do sistema, no endereço 223 UE CONNECTION o usuário especifica durante a configuração do projeto,se a tensão residual Uen é proveniente de um transformador neutro (neutr. transf.) ou via o enrolamento delta aberto de um transformador de aterramento (broken delta) e alimentada para o dispositivo de proteção. Se não for possível tornar disponível a tensão residual para o dispositivo de proteção como uma grandeza medida, grandezas computadas são usadas e deve ser ajustado Not connected ou Uen-winding. A opção any VT é selecionada se a entrada de tensão do 7UM62 deverá ser usada para medição de qualquer outra tensão ao invés de para a proteção de falta à terra. Com esse ajuste a função de proteção de falta à terra de 100 % do estator é inefetiva. A opção Rotor é selecionada se a tensão residual para conexão de falta à terra do rotor deverá ser alimentada nessa entrada. Nesse caso, também, a função de proteção de falta à terra do estator é inefetiva. A opção Load. resistor é selecionada para a proteção de falta à terra do estator com tensão bias 20 Hz. Com esse ajuste a função de proteção de falta à terra do estator com 3º harmônico é bloqueada. Valor de Pickup para o 3º Harmônico Dependendo do tipo de conexão, somente um dos dois parâmetros de ajuste, 5202 ou 5203 está acessível. Os valores de ajuste só podem ser determinados dentro da planilha de um teste primário. Em geral, aplica-se o seguinte: • O estágio de subtensão, endereço 5202 U0 3.HARM<, é relevante para uma conexão a um transformador no ponto estrela. O valor de pickup deverá ser escolhido o mais baixo possível. • O estágio de sobretensão, endereço 5203 U0 3.HARM>, é relevante para uma conexão via enrolamento delta aberto de um transformador de aterramento e para uma não conectada, mas internamente calculada, tensão residual. Como discutido na Seção 2.30, sob o cabeçalho de margem „Enrolamento Delta Aberto“, a sensitividade do estágio U0 3.HARM> pode ser aumentada se uma correção dependente de potência do valor de pickup, for efetuada. O parâmetro relevante para isso é ajustado no endereço 5207 U0 3.H.(V/100%). O ajuste padrão desse parâmetro é 0, o que significa que a correção é inefetiva. O ajuste de correção é feito com o seguinte método: • Medição do 3º harmônico para potências ativas diferentes usando os valores medidos de operação. Para os ajustes são recomendados valores secundários. • Interpolação dos valores medidos por uma linha reta. Leitura da tensão do 3º harmônico em 100 % (P1) e 50 % (P2) da potência ativa. Cálculo da diferença baseado na seguinte relação: 238 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.30 Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) A Figura 2-93 mostra um exemplo de medições feitas em um gerador. A dependência da potência ativa do 3º harmônico foi determinada para operação tanto em condições de subexcitação quanto sobrexcitação. Figura 2-93 3º harmônico da tensão secundária como função da potência ativa (potência reativa como parâmetro) Como mostra a Figura 2-93, o aumento é quase igual em ambos os casos. O caso mais desfavorável é da operação em condições de subexcitação. Ao extrapolar a curva para 100 %, o valor de tensão é aproximadamente 12 V. Com 50 % de potência ativa, é aproximadamente 7.5 V. O valor de ajuste pode agora ser calculado como a seguir: No endereço 5207 U0 3.H.(V/100%) 9 é ajustado. O valor de pickup no endereço 5203 U0 3.HARM> deve da mesma forma, ser extrapolado para 100 %. Se for selecionado 14.5 V para esse valor, o valor de pickup resultante em 50% da potência ativa é 14.5 V – 4.5 V = 10 V. Com cos ϕ = 0.8 e operação do gerador em seu ajuste nominal, o valor de pickup resultante é 14.5 V – 9 V/100 % (100 % – 80 %) = 14.5 V – 1.8 V = 12.7 V. Como descrito em „Faixa de Operação“, a característica deve ser limitada pela definição da mínima potência ativa possível. Como a medição do 3º harmônico foi executado na Figura 2-93 até P = 20 %, e o comportamento é ainda quase linear, um ajuste do parâmetro 5205 P min > = 30 % ainda permite uma certa margem de segurança. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 239 2 Funções Devido à forte dependência do 3º harmônico mensurável do ponto de trabalho correspondente do gerador, a área de trabalho da proteção de falta à terra do estator de -100-% só fornece trip acima do limite da potência ativa ajustada via 5205 P min > e quando exceder uma tensão de seqüência de fase positiva mínima 5206 U1 min >. Faixa de Operação Ajuste recomendado: Pmin> 40 % P/SN U1 min> 80 % UN O trip no caso de uma falta à terra é temporizado pelo tempo ajustado no endereço 5204 T SEF 3. HARM.. O tempo de ajuste é uma temporização adicional que não inclui o tempo de operação da função de proteção. Temporização 2.30.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 5201 SEF 3rd HARM. OFF ON Block relay OFF Proteção de Falta à Terra do Estator com 3º Harmônico 5202 U0 3.HARM< 0.2 .. 40.0 V 1.0 V Pickup do 3º Harmônico U0< 5203 U0 3.HARM> 0.2 .. 40.0 V 2.0 V Pickup do 3º Harmônico U0 > 5204 T SEF 3. HARM. 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização do 3º Harmônico T SEF 5205 P min > 10 .. 100 %; 0 40 % Limite de liberação de Pmin> 5206 U1 min > 50.0 .. 125.0 V; 0 80.0 V Limite de liberação de U1min> 5207 U0 3.H.(V/100%) -40.0 .. 40.0 0.0 Fator de Correção para Pickup (V/100%) 2.30.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5553 >SEF 3H BLOCK SP >BLOQUEAR SEF com 3º Harmônico 5561 SEF 3H OFF OUT Falta à Terra do Estator com 3º Harm. está DESLIGADA (OFF) 5562 SEF 3H BLOCK OUT Falta à Terra do Estator com 3º Harm. está BLOQUEADA 5563 SEF 3H ACTIVE OUT Falta à Terra do Estator com 3º Harm. está ATIVA 5567 SEF 3H pick.up OUT Pickup de Falta à Terra do Estator com 3º Harmônico 5568 SEF 3H TRIP OUT TRIP de Falta à Terra do Estator com 3º Harmônico 240 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.31 Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-% com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%) 2.31 Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-% com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%) A proteção de falta à terra de 100 % do estator detecta faltas à terra nos enrolamentos do estator de geradores que estão conectados com a rede via um transformador da unidade. Essa função de proteção, que trabalha com tensão injetada a 20 Hz, é independente da tensão residual da freqüência da rede e detecta faltas à terra em todos os enrolamentos incluindo o ponto estrela da máquina. O princípio de medição usado não é totalmente influenciado pelo modo de operação do gerador e permite medições mesmo com o gerador em estado de espera. Os dois pricípios de medição – medição da tensão residual e avaliação das grandezas medidas a uma tensão injetada de 20 Hz – permite implementar conceitos de proteção confiáveis que se complementam entre si. Se uma falta à terra no ponto estrela do gerador ou próxima do ponto estrela não é detectada, o gerador é operado como “aterrado”. Uma falta subseqüente (por exemplo, segunda falta à terra) causa um curto-circuito monopolar que pode ter uma corrente de falta extremamente alta porque a impedância zero do gerador é muito pequena. A proteção de falta à terra do estator de -100-% é por essa razão uma função básica para grandes geradores. 2.31.1 Descrição Funcional Princípio Básico O princípio básico é mostrado na figura seguinte. Uma fonte de tensão alternada de baixa freqüência externa (20 Hz) injeta no ponto estrela do gerador uma tensão de no máximo 1 % da tensão nominal do gerador. Se ocorre uma falta à terra no ponto estrela do gerador, a tensão 20 Hz conduz uma corrente através da resistência da falta. Da tensão de condução e corrente da falta, o relé de proteção determina a resistência da falta. O princípio de proteção aqui descrito também detecta faltas à terra nos terminais do gerador, incluindo componentes conectados tais como transformadores de potencial. Figura 2-94 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Princípio Básico de Injeção de Tensão no Ponto Estrela do Gerador 241 2 Funções Design do Circuito Para implementar o conceito acima, é necessário algum equipamento adicional. A figura seguinte mostra um gerador de 20 Hz gerando uma tensão de onda quadrada com uma amplitude de cerca de 25 V. Essa tensão de onda quadrada é alimentada via uma passagem de banda no resistor de carregamento do transformador de aterramento ou do neutro. A passagem de banda serve para arredondar a tensão de onda quadrada e para armazenar energia. A resistência a 20 Hz da passagem de banda é de cerca de 8 Ω. A passagem de banda assume também uma função de proteção. Se o resistor de carregamento conduz a tensão residual durante uma falta à terra para o terminal, a mais alta resistência em série da passagem de banda protege o gerador de 20 Hz das correntes excessivas de retorno. A tensão condutora de 20 Hz é tomada diretamente no resistor de carregamento usando um divisor de tensão. Em adição, o fluxo de corrente a 20 Hz é medido usando um TC miniatura. Ambos os valores (USEF e ISEF) são alimentadas para o dispositivo de proteção. A tensão a ser injetada no ponto estrela do gerador depende da tensão condutora a 20 Hz (divisor de tensão: resistor de carregamento e passagem de banda), e da relação de transformação do transformador de aterramento ou de neutro. Para prevenir a resistência de carga secundária de tornar-se muito pequena (ela deve ser de > 0.5 Ω quando possível), uma tensão nominal secundária deverá ser escolhida para o transformador de aterramento ou neutro. 500 V provou tratar-se de um valor prático. Figura 2-95 Design de Circuito da Proteção de Falta à Terra de 100% do Estator com Transformador de Aterramento ou Transformador de Neutro R Resistência de carregamento USEF Tensão residual do relé de proteção ISEF Corrente medida no relé de proteção 242 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.31 Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-% com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%) O mesmo princípio de medição pode ser também usado com um resistor de carregamento primário. A tensão a 20 Hz é conectada, neste caso, via um transformador de potencial, e a corrente do ponto estrela é medida diretamente. As notas de ajustes (seção 2.31.2) contém um esquea de conexão e informação sobre o design do circuito. Método de Medição Das duas grandezas medidas USEF e ISEF na ilustração acima, os vetores de corrente e tensão a 20 Hz são calculados e da impedância complexa resultante, a resistência da falta ôhmica é determinada. Esse método elimina perturbações causadas pela capacitância à terra do estator e assegura uma alta sensitividade. A precisão da medição é depois aumentada pelo uso de valores médios de corrente e tensão obtidos sobre vários ciclos para cálculo da resistência. O modelo considera uma resistência de transferência RPS que pode estar presente no transformador de neutro, aterramento ou potencial. Outros fatores de erros são considerados no erro de ângulo. Em adição à determinação da resistência de terra, um estágio de corrente à terra é fornecido, o qual processa o valor rms da corrente e assim considera todos os componentes da freqüência. É usado como estágio de backup e cobre cerca de 80 a 90 % da zona protegida. Um circuito de monitoramento verifica a alimentação acoplada em tensão a 20 H e corrente a 20 Hz e detecta pela avaliação delas, qualquer falha do gerador de 20Hz ou da conexão de 20 Hz. Em tal caso, a determinação da resistência é bloqueada. O estágio de corrente à terra permanece ativo. Lógica A figura seguinte mostra o diagrama lógico. Ele comprende: • Monitoramento da conexão 20 Hz • Cálculo da resistência e decisão de valor limite • Estágio independente de medição de corrente. A função de proteção tem um estágio de alarme e um estágio de trip. Ambos estágios podem ser temporizados com um temporizador. A detecção de corrente à terra só age no estágio de trip. A avaliação da medição de corrente à terra é bloqueada entre 10 Hz e 40 Hz, porque nessa faixa de freqüência uma tensão zero também pode ser gerada pelo gerador partindo ou diminuindo de velocidade. Isso seria então sobreposto na tensão 20 Hz conectada, ocasionando erros de medição e sobrefuncionamento. A função de medição de resistência está ativa para freqüências abaixo de 10 Hz (isto é, em estado de espera) e acima de 40 Hz. A medição de corrente à terra está ativa por toda a faixa. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 243 2 Funções Figura 2-96 Diagrama Lógico da Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-% 2.31.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de falta à terra do estator de -100-% só está efetiva e disponível se o endereço 153 100% SEF-PROT. for ajustado para Enabled durante a configuração. Em adição, a função requer os seguintes ajustes a serem executados nos Dados do Sistema de Potência 1: • Endereço 275: FACTOR R SEF; Ajusta a relação de transformação da resistência (veja título da margem “Resistências de Falta”). • Endereço 223: UE CONNECTION deverá ser ajustado para Load. resistor para a aplicação. A tensão 20 Hz é neste caso, medida na entrada UE, e a tensão residual para a proteção de falta à terra de 90% do estator (SEF) é calculada pelas tensões fase-terra. Se a tensão de medição será usada para a 90 % SEF também, ajuste neutr. transf. ou broken delta. O endereço 5301 100% SEF-PROT. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). 244 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.31 Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-% com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%) Resistências de Falta Os valores finais de ajuste são determinados no teste primário como descrito na Seção 3 Subseção „Comissionamento“. Favor observar que a proteção calcula a resistência de terra dos valores secundários USEF e ISEF que estão presentes nos terminais do dispositivo. Alocação entre esse valor calculado e a real resistência à terra do estator (primária) é determinada pela relação de transformação do transformador de aterramento e de neutro. Para a transformação geral, aplica-se a seguinte fórmula: Onde: REsec Resistência à terra, convertida para o lado do dispositivo REprim Resistência à terra primária do enrolamento do estator (=resistência de falta) TrRatio Relação de transformação do transformador de aterramento ou neutro Transformador de aterramento (transformação de perna dividida por 3) Transformador de neutro: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 TCRatio Relação de transformação do TC miniatura TPRatio Relação de Divisão do Divisor de Tensão 245 2 Funções O fator de conversão da resistência à terra é ajustdo como FACTOR R SEF no endereço 275 nos Dados do Sistema de Potência 1. A fórmula geral para cálculo (REprim / REsec) é: Essa fórmula só se aplica para transformadores de aterramento ou de neutro quase ideais. Se necessário, o resultado de medição dos testes primários devem ser ajustados como FACTOR R SEF. Para isso, a resistência de falta inserida (estágio de trip) é relacionada com a resistência de falta secundária medida. A resistência de falta primária deverá ser ajustada entre 1 e 2 kΩ para o estágio de trip e para entre aproximadamente 3 e 8 kΩ para o estágio de alarme. Os tempos padrão tem provado serem práticos. Exemplo: Resistência de carregamento RL 10 Ω (10 A continuamente, 50 A para 20 s) Divisor de tensão TPRatio 500 V/200 V TC Miniatura TCRatio. 200 A/5 A A relação de transformação do TC miniatura 400 A:5 tem sido cortada à metade para 200A : 5A pela passagem do condutor primário duas vezes através da janela do transformador. Para FACTOR R SEF resulta o valor seguinte: Se uma resistência de falta do lado do gerador de 1000 Ω é selecionada para o estágio de trip R<<, um valor de resistência de R<< SEF TRIP = 1000 Ω/8.33 = 120 Ω é ajustado no endereço 5303. Para o estágio de aviso,uma resistência primária de 3 kΩ nos fornece um valor de ajuste de R< SEF ALARM = 360 Ω. Estágio de Corrente à Terra O estágio de corrente à terra tem uma função de proteção de backup. É ajustado para uma zona protegida de aproximadamente 80 %. Referente à máxima corrente de falta secundária, o limite de pickup está em aproximadamente 20 %, e o valor de ajuste é calculado como a seguir: A temporização T SEF TRIP (endereço 5305), que também é relevante para o estágio de corrente à terra, deve ser menor do que o tempo de tolerância do transformador de carregamento (neste exemplo, 50 A para 20 s). A capacidade de sobrecarga do transformador de aterramento ou de neutro deve ser também considerada se permanecer abaixo daquela do resistor de carregamento. 246 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.31 Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-% com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%) Monitoramento Nos endereçoes 5307 e 5308 os limites de monitoramento são ajustados com U20 MIN e I20 MIN. Se a tensão a 20 Hz cair abaixo do valor de pickup sem aumento da corrente a 20 Hz, deverá haver um problema com a conexão de 20 Hz. O ajuste padrão será adequado para a maioria das aplicações. Em aplicações onde o resistor de carregamento é menor do que 1 Ω, o limite U20 MIN deve ser reduzido para 0.5 V. O limite de corrente I20 MIN pode ser deixado em 10 mA. Ângulo de Correção, Resistência de Transferência O parâmetro PHI I SEF (ajuste padrão 0 °) ajustado no endereço 5309 é usado para compensar os erros de ângulo dos TCs e distorções de ângulo causadas por um transformador de aterramento ou de neutro não ideal. O ajuste correto para esse parâmetro só pode ser determinado com teste primário. O ajuste deverá ser feito para o valor de trip. O mesmo se aplica para a resistência de transferência do transformador de aterramento ou neutro. Esse parâmetro avançado pode ser ajustado com o software de comunicação DIGSI (não possível em operação local). Como regra, essa resistência é negligenciável. Por essa razão, no endereço 5310 o ajuste padrão SEF Rps = 0.0 Ω é selecionado. Entretanto, a resistência de transferência do transformador de tensão não é negligenciável se a tensão 20 Hz é alimentada para um resistor de carregamento do lado primário via um transformador de potencial. Em unidades de grande potência com disjuntor de gerador, as aplicações têm efeito onde existe algum equipamento de carga adicional no lado de baixa tensão do transformador da unidade para reduzir a influência pela tensão zero quando o disjnutor do gerador é aberto. A fonte de 20 Hz é conectada via transformador de neutro no ponto estrela do gerador. Com o disjuntor do gerador fechado, a proteção mede a resistência de carregamento no lado do transformador da unidade, que pode ser confundida com uma resistência à terra. O parâmetro avançado do endereço 5311 permite o ajuste dessa resistência de carregamento adicional. O ajuste padrão para RlPARALLEL é ∞. Nenhuma resistência de carregamento adicional é assumida. Proteção de Falta à Terra de 100% do Estator com Resistor de Carga Primário 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Alguns sistemas de potência com geradores em conexão de unidade tem um resistor de carga instalado diretamente no ponto estrela do gerador para reduzir interferência. A figura seguinte mostra a conexão de 20 Hz do gerador e a passagem de banda nessa aplicação, e a integração do dispositivo de proteção. A tensão a 20 Hz é injetada no ponto estrela do gerador via um poderoso transformador de potencial e cai no resistor de carga primário. Na presença de uma falta à terra, uma corrente à terra flui através do TC no ponto estrela. A função de proteção detecta e processa essa corrente em adição à tensão a 20 Hz. 247 2 Funções Figura 2-97 Conexão: Proteção de falta à terra do estator -100-% para um resistor de carga primário Nota: Você encontrará as designações de pinos para o 7XT3300-0*A00/DD no Apêncice A3, Figura A-29. Um transformador de potencial isolado bipolar deve ser usado com baixa impedância primária/secundária. Isso se aplica para a freqüência de 20 Hz. Tensão primária: UN,Gerador / √3 (não saturado até UN,Gerador) Tensão secundária: 500 V Potência para 20 s (50 Hz ou 60 Hz) 3 kVA Impedância primária-secundária a 20 Hz Zps < RL (mas pelo menos < 1000 Ω). Alguns fabricantes: Ritz Messwandlerbau Salomon-Heine Weg 72 D-20251 Hamburg (Phone +49 (0) 40511123 333) Como a relação de transformação é 1:1, um transformador de corrente com um número máximo de enrolamentos ampéres deve ser escolhido. O TC é instalado diretamente no ponto estrela no lado do terra, logo abaixo do resistor de carga. Tipo: 5P10 ou 5P15 (ou 1FS10) Corrente secundária nominal: 1A Relação de transformação: 1 (1A/1A) Durante o teste primário o ângulo de correção (Endereço 5309 PHI I SEF) e a resistência de transferência ôhmica do transformador de potencial devem ser determinados e ajustados no endereço 5310 SEF Rps. 248 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.31 Proteção de Falta à Terra do Estator de -100-% com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%) O fator de conversão para a resistência (secundária – primária e vice-versa) é: Exemplo: Resistor de Carga Primário: RL = 1250 Ω Transformador de Potencial: 10.5 kV/ √3/500 V Divisor Ôhmico: 1650 Ω/660 Ω (5:2) Transformador de Corrente: 1 A/1 A Nota Devido à resistência de transferência Rps, uma relação de transformação ideal dos transformadores de potencial não deve ser esperada. Por essa razão desvios maiores do FACTOR R SEF podem ocorrer. É recomendado medir a relação de transformação com alimentação 20 Hz e a máquina em estado estacionário. Esse valor deverá então ser ajustado. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Estágio de trip: primário 2 kΩ, secundário 66 Ω Estágio de alarme: primário 5 kΩ, secundário 165 Ω 249 2 Funções 2.31.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 5301 100% SEF-PROT. OFF ON Block relay OFF Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% 5302 R< SEF ALARM 20 .. 700 Ω 100 Ω Valor de Pickup do Estágio de Alarme Rsef< 5303 R<< SEF TRIP 20 .. 700 Ω 20 Ω Valor de Pickup do Estágio de Trip Rsef<< 5304 T SEF ALARM 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização do Estágio de Alarme Rsef< 5305 T SEF TRIP 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização do Estágio de Trip Rsef<< 5306 SEF I>> 0.02 .. 1.50 A 0.40 A Valor de Pickup do Estágio I SEF>> 5307 U20 MIN 0.3 .. 15.0 V 1.0 V Limite de Supervisão da Tensão a 20Hz 5308 I20 MIN 5 .. 40 mA 10 mA Limite de Supervisão da Corrente a 20Hz 5309 PHI I SEF -60 .. 60 ° 0° Ângulo de Correção para I SEF 100% 5310A SEF Rps 0.0 .. 700.0 Ω 0.0 Ω Resistência Rps 5311A Rl-PARALLEL 20 .. 700 Ω; ∞ ∞Ω Resistência de Carga Paralela 2.31.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5473 >SEF100 BLOCK SP >BLOQUEAR proteção de falta à terra do estator 5476 >U20 failure SP >Falha da tensão bias 20Hz (S/E/F) 5481 SEF100 OFF OUT Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% está DESLIGADA (OFF) 5482 SEF100 BLOCKED OUT Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% está BLOQUEADA 5483 SEF100 ACTIVE OUT Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% está ATIVA 5486 SEF100 Failure OUT Falha da Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% 5487 SEF100 Alarm OUT Estágio de Alarme da Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% 5488 SEF100 pickup OUT Pickup da Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% está 5489 SEF100 TRIP OUT TRIP da Proteção de Falta à Terra do Estator -100-% 250 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.32 Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN) 2.32 Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN) O recurso de proteção de corrente à terra sensitiva IEE-B do 7UM62 fornece maior flexibilidade e pode ser usado para as seguintes aplicações: Aplicações • Monitoramento da corrente à terra para detectar faltas à terra (estator do gerador, terminais, transformador). • Medição de corrente à terra para 3º harmônicos para detecção de faltas à terra próximas do ponto estrela do gerador. A conexão é executada no circuito secundário do transformador de neutro. • Proteção contra resistências de carga por meio de monitoramento de corrente monofásica. • Proteção da corrente do eixo de forma a detectar correntes de eixo do eixo do gerador e prevenir danos aos mancais. A função é principalmente usada para geradores hidro-elétricos. 2.32.1 Descrição Funcional Geral A proteção de corrente à terra sensitiva IEE-B usa tanto a entrada do hardware Iee1 quanto Iee2. Essas entradas estão designadas de forma a permitir que cortem correntes maiores do que 1.6 A (limite térmico, veja dados técnicos). Isso tem que ser considerado para as aplicações ou para a seleção dos transformadores de corrrente. Aplicação como Proteção de Corrente no Eixo (Proteção de Corrente do Rolamento) Como a maioria das aplicações mencionadas acima são muito simples, nós focaremos as funções de aplicação como proteção de corrente do eixo. Essa função é de particular interesse em conjunto com geradores hidrelétricos. Devido à sua construção, os geradores hidrelétricos têm eixos relativamente longos. O eixo está conectado à terra em um ponto via turbina e água. Em geradores de rotor cilíndrico o eixo é aterrado em um ponto via escova de aterramento. Um número de fatores tais como a fricção, campos magnéticos dos geradores e outros, podem gerar uma tensão através do eixo que então age como fonte de tensão (força eletro-motriz- emf). Essa tensão também contém harmônicos com o 3º harmônico sendo o mais forte. Essa tensão induzida pode estar na faixa de 0.5 e 2 V em geradores de rotor cilíndrico e entre 10 e 30 V em geradores hidrelétricos. A detecção só é possível durante a operação. Se filme de óleo que cobre o mancal é muito fino, pode ocorrer quebra. Como a caixa do mancal está aterrada, o circuito elétrico está agora fechado. Devido à baixa resistência (eixo, mancal e aterramento), podem fluir altas correntes que destroem o mancal. Experiências passadas demonstraram que correntes maiores do que 1 A são críticas para os mancais. Como diferentes manacais podem ser afetados, a corrente não é medida em cada mancal, mas a corrente que entra no eixo é detectada por meio de um transformador especial. É um transformador de dobra que é montado ao redor do eixo. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 251 2 Funções A conexão básica da proteção de corrente do eixo é mostrada na Figura 2-98. O transformador de corrente do eixo é então conectado para a entrada selecionada de corrente à terra sensitiva (Iee1 ou Iee2). Se a corrente do eixo exceder um certo valor, o gerador deverá ser desligado. Figura 2-98 Conexão do transformador de corrente do eixo (possível fluxo de corrente no evento de uma falta) O transformador de corrente do eixo tem que ser comprado em separado de um fabricante de transformadores, ou o transformador de corrente do eixo existente pode ser usado quando da substituição da proteção. O diâmetro do transformador depende do diâmetro do eixo e pode chegar a 2 m. O número de espiras de enrolamento secundário varia levemente com o diâmetro. Esses transformadores estão disponíveis entre 400 e 1000 espiras. Transformadores com menos espiras, por exemplo, 600 espiras, deverão ser usados para fornecer uma corrente de medição suficientemente alta. Transformadores de corrente do eixo também têm um enrolamento de teste com usualmente 4 espiras. Ele permite a injeção de uma corrente de teste para verificação do circuito completo. A Figura 2-99 mostra os terminais S1-S2: terminal de medição (400 espiras); A-B: terminal de teste (4 espiras). Figura 2-99 252 Terminais do transformador de corrente de eixo 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.32 Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN) Método de Medição Para preservar a flexibilidade da aplicação, existem diferentes métodos de medição disponíveis para processamento da corrente à terra sensitiva. O ajuste da proteção determina o método de medição a ser usado. Em termos de algorítmos, isso significa que parâmetros de filtros FIR tem que ser modificados. Para conseguir alta precisão, um intervalo longo de filtro é deliberadamente usado. As seguintes opções de filtro estão disponíveis: Filtragem Aplicação Componente fundamental (50 Hz ou 60 Hz) - Aplicações de proteção de corrente à terra normais - Proteção de corrente do eixo, se o componente fundamental é predominante 3º harmônico (150 Hz ou 180 Hz) - Moniroramento de corrente à terra no ponto estrela do gerador para detectar faltas na redondeza do ponto estrela (lógica suplementar via CFC) - Proteção de corrente do eixo, se o 3º harmônico é predominante Componente funda- Proteção de corrente do eixo se são predominantes o 3º harmônico mental e 3º harmônico e o componente fundamental A Figura 2-100 mostra o Diagrama Lógico. De acordo com o método de medição selecionado, o valor medido é enviado para a lógica de decisão de limite. Dependendo da aplicação é possível monitorar um limite maior ou menor. Para prevenir o “repique” de pickup, pode ser implementada uma temporização de dropout. Este tempo é o tempo de espera. Além disso, um contador permite temporizar o sinal de TRIP adequadamente. Ajustado em 0, o estágio IEE-B< é desativado. Lógica Figura 2-100 Diagrama Lógico da proteção de corrente à terra sensitiva IEE-B 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 253 2 Funções 2.32.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de falta à terra sensitiva IEE-B só está efetiva e disponivel se configurada para endereço 154 = with IEE1 ou with IEE2. Se a proteção de falta à terra sensitiva não for requerida, IEE-B é ajustada para Disabled. O endereço serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Em adição, você pode ajustar para Alarm Only, isto é, esses estágios operam e enviam alarmes mas não geram qualquer comando de trip. Uso como Proteção de Corrente do Eixo O ajuste correto da proteção de corrente do eixo só é possível durante a verificação primária. Uma gravação de falta é iniciada com o gerador em movimento e o conteúdo harmônico é determinado usando o software gráfico SIGRA. Dependendo de qual conteúdo harmônico está presente, o método de medição adequado é ajustado no endereço 5406 MEAS. METHOD. Você tanto pode selecionar Fundamental, 3. Harmonic quanto 1. and 3. Harm.. Uma vez completado o ajuste, a corrente da falta respectiva é lida dos valores operacionais medidos com o gerador funcionando sob carga e um valor de ajuste é determinado nessas bases com um fator de segurança de 1.5 a 2 (veja também, verificação primária). Um ajuste preliminar deverá ser de forma a causar à função de proteção pickup nas correntes de falta entre 0.5 A e 1 A. No caso de 600 espiras, isso fornece um valor de pickup de 1 mA (equivalente a 0.6 A primários). Para assegurar também o trip da função no caso de faltas intermitentes, o comportamento de pickup tem que ser ajustado no endereço 5407 T-HOLD IEE-B> (só possível via software DIGSI). Um valor de 0.5 s é bastante prático. A temporização de trip é usaualmente ajustada para 3 s no endereço 5403 T IEE-B>. 254 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.32 Proteção de Falta à Terra Sensitiva B (ANSI 51GN) 2.32.3 Settings Endereços que têm um “A” anexo só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 5401 O/C PROT IEE-B OFF ON Block relay Alarm Only OFF Proteção de Sobrecorrente Sensitiva B 5402 IEE-B> 0.3 .. 1000.0 mA 5.0 mA Pickup de IEE-B> 5403 T IEE-B> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 3.00 sec Temporização T IEE-B> 5404 IEE-B< 0.3 .. 500.0 mA; 0 0.0 mA Pickup de IEE-B< 5405 T IEE-B< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização T IEE-B< 5406 MEAS. METHOD Fundamental 3. Harmonic 1. and 3. Harm. Fundamental Método de Medição 5407A T-HOLD IEE-B> 0.00 .. 60.00 sec 0.00 sec Tempo de Espera de Pickup IEEB> 5408A T-HOLD IEE-B< 0.00 .. 60.00 sec 0.00 sec Tempo de Espera de Pickup IEEB< 2.32.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 25071 >BLK Sens. E B SP >BLOQUEAR proteção de corrente à terra sensitiva B 25072 IEE-B OFF OUT Proteção B de corrente à terra está DESLIGADA (OFF) 25073 IEE-B BLOCKED OUT Proteção B de corrente à terra está BLOQUEADA 25074 IEE-B ACTIVE OUT Proteção B de corrente à terra está ATIVA 25077 IEE-B> pickup OUT Pickup de IEE-B> 25078 IEE-B< pickup OUT Pickup deIEE-B< 25079 IEE-B> TRIP OUT TRIP de IEE-B> 25080 IEE-B< TRIP OUT TRIP de IEE-B< 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 255 2 Funções 2.33 Proteção (Interturn) de Curto Entre Espiras (ANSI 59N (IT)) A proteção de falta (Interturn) de curto entre espiras detecta faltas entre espiras dentro do enrolamento de um gerador (fase). Essa situação pode envolver correntes de circulação relativamente altas que fluem nas espiras curto-circuitadas e danificam o enrolamento e o estator. A função de proteção está caracterizada pela alta sensitividade. Dada a forma em que são construidos os geradores, não é incomum que ocorra falta interna. Geradores com um enrolamento de estator separado (por exemplo, geradores hidrelétricos de grande porte) são mais suscetíveis de serem afetados. Nessa configuração, a proteção diferencial transversa ou a proteção de corrente de seqüência zero são usadas então entre os pontos estrela conectados. 2.33.1 Descrição Funcional Princípio Básico A Figura 2-101 mostra o princípio básico de medição. A tensão residual é medida no enrolamento delta aberto por meio de 3 transformadores de potencial isolados bifásicos. Então por ser insensitivo a faltas à terra, o ponto estrela do transformador de potencial isolado tem que ser conectado ao ponto estrela do gerador por meio de um cabo de alta tensão. O ponto estrela do transformador de potencial não pode estar aterrado pois isso implica que o ponto estrela do gerador, também, estaria aterrado com a conseqüência de que cada falta conduziria a uma falta à terra monopolar. No evento de uma falta de curto entre espiras (interturn), a tensão na fase afetada será reduzida causando uma tensão residual que é detectada no enrolamento delta aberto. A sensitividade está limitada mais pelas assimetrias do enrolamento do que pelo dispositivo de proteção. Figura 2-101 256 Conexão padrão da proteção de falta de curto entre espiras 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.33 Proteção (Interturn) de Curto Entre Espiras (ANSI 59N (IT)) A Figura 2-102 mostra um exemplo de conexão alternativo com sensitividade limitada. O resistor de carregamento está localizado no ponto estrela do gerador e a tensão residual é medida via transformador de potencial. Esse transformador de potencial é igualmente usado para a proteção de falta à terra do estator. O transformador de potencial no lado de saída está aterrado e tem adicionalmente um enrolamento delta aberto. O exemplo de conexão mostrado na Figura 2-102 tem o efeito de tornar zero a tensão residual na entrada de medição da proteção de falta de curto entre espiras no evento de uma falta à terra. No evento de uma falta entre espiras, a tensão residual ocorre somente no enrolamento delta que está aberto no lado da saída. Figura 2-102 Conexão alternativa da proteção de falta de curto entre espiras A ampla faixa de ajuste permite que a função de proteção seja usada também como proteção de sobretensão monofásica de estágio simples. Método de Medição 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A entrada UE da proteção está conectada como mostra a Figura 2-101 ou 2-102. Um filtro FIR determina o componente fundamental da tensão baseado na tensão residual digitalizada. Selecionando uma função de intervalo adequado o efeito da sensitividade em direção às oscilações de altas freqüência é melhorado e a influência de perturbações de 3º harmônico é eliminada enquanto se consegue a sensitividade de medição necessária. 257 2 Funções A Figura 2-103 mostra o diagrama lógico. O valor medido do componente fundamental é dirigido para a lógica de decisão de limite. Excedendo o limite, a indicação de pickup é enviada e o temporizador é iniciado. O comando de trip é gerado após expirar o tempo. Lógica Figura 2-103 Diagrama Lógico da proteção de falta de curto entre espiras 2.33.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de falta de curto entre espiras só está efetiva e acessível se o endereço 155 INTERTURN PROT foi ajustado para Enabled durante a configuração das funções de proteção. Também tem que estar especificado nos Dados do Sistema de Potência 1 que a entrada UE é usada para proteção de falta de curto entre espiras (interturn). O ajuste pode ser feito no endereço 223 UE CONNECTION = Uen-winding. Para o fator UE (Endereço 224) a relação da tensão fase-terra para a tensão no enrolamento delta aberto (entrada UE ) é ajustado de acordo com a seção 2.5. O endereço 5501 INTERTURN PROT serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Valor de Pickup 258 É desejado que a proteção tenha uma alta sensitividade de forma a já detectar uma falta quando ela tenha afetado somente umas poucas espiras. Por outro lado, um ajuste muito sensitivo não deve ocasionar sobrefuncionamento. Daí porque o ajuste padrão é 2 % o qual em uma tensão residual secundária máxima de 100 V corresponda a um valor de pickup de 2 V. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.33 Proteção (Interturn) de Curto Entre Espiras (ANSI 59N (IT)) O valor de pickup final tem que ser determinado em testes primários. Pickup sem uma falta de curto entre espiras estando realmente presente deve ser excluido! A função de proteção não deve oferecer pickup erroneamente em interferências. A interferência é causada por assimetrias de enrolamento do enrolamento do estator. Especialmente no caso de uma falta bipolar torna-se óbvia a formação de uma tensão residual. Testes de curto-circuito deverão ser conduzidos para determinar essa tensão residual interferente. A faixa de proteção pode assim ser determinada. O ajuste deverá ser tal que assegure o pickup da função em uma falta de curto entre espiras (interturn) sob excitação sem carga. Deverá estar apta a detectar uma falta quando ela já afetou apenas uma espira. Para o ajuste sensitivo uma relação de dopout deverá ser levemente reduzida por igual. O ajuste padrão é 80 % (veja endereço 5504 RESET RATIO). A temporização da função de proteção reduz o risco de sobrefuncionamento. Mas se a temporização for muito longa, existe o risco de afetar o enrolamento do estator/ núcleo com danos consideráveis. Daí porque o valor padrão é de 0.50 seg (veja o endereço 5503 T-U Interturn >). Temporizações 2.33.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 5501 INTERTURN PROT OFF ON Block relay OFF Proteção de curto entre espiras 5502 U Interturn > 0.3 .. 130.0 V 2.0 V Valor de Pickup de U (de curto entre espiras) Interturn> 5503 T-U Interturn > 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização do Comando de Trip 5504 RESET RATIO 50 .. 95 % 80 % Relação de reset de curto entre espiras de U (Interturn)> 2.33.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5413 >I/T BLOCK SP >BLOQUEAR (Interturn) proteção de falta de curto entre espiras 5421 I/T OFF OUT Proteção de falta de curto entre espiras (interturn) está DESLIGADA (OFF) 5422 I/T BLOCKED OUT Proteção de falta de curto entre espiras (interturn) está BLOQUEADA 5423 I/T ACTIVE OUT Proteção de falta de curto entre espiras (interturn) está ATIVA 5426 I/T picked up OUT Pickup da Proteção de falta de curto entre espiras (interturn) 5427 I/T TRIP OUT TRIP da Proteção de falta de curto entre espiras (interturn) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 259 2 Funções 2.34 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) A proteção de falta à terra do rotor é usada para detectar faltas à terra no circuito de excitação de máquinas síncronas. Uma falta à terra no enrolamento do rotor não causa dano imediato; entretanto, se ocorrer uma segunda falta ela constitui um curtocircuito do enrolamento do circuito de excitação. Os desequilíbrios magnéticos resultantes podem ocasionar forças mecânicas extremas que podem destruir a máquina. 2.34.1 Descrição Funcional Método de Medição A proteção de falta à terra do rotor no 7UM62 usa uma tensão auxiliar de freqüência do sistema externa de aproximadamente 36 a 45 V CA, que pode ser tomado por exemplo, dos transformadores de potencial via uma unidade de acoplamento 7XR6100-0*A00. Essa tensão é simetricamente acoplada para o circuito de excitação e simultaneamente conectada à entrada de medição UE do dispositivo disponibilizado para esse propósito. Os capacitores Ccoup da unidade de acoplamento 7XR6100 estão protegidos pelos resitores em série Rpre e - no caso de altos conteúdos harmônicos serem esperados no circuito de excitação (por exemplo, excitação por circuitos tiristorizados) - por um filtro de bloqueio adicional (para um exemplo de conexão com designação de terminal veja o Apêndice A.3). A tensão acoplada conduz uma pequena corrente de carregamento (normalmente uns poucos mA) através da unidade de acoplamento, como no caso pode ser a resistência de escovas e a capacitância à terra do circuito de excitação. Essa corrente IRE é medida pelo dispositivo. 260 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.34 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) Figura 2-104 Nota Estabelecimento da resistência de terra do rotor RE 3PP13 somente é necessário se circular constantemente mais do que 0,2 Aeff ; (Uerr > 150 V). Resistores no 7XR61são então curto-circuitados ! O cálculo da falta à terra do rotor calcula a impedância à terra complexa da tensão auxiliar CA URE e corrente IRE. A resistência à terra RE do circuito de excitação é então calculada da impedância à terra. A capacitância de acoplamento da unidade de acoplamento Ccoup, a resistência em série Rpre incluindo a resitência das escovas e a capacitância à terra para o circuito de excitação CE também são considerados. Esse método assegura que mesmo faltas à terra relativamente de alta resistência (até 30 kΩ sob condições ideais) podem ser detectadas. Para eliminar a influência de harmônicos - tal como ocorre em equipamento de excitação semicondutor (tiristores ou retificadores rotativos)- as grandezas medidas são filtradas antes de sua avaliação. A supervisão de resistência à terra tem dois estágios. Usualmente um alarme é emitido se um estágio inicial (por exemplo, 5 kΩ a 10 kΩ) é atingido. Se o valor cair abaixo do segundo estágio de baixa resistência (por exemplo, 2 kΩ a 5 kΩ), será iniciado trip após uma curta temporização. O limite de dropout está definido para ambos os estágios como 125 % do valor de ajuste. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 261 2 Funções Nota A proteção de falta à terra do rotor usa para detecção da tensão URE a entrada de tensão UE do dispositivo. Neste caso, a tensão residual para a proteção de falta à terra de 90% do estator U0 é dessa forma calculada pelas tensões fase-terra. Supervisão do Circuito de Medição Desde que flua uma corrente mesmo durante operação normal, isto é, a corrente de carregamento da capacidade de terra CE, a proteção pode reconhecer e sinalizar interrupções no circuito de medição, desde que a capacitância à terra seja pelo menos 0.15 μF. Estabilização da Resistência de Medição Se a corrente de medição IRE exceder um valor pré-determinado interno (100 mA), uma falta à terra de baixa resistência (RE ≈ 0) é detectada sem considerar a resistência calculada. Se essa corrente cair abaixo do valor interno fixo de 0.3 mA, RE → ∞ é detectado independente da resistência calculada. Figura 2-105 Diagrama Lógico da Proteção de Falta à Terra do Rotor 2.34.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de falta à terra do rotor só está efetiva e acessível se o endereço 160 ROTOR E/F foi ajustado para = Enabled. Se a função não for necessária é ajustada para Disabled. O endereço 6001 ROTOR E/F serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Também, o parâmetro de configuração 223 UE CONNECTION deve ser ajustado para Rotor. Se esse não for o caso, uma tensão URE = 0 é mostrada e avaliada de forma que a proteção permaneça bloqueada. 262 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.34 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) Os ajustes de fábrica dos trandutores de medição TD1 e TD2 a 10 V não podem ser alterados (veja tabelas 3-18 e 3-19). Valores de Pickup Como a proteção calcula a resistência ôhmica rotor-terra dos valores causados pela tensão bias aplicada, os limites para o estágio de aviso (6002 RE< WARN) e para o estágio de trip (6003 RE<< TRIP) podem ser ajustados diretamente como valores de resistência. Os ajustes padrão são suficientes para a maioria dos casos. Esses valores podem ser mudados dependendo da resistência de isolação e da refrigeração. Deve ser tomado cuidados para permitir uma margem suficiente entre o valor de ajuste e a real resistência de isolação. Temporizações A temporização para o estágio de aviso 6004 T-WARN-RE< é usualmente ajustada para aproximadamente 10 s, e a temporização para o estágio de trip 6005 T-TRIPRE<< para aproximadamente 0.5 s. Os tempos de ajuste são temporizações adicionais e não incluem os tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. Dados para Acoplamento ao Circuito do Rotor O ajuste da reatância de acoplamento 6006 X COUPLING e a resistência em série 6007 R SERIES habilitam a proteção a calcular a resistência à terra RE do diagrama equivalente complexo da capacitância de acoplamento da unidade de acoplamento, a resistência em série (por exemplo escova de medição), a capacitância à terra do circuito de excitação e a resitência à terra do circuito de excitação. O circuito equivalente de acordo com a figura abaixo, se aplica: Figura 2-106 Circuito de Medição Equivalente para proteção de Falta à Terra do Rotor onde: URE Tensão bias do circuito do rotor IRE Corrente à terra Xacoplamento Reatância em série total do circuito de acoplamento consistindo de capacitância de acoplamento e indutância (se aplicável) RS Resistência total do circuito de acoplamento consistindo de resistência da escova, resistência da proteção (se aplicável) e resistência de amortecimento (se aplicável). CE Capacitância à terra do rotor RE Resistência à terra do rotor Os resistores em série Rpre para a proteção dos capacitores de acoplamento podem ser consideradas com a resistência em série total (Endereço 6007) desde que a resistência de escova e a resistência em série estejam conectadas em série no circuito de medição. A resistência resultante aplica-se para R SERIES, isto é, a conexão paralela em cada caso dos resistores em série Rpre e para a resistência das duas escovas. Da mesma forma, a reatância de acoplamento é calculada da conexão paralela dos dois capacitores de acoplamento Ccoup. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 263 2 Funções Em alguns casos, o indutor integrado no 7XR6100 está incluido no circuito de acoplamento para reduzir conteúdo de harmônicos muito altos da tensão de excitação. Isso forma, junto com a capacitância de acoplamento, uma passagem de banda para a freqüência do sistema. Nesses casos, deve ser considerado que a reatância não deve se tornar menor do que –100 Ω (limite inferior do ajuste 6006 X COUPLING). Correção de Erro de Ângulo A reatância de acoplamento e resistência em série podem ser medidas pela própria proteção durante comissionamento (veja Subseção 3.3 na Seção “Instalação e Comissionamento”). Pode ser vantajoso compensar o erro de ângulo dos TCs de entrada do relé para aumentar a precisão. Isso pode ser feito no endereço 6009 PHI I RE. Assim, se o estágio de aviso, em particular, não oferece pickup durante o teste no nível de isolação esperado, você deverá verificar e corrigir o ângulo de correção e a reatância de acoplamento (veja também a Subseção 3.3 na Seção „Instalação e Comissionamento“). Os valores calculados e mostrados pelo relé podem torner-se negativos devido à erros de ângulos do TC, ajustes errados da impedância de acoplamento ou mau funcionamento do equipamento de excitação. Neste caso, é executada uma verificação quanto a corrente IRE ser mais do que 7 mA, caso no qual é feita uma decisão de trip. Se a corrente é < 7 mA, a medição é marcada como inválida e a resistência à terra do rotor Re = ∞ é mostrada. Essa verificação adicional de consistência assegura que mesmo se o ajuste de ângulo de correção ou a impedância de acoplamento estiverem errados, o trip no caso de faltas à terra de baixa resistência é assegurado apesar do estágio de aviso não dar pickup corretamente. Monitoramento do Circuito de Medição 264 Se uma capacitância do rotor suficientemente alta (CE ≥ 0.15 μF) estiver disponível, uma interrupção no circuito de medição também pode ser reconhecida. Uma interrupção do circuito de medição é assumida quando a tensão cair abaixo do limite ajustado no endereço 6008 I RE<, e a tensão URE estiver, ao mesmo tempo, acima de 25 V. O alarme é então resetado quando a corrente for 0.5 mA ou 20 % acima do valor de ajuste, ou quando a tensão cair abaixo de 20 V. Se I RE< for ajustada para 0.0 mA, não existe monitoramento de corrente e nenhum alarme. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.34 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) 2.34.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 6001 ROTOR E/F OFF ON Block relay OFF Proteção de Falta à Terra do Rotor (R, fn) 6002 RE< WARN 3.0 .. 30.0 kΩ 10.0 kΩ Valor de Pickup do Estágio de Aviso Re< 6003 RE<< TRIP 1.0 .. 5.0 kΩ 2.0 kΩ Valor de Pickup do Estágio de Trip Re<< 6004 T-WARN-RE< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização do Estágio de Aviso Re< 6005 T-TRIP-RE<< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização do Estágio de Trip Re<< 6006 X COUPLING -100 .. 800 Ω 398 Ω Reatância de Acoplamento 6007 R SERIES 0 .. 999 Ω 50 Ω Resistência em Série (por exemplo, escovas de medição) 6008 I RE< 1.0 .. 50.0 mA; 0 2.0 mA Valor de Pickup ou Detecção de Falha de Ire< 6009 PHI I RE -15.0 .. 15.0 ° 0.0 ° Ângulo de Correção para Ire 2.34.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5383 >BLOCK R/E/F SP >BLOQUEAR proteção de falta à terra do rotor (R,fn) 5391 R/E/F OFF OUT Proteção de falta à terra do rotor (R,fn) DESLIGADA (OFF) 5392 R/E/F BLOCKED OUT Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn) está BLOQUEADA 5393 R/E/F AKTIVE OUT Proteção de falta à terra do rotor (R,fn) está ATIVA 5394 R/E/F U< block OUT Proteção de falta à terra do rotor (R,fn) bloqueada por U< 5397 R/E/F warning OUT Aviso da Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn) Re< 5398 R/E/F picked up OUT Pickup da Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn) Re<< 5399 R/E/F TRIP OUT TRIP da Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn) Re<< 5400 Failure R/E/F OUT Falha da Proteção de falta à terra do rotor. (R,fn) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 265 2 Funções 2.35 Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com Injeção de Tensão de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz (ANSI 64R - 1 to 3 Hz) A proteção de falta à terra do rotor detecta faltas à terra de alta e baixa resistência no circuito de excitação de geradores síncronos. Uma falta à terra no enrolamento de excitação por si mesma não causa dano direto. Se, entretanto, ocorrer uma segunda falta à terra , isso resulta em um curto circuito do enrolamento no circuito de excitação. Os desequilíbrios magnéticos resultantes podem ocasionar forças mecânicas extremas que podem destruir a máquina. A função de proteção seguinte difere da descrita na Seção 2.34 por ser muito mais sensitiva; é usada para grandes geradores. 2.35.1 Descrição Funcional Princípio Básico A proteção de falta à terra do rotor trabalha com uma tensão direta de cerca de 50 V, a polaridade é revertida entre 1 e 4 vezes por segundo, dependendo do ajuste. Essa tensão Ug injetada no circuito do rotor é gerada no dispositivo série 7XT71. A tensão passa atavés de uma unidade de resistor 7XR6004 (ou 7XR6003) e está simetricamente acoplada ao circuito de excitação via resistores de alta resistência e ao mesmo tempo conectada à escova de aterramento (potencial à terra) via um shunt de medição de baixa resistência RM (veja também o Apêndice). A tensão tomada no shunt de medição e a tensão de controle são ligadas ao dispositivo de proteção via transdutores de medição. A tensão de controle é proporcional à tensão injetada de 50 V Ug em termos de amplitude e freqüência. A corrente à terra que flui no rotor é refletida pela tensão de medição. Cada vez que a polaridade da tensão direta Ug é revertida, uma corrente de carregamento Ig é conduzida através da unidade de resistor para a capacitância à terra do circuito de excitação. Essa corrente causa uma queda proporcional de tensão UMeas no shunt de medição. Uma vez que a capacitância à terra do rotor é carregada, a corrente de carregameno cai a zero. Se estiver presente uma falta à terra do rotor, é conduzida uma corrente à terra contínua. A amplitude depende da resistência da falta. 266 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.35 Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com Injeção de Tensão de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz O uso de uma tensão de onda quadrada de baixa freqüência como a tensão residual elimina a influência da capacitância à terra e assegura ao mesmo tempo uma margem suficiente contra sinais de interferências do sistema de excitação. Figura 2-107 CE Conexão Esquemática da Injeção de Tensão no Enrolamento do Rotor Capacitância à terra do rotor RS Resistor em Série Ug Tensão de onda quadrada do 7XT71 Ig Fluxo de corrente do 7XT71 através do rotor para a terra fg Freqüência de onda quadrada do 7XT71 Método de Medição Da tensão de controle UCtr, a função determina a temporização para as reversões de polaridade e dispara as medições. Ao mesmo tempo, ela calcula a amplitude da tensão e converte-a na tensão de condução Ug. A resistência de falta real é determinada pela tensão UMeas, que é proporcional à corrente Ig. Cada vez que é revertida a polaridade da tensão de controle,o componete DC da tensão de medição é determinada por um filtro de valores médios. A freqüência do dispositivo em série deve ser ajustada baixa o suficiente para assegurar que durante a geração do valor médio as capacitâncias à terra do rotor são carregadas, de forma que somente a porção em estado estacionário seja avaliada. Isso permite a detecção de faltas de alta resistên-cia (máximo aproximado de 80 kΩ) sem ser influenciada pela capacitância à terra. Entretanto, a medição é distorcida por duas fontes de interferência. Uma delas, é o componete da tensão DC no circuito de medição, que depende da intensidade da tensão de excitação e da localização da falta à terra no enrolamento de excitação, e a outra são picos de tensão de alta-freqüência consideráveis que podem se sobrepor à tensão de exitação DC. Esses picos são atenuados por um filtro numérico. Para eliminar a interferência dos componentes de tensão DC sobrepostos, a polaridade da tensão Ug é revertida (tensão de onda quadrada). O cálculo da tensão de medição acima descrito é executado por ambas as polaridades. Na formação da diferença entre dois resultados subseqüentes de medições para Ig, nomeados Ig1 e Ig2, o componente DC originado do circuito de excitação (Ioffset) é eliminado, enquanto que os componentes DC originados da tensão injetada Ug, se acumulam. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 267 2 Funções Com a grandeza medida assim obtida, e a quantidade calculada da tensão residual Ug, a resistência à terra pode ser calculada, considerando os resistores em série Rs (veja a Figura 2-108). Figura 2-108 Curvas da Tensão Residual Ug, Tensão de Shunt UMeas e a Corrente de medição Ig Funções de Monitoramento Em cada reversão de polaridade, a corrente de carregamento da capacitância à terra é detrminada. Se for atingida, erros no circuito de medição como circuito interrompido, contato pobre das escovas, etc. podem ser detectados. Isso só é possível, entretanto, se as capacitâncias à terra forem suficientemente grandes (> 0.15 μF) e as perturbações da excitação mínimas. Como uma alternativa, a função de proteção oferece uma opção de teste externo usando um resistor de teste (incluido no 7XR6004 e 7XR6003). O modo de teste é ativado por entrada binária e o resistor de falta então conectado a um anel coletor com um relé externo. A função de proteção deve ser informada da resistência relevante do teste. A função de proteção emite indicações apropriadas mostrando os resultados dos testes. Também está apta a detectar interrupções unilaterais (como circuito interrompido ou terminais frouxos em um acoplamento). 268 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.35 Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com Injeção de Tensão de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz A lógica de avaliação está mostrada na figura seguinte. Figura 2-109 Diagrama Lógico da Proteção de Falta à Terra do Rotor no Modo de Teste Em adição, a tensão de controle é monitorada. Se a tensão de controle desaparecer ou se apresentar muito baixa uma falha da unidade de controle é assumida (veja também o Diagrama Lógico). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 269 2 Funções Lógica O diagrama lógico mostra as partes: • Monitoramento do dispositivo série • Supervisão do circuito de medição • Função de proteção de dois estágios • Efeito do teste da proteção de falta à terra do rotor Se a resistência à terra cair abaixo do estágio de alta-resistência RE<, uma mensagem de aviso será emitida normalmente. Se cair abaixo do segundo estágio de baixa resistência RE<<, é emitido um sinal de trip após um curto tempo. Figura 2-110 270 Diagrama Lógico da Proteção de Falta à Terra do Rotor, Sensitiva 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.35 Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com Injeção de Tensão de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz 2.35.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de falta à terra do rotor sensitiva só está efetiva e disponível se configurada no endereço 161 REF 1-3Hz para Enabled. Também deve ser assegurado que as entradas dos transdutores de medição TD1 e TD2 não são usadas para qualquer outra função. Endereço 6101 REF 1-3Hz serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Valores de Pickup Como a proteção calcula a resistência ôhmica à terra do rotor diretamente dos valores da tensão bias aplicada, o resistor em série e a corrente que flue à terra, os limites para o estágio de aviso (6102 RE< WARN) e para o estágio de trip (6103 RE<< TRIP) podem ser ajustados diretamente como valores de resistência. Os ajustes padrão (RE< WARN = 40 kΩ e RE<< TRIP = 5 kΩ) são suficientes para a maioria dos casos. Esses valores podem ser mudados dependendo da resistência de isolação e da refrigeração. Deve ser tomado cuidado para permitir uma margem suficiente entre o valor de ajuste e a resistência de isolação real. Como as interferências do sistema de excitação não podem ser excluidas, o ajuste para o estágio de aviso é finalmente estabelecido durante os testes primários. Temporizações A temporização para o estágio de aviso 6104 T-WARN-RE< é usualmente ajustada para aproximadamente 10 s, e a temporização para o estágio de trip 6105 T-TRIPRE<< para aproximadamente 1 s. Os tempos ajustados são temporizações adicionais e não incluem os tempos de operação,(tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. Funções de Monitoramento O valor de ajuste do monitoramento do circuito de medição (6106 Qc <) é definido durante teste primário. Para esse propósito o valor medido operacional (Qc) é lido e metade desse valor é o ajustado. Se a carga medida for muito baixa, o monitoramento não pode ser efetivo. O parâmetro Qc < deverá, nesse caso, ser ajustado para 0 mAs. Nenhuma indicação de falta será emitida nesse caso. Nenhum ajuste é necessário se o teste externo for feito usando o resistor de teste 7XR6004 (3.3 kΩ). Se for usado um resistor diferente, sua resistência deve ser ajustada como um parâmetro avançado TEST RESISTOR (somente via software de comunicação DIGSI) no endereço 6107A. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 271 2 Funções 2.35.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 6101 REF 1-3Hz OFF ON Block relay OFF Proteção de Falta à Terra do Rotor (1-3Hz) 6102 RE< WARN 5.0 .. 80.0 kΩ 40.0 kΩ Valor de Pickup do Estágio de Aviso Re< 6103 RE<< TRIP 1.0 .. 10.0 kΩ 5.0 kΩ Valor de Pickup do Estágio de Trip Re<< 6104 T-WARN-RE< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização do Estágio de Aviso Re< 6105 T-TRIP-RE<< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização do Estágio de TripRe<< 6106 Qc < 0.00 .. 1.00 mAs 0.02 mAs Valor de Pickup de Circuito do Rotor Aberto (Qc) 6107A TEST RESISTOR 1.0 .. 10.0 kΩ 3.3 kΩ Resistor de Teste 2.35.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5381 >REF 1-3Hz BLK SP >BLOQUEAR proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) 5386 >Test REF 1-3Hz SP >Teste de proteção de falta à terra do rotor(1-3Hz) 5387 REF 1-3Hz OFF OUT Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) está DESLIGADA (OFF) 5388 REF 1-3Hz BLK OUT Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) está BLOQUEADA 5389 REF 1-3Hz ACT OUT Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) está ATIVA 5395 REF 1-3Hz open OUT Circuito Aberto da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) 5401 Fail REF 1-3Hz OUT Falha da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) 5403 REF 1-3Hz Warn OUT Estágio de Aviso da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) (Re<) 5406 REF 1-3Hz Fault OUT Pickup da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) Re<< 5407 REF 1-3Hz Trip OUT TRIP da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) Re<< 5408 Test REF PASSED OUT Passou no teste da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) 5409 Test REF Fail. OUT NÃO passou no teste da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) 5410 1 Cir. open OUT Aberto 1 Circuito de Medição da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) 5411 2 Cir. open OUT Abertos 2 Circuitos de Medição da Proteção de falta à terra do rotor (1-3Hz) 272 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.36 Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) 2.36 Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) Quando o 7UM62 é usado para proteger um motor, o recurso do monitoramento do tempo de partida suplementa a proteção de sobrecarga (veja Subseção 2.11) protegendo o motor contra durações extensas de partida. Em particular, motores de alta tensão crítica de rotor pode rapidamente aquecer acima de seu limite térmico se múltiplas tentativas de partida consecutivas são feitas. Se a duração dessas tentativas de partidas forem prolongadas, por exemplo, quedas excessivas de tensão durante a partida do motor por torques de carga excessivos, ou por condições de rotor bloqueado, um sinal de trip será iniciado pelo relé de proteção. 2.36.1 Descrição Funional Partida do Motor O monitoramento do tempo de partida do motor é iniciado pelo reconhecimento da partida do motor parametrizado no endereço I MOTOR START. Essa corrente libera o cálculo da característica de trip. Uma característica é de tempo definido enquanto que a outra é de tempo inverso. Característica de Sobrecorrente de Tempo Inverso A característica de sobrecorrente de tempo inverso está designada para operar somente quando o rotor não está bloqueado. Com corrente de partida diminuida resultante de quedas de tensão quando da partida do motor, tempos de partida prolongados são adequadamente calculados e o trip pode ser executado à tempo. O tempo de trip é calculado baseado na seguinte fórmula: com 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 tTRIP Tempo de trip real para fluxo de corrente I tMáx Partida Tempo de trip para corrente nominal de partida ICorr.Partida (Parâmetro. 6503, STARTING TIME) I Corrente fluindo realmente (valor medido) ICorr.Partida Corrente nominal de partida do motor (Parâmetro 6502, START. CURRENT) IPartida Motor Valor de pickup para reconhecimento da partida do motor (Parâmetro 6505, I MOTOR START) 273 2 Funções Figura 2-111 Tempo de trip dependendo da Corrente de Partida Além disso, se a corrente de partida I realmente medida for menor (ou maior) do que a corrente de partida nominal ICorr.Partida parametrizada no endereço 6502 (Parâmetro START. CURRENT), o tempo real de trip tTrip é prolongado (ou encurtado) correspondentemente (veja tanmbém a Figura 2-111). Característica de Trip de Sobrecorrente de Tempo Definido (Tempo do Rotor Travado) Se o tempo de partida do motor exceder o máximo tempo permitido de bloqueio do rotor t E, o trip deve ser executado pelo menos com a temporização tE quando o rotor está bloqueado. O dispositivo pode detectar uma condição de rotor bloqueado via uma entrada binária („>Rotor locked“) de um contador externo de rpm. Se a corrente em qualquer das fases exceder o já mencionado limite de I MOTOR START, é assumida uma partida do motor em adição ao acima exposto, uma temporização de tempo inverso, uma temporização independente da corrente (tempo de travamento do rotor) é iniciada. Isso acontece toda a vez que o motor é iniciado e é uma condição normal de operação que nem é parametrizada no buffer de anunciações operacionais, nem é enviada a um centro de controle nem registrada em uma gravação de falta. A temporização de rotor travado (LOCK ROTOR TIME) está “AND” com a entrada binária „>Rotor locked“. Se a entrada binária ainda está ativada após ter expirado o tempo de rotor travado parametrizado, é executado trip imediatamente, sem considerar se a entrada binária foi ativada antes ou durante a temporização ou após terminar a temporização. 274 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.36 Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) O monitoramento do tempo de partida do motor pode ser manobrado para ON ou OFF usando um parâmetro. Ele pode ser bloqueado via uma entrada binária, isto é, indicações de tempo e pickup são resetados. A figura seguinte mostra a lógica de indicação e administração da falta. Um pickup não resulta em uma gravação de falta. A gravação de falta não é iniciada até que tenha sido emitido um comando de trip. Lógica Figura 2-112 Diagrama Lógico do Monitoramento do Tempo de Partida do Motor 2.36.2 Notas de Ajustes Geral O Monitoramento do Tempo de Partida só está efetivo e disponível se o endereço 165 STARTUP MOTOR foi ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não for necessária, é ajustada para Disabled. O endereço 6501 STARTUP MOTOR serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloqueaar somente o comando de trip (Block relay). Valores de Pickup O dispositivo é informado sobre os valores de corrente de partida sob condições normais no endereço 6502 START. CURRENT, e do tempo de partida no endereço 6503 STARTING TIME. Isso assegura trip em tempo, se o valor de I2t calculado pelo relé for excedido. Se o tempo de partida for mais longo do que o tempo permitido de bloqueio do rotor, um contador externo de rpm pode iniciar a característica de trip de tempo definido via entrada binária („>Rotor locked“). Um rotor travado leva a perda de ventilação e sendo assim a uma capacidade térmica reduzida da máquina. Por essa razão, a supervisão do tempo de partida do motor deverá emitir um comando de trip antes de atingir a característica de trip térmico válida para operação normal. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 275 2 Funções Uma corrente acima do limite 6505 (Endereço I MOTOR START) é interpretada como uma partida de motor. Por conseqüência, esse valor deve ser escolhido de forma que seja confiavelmente conseguido pela corrente de partida real sob qualquer condição de tensão de carga durante a partida do motor, mas não durante uma sobrecarga permissível de curto tempo. Exemplo: Motor com os seguintes dados: Tensão nominal UN = 6600 V Corrente nominal IMot.Nom = 126 A Corrente de partida ICorr.Partida = 624 A Corrente contínua do estator permitida: Imax = 135 A Tempo de partida em ICorr.Partida TPARTIDA max = 8.5 s Relação do TC IN CTprim/IN CTsec 200 A/1 A O ajuste no Endereço START. CURRENT é calculado da seguinte maneira: Para tensão reduzida, a corrente de partida é também reduzida quase linearmente. Em 80% da tensão nominal, neste exemplo, a corrente de partida é reduzida para: 0.8 · ICorr.Partida = 2.5 · IN TCsec. O ajuste para detecção de uma partida de motor deve permanecer acima da máxima corrente de carga e abaixo da mínima corrente de carga. Se nenhum outro fator de influência estiver presente (picos de carga), o valor para partida do motor I MOTOR START ajustado no endereço 6505 pode ser ajustado para um valor médio: O tempo de trip do monitoramento do tempo de partida é calculado da seguinte forma: Sob condições nominais, o tempo de trip é o máximo tempo de partida TSTART max. Para relações que desviam das condições nominais, o tempo de trip do motor muda. Em 80% da tensão nominal (que corresponde a 80% da corrente nominal de partida) o tempo de trip é,por exemplo: Após a temporização LOCK ROTOR TIME ter expirado, a entrada binária se torna efetiva e inicia um sinal de trip. Se o tempo de rotor bloqueado for ajustado para um valor que a entrada binária „>Rotor locked“ (No. 6805) seja confiavelmente resetada durante a temporização LOCK ROTOR TIME, trip mais rápido estará disponível durante a partida do motor sob condições de rotor travado. 276 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.36 Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) 2.36.3 Ajustes A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna “C” (Configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro 6501 STARTUP MOTOR 6502 START. CURRENT C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários OFF ON Block relay OFF Supervisão do Tempo de Partida do Motor 5A 0.50 .. 80.00 A 15.60 A 1A 0.10 .. 16.00 A 3.12 A Corrente de Partida do Motor 6503 STARTING TIME 1.0 .. 180.0 sec 8.5 sec Tempo de Partida do Motor 6504 LOCK ROTOR TIME 0.5 .. 120.0 sec; ∞ 6.0 sec Tempo do Rotor Travado Permissível 6505 I MOTOR START 5A 3.00 .. 50.00 A 8.00 A 1A 0.60 .. 10.00 A 1.60 A Valor da Corrente de Pickup da Partida do Motor 2.36.4 Lista de Informações No. 6801 Informação >BLK START-SUP Tipo de Info. SP Comentários >BLOQUEAR Supervisão de Partida do Motor 6805 >Rotor locked SP >Rotor está travado 6811 START-SUP OFF OUT Supervisão do tempo de partida DESLIGADA 6812 START-SUP BLK OUT Supervisão do tempo de partida está BLOQUEADA 6813 START-SUP ACT OUT Supervisão do tempo de partida está ATIVA 6821 START-SUP TRIP OUT TRIP da Supervisão do tempo de partida 6822 Rotor locked OUT Rotor está TRAVADO após Tempo do Rotor Travado 6823 START-SUP PU OUT Pickup da supervisão do tempo de partida 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 277 2 Funções 2.37 Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor) A temperatura do rotor de um motor geralmente permanece bem abaixo de sua máxima temperatura admissível durante operação normal e também sob condições de carga aumentada. Entretanto, com partidas e resultando correntes altas de partida causadas por constantes de tempo térmico pequenas, ele pode sofrer mais dano térmico do que o estator. Para evitar que múltiplas tentativas de partida ocasionem trip, uma partida repetida do motor deve ser prevenida se puder ser assumido que o aquecimento permissível do rotor seria de outra forma excedido. Sendo assim, o dispositivo 7UM62 fornece um recurso de bloqueio de reinicio de motor. Um sinal de inibição é emitido até que uma nova partida do motor seja admissível (limite de reinício). Esse sinal de bloqueio deverá ser alocado para uma saída binária do dispositivo cujo contato esteja inserido no circuito de partida do motor. 2.37.1 Descrição Funcional Determinando a Sobretemperatura do Rotor 278 Porque a corrente do rotor não pode ser medida diretamente, devem ser usadas correntes do estator. Os valores rms das correntes são usados para isso. A sobretemperatura do rotor ΘR é calculada usando a mais alta das três correntes de fase. Para isso é assumido que os limites térmicos para o enrolamento do rotor estão baseados nos dados do fabricante quanto à corrente nominal de partida, máximo tempo de partida admissível e o número de partidas permitidas em estado frio (ncold) e quente (nwarm). A partir desses dados, o dispositivo calcula valores para o perfil térmico do rotor e emite um sinal de bloqueio até que o perfil decresça abaixo do limite de reinício, permitindo nova partida. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.37 Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor) Figura 2-113 Curva de Temperatura no Rotor e Perfil Térmico Durante Repetidas Tentativas de Partida Apesar da distribuição de calor nas barras da gaiola do rotor variar amplamente durante a partida do motor, as diferentes máximas temperaturas no rotor não afetam necessariamente a inibição de reinicio do motor (veja a Figura 2-113). É muito mais importante estabelecer um perfil térmico, após uma partida completa do motor, que é apropriada para a proteção do estado térmico do motor. A figura mostra, como exemplo, o processo de aquecimento durante repetidas partidas do motor (tres partidas a partir da condição de operação à frio), bem como réplica térmica do dispositivo de proteção. Limite de Reinício 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Se a temperatura do rotor tiver excedido o limite de reinicio, o motor não pode ser reiniciado. Só quando a temperatura do rotor estiver abaixo do limite de reinicio, isto é, logo quando uma partida se tornar possível sem exceder o limite de sobretemperatura do rotor, o sinal de bloqueio será eliminado. Sendo assim, para o limite de reinicio ΘRe.Inh., relacionado à máxima sobretemperatura admissível do rotor: ncold 2 3 4 ΘRe.Inh. [%] 50 % 66.7 % 75 % 279 2 Funções Tempos de Reinício O fabricante do motor permite um certo número de partidas à frio (ncold) e à quente (nwarm). Nenhuma nova partida subseqüente é permitida. Um tempo correspondente — o tempo de reinicio — deve expirar para permitir ao rotor esfriar. O comportamento térmico funciona assim: Cada vez que o motor é desligado, um temporizador de nivelamento é acionado (Endereço 6604 T EQUAL). Isso leva em consideração as diferentes temperaturas dos componentes individuais do motor no momento em que é desligado. Durante o tempo de nivelamento o perfil térmico do rotor não é atualizado mas sim mantido constante para replicação dos processos de nivelamento do rotor. Então, o modelo térmico resfria com a constante de tempo correspondente (constante de tempo do rotor x fator de extensão). Durante o tempo de nivelamento o motor não pode ser reiniciado. Assim que o limite de reinicio é atingido, uma nova partida pode ser tentada. O tempo total que deve expirar antes do reinicio do motor igualar o tempo de nivelamento e o tempo calculado usando o modelo térmico necessário para diminuir a temperatura do rotor abaixo do limite de reinicio: com TNivelamento - Tempo de nivelamento da temperatura do rotor Endereço 6604 kτ - Fator de prolongamento para a constante de tempo = Kτ at RUNNING Endereço 6609 ou Kτ at STOP Endereço 6608 τR - Constante de tempo do rotor, calculada internamente: τR = tStart · (ncold – nwarm) · Ion2 onde: tStart = Tempo de partida em s Ion = Corrente de partida em pu Θpre - Perfil térmico no momento da paralisação do motor (depende do estado da operação) O valor operacional medido TRem.= (a ser encontrado nos valores térmicos medidos) mostra o tempo restante até que o próximo reinício seja permitido. Extensão da Constante de Tempo de Resfriamento Para contar adequadamente com a redução de calor quando um motor auto-ventilado é desligado, a constante de tempo de resfriamento pode ser aumentada em relação à constante de tempo para a máquina em andamento com o fator Kτ at STOP (Endereço 6608). Um motor em estado estacionário é definido pela corrente abaixo de um limite ajustável de corrente BkrClosed I MIN. Isso faz assumir que a corrente inativa do motor é maior do que esse limite. O limite de pickup BkrClosed I MIN também afeta a função de proteção de sobrecarga térmica (veja Seção 2.11). Enquanto o motor está funcionando, o aquecimento do perfil térmico é modelado com a constante de tempo τR calculada dos nominais do motor e o resfriamento é calculado com a constante de tempo τR · Kτ at RUNNING (Endereço 6609). Dessa forma, as necessidades para um resfriamento lento (nivelamento lento da temperatura) são encontradas. Tempo Mínimo de Inibição 280 Sem considerar o perfil térmico, alguns fabricantes de motores requerem um tempo de inibição mínimo após o máximo número permissível de tentativas de novas partidas ter excedido. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.37 Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor) A duração do sinal de inibição depende de qual dos tempos, TMIN INHIBIT ou TRem., é mais longo. Comportamento na Falha da Fonte de Alimentação Dependendo do ajuste do parâmetro 274 ATEX100, o valor do perfil térmico tanto é resetado para zero na falha da tensão da fonte de alimentação, quanto ciclicamente armazenado em uma memória não volátil até que que retorne a tensão da fonte de alimentação. No último caso, quando a fonte de alimentação é restaurada, o perfil térmico usa o valor armazenado para o cálculo e casa esse valor com as condições de operação. Partida de Emergência Se, por razões de emergência, deve ser dada uma partida de motor que exceda o limite máximo da temperatura do rotor, o sinal de bloqueio de partida do motor pode ser terminado via uma entrada binária („>Emer. Start ΘR“), permitindo assim uma nova tentativa de partida. O perfil térmico do rotor continua a funcionar, entretanto, e a máxima temperatura admissível do rotor pode ser excedida. Não será iniciado o desligamento do motor pelo bloqueio da partida mas a temperatura excessiva calculada do rotor pode ser observada para avaliação de riscos. Bloqueio Se a função de bloqueio do motor está bloqueada ou desligada, o perfil térmico da temperatura excessiva do rotor e o tempo de equilíbrio T EQUAL assim como o tempo mínimo de inibição T MIN. INHIBIT são resetados e qualquer sinal de inibição de partida do motor é terminado. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 281 2 Funções Lógica O perfil térmico também pode ser resetado por uma entrada binária. Isto pode ser útil para teste e comissionamento e após a restauração da tensão da fonte de alimentação. A figura seguinte mosta o Diagrama Lógico da inibição de reinício. Figura 2-114 282 Diagrama Lógico da Inibição de Reinício 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.37 Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor) 2.37.2 Notas de Ajustes Geral A inibição de reinicio só está efetiva e disponível se o endereço 166 RESTART INHIBIT foi ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não for necessária ajuste para Disabled. O endereço 6601RESTART INHIBIT serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear apenas o comando de trip (Block relay). Valores Característicos Requeridos Muitas das váriáveis necessárias para calcular a temperatura do rotor são fornecidas pelo fabricante do motor. Entre essas variáveis estão a corrente de partida ISTARTUP, a corrente nominal do motor IMOTnom, o máximo tempo de partida permissível T START MAX (Endereço 6603), o número de partidas permitidas em condição à frio (ncold), e o número de partidas permissíveis em condição à quente (nwarm). A corrente de partida é parametrizada no endereço 6602, expressa como um múltiplo da corrente nominal do motor (IStart/IMOTnom). Para uma correta interpretação desse parâmetro, é importante que nos Dados do Sistema de Potência 1 a potência aparente (Endereço 252 SN GEN/MOTOR) e a tensão nominal (Endereço 251 UN GEN/MOTOR) do motor tenham sido ajustadas corretamente. O número de partidas à quente permitido é parametrizado no endereço 6606 (MAX.WARM STARTS) e a diferença (#COLD-#WARM) entre o número de partidas permitidas à frio e à quente é parametrizado no endereço 6607. Para motores sem ventilação separada, o reduzido resfriamento do motor em estado estacionário pode ser consideradao pela parametrização do endereço 6608 do fator de ventilação reduzida Kτ at STOP. Assim que a corrente não mais exceder o valor de ajuste parametrizado no endereço 281 BkrClosed I MIN, é detectado motor em estado estacionário e a constante de tempo é aumentada pelo prolongamento do fator configurado. Se não existir diferença entre as constantes de tempo a serem usadas (por exemplo motores ventilados externamente), então o fator de prolongamento Kτ at STOP deverá ser ajustado para 1. Resfriamento com motor em funcionamento é influenciado pelo fator de prolongamento Kτ at RUNNING. Esse fator considera que um motor funcionando sob carga e um motor parado não resfriam na mesma velocidade. Isso se torna efetivo assim que a corrente excede o valor de ajuste do endereço 281 BkrClosed I MIN. Com Kτ at RUNNING = 1 a constante de tempo de aquecimento e de resfriamento h são as mesmas em condições de operação (I > BkrClosed I MIN). Exemplo de Ajuste: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Exemplo: Motor com os seguintes dados: Tensão nominal UN = 6600 V Corrente nominal IMOTnom = 126 A Corrente de partida ICorr.Partida = 624 A Tempo de partida em ISTART TSTART MAX = 8.5 s Número permissível de partidas com o motor frio ncold = 3 Número permissível de partidas com o motor quente nwarm = 2 Transformador de corrente 200 A / 1 A 283 2 Funções A relação entre a corrente de partida e a corrente nominal do motor é: São feitos os seguintes ajustes: IStart/IMOTnom = 4.9 T START MAX = 8.5 seg MAX.WARM STARTS =2 #COLD-#WARM =1 Para o tempo de nivelamento da temperatura do rotor, um ajuste de aproximadamente T EQUAL = 1.0 min provou tratar-se de um valor prático. O valor para o mínimo tempo de inibição T MIN. INHIBIT depende dos requerimentos do fabricante do motor, ou das condições do sistema. Deve em qualquer exceder T EQUAL. Neste exmplo,um valor foi escolhido que reflete grosseiramente o perfil térmico (T MIN. INHIBIT = 6.0 min). O fabricante do motor ou os requerimentos do usuário determinam o fator de prolongamento para a constante de tempo durante o resfriamento, especialmente para o motor em estado estacionário. Quando não são feitas outras especificações, os seguintes ajustes são recomendados: Kτ at STOP = 5.0 e Kτ at RUNNING = 2.0 . Para funcionamento adequado é também importante que os valores do TC para o lado 2 (Endereços 211 e 212), os dados do sistema de potência (Endereços 251, 252) e o limite de corrente para distinção entre motor parado e em funcionamento (Endereço 281 BkrClosed I MIN, ajuste recomendado ≈ 0,1 · I/IMot Nom) sejam ajustados corretamente. Uma visão geral dos parâmetros e seus ajustes padrão são fornecidos em visão geral de parâmetros. Comportamento da Temperatura durante Mudanças de Estados de Operação 284 Para melhor compreensão das considerações acima, dois dos vários estados operacionais possíveis serão discutidos no parágrafo seguinte. Os exemplos usam os ajustes indicados acima. 3 tentativas de partida fria e 2 quentes tem resultado em um limite de nova partida de 66.7 %. A figura seguinte ilustra o comportamento da temperatura durante 2 tentativas de partida à quente. O motor é continuamente operado na corrente nominal. Após o primeiro desligamento T EQUAL está efetivo. 30 s depois, o motor é reiniciado e imediatamente desligado novamente. Após nova pausa, é feita a segunda tentativa de reinicio. O motor é novamente desligado. Durante essa segunda tentativa de partida, o limite de reinicio é excedido, de forma que após desligamento tem efeito a inibição de reinicio. Depois do tempo de nivelamento de temperatura (1 min), o pefil termico resfria com a constante de tempo τR · Kτ at STOP ≈ 5 · 204 s = 1020 s. A inibição de reinicio é efetiva por cerca de 7 min. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.37 Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor) Figura 2-115 Comportamento da Temperatura durante Duas Partidas a Quente Sucessivas Na Figura 2-116, o motor também é reiniciado duas vezes em condição á quente, mas a pausa entre as tentativas de reinicio são maiores do que no primeiro exemplo. Depois da segunda tentetiva de reinicio, o motor é operado com 90% da corrente nominal. Após desligamento seguido de da primeira tentativa de partida, o perfil térmico é “congelado”. Após o tempo de nivelamento de temperatura (1 min), o rotor resfria com a constante de tempo τR · Kτ at STOP ≈ 5 · 204 s = 1020 s. Durante o segundo reinicio, a corrente de partida causa um aumento de temperatura, enquanto que subseqüentemente o fluxo de corrente de carga de 0.9 I/IMOTnom Kτ at RUNNING reduz a temperatura. Nesse tempo, a constante de tempo τR · Kτ at STOP = 2 · 204 s = 408 s é efetiva. O fato do limite de reinicio ser excedido por um curto tempo não significa uma sobrecarga térmica. Isso, ao invés, indica que a sobrecarga térmica do rotor resultaria se o motor fosse imediatamente desligado e reiniciado. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 285 2 Funções Figura 2-116 Duas Partidas a Quente Seguidas por Funcionamento Contínuo 2.37.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 6601 RESTART INHIBIT OFF ON Block relay OFF Inibição de Reinício para Motores 6602 IStart/IMOTnom 1.5 .. 10.0 4.9 I Partida Nominal do Motor 6603 T START MAX 3.0 .. 320.0 sec 8.5 sec Tempo Máximo de Partida Permissível 6604 T EQUAL 0.0 .. 320.0 min 1.0 min Tempo de Equalização de Temperatura 6606 MAX.WARM STARTS 1 .. 4 2 Número Permissível de Partidas a Quente 6607 #COLD-#WARM 1 .. 2 1 Número de Partidas a Frio Partidas a Quente 6608 Kτ at STOP 1.0 .. 100.0 5.0 Extensão da Constante de Tempo na Parada 6609 Kτ at RUNNING 1.0 .. 100.0 2.0 Extensão da Constante de Tempo no Funcionamento 6610 T MIN. INHIBIT 0.2 .. 120.0 min 6.0 min Tempo Mínimo da Inibição de Reinício 286 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.37 Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor) 2.37.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 4822 >BLK Re. Inhib. SP >BLOQUEAR Inibição de reinício do motor 4823 >Emer. Start ΘR SP >Partida de emergência do rotor 4824 Re. Inhibit OFF OUT Inibição de reinício do motor está DESLIGADA 4825 Re. Inhibit BLK OUT Inibição de reinício do motor está BLOQUEADA 4826 Re. Inhibit ACT OUT Inibição de reinício do motor está ATIVA 4827 Re. Inhib. TRIP OUT TRIP da Inibição de reinício do motor 4828 >RM th.rep. ΘR SP >Resetar memória térmica do rotor 4829 RM th.rep. ΘR OUT Reset memória térmica do rotor 4830 Re. Inhib.ALARM OUT Alarme da inibição de reinício do motor 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 287 2 Funções 2.38 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) A proteção de falha do disjuntor pode ser designada para as entradas de corrente do lado 1 ou do lado 2 durante a configuração das funções de proteção (veja Seção 2.4). A função de proteção de falha do disjuntor monitora as manobras adequadas de desligamento do disjuntor relevante. Na proteção de máquinas são tipicamente os disjuntores principais. 2.38.1 Descrição Funcional Modo de Operação Os seguintes dois critérios estão disponíveis para a proteção de falha do disjuntor: • Verificação se a corrente em todas as três fases atingem um limite seguindo-se comando de trip, • Avaliação da posição do contato auxiliar do disjuntor para funções de proteção onde o critério de corrente é talvez não representativo, por exemplo, proteção de freqüência, proteção de tensão, proteção de falta à terra do rotor. Se o disjuntor não abriu após uma temporização programável, (falha do disjuntor), um disjuntor de nível mais alto pode iniciar a desconexão (veja o exemplo seguinte). Figura 2-117 Iniciação Princípio da Função da Proteção de Falha do Disjuntor A função de proteção de falha do disjuntor pode ser iniciada por duas fontes diferentes: • Funções internas do 7UM62, como por exemplo comandos de trip das funções de proteção ou via CFC (funções de lógica internas), • comandos externos de partida, por exemplo, via entrada binária. Critério 288 Os dois critérios de pickup (critério de corrente , contato auxiliar do disjuntor) são OR (OU) combinados. No caso de um trip sem corrente de curto-circuito, por exemplo, para proteção de tensão em carga leve, a corrente não é um critério seguro para a resposta do disjuntor. Por essa razão o pickup também se faz possível usando o critério do contato auxiliar do disjuntor. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.38 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) O critério de corrente é preenchido se pelo menos uma das três correntes de fase exceder a um valor limite parametrizado (CIRC. BR. I>). O dropout é executado se todas as três correntes de fase cairem abaixo de 95% do valor limite de pickup. No estado de operação 0, o critério de corrente está inativo. A proteção de falha do disjuntor só pode tornar-se ativa com os contatos auxiliares do disjuntor. Se a entrada binária do contato auxiliar do disjuntor está inativa, somente o critério de corrente está efetivo e a proteção de falha do disjuntor não pode tornar-se ativa com um sinal de trip se a corrente está abaixo do limite CIRC. BR. I>. Recurso de Dois Canais Para aumentar a segurança e proteger contra possíveis impulsos de perturbações a entrada binária para um sinal de trip externo é estabilizada. Esse sinal externo deve estar presente durante todo o período da temporização. Caso contrário, o temporizador é resetado e nenhum sinal de trip é emitido. Uma entrada binária redundante „>ext.start2 B/F“ está “linkada” para reforçar a segurança contra operação indesejada. Isso significa que não é possível iniciação a menos que ambas as entradas binárias estejam ativadas. O recurso de dois canais também está efetivo para iniciação “interna”. Lógica Se ocorreu pickup da proteção de falha do disjuntor, uma mensagem correspondente é transmitida e inicia uma temporização parametrizada. Se o critério de pickup ainda estiver preenchido ao expirar essa temporização, uma avaliação de fonte redundante antes da eliminação da falta é iniciada via uma combinação (E) AND através de um disjuntor de nível mais alto. Um pickup não ocorre e nenhum comando de trip é produzido pela proteção de falha do disjuntor se: • uma condição de partida interna (Relé de saída BO3 ou via CFC) ou „>ext.start1 B/F“ ou „>ext.start2 B/F“ ocasionam dropoff do pickup. • um sinal de trip das funções de proteção ainda existe, enquanto o critério de corrente e o critério do contato auxiliar fornecem dropout. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 289 2 Funções A figura seginte mostra o diagrama lógico da função de proteção de falha do disjuntor. A proteção completa de falha do disjuntor pode ser ativada ou desativada via parâmetros e também bloqueada dinamicamente pela entrada binária “>BLOCK BkrFail“ (durante verificação de proteção de máquina, por exemplo). Figura 2-118 290 Diagrama Lógico da Proteção de Falha do Disjuntor 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.38 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) 2.38.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de falha do disjuntor só está efetiva e disponível se o endereço 170 BREAKER FAILURE foi ajustado para o Lado 1 ou Lado 2 durante a configuração. Se a função não for requerida, é ajustada para Disabled. O endereço 7001 BREAKER FAILURE serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). A medição de corrente para a proteção de falha do disjuntor pode ser executada tanto do lado 1 (entradas IL, S1) quanto do lado 2 (entradas IL, S2). É recomendado usar o lado do terminal dos TCs, isto é, lado 1. Critério O parâmetro 7002 TRIP INTERN serve para selecionar o critério OFF de um pickup interno. Pode ser implementado pela leitura do estado de chaveamento do relé de saída BO12 destinado para isso (7002 TRIP INTERN = BO12) ou por um “link” lógico criado no CFC (= CFC) (Mensagem 1442 „>int. start B/F“). Também pode ser completamente desativado (7002 TRIP INTERN = OFF). Neste caso, só fontes externas têm efeito. Nota: Tenha cuidado de que somente a saída binária livre de potencial BO12 (relé BO12) pode ser usada para a proteção de falha do disjuntor. Isso significa que trips dos disjuntores principais (ou de um disjuntor particular que está sendo monitorado) devem estar configurados para essa saída binária. O limite de pickup 7003 CIRC. BR. I> ajuste do critério de corrente, se aplica para todas as três fases. O usuário deve selecionar um valor assegurando que a função ainda ofereça pickup mesmo para corrente operacional mais baixa do que a esperada. Por essa razão, o valor deverá ser ajustado pelo menos 10% abaixo da mínima corrente operacional. Entretanto, o valor de pickup não deverá ser selecionado mais baixo do que o necessário, como um ajuste muito sensitivo que ponha em risco o prolongamento do tempo de dropout devido a processos de balanceamento no circuito secundário do transformador de corrente durante o desligamento de correntes pesadas. Temporização 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A temporização é parametrizada no endereço 7004 TRIP-Timer e está baseada no tempo de desconexão máximo do disjuntor, o tempo de dropout da detecção de sobrecorrente mais uma margem de segurança que leve em consideração desvio de andamento da temporização. As seqüências de tempo estão ilustradas na figura seguinte. 291 2 Funções Figura 2-119 Seqüência de Tempo para a Eliminação Típica de Falta e para Falha do Disjuntor 2.38.3 Ajustes A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna “C” (Configuração) indica a correspondente corrente nominal secundária do transformador de corrente. End. Parâmetro C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 7001 BREAKER FAILURE OFF ON Block relay OFF Proteção de Falha do Disjuntor 7002 TRIP INTERN OFF BO12 CFC OFF Partida com comando interno de TRIP 7003 CIRC. BR. I> 1A 0.04 .. 2.00 A 0.20 A 5A 0.20 .. 10.00 A 1.00 A Pickup da Supervisão de Corrente 0.06 .. 60.00 sec; ∞ 0.25 sec 7004 TRIP-Timer Temporizador - TRIP 2.38.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 1403 >BLOCK BkrFail SP >BLOQUEAR falha do disjuntor 1422 >Break. Contact SP >Contatos do disjuntor 1423 >ext.start1 B/F SP >proteção falha do disjuntor partida externa 1 1441 >ext.start2 B/F SP >proteção falha do disjuntor partida externa 2 1442 >int. start B/F SP >proteção falha do disjuntor partida interna 1443 int. start B/F OUT Partida interna proteção falha do disjuntor 1444 B/F I> OUT Falha do disjuntor I> 1451 BkrFail OFF OUT Falha do disjuntor está DESLIGADA 1452 BkrFail BLOCK OUT Falha do disjuntor está BLOQUEADA 1453 BkrFail ACTIVE OUT Falha do disjuntor está ATIVA 1455 B/F picked up OUT Proteção falha do disjuntor: pickup 1471 BrkFailure TRIP OUT TRIP Falha do disjuntor 292 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.39 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) 2.39 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) A proteção contra energização inadvertida serve para limitar dano por conexão acidental do estacionário ou já iniciado, mas ainda não sincronizado, gerador, pela rápida atuação do disjuntor do gerador. Uma conexão a uma máquina estacionária é equivalente à conexão a um resistor de baixa resistência. Devido à tensão nominal impressa pelo sistema de potência, o gerador dá a partida com um alto escorregamento como uma máquina assíncrona. Neste contexto, altas correntes não permissíveis são induzidas dentro do rotor e podem finalmente destruí-lo. 2.39.1 Descrição Funcional Critério A proteção contra energização inadvertida só intervém se as grandezas medidas ainda não existem na área de trabalho de freqüência válida (condição operacional 0, com uma máquina estacionária) ou se uma subtensão abaixo da freqüência nominal está presente (máquina já partiu. mas ainda não está sincronizada). A proteção de energização inadvertida é bloqueada por um critério de tensão na transgressão de uma tensão mínima, para prevenir pickup durante operação normal. Esse bloqueio é temporizado para evitar que a proteção seja imediatamente bloqueada no evento de uma conexão não intencional. Uma outra temporização de pickup é necessária para evitar uma operação indesejável durante faltas de alta corrente com fortes quedas de tensão. Uma temporização de dropout permite uma medição limitada em tempo. Como a proteção de energização inadvertida deve interferir rapidamente, os valores de corrente instantânea são monitorados por uma ampla faixa de freqüência já na condição operacional 0. Se as grandezas medidas válidas existirem (condição operacional 1), a tensão de seqüência de fase positiva, a freqüência para bloqueio da proteção de energização inadvertida assim como os valores de corrente instantânea são avaliados como critério para trip. A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a poteção de energização inadvertida. Essa função pode ser bloqueada via uma entrada binária. Por exemplo, a existência de uma tensão de excitação pode ser usada aqui como um critério adicional. Como a tensão é um critério necessário para habilitação da proteção de energização inadvertida, os transformadores de potencial devem ser monitorados. Isso é feito pelo Monitoramento de Falha do Fusível (FFM). Se for detectado uma falta do transformador de potencial, o critério de tensão da proteção de energização inadvertida é desativado. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 293 2 Funções Figura 2-120 Diagrama Lógico da Proteção contra Energização Inadvertida (Proteção de Máquina Estática) 2.39.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de energização inadvertida só está efetiva e disponível se o endereço 171 INADVERT. EN. for ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não for requerida, é ajustada para Disabled. O endereço 7101 INADVERT. EN. serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Blockk relay). Criterio O parâmetro 7102 I STAGE serve para especificar o limite de pickup de corrente da função de proteção de energização inadvertida. Como regra, esse limite é ajustado mais sensitivo do que o valor limite da proteção de sobrecorrente temporizada. Neste caso, a proteção de energização inadvertida só pode estar efetiva se os dispositivos estiverem tanto na condição operacional 0, quanto se ainda não tiverem sido atingidas as condições nominais. O parâmetro 7103 RELEASE U1< serve para definir essas condições nominais. O ajuste típico é de cerca de 50% a 70 % da tensão nominal. O valor do parâmetro está baseadao nas tensões fase-fase. Um ajuste de 0 V desativa o trip da tensão. Entretanto, isso só deverá ser usado se 7102 I STAGE será usado como terceiro estágio de proteção de sobrecorrente temporizada, em um ajuste muito alto. O parâmetro 7104 PICK UP T U1< representa a temporização para a liberação da condição de trip com subtensão. O usuário deverá selecionar um valor mais alto para essa temporização, do que aquele para a temporização de trip da proteção de sobrecorrente temporizada. A temporização para bloquear as condições de trip quando a tensão está acima do limite de subtensão é ajustado em 7105 DROP OUT T U1<. A poteção de energização inadvertida é bloqueada somente após esse tempo de forma a habilitar um trip subseqüente para conexão. 294 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.39 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) A figura seguinte ilustra o curso de eventos durante uma conexão indesejada na máquina em estado estacionário e, em contraste a isso, durante um colapso de tensão em curto-circuito próximo aos terminais do gerador. Figura 2-121 Seqüências Cronológicas da Proteção contra Energização Inadvertida 2.39.3 Ajustes A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna C (configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro 7101 INADVERT. EN. 7102 I STAGE C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários OFF ON Block relay OFF Energização Inadvertida 5A 0.5 .. 100.0 A; ∞ 1.5 A Pickup do Estágio I 1A 0.1 .. 20.0 A; ∞ 0.3 A 7103 RELEASE U1< 10.0 .. 125.0 V; 0 50.0 V Liberação Limite U1< 7104 PICK UP T U1< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 5.00 sec Temporização de Pickup T U1< 7105 DROP OUT T U1< 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização de Drop Out T U1< 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 295 2 Funções 2.39.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5533 >BLOCK I.En. SP >BLOQUEAR proteção contra energização inadvertida 5541 I.En. OFF OUT Energização inadvertida está DESLIGADA 5542 I.En. BLOCKED OUT Energização inadvertida está BLOQUEADA 5543 I.En. ACTIVE OUT Energização inadvertida está ATIVA 5546 I.En. release OUT Liberação estágio corrente 5547 I.En. picked up OUT Pickup Energização inadvertida 5548 I.En. TRIP OUT TRIP da proteção contra energização inadvertida 296 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.40 Proteção de Tensão / Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC) 2.40 Proteção de Tensão / Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC) Para detectar tensões DC, correntes DC e pequenas grandezas AC, o 7UM62 está equipado com uma entrada de transdutor de medição (TD1) que tanto pode ser usada para tensões (±10 V) quanto para correntes (±20 mA). Tensões DC mais altas são conectadas via um divisor de tensão externo. A proteção de tensão DC/corrente DC pode ser usada, por exemplo, para o monitoramento da tensão de excitação de máquinas síncronas ou para a detecção de faltas à terra na seção DC do conversor de partida de um conjunto de turbina a gás. 2.40.1 Descrição Funcional Princípio da Função Um transdutor de medição executa a conversão analógica/digital da grandeza medida. O transdutor de medição fornece para isolação galvânica, um filtro digital que integra a tensão de medição por dois ciclos e elimina o conteúdo de alto ripple ou picos não periódicos. Um valor médio de 32 amostras é gerado. Como são amostrados valores absolutos, o resultado é sempre positivo. Assim, a polaridade da tensão não é considerada. Quando estão presentes grandezas AC medidas inadequadas (“condição operacional 0"), a proteção de tensão DC ainda está operativa. O valor médio é então calculado sobre 4 x 32 amostras de valores medidos. Se, em casos especiais, uma tensão AC tiver de ser medida via essa entrada analógica, o valor RMS deverá ser ajustado na proteção. O fator 1.11 entre o valor rms e o valor médio é reconhecido dentro da função de proteção. Opcionalmente, essa função pode ser usada para monitoramento de pequenas correntes, desde que a entrada TD tenha sido configurada como entrada de corrente e os ajustes dos jumpers associados na C-I/O-6 tenham sido mudados. Se o ajuste de jumper não casa com os parâmetros de configuração, é emitida uma mensagem de erro. A proteção pode ser operada para sobretensão ou subtensão. O pickup pode ser bloqueado via uma entrada binária e o sinal de saída pode ser temporizado. Monitoramento da Tensão de Excitação A figura seguinte mostra o monitoramento da tensão de excitação. A tensão de excitação é diminuida para um nível processável por um divisor de tensão e alimentada para o transdutor de medição. Figura 2-122 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Proteção de Tensão DC para Monitoramento da Tensão de Excitação 297 2 Funções Detecção de Falta à Terra no Conversor de Partida Se ocorre uma falta à terra no circuito conversor de partida, uma corrente flui através de todas as partes aterradas do sistema devido à tensão DC. Como os transformadores de aterramento de neutro têm uma resistência ôhmica mais baixa do que os transformadores de potencial, a carga térmica é mais alta neles. A corrente DC é convertida em uma tensão em um shunt e alimentada via um conversor de shunt para o transdutor de medição do dispositivo. Conversores shunt podem ser transdutores de medição tal como o 7KG6131. Para curtas distâncias entre o conversor de shunt e o dispositivo de proteção, uma entrada de tensão pode ser usada. Para distâncias mais longas, use a versão com entrada de corrente (-20 a 20 mA ou 4 a 20 mA). Figura 2-123 Proteção da Tensão DC para Detecção de Falta à Terra no Conversor de Partida Figura 2-124 Diagrama Lógico da Proteção de Tensão DC 298 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.40 Proteção de Tensão / Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC) 2.40.2 Notas de Ajustes Geral A proteção de tensão DC só está efetiva e disponível se foi ajustada para Enabled no endereço 172 DC PROTECTION. Se a função não é requerida, é ajustada para Disabled. Para o transdutor 1 de medição, associado, endereço 295 TRANSDUCER 1 ajuste para uma das alternativas 10 V, 4-20 mA ou 20 mA (veja seção 2.5). Os jumpers X94, X95 e X67 no módulo C-I/O-6 serão usados no hardware se a entrada do transdutor de medição for uma tensão ou uma entrada de corrente (veja Seção 3.1.2 no capítulo “Instalação e Comissionamento“). Seus ajustes devem corresponder aos ajustes do endereço 295. Caso contrário, o dispositivo é bloqueado e emite uma anunciação desse efeito. Quando o relé sai de fábrica, os jumpers e os parâmetros de configuração estão ajustados para medição de tensão. O endereço 7201 DC PROTECTION serve para manobrar a função para ON ou OFF ou para bloquear somente o comando de trip (Block relay). Método de Medição Normalmente um filtro de valor médio integrado é ligado. Um elevado conteúdo de Ripple ou picos não periódicos na tensão de medição são proporcionalizados dessa maneira. A polaridade das tensões medidas não é considerada uma vez que se tomam valores absolutos. Alternativamente, uma tensão AC senoidal pode ser medida (Endereço 7202 MEAS.METHOD = RMS). A proteção então multiplica o valor médio retificado por 1.11. A freqüência da tensão AC deve casar com a freqüência de outras grandezas AC, porque a última determina a relação de amostragem. A máxima amplitude AC não deve exceder 10 V, assim para medição de valor rms, um ajuste máximo de 7.0 Vrms é razoável. A tensão secundária mais alta resultante pode ser reduzida por meio de um divisor de tensão. A proteção tensão DC/corrente DC pode ser ajustada para operar para proteção de sobretensão no endereço 7203 DC >/< = DC > ou proteção de subtensão = DC <. Limite de Pickup Dependendo se a entrada de corrente ou tensão ter sido ajustada no endereço 295 TRANSDUCER 1, um dos seguintes parâmetros está disponível, enquanto o outro está oculto: • Limite de medição de tensão: 7204 U DC >< • Limite de medição de corrente: 7205 I DC >< Quando o ajuste de valores de pickup (Endereço 7204), a relação de um divisor de tensão – se equipado – tem que ser considerada. Exemplos de Aplicação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Quando usada para monitoramento de tensão de excitação, a proteção de corrente DC está configurada para operar para subtensão; o limite de pickup é ajustado para aproximadamente 60 % a 70 % da tensão de excitação sem carga. Os usuários deverão ter o cuidado de que normalmente um divisor de tensão está conectado entre a proteção e a tensão de excitação (veja acima). 299 2 Funções Uma outra aplicação típica é a proteção de falta à terra para o conversor de partida de um conjunto de turbina a gás. No caso de uma falta à terra no circuito DC, metade da tensão DC está presente entre o ponto estrela do transformador e a terra se o ponto estrela do transformador não está aterrado. Essa tensão pode ser considerada como a tensão de alimentação da corrente à terra. Como os pontos estrela do transformador estão aterrados, a corrente fluindo é determinada pela tensão de alimentação e a resistência ôhmica de todos os transformadores que estão galvânicamente conectados ao grupo conversor e aterrado. Essa corrente DC está normalmente entre cerca de 3 e 4 A. Para um conversor de partida com um transformador de partida de UN, ST ≈ 1.4 kV e um circuito de ponte de 6 pulsos, existirá uma tensão DC de UDC ≈ 1.35 · UN, ST = 1.89 kV. No caso de uma falta à terra no circuito intermediário, a “tensão residual” será a metade da tensão DC (UDC, fault = 0.5 UDC = 945 V). Se assumirmos que o transformador de aterramento tem uma resistência de enrolamento ôhmica de R ≈ 150 Ω, uma corrente I0 = 945 V/150 Ω = 6.3 A fluirá através de seu ponto estrela. Nota: A resistência de enrolamento ôhmica dos transformadores de aterramento e de neutro podem diferir amplamente dependendo do tipo. Para uma aplicação concreta, elas deverão ser obtidas do fabricante, ou determinadas por medições. Sem trip, a corrente de falta à terra causaria uma sobrecarga de temperatura que destruiria os transformadores de potencial em conexão estrela e o transformador de aterramento. Para assegurar pickup confiável da proteção, ela é ajustada para um valor menor que a metade da corrente de falta , nesse exemplo para 2 A. Com o shunt e o conversor shunt usado no exemplo, essa corrente causa uma corrente secundária de 4 mA (veja acima) (corrente de falta ≈ 6 A, vaor de pickup selecionado = 2 A, valor de ajuste = 4 mA). Temporização A temporização pode ser ajustada no endereço 7206 T DC. O tempo de ajuste é uma temporização adicional que não inclui os tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. Para a partida a proteção de corrente de falta à terra T DC é determinada pela carga de temperatura permissível do transformador de aterramento e/ou de neutro. Um valor de 2 s ou menor é bastante comum. Nota: Deverá ser observado que na condição de operação 0, os tempos de operação para pickup e dropout são 4 vezes mais longos devido ao procedimento mais complexo de filtro necessário para eliminar perturbações. 300 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.40 Proteção de Tensão / Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC) 2.40.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 7201 DC PROTECTION OFF ON Block relay OFF Tensão DC/Proteção de Corrente 7202 MEAS.METHOD mean value RMS mean value Método de Medição (Valores MEAN/RMS) 7203 DC >/< DC > DC < DC > Método de Operação (DC >/<) 7204 U DC >< 0.1 .. 8.5 V 2.0 V Pickup Tensão DC 7205 I DC >< 0.2 .. 17.0 mA 4.0 mA Pickup Corrente DC Current 7206 T DC 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 2.00 sec Temporização de Trip da Proteção DC 2.40.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 5293 >BLOCK DC Prot. SP >BLOQUEAR Proteção DC 5301 DC Prot. OFF OUT Proteção DC está DESLIGADA 5302 DC Prot.BLOCKED OUT Proteção DC está BLOQUEADA 5303 DC Prot. ACTIVE OUT Proteção DC está ATIVA 5306 DC Prot.pick.up OUT Pickup da proteção DC 5307 DC Prot. TRIP OUT TRIP da proteção DC 5308 Failure DC Prot OUT Falha da proteção DC 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 301 2 Funções 2.41 Saídas Analógicas Dependendo da variante solicitada, a proteção de máquina 7UM62 pode ter até quatro saídas analógicas (módulos plug-in nas ports B e D). Pela versão V4.62 do firmware, valores medidos selecionados adicionais podem ser emitidos via saída analógica universal (designação do tipo 2). Isso permite saídas de 4 a 20mA, por exemplo, ambas com valores positivos e negativos. A saída analógica anterior (designação do tipo 1) de valores positivos apenas, ainda pode ser usada. 2.41.1 Descrição Funcional Os valores a serem transmitidos através destas interfaces foram especificados durante a configuração do escopo das funções de proteção. A tabela seguinte destaca os valores medidos que podem ser transmitidos pelos dois tipos de saída analógica. Tabela 2-13 No máximo quatro das seguintes saídas analógicas estão disponíveis: Valor medido Descrição Escala Tipo 1 Tipo 2 I1 Componente da corrente de seqüência em % baseada na corrente IN do gerador positiva X X I2 Componente da corrente de seqüência em % baseada na corrente IN do gerador negativa X X IEE1 Corrente de terra sensitiva em % baseada em 100 mA X IEE2 Corrente de terra sensitiva em % baseada em 100 mA X U1 Componente da tensão de seqüência positiva em % baseada na tensão UN do gerador/√3 X U0 Componente da tensão de seqüência zero em % baseada na tensão UN do gerador/√3 X U03H 3. Tensão harmônica em % baseada em 0.1 da tensão UN do X gerador/√3 (valores relativamente pequenos) |P| Total absoluto de potência real em % baseada na potência SN do gerador X |Q| Total absoluto de da potência reativa em % baseada na potência SN do gerador X P Potência real em % baseada na potência SN do gerador Q Potência reativa em % baseada na potência SN do gerador S Potência aparente em % baseada na potência SN do gerador X X X X X f Freqüência em % baseada na freqüência nominal fN X U/f Sobreexcitação em % baseada nos valores nominais do objeto protegido X PHI Ângulo de potência em % baseada em 90° X PHI Ângulo de potência em % baseada em 90° (-180° a +180°) (-180° = -200% e +180° = +200%) |cos ϕ| Total absoluto de fator de potência em % baseada em 1 X X cos ϕ Fator de potência em % baseada em 1 ΘR/ΘR Trip Temperatura do rotor em % baseada na temperatura máxima permissível do rotor X ΘS/ΘS Trip Temperatura do estator em % baseada na temperatura de trip X RE REF Resistência à terra do rotor (método de em % baseada em 100 kΩ medição fN) 302 X X X 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.41 Saídas Analógicas Valor medido Descrição Escala Tipo 1 Tipo 2 RE REF 1-3Hz Resistência à terra do rotor (método de em % baseada em 100 kΩ medição1-3 Hz) X RE SEF X Resistência à terra do rotor "Secundário" em % baseada em 100 Ω Os valores de operação nominais são aqueles configurados nos Endereços 251 UN GEN/MOTOR e 252 SN GEN/MOTOR (veja também a seção 2.5). Para valores medidos que podem ser negativos (potência, fator de potência), valores absolutos são formados e emitidos (output) no tipo de saída 1 (versão anterior). A saída analógica tipo 2 (adicionalmente disponível pela versão V4.62 do firmware) permite da mesma forma, a saída de valores negativos (veja exemplo 2 de ajuste). Valores analógicos são emitidos (output) como correntes injetadas. As saídas analógicas têm uma faixa nominal entre 0 mA e 20 mA, suas faixas de operação podem ser de até 22.5 mA. O fator de conversão e a faixa de validação podem ser parametrizados. Nota: Se ambos os tipos de saídas analógicas foram designados para um canal analógico por acidente ou por erros cometidos no processo, 0mA será a saída para a corrente como resposta ao mau funcionamento. 2.41.2 Notas de Ajustes Geral Você especificou durante a configuração das saídas analógicas (Seção 2.4.2, Endereços 173 a 176) quais saídas analógicas disponíveis no dispositivo devem ser usadas para determinados valores medidos. Favor levar em consideração que um tipo de saída pode estar designado para somente um canal analógico. Se uma função não é necessária, ajuste para Disabled (Desativado). Os outros parâmetros associados com esta saída analógica estão ocultos neste caso. Valores medidos para saídas analógicas Tipo 1 Uma vez que os valores medidos são selecionados para as saídas analógicas (Seção 2.4.2, Endereços 173 a 176), ajuste o fator de conversão e a faixa válida para as saídas disponíveis, como a seguir: • Para a saída analógica B1 no local "B" (port B1): No Endereço 7301 20 mA (B1) = o valor percentual a ser mostrado em 20 mA. No Endereço 7302 MIN VALUE (B1) o menor valor válido. • Para a saída analógica B2 no local "B" (port B2): No Endereço 7303 20 mA (B2) = o valor percentual a ser mostrado em 20 mA. No Endereço 7304 MIN VALUE (B2) o menor valor válido. • Para a saída analógica D1 no local "D" (port D1): No Endereço 7305 20 mA (D1) = o valor percentual a ser mostrado em 20 mA. No Endereço 7306 MIN VALUE (D1) o menor valor válido. • Para a saída analógica D2 no local "D" (port D2): No Endereço 7307 20 mA (D2) = o valor percentual a ser mostrado em 20 mA. No Endereço 7308 MIN VALUE (D2) o menor valor válido. O valor máximo possível é 22.0 mA; em caso de overflow (valor fora da faixa máxima permissível) 22.5 mA será o valor emitido. O diagrama seguinte ilustra as relações. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 303 2 Funções Figura 2-125 Definição da representação da faixa de saída (Tipo 1) Exemplo 1: Os componentes de seqüência positiva das correntes devem ser anunciados como saída analógica B1 no local "B". 10 mA deve ser o valor na corrente de operação nominal, conseqüentemente 20 mA correspondem a 200 %. Valores abaixo de 1 mA são inválidos. Ajustes: Endereço 7301 20 mA (B1) = 200.0 %, Endereço 7302 MIN VALUE (B1) = 1.0 mA. Valores medidos para saídas analógicas Tipo 2 (adicionalmente disponível saída analógica pela versão V4.62 do firmware) 304 Os valores medidos podem ser emitidos universalmente com esse tipo de saída analógica. A faixa de valor selecionada para os valores medidos e adicionalmente sa corrente da interface analógica a dar saída pode ser ampliada. Com os endereços 200, 201, 202 e 203 você define quais as saídas analógicas (B1, B2, D1 and D2) que serão usadas para qual valor medido. Quando você selecionar os valores medidos para as saídas analógicas, faça por favor, os seguintes ajustes: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.41 Saídas Analógicas • Para entrada analógica 1 na localização B (Porta B1): Endereço 7310 MIN. VALUE (B1/2) o valor de referência mínimo em %, Endereço 7311 MIN.OUTPUT(B1/2) o valor de saída de corrente mínimo em mA, Endereço 7312 MAX. VALUE (B1/2) o valor de referência máximo em %, Endereço 7313 MAX.OUTPUT(B1/2) o valor de saída de corrente máximo em mA • Para entrada analógica 2 na localização B (PortaB2): Endereço 7320 MIN. VALUE (B2/2) o valor de referência mínimo em %, Endereço 7321 MIN.OUTPUT(B2/2) o valor de saída de corrente mínimo em mA, Endereço 7322 MAX. VALUE (B2/2) o valor de referência máximo em %, Endereço 7323 MAX.OUTPUT(B2/2) o valor de saída de corrente máximo em mA • Para entrada analógica 3 na localização D (Porta D1): Endereço 7330 MIN. VALUE (D1/2) o valor de referência mínimo em %, Endereço 7331 MIN.OUTPUT(D1/2) o valor de saída de corrente mínimo em mA, Endereço 7332 MAX. VALUE (D1/2) o valor de referência máximo em %, Endereço 7333 MAX.OUTPUT(D1/2) o valor de saída de corrente máximo em mA • Para entrada analógica 4 na localização D (Porta D2): Endereço 7340 MIN. VALUE (D2/2) o valor de referência mínimo em %, Endereço 7341 MIN.OUTPUT(D2/2) o valor de saída de corrente mínimo em mA, Endereço 7342 MAX. VALUE(D2/2) o valor de referência máximo em %, Endereço 7343 MAX.OUTPUT(D2/2) o valor de saída de corrente máximo em mA O valor de saída de corrente máximo é determinado pelo parâmetro de ajuste (endereço 73x3). Ele pode ser ajustado para no máximo 22 mA. Para valores medidos mais altos do que o valor de referência máxima esse valor de saída de corrente máximo parametrizado é emitido. Para valores medidos abaixo do valor de referência mínimo o valor de saída de corrente mínimo parametrizado é emitido. As faixas de ajustes são tais que tanto valores negativos quanto positivos podem estar representados pela faixa de saída, quando sejam necessários para display de P, Q, cos ϕ (P.F.). O ajuste do valor de referência mínimo (endereço 73x0) deve ser mais baixo do que o valor de referência máximo (endereço 73x2) (aumento positivo) como regra. Se esse não for o caso, será emitido 0 mA. O diagrama seguinte ilustra as relações. Figura 2-126 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Definição de representação de faixa de saída (Tipo 2) 305 2 Funções Exemplo 2: A potência reativa Q com sinal terá saída de 4 a 20 mA via saída analógica D1. A potência reativa Q = 0 % deve corresponder a corrente de 12 mA. Como a potência reativa refere-se a potência aparente nominal do objeto protegido, 80 % são suficientes como valor de referência. Resultam os seguintes ajustes: Endereço 7330 MIN. VALUE (D1/2) = -80% Endereço 7331 MIN.OUTPUT(D1/2) = 4 mA Endereço 7332 MAX. VALUE (D1/2) = 80% Endereço 7333 MAX.OUTPUT(D1/2) = 20 mA Resultam disso, as relações entre valores medidos e valores de saída de corrente que são mostrados na figura seguinte. Figura 2-127 Exemplo de uma saída de potência reativa Q Quando a máquina é operada com cos ϕ = 0.8, a potência real resultante é de 80 % em relação à potência aparente. Dessa forma, a potência reativa é 60 % da potência aparente. Esse valor medido de potência reativa resulta em um valor de saída de 18 mA. 306 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.41 Saídas Analógicas 2.41.3 Ajustes Tipo 1 até endereço 7308, Tipo 2 a partir do endereço 7310. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 7301 20 mA (B1) = 10.0 .. 1000.0 % 200.0 % 20 mA (B1) correspondem a 7302 MIN VALUE (B1) 0.0 .. 5.0 mA 1.0 mA Valor de saída (B1) válido de 7303 20 mA (B2) = 10.0 .. 1000.0 % 200.0 % 20 mA (B2) correspondem a 7304 MIN VALUE (B2) 0.0 .. 5.0 mA 1.0 mA Valor de saída (B2) válido de 7305 20 mA (D1) = 10.0 .. 1000.0 % 200.0 % 20 mA (D1) correspondem a 7306 MIN VALUE (D1) 0.0 .. 5.0 mA 1.0 mA Valor de saída (D1) válido de 7307 20 mA (D2) = 10.0 .. 1000.0 % 200.0 % 20 mA (D2) correspondem a 7308 MIN VALUE (D2) 0.0 .. 5.0 mA 1.0 mA Valor de saída (D2) válido de End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 7310 MIN. VALUE(B1/2) -200.00 .. 100,00 % 0.00 % Saída de Porcentagem Mínima (B1/2) 7311 MIN.OUTPUT(B1/2) 0 .. 10 mA 4 mA Valor de Saída de Corrente Mínima (B1/2) 7312 MAX. VALUE(B1/2) 10.00 .. 200.00 % 100.00 % Saída de Porcentagem Máxima (B1/2) 7313 MAX.OUTPUT(B1/2) 10 .. 22 mA 20 mA Valor de Saída de Corrente Máxima (B1/2) 7320 MIN. VALUE(B2/2) -200.00 .. 100.00 % 0.00 % Saída de Porcentagem Mínima(B2/2) 7321 MIN.OUTPUT(B2/2) 0 .. 10 mA 4 mA Valor de Saída de Corrente Mínima (B2/2) 7322 MAX. VALUE(B2/2) 10.00 .. 200.00 % 100.00 % Saída de Porcentagem Máxima (B2/2) 7323 MAX.OUTPUT(B2/2) 10 .. 22 mA 20 mA Valor de Saída de Corrente Máxima (B2/2) 7330 MIN. VALUE(D1/2) -200.00 .. 100.00 % 0.00 % Saída de Porcentagem Mínima(D1/2) 7331 MIN.OUTPUT(D1/2) 0 .. 10 mA 4 mA Valor de Saída de Corrente Mínima (D1/2) 7332 MAX. VALUE(D1/2) 10.00 .. 200.00 % 100.00 % Saída de Porcentagem Máxima (D1/2) 7333 MAX.OUTPUT(D1/2) 10 .. 22 mA 20 mA Valor de Saída de Corrente Máxima (D1/2) 7340 MIN. VALUE(D2/2) -200.00 .. 100.00 % 0.00 % Saída de Porcentagem Mínima(D2/2) 7341 MIN.OUTPUT(D2/2) 0 .. 10 mA 4 mA Valor de Saída de Corrente Mínima (D2/2) 7342 MAX. VALUE(D2/2) 10.00 .. 200.00 % 100.00 % Saída de Porcentagem Máxima (D2/2) 7343 MAX.OUTPUT(D2/2) 10 .. 22 mA 20 mA Valor de Saída de Corrente Máxima (D2/2) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 307 2 Funções 2.42 Funções de Monitoramento O dispositivo está equipado com extensivas capacidades de monitoramento - tanto para o hardware quanto para o software. Em adição, os valores medidos também são constantemente monitorados quanto à plausibilidade, sendo assim, os circuitos de transformador de corrente e de transformador de potencial estão amplamente integrados no monitoramento. 2.42.1 Supervisão de Medição 2.42.1.1 Monitoramento do Hardware O monitoramento do dispositivo extende-se das entradas de medição às saídas binárias. Circuitos de monitoramento e processador verificam o hardware quanto a mau funcionamento e condições inadmissíveis (veja também a Tabela 2-14). Tensões Auxiliares e de Referência A tensão do processador de 5 VDC é monitorada pelo hardware desde que se ela chegar abaixo do valor mínimo, o processador não está mais funcionando. Neste caso, o dispositivo é colocado fora de operação. Quando retorna a tensão normal o sistema processador é reiniciado. Falha ou desligamento da tensão de alimentação remove o dispositivo da operação e uma mensagem é imediatamente gerada pelo “contato vivo”("life contact") (um contato alternativamente NO ou NC). Breves interrupções de tensão auxiliar de menos do que 50 ms não perturbam a prontidão de operação do dispositivo (para tensão auxiliar nominal ≥ 110 VDC). O processador monitora a tensão de referência do ADC (conversor analógico-digital). No caso de desvios inadmissíveis a proteção é bloqueada; faltas persistentes são sinalizadas (indicação: “Error A/D-conv.“). 308 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.42 Funções de Monitoramento Bateria de Buffer A bateria de buffer, que assegura a operação do relógio interno e armazenamento dos contadores e mensagens no caso de falha da tensão auxiliar, é periodicamente verificada quanto ao status de carga. Se a tensão cair abaixo da tensão mínima permissível, o alarme “Fail Battery“ é emitido. Se o dispositivo está isolado da tensão auxiliar por várias horas, a bateria de reserva interna é desligada automaticamente, isto é, o temporizador não é mais registrado. Mensagens e gravações de faltas entretanto, são mantidas armazenadas. Componentes da Memória Todas as memórias de trabalho (RAMs) são verificadas durante a inicialização. Se ocorrer uma falta nesse processo, a inicialização é cancelada e um LED começa a piscar. Durante a operação as memórias são verificadas por meio de sua verificação de soma (check sum). Para a memória de programa (EPROM), a verificação de soma cruzada é ciclicamente gerada e comparada com um programa de referência armazenado de verificação de soma cruzada (check sum). Para a memória de ajustes, a verificaçãode soma cruzada (check sum) total é formada ciclicamente e comparada com a verificação de soma cruzada (check sum) que é recentemente gerada cada vez que ocorre um processo de ajuste. Se ocorrer uma falta o sistema de processador é reiniciado. Freqüência de Amostragem A freqüência de amostragem e o sincronismo entre os módulos de buffer interno é continuamente monitorada. Se quaisquer desvios não puderem ser removidos por um sincronismo renovado, então o sistema processador é reiniciado. Aquisição de Valores Medidos – Correntes Nos elementos de corrente existem três transformadores de entrada cada um no lado 1 e lado 2; a soma digitalizada das correntes dos transformadores de um lado devem ser quase zero para geradores com ponto estrela isolado durante operação livre de falta à terra. Uma falta do circuito de corrente é detectada se: IF = | IL1 + IL2 + IL3 | > ΣI THRESHOLD S1 · IN + ΣI FACTOR S1 · Imax ou IF = | IL1 + IL2 + IL3 | > ΣI THRESHOLD S2 · IN + ΣI FACTOR S2 · Imax O componente ΣI FACTOR S1 · Imax ou ΣI FACTOR S2 · Imax leva em consideração erros de transformação proporcionais de corrente admissíveis que possam ocorrer especialmente durante faltas de altas correntes (veja a figura seguinte). A relação de dropout é de cerca de 95 %. Esse mau funcionamento é reportado como „Fail. Σ I Side1“ ou „Fail. Σ I Side2“. O monitoramento da soma de corrente só está efetivo para o lado para o qual o ponto estrela tenha sido configurado (Endereço 242 ou 244) como Isolated (Isolado) nos dados do sistema de potência. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 309 2 Funções Figura 2-128 Aquisição de Valores Medidos – Tensões Monitoramento da Soma de Corrente Quatro entradas de medições estão disponíveis no elemento de tensão: Se três delas são usadas para tensões fase-fase, e uma entrada para tensão residual (e–n tensão do enrolamento delta aberto ou transformador de neutro) do mesmo sistema, uma falta na soma de tensão fase-terra é detectada se: | UL1 + UL2 + UL3 + kU · UE | > SUM.thres. U + SUM.Fact. U x Umax SUM.thres. U e SUM.Fact. U são parâmetros de ajustes, e Umax é a mais alta das tensões fase-terra.O fator kU considera as diferenças de relação de transformação entre a entrada da tensão residual e as entradas de tensão de fase (Parâmetro kU = Uph / Udelta, Endereço 225). O componente SUM.Fact. U x Umax considera os erros de transformação proporcional de tensão admissíveis dos transdutores de entrada, que podem ser especialmente grandes na presença de altas tensões (veja a figura seguinte). Esse mau funcionamento é reportado como „Fail Σ U Ph-E“. Nota O monitoramento da soma de tensão só está efetivo se uma tensão residual externa está conectada à entrada de medição de tensão residual e isso é também notificado via parâmetro 223 UE CONNECTION ao dispositivo. O monitoramento da soma de tensão pode operar adequadamente somente se o fator de adaptação Uph / Udelta no endereço 225 tiver sido corretamente configurado (veja a Subseção 2.5.1). 310 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.42 Funções de Monitoramento Figura 2-129 Monitoramento da soma de tensão 2.42.1.2 Monitoramento do Software Supervisão (Watchdog) Para monitoramento contínuo das seqüências do programa, um temporizador “watchdog” (cão de guarda), é fornecido no hardware (hardware watchdog) que irá resetar e reinicializar completamente o sistema do processador no evento de falha do processador ou se um programa está fora de sincronismo. Um outro software watchdog assegura que qualquer erro no processamento dos programas será reconhecido. Também dispara reinicialização do sistema do processador. Se tal mau funcionamento não for eliminado pela reinicialização, uma tentativa adicional de reinicialização é feita. Após três tentativas mau sucedidas de reinicialização dentro de um intervalo de tempo de 30 segundos, o dispositivo sai de serviço automáticamente e o LED vermelho "Error" acende. O relé de prontidão operacional abre (Contato vivo) ("Life contact") e emite um alarme (alternativamente como contato NO ou NC). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 311 2 Funções 2.42.1.3 Monitorando Circuitos Externos do Transformador Interrupções ou curto-circuitos nos circuitos secundários dos transformadores de corrente e potencial, assim como faltas nas conexões (importante para o comissionamento!), são detectadas e reportadas pelo dispositivo. Os valores medidos são verificados ciclicamente por rotinas de “background” para esse propósito, enquanto não existir a presença de faltas. Simetria da Corrente As correntes alimentadas nas entradas de corrente do lado1 e do lado 2 são monitoradas quanto à simetria. Durante operação normal do sistema um certo grau de sime-tria das correntes é esperado. Essa simetria é verificada pelo dispositivo usando um monitoramento de amplitude. A menor corrente de fase é comparada com a maior corrente de fase. Assimetria é reconhecida se: | Imin | / | Imax | < BAL. FACT. I S1 contanto que Imax / IN > BAL. I LIMIT S1 / IN | Imin | / | Imax | < BAL. FACT. I S2 contanto que Imax / IN > BAL. I LIMIT S2 / IN onde Imax é a maior das três correntes de fase e Imin é a menor. O fator de simetria BAL. FACT. I S1 ou BAL. FACT. I S2 representa a assimetria admissível das correntes de fase enquanto o valor limite BAL. I LIMIT S1 ou BAL. I LIMIT S2 é o limite inferior da faixa de operação desse monitoramento (veja a figura seguinte). A relação de dopout é de cerca de 95 %. Essa falta é sinalizada com „Fail. Isym 1“ ou „Fail. Isym 2“ separadamente para o lado1 e lado 2. Figura 2-130 312 Monitoramento da simetria da corrente 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.42 Funções de Monitoramento Simetria da Tensão Durante operação normal do sistema um certo grau de simetria entre as tensões é esperado. Com duas tensões fase-fase e a tensão residual UE conectadas ao dispositivo, a terceira tensão fase-fase é calculada. Os valores médios retificados são formados pelas tensões fase-terra e verificados quanto à simetria de suas quantidades. A menor tensão de fase é comparada com a maior. A assimetria é reconhecida se: | Umin | / | Umax | < BAL. FACTOR U enquanto | Umax | > BALANCE U-LIMIT Onde Umax é a mais alta das três tensões e Umin a menor. O fator de simetria BAL. FACTOR U é a medida da assimetria das tensões do condutor; o limite BALANCE ULIMIT é o limite inferior da faixa de operação desse monitoramento (veja a figura seguinte). Ambos os parâmetros podem ser ajustados. A relação de dropout é de cerca de 95 %. Esse mau funcionamento é reportado como „Fail U balance“. Se estão ativas funções de proteção de falta à terra de 90% do estator, resulta uma tensão zero na tensão de assimetria. Se isso ocasionar pickup da proteção, o monitoramento é deixado em segundo plano e não há emissão de indicação. Figura 2-131 Seqüência de Fase da Corrente e da Tensão Monitoramento da simetria da tensão Para detectar conexões trocadas de fase nos circuitos de entrada de tensão e corrente, a seqüência de fase das tensões fase-fase medidas e as correntes de fase são verificadas pelo monitoramento da seqüência de mesma transição de polaridade zero das tensões. A medição da direção com tensões polarizadas cruzadas, seleção de curso para a proteção de impedância, avaliação das tensões de seqüência positiva para proteção de subtensão e detecção de carga desbalanceada, todas assumem uma seqüência de fase horária. A rotação da corrente de fase é verificada e reportada individualmente para o lado 1 e lado 2. Rotação de fase de tensões medidas se verifica pela seqüência de fase das tensões UL1 conduz UL2 conduz UL3 e das correntes de fase em cada caso IL1 conduz IL2 conduz IL3. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 313 2 Funções A verificação da rotação de fase da tensão é executada quando cada tensão medida é pelo menos |UL1|, |UL2|, |UL3| > 40 V/√3 A veificação da seqüência de fase de corrente é executada quando cada corrente medida é pelo menos |IL1|, |IL2|, |IL3| > 0.5 IN. Para seqüências de fase anormais (L1, L3, L2), as indicações „Fail Ph. Seq. U“, (No. 176) ou „FailPh.Seq I S1“, (No. 265) são emitidas para o lado 1, ou a indicação „FailPh.Seq I S2“, (No. 266) para o lado 2, assim como a combinação (OU)OR dessas indicações „Fail Ph. Seq.“, (No. 171). Para aplicações em que aparecem valores medidos de seqüência de fase antihorários, isso deve ser notificado para o dispositivo via parâmetro 271 PHASE SEQ. ou uma entrada binária correspondentemente alocada para tanto.Se a seqüência de fase muda no relé, as fases L2 e L3 internas no relé são revertidas e as correntes de seqüência negativa e positiva são por sua vez trocadas (veja também a Seção 2.47). As mensagens fase-relacionadas, valores de mau funcionamento e valores medidos não são afetados por isso. 2.42.1.4 Notas de Ajustes Monitoramento de Valores Medidos O monitoramento de valores medidos pode ser manobrado para ON ou OFF no endereço 8101 MEASURE. SUPERV. Em adição, a sensitividade dos monitoramentos de valores medidos pode ser modificada. Valores padrão são ajustados de fábrica e são suficientes na maioria dos casos. Se assimetrias operacionais especialmente altas nas correntes e/ou tensões são esperadas para a aplicação, ou se torna-se aparente que durante a operação certas funções de monitoramento são esporádicamente ativadas, então o ajuste deverá ser menos sensitivo. O endereço 8102 BALANCE U-LIMIT determina a tensão limite (fase-fase) acima da qual o monitoramento da simetria de tensão (veja também a figura Monitoramento de Simetria de Tensão) se torna efetivo. O endereço 8103 BAL. FACTOR U é o fator de simetria associado; quer dizer, a inclinação da curva característica de simetria. O endereço 8104 BAL. I LIMIT S1 determina para o lado1, endereço 8106 BAL. I LIMIT S2 para o lado 2, o limite de corrente acima do qual o monitoramento de simetria de corrente se torna efetivo (veja também a figura Monitoramento de Simetria de Corrente). O endereço 8105 BAL. FACT. I S1 é o fator de simetria associado para o lado 1, o endereço 8107 BAL. FACT. I S2 para o lado 2, isto é, a inclinação da característica de simetria. O endereço 8110 ΣI THRESHOLD S1 estabelece para o lado 1, o limite de corrente acima do qual o monitoramento da soma de corrente (veja a figura Monitoramento da Soma de Corrente) está ativado (componente absoluto, referente somente a IN). Correspondentemente o endereço 8112 ΣI THRESHOLD S2 aplica-se para o lado 2. O componente relativo (referente à máxima corrente de fase) para disparo do monitoramento da soma de corrente é ajustado para o lado 1 sob o endereço 8111 ΣI FACTOR S1 e para o lado 2 em 8113 ΣI FACTOR S2. O endereço 8108 SUM.thres. U determina a tensão limite acima da qual o monitoramento da soma de corrente se torna ativo (veja também a figura Monitoramento da Soma de Corrente) (componente absoluto, referente somente a UN). O componente relativo para disparo do monitoramento da soma de corrente é ajustado no endereço 8109 SUM.Fact. U. 314 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.42 Funções de Monitoramento Nota Nos dados do sistema de potência 1, o elemento à terra da tensão e seu fator de casamentor Uph / Udelta foram especificados. Os monitoramentos de valores medidos só funcionarão própriamente se os ajustes ali efetuados estiverem corretos. 2.42.1.5 Ajustes A tabela indica pré-ajustes de região específica. A coluna “C” (Configuração) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 8101 MEASURE. SUPERV OFF ON OFF Supervisão de Medição 8102 BALANCE U-LIMIT 10 .. 100 V 50 V Limite da Tensão para Monitoramento da Simetria 8103 BAL. FACTOR U 0.58 .. 0.90 0.75 Fator de Simetria para Monitoramento da Tensão 8104 BAL. I LIMIT S1 1A 0.10 .. 1.00 A 0.50 A 5A 0.50 .. 5.00 A 2.50 A Monitoramento da Simetria da Corrente Lado 1 0.10 .. 0.90 0.50 Fator de Simetria para Monitoramento da Corrente Lado 1 5A 0.50 .. 5.00 A 2.50 A 1A 0.10 .. 1.00 A 0.50 A Monitoramento da Simetria da Corrente Lado 2 8105 BAL. FACT. I S1 8106 BAL. I LIMIT S2 8107 BAL. FACT. I S2 0.10 .. 0.90 0.50 Fator de Simetria para Monitoramento da Corrente Lado 2 8108 SUM.thres. U 10 .. 200 V 10 V Limite de Soma para Monitoramento da Tensão 8109 SUM.Fact. U 0.60 .. 0.95 ; 0 0.75 Fator para Monitoramento da Soma da Tensão 8110 ΣI THRESHOLD S1 1A 0.05 .. 2.00 A 0.10 A 5A 0.25 .. 10.00 A 0.50 A Limite do MonitoramentoMonitoramento da Soma da Corrente no Lado 1 0.00 .. 0.95 0.10 Fator do Monitoramento da Soma da Corrente no Lado 1 5A 0.25 .. 10.00 A 0.50 A 1A 0.05 .. 2.00 A 0.10 A Limite do Monitoramento da Soma da Corrente no Lado 2 0.00 .. 0.95 0.10 8111 ΣI FACTOR S1 8112 ΣI THRESHOLD S2 8113 ΣI FACTOR S2 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Fator do Monitoramento da Soma da Corrente no Lado 2 315 2 Funções 2.42.1.6 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 161 Fail I Superv. OUT Falha: Supervisão Geral da Corrente 164 Fail U Superv. OUT Falha: Supervisão Geral da Tensão 165 Fail Σ U Ph-E OUT Falha: Soma da tensão Fase-Terra 167 Fail U balance OUT Falha: Simetria da Tensão 171 Fail Ph. Seq. OUT Falha: Seqüência de fase 176 Fail Ph. Seq. U OUT Falha: Seqüência de fase da tensão 197 MeasSup OFF OUT Supervisão de Medição está DESLIGADA 230 Fail. Σ I Side1 OUT Falha: Soma da Corrente no Lado 1 231 Fail. Σ I Side2 OUT Falha: Soma da Corrente no Lado 2 265 FailPh.Seq I S1 OUT Falha: Seqüência de fase I Lado 1 266 FailPh.Seq I S2 OUT Falha: Seqüência de fase I Lado 2 571 Fail. Isym 1 OUT Falha.: Supervisão da simetria da corrente Lado 1 572 Fail. Isym 2 OUT Falha.: Supervisão da simetria da corrente Lado 2 316 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.42 Funções de Monitoramento 2.42.2 Supervisão 2.42.2.1 Monitoramento de Falha de Fusível No evento de uma falha de tensão medida devido a uma falta de curto-circuito ou um condutor interrompido no circuito secundário do transformador de potencial certos loops de medição erroneamente enxergam uma tensão zero. Os resultados de medição da proteção de subtensão, a proteção de impedância e outras funções de proteção dependentes de tensão podem ser falsificadas dessa forma, causando possivelmente uma operação indesejada. Se são usados fusíveis ao invés de um mini disjuntor secundário (TP mcb) com contatos auxiliares conectados, então o monitoramento de falha do fusível pode detectar problemas no circuito secundário do transformador de potencial. É claro que o mini disjuntor e o monitoramento de falha do fusível podem ser usados ao mesmo tempo. Essa função usa a corrente do lado 2. Princípio de Medição para Falhas de Fusíveis de 1 e de 2 Polos A detecção de falha da tensão de medição está baseada no fato de que um sistema de seqüência de fase negativa significante é formado na tensão durante uma falha de tensão de 1 ou 2 polos, sem influenciar a corrente. Isso habilita uma clara distinção de assimetrias impressas pelo sistema de potência. Se o sistema de seqüência de fase negativa está relacionado com o sistema de seqüência de fase positiva de corrente, as seguintes regras se aplicam para o caso livre de falta: Se uma falta dos transformadores de potencial ocorrer, as seguintes regras se aplicam para uma falha monopolar: Se uma falta dos transformadores de potencial ocorrer, as seguintes regras se aplicam para uma falha bipolar: No caso de uma ou duas fases perdidas, a corrente também mostra um sistema de seqüência de fase negativa de 0.5 ou 1. Conseqüentemente, o monitoramento da tensão não responde uma vez que nenhuma falta no transformador de potencial se apresenta. Para evitar - no caso de um sistema de seqüência positiva muito pequeno - uma operação indesejada pelas imprecisões da detecção de falha de tensões de medição, a função é bloqueada abaixo de um limite mínimo de sistemas de seqüência positiva de tensão (U1 < 10 V) e corrente (I1 < 0.1 IN). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 317 2 Funções Falha de Fusível de 3-polos Uma falha de fusivel tripolar do transformador de potencial não pode ser detectada pelo sistema de seqüência negativa e positiva como anteriormente descrito. Aqui, o moni-toramento da seqüência cronológica da corrente e tensão é requerido. Se ocorrer uma queda de tensão de aproximadamente zero ( ou se a tensão é zero), apesar da corrente permanecer imutável pelo mesmo tempo, isso se dá provavelmente devido a uma falha tripolar do transformador de potencial. O desvio do valor real de corrente do valor da corrente nominal é avaliado com esse propósito. O monitoramento da falha da tensão de medição é bloqueado se o desvio exceder um valor limite. Mais ainda, essa função é bloqueada se um pickup (sobrecorrente) da função de proteção já estiver presente. Critério Adicional Em adição a isso, a função tanto pode ser bloqueada por uma entrada binária quanto desativada por uma proteção de subtensão em um conjunto transformadores de potencial separado. Se uma subtensão é também detectada no conjunto de transformadores separado, isso se dá muito provavelmente não devido a um erro do transformador e o monitoramento pode ser bloqueado. A proteção de subtensão separada deve ser ajustada sem temporização e deverá também avaliar o sistema de seqüência de fase positiva das tensões (por exemplo, 7RW600). Tensão na Entrada UE Dependendo de como UE está conectada, pode ser necessário bloquear a medição de tensão desta entrada. Um bloqueio pode ser gerado com a ferramenta CFC e combinada com a indicação “VT Fuse Failure“. Outros Bloqueios Falha de fusível monitora diretamente as funções de bloqueio (veja a Figura 2-132). Se outras funções, como a proteção de subexcitação, precisam ser bloqueadas, a indicação “VT Fuse Failure“ deve ser usada e combinada com a função de proteção através do componente lógico (CFC). 318 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.42 Funções de Monitoramento Quando uma falha de fusível é detectada (Figura 2-132 componente lógico à esquerda), este estado é armazenado. Isto assegura que a indicação de falha de fusível seja mantida, mesmo no evento de um curto-circuito. Assim que a falha de fusível for eliminada e a tensão de seqüência positiva elevada acima de 85% da tensão nominal, o valor armazenado é cancelado e a indicação de falha de fusível é resetada com uma temporização de 10 s. Lógica Figura 2-132 Diagrama Lógico do Monitoramento de Falha de Fusível 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 319 2 Funções 2.42.2.2 Respostas de Mau Funcionamento das Funções de Monitoramento Dependendo do tipo de mau funcionamento detectado, uma indicação é enviada, uma reinicialização do sistema do processador é feita ou o dispositivo é tirado de serviço. Após três tentativas insatisfatórias de reinicialização, o dispositivo também é retirado de serviço. O contato NF (NO) de prontidão operacional atua para indicar que o dispositivo está com mau funcionamento. E também, o LED vermelho "ERROR" acende na tampa frontal se a tensão auxiliar interna estiver presente e o LED verde “RUN" se apaga. Se a tensão auxiliar interna falhar, todos os LEDs se apagam. A tabela seguinte resume as funções de monitoramento e as respostas de mau funcionamento do dispositivo. 320 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.42 Funções de Monitoramento Tabela 2-14 Sumário de Respostas de Mau Funcionamento do Relé de Proteção Monitoramento Causas Possíveis Resposta de Mau Funcionamento Mensagem (No.) Saída Perda de Tensão de Alimentação Auxiliar Externa (tensão aux.) interna (conversor) Dispositivo não operacional Todos os LEDs apagados Dropout DOK2) Tensões de Alimentação Internas Interna (conversor) ou tensão de referência Paralisação do dispositivo LED ”ERROR" „Error A/D-conv.“ (No.181) Dropout DOK2) Bateria Interna (Bateria) Indicação „Fail Battery“ (No. 177) Hardware Watchdog Interna (falha do processa- Paralisação do dor) dispositivo 1) LED ”ERROR" Dropout DOK2) Software Watchdog Interna (falha do processa- Tentativa de dor) reinicialização 1) LED ”ERROR" Dropout DOK2) Memória de Trabalho ROM Interna (hardware) Reinicialização abortada, paralisação do dispositivo LED pisca Dropout DOK2) Memória de Programa RAM Interna (hardware) durante partida LED pisca Dropout DOK2) durante operação: Tentativa de reinícialização 1) LED ”ERROR" Armazenamento de Ajustes Interna (hardware) Tentativa de reinicialização 1) LED ”ERROR" Dropout DOK2) Freqüência de amostragem Interna (hardware) Paralisação do dispositivo LED ”ERROR" Dropout DOK2) Comutação 1 A / 5 A no Ligação errada do Jumper Indicação de dispositivo LED ”ERROR" Dropout DOK2) lado 1 para 1 A/5 A no lado 1 fora de serviço „Err1A/5AwrongS1“ (No. 210) Comutação 1 A / 5 A no Ligação errada do Jumper Indicação de dispositivo LED ”ERROR" Dropout DOK2) lado 2 para 1 A/5 A no lado 2 fora de serviço „Err1A/5AwrongS2“ (No. 211) Comutação Tensão/cor- Ajuste de Jumper para o rente em MU1 transdutor 1 inconsistente com o Parâmetro 0295 Indicação de dispositivo LED ”ERROR" fora de serviço „Err. TD1 jumper“ (No. 212) Dropout DOK2) Comutação Tensão/cor- Ajuste de Jumper para o rente em MU2 transdutor 2 inconsistente com o Parâmetro 0296 Indicação de dispositivo LED ”ERROR" fora de serviço „Err. TD2 jumper“ (No. 213) Dropout DOK2) Comutação Filtro On/Off em MU3 Indicação de dispositivo LED ”ERROR" fora de serviço „Err. TD3 jumper“ (No. 214) Dropout DOK2) Ajuste de Jumper para o transdutor 1 inconsistente com o Parâmetro 0297 Soma da Corrente Lado Interna (aquisição de valor Indicação 1 medido) „Fail. Σ I Side1“ (No. 230) como alocado Soma da Corrente Lado Interna (aquisição de valor Indicação 2 medido) „Fail. Σ I Side2“ (No. 231) como alocado Simetria da Corrente Lado 1 Externa (sistema de Indicação potência ou transformador de corrente) „Fail. Isym 1“ (No. 571) como alocado Simetria da Corrente Lado 2 Externa (sistema de Indicação potência ou transformador de corrente) „Fail. Isym 2“ (No. 572) como alocado Soma da Tensão Interna (aquisição de valor Indicação medido) „Fail Σ U Ph-E“ (No. 165) como alocado Simetria da Tensão Externa (sist.de potência ou transf. de potencial) „Fail U balance“ (No. 167) como alocado 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Indicação 321 2 Funções Monitoramento Causas Possíveis Resposta de Mau Funcionamento Mensagem (No.) Saída Seqüência de fase da Tensão Externa (sistema de potência ou conexão) Indicação „Fail Ph. Seq. U“ (No. 176) como alocado Seqüência de fase Corrente Lado 1 Externa (sistema de potência ou conexão) Indicação „FailPh.Seq I S1“ (No. 265) como alocado Seqüência de fase Corrente Lado 2 External (power system or Indicação connection) „FailPh.Seq I S2“ (No. 266) como alocado Monit. Falha de Fusível Externa (transformador de Indicação potencial) „VT Fuse Failure“ (No. 6575) como alocado Monit. Circuito de Trip „FAIL: Trip cir.“ (No. 6865) como alocado 1) 2) Externa (circuito de trip ou Indicação tensão de controle) Após três tentativas insatisfatórias de reinicialização, o aparelho é retirado de serviço. DOK = "Device Okay" = Relé de prontidão operacional cai, funções de proteção e controle são bloqueadas. Comunicação do operador ainda é possível. 2.42.2.3 Notas de Ajustes Monitoramento de Falha de Fusível O sistema de religamento automático interno só estará efetivo e acessível se o Endereço 180 FUSE FAIL MON. for ajustado para Enabled (Ativado) durante a configuração. Se a função não é necessária, ajuste para Disabled (Desativado). No Endereço 8001 FUSE FAIL MON. a função pode ser ajustada para ON ou OFF. Os limites U2/U1 ≥ 40 % e I2/I1 ≤ 20 % para detecção de falhas de tensão de 1 e 2 polos são fixos. Os limites para detectar uma falha de tensão de 3 polos (limite de subtensão = 10 V, abaixo do qual a função de detecção de falha responde, a menos que a corrente mude expressivamente e o monitoramento da corrente diferencial = 0.5 IN) são igualmente fixos e não necessitam de ajuste. 322 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.42 Funções de Monitoramento 2.42.2.4 Ajustes End. 8001 Parâmetro FUSE FAIL MON. Opções de Ajustes OFF ON Ajuste Padrão OFF Comentários Monitoramento de Falha de Fusível 2.42.2.5 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 68 Clock SyncError OUT Erro de Sincronização do Relógio 110 Event Lost OUT_Ev Evento Perdido 113 Flag Lost OUT Indicação Perdida 140 Error Sum Alarm OUT Erro com um alarme de resumo 147 Error PwrSupply OUT Erro Fonte de Alimentação 160 Alarm Sum Event OUT Evento de alarme de resumo 177 Fail Battery OUT Falha: Bateria vazia 181 Error A/D-conv. OUT Erro: Conversor A/D 185 Error Board 3 OUT Erro Placa 3 187 Error Board 5 OUT Erro Placa 5 188 Error Board 6 OUT Erro Placa 6 190 Error Board 0 OUT Erro Placa 0 191 Error Offset OUT Erro: Offset 193 Alarm NO calibr OUT Alarme: Não há dados de calibragem disponíveis 194 Error neutralCT OUT Erro: TC Neutro diferente de MLFB 210 Err1A/5AwrongS1 OUT Erro: Jumpers 1A/5A diferentes do ajuste lado 1 211 Err1A/5AwrongS2 OUT Erro: Jumpers 1A/5A diferentes do ajuste lado 2 212 Err. TD1 jumper OUT Erro: Jumper TD1 diferente do ajuste 213 Err. TD2 jumper OUT Erro: Jumper TD2 diferente do ajuste 214 Err. TD3 jumper OUT Erro: Jumper TD2 diferente do ajuste 264 Fail: RTD-Box 1 OUT Falha: RTD-Box 1 267 Fail: RTD-Box 2 OUT Falha: RTD-Box 2 5010 >FFM BLOCK SP >BLOQUEAR monitoramento de falha de fusível 5011 >FFM U< extern SP >Subtensão externa Monit. Falha Fusível (FFM) 6575 VT Fuse Failure OUT Falha de Fusível Transformador de Potencial 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 323 2 Funções 2.43 Supervisão do Circuito de Trip O Relé de proteção Multi-Função 7UM62 está equipado com uma supervisão de circuito de trip integrada. Dependendo do número de entradas binárias disponíveis (conectadas ou não a um potencial comum), o monitoramento com uma ou duas entradas binárias pode ser selecionado. Se a alocação das entradas binárias necessárias não concordam com o modo de supervisão selecionado, é emitido um alarme („TripC ProgFail“). Quando usadas duas entradas binárias, maus funcionamentos no circuito de trip podem ser detectados sob todas as condições do disjuntor. Quando usada apenas uma entrada binária, maus funcionamentos no próprio disjuntor não podem ser detectados. 2.43.1 Descrição Funcional Monitoramento com Duas Entradas Binárias (não conectadas a potencial comum) Quando usadas duas entradas binárias, elas são conectadas de acordo com a figura abaixo, paralela ao contato de trip associado de um lado e paralela aos contatos auxiliares do disjuntor do outro lado. Uma pré-condição para o uso da supervisão do circuito de trip é de que a tensão de controle para o disjuntor seja maior do que o total das mínimas quedas de tensão nas duas entradas binárias (UCtr > 2 · UEBmin). Como são necessários pelo menos 19 V para cada entrada binária , o monitoramento só pode ser usado com uma tensão de controle do sistema acima de 38 V. Figura 2-133 324 Princípio do monitoramento do circuito de trip com duas entradas binárias (não conectadas ao potencial comum) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.43 Supervisão do Circuito de Trip O monitoramento com entradas binárias não apenas detecta interrupções no circuito de trip e perdas de tensão de controle, como também monitora a resposta do disjuntor usando a posição dos contatos auxiliares do disjuntor. Dependendo do estado de chaveamento do relé de trip e do disjuntor, as entradas binárias são iniciadas (estado lógico „H“ na Tabela 2-15) ou curto-circuitadas (estado lógico „L“). O estado em que ambas as entradas binárias não estão energizadas („L“) só está presente durante uma curta fase de transição (contato do relé de trip está fechado, mas o disjuntor ainda não abriu) se o circuito de trip está sem falta. Um estado contínuo dessa condição só é possível quando o circuito de trip tenha sido interrompido, exista um curto-circuito no circuito de trip, ocorra falta de tensão na bateria ou ocorram maus funcionamentos com o mecanismo do disjuntor. De acordo com isso é usado como critério de monitoramento. Tabela 2-15 No. Tabela de Condição para Entradas Binárias, dependendo do contato de Trip e da Posição do Disjuntor Contato de Trip Disjuntor Aux. 1 Aux. 2 BI 1 BI 2 1 Aberto TRIP Fechado Aberto H L 2 Aberto FECHADO Aberto Fechado H H 3 Fechado TRIP Fechado Aberto L L 4 Fechado FECHADO Aberto Fechado L H As condições das duas entradas binárias são periodicamente verificadas. Ocorre um questionamento a cada 600 ms. Se três verificações consecutivas detectarem uma anormalidade (após 1.8 s), uma anunciação é reportada (veja a figura seguinte). As medições repetidas determinam a temporização da mensagem de alarme e evitam que um alarme seja emitido durante curtos períodos de transição. Após ter sido removida a falta no circuito de trip, o alarme é resetado automáticamente após o mesmo tempo. Figura 2-134 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Diagrama Lógico da Supervisão do Circuito de Trip com Duas Entradas Binárias 325 2 Funções Se duas entradas binárias conectadas a um potencial comum são usadas, elas estão conectadas de acordo com a figura abaixo, com conexão comum L+ ou ainda em paralelo ao contato do relé de comando da proteção correspondente e o contato 1, auxiliar do disjuntor. Monitoramento com Duas Entradas Binárias (conectadas a um potencial comum) Figura 2-135 Princípio do monitoramento do circuito de trip com duas entradas binárias (conectadas a um potencial comum) Dependendo do estado de chaveamento do relé de trip e do disjuntor, as entradas binárias são ativadas (estado lógico „H“ na tabela abaixo) ou curto-circuitadas (estado lógico „L“). Tabela 2-16 No. Contato de Trip Disjuntor Tabela de Condição para Entradas Binárias, dependendo do contato de Trip e Posição do Disjuntor Aux. 1 Aux. 2 BI 1 BI 2 status dinâmico status estatico 1 Aberto TRIP Fechado Aberto H L operação normal com disjuntor fechado 2 Aberto ou Fechado FECHADO Aberto Fechado L H Operação normal com disjuntor aberto ou contato de trip emitiu trip bem sucedido 3 Fechado TRIP Fechado Aberto L L Transição/Falta 4 Aberto TRIP ou FECHADO Fechado Fechado H H Estado teórico: Cont. Auxiliar defeituoso, BI com defeito,conexão errada 326 Falta 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.43 Supervisão do Circuito de Trip Com essa solução, é impossível distingüir entre o status 2 („operação normal com Disjuntor aberto“ e „Trip de contato de trip bem sucedido“). Entretanto, esses dois status são normais e portanto não críticos. O status 4 é apenas teórico e indica erro de hardware. O estado em que ambas entradas binárias não estão energizadas („L“) só está presente durante uma curta fase de transição (contato do relé de trip está fechado, mas o disjuntor ainda não abriu) se o circuito de trip não tem falta. Um estado contínuo dessa condição só é possível quando o circuito de trip tenha sido interrompido, um curto circuito exista no circuito de trip, ocorra falha da tensão da bateria ou ocorram maus funcionamentos com o mecanismo do disjuntor. Correspondentemente é usado como critério de monitoramento. As condições das duas entradas binárias são periodicamente verificadas. Ocorre um questionamento a cada 600 ms. Se três verificações consecutivas condicionais detectarem anormalidade (após 1.8 s), uma anunciação é reportada (veja Figura 2-134). As medições repetidas ajudam a determinar a temporização do alarme e a evitar que um alarme seja emitido durante curtos períodos de transição. Após a falta no circuito de trip ter sido removida, o alarme reseta automáticamente após o mesmo tempo. Monitoramento com Uma Entrada Binária A entrada binária está conectada em paralelo com o contato do relé de comando respectivo do dispositivo de proteção de acordo com a figura seguinte. O contato auxiliar do disjuntor está conectado em série com um resistor R de alta resistência. A tensão de controle para o disjuntor deverá ser de pelo menos duas vezes mais alta do que a mínima queda de tensão na entrada binária (UCtr > 2 · UEBmin desde que ocorra aproximadamente a mesma queda de tensão no resistor equivalente R). Como pelo menos 19 V são necessários para alimentar a entrada binária, o monitoramento pode ser usado com um sistema de controle de tensão acima de 38 V. Figura 2-136 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Princípio do monitoramento do circuito de trip com uma entrada binária 327 2 Funções Durante operação normal, a entrada binária está ativada (condição lógica „H“) quando o contato de trip está aberto e o circuito de trip está intacto, porque o circuito de supervisão está fechado ou pelo contato auxiliar do disjuntor (se o disjuntor está fechado) ou através do resistor equivalente R. Somente enquanto o contato de trip está fechado a entrada binária está curto-circuitada e portanto desativada (condição lógica „L“). Se a entrada binária está permanentemente desativada durante a operação, uma interrupção no circuito de trip ou uma falha da tensão de controle (trip) pode ser assumida. Como a supervisão do circuito de trip não está operativa durante uma condição de falta do sistema (status de pickup do dispositivo), o contato de trip fechado não conduz a um alarme. Se, entretanto, os contatos de trip de outros dispositivos operam em paralelo com o circuito de trip, então uma anunciação de falta deve ser temporizada (veja também a figura seguinte). As condições da entrada binária são dessa forma, verificadas 500 vezes antes da emissão de uma anuniação. Uma verificação de condição ocorre a cada 600 ms, assim o monitoramento do circuito de trip só está ativado durante um mau funcionamento real do circuito de trip após 300 s. Após a falta no circuito de trip ser removida, o alarme reseta automáticamente após o mesmo tempo. Nota Se é usada a função de bloqueio, o monitoramento do circuito de trip com apenas uma entrada binária não deve ser usado, pois o relé fica em permanente pickup após um comando de trip (mais longo do que 300s). Figura 2-137 Diagrama Lógico do Monitoramento do Circuito de Trip com uma entrada binária A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a mensagem que pode ser gerada pelo monitoramento do circuito de trip, dependendo dos ajustes de controle e das entradas binárias. 328 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.43 Supervisão do Circuito de Trip Figura 2-138 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Lógica de Mensagem da Supervisão do Circuito de Trip 329 2 Funções 2.43.2 Notas de Ajustes Geral A função só etá efetiva e disponível se o endereço 182 Trip Cir. Sup. (Seção 2.4) foi configurado ou para 2 Binary Inputs ou para 1 Binary Input como habilitada e o número adequado de entradas binárias alocadas para esse propósito. A função no endereço 8201 TRIP Cir. SUP. deve ser ajustada para ON. Se a alocação das entradas binárias não combinam com o modo de supervisão selecionado, é emitido um alarme („TripC ProgFail“). Se o monitoramento do circuito de trip não será usado, então no endereço 182 Disabled é ajustado. Outros parâmetros não são necessários. A indicação de uma interrupção do circuito de trip é temporizada por uma quantidade de tempo fixa. Para duas entradas binárias, a temporização é de cerca de 2 segundos e para uma entrada binária, a temporização é de cerca de 300 s. Isso assegura que uma duração o mais longa possível de um sinal de trip expire, e ocorra uma indicação somente se existir um mau funcionamento real no circuito de trip. Monitoramento com Uma Entrada Binária Nota: Quando usada somente uma entrada binária (EB) para monitoramento do circuito de trip, algum mau funcionamento, tal como interrupção do circuito de trip ou perda de tensão da bateria, podem sem dúvida, ser detectados, mas mau funcionamento com contatos de trip fechados não podem. Além disso, a meição deve ocorrer por um período de tempo que ultrapasse a da mais longa duração possível de um contato de trip fechado. Isso é assegurado pelo número fixo de repetições de medições e o tempo entre as verificações das condições. Quando usada somente uma entrada binária, um resistor R é inserido no circuito no lado do sistema, ao invés de uma segunda entrada binária faltante. Através do dimensionamento adequado do resistor e dependendo da relação do sistema, uma tensão de cotrole mais baixa pode freqüentemente ser suficiente. O resistor R é inserido no circuito do segundo contato auxiliar do disjuntor (Aux2) para detectar um mau funcionamento também quando o contato auxiliar do disjuntor (Aux1) está aberto e o contato de trip tenha entrado em dropout (veja a Figura, „Princípio de Monitoramento do Circuito de Trip com Uma Entrada Binária”). Esse resistor deve ser dimensionado de forma que a bobina de trip do disjuntor (CBTC) não mais esteja energizada quando o disjuntor está aberto (o que significa Aux 1 está aberto e Aux 2 está fechado). A entrada binária (EB1) deverá ainda entrar em pickup quando o contato de trip é simultâneamente aberto. Isso resulta em um limite superior para a resistência Rmax, e um limite inferior Rmin, dos quais o valor ótimo da média aritmética R deverá ser selecionado: Para que a mínima tensão para controle da entrada binária seja assegurado, Rmax é derivado como: 330 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.43 Supervisão do Circuito de Trip Para manter a bobina de trip do disjuntor não energizada no caso acima, Rmin é derivado como: com IBI (HIGH) Corrente constante com BI ativada ( = 1.8 mA) UBI min Tensão de controle mínima para BI (19 V para ajuste de entrega para tensões nominais de 24/48/60 V; 88 V para ajuste de entrega para tensões nominais de 110/125/220/250 V) UCTR Tensão de Controle para Circuito de Trip RTC Resistência DC da bobina de trip do disjuntor UTC (LOW) Tensão máxima da bobina de trip do disjuntor que não leva ao trip. Se no cálculo, resulta que Rmax < Rmin, então o cálculo deve ser repetido, com o próximo mais baixo limite de chaveamento de UBI min, e esse limite deve ser implementado no relé usando jumper (s) plug-in. Para o consumo de potência da resistência: Exemplo: IBI (HIGH) 1.8 mA (SIPROTEC 4 7UM62) UBI min 19 V para ajuste de fábrica para tensão nominal de 24/48/60 V (do 7UM62), 88 V para ajuste de fábrica de tensão nominal de 110/125/220/250 V) (do 7UM62) UCTR 110 V (sistema / circuito de trip) RTC 500 Ω (sistema / circuito de trip) UTC (LOW) 2 V (sistema / circuito de trip) O valor padrão mais próximo de 39 kΩ é selecionado, a potência é: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 331 2 Funções 2.43.3 Ajustes End. 8201 Parâmetro TRIP Cir. SUP. Opções de Ajustes OFF ON Ajuste Padrão OFF Comentários Supervisão do Circuito de TRIP 2.43.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 6851 >BLOCK TripC SP >BLOQUEAR Supervisão do circuito de Trip 6852 >TripC trip rel SP >Supervisão do circuito de Trip: relé de trip 6853 >TripC brk rel. SP >Supervisão do circuito de Trip: relé do disjuntor 6861 TripC OFF OUT Supervisão do circuito de Trip está DESLIGADA 6862 TripC BLOCKED OUT Supervisão do circuito de Trip está BLOQUEADA 6863 TripC ACTIVE OUT Supervisão do circuito de Trip está ATIVA 6864 TripC ProgFail OUT Bloqueio Circuito de Trip - Entr.binária não ajustada 6865 FAIL: Trip cir. OUT Falha Circuito de Trip 332 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.44 Supervisão de Limite 2.44 Supervisão de Limite Essa função monitora os limites de valores medidos selecionados (para sobrealcance ou subalcance). A velocidade de processamento dessa função é tão alta que pode ser usada para aplicações de proteção. As combinações lógicas necessárias podem ser implementadas por meio de CFC. O uso principal é para supervisão de alta velocidade e funções automáticas assim como funções de proteção de aplicação específica (por exemplo, desacoplamento de usina) que não estão incluidas no escopo das funções de proteção. 2.44.1 Descrição Funcional Modo de Operação Existem 10 blocos de supervisão de limites , 5 de cada para sobrealcance e subalcance do limite. Como resultado, uma indicação lógica dá saída e pode ser depois processada pelo CFC. Um total de 19 valores medidos processáveis, todos os quais podem ser avaliados como porcentagens. Para cada bloco de limite pode ser alocado um deses 19 valores medidos. A tabela seguinte mostra os valores medidos utilizáveis. Os valores limite são questionados uma vez a cada ciclo. Nota A escala dos valores limite percentuais é exatamente a mesma que para os valores medidos operacionais (veja a Tabela 2-19 na Seção 2.49.3). Os ajustes dos dados do sistema de potência 1 são considerados no cálculo. Isso tem que ser levado em consideração para as aplicações. Tabela 2-17 Valores Medidos Valor Medido Escala Explicação P Pprim/SN,G,M · 100 % (Potência ativa) (normalizado com End. 252) As grandezas do sistema de seqüência positiva para U e I são formadas uma vez por ciclo pelos valores escaneados. Do resultado, a potência ativa primária P é calculada. O resultado de medição está sujeito à correção de ângulo (Endereço 204 CT ANGLE W0) no elemento de corrente. Q (Potência Reativa) Qprim/SN,G,M · 100 % (normalizado com End. 252) As grandezas do sistema de seqüência positiva para U e I são formadas uma vez por ciclo pelos valores escaneados. Do resultado, a potência reativa primária Q é calculada. O resultado de medição está sujeito à correção de ângulo (Endereço 204 CT ANGLE W0) no elemento de corrente. ΔP (Mudança potência ativa) ΔPprim/SN,G,M · 100 % (normalizado com End. 252) A diferença de potência ativa é calculada da potência ativa por uma janela de medição de 3 ciclos. UL1E (tensão faseterra) UL1prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (normalizado via End. 251/√3) A tensão conectada para a entrada UL1 é processada diretamente e convertida em tensão fase-terra primária. O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: O valor 100% refere-se a tensão fase -terra do objeto protegido. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 333 2 Funções Valor Medido Escala Explicação UL2E (tensão faseterra) UL2prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (normalizado com End. 251/√3) A tensão conectada para a entrada UL2é processada diretamente e convertida em tensão fase-terra primária. O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: O valor 100% refere-se a tensão fase -terra do objeto protegido UL3E (tensão faseterra) UL3prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (normalizado com End. 251/√3) A tensão conectada para a entrada UL3 é processada diretamente e convertida em tensão fase-terra primária. O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: O valor 100% refere-se a tensão fase -terra do objeto protegido UE (tensão na entrada UE ) UEprim/(UN,G,M/√3) · 100 % (normalizado com End. 251/√3) A tensão conectada para a entrada UE é convertida diretamente em uma tensão primária via FACTOR UE (End. 224). O cálculo é executado uma vez por ciclo. Observe as aplicações como na Tabela 2-2. Nota: O valor 100% refere-se a tensão fase -terra do objeto protegido. U0 U0prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (Tensão sistema (normalizado com End. 251/√3) zero) A tensão de sistema zero é determinada das tensões fase-terra na base da equação de definição para componentes simétricos e convertida para valores primários. O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: O valor 100% refere-se a tensão fase -terra do objeto protegido. U1 (Tensão de Seqüência Positiva) U1prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (normalizado com End. 251/√3) A tensão de seqüência positiva é determinada das tensões faseterra na base da equação de definição para componentes simétricos e convertida para valores primários. O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: O valor 100% refere-se a tensão fase -terra do objeto protegido U2 (Tensão de Seqüência Negativa) U2prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (normalizado com End. 251/√3) A tensão de seqüência negativa é determinada das tensões faseterra na base da equação de definição para componentes simétricos e convertida para valores primários. O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: O valor 100% refere-se a tensão fase -terra do objeto protegido. UE3h (Tensão do 3º harmônico na entrada UE ) UE3hprim/(UN,G,M/√3) · 100 % (normalizado com End. 251/√3) Da tensão conectada para a entrada UE a tensão do 3º harmônico é computada e convertida em tensão primária via FACTOR UE (End. 224). O cálculo é executado uma vez por ciclo. Observe as aplicações como na Tabela 2-2. Nota: O valor 100% refere-se a tensão fase -terra do objeto protegido. 3I0 (Sistema de Corrente de seqüência zero no lado 2) 3I0prim/(SN,G,M/(√3 · UN,G,M)) · 100 % A corrente de sistema zero é determinada pelas correntes de fase (normalizado com End. 251 e 252) na base da equação de definição para componentes simétricos. O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: O valor 100% refere-se à corrente nominal do objeto protegido. I1 I1prim/(SN,G,M/(√3 · UN,G,M)) · 100 % (normalizado com End. 251 e 252) (Sistema de Corrente de seqüência positiva no lado 2) A corrente de seqüência positiva é determinada pelas correntes de fase na base da equação de definição para componentes simétricos e convertida em valores primários. O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: O valor 100% refere-se à corrente nominal do objeto protegido. I2 I2prim/(SN,G,M/(√3 · UN,G,M)) · 100 % (normalizada com End. 251 e 252) (Sistema de Corrente de seqüência negativa no lado 2) A corrente de seqüência negativa é determinada pelas correntes de fase na base da equação de definição para componentes simétricos e convertida em valores primários. O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: O valor 100% refere-se à corrente nominal do objeto protegido. 334 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.44 Supervisão de Limite Valor Medido Escala Explicação IEE1 IEE1/0.5 A · 100 % (Corrente à terra sensitiva) O componente de freqüência fundamental é determinado pela corrente conectada à entrada IEE1 . O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: Diferente da escala dos valores operacionais medidos, a escala, não é para valores primários. O valor 100 % resulta com uma corrente de alimentação secundária de 0.5 A. IEE2 IEE2/0.5 A · 100 % (Corrente à terra sensitiva) O componente de freqüência fundamental é determinado pela corrente conectada à entrada IEE2 . O cálculo é executado uma vez por ciclo. Nota: Diferente da escala dos valores operacionais medidos, a escala, não é para valores primários. O valor 100 % resulta com uma corrente de alimentação secundária de 0.5 A. ϕ (Ângulo de potência) ϕ/180° · 100 % O ângulo de potência é calculado pela tensão de seqüência positiva e corrente de seqüência positiva A seguinte definição se aplica: ϕ = ϕU – ϕI (Um ângulo positivo aparecerá se a corrente se atrasar à tensão). cos PHI cos ϕ · 100 % O fator de potência é calculado pelo ângulo de potência. Valores positivos resultam para uma faixa de ângulo entre (–90° e +90°). Transdutor 1 de U/10 V · 100 % medição ou (transdutor de I/20 mA · 100 % medição de corrente e tensão TD1) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 As grandezas DC são calculadas pelas grandezas medidas presentes em TD1. Dependendo da conexão, os resultados podem ser positivos ou negativos. Dependendo do ajuste de jumper, uma tensão ou uma corrente é calculada. Nota: O valor de 100% refere-se a uma entrada de tensão de 10 V ou uma entrada de corrente de 20 mA. 335 2 Funções A figura seguinte mostra uma visão geral da lógica. Figura 2-139 Lógica da Supervisão de Limite A figura mostra que os valores medidos podem ser livremente alocados para os blocos de supervisão de limites. A relação de dropout para o estágio MVx> é 0.95 ou 1 %. Correspondentemente, é 1.05 ou 1 % para o estágio MVx< . 336 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.44 Supervisão de Limite 2.44.2 Notas de Ajustes Geral A função de supervisão de limites só está efetiva e acessível se o endereço 185 THRESHOLD tiver sido ajustado para Enabled durante a configuração das funções de proteção. Valores de Pickup Os valores de pickup são ajustados como porcentagens. Observe os fatores de escala listados na tabela de Valores Medidos. Os valores medidos para potência P, Q, ΔP e cosϕ assim como o ângulo de fase tanto podem ser positivos quanto negativos. Se um valor negativo tiver de ser monitorado aplica-se a definição da linha do número (–10 é menor do que –5). Exemplo: A grandeza medida P (potência ativa) está alocada para MV1> e ajustada para –5 %. Se o valor real medido for maior do que –5 % (por exemplo, –4 % ou mesmo +100 %), a indicação „Meas. Value1>“ dá saída como uma lógica „1“, que significa um pickup em termos de engenharia de proteção. Um sinal de dropout (indicação „Meas. Value1>“ lógica "0") dá saída se o valor medido cair para menos do que –5 % · 1.05 = –5.25 %. Com a grandeza medida P alocada para MV2<, o monitoramento acusa um subalcance. Um sinal de pickup dá saída se o valor medido se tornar menor do que –5 % (por exemplo, –8 %). O valor de dropout é então –5 % · 0.95 = –4.75 %. Nota Os valores medidos UL1E, UL2E, UL3E, UE, U0, U1, U2, UE3h, IEE1, IEE2 3I0, I1, I2 e transdutor 1 de medição são sempre maiores do que 0. Deve ser tomado o cuidado aqui de se usar somente valores positivos de limites os quais permitam dropout da indicação. Com o ângulo de potência ϕ deverá ser considerado que esse ângulo só está definido para ± 100 % (equivalente a ± 180°) ou menos. O valor limite deverá ser escolhido correspondentemente considerando a relação de dropout. Outros Processos de Indicações 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 As indicações dos blocos de monitoramento dos 10 valores medidos (veja informação de visão geral) estão disponíveis na matriz de configuração para outros processamentos lógicos pela CFC. 337 2 Funções 2.44.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 8501 MEAS. VALUE 1> Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV1> 8502 THRESHOLD MV1> -200 .. 200 % 100 % Valor de Pickup de Valor Medido MV1> 8503 MEAS. VALUE 2< Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV2< 8504 THRESHOLD MV2< -200 .. 200 % 100 % Valor de Pickup de Valor Medido MV2< 338 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.44 Supervisão de Limite End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 8505 MEAS. VALUE 3> Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV3> 8506 THRESHOLD MV3> -200 .. 200 % 100 % Valor de Pickup de Valor Medido MV3> 8507 MEAS. VALUE 4< Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV4< 8508 THRESHOLD MV4< -200 .. 200 % 100 % Valor de Pickup de Valor Medido MV4< 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 339 2 Funções End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 8509 MEAS. VALUE 5> Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV5> 8510 THRESHOLD MV5> -200 .. 200 % 100 % Valor de Pickup de Valor Medido MV5> 8511 MEAS. VALUE 6< Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV6< 8512 THRESHOLD MV6< -200 .. 200 % 100 % Valor de Pickup de Valor Medido MV6< 340 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.44 Supervisão de Limite End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 8513 MEAS. VALUE 7> Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV7> 8514 THRESHOLD MV7> -200 .. 200 % 100 % Limite de valor Medido MV7> 8515 MEAS. VALUE 8< Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV8< 8516 THRESHOLD MV8< -200 .. 200 % 100 % Limite de valores Medidos MV8< 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 341 2 Funções End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 8517 MEAS. VALUE 9> Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV9> 8518 THRESHOLD MV9> -200 .. 200 % 100 % Limite de valores Medidos MV9> 8519 MEAS. VALUE 10< Disabled P Q Delta P UL1E UL2E UL3E UE U0 U1 U2 UE3h IEE1 IEE2 3I0 I1 I2 PHI PF Transducer 1 Disabled Valor Medido para Limite MV10< 8520 THRESHOLD MV10< -200 .. 200 % 100 % Limite de valores Medidos MV10< 342 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.44 Supervisão de Limite 2.44.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 7960 Meas. Value1> OUT Pickup do Valor Medido MV1> 7961 Meas. Value2< OUT Pickup do Valor Medido MV2< 7962 Meas. Value3> OUT Pickup do Valor Medido MV3> 7963 Meas. Value4< OUT Pickup do Valor Medido MV4< 7964 Meas. Value5> OUT Pickup do Valor Medido MV5> 7965 Meas. Value6< OUT Pickup do Valor Medido MV6< 25083 Meas. Value7> OUT Pickup do Valor Medido MV7> 25084 Meas. Value8< OUT Pickup do Valor Medido MV8< 25085 Meas. Value9> OUT Pickup do Valor Medido MV9> 25086 Meas. Value10< OUT Pickup do Valor Medido MV10< 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 343 2 Funções 2.45 Funções Externas de Trip Quaisquer sinais da proteção externa ou unidades de supervisão podem estar incorporados ao processamento da proteção digital de máquina 7UM62 via entradas binárias. Como os sinais internos, podem ser sinalizadas, temporizadas, transmitidas para a matriz de trip e também individualmente bloqueadas. Por esse meio, é possível incluir equipamento de proteção mecânico, por exemplo, proteção Buchholz, no processamento de indicações e comandos de trip do dispositivo de proteção digital. Além disso, a interação entre as funções de proteção dos diferentes dispositivos numéricos de proteção de máquina da série 7UM6 é possível. 2.45.1 Descrição Funcional Modo de Operação O status lógico das entradas binárias designadas correspondentes é verificado em intervalos cíclicos. Mudança do status de entrada é considerada somente se pelo menos duas verificações consecutivas de status têm o mesmo resultado. Uma temporização adicional 8602 T DELAY está disponível para o comando de trip. A figura seguinte mostra o diagrama lógico para trips de entrada direta. Essa lógica é implementada em todos os quatro tempos da mesma forma, os números de funções das indicações são cada um especificados para o primeiro canal de comando externo de trip. Figura 2-140 Diagrama Lógico de Trips de Entrada Direta 2.45.2 Notas de Ajustes Geral Trip externo, via entrada binária só está efetivo e disponível se os endereços 186 EXT. TRIP 1 a 189 EXT. TRIP 4 = Enabled. Disabled é ajustado se as funções não forem necessárias. Os endereços 8601 EXTERN TRIP 1 a 8901 EXTERN TRIP 4 são usados para manobrar a função para ON ou OFF, ou para bloqueio (Block relay). Como os sinais internos, eles podem ser indicados como trips externos, temporizados e transmitidos para a matriz de trip. As temporizações são ajustadas nos endereços 8602 T DELAY a 8902 T DELAY. Como para as funções de proteção, o dropout dos trips de entrada direta é prolongado pela duração mínima parametrizada TMin TRIP CMD. 344 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.45 Funções Externas de Trip 2.45.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 8601 EXTERN TRIP 1 OFF ON Block relay OFF Função externa de Trip 1 8602 T DELAY 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização Ext. de Trip 1 8701 EXTERN TRIP 2 OFF ON Block relay OFF Função externa de Trip 2 8702 T DELAY 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização Ext. de Trip 2 8801 EXTERN TRIP 3 OFF ON Block relay OFF Função externa de Trip 3 8802 T DELAY 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização Ext. de Trip 3 8901 EXTERN TRIP 4 OFF ON Block relay OFF Função externa de Trip 4 8902 T DELAY 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização Ext. de Trip 4 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 345 2 Funções 2.45.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 4523 >BLOCK Ext 1 SP >BLOQUEAR trip externo 1 4526 >Ext trip 1 SP >Disparar trip externo 1 4531 Ext 1 OFF OUT Trip externo 1 está DESLIGADO 4532 Ext 1 BLOCKED OUT Trip externo 1 está BLOQUEADO 4533 Ext 1 ACTIVE OUT Trip externo 1 está ATIVO 4536 Ext 1 picked up OUT Trip externo 1: pickup geral 4537 Ext 1 Gen.TRP OUT Trip externo 1: TRIP geral 4543 >BLOCK Ext 2 SP >BLOQUEAR trip externo 2 4546 >Ext trip 2 SP >Disparar trip externo 2 4551 Ext 2 OFF OUT Trip externo 2 está DESLIGADO 4552 Ext 2 BLOCKED OUT Trip externo 2 está BLOQUEADO 4553 Ext 2 ACTIVE OUT Trip externo 2 está ATIVO 4556 Ext 2 picked up OUT Trip externo 2: pickup geral 4557 Ext 2 Gen.TRP OUT Trip externo 2: TRIP geral 4563 >BLOCK Ext 3 SP >BLOQUEAR trip externo 3 4566 >Ext trip 3 SP >Disparar trip externo 3 4571 Ext 3 OFF OUT Trip externo 3 está DESLIGADO 4572 Ext 3 BLOCKED OUT Trip externo 3 está BLOQUEADO 4573 Ext 3 ACTIVE OUT Trip externo 3 está ATIVO 4576 Ext 3 picked up OUT Trip externo 3: pickup geral 4577 Ext 3 Gen.TRP OUT Trip externo 3: TRIP geral 4583 >BLOCK Ext 4 SP >BLOQUEAR trip externo 4 4586 >Ext trip 4 SP >Disparar trip externo 4 4591 Ext 4 OFF OUT Trip externo 4 está DESLIGADO 4592 Ext 4 BLOCKED OUT Trip externo 4 está BLOQUEADO 4593 Ext 4 ACTIVE OUT Trip externo 4 está ATIVO 4596 Ext 4 picked up OUT Trip externo 4: pickup geral 4597 Ext 4 Gen.TRP OUT Trip externo 4: TRIP geral 346 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.46 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes 2.46 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes Até duas 2 RTD boxes com um total de 12 pontos de medições podem ser usadas para detecção de temperatura e avaliadas pelo dispositivo de proteção. Elas são particularmente úteis para monitoramento das condições térmicas de motores, geradores e transformadores. Máquinas rotativas são adicionalmente monitoradas quanto à transgressão de limites de temperatura de mancais. As temperaturas são medidas em diferentes localizações do objeto protegido pelo emprego de sensores de temperatura (RTD = Detector de Temperatura de Resistência) e são transmitidas para o dispositivo via uma ou duas 7XV566 RTD-boxes. 2.46.1 Descrição Funcional Interação com a Proteção de Sobrecarga A temperatura ambiente ou refrigerante pode ser alimentada via uma termobox para a função de proteção de sobrecarga do dispositivo. Para esse propósito o sensor de temperatura requerido deve estar conectado à entrada do sensor 1 da 1ª RTD box (corresponde a RTD 1). RTD-box 7XV56 A 7XV566 RTD box é um dispositivo externo montado em um trilho padrão DIN. Ela tem o recurso de 6 entradas de temperatura e uma interface RS 485 para comunicação com os dispositivos de proteção. A RTD box detecta a temperatura de refrigeração de cada ponto de medição pelo valor da resistência dos detectores de temperatura (Pt 100, Ni 100 ou Ni 120) conectados com uma linha de dois ou três fios e converte para valores digitais. Os valores digitais tornam-se disponíveis por uma porta serial. Comunicação com o Dispositivo de Proteção O dispositivo de proteção pode se comunicar com até 2 RTD boxes via sua porta de serviço (port C ou D). Avaliação da Temperatura O dado natural de temperatura transmitido é convertido para uma temperatura em graus Celsius ou Fahrenheit. A conversão depende do sensor de temperatura usado. Até 12 pontos de medição de temperatura estão, dessa forma, disponíveis. Para distâncias maiores para o dispositivo de proteção, um link de fibra ótica é recomendado. As estruturas de comunicação possíveis são mostradas no Apêndice. Para cada ponto de medição duas decisões de limite podem ser executadas as quais estão disponíveis para futuro processamento. O usuário pode alocar sinais de pickup na matriz de configuração se necessário. Para cada detector de temperatura está designado um alarme que pode ser emitido no caso de um curto-circuito ou interrupção do circuito do sensor. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 347 2 Funções A figura seguinte mostra o diagrama lógico para processamento de temperatura. O manual fornecido com a RTD box contém um diagrama e desenho de dimensionamento. Figura 2-141 348 Diagrama Lógico para Processamento de Temperatura 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.46 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes 2.46.2 Notas de Ajustes Geral A função de detecção de temperatura só estará efetiva e acessível se tiver sido designada para uma interface durante a configuração das funções de proteção (Seção 2.4). No Endereço 190 RTD-BOX INPUT a RTD-box(es) é alocada para a interface na qual irá operar (Port C, por exemplo). O número de entradas de sensor e o modo de comunicação foram ajustados no Endereço 191 RTD CONNECTION. A unidade de temperatura (°C ou °F) foi ajustado em Power System Data 1 (Dados do Sistema de Potência 1) no Endereço 276 TEMP. UNIT. Se as RTD boxes são operadas no modo semi-duplex, „/CTS controladas por /RTS“ deve ser selecionado para o controle do fluxo (CTS). Isso é feito usando um jumper (veja Seção 3.1.2 no Capítulo „Instalação e Comissionamento“) Ajustes do Dispositivo Os ajustes são os mesmos para cada entrada e são aqui mostrados como exemplo da entrada de medição 1. Ajuste o tipo de detector de medição para RTD 1 (sensor de temperatura para medição do ponto 1) no endereço 9011 RTD 1 TYPE. Você pode escolher entre Pt 100 Ω, Ni 120 Ω e Ni 100 Ω. Se nenhum detector de temperatura está disponível para RTD 1, ajuste RTD 1 TYPE = Not connected. Esse parâmetro só pode ser alterado com DIGSI em Additional Settings. O endereço 9012 RTD 1 LOCATION informa o dispositivo da localização de montagem da RTD 1. Você pode escolher entre , Oil, ambient, Winding, Bearing e Other(Óleo, Ambiente,Rolamento e Outros). Esse parâmetro só pode ser alterado com Digsi em Additional Settings. Além disso, você pode ajustar um alarme de temperatura e uma temperatura de trip. Dependendo da unidade de temperatura selecionada nos Dados do Sistema de Potência (Seção 2.4.2 no endereço 276 TEMP. UNIT), o alarme de temperatura pode ser expresso em Celsius (°C) (Endereço 9013 RTD 1 STAGE 1) ou Fahrenheit (°F) (Endereço 9014 RTD 1 STAGE 1). A temperatura de trip é ajustada no endereço 9015 RTD 1 STAGE 2 em graus Celsius (°C) ou graus Fahrenheit (°F) no endereço 9016 RTD 1 STAGE 2. Os ajustes para todos os detectores de temperatura conectados são feitos correspondentemente. Ajustes de RTD-box Se os detectores de temperatura são usados com conexão de dois fios, a resistência da linha (para detector de temperatura curto-circuitado) deve ser medida e ajustada. Para isso, selecione o modo 6 na RTD-box e entre com o valor da resistência para o correspondente detector de temperatura (faixa de 0 a 50.6 Ω). Se for usada uma conexão de três fios, nenhum outro ajuste é necessário para essa finalidade. Uma baudrate de 9600 bits/s assegura comunicação. A paridade é par(even). O ajuste de fábrica do barramento é número 0. Modificações na RTD-box podem ser feitas no modo 7. Aplica-se a seguinte convenção: Tabela 2-18 Ajuste do endereço do barramento na RTD-box Modo Número de RTD-boxes Endereço simplex 1 0 semi duplex 1 1 semi duplex 2 1. RTD-box: 1 2. RTD-box: 2 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 349 2 Funções Outras informaçoes são fornecidas no manual de operação da RTD-box. Processamento de Valores Medidos e Mensagens A RTD box é visível em DIGSI como parte dos dispositivos de proteção 7UM62, isto é, mensagens e valores medidos aparecem na matriz de configuração exatamente como aquelas funções internas e podem ser endereçadas e processadas da mesma forma. Mensagens e valores medidos podem assim ser dirigidos para a lógica definida pelo usuário (CFC) e interconectadas como desejado. Sinais de pickup „RTD x St. 1 p.up“ e „RTD x St. 2 p.up“, entretanto,não estão incluidos nos grupos de alarme 501 „Relay PICKUP“ e 511 „Relay TRIP“ nem eles chegam a disparar uma gravação de falta. Se for desejado que uma mensagem apareça no buffer de eventos, deve ser parametrizado um cruzamento na caixa de intersecção da coluna/linha. 2.46.3 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo só podem ser alterados com DIGSI em Ajustes Adicionais. End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 9011A RTD 1 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Pt 100 Ω RTD 1: Tipo 9012A RTD 1 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Winding RTD 1: Localização 9013 RTD 1 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: Pickup do Estágio de temperatura 1 9014 RTD 1 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: Pickup do Estágio de temperatura 1 9015 RTD 1 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 1: Pickup do Estágio de temperatura 2 9016 RTD 1 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 1: Pickup do Estágio de temperatura 2 9021A RTD 2 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD 2: Tipo 9022A RTD 2 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD 2: Localização 9023 RTD 2 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 2: Pickup do Estágio de temperatura 1 9024 RTD 2 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 2: Pickup do Estágio de temperatura 1 350 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.46 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 9025 RTD 2 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 2: Pickup do Estágio de temperatura 2 9026 RTD 2 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 2: Pickup do Estágio de temperatura 2 9031A RTD 3 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD 3: Tipo 9032A RTD 3 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD 3: Localização 9033 RTD 3 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 3: Pickup do Estágio de temperatura 1 9034 RTD 3 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 3: Pickup do Estágio de temperatura 1 9035 RTD 3 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 3: Pickup do Estágio de temperatura 2 9036 RTD 3 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 3: Pickup do Estágio de temperatura 2 9041A RTD 4 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD 4: Tipo 9042A RTD 4 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD 4: Localização 9043 RTD 4 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 4: Pickup do Estágio de temperatura 1 9044 RTD 4 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 4: Pickup do Estágio de temperatura 1 9045 RTD 4 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 4: Pickup do Estágio de temperatura 2 9046 RTD 4 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 4: Pickup do Estágio de temperatura 2 9051A RTD 5 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD 5: Tipo 9052A RTD 5 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD 5: Localização 9053 RTD 5 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 5: Pickup do Estágio de temperatura 1 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 351 2 Funções End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 9054 RTD 5 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 5: Pickup do Estágio de temperatura 1 9055 RTD 5 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 5: Pickup do Estágio de temperatura 2 9056 RTD 5 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 5: Pickup do Estágio de temperatura 2 9061A RTD 6 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD 6: Tipo 9062A RTD 6 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD 6: Localização 9063 RTD 6 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 6: Pickup do Estágio de temperatura 1 9064 RTD 6 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 6: Pickup do Estágio de temperatura 1 9065 RTD 6 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 6: Pickup do Estágio de temperatura 2 9066 RTD 6 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 6: Pickup do Estágio de temperatura 2 9071A RTD 7 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD 7: Tipo 9072A RTD 7 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD 7: Localização 9073 RTD 7 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 7: Pickup do Estágio de temperatura 1 9074 RTD 7 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 7: Pickup do Estágio de temperatura 1 9075 RTD 7 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 7: Pickup do Estágio de temperatura 2 9076 RTD 7 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 7: Pickup do Estágio de temperatura 2 9081A RTD 8 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD 8: Tipo 9082A RTD 8 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD 8: Localização 352 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.46 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 9083 RTD 8 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 8: Pickup do Estágio de temperatura 1 9084 RTD 8 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 8: Pickup do Estágio de temperatura 1 9085 RTD 8 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 8: Pickup do Estágio de temperatura 2 9086 RTD 8 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 8: Pickup do Estágio de temperatura 2 9091A RTD 9 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD 9: Tipo 9092A RTD 9 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD 9: Localização 9093 RTD 9 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 9: Pickup do Estágio de temperatura 1 9094 RTD 9 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 9: Pickup do Estágio de temperatura 1 9095 RTD 9 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 9: Pickup do Estágio de temperatura 2 9096 RTD 9 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 9: Pickup do Estágio de temperatura 2 9101A RTD10 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD10: Tipo 9102A RTD10 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD10: Localização 9103 RTD10 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD10: Pickup do Estágio de temperatura 1 9104 RTD10 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD10: Pickup do Estágio de temperatura 1 9105 RTD10 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD10: Pickup do Estágio de temperatura 2 9106 RTD10 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD10: Pickup do Estágio de temperatura 2 9111A RTD11 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD11: Tipo 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 353 2 Funções End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 9112A RTD11 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD11: Localização 9113 RTD11 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD11: Pickup do Estágio de temperatura 1 9114 RTD11 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD11: Pickup do Estágio de temperatura 1 9115 RTD11 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD11: Pickup do Estágio de temperatura 2 9116 RTD11 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD11: Pickup do Estágio de temperatura 2 9121A RTD12 TYPE Not connected Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Not connected RTD12: Tipo 9122A RTD12 LOCATION Oil Ambient Winding Bearing Other Other RTD12: Localização 9123 RTD12 STAGE 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD12: Pickup do Estágio de temperatura 1 9124 RTD12 STAGE 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD12: Pickup do Estágio de temperatura 1 9125 RTD12 STAGE 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD12: Pickup do Estágio de temperatura 2 9126 RTD12 STAGE 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD12: Pickup do Estágio de temperatura 2 354 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.46 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes 2.46.4 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 14101 Fail: RTD OUT Falha: RTD (fio interrompido/ em curto) 14111 Fail: RTD 1 OUT Falha: RTD 1 (fio interrompido/ em curto) 14112 RTD 1 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 1 14113 RTD 1 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 1 14121 Fail: RTD 2 OUT Falha: RTD 2 (fio interrompido/ em curto) 14122 RTD 2 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 2 14123 RTD 2 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 2 14131 Fail: RTD 3 OUT Falha: RTD 3 (fio interrompido/ em curto) 14132 RTD 3 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 3 14133 RTD 3 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 3 14141 Fail: RTD 4 OUT Falha: RTD 4 (fio interrompido/ em curto) 14142 RTD 4 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 4 14143 RTD 4 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 4 14151 Fail: RTD 5 OUT Falha: RTD 5 (fio interrompido/ em curto) 14152 RTD 5 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 5 14153 RTD 5 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 5 14161 Fail: RTD 6 OUT Falha: RTD 6 (fio interrompido/ em curto) 14162 RTD 6 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 6 14163 RTD 6 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 6 14171 Fail: RTD 7 OUT Falha: RTD 7 (fio interrompido/ em curto) 14172 RTD 7 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 7 14173 RTD 7 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 7 14181 Fail: RTD 8 OUT Falha: RTD 8 (fio interrompido/ em curto) 14182 RTD 8 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 8 14183 RTD 8 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 8 14191 Fail: RTD 9 OUT Falha: RTD 9 (fio interrompido/ em curto) 14192 RTD 9 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 9 14193 RTD 9 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 9 14201 Fail: RTD10 OUT Falha: RTD10 (fio interrompido/ em curto) 14202 RTD10 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 10 14203 RTD10 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 10 14211 Fail: RTD11 OUT Falha: RTD11 (fio interrompido/ em curto) 14212 RTD11 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 11 14213 RTD11 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 11 14221 Fail: RTD12 OUT Falha: RTD12 (fio interrompido/ em curto) 14222 RTD12 St.1 p.up OUT Pickup do Estágio 1 de Temperatura da RTD 12 14223 RTD12 St.2 p.up OUT Pickup do Estágio 2 de Temperatura da RTD 12 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 355 2 Funções 2.47 Rotação de Fase Um recurso reverso de seqüência de fase via entrada binária e parâmetro está implementado no 7UM62. Isso permite toda proteção e monitoramento de funções operarem corretamente mesmo com rotação de fase reversa sem a necessidade de duas fases serem revertidas. Se uma rotação de fase anti-horária de seqüência de fase existir permanentemente, isso deve ser parametrizado nos dados do sistema de potência (veja Seção 2.5). Se a rotação de fase reverte durante a operação (por exemplo, a transição de uma estação de armazenamento de energia bombeada para operação de bombeamento é feita pela mudança da rotação de fase), então, um sinal reverso na entrada alocada é suficiente para informar o dispositivo de proteção da seqüência de fase reversa. 2.47.1 Descrição Funcional Lógica A rotação de fase é permanentemente ajustada em um parâmetro dos dados do sistema de potência no endereço 271 PHASE SEQ.. A entrada binária „>Reverse Rot.“ ajusta a rotação de fase para o oposto do parâmetro de ajuste. Figura 2-142 Lógica da mensagem da seqüência de fase reversa Por razões de segurança, o dispositivo aceita seqüência de fase reversa só quando nenhuma grandeza medida está em andamento. A entrada binária só é escaneada se a condição operacional 1 não está presente. Se um comando reverso está presente por pelo menos 200 ms, as grandezas medidas das fases L2 e L3 são trocadas. Se é alcançada a condição operacional 1 antes do tempo mínimo de controle de 200 ms ter expirado, a seqüência de fase reversa não se torna efetiva. Como nenhuma rotação de fase é possível na condição operacional 1, o sinal de controle deveria ser retratado na condição operacional 1 sem a ocorrência de uma rotação de fase reversa. Por razões de segurança, o sinal de controle deverá estar permanentemente presente para evitar maus funcionamentos, também no reset do dispositivo (por exemplo, devido a mudança de configuração). 356 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.48 Controle da Função de Proteção Influência nas Funções de Proteção Troca de fases com uma seqüência de fase reversa afeta exclusivamente o cálculo das grandezas de seqüência negativa e positiva, assim como as tensões fase-fase pela subtração de uma tensão fase-terra de outra, de forma que as indicações relacionadas àquela fase, valores de falta e valores operacionais de medição, não sejam distorcidas. Portanto, esta função influencia quase todas as funções de proteção e algumas das funções de monitoramento (veja Seção 2.42.1) que emitem uma indicação se as rotações de fase requeridas e calculadas não casarem. 2.47.2 Notas de Ajustes Ajustes na Programação 2.48 A seqüência de fase normal é ajustada em 271 (veja Subseção 2.5). Se, no lado do sistema, a rotação de fase é feita temporariamente, isto é então comunicado ao dispositivo de proteção, usando a entrada binária “>Reverse Rot.“ (5145). Controle da Função de Proteção A lógica da função coordena a seqüência das funções de proteção e das funções auxiliares, processa as decisões funcionais e os dados recebidos do sistema. 2.48.1 Lógica de Pickup para todo o Dispositivo Esta seção descreve o pickup geral e mensagens espontâneas no display do dispositivo. 2.48.1.1 Descrição Funcional Pickup Geral do Dispositivo Os sinais de pickup para todas as funções do dispositivo são logicamente ORcombinadas e conduzem ao pickup geral do dispositivo. É iniciado pela primeira função para pickup e fornece dropout quando há dropout da última função. Em conseqüência, a seguinte mensagem é reportada: „Relay PICKUP“. O pickup geral é uma pré-condição para um número de funções seqüenciais externas e internas. As seguintes estão entre as funções internas controladas pelo pickup geral do dispositivo: • Início do Registro de Trip(trip log): Do pickup geral do dispositivo ao dropout geral do dispositivo, todas as indicações de faltas são armazenadas no registro de trip. • Inicialização de Gravações Oscilográficas: o armazenamento e a manutenção de valores de falta também podem ser feitos dependentes da ocorrência de um comando de trip. • Geração de Mensagens Espontâneas: Certas mensagens de falta são exibidas no display do dispositivo e chamadas de mensagens espontâneas (veja abaixo “Mensagens Espontâneas”). Esta indicação também pode ser feita dependente do trip geral do dispositivo. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 357 2 Funções Mensagens Espontâneas Mensagens Espontâneas são mensagens de faltas que aparecem automaticamente no display na ocorrência de um pickup geral do dispositivo. Para o 7UM62, estas mensagens incluem: „Relay PICKUP“: a função de proteção que emitiu pickup por último, „Relay TRIP“: a função de proteção que iniciou um sinal de trip por último; „PU Time“: tempo passado entre um pickup geral e um dropout do dispositivo, em ms; „Trip time“: tempo passado entre um pickup geral e a iniciação do primeiro sinal de trip pelo dispositivo, com tempo indicado em ms; Se for usado um display gráfico, as mensagens espontâneas somente serão exibidas se o parâmetro Spont. FltDisp. for ajustado para YES (veja também a Seção 2.2). No display de 4 linhas este parâmetro está oculto. Observe que a proteção de sobrecarga térmica não tem um pickup comparável com as outras funções de proteção. O tempo de pickup geral do dispositivo (PU Time) é iniciado com o sinal de trip, que inicia o registro de trip. O dropout da imagem térmica da proteção de sobrecarga encerra o caso da falta e desse modo, o tempo passado de pickup. 2.48.2 Lógica de Trip para todo o Dispositivo. Esta seção descreve o trip geral e o término do comando de trip. 2.48.2.1 Descrição Funcional Trip Geral Os sinais de trip de todas as funções de proteção são conectados pelo ”OR” e geram uma mensagem: “Relay TRIP“. Esta anunciação, como as indicações individuais de trip, pode ser alocada para um LED ou para um relé de saída. Ela também pode ser usada como um evento de soma. 358 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.48 Controle da Função de Proteção Controlando o Sinal de Trip Para controlar o comando de trip, o seguinte se aplica: • Se uma função de proteção é ajustada para Block. Relay, ela é bloqueada pela ativação do relé de saída. As outras funções de proteção não são afetadas por isso. • Um comando de trip, uma vez transmitido, é armazenado ( veja a Figura 2-143). Ao mesmo tempo, a duração mínima de comando de trip T TRIPCOM MIN é iniciada. Esse temporizador da duração do sinal de trip assegura que o sinal de trip seja transmitido para o disjuntor por um tempo suficiente, mesmo se a função que emitiu o sinal de trip tenha um rápido dropout. O sinal de trip só é terminado após todas as funções de proteção fornecerem dropout “E” (AND) expire a mínima duração de sinal de trip. • Finalmente, é possível selar o sinal de trip até que seja resetado manualmente (função de bloqueio- 86). Isso permite o intertravamento do disjuntor contra religamento até que a causa do mau funcionamento tenha sido eliminada e o intertravamento tenha sido manualmente resetado. O reset acontece tanto pressionando a tecla do LED reset quanto pela ativação de uma entrada binária endereçada apropriadamente („>Reset LED“). Uma pré-condição, é claro, é de que a bobina de trip do disjuntor – como sempre – permaneça bloqueada enquanto o sinal de trip estiver presente e a corrente da bobina de trip interrompida pelo contato auxiliar do disjuntor. Figura 2-143 Terminação do Sinal de Trip . Exemplo de uma Função de Proteção 2.48.2.2 Notas de Ajustes Duração de Comando 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A duração mínima do comando de trip 280 TMin TRIP CMD já foi descrita na Seção 2.5. Ela é válida para todas as funções de proteção que possam emitir um sinal de trip. 359 2 Funções 2.49 Funções Auxiliares O Capítulo Funções Auxiliares descreve as funções gerais do dispositivo. 2.49.1 Processamento de Anunciação Após a ocorrência de uma falta no sistema, dados na resposta do dispositivo e grandezas medidas são significantes para propósitos de análises. Para isso, o dispositivo fornece processamento de informação que opera de uma forma triplicada: 2.49.1.1 Descrição Funcional Displays e Saídas Binárias (Relés de Saída) Eventos importantes e status são mostrados usando os LEDs do painel frontal. O relé também contém relés de saída para sinalização remota. A maioria das indicações e displays pode ser diferentemente configurada dos ajustes padrão de fábrica. A Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/ fornece uma descrição detalhada do procedimento de configuração. Os ajustes de alocações de fábrica estão listados no Apêndice deste manual. Os relés de saída e os LEDs podem ser operados em um modo selado ou não selados (cada um pode ser individualmente ajustado). As condições travadas estão protegidas contra perda da tensão auxiliar. Elas são resetadas • Localmente pressionando a tecla de LED no relé, • Remotamente usando uma entrada binária configurada para esse propósito, • Usando uma das interfaces seriais, • Automáticamente no início de um novo pickup (favor observar o tempo mínimo de espera do LED, veja a Seção 2.2). Mensagens de status não devem ser armazenadas. Também, elas não podem ser resetadas até que o critério a ser reportado seja consertado. Isso se aplica para indicações de funções de monitoramento ou similares. Um LED verde mostra prontidão operacional do relé („RUN“), e não pode ser resetado. Ele se apaga se o recurso de auto verificação do microprocessador reconhecer uma ocorrência anormal ou se falhar a tensão auxiliar. Quando a tensão auxiliar está presente, mas o relé tem um mau funcionamento interno, então o LED vermelho („ERROR“) acende e o processador bloqueia o relé. Informação Sobre o Display Integrado (LCD) ou Para um Computador Pessoal 360 Eventos e estados podem ser obtidos do LCD no painel frontal do dispositivo. Um computador pessoal pode ser conectado à interface frontal ou interface de serviço para carregar informação. Em condição quiescente, enquanto nenhuma falta no sistema está presente, o painel de display pode mostrar informação operacional selecionada (visão geral de valores medidos operacionais). No evento de uma falta no sistema, informação de falta, assim chamada indicações espontâneas do display, aparecem então. Após as indicações de faltas terem sido reconhecidas, os dados quiescentes são mostrados novamente. O reconhecimento pode ser executado pressionando os botões de LEDs no painel frontal (veja acima). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares O dispositivo está equipado com vários buffers de eventos, para mensagens operacionais, estatísticas de disjuntor, etc., que estão protegidos contra perda da tensão auxiliar por uma bateria de buffer. Essa mensagens podem ser salvas, a qualquer tempo, usando o teclado no campo do display, ou transferidas para um computador pessoal usando a interface de operação serial. A leitura de indicações durante a operação está descrita em detalhes na Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/. Classificação de Mensagens As indicações estão categorizadas como a seguir: • Indicações operacionais: indicações geradas enquanto o dispositivo está em operação: Informação com respeito ao status das funções do dispositivo, dados medidos, dados do sistema de potência , registros de comandos de controle, etc. • Indicações de faltas: indicações das últimas 8 faltas da rede que foram processadas pelo dispositivo. • Indicações em “Estatísticas”: incluem um contador para os comandos de trip iniciados pelo dispositivo, possivelmente comandos de religamento assim como valores de correntes interrompidas e correntes de faltas acumuladas. Uma lista completa de anunciações e funções de saída pode ser gerada pelo dispositivo, com o número da informação associada (No.), pode ser encontrado no Apêndi-ce. As listas também indicam para onde cada indicação pode ser enviada. Se as funções estão ausentes em uma versão não completamente equipada do dispositivo, ou estão configuradas como Disabled, então as indicações associadas não podem aparecer. Anunciação Operacional (Buffer: Registro de Evento) Anunciações operacionais são informações geradas pelo dispositivo em operação e que dizem respeito à operação. Até 200 anunciações operacionais são armazenadas cronológicamente no dispositivo. Novas anunciações geradas são adicionadas àquelas já existentes. Quando a capacidade máxima da memória é atingida, a anunciação mais antiga é descartada. Anunciações de Faltas (Buffer: Registro de Trip) Após uma falta no sistema, por exemplo, informação importante sobre a progressão da falta pode ser salva, tais como o pickup ou a iniciação de um sinal de trip. O inicio de uma falta tem o tempo estampado com o tempo absoluto do relogio do sistema interno. O andamento do distúrbio dá saída com o tempo relativo referente ao instante do pickup, de forma que a duração até o trip e até o reset do comando de trip pode ser averiguado. A resolução da informação do tempo é de 1 ms. Mensagens Espontâneas da Frente do Dispositivo Após uma falta, os dados mais importantes sobre ela são exibidos automaticamente no display, sem quaisquer ações operacionais adicionais, após um pickup geral do dispositivo. Anunciações Recuperáveis As anunciações das últimas oito faltas da rede podem ser recuperadas e emitidas. Onde uma falta do gerador causa o pickup de várias funções de proteção, a falta é considerada para incluir todas aquelas que ocorreram entre o pickup da primeira função de proteção e o dropout da última função de proteção. Quando um display gráfico é usado, as mensagens espontâneas também podem ser ajustadas em parâmetros (veja também a Seção 2.2). No total 600 anunciações podem ser gravadas. Os dados mais antigos são apagados por novos dados quando o buffer está cheio. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 361 2 Funções Questionamento Geral A condição atual de um dispositivo SIPROTEC 4 pode ser examinada com DIGSI pela visão do conteúdo do Questionamento Geral. Ele mostra todas as anunciações que estão sujeitas a um questionamento geral com seu valor corrente. Anunciações Espontâneas As anunciações espontâneas mostradas usando DIGSI refletem o status presente da informação que chega. Cada nova anunciação que chega aparece imediatamente, isto é, o usuário não tem que esperar por uma atualização ou iniciá-la. Contadores Estatísticos As anunciações nas estatísticas são contadores para as operações de manobra dos disjuntores investigadas pelo 7UM62 assim como para a acumulação de correntes de curtos-circuitos envolvidos nas desconexões causadas pelas funções de proteção do dispositivo. As correntes interrompidas estão em valores primários. As estatísticas podem ser visualizadas no LCD do dispositivo ou em um PC equipado com DIGSI e conectado à interface do operador ou interface de serviço. Uma senha não é necessária para leitura do contador e valores armazenados mas é necessária para mudá-las ou deletá-las. Informação para um Centro de Controle 362 Se o dispositivo possue uma interface de sistema serial, a informação armazenada pode adicionalemnte ser transferida via essa interface para um controle central e dispositivo de armazenamento. A transmissão é possível via diferentes protocolos de transmissão. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares 2.49.2 Estatísticas Comandos de trip do dispositivo são contados. As correntes das últimas desconexões comandadas pelo dispositivo são registradas. Correntes de faltas desconectadas são acumuladas para cada polo do disjuntor. 2.49.2.1 Descrição Funcional Número de Trips O número de trips iniciados pelo 7UM62 é contado, enquanto a posição do disjuntor é monitorada via contatos auxiliares do disjuntor e entradas binárias. Para usar essa função, o contador de pulsos interno, „#of TRIPs=“ é endereçado na matriz para uma entrada binária que é controlada pela posição do disjuntor (ABERTO)OPEN. O valor de pulso medido „#of TRIPs=“ pode ser encontrado no grupo "Statistics" (Estatísticas) se a opção “Sómente Valores Medidos” foi habilitada na matriz de configuração. Valores de Desligamento (no Trip) Adicionalmente aparecem valores dos desligamentos nas indicações de faltas para cada sinal de trip: • se a proteção diferencial à terra está configurada, uma indicação „I0-Diff:“ e „I0-Stab:“ é emitida em I/InO. • o total das correntes de falta primária por fase e lado em kA • as correntes primárias em todas as três fases em kA, individualmente para o lado 1 e lado 2 • se a proteção diferencial está configurada , as correntes diferenciais e de estabilização (restrição) das três fases estão indicadas. • as tensões fase-terra em kV • a potência ativa primária P em MW (precisamente potência média) • a potência reativa primária Q em MVAR (precisamente potência média) • Freqüência em Hz Horas Operacionais As horas operacionais acumuladas sob carga também são armazenadas (= valor de corrente em pelo menos uma fase é maior do que o valor limite BkrClosed I MIN ajustado no endereço 281). Correntes de Desligamento Acumuladas As correntes de desligamento para cada fase, que estão indicadas em cada comando de trip individualmente para o lado 1 e lado 2 são acumuladas e armazenadas. Ajuste/Reset O ajuste ou reset desses contadores estatísticos acontecem no ítem de menu ANNUNCIATION → STATISTIC sobrescrevendo os valores mostrados no contador. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 O contador e níveis de memória são protegidos contra perda de tensão auxiliar. 363 2 Funções 2.49.2.2 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários - #of TRIPs= PMV Número de TRIPs 409 >BLOCK Op Count SP >BLOQUEAR Contador de Horas Operacionais 1020 Op.Hours= VI Contador de horas operacionais 30607 ΣIL1 S1: VI Corrente interrompida acumulada L1 S1 30608 ΣIL2 S1: VI Corrente interrompida acumulada L2 S1 30609 ΣIL3 S1: VI Corrente interrompida acumulada L3 S1 30610 ΣIL1 S2: VI Corrente interrompida acumulada L1 S2 30611 ΣIL2 S2: VI Corrente interrompida acumulada L2 S2 30612 ΣIL3 S2: VI Corrente interrompida acumulada L3 S2 2.49.3 Medição (Secundária/Primária/Valores Percentuais) Uma série de valores medidos e valores derivados deles estão constantemente disponíveis para pesquisa no local, ou para transferência de dados (veja a tabela 2-19, assim como a lista a seguir). Valores medidos podem ser transferidos via interfaces para um controle central e sistema de armazenamento. 2.49.3.1 Descrição Funcional Display de Valores Medidos Os valores operacionais medidos listados na Tabela 2-19 podem ser lidos como valores secundários, primários ou percentuais. Uma pré-condição para o display correto dos valores percentuais e primários é a parametrização correta e completa dos valores nominais para os transformadores de corrente e equipamento de proteção, de acordo com as Subseções 2.5 e 2.7. A Tabela 2-19 lista as fórmulas para conversão de valores secundários em primários ou percentuais. Dependendo da versão encomendada, o tipo de conexão do dispositivo e as funções de proteção configuradas, somente uma parte dos valores operacionais medidos listados na tabela seguinte podem estar disponíveis. A tensão residual U0 é calculada pelas tensões fase-terra: U0 = 1/3 · |UL1 + UL2 + UL3|. Para isso as três entradas de tensão fase-terra devem estar conectadas. 364 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares Tabela 2-19 Valores Medidos secundário IL1 S2, IL2 S2, IL3 S2, I1 S2, I2 S2, 3I0 S2, Isec S2 IL1 S1, IL2 S1, IL3 S1 Isec S1 Fórmula de conversão entre valores secundários e primários/ valores percentuais primário % Proteção Diferencial para Geradores e Motores: Proteção Diferencial para Transformador Trifásico: IEE1 IEE1 sec FATOR IEE1 · IEE1 sec. IEE2 IEE2 sec. FATOR IEE2 · IEE1 sec. IEEB IEE1 sec ou ou ou IEE2 sec UL1E, UL2E, UL3E, U0 U1, U2 UL-E sec. UL1-L2, UL2-L3, UL3-L1 ULL sec. UE medido: medido: UE sec. FATOR UE · UE sec. calculado: calculado: UE sec.= U0 ·√3 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 365 2 Funções Valores Medidos secundário UI/T UI/T sec P, Q, S Psec Qsec Ssec primário % FATOR UE · UI/T sec Ângulo PHI ϕ ϕ sem display de percentual de valores medidos Fator de Potência cos ϕ cos ϕ · 100 cos ϕ Freqüência f f U/f R, X Rsec S2 Xsec S2 UE3.H medido: UE3.H,sec medido: calculado: UE3.H,sec= U0·√3 calculado: sem display de percentual de valores medidos UDC em VUDC/IDC (transdutor de medição 1) IDC em mA- sem valores primários Uexc (trans- Uexc dutor de medição 3) sem valor primário Com os seguintes parâmetros dos Dados do Sistema de Potência 1: Parâmetro 366 Endereço Parâmetro Endereço Unom PRIMARY 221 FACTOR IEE1 205 Unom SECONDARY 222 FACTOR IEE2 213 IN-PRI I-SIDE1 202 FACTOR UE 224 IN-SEC I-SIDE1 203 UN GEN/MOTOR 251 IN-PRI I-SIDE2 211 SN GEN/MOTOR 252 IN-SEC I-SIDE2 212 Uph / Udelta 225 UN-PRI SIDE 1 241 SN TRANSFORMER 249 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares Em adição, valores medidos são computados pelas funções de proteção e tornados disponíveis: Valores Medidos da Proteção de Falta à Terra do Rotor (Rn, fn) Os seguintes valores secundários estão disponíveis: Tensão residual de freqüência do Sistema URE (= UE), corrente de falta à terra IRE (= Iee1) e resistência à terra do rotor Rearth, resistência total Rtot, reatância total Xtot e ângulo de fase ϕZtot da resistência total da proteção de falta à terra do rotor. Valores Medidos da Proteção de Falta à Terra do Estator (1 Hz) Freqüência e amplitude de gerador de 1–3 Hz (7XT71) fger, Uger, corrente no circuito do rotor Iger, carga na polaridade reversa QC e resistência à terra do rotor Rearth. Valores Medidos da Proteção de Falta à Terra do Estator (20 Hz) Tensão e corrente no circuito à terra do estator USEF e ISEF, as resistências à terra do estator específicas RSEF e RSEFp (primária) e o ângulo de fase ϕSEF entre a corrente e a tensão em 20 Hz. Definição de Medição de Potência O 7UM62 usa o sistema de seta de referência do gerador. A saída de potência é positiva. Figura 2-144 Definição da Direção Positiva das Setas de Referência A tabela seguinte mostra as faixas de operação para máquinas síncronas e assíncronas. Para isto, o parâmetro 1108 ACTIVE POWER é ajustado para Generator (Gerador). “Condição normal” mostra a potência ativa sob condições operacionais normais: + significa que uma potência ativa é exibida no dispositivo de proteção, significa que a potência é negativa. Tabela 2-20 Faixas de Operação para Máquinas Síncronas e Assíncronas Gerador Síncrono 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Motor Síncrono 367 2 Funções Gerador Assíncrono Motor Assíncrono A tabela mostra que as faixas operacionais na operação de gerador e motor estão refletidas em torno do eixo da potência reativa. Os valores de potência medidos também resultam da definição acima. Se, por exemplo, o monitoramento da potência direta ou a proteção de potência reversa for usada em um motor síncrono, o parâmetro 1108 ACTIVE POWER deve ser ajustado para Motor. Isto multiplica a potência ativa real (de acordo com a definição acima) com –1. Significa que o diagrama da potência é simétrico em torno do eixo da potência reativa e a interpretação de potência ativa muda. Este efeito deve ser considerado ao avaliar os valores da energia medida. Se valores de potência positiva, por exemplo, forem obtidos com um motor síncrono, a direção da corrente no conjunto de TCs alocados (por exemplo, Parâmetro 201 STRPNT->OBJ S1) deve ser invertida. O Parâmetro 1108 ACTIVE POWER permanece no ajuste padrão Generator. Isto significa que por causa do sistema de seta de referência do gerador, a ligação à terra dos TCs que deve ser inserida no dispositivo é oposta à ligação à terra real. Isto leva a resultados que são comparáveis aos resultados de um sistema de seta de referência de consumidor. 368 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares 2.49.3.2 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 605 I1 = MV I1 (seqüência positiva) 606 I2 = MV I2 (seqüência negativa) 621 UL1E= MV U L1-E 622 UL2E= MV U L2-E 623 UL3E= MV U L3-E 624 UL12= MV U L12 625 UL23= MV U L23 626 UL31= MV U L31 627 UE = MV Tensão residual UE 629 U1 = MV U1 (seqüência positiva) 630 U2 = MV U2 (seqüência negativa) 641 P = MV P (potência ativa) 642 Q = MV Q (potência reativa) 644 Freq= MV Freqüência 645 S = MV S (potência aparente) 650 UE3h = MV 3º harmônico UE 662 I DC = MV Corrente DC 669 U20= MV SEF 100%: circuito da corrente do estator de 20 Hz 670 I20= MV SEF 100%: circuito da corrente do estator de 20 Hz 693 Rtot = MV REF(R,fn): Resistência total (R total) 696 Xtot = MV REF(R,fn): Reatância Total (X total) 697 ϕ Ztot= MV REF(R,fn): Ângulo de Fase do Z total 700 Re = MV REF(R,fn): Resistência de Falta (R earth) 721 IL1S1= MV Corrente operacional medida L1 lado 1 [%] é 722 IL2S1= MV Corrente operacional medida L2 lado 1 [%] é 723 IL3S1= MV Corrente operacional medida L3 lado 1 [%] é 724 IL1S2= MV Corrente operacional medida L1 lado 2 [%] é 725 IL2S2= MV Corrente operacional medida L2 lado 2 [%] é 726 IL3S2= MV Corrente operacional medida L3 lado 2 [%] é 755 fgen = MV REF(1-3Hz): Freqüência do gerador de onda quadrada 757 Ugen = MV REF(1-3Hz): Tensão do gerador de onda quadrada 758 Imeas. = MV REF(1-3Hz): Corrente no Circuito de medição do Rotor 759 Qc = MV REF(1-3 Hz): Carga na polaridade invertida (Qc) 760 RSEFp= MV SEF100%: Resistência à terra do estator prim. 761 R earth= MV REF(1-3Hz): Resistência de Falta (R earth) 762 U SEF= MV SEF100%: Tensão Bias do circuito do estator 763 I SEF= MV SEF100%: Corrente à terra do circuito do estator 764 R SEF= MV SEF100%: Resistência à terra do estator 765 U/f = MV (U/Un) / (f/fn) 769 U I/T = MV Tensão residual U Entre Espiras 827 IEE-B= MV Corrente sensitiva IEE-B 828 IEE1= MV Corrente à terra sensitiva 1 829 IEE2= MV Corrente à terra sensitiva 2 831 3I0 = MV 3I0 (seqüência zero) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 369 2 Funções No. 832 Informação U0 = Tipo de Info. MV Comentários U0 (seqüência zero) 894 U DC = MV Tensão DC 896 U RE = MV REF(R,fn): Tensão injetada (U RE) 897 I RE = MV REF(R,fn): Corrente no Circuito (I RE) 901 PF = MV Fator de Potência 902 PHI= MV Ângulo de Potência 903 R= MV Resistência 904 X= MV Reatância 909 Uexcit.= MV Tensão de Excitação 995 ϕ SEF= MV SEF100%: Ângulo de fase no circuito do estator 996 Td1= MV Transdutor 1 997 Td2= MV Transdutor 2 998 Td3= MV Transdutor 3 7740 ϕIL1S1= MV Ângulo de fase na fase IL1 Lado 1 7741 ϕIL2S1= MV Ângulo de fase na fase IL2 Lado 1 7749 ϕIL3S1= MV Ângulo de fase na fase IL3 Lado 1 7750 ϕIL1S2= MV Ângulo de fase na fase IL1 Lado 2 7759 ϕIL2S2= MV Ângulo de fase na fase IL2 Lado 2 7760 ϕIL3S2= MV Ângulo de fase na fase IL3 Lado 2 2.49.4 Medição Térmica 2.49.4.1 Descrição Os valores térmicos medidos são os seguintes: • ΘS/ΘS Trip Valor medido da proteção de sobrecarga do enrolamento do estator em % de sobretemperatura de trip, • ΘS/ΘS TripL1 Valor medido da proteção de sobrecarga normalizada do enrolamento do estator para fase L1, • ΘS/ΘS TripL2 Valor medido da proteção de sobrecarga normalizada do enrolamento do estator para fase L2, • ΘS/ΘS TripL3 Valor medido da proteção de sobrecarga normalizada do enrolamento do estator para fase L3, • ΘR/ΘRmax: Temperatura normalizada do rotor em % de temperatura de trip, • TRem.: Tempo até a próxima nova partida permissível, • INeg th.: Sobretemperatura do rotor devido ao componente de seqüência de fase negativa da corrente em % de sobretemperatura de trip, • U/f th.: Sobretemperatura causada por sobrexcitação em % de sobretemperatura de trip, • AMB.TEMP: Temperatura de refrigeração • Θ RTD 1 a Θ RTD 12: Temperatura nos sensores 1 a 12 370 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares 2.49.4.2 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários 660 T Rem.= MV Tempo restante para LIGAR 661 Θ REST. = MV Limite da Inibição de Reinício 766 U/f th. = MV Temperatura calculada (U/f) 801 Θ/Θtrip = MV Aumento de temperatura para alarme e trip 802 Θ/ΘtripL1= MV Aumento de temperatura para fase L1 803 Θ/ΘtripL2= MV Aumento de temperatura para fase L2 804 Θ/ΘtripL3= MV Aumento de temperatura para fase L3 805 ΘR/ΘRmax = MV Temperatura do Rotor 910 ThermRep.= MV Temperatura do Rotor Calculada (carga desbalanceada) 911 AMB.TEMP = MV Temperatura Média de Refrigeração 1068 Θ RTD 1 = MV Temperatura da RTD 1 1069 Θ RTD 2 = MV Temperatura da RTD 2 1070 Θ RTD 3 = MV Temperatura da RTD 3 1071 Θ RTD 4 = MV Temperatura da RTD 4 1072 Θ RTD 5 = MV Temperatura da RTD 5 1073 Θ RTD 6 = MV Temperatura da RTD 6 1074 Θ RTD 7 = MV Temperatura da RTD 7 1075 Θ RTD 8 = MV Temperatura da RTD 8 1076 Θ RTD 9 = MV Temperatura da RTD 9 1077 Θ RTD10 = MV Temperatura da RTD10 1078 Θ RTD11 = MV Temperatura da RTD11 1079 Θ RTD12 = MV Temperatura da RTD12 2.49.5 Medição Diferencial e Restrição Correntes diferenciais e de restrição (correntes estabilizadas) Idiff L1, Idiff L2, Idiff L3, Istab L1, Istab L2, Istab L3, I0diff, I0stab, 3I0-1, 3I0-2 em porcentagem de valores nominais do objeto protegido. 2.49.5.1 Lista de Informações No. 7742 Informação IDiffL1= Tipo de Info. MV Comentários IDiffL1(I/Inominal do objeto [%]) 7743 IDiffL2= MV IDiffL2(I/Nominal do objeto [%]) 7744 IDiffL3= MV IDiffL3(I/Inominal do objeto [%]) 7745 IRestL1= MV IRestL1(I/Inominal do objeto [%]) 7746 IRestL2= MV IRestL2(I/Inominal do objeto [%]) 7747 IRestL3= MV IRestL3(I/Inominal do objeto [%]) 30654 I0-Diff= MV I0-Diff REF (I/Inominal do objeto [%]) 30655 I0-Rest= MV I0-Rest REF (I/Inominal do objeto [%]) 30659 3I0-1 = MV 3I0-1 REF (I/Inominal do objeto [%]) 30660 3I0-2 = MV 3I0-2 REF (I/Inominal do objeto [%]) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 371 2 Funções 2.49.6 Ajuste de Medição Min/Max Valores mínimo e máximo para os componentes de seqüência positiva I1 e U1, a potência ativa P, potência reativa Q, em valores primários, da freqüência e do conteúdo do 3º harmônico na tensão residual, em valores secundários U3.H. Estão incluidos os dados e tempo em que foram atualizados pela última vez. Os valores mínimo e máximo podem ser resetados via entradas binárias ou no estado em que foi entregue, também via tecla de Função F4. Valores mínimo e máximo: somente com a versão 7UM62**_*****_3*** 2.49.6.1 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. IntSP_Ev Comentários - ResMinMax Reset Contato de Mínimos e Máximos 394 >UE3h MiMa Res. SP Reset do Buffer MIN/MAX do 3º Harmônico de >UE 396 >I1 MiMaReset SP Reset do Buffer MIN/MAX de >I1 399 >U1 MiMa Reset SP Reset do Buffer MIN/MAX de >U1 400 >P MiMa Reset SP Reset do Buffer MIN/MAX de >P 402 >Q MiMa Reset SP Reset do Buffer MIN/MAX de >Q 407 >Frq MiMa Reset SP Reset do Buffer MIN/MAX de >Frq. 639 UE3h min= MVT Tensão mínima 3º harmônico de UE 640 UE3h max= MVT Tensão máxima 3º harmônico de UE 857 I1 Min= MVT Seqüência Positiva Mínima 858 I1 Max= MVT Seqüência Positiva Máxima 874 U1 Min = MVT Tensão mínima (Seqüência Positiva) de U1 875 U1 Max = MVT Tensão máxima (Seqüência Positiva) de U1 876 PMin= MVT Potência Ativa Mínima 877 PMax= MVT Potência Ativa Máxima 878 QMin= MVT Potência Reativa Mínima 879 QMax= MVT Potência Reativa Máxima 882 fMin= MVT Freqüência Mínima 883 fMax= MVT Freqüência Máxima 2.49.7 Energia Wp, Wq, valores medidos da energia ativa e reativa em kilowatt, megawatt ou gigawatt horas primário ou em kVARh, MVARh ou GVARh primário, separadamente conforme a entrada e saída, ou capacitiva e indutiva. O cálculo dos valores operacionais medidos também são executados durante uma falta. Os valores são atualizados em intervalos de ≥ 0.3 s e ≤ 1 s. Valores medidos de potência: somente com a versão 7UM62**_*****_3*** 372 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares 2.49.7.1 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários - Meter res IntSP_Ev Resetar medidor 888 Wp(puls) PMV Energia de pulso Wp (ativa) 889 Wq(puls) PMV Energia de pulso Wq (reativa) 916 WpΔ= - Incremento da energia ativa 917 WqΔ= - Incremento da energia reativa 924 WpForward MVMV Wp Para frente(direta) 925 WqForward MVMV Wq Para frente(direta) 928 WpReverse MVMV Wp Reversa 929 WqReverse MVMV Wq Reversa 2.49.8 Set Points (Valores Medidos) O dispositivo SIPROTEC 4 7UM62 permite ajustar níveis de alarmes para importantes valores medidos. Se durante a operação um valor exceder ou alcançar um desses limites, o dispositivo gera um alarme que é mostrado como uma indicação operacional. Assim como para todas as anunciações operacionais, é possível dar saída à informação para o LED e/ou relé de saída e ainda via as interfaces seriais. Diferente das funções de proteção reais tais como proteção de sobrecorrente temporizada ou proteção de sobrecarga, essa rotina de supervisão funciona em segundo plano, de forma que no caso de uma falta e rápida mudança de valores medidos ela pode não responder quando do pickup das funções de proteção. Além disso, como uma mensagem não é gerada até que o valor do limite ajustado seja excedido várias vezes, essas funções de monitoramento não podem responder imediatamente antes do trip do dispositivo. Com o 7UM62, somente o valor limite da proteção de subcorrente IL< está configurado quando o dispositivo sai de fábrica. Outros valores limite podem ser configurados se seus valores medidos tiverem sido ajustados em correspondência no CFC (veja Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/). 2.49.8.1 Notas de Ajustes Valores Limite Ajustes de limites são parametrizados em MEASUREMENTS (MEDIÇÕES) no submenu LIMITS (MV) sobrescrevendo os valores existentes. Se a corrente de fase cair abaixo do limite “IL<“, a indicação “SP. I<“ (No. 284) será emitida. 2.49.8.2 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários - IL< LV Subcorrente IL< 284 SP. I< OUT Alarme Set Point I< 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 373 2 Funções 2.49.9 Set Points (Estatística) O dispositivo SIPROTEC 4 7UM62 permite níveis de limite para importantes valores estatísticos serem ajustados. Se, durante a operação, um valor alcançar ou exceder um desses limites, o dispositivo gera um alarme que é mostrado como uma indicação operacional. Se o limite „OpHour>“ é excedido, a indicação „SP. Op Hours>“ (No. 272) será emitida. 2.49.9.1 Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários - OpHour> LV Horas Operacionais maiores do que 272 SP. Op Hours> OUT Set Point de Horas Operacionais 374 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares 2.49.10 Gravações de Falta Oscilográficas O Relé Multi-Função de Proteção 7UM62 está equipado com uma memória de falta que pesquisa os valores instantâneos ou os valores rms das várias grandezas medidas para armazenamento em um filtro de buffer cíclico. 2.49.10.1Descrição Funcional Modo de Operação Os valores instantâneos dos valores medidos iL1 S1, iL2 S1, iL3 S1, iEE1, iL1 S2, iL2 S2, iL3 S2, iEE2 e uL1, uL2, uL3, uE, IdiffL1, IdiffL2, IdiffL3, IstabL1, IstabL2, IstabL3 (referente à corrente nominal do objeto) e u= ou i= dos três transdutores de medição são amostradas em intervalos de 1,25 ms (para 50 Hz) e armazenados em um buffer cíclico (16 amostras por ciclo). Para uma falta, os dados são gravados por um período de tempo ajustado , mas não por mais do que 5 segundos. Os valores r.m.s. das grandezas medidas I1, I2, Iee2, Iee1, U1, UE, P, Q, ϕ, f–fN, R e X podem ser depositados em um buffer cíclico, um valor medido por meio ciclo. R e X são as impedâncias de seqüência positiva. Para uma falta, os dados são gravados por um período de tempo ajustado , mas não por mais do que 80 segundos. Até 8 gravações de falta podem ser gravadas nesse buffer. A memória de gravação de falta é atualizada automáticamente a cada nova falta, assim nenhum reconhecimento é requerido. O buffer de gravação de falta também pode ser iniciado com pickup da proteção, via entrada binária, interface do operador ou interface serial. Os dados podem ser salvos via interfaces seriais por meio de um computador pessoal e avaliados com o programa de processamento da proteção DIGSI e o software de análise gráfica SIGRA. O último representa graficamente os dados gravados durante a falta do sistema e calcula informação adicional como impedância ou valores rms dos valores medidos. Correntes e tensões podem ser apresentadas como desejado como valores primários ou secundários. Barras de sinais binários (marcas) de eventos particulares , por exemplo, “detecção de falta”,”trip”, também são representados. Se o dispositivo possuir uma interface serial de sistema, o dado de gravação da falta pode ser passado para um dispositivo central (por exemplo, SICAM) por meio dessa interface. Os dados são avaliados por programas apropriados no dispositivo central. Correntes e tensões são referentes a seus valores máximos, com escala para seus valores nominais e preparadas para apresentação gráfica. Barras de sinais binários (marcas) de eventos particulares , por exemplo, “detecção de falta ,”trip” também são representados. No evento de transferência para um dispositivo central, a transferência do dado solicitado pode ser automáticamente executada e pode ser selecionada para ocorrer após cada detecção de falta pela proteção ou somente após o trip. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 375 2 Funções 2.49.10.2Notas de Ajustes Gravação de Falta Gravação de falta (captura de forma de onda) só ocorrerá se o endereço 104 FAULT VALUE está ajustado para Instant. values ou RMS values. Outros ajustes pertinentes à gravação de falta (captura de forma de onda) são encontrados no submenu OSC. FAULT REC. do menu Parameter. A captura de forma de onda faz uma distinção entre o instante do disparo para uma gravação oscilográfica e o critério para salvar a gravação (Endereço 401 WAVEFORMTRIGGER). Normalmente o disparo é o pickup de um elemento de proteção,isto é, quando o tempo de pickup de um elemento de proteção é 0. O critério para salvar pode ser tanto o pickup (Save w. Pickup) quanto o trip do dispositivo (Save w. TRIP). Um comando de trip emitido pelo dispositivo também pode ser usado como instante de disparo (Start w. TRIP); nesse caso é também o critério para salvar. Uma captura de forma de onda inclui na proteção da máquina o curso completo da falta. Uma gravação oscilográfica da falta inclui gravação de dados antes do tempo de disparo e dados após o dropout do critério da gravação. O tempo de armazenamento real inicia no tempo pré-falta PRE. TRIG. TIME (Endereço 404) à frente do instante de referência e termina no tempo pós-falta POST REC. TIME (Endereço 405) após o critério de armazenamento ser resetado. A duração máxima de gravação para cada falta (MAX. LENGTH) é parametrizada no endereço 403. O ajuste depende do critério para armazenamento, a temporização das funções de proteção e o número desejado de eventos faltas armazenado. O maior valor aqui é 5 s por gravação de falta de valores instantâneos, 80 s para gravação de valores rms (veja também o endereço 104). Um total de 8 gravações podem ser salvas nesse período. Nota: Se estão armazenados valores RMS, os tempos estabelecidos para os parâmetros 403 a 406 serão 16 vezes mais longos. Uma gravação oscilográfica pode ser disparada por uma mudança do status de uma entrada binária, ou através da interface de operação via PC. O disparo é dinâmico. A extensão de uma gravação para esses disparos especiais é ajustado no endereço 406 BinIn CAPT.TIME (o limite superior é MAX. LENGTH, Endereço 403). Tempos de pré-falta -e de pós-falta estarão incluidos. Se o tempo na entrada binária é ajustado para ∞, então a extensão da gravação iguala o tempo em que a entrada binária é ativada (estático), ou o ajuste MAX. LENGTH no endereço 403, aquele que for menor. 2.49.10.3 Ajustes End. Parâmetro Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 401 WAVEFORMTRIGGER Save w. Pickup Save w. TRIP Start w. TRIP Save w. Pickup Captura de forma de onda 403 MAX. LENGTH 0.30 .. 5.00 sec 1.00 sec Extensão Máxima de uma Gravação de Captura de Forma de Onda 404 PRE. TRIG. TIME 0.05 .. 4.00 sec 0.20 sec Forma de Onda Capturada antes do Disparo 405 POST REC. TIME 0.05 .. 0.50 sec 0.10 sec Forma de Onda Capturada Após o Evento 406 BinIn CAPT.TIME 0.10 .. 5.00 sec; ∞ 0.50 sec Tempo de Captura via Entrada Binária 376 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares 2.49.10.4Lista de Informações No. Informação Tipo de Info. Comentários - FltRecSta IntSP Início de Gravação de Falta 4 >Trig.Wave.Cap. SP >Disparar Captura de Forma de Onda 203 Wave. deleted OUT_Ev Dados de Forma de Onda Deletados 30053 Fault rec. run. OUT Gravação de Falta está em Progresso 2.49.11 Data e Estampa de Tempo O gerenciamento do relógio/data integrado habilita a designação exata dos tempos dos eventos, por exemplo, aqueles das anunciações operacionais e anunciações de faltas ou das listas de valores máximos e minimos. 2.49.11.1 Descrição Funcional Modo de Operação O tempo pode ser influenciado por • RTC interno (Relógio de Tempo Real), • fontes de sincronização externas (por exemplo DCF77, IRIG B), • pulsos por minuto externo via entrada binária. Nota Até a entrega, pela fábrica, o relógio interno do dispositivo, RTC, está empre ajustado por padrão como fonte de sincronização, sem considerar se o dispositivo está equipado com uma interface de sistema ou não. Se a sincronização de tempo será usada como fonte externa, isso deve ser selecionado. O procedimento para mudança de fonte de sincronização está descrito em detalhe na Descrição do Sistema SIPROTEC 4. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 377 2 Funções Os seguintes modos de operação podem ser selecionados : No. Modo de Operação Comentários 1 Internal (Interno) Sincronização interna usando RTC (padrão) 2 IEC 60870-5-103 Sincronização externa via interface de sistema (IEC 60870-5-103) 3 PROFIBUS DP Sincronização externa usando interface PROFIBUS 4 Sinal de tempo IRIG B (IRIG B Time signal) Sincronização externa usando IRIG B (formato telegrama IRIG-B000) 5 Sinal de Tempo DCF77 (DCF77 Time signal) Sincronização externa usando DCF 77 6 Sinal de tempo da Sync. Box (Sync. Box Time signal) Sincronização externa usando o sinal de tempo SIMEAS-Synch. 7 Pulso via Entrada Binária (Pulse via binary input) Sincronização externa com pulso via entrada binária 8 Barramento de Campo (DNP, Modbus)(Field bus (DNP, Modbus) Sincronização externa usando field bus 9 NTP (IEC 61850) Sincronização externa usando interface de sistema (IEC 61850) Tanto o formato de tempo Europeu (DD.MM.YYYY) quanto o formato Americano (US) (MM/DD/YYYY) pode ser especificado para o display do dispositivo. Para preservação da bateria interna, ela desliga automaticamente após algumas horas na ausência de uma fonte de alimentação auxiliar. 378 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.49 Funções Auxiliares 2.49.12 Ajudas de Comissionamento Dados do dispositivo enviados para uma central ou sistema de computador mestre durante o modo de teste ou comissionamento podem ser influenciados. Existem ferramentas para teste da interface de sistema e entradas e saídas binárias do dispositivo. Aplicações • Modo de Teste • Comissionamento Pré-requisitos Para estar apto ao uso das ajudas de comissionamento abaixo descritas deve se aplicar o seguinte: – O dispositivo deve estar equipado com uma interface. – O dispositivo tem que estar conectado a um centro de controle. 2.49.12.1Mensagens de Teste para a Interface SCADA Durante Operação de Teste Se o dispositivo está conectado a uma central ou a um sistema de computador principal via interface SCADA, então a informação que é transmitida pode ser influenciada. Dependendo do tipo de protocolo, todas as mensagens e valores medidos transferidos para o sistema de controle central podem ser identificadas com uma mensagem adicionada "operação de teste"- enquanto o dispositivo está sendo testado no local (modo de teste). Essa identificação previne que as mensagens sejam incorretamente interpretadas como resultado de um distúrbio no real sistema de potência ou evento. Como outra opção, todas as mensagens e valores medidos normalmente transferidos via interface de sistema podem ser bloqueados durante o teste ("bloqueio de transmissão de dados"). O bloqueio de transmissão de dados pode ser feito pelo controle das entradas binárias, pelo uso do painel de operação no dispositivo, ou com um PC e DIGSI via interface do operador. A Descrição do Sistema SIPROTEC 4 descreve como ativar e desativar o modo de teste e bloqueio de transmissão de dados. 2.49.12.2Verificação da Interface de Sistema Se o dispositivo tem o recurso de uma interface de sistema e a utiliza para a comunicação com o centro de controle, a operação DIGSI do dispositivo pode ser usada para testar se as indicações são corretamente transmitidas. Uma caixa de diálogo mostra os textos de todas as anunciações que tenham sido endereçadas para a interface de sistema na matriz. Em uma outra coluna da caixa de diálogo você pode especificar um valor para as anunciações que você quer testar, por exemplo, (recepção/transmissão) para gerar uma anunciação assim que você entrar com a senha nº 6 (para menus de teste do hardware).A anunciação dá saída e pode agora ser lida tanto nas anunciações operacionais do dispositivo SIPROTEC 4 quanto no centro de controle da instalação. O procedimento está descrito em detalhes no Capítulo "Montagem e Comissionamento". 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 379 2 Funções 2.49.12.3Verificação das Entradas e Saídas Binárias As entradas e saídas binárias e LEDs de um dispositivo SIPROTEC 4 podem ser controladas individualmente. Esse recurso pode ser, por exemplo, para verificar a fiação de controle do dispositivo ao equipamento da subestação (verificações operacionais), durante o comissionamento. Uma caixa de diálogo mostra todas as entradas e saídas binárias existentes no dispositivo e os LEDs com seu estado atual. Também mostra quais comandos ou anunciações estão endereçadas para qual componente do hardware. Em uma outra coluna da caixa de diálogo você pode manobrar cada item para o estado oposto após entrar com a senha nº 6 ( para menus de teste de hardware). Assim, você pode energizar cada único relé de saída para verificar a fiação entre o dispositivo protegido e o sistema sem ter que criar um alarme para ele alocado. O procedimento está descrito em detalhes no Capítulo "Montagem e Comissionamento". 2.49.12.4Criação de uma Gravação de Falta de Teste Durante o comissionamento, as seqüências de energização deverão ser conduzidas para verificar a estabilidade da proteção também durante operações de fechamento. Gravações de eventos oscilográficos contém a máxima informação sobre o comportamento da proteção. Junto com a capacidade de armazenar gravações de faltas via pickup da função de proteção, o 7UM62 também tem a capacidade de inicializar a gravação de um valor medido usando o programa de controle do operador DIGSI, via interface serial e via entradas binárias. Para o último, o evento „>Trig.Wave.Cap.“ deve ser alocado para uma entrada binária. O disparo da gravação então ocorre, por exemplo, via entrada binária quando o objeto de proteção é energizado. Uma gravação oscilográfica que é disparada externamente (isto é, sem o pickup de um elemento de proteção ou trip do dispositivo) é processada pelo dispositivo como uma gravação de falta normal e tem um número para o estabelecimento de uma seqüência. Entretanto, essas gravações não são mostradas no buffer de registro de falta no display, já que não são eventos de falta da rede. O procedimento está descrito em detalhes no Capítulo "Montagem e Comissionamento". 380 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.50 Processamento de Comandos 2.50 Processamento de Comandos O SIPROTEC 4 7UM62 inclui uma função de processamento de comando para iniciar as operações de manobra do sistema. O controle pode ser originário de quatro fontes de comandos: • Operação local usando o teclado na interface local do usuário do dispositivo • Operação usando DIGSI • Operação remota usando um sistema de automação e controle de subestações (SICAM, por exemplo) • Funções automáticas (por exemplo, usando uma entrada binária) Subestações com barramentos simples e múltiplos são possíveis. O número de dispositivos de chaveamento a ser controlado está limitado somente pelo número de entradas binárias e saídas binárias presentes. Dessa forma, a variante 7UM622 deverá ser a versão preferida. Alta segurança contra operações inadvertidas do dispositivo podem ser asseguradas pelas verificações de intertravamento. Adicionalmente, existe uma grande variedade de tipos de dispositivos de chaveamento e modos de operação. 2.50.1 Dispositivo de Controle O dispositivo de chaveamento pode ser controlado via painel operador do dispositivo, interface de PC e interface serial assim como uma conexão com o sistema de controle para chaveamento com barramentos simples e duplos. O número de dispositivos de chaveamento a ser controlado limita-se pelo número de entradas e saídas binárias presentes. 2.50.1.1 Descrição Operação via Painel de Controle Integrado Usando as teclas de navegação T, S▼, W, X, o menu de controle pode ser acessado e o dispositivo de chaveamento a ser operado, selecionado. Após entrar com a senha, uma nova janela é mostrada com múltiplas opções de controle (ON, OFF, ABORT) estão disponíveis usando as teclasT, S. Então um questionamento de segurança aparece. Somente após a confirmação repetida usando a tecla ENTER a ação de comando é executada. Se essa habilitação não ocorrer dentro de um minuto, o processo é cancelado. O cancelamento via tecla ESC é possível a qualquer hora antes da emissão do comando de controle ou durante a seleção do disjuntor. Se a tentativa de comando falhar, devido a uma condição de intertravamento não atendida, uma mensagem de erro aparece no display. A mensagem indica porque o comando de controle não foi aceito (veja também SIPROTEC 4 System Description). Esta anunciação deve ser autorizada com ENTER antes que outra operação da unidade seja possível. Operação usando DIGSI 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Dispositivos de Chaveamento podem ser controlados pela interface de controle com um PC, usando o programa operacional DIGSI. O procedimento é descrito em detalhes em Descrição do Sistema do SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description) (Controle da Unidade de Chaveamento). 381 2 Funções Operação usando a Interface do Sistema Comandos de controle para dispositivos de chaveamento também podem ser enviados através da interface serial SCADA, comunicando com sistema de controle e proteção da subestação. Um pré-requisito para isto é que os periféricos necessários existam fisicamente no dispositivo e na subestação. Além disso, ajustes específicos na interface serial devem ser feitos no dispositivo (veja SIPROTEC 4 Descrição do Sistema). 2.50.2 Tipos de Comandos Em conjunto com o controle do sistema de potência, os seguintes tipos de comandos podem ser distinguidos para o dispositivo: 2.50.2.1 Descrição Comandos para o Sistema Estes são comandos que são diretamente enviados para o dispositivo de chaveamento para alterar seu estado de processo: • Comandos de chaveamento para o controle dos disjuntores (não sincronizado), secionadoras e chaves de aterramento, • Comandos de degrau, por exemplo aumentando e diminuindo TAPs de transformadores • Comandos de Set-point com ajustes de tempo configuráveis, por exemplo, para controlar bobinas de Petersen. Internos / Pseudo Comandos Eles não operam diretamente as saídas binárias. Servem para iniciar funções internas, simular mudanças de estado ou reconhecer mudanças de estado. • Comandos de cancelamento manual, para atualizar manualmente informações ou objetos dependentes de processo, tais como indicações e estados de chaveamento; por exemplo, se a comunicação com o processo é interrompida. Objetos cancelados manualmente são indicados como tal no status da informação e podem ser exibidos adequadamente. • Comandos de Indicação (para "Ajuste") para valores internos de informação do objeto, por exemplo, deletar/ pré-ajustar autoridade de chaveamento (remoto vs. local), comutações de ajuste de parâmetro, bloqueio de transmissão de dados e valores medidos. • Comandos de autorização e reset para ajuste e reset de buffers internos ou estados de dados. • Comando do status da informação para ajustar/resetar o “status da informação” adicional de um objeto de processo, tal como: – Bloqueio de Entrada – Bloqueio de Saída 382 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.50 Processamento de Comandos 2.50.3 Processamento de Comando Mecanismos de segurança no elemento do comando, asseguram que um comando de chaveamento seja executado somente se o teste do critério estabelecido previamente tiver sido completado de maneira satisfatória. Em adição aos testes prescritos fixos gerais, para cada recurso podem ser configurados outros intertravamentos separadamente. A execução real da tarefa de comando então, também é monitorada. A seqüência completa de uma tarefa de comando é descrita brevemente a seguir: 2.50.3.1 Descrição Verificando uma Tarefa de Comando Favor observar o seguinte: • Entrada de comando, por exemplo, usando a interface de operação integrada – Verificar senha → direitos de acesso – Verificar Modo de Chaveamento (intertravamento ativado/desativado) → Seleção de Reconhecimento de Intertravamento Desativado. • Verificações de Comando Configuráveis pelo Usuário – Autoridade de Chaveamento – Verificação da posição do dispositivo (ajuste vs comparação real) – Intertravamento, Zona Controlada (lógica usando CFC) – Intertravamento, Intertravamento do Sistema (centralmente, usando SICAM) – Travamento de Operação Dupla (intertravamento contra operações de chaveamento paralelas) – Bloqueio de Proteção (bloqueio de operações de chaveamento pelas funções de proteção) • Verificações de comando fixas – Tempo de processamento interno (software watch dog que verifica o tempo de processamento da ação de controle entre a iniciação do controle e o fechamento do contato do relé) – Configuração em Processo (se a configuração está em processo, comandos são negados ou temporizados) – Equipamento operacional habilitado como saída (se um componente operacional do equipamento foi configurado, mas não foi configurado para uma entrada binária, o comando é negado) – Bloqueio de Saída (se um bloqueio de saída tiver sido programado para o disjuntor e estiver ativo no momento em que o comando é processado, o comando é negado) – Mau funcionamento do Hardware – Comando em Progresso (apenas um comando pode ser processado de cada vez para um equipamento operacional, objeto relacionado a Bloqueio de Operação Dupla) – Verificação 1–de–n (para alocações múltiplas, tais como relés de contato comuns, é verificado se um procedimento de comando já foi iniciado para os respectivos relés de saída). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 383 2 Funções Monitoramento da execução do Comando O seguinte é monitorado: • Interrupção de um procedimento de comando devido a um Comando de Cancelamento • Run Time Monitor (tempo de monitoramento da indicação de feedback) 2.50.4 Intertravamento O Intertravamento pode ser executado pela lógica definida pelo usuário (CFC). 2.50.4.1 Descrição As verificações de intertravamento dos dispositivos de chaveamento em um sistema SICAM/SIPROTEC 4 são normalmente divididas nos seguintes grupos: • Intertravamento do sistema, usando a base de dados do sistema no sistema de controle central • Intertravamento de bay, baseado na base de dados do objeto (feedbacks) na unidade de bay. • Intertravamento cruzado de bay via mensagens GOOSE diretamente entre controladores de bay e relés de proteção (conforme IEC 61850; comunicação entre relés através de GOOSE é executado pelo módulo EN100) A extensão das verificações de intertravamento é determinada pela configuração do relé. Para mais informações sobre GOOSE, favor consultar a Descrição do Sistema SIPROTEC /1/ (SIPROTEC System Description /1/). Objetos de chaveamento que necessitem de intertravamento de sistema em um sistema de controle central, são designados para um parâmetro específico dentro da unidade de bay (via matriz de configuração). Para todos os comandos, operação com intertravamento (modo normal) ou sem intertravamento (Intertravamento DESLIGADO), pode ser selecionado: • Para comandos locais, reprogramando os ajustes com verificação de senha, • Para comandos automáticos, via processamento de comando com CFC, pela desativação do status de intertravamento, • Para comandos local / remoto, usando um comando de desabilitação de intertravamento adicional via PROFIBUS. Chaveamento Intertravado/ NãoIntertravado As verificações de comando configuráveis no dispositivo SIPROTEC 4 são também chamadas de “intertravamento padrão”. Estas verificações podem ser ativadas via DIGSI (chaveamento intertravado/indicação) ou desativadas (não-intertravado). Chaveamento “de-interlocked ou non-interlocked” sem intertravamento significa que as condições de intertravamento configuradas não foram testadas. Chaveamento “interlocked” intertravado significa que todas as condições de intertravamento configuradas foram verificadas dentro do processo de comando. Se uma condição não pode ser cumprida, o comando será rejeitado por uma mensagem com um sinal de menos (-), por exemplo, CO–, seguida por uma informação de resposta da operação. A tabela seguinte mostra os tipos possíveis de comandos para um disjuntor e as indicações associadas. No dispositivo, as mensagens designadas com *) são exibidas nos registros de eventos, no DIGSI 4 elas aparecem em mensagens espontâneas. 384 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.50 Processamento de Comandos Tipo de Comando (Type of Command) Controle (Control) Causa Mensagem Controle emitido (Control issued) Chaveamento (Switching) CO CO+/– Indicação manual (positiva / negativa) ( Manual tagging (positive / negative)) Indicação Manual (Manual tagging) MT MT+/– Comando do estado da Bloqueio de entrada ST informação, bloqueio de entrada (Input blocking) (Information state command, Input blocking) ST+/– *) Bloqueio de Saída (Output Blocking) Bloqueio de saída (Output blocking) ST ST+/– *) Cancelamento de comando (Cancel command) Cancelamento (Cancel) CA CA+/– O sinal "mais" que aparece na mensagem é a confirmação da execução do comando. A execução do comando foi como esperado, em outras palavras positiva. Um sinal de menos (-) significa uma negativa, isto é, um resultado inesperado; o comando foi rejeitado. Feedbacks de comando possíveis e suas causas são tratados na Descrição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description). A figura seguinte mostra indicações operacionais relativas à execução de comando e à informação de resposta operacional, para manobra satisfatória do disjuntor. A verificação de intertravamentos pode ser configurada separadamente para todos os dispositivos de chaveamento e indicações. Outros comandos internos tais como cancelamentos ou abortos não estão testados, isto é, são executados independentemente dos intertravamentos. Figura 2-145 Padrões de Modelos de Intertravamento Exemplo de uma indicação operacional para chaveamento do disjuntor 52 A seguir, uma lista das Condições de Intertravamento Padrão (Standard Interlocking Conditions) que podem ser selecionadas para cada dispositivo controlável. Todas elas estão ativadas como padrão. • Posição do Dispositivo (programada versus comparação real): O comando de manobra é rejeitado e uma indicação de erro é mostrada se o disjuntor já está na posição programada (desejada). (Se essa verificação está ativada então atua se o intertravamento, isto é, da zona controlada, está ativado ou desativado). • Intertravamento do Sistema: O intertravamento do sistema é verificado pela transmissão de um comando local para o controlador central com a autoridade de chaveamento ajustada para = Local. Chaves que estão sujeitas ao intertravamento do sistema não podem ser manobradas pelo DIGSI. • Intertravamento de Bay: Combinações lógicas depositadas no dispositivo usando CFC são escaneadas e levadas em consideração quanto ao chaveamento do intertravamento. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 385 2 Funções • Bloqueada pela proteção: Um comando CLOSE é rejeitado assim que um dos elementos de proteção fornece pickup do relé. O comando OPEN em contraste, pode sempre ser executado. Favor tomar cuidado que a ativação de elementos de proteção de sobrecarga térmica ou detecção de falta à terra sensitiva podem criar e manter um status de condição de falta e podem dessa forma bloquear comandos CLOSE. Se o intertravamento é removido, considere que por outro lado, a inibição de reinicio para motores não rejeitará automaticamente um comando CLOSE para o motor. O reinicio teria então que ser intertravado de alguma outra forma. Um método seria usar um intertravamento específico da lógica CFC. • Dupla Operação: operações de chaveamento paralelas são intertravadas contra uma outra; enquanto um comando é processado, um segundo não pode ser realizado. • Autoridade de Chaveamento LOCAL: Um comando de chaveamento do controle local (comando com fonte de comando LOCAL) só é permitido se um controle LOCAL é permitido no dispositivo (por configuração). • Autoridade de Chaveamento DIGSI: Comandos de chaveamento que são emitidos localmente ou remotamente via DIGSI (comando com fonte de comando DIGSI) só são permitidos se o controle remoto é admissível para o dispositivo (por configuração). Quando um computador com DIGSI efetua logon no dispositivo, ele entra com seu Número de Dispositivo Virtual (VD). Somente comandos com esse VD (quando a autoridade de chaveamento é = REMOTE) serão aceitos pelo dispositivo. Comandos de chaveamento remotos serão rejeitados. • Autoridade de Chaveamento REMOTE: Um comando de controle de chaveamento (comando com fonte de comando REMOTE) só é permitido se o controle REMOTO é admissível no dispositivo (por configuração). 386 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.50 Processamento de Comandos Figura 2-146 Modelos de intertravamentos 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 387 2 Funções A figura seguinte mostra a configuração das condições de intertravamento usando DIGSI Figura 2-147 Caixa de diálogo de DIGSI para Ajuste das Condições de Intertravamento O display mostra as razões de intertravamento configuradas. Elas estão marcadas por letras e explicadas na tabela seguinte. Tabela 2-21 Tipos de comandos e mensagens correspondentes Comandos de Intertravamento (Interlocking Commands) 388 Abreviação Mensagem Autoridade de Chaveamento (Switching authority) L L Intertravamento do Sistema (System interlocking) S S Zona controlada (Zone controlled) Z Z AJUSTE = REAL (verificação da direção da chave) (SET= ACTUAL (switch direction check)) SI I Bloqueio da Proteção (Protection blockage) B B 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.50 Processamento de Comandos A figura seguinte mostra todas as condições de intertravamento (que normalmente aparecem no display do dispositivo) para três itens de Chaveamento, com as abreviações relevantes explicadas na tabela anterior. Todas as condições de intertravamento parametrizadas estão indicadas. Figura 2-148 Exemplo de condições de intertravamento configuradas Habilitando a Lógica via CFC Para intertravamento de bay, uma lógica habilitada pode ser estruturada usando o CFC. Através de condições de liberação específicas, as informações ”released“ (liberado) ou “bay interlocked“ (“bay intertravado”) estão disponíveis, por exemplo: objeto “52 Close“ e “52 Open“ com os valores de dados: ON / OFF. Autoridade de Chaveamento A condição de intertravamento "Switching Authority" (“Autoridade de Chaveamento”) serve para determinar a autorização de chaveamento. Ela habilita o usuário a selecionar a fonte de chaveamento autorizada. As seguintes zonas de autoridade de chaveamento estão definidas em seqüência de prioridade consecutiva: • LOCAL • DIGSI • REMOTA O objeto do DIGSI "Autoridade de Chaveamento” serve para intertravar ou habilitar o controle LOCAL, mas não o remoto ou comandos DIGSI. Para o 7UM621 e 7UM622 a autoridade de chaveamento pode ser mudada entre "REMOTE" e "LOCAL" no painel operador pela senha ou por meio de CFC também via entrada binária e tecla de função. Para o 7UM623 a autoridade de chaveamento pode ser mudada por meio de chave. O objeto “Autoridade de Chaveamento DIGSI” é usado para intertravamento e para habilitação de comandos a serem iniciados usando DIGSI. Os comandos são permitidos tanto para conexão DIGSI remota quanto local. Quando um PC com Digsi (local ou remoto) efetua logon no dispositivo, ele entra com seu Número de Dispositivo Virtual (VD). O dispositivo só aceita comandos tendo aquele VD (com autoridade de chaveamento = OFF ou REMOTA). Quando o DIGSI PC efetua logoff, o VD é cancelado. Comandos são verificados quanto à sua fonte SC e ajustes do dispositivo e comparados com a informação ajustada nos objetos "Autoridade de Chaveamento" e "Autoridade de Chaveamento DIGSI". Configuração 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Autoridade de Chaveamento disponível y/n (criar objeto apropriado) Autoridade de Chaveamento DIGSI disponível y/n (criar objeto apropriado) 389 2 Funções Dispositivo específico (dispositivo de Autoridade de Chaveamento LOCAL chaveamento, por exemplo) (verificar status Local): y/n Dispositivo específico (dispositivo de Autoridade de Chaveamento REMOTO chaveamento, por exemplo) (verificar status LOCAL, REMOTO, de DIGSI): y/n Tabela 2-22 Lógica do Intertravamento Status da autoridade de chaveamento atual Autoridade de Chaveamento DIGSI Comando com 3) SC = DIGSI Comando emitido de SC=LOCAL ou REMOTO Comando emitido de SC=DIGSI LOCAL Não ligado Habilitado Intertravado 2) "Intertravado Intertravado "DIGSI devido ao controle LOCAL" não registrado" LOCAL Ligado Habilitado Intertravado 2) "Intertravado Intertravado 2) "Indevido ao controle LOCAL" tertravado devido ao controle LOCAL" REMOTO Não ligado Intertravado 1) "In- Habilitado tertravado devido ao controle REMOTO" REMOTO Ligado Intertravado 1) "In- Intertravado 2) "Intertravado Habilitado tertravado devido ao devido ao controle de controle de DIGSI " DIGSI" 1) 2) 3) Intertravado "DIGSI não registrado" também "Habilitado" para: ”Autoridade de chaveamento LOCAL (verificar status Local): n" também "Habilitado" para: ”Autoridade de chaveamento REMOTO (verificar status de LOCAL, REMOTO, ou DIGSI): n" SC = Origem do comando SC = Auto: Comandos derivados internamente (processamento de comando no CFC) não estão sujeitos à autoridade de manobra e portanto estão sempre "habilitados". Modo de Chaveamento O modo de chaveamento determina se as condições de intertravamento selecionadas serão ativadas ou desativadas no momento da operação de chaveamento. Os seguintes modos de chaveamento (local) estão definidos: • Comandos Locais (SC=LOCAL) – intertravado (normal), ou – chaveamento não-intertravado. Para o 7UM621 e 7UM622 a autoridade de chaveamento pode ser mudada para "Interlocked" (Intertravada) e "Non-interlocked" (Não-intertravada) no painel do operador com uma senha ou através do CFC e também via entrada binária ou tecla de função. No 7UM623 isto é feito por meio de uma chave. Os seguintes modos de chaveamento (remotos) estão definidos: • Comandos de DIGSI ou remotos (SC = LOCAL, REMOTO, ou DIGSI) – intertravado, ou – chaveamento não-intertravado. Aqui, a desativação do intertravamento é executada por um comando separado. – Para os comandos de CFC (SC = Auto), favor observar as instruções do manual do CFC (componente: BOOL para comando). 390 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.50 Processamento de Comandos Zona Controlada / Intertravamento de Campo Zona Controlada (intertravamento de campo) inclui a verificação em que as condições pré-determinadas de posição das chaves são satisfeitas para prevenir erros de manobras assim como a verificação do estado de outros intertravamentos mecânicos como portas de compartimentos de Alta Tensão, etc. Condições de intertravamento podem ser configuradas separadamente para cada dispositivo de chaveamento para fechamento e/ou TRIP. O processamento do status da condição de liberação para uma operação de manobra do dispositivo pode ser baseada na informação adquirida: • diretamente, usando uma indicação de ponto simples ou de ponto duplo, chave ou indicação interna (tagging), ou • por meio de uma lógica de controle via CFC. Quando um comando de chaveamento é iniciado, o status real é ciclicamente escaneado. A designação é feita via comando de liberar objeto CLOSE/OPEN (FECHA/ABRE). Intertravamento do Sistema O Controlador da Subestação ( intertravamento do sistema) envolve as condições dos dispositivos de manobras de outros bays avaliadas por um sistema de controle central. Bloqueio de Ativação Dupla Operações de chaveamento paralelas são intertravadas. Quando um comando de controle é recebido, todos os objetos que estão sujeitos a inibição de operação dupla são verificados pelos comandos de controle em progresso. Enquanto um comando está sendo executado, o bloqueio está ativo para todos os outros comandos. Bloqueio pela Proteção Com esta função, as operações de chaveamento são bloqueadas pelo pickup dos elementos de proteção. O bloqueio é configurável separadamente para os comandos de fechamento e de trip. Quando configurado, "Block CLOSE commands" bloqueia os comandos de FECHAMENTO, enquanto que "Block TRIP commands" bloqueia os sinais de TRIP. Operações em progresso também serão canceladas pelo pickup de um elemento de proteção. Verificação do Status do Dispositivo (ajuste = atual) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Para comandos de chaveamento, uma verificação ocorre se o dispositivo de chaveamento selecionado já está na posição programada/desejada (comparação programada/real). Isso significa, se um disjuntor já está na posição FECHADO e uma tentativa é feita para emitir um comando de fechamento, o comando será rejeitado, com a mensagem de operação "condição programada igual a condição real”. Se o dispositivo de chaveamento, disjuntor está na posição intermediária, então essa verificação não é executada. 391 2 Funções Bypassando Intertravamentos Intertravamentos podem ser bypassados para executar operações de chaveamento. Isso tanto é feito internamente pela adição de um código de bypass para o comando quanto globalmente pelo assim chamado modo de chaveamento. • SC=LOCAL – Os modos de chaveamento "interlocked"(intertravado) ou "non-interlocked" (deinterlocked)(não intertravado) podem ser chaveados entre si para o 7UM621 e 7UM62 no painel de controle operador após entrada da senha ; para o 7UM623 isso é feito por meio de uma chave. • REMOTO e DIGSI – Comandos emitidos por SICAM ou DIGSI são desbloqueados via um modo de manobra global REMOTO. Uma ordem de serviço separada deve ser enviada para o desbloqueio. O desbloqueio se aplica somente para uma operação de manobra e para comandos causados pela mesma fonte. – Ordem de Serviço: comando para objeto "Modo de manobra REMOTO", ON – Ordem de serviço: manobra de comando para "switching device" • Comandos derivados do CFC (comando automático, SC=Auto): – Comportamento configurado no bloco CFC ("BOOL para o comando"). 2.50.5 Registro de Comando Durante o processamento de comandos, independente de roteamento ou processamento de messagens, informações de feedback de processo e comando são enviadas para um centro de processamento de mensagens. Essas mensagens contém informação sobre a causa. Com a alocação correspondente (configuração) essas mensagens entram na lista de eventos servindo assim como relatório. Pré-requisitos Uma lista de possíveis mensagens operacionais e seus significados assim como os tipos de comandos necessários para trip e fechamento do elemento de chaveamento ou para aumento ou diminuição dos TAPs de transformadores estão descritas na Descrição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description). 2.50.5.1 Descrição Aquisição de Comandos para o Display Frontal do Dispositivo Todas as mensagens com a origem de comando LOCAL são transformadas em uma resposta correspondente e mostradas no display do dispositivo. Aquisição de Comandos para Local / Remoto / Digsi A aquisição de mensagens com origem de comando Local/ Remote/DIGSI são enviadas de volta para o ponto de início, independente do roteamento (configuração na interface digital serial). 392 A aquisição de comandos, portanto, não é executada por uma indicação de resposta, como é feito com o comando local, mas sim por comando usual e gravação de informação de feedback. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 2.50 Processamento de Comandos Monitoramento da Informação de Feedback O processamento de comandos monitora a execução do comando e o tempo de feedback da informação para todos os comandos. Ao mesmo tempo em que comando é enviado, o tempo de monitoramento é iniciado (monitoramento da execução do comando). Esse tempo controla se o dispositivo alcançou o resultado final requerido dentro do tempo de monitoramento. O tempo de monitoramento pára assim que a informação de feedback chega. Se não chegar nenhuma informação de feedback, uma resposta "Tempo de monitoramento de comando expirado” aparece e o processo é finalizado. Comandos e infomação de feedback são também gravados na lista de eventos. Normalmente, a execução de um comando termina assim que a informação de feedback (FB+) da chave relevante chega ou, no caso de comandos sem informação de processo de feedback, a saída do comando reseta. “Mais” (+) aparecendo na informação de feedback confirma que o comando foi bem sucedido, o comando foi como esperado, em outras palavras, positivo. “Menos (-) é uma confirmação negativa e significa que o comando não foi executado como se esperava. Saída de Comandos e Relés de Manobras Os tipos e comandos necessários para trip e fechamento da chave ou para aumentar ou diminuir TAPs de transformadores, estão descritos sob configuração em /1/. ■ 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 393 2 Funções 394 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Montagem e Comissionamento 3 Este capítulo é dirigido a pessoal de comissionamento com experiência. Pessoal familiarizado com o comissionamento de equipamento de proteção e controle, e operação de rede de sistema de potência e com as regras e normas de segurança. Certas adaptações do hardware para as especificações do sistema de potência podem se tornar necessárias. Para testes primários, o objeto a ser protegido (gerador, motor, transformador) deve ser iniciado e colocado em serviço. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões 396 3.2 Verificação de Conexões 425 3.3 Comissionamento 435 3.4 Preparação Final do Dispositivo 490 395 3 Montagem e Comissionamento 3.1 Montagem e Conexões ATENÇÃO! Atenção com o transporte, armazenamento, instalação e aplicação inadequada do dispositivo. A não observância pode resultar em morte, riscos pessoais ou substanciais danos à propriedade. O uso seguro e livre de problemas, desse dispositivo depende do transporte, armazenamento, instalação e aplicação adequada do dispositivo conforme os avisos deste manual de instruções. De particular importância são as normas gerais de instalação e de segurança para trabalho em ambiente de alta tensão (por exemplo, ANSI, IEC, EN, DIN, ou outras normas nacionais e internacionais). Essa normas devem ser observadas. 3.1.1 Informação de Configuração Pré-requisitos Para montagem e conexão os seguintes requerimentos e condições devem ser buscadas: Os dados nominais do dispositivo têm sido testados como recomendado na Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/ (SIPROTEC 4 System Description /1/) e sua conformidade com esses dados verificada com os Dados do Sistema de Potência. Variantes de Conexão Diagramas gerais são mostrados no Apêndice A.2. Exemplos de conexões para circuitos de transformadores de corrente e de potencial são fornecidos no Apêndice A.3. Deve ser constatado que os ajustes de configuração dos Dados do Sistema de Potência 1, Seção 2.5, correspondem ás conexões. Correntes/Tensões Diagramas de conexões são mostrados no Apêndice. Exemplos que mostram opções de conexões para transformadors de corrente e de potencial com conexão de barramento (endereço 272 SCHEME = Busbar) e conexão de unidade (endereço 272 = Unit transf.) são encontrados no Apêndice A.3. Em todos os exemplos os pontos estrela do TC apontam para o objeto protegido de forma que os endereços 201 STRPNT->OBJ S1 e 210 STRPNT->OBJ S2 devem ser ajustados para YES. Nos exemplos de conexões a entrada UE do dispositivo está sempre conectada para um enrolamento delta aberto de um conjunto de transformadores de potencial. Correspondentemente o endereço 223 UE CONNECTION deve ser ajustado para broken delta. 396 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões Uma conexão padrão onde um barramento está alimentado por vários geradores pode ser encontrado no Apêndice A.3. A corrente de falta à terra pode ser aumentada por um transformador de aterramento conectado ao barramento (aproximadamente 10 A max.), permitindo o alcance de uma faixa de proteção de até 90 %. A corrente à terra é medida usando um transformador de corrente toroidal para conseguir a necessária sensitividade. Durante a partida da máquina, a tensão residual pode ser usada como um critério para detecção de uma falta à terra até a sincronização ser completada. O fator 213 FACTOR IEE2 considera a relação de transformação entre o lado primário e secundário do transformador de corrente somador quando a entrada de corrente sensitiva do lado 2 é usada no exemplo de conexão correspondente. Da mesma forma, quando a entrada do lado 1 é usada aplica-se 205 FACTOR IEE1. Exemplo: Transformador de corrente somador 60 A / 1 A Fator de casamento para detecção de corrente de falta à terra sensitiva: FACTOR IEE2 = 60 (se é usada a entrada do lado 2). Se a entrada de corrente sensitiva do lado 1 é usada para detecção de corrente de falta à terra do rotor (veja Apêndice A.3), é selecionado FACTOR IEE1 = 1. Na Figura „Sistema de Barramento“ no Apêndice A.3 o ponto estrela do gerador tem um aterramento de baixa resistência. Para evitar correntes de circulação (3º harmônico) nas conexões multi-gerador, o resistor deverá estar conectado somente a um gerador. Para detecção de falta à terra seletiva a entrada de corrente de falta à terra sensitiva IEE2 está em loop com a linha de retorno comum dos dois grupos de TCs (medição de corrente diferencial). Os transformadors de corrente são aterrados em apenas um local. O FACTOR IEE2 é ajustado para 1. Transformadores de corrente DE balanceadas (balanço de enrolamento) são recomendados para esse tipo de circuito. Na Figura “Conexão de Bloco” com ponto estrela isolado no Apêndice A.3 a detecção de falta à terra usa a tensão residual. Um resistor de carga é fornecido no enrolamento delta aberto para evitar trips indevidos durante as faltas à terra no sistema de potência. A entrada UE do dispositivo está conectada via um divisor de tensão ao enrolamento delta aberto de um transformador de aterramento (endereço 223 UE CONNECTION = broken delta). O fator 225 Uph / Udelta é determinado pela relação de transformação das tensões do lado secundário: O fator resultante entre os enrolamentos secundários é 3/√3 = 1.73. Para outras relações de transformação, por exemplo, onde a tensão residual é medida usando um conjunto de TC’s inserido, o fator deve ser correspondentemente alterado. O fator 224 FACTOR UE considera a completa relação entre a tensão primária e a tensão alimentada aos terminais do dispositivo, isto é, ela inclui o divisor de tensão que está conectado acima. Para uma tensão de transformador nominal primária de 6.3 kV, uma tensão secundária de of 500 V com total residual e uma relação de divisor de tensão de 1:5, esse fator poderia ser um bom exemplo: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 397 3 Montagem e Comissionamento Na Figura “Conexão de Bloco com Transformador Neutro”, no Apêndice A.3 um resistor de carga conectado ao ponto estrela do gerador reduz a tensão de interferência das faltas à terra do lado da rede. A máxima corrente de falta à terra está limitada a aproximadamente 10 A. O resistor pode ser um resistor primário ou secundário com transformador de neutro. O transformador de neutro deverá ter baixa relação de transformação para evitar uma pequena resistência secundária. A tensão secundária mais alta resultante pode ser reduzida por um divisor de tensão. O endereço 223 UE CONNECTION é ajustado para neutr. transf.. A Figura “Partida da Proteção de Falta à Terra” no Apêndice A.3 mostra a conexão da proteção de tensão DC para sistemas com conversor de partida. O amplificador 7KG6 amplifica o sinal medido no shunt em um máximo de 10 V ou 20 mA, dependendo do equipamento. A entrada TD1 pode ser adaptada para o tipo de sinal (tensão ou corrente) através de jumpers (veja também 3.1.2 "Elementos de Chaveamento nas Placas de Circuito Impresso"). A Figura “Proteção de Falta à Terra do Rotor” no Apêndice A.3 mostra de modo exemplar como a proteção de falta à terra do rotor é conectada a um gerador com excitação de estática. O aterramento deve ser conectado com a escova de aterramento. O dispositivo de acoplamento 7XR61 deve ser extendido pelos resistores externos 3PP1336 se a corrente circulante exceder 0.2 A devido ao componente do 6º harmônico na tensão de excitação. Isto pode ser a causa de tensões de excitação UExc acima de 150 V. A entrada IEE 1 avalia a corrente de falta à terra fluindo entre o rotor e a terra como um resultado de injetar tensão no circuito do rotor. O fator de casamento FACTOR IEE1 é ajustado para 1. A Figura “Conexões de Transformador de Potencial para Dois Transformadores de Potencial em Conexão Delta Aberto (Conexão V)” no Apêndice A.3, mostra como uma conexão é feita com apenas dois transformadores de potencial do lado do sistema em conexão delta aberto (conexão V). A Figura Motor Assíncrono” no Apêndice A.3 mostra uma conexão típica do relé de proteção com um grande motor assíncrono. As tensões para monitoramento da tensão e tensão zero são normalmente medidas no barramento. Onde vários motores estão conectados ao barramento, a proteção de falta à terra direcional detecta faltas à terra monopolares e pode deste modo abrir disjuntores seletivamente. Um transformador toroidal é usado para detecção da corrente de falta à terra. O Fator 213 FACTOR IEE2 considera a relação de transformação entre o lado primário e o secundário do transformador de corrente somador IEE2. Entradas e Saídas Binárias Possibilidades de alocação de entradas e saídas binárias, isto é, o casamento individual ao sistema está descrito na Descrição do Sistema SIPROTEC 4/1/ (SIPROTEC 4 System Description /1/) os pré-ajustes do dispositivo esão listados no Apêndice, na Seção A.4. Verifique também se a a rotulagem corresponde às funções de mensagens alocadas. Mudança de GruposdeAjustes Se forem usadas as entradas binárias para mudança de grupos de ajustes, favor observar o seguinte: • Se a configuração é executada pelo painel de operação ou usando DIGSI, a opção via Entrada Binária deve ser selecionada no endereço 302 CHANGE. • Uma entrada binária é suficiente para controlar 2 grupos de ajustes, „>Param. Selec.1“. 398 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões • Se a entrada binária está configurada como um circuito “make”, isto é, como ativa quando a tensão é aplicada (H ativa), o significado é o seguinte: - não ativada: Ajuste A do parâmetro - ativada: Ajuste B do parâmetro • O sinal de controle deve estar continuamente presente ou ausente para que o grupo de ajuste selecionado permaneça ativo. Supervisão do Circuito de Trip Um circuito com duas entradas binárias(veja Seção 2.43) é recomendado para monitoramento do circuito de trip. As entradas binárias não devem ter potencial comum e seu ponto operacional deve estar bem abaixo da metade do nominal da tensão de controle DC. Alternativamente, ao usar somente uma entrada binária, um resistor é inserido (veja a Seção 2.43). Favor observar que os tempos de resposta são tão longos quanto aproximadamente 300 s.A Seção 2.43.2 mostra como a resistência é calculada. 3.1.2 Modificações do Hardware 3.1.2.1 Geral Geral A adaptação subseqüente do hardware às condições do sistema de potência pode ser necessária por exemplo com respeito à tensão de controle para entradas binárias ou terminação das interfaces do barramento. As sugestões fornecidas deverão ser observadas em todos os casos sempre que forem feitas modificações no hardware. Tensão da Fonte de Alimentação Existem diferentes faixas de tensão da fonte de alimentação para a tensão auxiliar (consulte as Informações sobre Pedidos no Apêndice ).As fontes de alimentação com os nominais de 60/110/125 VDC e 110/125/220/250 VDC / 115/230 VAC são intercambiáveis. Ajustes de jumpers determinam o nominal. A alocação de ajuste de jumper para as faixas de tensão nominal e sua localização na PCB está descrita nesta seção sob o cabeçalho de margem “ Placa Processadora C-CPU-2“. Quando o dispositivo sai de fábrica esses jumpers estão ajustados de acordo com o adesivo da placa de identificação. Geralmente eles não precisam ser alterados. Contato Vivo O contato vivo do dispositivo é um contato de substituição do qual tanto a abertura quanto o fechamento pode ser conectado aos terminais do dispositivo F3 e F4 via um jumper (X40). As designações dos jumpers para o tipo de contato e o layout espacial dos jumpers está descrito na Seção sob o cabeçalho de margem “Placa Processadora C-CPU-2“. Correntes Nominais Os transformadores de entrada do dispositivo estão ajustados para uma corrente nominal de 1 A ou 5 A por jumpers. Os jumpers são ajustados de acordo com o adesivo da placa de identificação. O layout da localização desses jumpers e suas alocações de corrente nominal estão descritas nesta Seção sob „Placa de Entrada/ Saída C-I/O-2 “ para o lado 2 e „ Placa de Entrada/Saída C-I/O-6 “ para o lado 1. Todos os jumpers relevantes de um lado devem ser ajustados uniformemente para uma corrente nominal , isto é, um jumper cada (X61 até X63) para cada transformador de entrada e adicionalmente um jumper comum X60. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 399 3 Montagem e Comissionamento Se as correntes nominais serão mudadas excepcionalmente, então a nova mudança deve ser notificada para o dispositivo nos endereços 203 IN-SEC I-SIDE1 ou 212 IN-SEC I-SIDE2 nos Dados do Sistema de Potência (veja Seção 2.5). Nota Os ajustes de jumpers devem corresponder às correntes secundárias do dispositivo configuradas nos endereços 203, 212. Caso contrário o dispositivo é bloqueado e é emitido um alarme. Tensão de Pickup pra Entradas Binárias Quando o dispositivo sai de fábrica as entradas binárias estão ajustadas para operar com uma tensão que corresponda à tensão nominal da fonte de alimentação. Se os valores nominais diferirem da tensão de controle o sistema de potência, pode ser necessário mudar o limite de chaveamento das entradas binárias. Para mudar o limite de chaveamento de uma entrada binária, um jumper deve ser mudado para cada entrada. A alocação dos jumpers plug-in para as entradas binárias e seu posicionamento real estão descritos nesta Seção. Nota Se as entradas binárias forem usadas para monitoramento do circuito de trip, observe que duas entradas binárias (ou uma entrada binária e um resistor equivalente) estejam conectadas em série. O limite de chaveamento deve ser significantemente menor do que a metade da tensão nominal de controle. Modo de Contato para Saídas Binárias Módulos de entrada / saída podem ter relés que estão equipados com contatos de substituição. Para isso é necessário reposicionar um jumper. Para qual relé em qual placa isso se aplica está descrito nesta Seção em „Placa de Entrada/Saída C–I/O -2“ e „Placa de Entrada/Saída C–I/O -6“. Transdutor de Medição Os transdutores de medição TD 1 (por exemplo, para proteção de tensão/corrente DC) e TD 2 ( para entrada de temperatura para proteção de sobrecarga) podem processar tanto valores de tensão quanto de corrente. Para mudar o ajuste padrão (valores medidos como tensões) os jumpers devem ser mudados. As Tabelas nesta Seção fornecem uma visão geral em „Placa de Entrada/Saída C–I/O-6“. Cuidado! Conexão falsa para ajuste de jumper “Corrente”! Se for aplicada uma tensão de entrada ao ajustar o jumper "Corrente” (Current) isso pode destruir a placa. Para uma entrada de tensão, o jumper "Tensão”(Voltage) deve ser ajustado. Para o transdutor de medição TD 3 (detecta por exemplo, tensão de excitação para proteção de subexcitação) um passa baixa analógico pode ser ativada ou desativada por jumpers. As Tabelas nesta Seção fornecem uma visão geral em “Placa de Entrada/Saída C–I/O-6“. 400 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões Nota Os ajustes de jumpers devem corresponder ao modo ajustado nos endereços 295, 296 (entrada de tensão ou corrente) e 297 (com/sem filtro). Caso contrário, o dispositivo é bloqueado e emite um alarme. Substituindo Interfaces As interfaces seriais só podem ser trocadas nas versões para montagem semi-embutida de painel e montagem em cubículo. Qual interface pode ser trocada e como isso é feito, está descrito nesta Seção no título de margem “Substituindo Módulos de Interface”. Resistores de Terminação para RS485 e Profibus DP (Elétrica) Para uma transmissão confiável de dados, as interfaces RS485 ou Profibus DP elétrica devem ser terminadas com resistores no último dispositivo do barramento. Para esse propósito são fornecidos resistores de terminação na PCB da placa processadora C-CPU-2 e nos módulos das interfaces RS485 ou PROFIBUS que podem ser conectados via jumpers. Apenas uma das três opções pode ser usada. A disposição física dos jumpers na PCB está descrita nesta Seção, no cabeçalho de margem “Placa Processadora C–CPU-2“, e sob o título “Interfaces Seriais Aptas a Barramento” para os módulos de interface. Ambos os jumpers devem sempre ser conectados da mesma forma. Os resistores de terminação estão desativados ao sairem da fábrica. Peças de Reposição 3.1.2.2 Peças de reposição podem ser a bateria de reserva que mantém os dados de RAM quando há falha no fornecimento de tensão e o fusível miniatura da fonte de alimentação interna. Sua disposição física é mostrada na Figura 3-3. Os valores nominais do fusível estão impressos na placa, próximos ao próprio fusível. Ao substituir o fusível, favor observar os procedimentos fornecidos no Manual do Sistema SIPROTEC 4 /1/ (SIPROTEC 4 System Manual /1/) no capítulo “Manutenção” e “Ação Corretiva/Reparos”. Desmontagem Desmontagem do Dispositivo Nota É assumido para as seguintes etapas, que o dispositivo não está em operação. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 401 3 Montagem e Comissionamento Cuidado! Cuidado quando alterar ajustes de jumper que afetem os valores nominais do dispositivo. Como conseqüência, o número de pedido (MLFB) e os valores nominais que estão estabelecidos na placa de nomenclatura, não correspondem mais às propriedades reais do dispositivo. Se tais mudanças forem necessárias, as alterações deverão ser claramente anotadas no dispositivo. Estão disponíveis etiquetas adesivas que podem ser usadas para substituir a placa de nomenclatura. Para verificação das placas de circuito impresso, movimentação de elementos de ligação ou troca de módulos, proceda da seguinte forma: • Prepare a área de trabalho: Apoie o dispositivo sobre uma mesa adequada para o manuseio de dispositivos sensíveis a descarga eletrostática (EGB). Adicionalmente, as seguintes ferramentas são requeridas: – chave de fenda de 5 a 6 mm de largura de boca, – uma chave Philips tamanho 1, – uma chave de boca de 5 mm. • Solte os parafusos dos conectores no painel traseiro nos locais “A“ e “C“. Esta atividade não se aplica se o dispositivo for para montagem de sobrepor. • Se o dispositivo tiver interfaces de comunicação adicionais nos locais “A“, „C“ e/ou “B“ “D“ na parte traseira, os parafusos localizados diagonalmente em relação às interfaces devem ser removidos. Esta atividade não se aplica se o dispositivo for para montagem de sobrepor. • Remova as coberturas no painel frontal e solte os parafusos que se tornaram acessíveis. • Remova o painel frontal e coloque-o de lado. Trabalho com Conectores de Plug Cuidado! Sujeito a descargas eletrostáticas A inobservância pode resultar em danos pessoais ou materiais. Ao manusear conectores de plug, pois descargas eletrostáticas podem surgir tocando-se previamente numa superfície metálica aterrada, que deve ser evitado. Não plugue ou retire conexões da interface sob tensão! O seguinte deve ser observado: • Desconecte o cabo de cinta entre a cobertura frontal e a placa CPU-2 (No. 1 nas Figuras 3-1 e 3-2)no lado frontal da cobertura. Para desconectar o cabo, empurre para cima a presilha superior do plugue conector e empurre para baixo a presilha inferior do plugue conector. Cuidadosamente deixe ao lado a cobertura frontal. • Desconecte os cabos de cinta entre a placa C-CPU-2 (1) e as placas I/O (2) a (4), dependendo da variante encomendada). 402 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões • Remova as placas e ajuste-as na manta aterrada para protegê-las de danos de surtos de eletricidade estática. No caso de um dispositivo para montagem sobreposta de painel , favor ter o cuidado com o fato de que uma certa quantidade de força é necessária para a remoção do módulo C-CPU-2 devido à existência dos plugues e conexão. • Verifique os jumpers de acordo com as Figuiras 3-3 a 3-8 e as informações seguintes e conforme o caso mude-as ou remova-as. A alocação das placas para o tamanho de caixa de 1/2 está mostrado na Figura 3-1 e para o tamanho de caixa de 1/1 na Figura 3-2. Figura 3-1 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Vista frontal de um 7UM621/623 (Tamanho da Caixa 1/2) após remoção da Cobertura Frontal (Simplificada e em Escala Reduzida) 403 3 Montagem e Comissionamento Figura 3-2 404 Vista frontal de um 7UM621/623 (Tamanho da Caixa 1/1) após remoção da Cobertura Frontal (Simplificada e em Escala Reduzida) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões 3.1.2.3 Elementos de Chaveamento nas Placas de Circuito Impresso O layout da placa de circuito impresso da placa processadora C-CPU-2 está ilustrado na Figura seguinte. A tensão nominal ajustada da fonte de alimentação integrada é verificada de acordo com a Tabela 3-1, o estado quiescente do contato vivo conforme a Tabela 3-2, as tensões operacionais selecionadas das entradas binárias BI1 a BI5 de acordo com a Tabela 3-3 e a interface integrada RS232 / RS485 conforme as Tabelas 3-4 a 3-2. A localização e nominais do fusível miniatura (F1) e da bateria de buffer (G1) são mostrados na Figura seguinte. Módulo Processador C-CPU-2 Figura 3-3 Placa Processadora C–CPU com Ajustes de Jumpers Requeridos para a Configuração da Placa, da Bateria e do Fusível Miniatura 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 405 3 Montagem e Comissionamento Tabela 3-1 Ajuste de jumper da tensão nominal da Fonte de Aimentação integrada no módulo processador C-CPU-2 Tensão Nominal Jumper 24 a 48 VDC 60 a 125 VDC 110 a 250 VDC 115/230 VAC X51 não usada 1-2 2-3 X52 não usada 1-2 and 3-4 2-3 X53 não usada 1-2 2-3 X55 não usada não usada 1-2 não pode ser mudada Tabela 3-2 Ajuste de jumpers do estado quiescente do Contato Vivo no módulo processador C–CPU-2 Jumper Aberto no estado quiescente (Contato NA) Fechado no estado quiescente (Contato NF) Pré-ajuste X40 1-2 2-3 2-3 Tabela 3-3 1) 2) 3) intercambiável Ajuste de jumper das tensões de controle das entradas binárias BI1 a BI5 no módulo processador C–CPU-2 Entradas Binárias Jumper Limite1)19 V Limite2) 88 V Limite3) 176 V BI1 X21 1-2 2-3 3-4 BI2 X22 1-2 2-3 3-4 BI3 X23 1-2 2-3 3-4 BI4 X24 1-2 2-3 3-4 BI5 X25 1-2 2-3 3-4 Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 24 VDC a 125 VDC Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 110 VDC a 250 VDC e 115/230 VAC Uso somente com tensões de pickup de 220 ou 250 VDC A interface R485 pode ser convertida em uma interface RS232 pela modificação dos jumpers. Jumpers X105 a X110 devem ser ajustados para a mesma posição! Tabela 3-4 Ajustes de jumpers da interface integrada RS232/RS485 na placa C–CPU-2 Jumper RS232 RS485 X103 e X104 1-2 1-2 X105 a X110 1-2 2-3 Os jumpers são pré-ajustados de fábrica conforme a configuração encomendada. Com a interface RS232 o jumper X111 é necessário para ativar a CTS que habilita a comunicação com o modem. 406 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões Table 3-5 1) Ajuste de jumper para a CTS (controle de fluxo) no módulo processador C–CPU-2 Jumper /CTS da interface RS232 /CTS disparado por /RTS X111 1-2 2-3 1) Ajustes padrão de liberações de versões 7UM62..../CC e superior Ajuste de jumper 2-3: A conexão com o modem é usualmente estabelecida com um acoplador estrela ou conversor de fibra ótica. Portanto, os sinais de controle do modem, de acordo com a interface RS232 padrão DIN 66020, não estão disponíveis. Os sinais de modem não são necessários, uma vez que a conexão para os dispositivos SIPROTEC 4 é sempre operada no modo semi-duplex. Por favor, use o cabo de conexão com número de pedido 7XV5100-4. Ajuste de Jumper 1-2: Este ajuste torna os sinais de modem disponíveis, isto é, para uma conexão direta da RS232 entre o dispositivo SIPROTEC 4 e o modem, este ajuste pode ser opcionalmente selecionado. Recomendamos o uso de um cabo de conexão de modem RS232 padrão (conversor 9-pinos a 25-pinos). Nota Para uma conexão direta com DIGSI com a interface RS232, o jumper X111 deve ser plugado na posição 2-3. Se não há resistores de terminação externos no sistema, os últimos dispositivos em uma interface RS485, devem ser configurados via jumpers X103 e X104. Tabela 3-6 Ajustes de jumpers dos Resistores de Terminação da interface RS485 na placa processadora C-CPU-2 Jumper Resistor de terminação conectado Resistor de terminação desconectado Pré-ajuste X103 2-3 1-2 1-2 X104 2-3 1-2 1-2 Nota Ambos os jumpers devem sempre ser plugados do mesmo jeito! O jumper X90 não tem função. O ajuste de fábrica é 1-2. Os resistores de terminação também podem ser conectados externamente (por exemplo, para o módulo de conexão). Nesse caso, os resitores de terminação localizados no módulo de interface RS485 ou PROFIBUS ou diretamente na PCI da placa processadorada C-CPU-2, devem estar desenergizados. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 407 3 Montagem e Comissionamento Figura 3-4 Terminação da interface RS485 (externa) Figura 3-5 Placa de entrada/saída C-I/O-1 com representação de ajustes de jumpers necessários para configuração da placa Placa de Entrada/ Saída C-I/O-1 Na versão 7UM622, a saída binária BO 13 no módulo de entrada/saída C–I/O-1 pode ser configurado como normalmente aberto ou normalmente fechado (veja também os diagramas de visão geral no Apêndice A.2). 408 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões Tabela 3-7 Jumper Aberto no estado quiescente (NA) Fechado no estado quiescente (NF) Pré-ajuste X40 1-2 2-3 1-2 Tabela 3-8 1) 2) 3) Ajuste de jumper para o tipo de contato do relé para BO13 Ajuste de jumper de tensões de pickup das entradas binárias BI8 a BI15 no módulo de entrada/saída C– I/O–1 no 7UM622 Entradas Binárias Jumper Limite1)19 V Limite2) 88 V Limite3) 176 V BI8 X21/X22 L M H BI9 X23/X24 L M H BI10 X25/X26 L M H BI11 X27/X28 L M H BI12 X29/X30 L M H BI13 X31/X32 L M H BI14 X33/X34 L M H BI15 X35/X36 L M H Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 24 VDC a 125 VDC Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 110 VDC a 250 VDC e 115/230 VAC Uso somente com tensões de pickup de 220 ou 250 VDC Os Jumpers X71, X72 e X73 no módulo de entrada/saída da placa C-I/O-10 são usados para ajuste do endereço do barramento e não devem ser alterados. A tabela seguinte lista os pré-ajustes de jumpers. As localizações de montagem são mostradas nas Figuras 3-1 a 3-2. Tabela 3-9 Jumper 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Ajuste de jumper do endereço do módulo de entrada/saída C-I/O-1 para o 7UM622 Pré-ajuste X71 L X72 H X73 H 409 3 Montagem e Comissionamento Placa de Entrada/ Saída C-I/O-2 Existem duas diferentes versões disponíveis do módulo da placa de entrada/saída C-I/O-2. A Figura 3-6 descreve o layout da placa de circuito impresso dos dispositivos até a versão 7UM62.../DD, a Figura 3-7 para dispositivos de versão 7UM62.../EE e superior. Figura 3-6 Placa de Entrada/Saída C-I/O-2, com representação de ajuste de jumpers necessários para verificação dos ajustes de configuração O tipo de contato da saída binária BO6, pode ser mudado de normalmente aberto, para normalmente fechado (veja os diagramas de visão geral, na Seção A.2 do Apêndice): com tamanho de caixa 1/2: No. 3 na Figura, slot 33 com tamanho de caixa 1/1: No. 3 na Figura, slot 33 direita. 410 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões Tabela 3-10 Ajuste de jumper para o tipo de contato de saída binária BO6 Jumper Aberto no estado quiescente (NA) Fechado no estado quiescente (NF) Pré-ajuste X41 1-2 2-3 1-2 As correntes nominais ajustadas dos transformadores de entrada de corrente devem ser verificados na entrada/saída da placa C-I/O-2. Todos os jumpers devem estar ajustados para uma corrente nominal, isto é, respectivamente um jumper (X61 a X63) para cada entrada do transformador e adicionalmente o jumper comum X60. Não existe jumper X64 porque todas as versões do 7UM62 têm uma entrada de corrente de falta à terra sensitiva (transformador de entrada T8). Os jumpers X71, X72 e X73 na placa de entrada/saída C-I/O-2 são usados para ajustar o endereço do barramento e não devem ser mudados. A Tabela seguinte lista os pré-ajustes de jumpers. Localização de montagem: com tamanho de caixa 1/2: No. 3 na Figura, slot 33 com tamanho de caixa 1/1: No. 3 na Figura, slot 33 direita. Tabela 3-11 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Ajustes de jumpers do Endereço da Placa de Circuito Impresso (PCB) da placa de entrada/saída C-I/O-2 Jumper Pré-ajuste X71 1-2(H) X72 1-2(H) X73 2-3(L) 411 3 Montagem e Comissionamento Placa de Entrada/ Saída C-I/O-2 (da versão 7) Figura 3-7 412 Placa de Entrada/Saída C-I/O-2 da versão 7UM62* .../EE ou superior, com representação de jumpers requeridos para verificação dos ajustes de configuração 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões Tabela 3-12 Ajuste de jumper para corrente nominal ou faixa de medição Jumper 1) Corrente Nominal 1 A Corrente Nominal 5 A Faixa de Medição 20 A Faixa de Medição 100 A X51 1-2 1-2 X60 1-2 2-3 X61 2-5 3-5 X62 2-5 3-5 X63 2-5 3-5 X641) 2-5 3-5 não para variante com detecção de falta à terra sensitiva Contatos de relés para saídas binárias BO6, BO7 e BO8, podem ser configurados como normalmente aberto ou normalmente fechado (veja também Diagramas Gerais no Apêndice). Tabela 3-13 1) Ajuste de jumper para o tipo de contato dos relés para BO6, BO7 e BO8 For Jumper Aberto no Estado Quiescente (NA) 1) Fechado no Estado Quiescente (NF) BO6 X41 1-2 2-3 BO7 X42 1-2 2-3 BO8 X43 1-2 2-3 Ajuste de fábrica Os relés para saídas binárias BO1 até BO5, podem ser conectados a um potencial comum, ou configurados individualmente para BO1, BO4 e BO5 (BO2 e BO3 não tem função nesse contexto) (veja também Diagramas Gerais no Apêndice). Tabela 3-14 Jumper 1) Ajustes de jumpers para a configuração de potencial comum de BO1 a BO5 ou para configuração de BO1, BO4 e BO5, como relés simples BO1 a BO5 BO1, BO4, BO5 configurados como conectados a relés simples (BO2, BO3 sem função) potencial comum 1) X80 1-2, 3-4 2-3, 4-5 X81 1-2, 3-4 2-3, 4-5 X82 2-3 1-2 Ajuste de fábrica Os jumpers X71, X72 a X73 servem para ajuste do endereço do barramento. A posição não pode ser alterada. A tabela seguinte mostra pré-ajuste das posições dos jumpers. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 413 3 Montagem e Comissionamento Tabela 3-15 Placa de Entrada/ Saída C-I/O-6 Jumper Ajuste de Fábrica X71 1-2 (H) X72 1-2 (H) X73 2-3 (L) Layout de placa de circuito impresso para a placa de Entrada/Sáida C-I/O-6 é mostrado na Figura seguinte. Figura 3-8 414 Ajustes de jumpers do endereço de módulo de entrada/saída do módulo C-I/O-2 Placa de Entrada/Saída C-I/O-6 com Representação de Ajustes de Jumper Requeridos para Verificação dos Ajustes de Configuração 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões Tabela 3-16 1) 2) 3) Ajuste de Jumper para ativação de Tensões das Entradas Binárias BI6 e BI7 na placa de Entrada/Saída C–I/O-6 Binary Inputs Jumper Limite1)19 V Limite2) 88 V Limite3) 176 V BI6 X21 L M H BI7 X22 L M H Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 24 VDC a 125 VDC Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 110 VDC a 250 VDC e 115/230 VAC Uso somente com tensões de pickup de 220 ou 250 VDC Contatos de relés para saídas binárias BO11 e BO12 podem ser configurados como normalmente aberto ou normalmente fechado (veja diagramas de visão geral no Apêndice A.2): Tabela 3-17 Ajustes de jumper para o Tipo de Contato de Relés para BO11 e BO12 Saída Binária Jumper Contator normalmente aberto Contator normalmente fechado Pré-ajuste BO11 X41 1-2 2-3 1-2 BO12 X42 1-2 2-3 1-2 As correntes nominais ajustadas dos transformadores de entrada de corrente deverão ser verificadas na placa de entrada/saída C-I/O-6. Todos os jumpers devem ser ajustados para uma corrente nominal, isto é, respectivamente um jumper (X61 a X63) para cada transformador de entrada e adicionalmente o jumper comum X60. Não existe jumper X64 porque todas as versões do 7UM62 tem uma entrada de corrente de falta à terra sensitiva (transformador de entrada T8). Tabela 3-18 Jumper Entrada de Tensão ±10 V Entrada de corrente (4-20/20 mA) Pré-ajuste X94 1-2 2-3 1-2 X95 1-2 2-3 1-2 X67 1-2 2-3 1-2 Tabela 3-19 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Ajustes de jumper para a Característica de Entrada (U/I) do Trandutor 1 de medição Ajustes de jumper para a Característica de Entrada (U/I) do Trandutor 2 de medição Jumper Entrada de Tensão ±10 V Entrada de corrente (4-20/20 mA) Pré-ajuste X92 1-2 2-3 1-2 X93 1-2 2-3 1-2 X68 1-2 2-3 1-2 415 3 Montagem e Comissionamento Cuidado! Conexão falsa para ajuste de jumper “Corrente”! Se com o ajuste de jumper "Corrente" (Current) uma tensão de entrada é aplicada, isso pode destruir a placa. Para uma tensão de entrada o jumper "Tensão" -baixa (Voltage) deve ser ajustado. Tabela 3-20 Ajuste de jumper para ativação/desativação de fg ≈ 10 Hz filtro de passa-baixa do transdutor de medição 3 Jumper Filtro Passa-Baixa Inativo Filtro Passa- Baixa Ativo Pré-ajuste X91 1-2 2-3 2-3 X69 1-2 2-3 2-3 Nota Os ajustes de jumpers devem corresponder ao modo ajustado nos endereços 295, 296 (entrada de tensão ou corrente) e 297 (com/sem filtro). Caso contrário, o dispositivo é bloqueado e é emitido um alarme. Após quaisquer mudanças nos ajustes de jumpers, você deverá imediatamente mudar os parâmetros correspondentes de ajustes usando DIGSI. Nota Transdutores de medição não usados deverão ser curto-circuitados nos terminais de entrada! Os jumpers X71, X72 e X73 no módulo de entrada/saída C-I/O-6 são usados para ajustar endereço de barramento e não devem ser mudados. A tabela seguinte lista os pré-ajustes de jumpers. Tabela 3-21 416 Jumper de ajuste de endereço do módulo de entrada/saída C-I/O-6 Jumper Ajuste de Fábrica X71 (AD0) 1-2 (H) X72 (AD1) 2-3 (L) X73 (AD2) 1-2 (H) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões 3.1.2.4 Módulos de Interfaces Os módulos de interface estão localizados na placa C–CPU-2 (1), na Figura 3-1 e 3-2). A figura seguinte mostra a placa de circuito impresso, com a localização dos módulos. Substituindo Módulos de Interfaces Figura 3-9 Placa C-CPU-2 com módulos de interface Favor observar o seguinte: • Os módulos de interface só podem ser substituidos em dispositivos para montagem semi-embutida em painel e montagem em cubículo. Dispositivos em caixas de montagem sobreposta, com terminais de nível duplo, podem ser trocados somente em nossa fábrica. • Use somente módulos de interface que possam ser solicitados da fábrica, por meio do código de pedido (veja também Apêndice A.1). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 417 3 Montagem e Comissionamento Tabela 3-22 Substituição de módulos de interface Interface Local de Montagem / Substituição do Módulo Interface Interface de sistema B Saída analógica Saída analógica RTD-box D Somente módulos de interface que podem ser solicitados em nossa fábrica via ordem de pedido (veja Apêndice, Seção A.1). 2 x 0 a 20 mA ou 4 a 20 mA 2 x 0 a 20 mA ou 4 a 20 mA RS485 FO Os números de pedido dos módulos de substituição, podem ser encontrados no Apêndice Seção A.1. Módulo EN100 Ethernet (IEC 61850) O módulo da interface Ethernet não tem jumpers. Nenhuma modificação do hardware é necessária para seu uso. Terminação de Interface Para interfaces aptas a barramento é necessaria uma terminação no barramento do último dispositivo, isto é, resistores de terminação devem ser conectados. Com o dispositivo 7UM62, isso diz respeito às variantes com interfaces RS485 ou PROFIBUS. Os resistores de terminação estão localizados no módulo de interface RS485 ou PROFIBUS, que está na placa C-CPU-2 (No.1 nas Figuras 3-1 e 3-2), ou diretamente na placa de circuito impresso da placa processadora C-CPU-2 (veja cabeçalho de margem „Placa Processadora C-CPU-2“, Tabela 3-2). A Figura 3-9 mostra a C-CPU-2 PCB com o layout das placas. O módulo para a interface RS485 é mostrado na Figura 3-10, o módulo para a interface Profibus na Figura 3-11. Ao sairem da fábrica, os jumpers estão ajustados de forma que os resistores de terminação estejam desconectados. Ambos os jumpers de um módulo devem sempre ser plugados da mesma maneira. Figura 3-10 418 Posição dos Resistores de Terminação e Jumpers Plug-in para Configuração da Interface RS485 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões Figura 3-11 Posição dos Jumpers Plug-in para a Configuração dos Resistores de Terminação na Profibus (FMS e DP), DNP 3.0 e Interfaces Modbus Os resistores de terminação também podem ser conectados externamente (como por exemplo, para o bloco terminal), veja Figura 3-5. Neste caso, os resistores de casamento localizados no módulo interface RS485 ou PROFIBUS ou diretamente na placa de circuito impresso da placa C-CPU-2 devem ser desativados. É possível converter a interface R485 em uma interface RS232 pela mudança de posição de jumpers e vice-versa. As posições de jumpers para as alternativas RS232 ou RS485 (como na Figura 3-10) são derivadas da seguinte Tabela. Tabela 3-23 Configuração para RS232 ou RS485 no módulo de interface Jumper X5 X6 X7 X8 X10 X11 X12 X13 RS232 RS 485 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 2-3 1-2 1-2 2-3 2-3 2-3 2-3 2-3 2-3 1-2 1-2 Os jumpers X5 a X10 devem ser plugados da mesma forma! Os jumpers são pré-ajustados de fábrica conforme a configuração encomendada. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 419 3 Montagem e Comissionamento Saída Analógica O módulo de interface de saída analógica AN20 (veja Figura 3-12) tem 2 canais isolados com uma faixa de corrente de 0 a 20 mA (unipolar, max. 350 Ω). A localização na placa C–CPU-2 é „B“ ou/e „D“ dependendo da variante encomendada (veja Figura 3-9). Figura 3-12 3.1.2.5 Placa de interface de saída analógica AN20 Remontagem A montagem do dispositivo é feita nas seguintes etapas: • Insira as placas cuidadosamente na caixa. Os locais de montagem são mostrados nas Figuras 3-1 a 3-2. Para a variante do dispositivo designada para montagem sobreposta, use a alavanca de metal para inserir a placa processadora C-CPU-2. A instalação é fácil com a alavanca. • Primeiro plugue os conectores do cabo na placa de entrada/saída da placa I/O e na placa processadora C-CPU-2. Cuidado para não entortar nenhum pino! Não forçe! • Conecte os plugues conectores do cabo entre a placa processadora C-CPU-2 e o plugue conector do painel frontal. • Pressione as travas dos plugues conectores juntos. • Recoloque o painel frontal e parafuse-o à caixa. • Ponha de volta as coberturas. • Reaperte novamente as interfaces na traseira da caixa do dispositivo. Essa atividade não é necessária para o dispositivo com montagem sobreposta. 420 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões 3.1.3 Montagem 3.1.3.1 Montagem Embutida de Painel Dependendo da versão do dispositivo, a caixa pode ser de 1/2 ou 1/1. Para o tamanho da caixa 1/2 (Figura 3-13), há 4 coberturas e 4 furos. Para o tamanho da caixa 1/1 (Figura 3-14) há 6 coberturas e 6 furos. • Remova as 4 coberturas nos cantos da cobertura frontal, para tamanhos de caixa de 1/1 as 2 coberturas localizadas centralmente no topo e na parte inferior também são removidas. Os 4 ou 6 furos alongados no suporte de montagem, são revelados e podem ser acessados. • Insira o dispositivo no corte do painel e aperte-o com os 4 ou 6 parafusos. Para dimensionamento consulte a Seção 4.39. • Monte as 4 ou 6 coberturas. • Conecte o terra na placa traseira do dispositivo para o terra de proteção do painel. Use pelo menos um parafuso M4 . A área da seção transversal do fio terra, deverá ser igual à da seção transversal de qualquer outro condutor conectado ao dispositivo. A área da seção transversal do fio terra deverá ser de no mínimo 2.5 mm 2. • Conexões usam os terminais plug-in ou terminais olhal na parte traseira do dispositivo de acordo com o diagrama de ligação. Para conexões com terminal garfo ou conexão direta, os parafusos, antes de serem inseridos aos bornes, devem ser apertados de tal forma que suas cabeças fiquem embutidas no plano do bloco terminal. Um terminal olhal deve ser centralizado na câmara de conexão, de forma que o parafuso seja fixado no orifício do borne. A Descrição do Sistema SIPROTEC 4 (SIPROTEC 4 System Description) tem informação pertinente quanto ao tamanho de fio, bornes, raios de curvatura, etc. Figura 3-13 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Exemplo de montagem semi-embutida em painel de um dispositivo (tamanho da caixa 1/2) 421 3 Montagem e Comissionamento Figura 3-14 3.1.3.2 Exemplo de montagem semi-embutida em painel de um dispositivo (tamanho da caixa 1/1) Montagem em Rack ou em Cubículo Para tamanhos de caixa 1/2 (Figura 3-15), existem 4 coberturas e 4 furos, para tamanho da caixa 1/1 (Figura 3-16) existem 6 coberturas e 6 furos. Dois trilhos de montagem são necessários para instalar um dispositivo em um quadro ou cubículo. Os códigos de pedido estão estabelecidos no Apêndice, Seção A.1 • Solte os parafusos dos dois suportes de montagem no rack ou cubículo com quatro parafusos. • Remova as 4 coberturas nos cantos da cobertura frontal, para tamanhos de caixa 1 /1 as 2 coberturas localizadas centralmente no topo e na parte inferior também são removidas. Assim, 4 ou 6 furos alongados no suporte de montagem, são revelados e podem ser acessados. • Aperte o dispositivo às presilhas de montagem com 4 ou 6 parafusos. • Monte as 4 ou 6 coberturas. • Aperte os oito parafusos do suporte de ângulo no rack ou cabine. • Conecte o terra na placa traseira do dispositivo ao terra de proteção do painel, usando pelo menos um parafuso M4. A seção transversal do fio terra deve ser igual à área da seção transversal de qualquer outro condutor conectado ao dispositivo. A seção transversal do fio terra deve ser pelo menos de 2.5 mm 2. • Conexões usam terminais plug-in ou olhal no lado traseiro do dispositivo, de acordo com o diagrama de ligação. Para conexões parafusadas com terminal garfo ou conexão direta, antes de inserir os fios, os parafusos devem ser apertados de tal forma que suas cabeças fiquem embutidas no plano do bloco de conexão. Um contato olhal deve ser centralizado na câmara de conexão, de forma que o parafuso atravesse o furo do borne. A Descrição do Sistema SIPROTEC 4/1/ (SIPROTEC 4 System Description /1/) tem informação pertinente quanto ao tamanho de fio, bornes, raios de curvatura, etc. 422 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.1 Montagem e Conexões Figura 3-15 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Exemplo de montagem de um dispositivo em rack ou cubículo (tamanho da caixa 1/2) 423 3 Montagem e Comissionamento Figura 3-16 3.1.3.3 Exemplo de montagem de um dispositivo em rack ou cubículo (tamanho da caixa 1/1) Montagem Sobreposta em Painel Para montagem proceda como segue: • Prenda o dispositivo ao painel com 4 parafusos. Para dimensionamento, consulte os Dados Técnicos na Seção 4.39. • Conecte o terra do dispositivo ao terra de proteção do painel. A área da seção transversal da ligação de terra, deve ser igual à area da seção transversal de qualquer outro condutor conectado ao dispositivo. A seção transversal da ligação de terra deve ser de pelo menos 2.5 mm2. • Conecte sólido aterramento de baixa impedância operacional (área da seção transversal ≥ 2.5 mm2) à superfície de aterramento ao lado. Use pelo menos um parafuso M4 para o terra do dispositivo. • Conecte conforme o diagrama do circuito, via terminais olhal. Conexões para fibras óticas e módulos de comunicação elétricos, via caixa inclinada. A Descrição do Sistema SIPROTEC 4 tem informação pertinente quanto a tamanho de fio, bornes, curvatura de raio, etc. 424 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.2 Verificação de Conexões 3.2 Verificação de Conexões 3.2.1 Verificação de Dados de Conexões das Interfaces Seriais As tabelas dos cabeçalhos de margem seguintes, listam as designações de pinos para as diferentes interfaces seriais, interface de sincronização de tempo e interface Ethernet do dispositivo. A posição das conexões é descrita nas ilustrações seguintes. Interface Operacional 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Figura 3-17 Conector fêmea subminiatura D de 9 pinos Figura 3-18 Conector Ethernet Quando é usado o cabo de comunicação recomendado, a correta conexão entre o dispositivo SIPROTEC 4 e o PC é automaticamente assegurada. Veja o Apêndice A.1 para descrição do pedido do cabo. 425 3 Montagem e Comissionamento 3.2.2 Interface do Sistema Para versões equipadas com uma interface serial para um centro de controle, o usuário deve verificar a conexão de dados. A verificação visual da designação dos canais de transmissão e recepção é de particular importância. Com interfaces RS232 e fibra ótica, cada conexão é dedicada a uma direção de transmissão. Sendo assim, a saída de um dispositivo deve estar conectada à entrada de outro e vice-versa. Com cabos de dados, as conexões estão designadas conforme DIN 66020 e ISO 2110: • TxD = Transmissão de dados • RxD = Recebimento de dados • RTS = Solicitação para envio (request to send) • CTS = Clear to Send (Livre para envio) • GND = Sinal / Chassi de terra O cabo blindado é aterrado em ambas extremidades da linha. Para ambientes extremamente propensos a EMC, o terra pode ser conectado por um par de fios individualmente se-parados, para incrementar a imunidade à interferência. Table 3-24 Pin No. Interface do Operador 1 RS232 As designações do subminiatura D e conector RJ45 para as várias interfaces RS485 Profibus DP Escrava, RS 485 DNP3.0 Modbus, RS485 Blindado (com terminais blindados conectados eletricamente) Ethernet EN100 Tx+ 2 RxD RxD – – – Tx- 3 TxD TxD A/A’ (RxD/TxD-N) B/B’ (RxD/TxD-P) A Rx+ 4 – – – CNTRA-(TTL) RTS (nível TTL) – 5 TERRA TERRA C/C' (TERRA) C/C' (TERRA) TERRA 1 – 6 – – – +5 V (carga max. < 100 mA) VCC1 Rx- 7 RTS RTS – 1) – – – 8 CTS CTS B/B’ (RxD/TxD-P) A/A’ (RxD/TxD-N) B – 9 – – – – – Desativada 1) 3.2.3 Pino 7 também carrega o sinal RTS com nível RS232, quando operada como interface RS485. Portanto, o pino não deve ser conectado! Terminação A interface RS485 é capaz de serviço semi-duplex com os sinais A/A' e B/B' com um potencial relativo comum “C/C' (GND). Verifique para que somente o último dispositivo no barramento tenha resistores de terminação conectados e que os outros dispositivos no barramento não os tenham. Os jumpers para os resistores de terminação estão localizados no módulo da interface RS485 (veja Figura 3-10) ou módulo PROFIBUS RS485 (veja Figura 3-11). Os resistores de terminação podem também ser conectados externamente (por exemplo, para o módulo de conexão, como ilustrado na Figura 3-4). Nesse caso, os resistores de terminação localizados no módulo devem ser desativados. Se o barramento for extendido, tenha certeza novamente de que apenas resistores de terminação no último dispositivo do barramento estão ligados ali. 426 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.2 Verificação de Conexões 3.2.4 Saída Analógica Ambos os valores analógicos são externados como correntes via um conector fêmea de 9 pinos. As saídas são isoladas. Tabela 3-25 3.2.5 Designação de pinos do soquete DSUB para saída analógica Pino No. Código 1 Canal 1 positivo 2 – 3 – 4 – 5 Canal 2 Positivo 6 Canal 1 Negativo 7 – 8 – 9 Canal 2 Negativo Interface de Sincronização de Tempo É opcionalmente possível processar sinais de sincronização de tempo de 5 V, 12 V ou 24 V, desde que estejam conectados às entradas nomeadas na tabela abaixo. Tabela 3-26 Designação de conector D- subminiatura da interface de sincronização de tempo Pino No. Designação Significado do Sinal 1 P24_TSIG Entrada 24 V 2 P5_TSIG Entrada 5 V 3 M_TSIG Linha de Retorno 4 M_TSYNC 1) Linha de Retorno 1) 5 SHIELD Potencial Blindado 1) 6 – – 7 P12_TSIG Entrada 12 V 8 P_TSYNC 1) Entrada 24 V 1) 9 SHIELD Potencial Blindado Designado, mas não pode ser usado Para designação de pinos da interface de sincronização de tempo em dispositivos de montagem sobreposta em painel, veja o Apêndice (Figuras A-3 e A-4). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 427 3 Montagem e Comissionamento 3.2.6 Fibras Óticas ATENÇÃO! Injeção de laser! Não olhe diretamente nos elementos de fibra ótica! A transmissão via fibras óticas é particularmente insensível a interferências eletromagnéticas e assim assegura isolação galvânica da conexão. Conexões de envio e recebimento são identificadas com os símbolos para envio e para recepção. O estado característico inativo para a interface de fibra ótica é „Light off“. Se o estado inativo deve ser mudado, use o programa operacional DIGSI, como descrito em Descrição do Sistema SIPROTEC 4. 3.2.7 Verificação de Conexões do Dispositivo Geral Pela verificação das conexões do dispositivo a instalação correta do dispositivo de proteção, isto é, no cubículo deve ser testada e assegurada. Isso inclui a verificação da fiação e funcionalidade, como os desenhos e avaliação visual do sistema de proteção e uma verificação funcional simplificada do dispositivo de proteção. Fonte de Alimentação Auxiliar Antes do dispositivo ser conectado pela primeira vez à tensão, ele deverá ter permanecido por pelo menos duas horas na sala de operação para atingir a temperatura de equilíbrio e evitar umidade e condensação. Nota Se for usada uma tensão redundante, deverá existir uma permanente, isto é ininterrupta conexão entre os conectores de polaridade negativa do sistema 1 e do sistema 2 da tensão de alimentação DC (sem dispositivo de chaveamento, sem fusível), porque caso contrário, há risco de tensão dobrada no caso de uma dupla falta à terra. Ligue o disjuntor da tensão auxiliar (proteção de alimentação), verifique a polaridade e amplitude nos terminais do dispositivo ou nos módulos de conexão. Verificação Visual 428 Verifique o cubículo e os dispositivos quanto a danos, condições das conexões etc. e o aterramento do dispositivo. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.2 Verificação de Conexões Verificação Secundária Este teste não tem o propósito de verificar as funções de proteção individuais para a precisão de de seus valores de pickup e curvas características. Diferente de dispositivos de proteção analógicos eletrônicos ou eletromecânicos, nenhum teste de função de proteção é requerido dentro da planilha de teste do dispositivo, uma vez que isso é assegurado pelos testes de fabricação. Funções de proteção só são usadas para verificar as conexões do dispositivo. Um teste de plausibilidade do conversor analógico-digital com os valores operacionais medidos é suficiente desde que o processamento subseqüente dos valores medidos seja numérico e assim falhas internas das funções de proteção podem ser descartadas. Onde são efetuados testes secundários, um equipamento de teste trifásico de correntes e tensões é recomendado (por exemplo, Omicron CMC 56 para teste automático e manual) O ângulo de fase entre correntes e tensões deverá ser continuadamente controlável. A precisão com que se pode chegar durante o teste depende da precisão do equipamento de teste. Os valores de precisão especificados nos Dados Técnicos só podem ser reproduzidos sob condições de referência especificadas em IEC 60 255 resp. VDE 0435/parte 303 e com o uso de instrumentos de medição de precisão. Podem ser executados testes usando os valores correntemente ajustados ou os valores padrão. Se ocorrerem correntes e tensões não simétricas durante os testes, é provável que o monitoramento da assimetria freqüentemente entre em pickup. Isso não tem importância porque a condição de valores medidos em estado estacionário são monitorados, os quais sob condições de operação normal são simétricos ; sob condições de curto-circuito esses monitoramentos não são efetivos. Nota Se durante teste dinâmico, os valores medidos estão conectados de ou reduzidos a zero, um valor suficientemente alto deverá se apresentar em pelo menos um outro circuito de medição (em geral uma tensão) para permitir adaptação da freqüência. Valores medidos em elementos à terra de tensão ou corrente (IEE, UE) não podem adaptar a freqüência de escaneamento. Para verificá-la um valor medido suficientemente alto deverá estar presente em uma das fases. Teste Secundário da Proteção Diferencial Um conjunto de teste com 6 saídas de correntes é recomendado para o teste secundário. A seção a seguir fornece sugestões de como proceder para teste com menos fontes de correntes. A corrente de teste pode ser injetada individualmente para cada enrolamento, assim simulando de cada vez uma falta do transformador com alimentação por um lado. Para teste bi ou trifásico o parâmetro (endereço 2021) ajustado para I-DIFF> é válido como o valor de pickup no pré-ajuste. O valor de pickup para teste monofásico depende de como é tratada a corrente de seqüência zero: Se a corrente de seqüência zero está eliminada o valor de pickup aumenta para 1,5 vezes o valor de ajuste; isso corresponde a uma ligação convencional quando a corrente está alimentada via transformadores casadores. Se a corrente de seqüência zero não está eliminada (ponto estrela isolado), a corrente de pickup corresponde ao valor de ajuste I-DIFF> mesmo durante teste monofásico. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 429 3 Montagem e Comissionamento A verificação do valor de pickup é efetuada aumentando vagarosamente a corrente de teste para cada enrolamento com o conjunto de teste secundário. O trip é iniciado quando o valor de pickup convertido é alcançado. Quando a corrente de teste cai e atinge 0.7 vezes o valor de pickup o comando de trip cai. No método acima descrito, os valores de pickup para alimentação de terminal por um lado são testados em cada caso. Também é possível verificar a característica completa. Como a corrente de trip e a corrente de restrição não podem ser alimentadas separadamente (elas podem, entretanto, ser lidas separadamente nos testes de medições), uma corrente de teste separada tem que ser aplicada para cada um dos dois enrolamentos. Ao testar com parâmetros operacionais, deverá ser observado que o valor de ajuste I-DIFF> refere-se à corrente nominal do transformador, isto é, corrente que resulta de com SN, Transf Potência nominal aparente do transformador UN Enrolamento Tensão nominal do enrolamento respectivo; para um enrolamento com tensão regulada, a tensão computada de acordo com a Seção 2.14.1.2 se aplica. Além disso, os valores de pickup podem ser mudados com teste mono e bifásico dependendo do grupo vetorial do transformador protegido; isso corresponde à ligação convencional quando são aplicadas correntes via trnsformadores casadores de correntes. A Tabela 3-27 mostra essas mudanças como um fator r kVG dependendo do grupo vetorial e do tipo de falta, para transformadores trifásicos. Para se obter o valor de pickup, o valor de ajuste I-DIFF> (endereço de parâmetro 2021) deve ser multiplicado pelo fator Tabela 3-27 Tipo de Falta Fator de Correção kVG Dependendo do Grupo Vetorial e do Tipo de Falta Enrolamento Referência (Alta Tensão) Numeral VG par (0, 2, 4, 6, 8, 10) Numeral VG ímpar (1, 3, 5, 7, 9, 11) Trifásica 1 1 1 Bifásica 1 1 √3/2 = 0.866 Monofásica com eliminação de I0 3/2 = 1.5 3/2 = 1.5 √3 = 1.73 Monofásica sem eliminação de I0 1 1 √3 = 1.73 Os valores de pickup values são verificados em cada enrolamento aumentando lentamente a corrente de teste com o grupo de teste secundário. Um trip é iniciado quando o valor convertido de pickup é alcançado. 430 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.2 Verificação de Conexões Exemplo (Aplicação como “simples proteção de transfomador“): Transformador trifásico SN = 57 MVA, grupo vetorial Yd5 Alta Tensão 110 kV Transformador de Corrente 300 A / 1 A Baixa Tensão 25 kV Transformador de Corrente 1500 A / 1 A O seguinte se aplica para enrolamento de alta tensão: Neste caso a corrente nominal do enrolamento é praticamente igual à corrente nominal do transformador de corrente. Portanto, o valor de pickup (referente à corrente nominal do relé) sujeita-se ao valor de ajuste I DIFF> do relé quando um teste trifásico ou monofásico é executado (kVG = 1 para enrolamento de referência). Para teste monofásico com eliminação de corrente de seqüência zero, deve ser esperado um valor de pickup 1.5 vez mais alto. O seguinte se aplica para o enrolamento secundário: Quando testar este enrolamento, o valor de pickup (referente à corrente nominal do dispositivo) corresponderá a Devido ao numeral impar do grupo vetorial, o seguintes valores de pickup aplicam-se Fiação É particularmente importante verificar a correta fiação e alocação de todas as interfaces do dispositivo. O cabeçalho de margem intitulado “Função de teste para verificação das entradas e saídas binárias” fornece informações adicionais para este fim. Para entradas analógicas, um teste de plausibilidade pode ser controlado conforme a descrição acima, sob o cabeçalho de margem “Teste Secundário”. Verificação de Função 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 O único teste funcional requerido para os relés de proteção é a verificação de plausibilidade dos valores operacionais medidos, executado por algum equipamento de teste secundário; o teste serve para assegurar que nenhum dano foi causado durante o transito (veja também “Teste Secundário”). 431 3 Montagem e Comissionamento Proteção de Subtensão Nota Se a função de proteção de subtensão do dispositivo estiver configurada e ativada, o seguinte deve ser considerado: Medidas especiais devem ser tomadas para assegurar que o dispositivo não dê pickup imediatamente após a aplicação da fonte de energia auxiliar, como resultado da ausência de tensão medida. Contudo, o dispositivo emite pickup assim que o estado operacional 1 (existem valores medidos) for atingido. LEDs Após os testes em que os LEDs aparecem nos displays, estes deverão ser resetados para que apresentem informações apenas sobre o teste correntemente executado. Isto deve ser feito pelo menos com um de cada vez, usando o botão reset no painel frontal e pela entrada binária para reset remoto (se alocada). Observe que um reset independente ocorre também na chegada de uma nova falta e o ajuste de novas indicações pode opcionalmente ser feito, dependendo do comando de pickup ou de trip (parâmetro 610 FltDisp.LED/LCD). Chave de Teste Verifique as funções de todas as chaves de teste instaladas com propósitos de teste secundário e isolação do dispositivo. De particular importância são as “chaves de teste” nos circuitos do transformador de corrente. Certifique-se de que estas chaves curto-circuitem os transformadores de corrente quando eles estiverem no modo de teste. 3.2.8 Verificando a Incorporação ao Sistema Informação Geral ATENÇÃO! Atenção com Tensões Perigosas A inobservância das seguintes medidas pode resultar em morte, ferimentos ou substanciais danos à propriedade. Portanto, somente pessoas qualificadas e familiarizadas com os procedimentos de segurança e medidas de precaução é que devem executar as etapas de inspeção. Com esta verificação da proteção, a correta incorporação do dispositivo ao sistema de potência é testado e assegurado. A verificação da parametrização da proteção (alocações e ajustes) de acordo com os requerimentos do sistema de potência, é um importante passo do teste. A ampla verificação da incorporação da interface ao sistema de potência resulta por um lado em testar a fiação do cubículo e o arquivamento dos desenhos de acordo com a funcionalidade e por outro lado, na precisão do cabeamento entre o transdutor ou transformador e o dispositivo de proteção. 432 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.2 Verificação de Conexões Fonte de Alimentação Auxiliar Verifique a magnitude e polaridade da tensão nos terminais de entrada. Nota Se for usada uma fonte redundante, existirá uma permanente, isto é, ininterrupta conexão entre os conectores de polaridade negativa do sistema 1 e sistema 2 da fonte de tensão DC (sem dispositivo de chaveamento, sem fusível) porque caso contrário haverá o risco de uma tensão duplicada no caso de uma falta dupla à terra. Cuidado! Tenha cuidado ao operar o dispositivo em um carregador de bateria sem uma bateria. A não observância das medidas seguintes pode conduzir a tensões muito altas e conseqüentemente à destruição do dispositivo. Não opere o dispositivo em um carregador de bateria sem uma bateria conectada (Valores limite podem ser encontrados nos dados técnicos). Verificação Visual Durante a verificação visual o seguinte deve ser considerado: • Verificação do cubículo e dispositivos quanto a danos; • Verificação do aterramento do gabinete e do dispositivo; • Verificação do cabeamento externo quanto às condições e a estarem completos. Aquisição de Dados Técnicos do Sistema de Potência Para verificação da parametrização da proteção (alocações e ajustes) de acordo com os requerimentos do sistema de potência, gravação de dados técnicos dos componentes individuais é necessária no sistema primário. Isso inclui, entre outros, o gerador ou motor, o transformador da unidade e os transformadores de corrente e potencial. Onde forem encontrados desvios dos dados de planejamento, os ajustes da proteção deverão ser modificados em correspondência. Entradas Analógicas A verificação dos circuitos de transformador de corrente e tensão inclui: • Aquisição de dados técnicos • Verificação visual dos transformadors, isto é, quanto a danos, posição de montagem, conexões • Verificação do aterramento do transformador, especialmente aterramento do enrolamento delta aberto em apenas uma fase • Verificação do cabeamento de acordo com o diagrama do circuito • Verificação dos curto-circuitadores dos plugues conectores para os circuitos de corrente. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 433 3 Montagem e Comissionamento Outros testes são, sob certas circunstâncias necessários de acordo com contrato: • Medição de isolação do cabo • Medição da relação de transformação e polaridade • Medição de consumo • Verificação de funções de chaves de testes, se usadas para testes secundários. • Transdutores de medição/Conexão do transdutor de medição Entradas e Saídas Binárias Para mais informações veja também a Seção 3.3. • Ajuste de entradas binárias: – Verificação e casamento de jumper alocado para limites de pickup (veja Seção 3.1) – Verificação de limite de pickup – se possível – com uma fonte de tensão DC variável • Verifique os circuitos de trip dos relés de comando e as linhas de trip para os vários componentes (disjuntores, circuito de excitação, trip de emergência, dispositivos de manobras, etc.) • Verifique o processamento de sinal dos relés de sinalização e as linhas de sinalização para a estação de controle e sistema de proteção; para fazer isso, energize os contatos de sinais do dispositivo de proteção e verifique os textos na estação de controle e no sistema de proteção. • Verifique os circuitos de controle dos relés de saída e as linhas de controle para os disjuntores e chaves seccionadoras, etc. • Verifique sinais de entrada binária das linhas de sinais para o dispositivo de proteção pela ativação de contatos externos. Mini-Disjuntor do Transformador de Potencial (VT mcb) Como é muito importante para a proteção de subtensão, proteção de impedância e proteção de sobrecorrente de tempo inverso e de tempo definido de tensão controlada, que essas funções sejam automaticamente bloqueadas se houver trip do disjuntor dos transformadores de potencial, o bloqueio deverá ser verificado junto com os circuitos de tensão. Desligue as chaves da proteção do transformador de potencial. Deve ser verificado nas anunciações operacionais que o trip do mini-disjuntor do TP foi detectado (anunciação „>FAIL:Feeder VT“ „ON“). Uma necessidade para isso é de que o contato auxiliar do mini-disjuntor do TP esteja conectado e correspondentemente alocado. Feche o mini-disjuntor do TP novamente: As anunciações acima aparecem nas indicações “going“ (indo), isto é, com o comentário “OFF“ (por exemplo „>FAIL:Feeder VT“ „OFF“). Nota A sobrecorrente de tempo definido com bloqueio de subtensão de selo deve ser realizada com a entrada binária „>Useal-inBLK“ (1950) Se uma das indicações não aparecer, verifique a conexão e alocação desses sinais. Se as mensagens „ON“ e „OFF“ estão trocadas, então o tipo de contato auxiliar do disjuntor deverá ser verificado e corrigido se necessário. 434 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento 3.3 Comissionamento ATENÇÃO! Atenção com tensões perigosa ao operar com equipamento elétrico. A não observância às medidas seguintes pode resultar em morte, riscos pessoais ou substanciais danos à propriedade. Somente pessoal qualificado deverá trabalhar com e ao redor desse dispositivo. Devem estar familiarizados com todas as normas de segurança desse manual de instruções assim como com os estágios aplicáveis de segurança, regulamentos de segurança e medidas de precauções. O dispositivo deverá estar aterrado ao terra da subestação antes que qualquer outra conexão seja feita. Podem existir tensões perigosas na fonte de alimentação e nas conexões aos transformadores de corrente, transformadores de potencial e circuitos de teste. Podem estar presente tensões perigosas mesmo após a tensão da fonte de alimentação ser removida (capacitores podem ainda estar carregados). Após remoção da tensão da fonte de alimentação, aguarde no mínimo 10 segundos antes de re-energizar a fonte de alimentação. Essa espera permite que as condições iniciais sejam firmemente estabelecidas antes do dispositivo ser re-energizado. Os valores limite fornecidos nos Dados Técnicos (Capítulo 10) não devem ser excedidos nem durante teste, nem durante comissionamento. Para testes com um equipamento secundário de teste, assegure-se que nenhuma outra grandeza de medição esteja conectada e as linhas dos comandos de TRIP e possivelmente CLOSE (fechamento) dos disjuntores estão interrompidas, a menos que especificado de outra forma. PERIGO! Tensões perigosas durante interrupções nos circuitos secundários dos transformadores de corrente Não observar a medida seguinte pode resultar em morte, severos danos pessoais ou substanciais danos à propriedade. Curto-circuite os circuitos secundários do transformador de corrente, antes de abrir as conexões de corrente do dispositivo. Durante o procedimento de comissionamento, manobras operacionais devem ser realizadas. Os testes descritos requerem que sejam executados sem perigo. São, da mesma maneira, impróprios para verificações operacionais. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 435 3 Montagem e Comissionamento ATENÇÃO! Aviso de perigos no desenvolvimento de testes primários impróprios Não observar a medida seguinte pode resultar em morte, danos pessoais ou substanciais danos à propriedade. Testes primários só podem ser efetuados por pessoal qualificado e familiarizado com comissionamento de sistemas de proteção, sistemas de gerenciamento de potência e normas e procedimentos relevantes de segurança (manobras, aterramento, etc.). 3.3.1 Modo Teste / Bloqueio de Transmissão Se o dispositivo estiver conectado a um sistema central de controle ou a um servidor via interface SCADA, então a informação que é transmitida pode ser modificada com alguns dos protocolos disponíveis (veja Tabela „Funções Dependentes de Protocolo“ no Apêndice A.5). Se o modo de teste(test mode) estiver em ON, então a mensagem enviada pelo dispositivo SIPROTEC 4 para o sistema principal, tem um bit de teste adicional. Esse bit permite que a mensagem seja reconhecida como resultante de teste e não como falta real ou evento do sistema de potência. Além disso, ele pode ser determinado pela ativação do Bloqueio de Transmissão (Transmission Block) de que nenhuma indicação é transmitida via interface do sistema, durante o modo teste. A Descrição do Sistema SIPROTEC 4, descreve como ativar e desativar o modo de teste e o bloqueio de transmissão de dados. Note que quando o DIGSI for usado, o programa deve estar no modo operacional Online para os recursos utilizados no teste. 436 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento 3.3.2 Teste de Interfaces de Sistema Observações Preliminares Se o dispositivo possuir uma interface de sistema e usá-la para comunicar-se com o centro de controle, a operação do dispositivo DIGSI pode ser usada para testar se as mensagens foram transmitidas corretamente. Essa opção de teste, entretanto, definitivamente „não“ deve ser usada, enquanto o dispositivo está em serviço em um sistema vivo. PERIGO! Perigo desnvolvido da operação do equipamento (por exemplo, disjuntores, chaves seccionadoras) por meio da função de teste Não observar a medida seguinte pode resultar em morte, severos danos pessoais ou substanciais danos à propriedade. Equipamento usado para permitir manobras com disjuntores ou secionadoras, só deve ser verificado durante o comissionamento. Nunca, em qualquer circunstância, verifique-as por meio do modo de teste, durante operação „real“ executando transmissão e recepção de mensagens via interface do sistema. Nota Após o término do teste do hardware, o equipamento será reiniciado (reboot). Desse modo, todos os buffers de anúncios são apagados. Se necessário, esses buffers deverão ser extraídos com DIGSI, antes do teste. O teste da interface é realizado usando DIGSI no modo operacional Online: • Abra o diretório Online clicando duas vezes; aparecem as funções operacionais para o dispositivo. • Clique em Teste (test); aparece a seleção da função na metade direita da janela. • Clique duas vezes em Testando Mensagens para Interface do Sistema (Testing messages for system interface) mostrada na lista. É aberta a caixa de diálogo Gerar Anunciações (Generate Annunciations - veja a figura seguinte). Estrutura da Caixa de Diálogo 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Na coluna Indication, (Indicação) todos os textos de mensagens que foram configuradas para a interface do sistema na matriz aparecerão. Na coluna Status SCHEDULED o usuário tem que definir o valor para as mensagens a serem testadas. Dependendo do tipo de indicação, são oferecidos vários campos de entrada (por exemplo „ON“/ „OFF“). Clicando duas vezes em um deles o valor requerido pode ser selecionado da lista. 437 3 Montagem e Comissionamento Figura 3-19 Mudando o Estado Operacional Teste da interface do sistema com caixa de diálogo: Generate indications — (Gerar Indicações) - Exemplo Clicando um dos botões na coluna Action (Ação), você será requerido a entrar a senha No. 6 (para menus de teste do hardware). Após entrada correta da senha, podem ser iniciados anúncios individuais. Para fazer isso, clique no botão Send (Enviar) na linha correspondente. A mensagem correspondente é emitida e pode ser lida, tanto do registro de evento do dispositivo SIPROTEC 4 quanto do centro de controle da subestação. Outros testes permanecem habilitados, até que a caixa de dialogo feche. Teste na Direção da Mensagem Para toda informação que é transmitida para a estação central, teste em Status Scheduled as opções desejadas na lista em que aparecem: • Tenha certeza que cada processo de verificação é conduzido cuidadosamente, sem causar qualquer perigo (veja acima e consulte PERIGO!) • Clique “Send” na função a ser testada e verifique se a informação correspondente atinge o centro de controle e mostra o efeito esperado. Dados que estão normalmente ligados via entradas binárias (primeiro caractere „>“) são da mesma forma indicados para o centro de controle com esse procedimento. A função das entradas binárias, por si mesmas, é testada separadamente. Saindo do Modo de Teste 438 Para finalizar o Teste da Interface do Sistema, clique em Close. O dispositivo será colocado brevemente fora de serviço enquanto a rotina de partida é executada. A caixa de diálogo fecha. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento 3.3.3 Verificando as Entrada/Saídas Binárias Observações Preliminares As entradas binárias, saídas e LEDs de um dispositivo SIPROTEC 4, podem ser individualmente e precisamente controladas no DIGSI. Esse recurso é usado para verificar o cabeamento do dispositivo de proteção para os equipamentos de pátio (verificações operacionais), durante o comissionamento. Essa opção de teste, entretanto, definitivamente „não“ deve ser usada, enquanto o dispositivo está em serviço em um sistema vivo. PERIGO! Perigo desenvolvido da operação do equipamento (por exemplo, disjuntores, chaves seccionadoras) por meio da função de teste Não observar a medida seguinte pode resultar em morte, severos danos pessoais ou substanciais danos à propriedade. Equipamento usado para permitir manobras com disjuntores ou secionadoras, só deve ser verificado durante o comissionamento. Nunca, em qualquer circunstância, verifique-as por meio do modo de teste, durante operação „real“ executando transmissão e recepção de mensagens via interface do sistema. Nota Após término do teste de hardware o dispositivo reinicializa. Desse modo, todos os buffers de anúncios são apagados. Se necessário, esses buffers deverão ser extraídos com DIGSI, antes do teste. O teste de hardware pode ser feito usando DIGSI no modo operacional Online: • Abra o diretório Online clicando duas vezes; aparecem as funções operacionais para o dispositivo. • Clique em Teste(test); aparece a seleção da função na metade direita da tela. • Clique duas vezes na lista em hardware test (teste de hardware). A caixa de diálogo com esse nome é aberta (veja Figura 3-19). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 439 3 Montagem e Comissionamento Estrutura da Caixa de Diálogo A caixa de diálogo está classificada em três grupos: BI para entrada binárias, REL para relés de saída, e LED para os LEDs. À esquerda de cada grupo está, em correspondência, o painel rotulado. Clicando duas vezes nesse painel, você pode mostrar ou ocultar a informação individual do grupo selecionado. Na coluna Status o estado atual (físico) do componente do hardware é mostrado. Indicação é mostrada simbolicamente. Os estados físicos reais das entradas e saidas binárias, são indicados por um símbolo de manobra aberto ou fechado, os LEDs pelo símbolo de On ou OFF. O estado oposto de cada elemento é mostrado na coluna Scheduled (Programado). O display está em texto completo. A coluna mais à direita indica os comandos ou mensagens que foram configuradas (endereçados) para os componentes do hardware. Figura 3-20 Mudando o Estado Operacional Testando as entradas e saídas binárias — Exemplo Para mudar o estado operacional de um componente de hardware, clique no campo associado de manobra na coluna Scheduled. Antes da execução da primeira mudança do estado operacional, a senha No. 6 será solicitada (se ativada durante a configuração). Após entrada da senha correta, uma mudança de condição será executada. Outras mudanças de estado permanecem habilitadas, até que a caixa de diálogo seja fechada. 440 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Teste das Saídas Binárias Cada relé individual de saída pode ser energizado, permitindo uma verificação da ligação entre o relé de saída do 7UM62 e o sistema, sem ter gerado a mensagem que está designada ao relé. Assim que a primeira mudança de estado para qualquer dos relés de saída é iniciada, todos os relés de saída são separados das funções internas do dispositivo, e só podem ser operados pela função de teste do hardware. Isto significa que, por exemplo, um comando de TRIP vindo de uma função de proteção ou um comando de controle do painel operador para um relé de saída, não pode ser executado. Proceda como a seguir, de forma a verificar o relé de saída: • Tenha certeza que as operações de chaveamento causadas pelos relés de saída podem ser executadas sem qualquer perigo (veja acima em PERIGO!). • Cada relé de saída deve ser testado pela célula correspondente Scheduled na caixa de diálogo. • Termine o teste (veja cabeçalho de margem abaixo „Saindo do Procedimento“), de forma que durante outros testes, não seja iniciada nenhuma ligação indesejada. Teste de Entradas Binárias Para testar a ligação entre o pátio e as entradas binárias do 7UM62 a condição no sistema que inicia a entrada binária, deve ser gerada e a resposta do dispositivo, verificada. Para fazer isso, abra a caixa de diálogo Hardware Test (Teste de Hardware) novamente, para ver a posição física da entrada binária. A senha ainda não é solicitada. Proceda como segue a fim de verificar as entrada binárias: • Ative no sistema cada uma das funções que causam as entradas binárias. • Verifique a reação na coluna Status da caixa de diálogo. Para fazer isso, a caixa de diálogo deve estar atualizada. As opções podem ser encontradas abaixo, sob o cabeçalho de margem „Atualizando o Display“. • Termine a seqüência do teste (veja cabeçalho de margem abaixo „Saindo do Procedimento“). Se, entretanto, o efeito de uma entrada binária precisar ser verificado sem ocasionar qualquer manobra no sistema, é possível disparar entradas binárias individuais com a função de teste do hardware. Assim que a primeira mudança de estado de qualquer entrada binária é disparada e a senha número 6 tenha sido entrada, todas as entradas binárias são separadas do sistema e só podem ser ativadas, via função de teste do hardware. Teste dos LEDs Os LEDs podem ser testados de maneira similar ao teste dos outros componentes de entrada/saída. Assim que a primeira mudança de estado de qualquer LED tenha sido disparada, todos os LEDs são separados da funcionalidade interna do dispositivo e só podem ser controlados, via função de teste do hardware. Isso significa, por exemplo, que nenhum LED será aceso pela função de proteção e nem pela pressão do botão de reset do LED. Atualizando o Display Quando a caixa de diálogo Hardware Test (Teste do Hardware) é aberta, as condições presentes dos componentes do hardware, naquele momento, são lidas e mostradas. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 441 3 Montagem e Comissionamento Uma atualização é feita: • Para um componente particular de hardware, se um comando de mudança para outro estado, for bem sucedido, • Para todos os componentes do hardware, se for clicado o botão Update (Atualizar), • Para todos os componentes do hardware com atualização cíclica (o tempo do ciclo é de 20 seg), se o campo Automatic Update (20 sec) (Atualização Automática) for marcado. Saindo do Modo Teste 3.3.4 Geral Para finalizar o teste do hardware, clique em Close. A caixa de diálogo fecha. O dispositivo se torna não indisponível por um breve período de partida imediatamente após. Então todos os componentes do hardware retornam a suas condições operacionais determinadas pelos ajustes da instalação. Testes para Proteção de Falha do Disjuntor Se o dispositivo está equipado com proteção de falha do disjuntor e sua função é usada, a integração dessa função de proteção no sistema deve ser testada em condições práticas. Especialmente importante para a verificação do sistema é a distribuição correta dos comandos de trip para os disjuntores adjacentes no evento de falha do disjuntor. Disjuntores adjacentes são aqueles cujo trip deve ocorrer no evento de uma falha do disjuntor para eliminar a corrente do curto-circuito. Sendo assim esses são os disjuntores que alimentam a linha com falta. Isso não é possível para definir um geralmente aplicável teste de especificação detalhada uma vez que a definição dos disjuntores adjacentes dependem em grande parte do layout da instalação. 3.3.5 Verificação de Saídas Analógicas Os dispositivos SIPROTEC 7UM62 podem estar equipados com até 2x2 saídas analógicas. Se as saídas analógicas são fornecidas e usadas, seu funcionamento deve ser testado. Como vários tipos de valores medidos ou eventos podem dar saída, o teste a ser executado depende dos valores envolvidos. Esses valores devem ser gerados (por exemplo com equipamento de teste secundário). Tenha certeza de que os valores próprios deram saída a seu destino. 442 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento 3.3.6 Teste de Funções Definidas pelo Usuário Lógica CFC O dispositivo tem uma ampla capacidade para permitir que funções sejam estabelecidas pelo usuário, especialmente com a lógica CFC. Qualquer função especial ou lógica adicionada ao dispositivo deve ser verificada. Naturalmente, procedimentos de teste geral não são fornecidos. Ao invés disso, a configuração dessas funções definidas pelo usuário e as condições necessárias associadas devem ser conhecidas e verificadas. De particular importância são possíveis condições de intertravamento de chaves (disjuntores, isoladores, etc). 3.3.7 Verificação da Proteção de Falta à Terra do Rotor em Estado Estacionário Proteção de Falta à Terra do Rotor (R, fn) A proteção de falta à terra do rotor pode ser verificada com a máquina em estado estacionário. Para isso, o dispositivo de acoplamento deve ser alimentado por uma tensão AC externa. Pode ser 100 V a 125 V ou 230 V (veja também exemplo de conexão na Seção 2.34). Manobre a proteção de falta à terra do rotor (endereço 6001 ROTOR E/F) para Block relay. No caso de máquinas com excitação de reticador de rotação (Figura 3-19 esquerda), uma falta à terra, morta, é aplicada entre os dois anéis coletores com escovas de medição no lugar, para máquinas com excitação via anéis coletores (seguindo a Figura seguinte, direita) entre um anel coletor e o terra. O dispositivo agora mede como impedância à terra apenas a reatância da unidade de acoplamento e a resistência da escova (como no caso pode estar em série com um resistor de proteção para os capacitores de acoplamento e um resistor de limitação de corrente com acoplamento indutivo/capacitivo). Esses valores podem ser lidos com o ângulo de fase dessa resistência complexa sob os valores medidos de falta à terra: Rtot = x.xx kΩ Xtot = y.yy kΩ ϕZtot = z.z ° Rtot. corresponde a resistência em série (escovas mais proteção e resistor de limitação) e Xtot para a reatância de acoplamento. Se tanto para Rtot. como Xtot. são indicados valores como 0, então as conexões de URE ou IRE tem polaridade errrada. Mude a polaridade de uma das conexões e repita a medição. Deverá ser verificado/remediado que os valores de ajustes R SERIES = xxx Ω (endereço 6007) X COUPLING = yyy Ω (endereço 6006) correspondam aos valores acima. Remova a ligação de falta à terra. Agora usando um resistor do tamanho da resistência de alarme (RE< WARN, endereço 6002, 10 kΩ de fábrica) uma falta à terra é simulada como acima. A resistência à terra calculada pela unidade pode ser lida em Valores Operacionais Medidos como Rearth. Se ocorrerem desvios substanciais entre as resistências à terra real e indicada, o melhoramento do casamento pode ser tentado pela correção do erro de ângulo préajustado para IRE PHI I RE no endereço 6009. Essa correção de erro de ângulo só está efetiva para a função de proteção de falta à terra do rotor. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 443 3 Montagem e Comissionamento Uma falta à terra é agora simulada como acima usando um resistor de aproximadamente 90% da resistência de trip (RE<< TRIP, endereço 6003, 2 kΩ de fábrica). A proteção de falta à terra do rotor inicia um sinal de pickup e após 6005 T-TRIP-RE<< (0.5 s de fábrica) uma indicação de trip (LED 1 e relé de saída 2), em ambos os casos como um grupo de indicação de trip do dispositivo. Para máquinas com excitação via anéis coletores, o último teste é repetido para o outro anel coletor. Remova o resistor de falta à terra. Figura 3-21 Tipos de Excitação Levante as escovas de medição ou interrompa o circuito de medição. Após uma temporização de cerca de 5 s, a indicação „Fail. REF IEE<“ é emitida (não alocada de fábrica). Ligue novamente o circuito de medição. Se a indicação „Fail. REF IEE<“ está presente mesmo com o circuito de medição fechado, a capacitância à terra do rotor é menos do que 0.15 μF. Nesse caso o monitoramento do circuito de medição não é possível; a indicação „Fail. REF IEE<“ não deverá estar alocada para uma saída binária e desativada (parâmetro 5106 IEE< = 0). Finalmente verifique que todas as medidas iniciais para teste tenham sido removidas: • Ligação de aterramento ou resistor tenha sido removido, • Circuito de medição tenha sido fechado, • Unidade de acoplamento conectada à sua fonte de alimentação AC (veja também exemplo de conexão na Seção 2.34). Um teste operacional com a máquina em andamento será feito mais tarde como descrito na Seção “Verificação de Proteção de Falta à Terra do Rotor Durante Operação”. 444 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Proteção de Falta à Terra do Rotor (1 a 3 Hz) A proteção de falta à terra do rotor pode ser verificada com a máquina em estado estacionário. Para isso dispositivo série 7XT71 deve ser alimentado por uma tensão AC externa. Isto é de 100 V a 125 V AC (veja também exemplo de conexão no Apêndice A.3). Manobre a proteção de falta à terra do rotor (endereço 6101 REF 1-3Hz) para Block relay. Os seguintes valores medidos operacionais são lidos e avaliados em condições livre de faltas (veja a Tabela 3-28). Os valores medidos operacionais estão nos valores medidos de falta à terra (no DIGSI veja tabela „Valores Medidos de Falta à Terra“). Tabela 3-28 Valores Medidos Operacionais da Proteção de Falta à Terra do Rotor Valor Medido Explicação fgen = xx.x Hz Mostra a freqüência da tensão de onda quadrada injetada. A freqüência pode ser ajustada por um jumper no 7XT71. O ajuste padrão é aproximadamente 1.5 Hz (tolerância aprox.. ± 10 %). Ugen = xx.x V Esse valor medido indica a amplitude presente da tensão de onda quadrada injetada. O valor medido chega a aproximadamente 50 V (tolerância do 7XT71 pode ser de até ± 4 V). Igen = X.xx mA Esse valor medido está próximo de zero em condições livre de faltas. Se um resistor de falta está instalado entre o rotor e o terra, a corrente a ser esperada pode ser estimada como a seguir: RE: Resistência de falta Rtotal: Resistência de acoplamento (20 kΩ + 720 Ω = 20.720 kΩ) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Qc = x.xxx mAs Esse valor medido indica a carga que é uma função da capacitância à terra do rotor. Metade do valor medido deve ser ajustado no endereço 6106 como Qc <. Se a capacitância é muito pequena pode ser necessário desativar o monitoramento do circuito de medição (valor de ajuste 0). Rearth = xxx.x kΩ Esse valor medido indica a resistência à terra do rotor. Em condição livre de falta o valor do limite superior 999.9 kΩ é mostrado. Se não, deverá existir algumas capacitâncias adicionais no sistema de excitação. A freqüência da tensão de onda quadrada no 7XT71 deve ser reduzida por um jumper. Nenhuma reversão de polaridade pode ocorrer na corrente de medição Igen por pelo menos 3 ciclos. Para visualizar o que está se passando, uma gravação de falta de teste (gravação de valores instantâneos) deverá ser iniciada e a trilha TD2,que traça Igen, deverá ser verificada (veja a figura seguinte). 445 3 Montagem e Comissionamento Figura 3-22 Gravação de falta de teste Em seguida, o resistores de falta para estágio de alarme e de trip são instalados e o valor medido operacional Rearth é lido. Os dois valores medidos são a base para os valores de ajuste do estágio de alarme (endereço 6102 RE< WARN) e o estágio de trip (endereço 6103 RE<< TRIP). Finalmente, o estágio de alarme e de trip são verificados. A resistência de teste para isso é de cerca de 90 % do valor de ajuste. Em máquinas com excitação de anel coletor o teste é efetuado para ambos os anéis. Remova o resistor de falta à terra e levante as escovas de medição ou interrompa o circuito de medição. Após uma temporização de cerca de 10 s, a indicação „REF 1-3Hz open“ é emitida (não alocada pela fábrica). Ligue novamente o circuito de medição. Se você quiser executar um teste automático por meio de um resistor de teste, esse mecanismo precisa também ser testado. Para isso, conecte o resistor de teste no anel coletor para o terra e ative o teste via entrada binária („>Test REF 1-3Hz“). 446 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Em seguida, verifique as indicações para as quatro etapas do teste a serem executadas. 1. Circuito de medição tenha sido fechado, Indicações „Test REF PASSED“ 2. Conexão aberta no 1º resistor de acoplamento Indicação „1 Cir. open“ 3. Conexão aberta no 2º resistor de acoplamento Indicação „2 Cir. open“ 4. Reestabeleça as conexões Indicação „Test REF PASSED“ Pare o teste automático e verifique novamente o valor medido operacional Rearth. Ele deve mostrar 999.9 kΩ. Finalmente desligue a fonte de tensão AC do 7XT71 . Após cerca de 5 s o dispositivo emite a indicação „Fail REF 1-3Hz“ (não alocada pela fábrica). Para eliminar interferência que possa se originar da máquina em andamento, particularmente do sistema de excitação, é recomendado executar uma verificação operacional adicional. 3.3.8 Verificação da Proteção de Falta à Terra do Estator de 100% Proteção de Falta à Terra do Estatpr de 100% A proteção de falta à terra de 100-% do estator pode ser verificada com a máquina em estado estacionário porque o princípio de medição para cálculo da resistência à terra é independente da máquina estar ou não em estado estacionário, em rotação, ou excitada. Um pré-requisito, entretanto, é de que um gerador de 20 Hz 7XT33 deva ser alimentado com uma tensão DC ou uma fonte externa de tensão (3 x 100 V, 50/60 Hz), dependendo do projeto (veja também os exemplos de conexão na Seção 2.31). Manobre a proteção de falta à terra de 100% do estator (endereço 5301 100% SEFPROT.) para Block relay). Para os seguintes parâmetros os ajustes padrão devem ser mantidos para um primeiro comissionamento. 5309 PHI I SEF = 0 ° 5310 SEF Rps = 0.0 Ω 5311 Rl-PARALLEL = ∞ Ω As grandezas medidas USEF e ISEF alimentadas ao dispositivo podem agora ser lidas nos valores medidos de falta à terra (em DIGSI em valores medidos de falta à terra): „U SEF=“ xx.x V „U20=“ xx.x V „I SEF=“ xx.x mA „I20=“ xx.x mA Favor observar que essas medições U SEF e I SEF são puros valores rms que somente correspondem a grandezas de 20 Hz (U20 e I20) se o gerador está em estado estacionário. A tensão medida é influenciada pelo resistor de carga RL, a resistência a 20 Hz da passagem de banda (RBP aprox. 8 Ω), o divisor de tensão (VDRatio usualmente 5/2) e, numa análise final, pela fonte de alimentação 20 Hz (U20Hz-Gerador, de cerca de 25 V). O valor pode ser estimado como a seguir: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 447 3 Montagem e Comissionamento O fluxo de corrente ISEF é determinado pela capacitância à terra do estator e é muito pequena. O dispositivo calcula deses valores, a resistência à terra RSEF referente ao lado do dispositivo de proteção . A resistência primária à terra RSEFpno lado da máquina é obtida pela multiplicação do valor secundário com o fator de conversão ajustado nos Dados do Sistema de Potência 1 (endereço 275 FACTOR R SEF). Ambos os valores de resitência, incluindo o ângulo de fase entre a tensão 20 Hz e a corrente 20 Hz (ϕSEF = ϕU - ϕI) poem ser lidos nos valores medidos operacionais: „R SEF=“ xxxx Ω „RSEFp=“ xxx.xx kΩ „ϕ SEF=“ xx.x° PERIGO! No gerador em estado estacionário, também tensões perigosas do enrolamento estator podem ser causadas por tensão bias de 20 Hz externa. A não observância dos procedimentos seguintes pode resultar em fatalidade, sérios riscos pessoais ou extensivos danos materiais, uma vez que 1% a 3% da tensão nominal primária do gerador sob proteção pode estar presente. A tensão bias de 20 Hz do enrolamento estator deve ser desconectada antes de execução de qualquer trabalho no gerador em estado estacionário. Proceda como a seguir: • Sob condições livre de faltas (RE infinito) a corrente medida deve ser negativa devido à corrente capacitiva. Se não, a conexão na entrada da corrente deve ser rotacionada. O ângulo de fase „ϕ SEF=“ deverá ser de cerca de –90° devido à existência de capacitâncias do estator. Se não for, o valor para complementar para –90° deve ser determinado e ajustado como PHI I SEF = –90° – ϕ SEF. Para um valor mostrado de por exemplo, „ϕ SEF=“ –75°no endereço 5309 PHI I SEF = –15° é ajustado. Isso mudará o valor medido para aproximadamente –90°. O valor mostrado para R SEF deve ser em condição livre de falta o máximo valor possível de 9999 Ω. O valor máximo para a resistência primária à terra R SEFp depende do fator de conversão selecionado (FACTOR R SEF, endereço 275). • Um curto-circuito (RE = 0 Ω) é criado no ponto estrela do gerador e a resistência de falta medida (endereço „R SEF=“) lido dos valores medidos operacionais. Essa resistência é ajustada no endereço 5310 SEF Rps. • Insira agora no lado primário uma resistência que corresponda ao valor de trip (por exemplo 2 kΩ). Verifique a resistência de falta medida („R SEF=“). Se essa resistência diferir muito do valor esperado, modifique SEF Rps em correspondência e se necessário, faça um ajuste fino com o ângulo de correção (PHI I SEF). Leia finalmente a resistência de falta e ajuste esse valor como limite de trip no endereço 5303 R<< SEF TRIP. A segir, insira uma resistência de falta para o estágio de alarme (por exemplo, 5 kΩ) no lado primário e leia a resistência de falta („R SEF=“) dos valores medidos operacionais. Esse valor é ajustado no endereço 5302 como R< SEF ALARM. 448 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento • Desligue a fonte de alimentação de 20Hz do gerador ou bloqueie a entrada binária. A indicação „SEF100 Failure“ aparecerá (não alocada de fábrica). Isso assegura que uma falha no gerador de 20Hz seja detectada confiavelmente. Se essa indicação ocorre já com o gerador 20Hz em operação, o limite de monitoramento (endereço 5307 U20 MIN) deverá ser reduzido. esse pode ser o caso se as resistências de carregamento são muito pequenas (< 1 Ω). • Finalmente, é executada uma série de medições, iniciando com 0 kΩ e prosseguindo em passos de 1 kΩ. Se forem feitas mudanças para o ângulo de correção (PHI I SEF endereço 5309) ou para a resistência de contato (SEF Rps, endereço 5310), os ajustes para o estágio de trip (R<< SEF TRIP) e estágio de alarme (R< SEF ALARM) devem ser casados como requerido. • Agora a resistência à terra está reduzida para cerca de 90 % da resistência para o estágio de alarme (endereço 5302 R< SEF ALARM). Após a temporização T SEF ALARM (10.00 s de fábrica),ajustada no endereço 5303, a proteção de falta à terra do estator emite um alarme „SEF100 Alarm“ (não alocado pela fábrica). A seguir reduza a resistência à terra para 90 % do que seria o estágio de trip para o valor de pickup do lado do dispositivo de proteção (R< SEF ALARM, endereço 5303). A proteção emite uma indicação de pickup após T SEF TRIP endereço 5305 (1.00 seg pela fábrica), uma indicação de trip. Remova o resistor de teste. Nota Para os ajustes só deverão ser usadaos valores secundários. Se você achar que durante a conversão de valores secundários para valores primários o fator de conversão teórico não está suficientemente correto, FACTOR R SEF deverá ser modificado para casar com os resultados da medição (para fórmula de conversão consulte a Seção 2.31.2). Se a indicação „20 Hz voltage missing“ a ser recebida do gerador 20Hz está alocada para uma das entradas binárias, e o ajuste de fábrica dessa entrada for mudado para esse propósito, a entrada binária pode ser verificada também. Desligue as tensões de alimentação do gerador 20 Hz. Feedback „>U20 failure“ (não alocada de fábrica). Indicação „SEF100 Failure“ (não alocada de fábrica). Reconecte as tensões de alimentação do gerador 20 Hz. Se você faz uso da possibilidade de bloqueio da proteção de falta à terra de 100% do estator pela entrada binária, o funcionamento da entrada deverá ser verificado. Ative a entrada binária „>SEF100 BLOCK“. Feedback „SEF100 BLOCKED“. Outros testes são executados com a máquina em movimento. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 449 3 Montagem e Comissionamento Nota Se dentro do plano de trabalho de testes a passagem de banda 7XT34 deverá ser verificada também, curto-circuite o aterramento do transformador de neutro no lado secundário com a máquina em estado de espera e ligue o gerador 20 Hz. Multiplique o valor medido operacional ISEF com a relação de transformação do TC miniatura (por exemplo, 400 A/ 5 A). O fluxo de corrente deve exceder 3 A. Se a corrente for significativamente menor, a freqüência de ressonância da passagem de banda mudou. Poderá ser melhor casada pela adição ou remoção de capacitores (veja também instruções operacionais para o 7XT33, Nº de Pedido C53000–B1174–C129). Finalmente, remova a ligação de curto-circuito e verifique a isolação galvânica com o valor medido operacional U SEF . 3.3.9 Verificação da TensãoDC / Circuito de Corrente DC Preparação Ajuste a proteção de tensão DC/corrente DC (endereço 7201 DC PROTECTION) para block relay. Você pode agora modificar a tensão da instalação da aplicação intencionada e verificar a resposta do 7UM62. Sobrealcance ou subalcance (selecionado no endereço 7203) da tensão limite (endereço 7204) é seguido da indicação „DC Prot.pick.up“ (não alocada na fábrica), e após o tempo T DC = (endereço 7206) indicação „DC Prot. TRIP“ (não alocada na fábrica). A proteção de tensão DC é então habilitada (endereço 7201 DC PROTECTION = ON) ou – se não usada – desabilitada (DC PROTECTION = OFF). 3.3.10 Testes de Trip/Fechamento para os Dispositivos Operacionais Configurados Controle pelo Comando Local Se os dispositivos operacionais configurados não foram suficientemente chaveados no teste de hardware já descrito, todos os dispositivos de chaveamento configurados devem ser ligados e desligados do dispositivo, via elemento de controle integrado. A informação de feedback da posição do disjuntor injetada via entradas binárias é lida no dispositivo e comparada com a posição real do disjuntor. Para dispositivos com display gráfico, isto é fácil de se fazer com o display de controle. O procedimento de chaveamento está descrito na “Descrição do Sistema Siprotec 4 (SIPROTEC 4 System Description). A autoridade de chaveamento deve ser ajustada em correspondência com a fonte de comandos usada. Com o modo de chaveamento, você pode escolher entre chaveamento travado e não travado. Neste caso, fique ciente de que o chaveamento não travado é um risco à segurança. Chaveamento a partir de um Centro de Controle Remoto 450 Se o dispositivo está conectado com um centro de controle através de uma interface do sistema, os testes de chaveamento correspondentes também podem ser verificados a partir do centro de controle. Considere, por favor, que a autoridade de chaveamento é ajustada de acordo com a fonte de comandos usada. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento 3.3.11 Teste de Comissionamento com a Máquina General Information ATENÇÃO! Cuidado com tensões perigosas ao operar dispositivos elétricos. A inobservância da seguinte medida resultará em fatalidade, ferimento pessoal severo ou dano material substancial. Somente pessoas qualificadas deverão trabalhar com e ao redor deste dispositivo. Elas devem estar completamente familiarizadas com todas as advertências e avisos de segurança deste manual de instrução, assim como com as etapas de segurança aplicáveis, normas de segurança e medidas preventivas. Operações de chaveamento devem ser realizadas para o comissionamento. Uma condição prévia para os testes prescritos é a de que as operações de chaveamento devem ser executadas sem perigo. Elas não são, portanto, destinadas a verificações operacionais. ATENÇÃO! Advertência sobre os perigos desenvolvidos de testes primários impróprios A inobservância das seguintes medidas pode resultar em morte, ferimentos pessoais ou danos substanciais à propriedade. Testes primários só podem ser realizados por pessoas qualificadas e familiarizadas com o comissionamento de sistemas de proteção, com a operação da planta e com normas e diretrizes de segurança (chaveamento, aterramento, etc.). Instruções de Segurança Todas as normas e diretrizes de segurança relevantes (por exemplo, VDE 105, VBG4 ou diretrizes nacionais comparáveis) devem ser seguidas. Antes de iniciar qualquer trabalho observe as “5 regras de segurança seguintes” : • Habilite • Assegure-se contra religamento • Estabeleça ausência de tensão • Aterre e curte-circuite • Cubra e cerque as partes energizadas nas redondezas Em adição também o seguinte deve ser observado: • Antes de fazer qualquer conexão, o dispositivo deve estar aterrado no terminal de condutor de proteção. • Podem existir tensões perigosas em todos os componentes das chaves conectadas à fonte de alimentação e à medições e circuitos de testes. • Tensões perigosas podem estar presentes no dispositivo mesmo após a tensão da fonte de alimentação ser removida (os capacitores ainda podem estar carregados). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 451 3 Montagem e Comissionamento • Após remoção da tensão da fonte de alimentação, espere no mínimo 10 segundos antes de re-energizar a fonte de alimentação. Isso permite condições iniciais definidas quando o dispositivo for re-energizado. • Os valores limite especificados nas Especificações Técnicas (Seção 4.1) não devem ser excedidos, também durante teste e comissionamento. PERIGO! Tensões perigosas durante interrupções nos circuitos secundários dos transformadores de corrente A inobservância da seguinte medida resultará em fatalidade, ferimentos pessoais severos ou dano material substancial. Curto-circuite os circuitos secundários do transformador de corrente antes que as conexões da corrente para o dispositivo sejam abertas. Se chaves de teste estiverem instaladas e curto-circuitarem automaticamente os circuitos secundários do transformador de corrente, é suficiente colocá-las na posição de “Teste”, contanto que a funções de curto-circuito tenham sido testadas previamente. Todo equipamento de teste secundário deve ser removido e as tensões de medição conectadas. Os preparativos operacionais devem ser completados. Testes primários são executados com o gerador. Seqüência de Teste O teste primário é normalmente efetuado na seguinte ordem: • Testes de curto-circuito • Testes de tensão • Testes de falta à terra • Sincronização • Testes de carga na rede As seguintes instruções estão dispostas nessa seqüência. Todas as funções de proteção devem ser inicialmente desligadas (condição em que saem da fábrica) para que não influenciem umas às outras. Nos testes primários elas são ativadas uma após a outra. Se a função de proteção não é requerida, ela deve ser ajustada na configuração como Disabled (Desabilitada ou Desativada) (veja a Seção 2.4.2).Ela é então ignorada pelo dispositivo 7UM62. O chaveamento efetivo da função de proteção configurada como existing, pode ocorrer de duas maneiras. Os endereços de ajustes relacionados são mostrados nas seções respectivas. • Função de Proteção Block. Relay : A função de proteção está operativa e emite indicações e valores medidos (indicações de trip também). Entretanto, os comandos de trip estão bloqueados e não são transmitidos à matriz de trip. • Função de Protection On: A função de proteção opera e emite indicações. O comando de trip ativa o relé de trip alocado para a função de proteção. Se o comando da proteção não estiver alocado para nenhum relé de trip, não ocorre trip. 452 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Preparação Favor executar as seguintes etapas preparatórias de comissionamento: • Instale um botão EMERGENCY OFF (Desligamento de emergência) para trip direto da excitação • Bloqueie todas as funções de proteção (= Block. Relay) • Ajuste a função instantânea de proteção de sobrecorrente grosseiramente para a corrente nominal do gerador, com trip para excitação. • Ajuste a função instantânea de proteção de sobretensão grosseiramente para 30 % da tensão nominal do gerador para o teste de curto-circuito, e grosseiramente para 110 % da tensão nominal para os testes de tensão, com trip para excitação. Adaptação da Freqüência de Amostragem O dispositivo contem uma correção de freqüência integrada; isto assegura que as funções de proteção operem sempre com algoritmos casados com a freqüência real. Isto explica a ampla faixa de freqüência e a pequena influência da freqüência (veja a Seção 4.34, Dados Técnicos). Entretanto, isto requer que os valores medidos estejam presentes antes da realização de um teste dinâmico, de forma que a correção de freqüência possa operar. Se um valor medido é manobrado de 0 para o dispositivo sem que um valor de medição diferente tenha estado presente anteriormente, fica sujeito a uma temporização adicional de aproximadamente 120 ms, uma vez que o dispositivo deve calcular a freqüência do valor de medição. Da mesma forma, não é possível emitir um sinal se nenhum valor de medição estiver conectado. Um sinal de trip, uma vez emitido é claro, é mantido no mínimo enquanto durar o tempo de reset parametrizado (TMin TRIP CMD) (refira-se também à Seção 2.5) Ajuste de Fábrica Quando o dispositivo de proteção sai da fábrica, todas as funções de proteção estão desligadas. A vantagem é que cada função pode ser testada separadamente sem ter sido influenciada por outras funções. As funções requeridas devem ser ativadas para teste e comissionamento. Faixas de Operação das Funções de Proteção Para testes de comissionamento com o gerador, deve-se tomar cuidado para que a faixa de operação das funções de proteção, como especificado na seção 4, não seja excedida e que as grandezas medidas aplicadas sejam suficientemente altas. Onde forem realizados testes com valores de pickup reduzidos, o valor de pickup pode parecer desviar-se do valor de ajuste (por exemplo, no estágio de carga desbalanceada ou na proteção de falta à terra), se a função de proteção estiver bloqueada devido a pequenos valores medidos, isto é, se o estado operacional 1 (= função de proteção ativa) não tiver sido atingido ainda. Contudo, este efeito não interferirá com o comissionamento, uma vez que nenhuma verificação de valores de pickup que envolvam a máquina foi efetuada. Ferramenta de Comissionamento Usando um WEB Browser O 7UM62 tem o recurso de uma ferramenta de comissionamento baseada na web para assistí-lo durante o comissionamento e para executar testes rotineiros. Com essa ferramenta todas as indicações e valores medidos podem ser lidos facilmente. Para propósitos de teste diagramas vetoriais de características selecionadas podem ser visualizadas. Se você pretende usar a “ferramenta de comissionamento”(“comissioning tool”), favor consultar os “arquivos de ajuda”(“help files”)fornecidos sobre o assunto. Você encontrará o Web Monitor na Internet (www.siprotec.de) na área de download → Programs. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 453 3 Montagem e Comissionamento O endereço IP requerido para o browser depende da porta usada para conexão do PC. Os seguintes endereços IP são pré-ajustados: • Conexão com a interface do operador frontal: – Endereço IP 141.141.255.160 para o 7UM62 V4.0 a V4.1 – Endereço IP 192.168.2.1 para o 7UM62 V4.6 • Conexão com a interface de serviço traseira (port C): – Endereço IP 141,143,255,160 para o 7UM62 V4.0 a V4.1 – Endereço IP 192.168.2.1 para o 7UM62 V4.6 • Conexão à interface de sistema se usada Ethernet (port C): – Endereço IP 0.0.0.0 (7UM62 V4.6 ou superior) O procedimento está descrito em detalhe no SIPROTEC 4 System Description /1/ (Descrição do Sistema SIPROTEC /1/) em „Ajustando interface para um Dispositivo SIPROTEC 4“. Para dar a você uma primeira idéia das possibilidades disponíveis, as figuras abaixo apresentam uma seleção de displays. A Figura seguinte mostra os vetores do fluxo das correntes. Como a direção da corrente é para o objeto protegido é definido como positivo, o ângulo das correntes de fase é rotacionado por 180°. As magnitudes são as mesmas e a rotação de fase também. Isso significa que a conexão da corrente no lado1 e no lado 2 está OK. Um display similar está disponível para os vetores de corrente e tensão do lado 2. Figura 3-23 454 Diagrama de Fasores dos Valores Medidos Secundários — Exemplo 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Para um teste da proteção diferencial, as correntes diferencial e de restrição são parametrizadas na característica. A característica mostrada é uma função dos ajustes para a proteção diferencial. Na Figura 3-24, uma corrente de carga foi simulada. Uma pequena corrente diferencial na fase L3 é visível. Figura 3-24 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Correntes Diferencial e de Estabilização (Restrição) — Exemplo para Correntes Plausíveis 455 3 Montagem e Comissionamento 3.3.12 Verificação dos Circuitos de Correntes Geral As verificações dos circuitos de correntes são executadas com o gerador para assegurar as conexões corretas do TC com respeito ao cabeamento, polaridade, seqüência de fase, relação de TC etc., não de forma a verificar funções individuais de proteção no dispositivo. Preparação Manobre a proteção de carga desbalanceada (endereço 1701) e a proteção de sobrecarga (endereço 1601) para Block. Relay. Com o sistema primário livre de tensão e aterrado, instale uma ligação de curto-circuito tripolar que seja capaz de conduzir corrente nominal (por exemplo, isolador de aterramento) para o lado dos terminais da linha do gerador. PERIGO! Medições primárias só podem ser conduzidas com o gerador em estado estacionário em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Após as medidas preparatórias, todos os circuitos do transformador de corrente (proteção, medição, etc.) podem ser verificados com a excitação residual. Instrução para o Teste Então as verificações dos circuitos do transformador de corrente são efetuadas com no máximo 20% da corrente nominal do transformador. Testes com correntes de gerador com mais de 20%, não são necessários normalmente para proteção digital. Operação do gerador na corrente nominal durante o comissionamento, pode ser necessária somente quando a característica do curto-circuito é medida pela primeira vez. Valores de Amplitude As correntes podem ser lidas no painel frontal do dispositivo ou em um PC, via interface do operador em valores operacionais medidos e comparadas com os valores reais medidos. Se forem encontrados desvios significantes, as conexões do TC não estão corretas. Rotação de Fase A rotação de fase deve corresponder à seqüência de fase configurada (Endereço 271 em Power System Data 1); caso contrário, uma indicação “Fail Ph. Seq.“ será emitida. A alocação de valores medidos para fases deve ser verificada e corrigida, se necessário. O componente I2 de seqüência negativa das correntes pode ser lido em valores operacionais medidos. Ele deve estar próximo de zero. Se não for este o caso, verifique condutores cruzados no transformador de corrente: Se a carga desbalanceada corresponde a cerca de 1/3 das correntes de fase, então a corrente está fluindo em somente uma ou em somente duas das fases. Se a carga desbalanceada corresponde a cerca de 2/3 das correntes de fase, então um transformador de corrente tem polaridade errada. Se a carga desbalanceada é quase a mesma que a das correntes de fase, então duas fases foram cruzadas. Após a correção da conexão errada, o teste pode ser repetido. Remova ligações de curto-circuito. 456 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Calibragem da Proteção de Impedância Comute a proteção de impedância (endereço 3301) para IMPEDANCE PROT. = Block relay. Com o sistema primário desenergizado e aterrado, instale uma ligação de curtocircuito tripolar que seja capaz de conduzir corrente nominal (por exemplo, isolador à terra) para o lado primário do transformador da unidade. PERIGO! Medições primárias só podem ser efetuadas com o gerador paralisado, em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Dê partida na máquina lentamente e excite-a em 20 % da corrente nominal da máquina. Instruções para Teste Um teste com cerca de 20 % da corrente nominal do gerador é suficiente para verificar as conexões do transformador e os valores operacionais medidos. Se a tensão relativa de curto-circuito do transformador é pequena, os valores de tensão medidos são muito baixos, de forma que pode ser necessário aumentar levemente a corrente do gerador. Um teste com a corrente máxima nominal do gerador só é requerida para calibração quantitativa da proteção de impedância (por exemplo, para calibrar o transformador uSC). O dispositivo de proteção calcula a partir das correntes e tensões a impedância entre o ponto de instalação do conjunto de transformadores de potencial e a posição do curto-circuito, que é principalmente estabelecido pela impedância de curto-circuito do transformador da unidade. Valores de reatância e resistência podem ser lidos em valores medidos operacionais. Para isso o dispositivo de proteção considera automaticamente a corrente nominal do dispositivo de 1 A ou 5 A. No caso presente para impedância do transformador, os seguintes resultados: Impedância do transformador primário: com uSC - Tensão de curto-circuito relativa do transformador UN - Tensão nominal do transformador SN - Potência nominal do trasformador em valores secundários: com 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 TCRatio - Relação do transformador de corrente TPRatio - Relação de transformação do transformador de potencial 457 3 Montagem e Comissionamento Se ocorrerem desvios substanciais ou sinais errados, então as conexões do transformador de potencial estão incorretas. Após paralização e de-excitação do gerador, e remoção da ligação de curto-circuito os testes de curto-circuito são completados. Não são necessários outros testes para proteção de carga desbalanceada, proteção de sobrecorrente temporizada, proteção de sobrecarga térmica, proteção de impedância e proteção de perda de sincronismo. Ative a proteção de sobrecorrente temporizada e a proteção de impedância (endereço 1201: O/C I> = ON ou endereço 1401 O/C Ip = ON, endereço 3301: IMPEDANCE PROT. = ON) e ela trabalhará imediatamente como uma poteção de curto-circuito para tosos os testes subseqüentes. Se usado, o endereço 1301 O/C I>> = ON, a proteção de sobrecarga térmica (endereço 1601: Ther. OVER LOAD = ON), a proteção de carga desbalanceada (endereço1701: UNBALANCE LOAD = ON) e a proteção de perda de sincronismo (endereço 3501: OUT-OF-STEP = ON) podem ser ativadas. Caso contrário, são ajustadas para OFF. 3.3.13 Verificação da Proteção Diferencial Preparação Antes de começar os testes primários , tenha certeza de que o objeto configurado é aquele que você pretende proteger e que o casamento da amplitude para as correntes nominais do objeto protegido e dos TCs primários principais e o casamento do grupo vetorial estão corretamente ajustados. Manobre a proteção diferencial (endereço 2001) para Block relay ou interrompa os comandos de trip. A disposição do teste varia com a aplicação. Em rede de transformadores de potência e máquinas assíncronas um equipamento de teste de baixa tensão é preferencialmente usado. Uma fonte de corrente de baixa tensão é usada para energizar o objeto protegido, o qual é completamente desconectado da rede (Figura 3-25). Uma ligação de curto-circuito, que é capaz de conduzir corrente de teste é instalada fora da zona protegida e permite fluir a corrente de teste simétrica. Para transformadores da unidade de estação de potência e máquinas síncronas, os testes são executados durante os testes de corrente, com o próprio gerador alimentando a corrente de teste (Figura 3-26). A corrente é produzida por uma ligação de curto-circuito que é instalada fora da zona protegida e é capaz de conduzir corrente nominal do gerador por um curto tempo. Em tal caso, após a máquina dar partida mas ainda não excitada, uma verificação é feita usando as correntes residuais curto-circuitadas ou abertas do circuito transformador sem corrente. Para conseguir isso, leia os valores medidos operacionais e verifique todas as correntes operacionais uma a uma. Mesmo que as correntes e a precisão das medições sejam muito pequenas, os tais erros podem ser realmente detectados. A corrente para testes de comissionamento deve ser de pelo menos 2 % da corrente nominal do dispositivo. 458 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Figura 3-25 Verificação de corrente com fonte de corrente de baixa-tensão Figura 3-26 Teste de Corrente na Estação de Potência Teste de Corrente Simétrica Os valores medidos operacionais alimentados pelo dispositivo 7UM62 permitem um rápido comissionamento sem instrumentos externos. Os índices de correntes medidas são os seguintes: O símbolo para corrente I é seguido do identificador de fase Lx e pelo índice do lado do objeto protegido (por exemplo, o enrolamento do transformador). Exemplo: IL1S1 Medição de Valor Absoluto Corrente na fase L1 no lado 1. Compare as magnitudes de correntes em Measurement(Medição) → Secondary Values(Valores Secundários) → Operational values secondary) Valores secundários operacionais)com os valores de fluxo real: IL1S1 = IL2S1 = IL3S1 = IL1S2 = IL2S2 = IL3S2 = 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 459 3 Montagem e Comissionamento Se ocorrerem desvios que não possam ser explicados pelas tolerâncias de medições, ou a conexão ou o ajuste do teste estão errados: • Desconecte o objeto protegido (desligue o gerador), e aterre e verifique novamente os valores medidos. • Re-verifique as conexões da instalação ao dispositivo e a disposição do teste e corrija. • Repita a medição verifique novamente os valores medidos. Medição de Ângulo Se as magnitudes das correntes forem consistentes, o próximo passo é verificar as relações do ângulo de fase entre as correntes (ϕIL1S1, ϕIL2S1, ϕIL3S1, ϕIL1S2, ϕIL2S2, ϕIL3S2). As diferenças de ângulo são em cada caso referentes ao enrolamento L1 do lado 1. Verifique o ângulo de fase em Measurement → Secondary Values → Phase angles do lado 1 do objeto protegido. Todos os ângulos são referentes a IL1S1. Conseqüentemente, uma rotação de fase horária deverá produzir grosseiramente os seguintes resultados: ϕL1S1 = 0° ϕL2S1 = 240° ϕL3S1 = 120° Se os ângulos não estiverem corretos, polaridade errada ou intercâmbio de fase de conexão no lado 1 é a causa. • Desconecte o objeto protegido (desligue o gerador) e aterre, • Verifique novamente as conexões da instalação ao dispositivo e teste a disposição e corrija-a. • Repita a medição e verifique novamente os valores medidos. Verifique o ângulo de fase em Measurement → Secondary Values → Phase angles do lado 2 do dispositivo. Todos os ângulos são referentes a IL1S1. Se os ângulos não estiverem corretos, polaridade errada ou intecâmbio de linha de fase no lado 2 é a causa; proceda como para o lado 1. Os ângulos das correntes de passagem entre os diferentes lados do objeto protegido são definidos de forma que uma corrente de fase igual fluindo através do objeto protegido, desde que as conexões estejam corretas, produza diferença de ângulo em dois pontos de medição de 180° de mesma fase. Exceção: Com proteção diferencial transversa, as correntes da fase correspondente devem ter fase igual! Os ângulos são teóricos no objeto protegido e – no caso de transformadores – no grupo vetorial. Estão listados na Tabela 3-29 para rotação de fase horária. A polaridade das conexões do TC e a polaridade parametrizada são levadas em consideração para os ângulos mostrados. Assim, se todas os três ângulos diferirem por 180° do valor teórico, a polaridade de um conjunto transformador completo está errada. Isso pode ser corrigido pela verificação e mudança dos parâmetros correspondentes do sistema: 460 endereço 201 STRPNT->OBJ S1 para enrolamento primário, endereço 210 STRPNT->OBJ S2 para enrolamento secundário 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Tabela 3-29 Objeto Protegido → Gerador/ → Ângulo de Potência motor 180° ϕL1S2 Mostra de ângulo de fase dependente do objeto protegido (trifásico) Transformador com Numeral do Grupo Vetorial 1) 0 1 3 4 5 6 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° ϕL2S2 60° 60° ϕL3S2 300° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 1) Corrente Diferencial e de Restrição 30° 2 0° 7 8 9 10 11 330° 300° 270° 240° 210° 90° 60° 30° 0° 90° 330° Ângulos são válidos se o lado de alta-tensão é definido como lado 1. Caso contrário, aplique os ângulos do grupo vetorial 12-x (x = grupo vetorial escolhido) Antes de terminados os testes com correntes simétricas, são examinadas as correntes diferencial e de restrição. Apesar dos testes simétricos que foram conduzidos revelarem mais ou menos todos os erros de conexão possíveis, erros de casamento ou de alocações erradas de grupo vetorial não podem ser excluidos. Manobre para os valores medidos operacionais para leitura dos valores calculados. Observe que os valores diferencial e de restrição são referentes à corrente nominal do objeto protegido. Isso precisa ser considerado quando são comparados com as correntes de teste. Se ocorrerem erros consideráveis das correntes diferenciais, verifique novamente os seguintes parâmetros: Para proteção de transformador: Endereços 241, 249 e 202 (enrolamento de casamento 1), 243, 249 e 211 (enrolamento de casamento e grupo vetorial 2); Para proteção de gerador ou motor: endereços 251 e 252 (casamento de nominais das máquinas); Os testes de corrente simétrica estão agora completados. Desconecte o objeto protegido ( desligue o gerador) e aterre-o, remova o ajuste de teste. Manobre a proteção diferencial para ativa (endereço 2001: DIFF. PROT. = ON) e ela operará imediatamente como proteção de curto-circuito para todos os testes subseqüentes. 3.3.14 Verificação da Proteção Diferencial de Corrente à Terra Preparação O teste primário verifica a correta integração ao sistema, especialmente a conexão do TC. Antes de começar quaisquer testes primários, tenha certeza de que o objeto configurado é realmente aquele que você pretende proteger. Para isso, verifique os ajustes usados na configuração da função de proteção, Dados do Sistema de Potência 1 e na própria função de proteção. Antes do inicio dos testes ajuste a proteção diferencial de corrente à terra (endereço 2101 REF PROT.) para Block relay, ou interrompa as linhas de comando de trip. Testes primários de unidades de potência são executados com o próprio gerador. Em transformadores, é usada uma fonte de alimentação de baixa-tensão. Antes do teste, as conexões ao TC tem que ser visualmente verificadas para qualquer correção. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 461 3 Montagem e Comissionamento Nota Ao executar o teste de curto-circuito (curto-circuito trifásico) para a proteção diferencial de corrente à terra, verifique que os três transformadores de corrente (lado 1 ou lado 2 – o lado que for usado para a proteção diferencial de corrente à terra) são idênticos no projeto. Para isso, leia os percentuais dos valores medidos operacionais, 3I0-1 e 3I0-2 (no DIGSI em Valores Medidos de Proteção Diferencial). Se os TCs estiverem bem casados, os valores devem ser zero. Valores que não forem zero devem ser considerados para os ajustes da proteção. Teste Primário com Gerador Este teste é executado em adição ao teste de corrente. Para isso a proteção deve ser ajustada para a sensitividade máxima. Habilitação de tensão zero deve ser bloqueada (endereço 2103 REF U0>RELEASE = 0). Para o teste, uma fase é aterrada e o gerador é excitado ( veja a figura seguinte). A corrente de teste não pode exceder a corrente de seqüência negativa admissível. Se essa corrente atingir por exemplo, I2adm. = 10 % IN,G, a corrente de teste deve ser menor do que 30 % I IN,G. Por outro lado, a corrente é determinada pelo aterramento de baixa-resistência do ponto estrela. 10 % da corrente nominal do gerador é suficiente para o teste. Figura 3-27 Teste da Proteção Diferencial de Corrente à Terra no Gerador Para uma falta externa, as porcentagens dos valores medidos operacionais são (no dispositivo: Measurement → I-Diff, I-Stab) para serem lidas: 3I0-1 Corrente de seqüência zero calculada do lado 1 3I0-2 Corrente de seqüência zero calculada do lado 2 ou corrente à terra medida IEE2 (dependendo da configuração) I0-Diff Corrente diferencial calculada I0-Stab Corrente de restrição (estabilização) calculada Ambas correntes de componente zero 3I0-1 e 3I0-2 devem ser iguais e correspondem à corrente injetada. A corrente diferencial I0-Diff é quase zero. A corrente de restrição (estabilização) I0-Stab é duas vezes a corrente de fluxo. Se as correntes diferencial e de restrição forem iguais, a polaridade de um TC deve estar errada. Desvios menores são causados pelos erros do TC. 462 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Se existirem desvios, um erro de conexão pode ser normalmente assumido. Se necessário, modifique a ligação ou nos Dados do Sistema de Potência 1, a alocação do ponto estrela do TC para os TCs de fase ou TC de terra IEE2. Para os TCs de fase tenha em mente que eles também são usados por outras funções de proteção, tal como proteção de corrente diferencial. Efeitos de feedback deverão ser examinados Se a proteção diferencial de corrente já tiver sido verificada, e os TCs do lado 1 e 2 usados para a proteção diferencial de corrente à terra , os erros acima podem ser excluidos. Se usada a entrada IEE2 , uma polaridade errada das conexões não é incomum. Verifique a conexão e/ou a alocação do ponto estrela nos Dados do Sistema de Potência 1 (endereço 214 GRD TERM. IEE2). O ajuste padrão assume o terminal 7 olhando em direção ao objeto protegido. Se existirem desvios nos valores medidos, as grandezas medidas não estarão adequadamente casadas. Verifique os ajustes de parâmetros do objeto protegido e dos TCs nos Dados do Sistema de Potência 1. O ajuste padrão assume que o terminal 7 está na direção do objeto protegido. Proceda como a seguir: • Desligue e aterre o gerador • Verifique e corrija as conexões , se necessário, ou modifique ajustes nos Dados do Sistema de Potência 1 • Repita a medição Se usada a proteção diferencial de corrente à terra em um transformador, um teste comparativo é executado (veja a Figura 3-26). O valor medido 3I0-1 está alocado para o lado 1 e 3I0-2 para a corrente à terra IEE2. O método do teste é similar àquele acima descrito. Para a corrente de teste, é essencial assegurar que no lado do gerador a corrente de carga desbalanceada continuamente admissível não é excedida. Com uma conexão delta-estrela, a falta monofásica é modelada no lado do gerador como uma falta fase-fase. Se há desvios nos valores medidos, as grandezas provavelmente não estão apropriadamente casadas. Verifique os ajustes de parâmetros do objeto protegido e dos TCs em “Dados do Sistema de Potência 1”. Figura 3-28 Teste com Equipamento de Teste Secundário Teste da Proteção Diferencial de Corrente à Terra no Transformador Medições são sempre executadas com o lado aterrado do ponto estrela. Em transformadores, deve haver uma ligação delta (enrolamento-d ou enrolamento de compensação). O lado que não está incluido nos testes permanece aberto já que a ligação delta assegura terminação de baixa resistência no elemento da corrente. O ajuste do teste varia dependendo da aplicação. As Figuras 3-29 a 3-32 mostram exemplos esquemáticos do ajuste de teste, com a Figura 3-29 principalmente para aplicações de proteção de gerador. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 463 3 Montagem e Comissionamento PERIGO! Medições primárias só devem ser conduzidas em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência! Tensões perigosas podem ocorrer mesmo em seções de instalações livre de tensão devido a influência capacitiva causada por outras seções vivas. 464 Figura 3-29 Medição de Corrente de Seqüência Zero em um Transformador Estrela-Delta Figura 3-30 Medição de Corrente de Seqüência Zero em um Transformador Estrela-Estrela com Enrolamento de Compensação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Figura 3-31 Medição de Corrente de Seqüência Zero em um Enrolamento Zig-Zag Figura 3-32 Medição de Corrente de Seqüência Zero em um Enrolamento Delta com Ponto Estrela Artificial Uma corrente de seqüência zero de pelo menos 2 % da corrente nominal do gerador é requerida para testes por fase, isto é, a corrente de teste é de pelo menos 6 %. Na função de proteção, o limite de pickup sensitivo precisa ser ajustado e a tensão zero desabilitada. • Ligação de corrente de teste • Medição de amplitude com corrente de teste ligada No dispositivo em: Measurement → I-Diff, I-Stab) leia os valores medidos: 3I0-1 Corrente de seqüência zero calculada do lado 1 ou lado 2 (dependendo da configuração) 3I0-2 Corrente á terra medida IEE2 I0-Diff Corrente diferencial calculada I0-Rest Corrente de restrição (estabilização) calculada Ambos os componentes das correntes de seqüência zero 3I0-1 e 3I0-2 devem ser iguais e corresponder à corrente injetada. A corrente diferencial I0-Diff é quase zero. A corrente de restrição (estabilização) I0-Stab é duas vezes a corrente que flui. Se a corrente diferencial e a corrente de restrição forem iguais, a polaridade do TC deve estar errada. Desvios menores são causados por erros do TC. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 465 3 Montagem e Comissionamento Ao verificar os TCs de fase do lado alocado, os valores medidos correspondem (dispositivo: Measurement → Operational values, secondary) por fase cada um será 1/3 da corrente de seqüência zero injetada. O ângulo de fase em todas as três fases é o mesmo devido à corrente de seqüência zero. Se existirem desvios, erros de conexão podem ser assumidos normalmente (veja título de margem “ Teste primário com gerador”). • Desconecte a fonte de teste e o objeto protegido • Verifique e corrija as conexões e ajuste de teste • Repita a medição Verificação de Habilitação de Tensão Zero Se é usada a habilitação da tensão zero, ela deve ser verificada durante o teste da proteção de falta à terra do estator. Na presença de uma falta à terra, a indicação 5841 „REF U0> releas.“ deve aparecer. Ao executar o teste tenha em mente que a tensão zero é calculada pelas tensões trifásicas e convertidas no lado secundário para tensão fase-fase (equivalente a √3 U0). O valor assim obtido é o mesmo que para um enrolamento delta interrompido. Bloqueio pela Sobrecorrente Se a medida acima for bem sucedida em sua execução, e as correntes de fase medidas forem plausíveis, pode ser assumido que a medição de corrente opera corretamente. Você só precisa verificar o ajuste correto na função de proteção (endereço 2102 = REF I> BLOCK). Os valores de pickup são verificados pela injeção de uma corrente usando um equipamento de teste secundário (TCs não precisam ser desconectados). • Após completar o teste, desconecte a fonte de teste e o objeto protegido (desligue o gerador) • Se os ajustes de parâmetros mudaram para os testes, resete-os para os valores necessários para operação. • Após completar os testes da proteção de falta à terra, ative a proteção diferencial de corrente à terra. 3.3.15 Verificação de Circuitos de Tensão Geral Os circuitos de tensão da máquina são verificados para asseguar o correto cabeamento, polaridade, seqüência de fase, relação de transformação, etc. dos transformadores de potencial - não para verificar funções de proteção individuais do dispositivo. Aterramento dos Transformadores de Potencial Ao verificar os transformadores de potencial, atenção particular deve ser prestada para os enrolamentos delta aberto porque esses enrolamentos só podem estar aterrados em uma fase. Preparação Ajuste a função de proteção de sobretensão para cerca de 110 % da tensão nominal do gerador com trip na excitação. Manobre a proteção de freqüência (endereço 4201) e proteção de sobreexcitação (endereço 4301) para Block relay. Verifique na condição sem excitação da máquina com a ajuda das tensões remanescentes que todas as ligações de curto-circuito estejam removidas. 466 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Instrução de Teste As verificações de todos o circuitos de transformador de potencial (proteção, medição, etc) são conduzidas com cerca de 30 % da tensão nominal do transformador. Tensões de gerador de mais de 30 % da tensão nominal só são requeridas quando a característica inativa é medida pela primeira vez. A supervisão do circuito de medição da proteção de falta à terra do rotor (veja abaixo) pode ser verificada quando do teste dos circuitos de tensão, ou após a sincronização. Amplitudes Leia as tensões nas três fases nos valores medidos operacionais e compare-as com as tensões reais. A tensão do sistema de seqüência positiva U1 deve ser aproximadamente a mesma que a indicada para as tensões de fase. Se existir desvios significativos, as conexões do transformador de potencial estão incorretas. Rotação de Fase A rotação de fase deve estar de acordo com a seqüência de fase configurada (endereço 271 PHASE SEQ. em Dados do Sistema de Potência 1); caso contrário, uma indicação „Fail Ph. Seq.“ será emitida. A alocação de valores medidos para fases deve ser verificada e corrigida, se necessário. Se forem encontrados desvios significativos, verifique, e se necessário, corrija os circuitos de transformador de potencial e repita o teste. Também é possível usar para essa verificação valor medido operacional do componente de seqüência positiva U1 das tensõea: Com U1 ≠ UL-E é indicado um erro de ligação. Supervisão do Circuito de Medição da Proteção de Falta à Terra do Rotor Se a proteção de falta à terra sensitiva é usada para proteção de falta à terra do rotor a supervisão do circuito de medição daquela função de proteção pode ser verificada com o gerador sob tensão: • Dê partida no gerador e exite-o para a tensão nominal. Aplique escovas de medição se necessário. Injete uma tensão de teste entre o circuito do rotor e o terra pela interposição da fonte adicional do dispositivo 7XR61. A corrente à terra IEE que agora está fluindo pode ser lida no dispositivo sob os valores medidos de falta à terra. O valor obtido é a corrente capacitiva que flui em uma operação sem falta. • IEE< (endereço 5106) deverá ser ajustada para cerca de 50 % dessa corrente capacitiva. Também deverá ser verificado que o valor de ajuste IEE> (endereço 5102) seja pelo menos duas vezes essa corrente. Corrija o valor de ajuste se necessário. Freqüência A função de proteção de freqüência é verificada pela verificação de plausibilidade da velocidade instantânea da máquina e valor medido operacional indicado. Sobreexcitação A função de proteção de freqüência é verificada pela verificação de plausibilidade da velocidade instantânea da máquina e o valor medio operacional indicado. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 467 3 Montagem e Comissionamento Os testes de tensão são completados após o gerador ter sido desligado. A tensão requerida e as funções de proteção de freqüência são ativadas (endereço 4001: UNDERVOLTAGE = ON ou OFF, endereço 4101: OVERVOLTAGE = ON ou OFF, endereço 4201: O/U FREQUENCY = ON ou OFF, endereço 4301: OVEREXC. PROT. = ON ou OFF). Funções parciais podem ser desativadas pelos ajustes de limites adequados (por exemplo, freqüência f* ajustada para fN). 3.3.16 Verificando a Proteção de Falta à Terra do Estator Geral O procedimento para verificação da proteção de falta à terra do estator, depende principalmente da conexão do gerador, se está conectado à rede em conexão de unidade ou em uma conexão de barramento. Em ambos os casos, o funcionamento correto e a zona protegida devem ser verificados. Para verificar a supressão de interferência do resistor de carga e a zona protegida da proteção de falta à terra, é apropriado testar uma vez com uma falta à terra nos terminais da máquina (com 20 % da tensão nominal do transformador, por exemplo) e uma vez com uma falta à terra da rede. Conexão de Unidade No evento de um curto-circuito externo (lado de alta tensão), uma tensão de interferência é transmitida via capacitância de acoplamento CCoup que induz uma tensão residual no lado do gerador. Para assegurar que esta tensão não seja interpretada pela proteção como uma falta à terra dentro do gerador, ela é reduzida por um resistor de carga adequado RL a um valor que corresponde aproximadamente a metade da tensão de pick-up U0> (endereço 5002). Por outro lado, a corrente de falta à terra resultante do resistor de carga, no evento de uma falta à terra nos terminais do gerador, não deve exceder 10A, se possível. Figura 3-33 Cálculo da Zona Protegida 468 Conexão de unidade com transformador de aterramento A capacitância de acoplamento CC e o resistor de carga RB representam um divisor de tensão, por meio do qual RB é a resistência RB atribuída ao circuito terminal da máquina. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Figura 3-34 Diagrama Equivalente e Diagrama Vetorial Uma vez que a reatância da capacitância de acoplamento é muito maior do que resistência atribuida do resistor de carga RB', pode ser assumido que UC seja UNO/√3 (compare também com o diagrama vetorial na Figura 3-34), onde UNO/√3 é a tensão residual de neutro, com um residual total do neutro (tensão mais alta) da rede. O seguinte se aplica: Com a relação TR de transformação de potencial do transformador de aterramento: obtemos: Junto com o divisor de tensão RT 500 V/100 V, isto corresponde à tensão residual na entrada do dispositivo de: O valor de pickup U0> para a tensão residual de neutro deve corresponder no mínimo a duas vezes o valor desta tensão de interferência. Exemplo: Rede UNO = 110 kV fNom = 50 Hz CCoup = 0.01 μF Transformador de potencial 10 kV / 0.1 kV Transformador de aterramento TR = 36 Resistência de carga RB = 10 Ω 10 V foi escolhido como o valor de ajuste para U0> no endereço 5002, que corresponde a uma zona protegida de 90 % (veja a Figura seguinte). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 469 3 Montagem e Comissionamento Nota Para uso como transformador neutro, a relação TR de transformação de tensão deve ser usada, ao invés de TR/3. Como ele tem apenas um enrolamento, o resultado é o mesmo. Figura 3-35 Verificando Faltas à Terra do Gerador Tensão residual durante faltas à terra Comute a proteção de falta à terra do rotor S/E/F PROT. (endereço 5001) para Block relay. Se for usada a detecção sensitiva de falta à terra para a proteção de falta à terra do estator, comute para Block relay, também no endereço 5101. Com o equipamento primário desconectado e aterrado, insira uma ligação de falta à terra monopolar no circuito do terminal do gerador. PERIGO! Medições primárias só podem ser efetuadas com o gerador paralisado em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Dê partida no gerador e lentamente excite-o com cerca de 20 % UN. Em valores operacionais medidos, faça a leitura de UE e verifique a plausibilidade. Se a instalação tiver mais transformadores de potencial com enrolamentos delta aberto, a tensão UE deve medida neles também. Para proteção da zona Z, o sequinte se aplica: Exemplo: Tensão da máquina em pick-up 0.1 x Usec N Valor medido UE = 10 V Valor de ajuste U0> = 10 V Zona Z protegida = 90 % 470 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Ao ler a anunciação „U Earth Lx“ no registro de faltas, “Lx“ indica uma fase com falta desde que tensões estejam conectadas às entradas de proteção de tensão do equipamento. Paralise o gerador. Remova a ligação de falta à terra. Verificação em Caso de Falta à Terra na Rede Com a instalação primária desenergizada e aterrada, instale uma ligação de falta à terra monopolar no lado de alta tensão do transformador da unidade. PERIGO! Medições primárias só podem ser efetuadas com o gerador paralisado em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Cuidado! Possível aterramento de ponto estrela no transformador com aterramento simultâneo no lado de alta tensão durante o teste! A inobservância dos seguintes procedimentos pode resultar em ferimentos leves ou danos materiais. Os pontos estrela do transformador da unidade devem ser desconectados do terra durante este teste! Dê partida na máquina e lentamente excite-a para 30 % da tensão nominal do dispositivo. Faça a leitura em valores operacionais medidos: UE Este valor é extrapolado para a tensão nominal da máquina (Figura 3-35). O valor da falta assim calculada deve corresponder no máximo à metade do valor de pickup U0> (endereço 5002), para atingir a margem de segurança desejada. Paralise e desexcite o gerador. Remova a ligação de falta à terra. Se o ponto estrela do lado da alta tensão do transformador da unidade deve estar aterrado durante operação normal, restabeleça o aterramento do ponto estrela. Ative a proteção de falta à terra do estator: ajuste o endereço 5001 S/E/F PROT. para ON (LIGADO). Se a detecção sensitiva de falta à terra é usada para proteção de falta à terra do estator, ative-a no endereço 5101 O/C PROT. IEE e ajuste para ON (LIGADO). Conexão de Barramento Primeiramente, o funcionamento correto e os dados do equipamento de carga devem ser verificados: seqüenciamento, limite de tempo, etc., assim como os dados da instalação: Transformador de aterramento e o valor do resistor de carga (tapping). Comute a proteção de falta à terra do rotor (endereço 5001) para Block relay. Se a detecção sensitiva de falta à terra for usada como proteção de falta à terra do estator, comute-a para Block relay, também no endereço 5101. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 471 3 Montagem e Comissionamento Com a instalação primária aterrada e desenergizada, instale uma ligação monopolar de falta à terra entre os terminais do gerador e o transformador de corrente toroidal (veja a Figura seguinte). PERIGO! Medições primárias só podem ser efetuadas com o gerador paralisado em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Figura 3-36 Falta à Terra com Conexão de Barramento Para este teste as conexões devem ser tais que o gerador é galvanicamente conectado com o equipamento de carga. Se as condições da instalação não permitem isto, as sugestões fornecidas em “Verificação Direcional sem Resistor de Carga” devem ser observadas. Dê partida no gerador e excite-o lentamente até que a proteção de falta do estator emita um pickup: indicação “U0> picked up“ (não alocada na fábrica). Ao mesmo tempo, a indicação “3I0> picked up“ deve aparecer (não alocada na fábrica). 472 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Faça a leitura dos valores operacionais medidos UE e IEE2. Se as conexões estiverem corretas, este valor corresponde à porcentagem da tensão do terminal da máquina, referido à tensão nominal do dispositivo (se aplicável, a tensão primária nominal de desvio do transformador de aterramento ou transformador de aterramento de neutro deve ser considerada). Este valor também corresponde ao valor de ajuste U0> no endereço 5002. O valor medido IEE2 deve ser aproximadamente igual ou ligeiramente mais alto do que o valor de ajuste 3I0> no endereço 5003. Isto assegura que a zona de proteção que é determinada pelo valor de ajuste U0> não seja reduzida por um pickup muito lento. Para a proteção da zona Z o seguinte se aplica: Exemplo: Tensão da máquina em pick-up 0.1 x UN Valor medido UE = 10 V Valor de ajuste U0> = 10 V Zona Z protegida = 90 % Com Determinação Direcional A determinação direcional de falta à terra necessita uma verificação das conexões de corrente e tensão para a correção e polaridade certa. A máquina é excitada para uma tensão que corresponda à tensão residual acima do valor de pickup. Se a polaridade está correta , a indicação de trip „S/E/F TRIP“ é emitida (LED 6 quando deixa a fábrica). Uma verificação cruzada é então executada. Após o gerador ter sido desexcitado e desligado, uma ligação de falta à terra é instalada do outro lado dos transformadores de corrente (visto a partir da máquina). PERIGO! Medições primárias só podem ser conduzidas com o gerador em estado estacionário em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Após reinicio e excitação do gerador acima do valor de pickup da tensão residual, „U0> picked up“ fornece pickup (LED 2 para indicação de grupo de um pickup do dispositivo quando deixa a fábrica), entretanto, a indicação „3I0> picked up“ não aparece e o trip não ocorre. O valor medido IEE deverá ser negligenciável e desconsiderado na excitação nominal se maior do que a metade do valor de ajuste 3I0>. Desligue e desexcite o gerador. Remova a ligação de falta à terra. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 473 3 Montagem e Comissionamento Verificação Direcional com TCs Toroidais sem Resistor de Carregamento Se o equipamento de carga não está disponível e se um teste de falta à terra com a rede não é possível, então o teste seguinte pode ser executado com medidas secundárias, entretanto com a corrente de carga primária simétrica: Com corrente fornecida por um transformador toroidal de corrente residual , um transformador de potencial (por exemplo, L1) é “bypassado” o que simula a formação de uma tensão residual (veja a figura seguinte). A partir da mesma fase, uma corrente de teste é alimentada via uma impedância Z através do transformador totoidal. A conexão e direção do condutor de corrente através do transformador toroidal deve ser verificada a fundo. Se a corrente é muito pequena para o pickup do relé, então seu efeito pode ser aumentado pelo loop do condutor várias vezes através do transformador toroidal. Para Z tanto pode ser usado um resistor (30 Ω a 500 Ω) quanto um capacitor (10 μF a 100 μF) em série com um resistor limitador de corrente de inrush (aproximadamente 50 Ω a 100 Ω). Com conexões corretas, o circuito descrito resulta nas indicações „U0> picked up“, „3I0> picked up“ e finalmente „S/E/F TRIP“ (LED 6). Figura 3-37 474 Direcional com Transformadores Toroidais 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Verificação Direcional com Conexão Holmgreen Se a corrente é alimentada a partir de uma conexão Holmgreen, a tensão residual é obtida da mesma maneira que no circuito acima. Somente a corrente daquele transformador de corrente que está na mesma fase que o transformador de potencial bypassado na conexão delta é alimentado pelo elemento de corrente. No caso de potência ativa na direção do gerador, aplicam-se as mesmas condições para o relé em princípio - como com uma falta à terra na direção do gerador em uma rede compensada e vice-versa. Figura 3-38 Verificação Direcional com Conexão Holmgreen Se em uma rede isolada as conexões de tensão para a medição de corrente reativa deverão ser mantidas para teste, então deverá ser observado que para um fluxo de potência com componente indutivo em direção direta resulta uma direção contrária (contrária à falta à terra nessa direção). Desligue o gerador após completar os testes direcionais. As conexões corretas deverão ser restabelecidas e verificadas novamente. Correntes de Ignição (Spill Current) Para calibração da corrente de ignição, uma ligação de curto-circuito tripolar que seja capaz de opor-se à corrente nominal é instalada no disjuntor. Dê partida no gerador e excite vagarosamente até que seja atingida a corrente nominal da máquina. Leia o valor medido operacional IEE2. Esses valores medidos determinam o valor de ajuste para o endereço 5003 3I0>. O parâmetro 3I0> deverá ser de cerca de duas vezes aquele valor medido para assegurar uma margem de segurança suficiente entre a corrente de falta à terra usada para a determinação direcional e a corrente de ignição. A seguir, verifique se a zona de proteção determinada pelo valor de ajuste U0> deve ser reduzida. Ative a proteção de falta à terra do estator: endereço 5001 S/E/F PROT. = ON. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 475 3 Montagem e Comissionamento 3.3.17 Verificação da Proteção de Falta à Terra de 100% do Estator Geral A conexão de falta à terra de 100 % do estator é testada junto com a proteção de falta à terra de 90% do estator. Ajuste a proteção de falta à terra de 100 % de estator (endereço 5301 100% SEFPROT.) para Block relay (se ainda não foi feito isso). Também, os acessórios do dispositivo de proteção devem estar operacionais. Os testes a serem executados estão descritos abaixo, com mais detalhes. Verificação sem Falta à Terra Dê partida e excite o gerador à sua máxima tensão. Não há pickup da proteção. Os valores medidos operacionais precisam ser verificados também. Leia a corrente rms I SEF. O valor da falta assim calculado deverá corresponder no máximo à metade do valor de pickup SEF I>> (endereço 5306), para atingir a margem de segurança desejada. Desligue o gerador. Verificação Executada com uma Falta à Terra na Zona da Máquina Conecte o gerador 20 Hz 7XT33 à tensão DC ou a uma fonte de tensão trifásica externa. Com o equipamento primário desconectado e aterrado, insira uma ligação de falta à terra monopolar no circuito terminal do gerador. PERIGO! Medições primárias só podem ser conduzidas com o gerador em estado estacionário em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Dê partida e excite lentamente o gerador (mas abaixo de UN/√3) até pickup da proteção de falta à terra de 90 % do estator (Limite de pickup U0>). Com a ligação de falta à terra no lugar, os estágios de resistência da proteção 100 % (estágio de alarme e de trip) devem dar pickup imediatamente ao alimentar a tensão do gerador 20 Hz. Para verificar o comportamento do pickup do estágio de corrente SEF I>>, leia o valor medido I SEF dos valores medidos operacionais em aproximadamente 10 % a 20 % da tensão residual. O valor assim obtido deverá ser próximo do mesmo que para o valor de pickup SEF I>> selecionado no endereço 5306. Isso assegura que o estágio de corrente da proteção de falta à terra de 100% do estator cubra a zona de proteção de cerca de 80 % a 90 % do enrolamento em adição ao cálculo de resistência 100 %. 476 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Verificação no Caso de uma Falta à Terra na Rede Com a instalação primária livre de falta e aterrada, instale uma ligação de falta à terra monopolar no lado de alta-tensão do transformador da unidade. PERIGO! Medições primárias só podem ser conduzidas com o gerador paralisado em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Cuidado! Possível aterramento de ponto estrela no transformador com aterramento simultâneo no lado de alta-tensão durante o teste! A não observância às medidas seguintes pode resultar em algum risco ou dano material. Os pontos estrela da unidade transformadora devem estar desconectados da terra durante este teste! Dê partida e excite lentamente o gerador para 30 % da tensão nominal da máquina (max. 60 %). Não há pickup da proteção de falta à terra do estator 100 % e 90 %. As verificações a serem executadas para a proteção de falta à terra de 90% do estator estão descritas sob o título de margem „Verificação Usando Falta à Terra na Rede“ na seção anterior. Para a proteção de falta à terra de 100 % do estator leia o valor medido operacional I SEF. Esse valor é extrapolado para cerca de 1.3 vezes a tensão nominal da máquina. A corrente assim extrapolada não deverá exceder metade do valor de pickup SEF I>> (endereço 5306) para atingir a margem de segurança desejada da proteção de falta à terra de 100 % do estator. Desligue e desexcite o gerador. Remova a ligação de falta à terra. Se o ponto estrela do lado de alta-tensão do transformador da unidade deve ser aterrado durante a operação normal, re-estabeleça agora o aterramento do ponto estrela. Se o gerador 20 Hz deve ser alimentado pelos transformadores de potencial dos terminais da máquina, este ou um tipo diferente de conexão de alimentação (por exemplo, fonte de tensão DC de uma bateria) deve ser permanentemente estabelecida. Se mais nenhum teste especial deve ser efetuado, ative a proteção de falta à terra de 100% do estator: ajuste o endereço 5301 100% SEF-PROT. para ON. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 477 3 Montagem e Comissionamento 3.3.18 Verificação da Proteção de Falta à Terra Sensitiva quando Usada para Proteção de Falta à Terra do Rotor Se a proteção de falta à terra sensitiva é usada para proteção de falta à terra do rotor ela precisa primeiramente ser ajustada no endereço 5101 (O/C PROT. IEE Block relay), para bloqueio do relé. Cuidado! Um circuito de rotor não isolado da terra pode ocasionar uma falta dupla em conjunto com um resistor à terra inserido para propósitos de verificação! A não observância aos procedimentos seguintes pode causar danos pessoais menores e danos materiais. Tenha certeza de ter verificado que o circuito do rotor está completamente isolado da terra, para evitar que o resistor de aterramento que está interposto para propósitos de testes cause uma dupla falta à terra! Uma falta á terra é simulada via um resistor que é grosseiramente equivalente à resistência de trip desejada. Em geradores com excitação retificadora de rotação, o resistor é colocado entre os dois anéis coletores; em geradores com excitação via anéis coletores entre um anel e a terra. Dê partida e excite o gerador à sua tensão nominal. Se aplicável, coloque escovas de medição em operação. É relevante neste contexto se há ou não pickup da proteção de falta à terra sensitiva. A corrente à terra IEE que está fluindo agora pode ser lida no dispositivo em valores medidos operacionais. Verifique que essa corrente de falta à terra medida seja grosseiramente igual ao valor de pickup 5102 para detecção de falta à terra sensitiva que tiver sido ajustada no endereço IEE>. Entretanto, não deve ser ajustada para menos do que o dobro do valor da corrente de ignição que foi determinada para isolação saudável. Para geradores com excitação via anéis coletores, o teste é repetido para o outro anel. Desligue o gerador. Remova o resistor de falta à terra. A detecção de falta à terra sensitiva usada para proteção de falta à terra do rotor é então ativada: O/C PROT. IEE = ON no endereço 5101. 478 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento 3.3.19 Verificação da Proteção de Falta à Terra do Rotor Durante Operação Proteção de Falta à Terra do Rotor (R, fn) Na Seção 3.3, a proteção de falta à terra do rotor com medição de resistência à terra foi verificada com a máquina paralizada. Para excluir possível interferência no circuito de medição pelo gerador em movimento, um teste adicional durante a operação é recomendado. Cuidado! Um circuito de rotor não isolado da terra pode ocasionar uma falta dupla em conjunto com um resistor à terra inserido para propósitos de verificação! A não observância aos procedimentos seguintes pode causar danos pessoais menores e danos materiais. Tenha certeza de ter verificado que o circuito do rotor está completamente isolado da terra, para evitar que o resistor de aterramento que está interposto para propósitos de testes cause uma dupla falta à terra! Uma falta à terra é simulada via um resistor de aproximadamente 90% da resistência de trip (RE<< TRIP, endereço 6003). Em máquinas com excitação retificadora de rotação, o resistor é colocado entre os anéis coletores de medição; em máquinas com excitação via anéis coletores entre um anel e o terra. Dê partida e excite o gerador à sua tensão nominal. Se aplicável coloque escovas de medição em operação. A proteção de falta à terra do rotor inicia pickup e após T-TRIP-RE<< (10 s quando saída de fábrica), indicação de trip (LED 2 e LED 1 como indicações de grupo para pickup do dispositivo e trip do dispositivo). A resistência à terra calculada pelo dispositivo pode ser lida nas anunciações de falta à terra como „Re =“. Para geradores com excitação via anéis coletores, o teste é repetido para o outro anel coletor. Desligue o gerador. Remova o resistor de falta à terra. Ative a proteção de falta à terra do rotor: ROTOR E/F = ON no endereço 6001. Proteção de Falta à Terra do Rotor (1 a 3 Hz) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Na Seção 3.3, a proteção de falta à terra do rotor foi verificada com a máquina paralizada. Para excluir a possibilidade de interferência no circuito de medição pelo gerador funcionando e especificamente pelo sistema de excitação, um teste adicional durante a operação é recomendado. 479 3 Montagem e Comissionamento Cuidado! Um circuito de rotor não isolado da terra pode ocasionar uma falta dupla em conjunto com um resistor à terra inserido para propósitos de verificação! A não observância aos procedimentos seguintes pode causar danos pessoais menores e danos materiais. Tenha certeza de ter verificado que o circuito do rotor está completamente isolado da terra, para evitar que o resistor de aterramento que está interposto para propósitos de testes cause uma dupla falta à terra! Uma falta à terra é simulada via um resistor de aproximadamente 90% da resistência de trip (6103, endereço RE<< TRIP). Em máquinas com excitação retificadora de rotação, o resistor é colocado entre os anéis coletores de medição; em máquinas com excitação via anéis coletores entre um anel e o terra. Dê partida e excite o gerador à sua tensão nominal. Se aplicável coloque escovas de medição em operação. Verifique o valor medido operacional Rterra e a indicação de pickup („REF 1-3Hz Fault“) e, após T-TRIP-RE<< (10 s de fábrica) ter expirado, verifique a indicação de trip („REF 1-3Hz Trip“). Ajuste a resistência para cerca de 90 % do estágio de alarme (endereço 6102 RE< WARN), leia o valor medido operacional „Re =“, e verifique a mensagem de alarme („REF 1-3Hz Warn“). Se existir uma forte interferência do sistema de excitação, pode ser necessário reduzir o ajuste de resistência para o limite de alarme. Remova o resistor de aterramento e verifique os valores medidos operacionais assim como a supervisão do circuito de medição „REF 1-3Hz open“ sob condições sem falta , Se indicações espontâneas forem emitidas pelo monitoramento do circuito de medição, reduza o valor de pickup (endereço 6106 Qc <) ou desative o monitoramento. Para geradores com excitação via anéis coletores o teste é repetido para o outro anel. Desligue o gerador. Remova o resistor de falta à terra. Ative a proteção de falta à terra do rotor: REF 1-3Hz = ON no endereço 6101. 480 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento 3.3.20 Verificação da Proteção de Curto Entre Espiras (Interturn) Manobre a proteção de curto entre espiras (interturn) (endereço 5501) para Block relay. Assimetrias nos enrolamentos do estator prejudicam a sensitividade da proteção. A falta bifàsica é particularmente crítica neste contexto. Cuidado! Mesmo correntes de falta que são significativamente menores do que a corrente nominal podem colocar o gerador em perigo térmico, em virtude da carga desbalanceada (corrente de seqüência negativa)! Primeiro, a máxima corrente de falta tem que ser determinada. Se o gerador é excitado usando a corrente nominal, as seguintes correntes de seqüência negativa são obtidas como resultado: Curto-circuito monofásico Curto-circuito bifásico 100/3 = 33,3 % 100/√3 = 57,7 % Se, por exemplo, a corrente de carga desbalanceada permanentemente admissível é 11 %, as seguintes correntes do gerador não devem ser excedidas: Curto-circuito monofásico Curto-circuito bifásico 11 %/33,3 % · ING = 0.33 ING 11 %/57,7 % · ING = 0.19 ING selecionado 0.3 ING selecionado 0.17 ING As mesmas porcentagens se aplicam para a corrente de excitação. Instale uma ligação de curto-circuito que seja capaz de conduzir o curto-circuito aplicável nos terminais do gerador. PERIGO! Medições primárias só podem ser conduzidas com o gerador paralisado em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Faça a máquina funcionar até que ela tenha atingido a excitação permitida e meça a corrente de excitação e a tensão residual no dispositivo sob os valores operacionais medidos. Paralise o gerador. Remova a ligação de curto-circuito. A tensão residual medida tem que exceder a corrente de excitação nominal, para assegurar que a função não emita pickup erroneamente em curtos-circuitos externos. A função é então ajustada em pelo menos duas vezes o valor da falta na excitação nominal. Se o campo que força a corrente é conhecido, a tensão da falta tem que exceder este valor. A proteção é então ajustada em 1.5 vezes o valor da falta. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 481 3 Montagem e Comissionamento Para descobrir o quão sensitiva é a proteção, determine o conteúdo do enrolamento da fase protegida na excitação sem carga. Introduza um curto-circuito monofásico entre um condutor e o ponto estrela a esta extremidade. PERIGO! Medições primárias só podem ser conduzidas com o gerador paralisado em equipamento desconectado e aterrado do sistema de potência. Ajuste a excitação para o modo “manual”. Faça o gerador funcionar mas não exceda a excitação na qual a carga desbalanceada calculada acima (para falta monopolar) não é excedida. Leia a tensão residual medida em valores operacionais medidos. Paralise o gerador. Remova a ligação de curto-circuito. Extrapole a tensão medida para o valor na excitação sem carga. A porcentagem da área do enrolamento protegido pode ser derivada desse valor. Assumimos que a tensão Uinterturn aumenta linearmente com o número de espiras curto-circuitadas. Na realidade, o aumento da tensão de uma falta de curto em espiras com apenas poucas voltas é maior, isto é, a proteção é mais sensitiva do que o calculado. Para simplificar o assunto, foi usada a aproximação linear. Após o teste ser completado, ative a proteção de falta de curto entre espiras (interturn) ajustando o endereço 5501 para INTERTURN PROT = ON. 482 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento 3.3.21 Testes com a Rede Nota Uma vez que a função de proteção ajusta a freqüência escaneada, o teste requer que uma tensão fase-terra da freqüência nominal (por exemplo UL1) seja injetada em uma entrada de tensão, pelo menos. Verificando a Correta Polaridade da Conexão As seguintes instruções de teste aplicam-se a um gerador síncrono. Dê partida no gerador e sincronize-o com a rede. Aumente lentamente a entrada de potência motriz (até 5 % aproximadamente). A potência ativa é lida em valores operacionais medidos (valores percentuais) como uma potência P ativa positiva em porcentagem da potência SN aparente nominal. Se for exibido um valor de potência negativo, a direção da alocação entre o TC do lado 2 e o conjunto de transformadores de potencial, o ajuste não corresponde à configuração no Endereço 210 (STRPNT->OBJ S2: YES/NO), ou a configuração no endereço 1108 ACTIVE POWER = Generator ou Motor) não foi selecionada adequadamente. O endereço 210 deve ser reconfigurado, se for o caso. Se a potência continua incorreta, deve haver um erro na fiação do transformador (por exemplo, troca de fase cíclica): • Corrija as faltas das linhas do transformador (transformadores de corrente e/ou potencial); observando as normas de segurança, • Repita o teste. Medição de Potência de Motorização e Correção de Erro de Ângulo Desligue (Off) a proteção de potência reversa (endereço 3101) e a supervisão de potência ativa (endereço 3201). Estas medidas e as seguintes não são requeridas para motores. Independente da corrente de excitação do gerador, isto é, da potência reativa Q, a potência de motorização é – como uma potência ativa – praticamente constante. Entretanto, o dispositivo de proteção pode detectar e exibir diferentes valores de potên-cia de motorização devido a possíveis erros de ângulo dos transformadores de corrente e de potencial. A curva da potência de motorização/potência reativa então não seria uma linha reta paralela com o eixo da potência real do diagrama de potência da máquina. Conseqüentemente, os desvios de ângulo deveriam ser medidos em três pontos de medição e o parâmetro W0 de correção, estabelecido. Os erros de ângulo causados pelos transformadores internos de entrada do dispositivo já foram compensados na fábrica. Esta verificação é recomendada se a proteção de potência reversa estiver ajustada para sensitiva. Reduza a potência de motorização para zero fechando as válvulas de regulagem. O gerador agora usa energia da rede. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 483 3 Montagem e Comissionamento Cuidado! Sobreaquecimento na entrada da potência reversa pelo gerador Operação da turbina sem uma mínima passagem de vapor (efeito de refrigeração) pode causar superaquecimento das lâminas da turbina! Entrada de potência reversa é admissível com um turboset somente por curto período. Cuidado! Subexcitação pode colocar o gerador fora de sincronismo (out-of-step)! A inobservância dos seguintes procedimentos pode resultar em ferimentos leves ou danos materiais. Operação com subexcitação só é admissível por um curto período. Proceda como a seguir: 1. Ajuste a excitação até que a potência reativa atinja aproximadamente Q = 0. Para verificar isso, leia o sinal da potência ativa (negativa) nos valores medidos operacionais e anote como P0 (veja tabela abaixo). Leia a potência reativa com sinal nos valores medidos operacionais e anote como Q0 (veja tabela abaixo). 2. Aumente levemente a excitação para 30% da potência nominal aparente do gerador (sobrexcitado). – Leia o monitoramento da potência com polaridade (sinal negativo) nos valores medidos operacionais e anote como P1 (veja tabela abaixo). – Leia a potência reativa Q1 com polaridade (sinal positivo) e escreva. 3. Reduza lentamente a excitação para aproximadamente 30% ra potência nominal aparente do gerador (subexcitado). – Leia a potência de monitoramento com polaridade (sinal negativo)P2 nos valores medidos operacionais e escreva (veja tabela abaixo). – Leia a potência reativa Q2 com polaridade (sinal negativo) nos valores medidos operacionais e escreva (veja tabela abaixo). 4. Ajuste o gerador para excitação sem carga e desligue-o ou então selecione o estado operacional desejado. Figura 3-39 484 Determinação do Ângulo de Correção W0 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Os valores medidos lidos P1,e P2 são agora usados para fazer a correção do erro de ângulo do TC. Primeiro calcule um ângulo de correção dos pares de valores medidos de acordo com a seguinte fórmula: Os valorers de potência devem ser inseridos com sua polaridade correta como lido! Caso contrário, resulta falta! O ângulo ϕcorr é parametrizado com sinal identico como o novo ângulo de correção sob o endereço 204 CT ANGLE W0: Valor de ajuste CT ANGLE W0 = ϕ corr Um quarto da soma dos valores medidos P1 + P2 é ajustado como valor de pickup da proteção de potência reversa P> REVERSE no endereço 3102. Calibração da Proteção de Potência Reversa Se um gerador está conectado com a rede, a potência reversa pode ser causada por • fechamento das válvulas de regulagem, • fechamento da válvula de trip Devido a possíveis vazamentos nas válvulas, o teste de potência reversa deverá, se possível, ser executado para ambos os casos. Para confirmar os ajustes corretos, repita novamente a medição de potência reversa. Para isso, a proteção de potência reversa (endereço 3101) é ajustada para Block relay de forma a verificar sua efetividade (usando indicações). Dê partida no gerador e sincronize com a rede. Feche as válvulas de regulagem. Do valor medido operacional para a potência ativa, a potência de motorização medida com o dispositivo de proteção pode ser derivada. 50% desse valor deverá ser tomado como ajuste para a proteção de potência reversa. Aumente a potência de motorização. Em um outro teste verifique o critério da válvula de parada. É assumido que a entrada binária „>SV tripped“ está corretamente alocada e é controlada pelo critério da válvula de parada (por uma chave de pressão ou chave limitadora na válvula de parada). Feche a válvula de parada. Do valor medido operacional para a potência ativa, a potência de motorização medida com o dispositivo de proteção pode ser derivada. Se aquele valor encontrar-se inesparadamente menor do que a potência reversa com a vávula de parada fechada, 50 % daquele valor é tomado como ajuste para a proteção de potência reversa. Desligue o gerador pela ativação da proteção de potência reversa. Ligue a proteção de potência reversa,ON, (endereço 3101) e - se usada - a supervisão de potência direta (endereço 3201). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 485 3 Montagem e Comissionamento Verificação da Proteção de Subexcitação O valor da correção do erro de ângulo W0 determinado e configurado com respeito á proteção de potência reversa no endereço 204 aplica-se também para a proteção de subexcitação. Nesta seção, os valores medidos da potência reativa foram lidos e assim uma verificação de plausibilidade daquele valor medido com verificação direcional foi conduzida. Não são necessárias outras verificações. Se apesar disso, uma medição de nível de carga adicional uma verificação direcional tiver de ser feita, proceda como descrio a seguir: Cuidado! Subexcitação pode causar perda de sincronismo (out-of-step) do gerador, particularmente com o aumento da potência ativa! A inobservância dos seguintes procedimentos pode resultar em ferimentos leves ou danos materiais. Operação com subexcitação só é admissível por um curto período. Para verificação sob carga ajuste a proteção de subexcitação (endereço 3001) para Block relay. O funcionamento adequado é verificado pela aproximação livremente selecionada dos níveis de carga sob condições sobrexcitada e então subexcitada. A verificação de plausibilidade é conduzida pela leitura de valores medidos operacionais relevantes do dispositivo de proteção e comparando-os com os valores medidos obtidos do sistema de instrumentação e controle. Ajuste a proteção de subexcitação no enedereço 3001 para ON). Nota Se a operação com carga capacitiva não for possível, então pontos de carga na faixa subexcitada podem ser ativados pela mudança de polaridade das conexões do transformador de corrente (endereço 210). Dessa forma as características da proteção de subexcitação são espelhadas ao redor doponto zero. Deve ser observado que a proteção de potência reversa deve ser ajustada para OFF (endereço 3101) como sua característica também é espelhada pelo motor na faixa do gerador. Como o dispositivo de proteção mostra cada nível de carga através dos valores medidos operacionais, não é necessário aproximar a linha de limite de subexcitação. 486 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Verificação da Função Direcional da Proteção de Sobrecorrente Temporizada Quando a polaridade das conexões é verificada, a direção da função de proteção I>> (Seção 2.9) é determinada sem ambiguidade pela definição da seta de referência no dispositivo de proteção. Quando o gerador produz uma potência ativa (valor medido operacional P é positivo), e o endereço 1108 ACTIVE POWER é ajustado para Generator, a rede está na direção direta (pra frente). Para excluir erros de conexões acidentais é recomendado conduzir uma verificação com uma corrente de carga baixa. Proceda como a seguir: • Ajuste o estágio de alta corrente direcional 1301 O/C I>>para Block relay e o valor de pickup I>> (parâmetro 1302) para o valor mais sensitivo (= 0.05A com uma corrente nominal de 1 A e 0.25 A com uma corrente nominal de 5 A). • Aumente a corrente de carga (ôhmica,ou ôhmica indutiva) acima do valor de pickup e assim que a indicação de pickup (No. 1801 a 1803) aparecer, questione as indicações 1806 „I>> forward“ e 1807 „I>> backward“. • Compare a direção indicada com o setpoint (valor de ajuste no endereço 1304 Phase Direction). Na aplicação padrão com transformadores de corrente do lado terminal, o endereço 1304 Phase Direction deve ser ajustado para reverso e a indicação „I>> forward“ (No. 1806). • Reset o valor de pickup no endereço 1302 de volta para o valor original e a função de proteção no endereço 1301 O/C I>> para ON. Verificação da Proteção de Corrente à Terra IEE-B Ajuste a proteção de corrente à terra sensitiva IEE-B para Block relay no endereço 5401. Com o gerador em estado estacionário, uma corrente (determinada pelo número de turnos de teste entre outros) tem que ser injetada sobre o enrolamento de teste do transformador de corrente do eixo e o pickup da função de proteção tem que ser verificado usando o valor padrão (corrente de teste deverá ser duas vezes o valor). Isto é primeiramente uma verificação da fiação e em adição a verificação do comportamento de pickup da função e correta alocação (sinalização). Os testes primários subseqüentes tem que ser conduzidos após o comissionamento da “sincronização”. Proceda como a seguir: • Sincronize o gerador com a rede e faça-o funcionar sob carga. • Dispare uma gravação de falta no DIGSI e determine o componente predominate de freqüência usando SIGRA. Dependendo da conexão, avalie o traço da gravação da falta da entrada Iee1 ou Iee2. Dependendo da saída, selecione o método de medição apropriado no endereço 5406. É possível verificar todas as três variantes (Fundamental, 3. Harmonic e 1. and 3. Harm.) e subseqüentemente selecione o método que tenha dado o melhor resultado. • Após ajuste do método de medição, leia a corrente da falta fora dos valores medidos operacionais. • Calcule o valor de pickup da função pela multiplicação da corrente de falta por um fator de segurança (min. 1.5) e então parametrize-o (no endereço 5402). • Tenha certeza de que não há pickup da função de proteção nessa corrente. Pode ser necessário usar diferentes estados de excitação. • Com o gerador funcionando, conecte um resistor de teste (0 Ω - 30 Ω) entre o eixo do gerador e o terra usando um anel coletor na proximidade do rolamento. Reduza o valor da resistência até que haja pickup da proteção. Se a condição de pickup “oscila” aumente levemente o tempo de espera no endereço 5407. Esse tempo não deverá ser maior do que um segundo. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 487 3 Montagem e Comissionamento Após o teste ser completado, ative a proteção de corrente à terra sensitiva pelo ajuste no endereço 5401 para = ON. 3.3.22 Criação de uma Gravação de Falta de Teste Geral No final do comissionamento, uma investigação das operações de manobras dos disjuntores ou dispositivos de chaveamento primários, sob condições de carga, deverão ser feitos para assegurar a estabilidade da proteção durante processos dinâmicos. Um máximo de informações sobre o comportamento da proteção é fornecido pelas gravações de faltas. Requerimentos Junto com a capacidade de armazenar gravações de faltas via pickup das funções de proteção, o 7UM62 tem também a capacidade de capturar os mesmos dados quando são dados comandos para o dispositivo via programa de serviço DIGSI, interface serial ou uma entrada binária. Para a última, o evento „>Trig.Wave.Cap.“ deve estar alocado para uma entrada binária. Ocorre então o disparo da gravação, por exemplo, via entrada binária quando o objeto de proteção é energizado. Tal teste iniciado externamente de gravações de faltas (quer dizer, sem pickup da proteção) são manuseados pelo dispositivo como gravações de faltas normais, isto é, para cada gravação de medição de falta é aberto um registro de falta com seu próprio número, para alocação inequívoca. Entretanto, essas gravações não são mostradas no buffer de indicação de faltas já que não se tratam de eventos de faltas. 488 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 3.3 Comissionamento Inicio de Gravação de Forma de Onda Para disparar gravação de medição de teste com DIGSI, clique em Test na parte da esquerda da janela. Clique duas vezes em Test Wave Form na lista da janela. Figura 3-40 Disparo de Gravação Oscilográfica com DIGSI — Exemplo Uma gravação de medição de teste é iniciada imediatamente. Durante a gravação, uma indicação é fornecida na parte esquerda da barra de status. Segmentos da barra indicam, adicionalmente, o progresso do procedimento. Para mostra e avaliação da gravação você necessita de um dos programas SIGRA ou ComtradeViewer. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 489 3 Montagem e Comissionamento 3.4 Preparação Final do Dispositivo Aperte com firmeza todos os parafusos. Aperte todos os parafusos dos terminais incluindo aqueles não usados. Cuidado! Torques de aperto inadmissíveis Não observar a medida seguinte pode resultar em algum dano pessoal ou danos à propriedade. Os torques de aperto não devem ser excedidos ou as câmaras dos parafusos e terminais podem ser danificadas! No caso de mudanças de ajustes de serviço , verifique se estão corretos. Verifique se os dados do sistema de potência, funções auxiliares e de controle a serem encontradas com os parâmetros de configuração estão corretamente ajustados (Seção 2). Todos os elementos e funções desejadas devem ser ajustados para ON. Mantenha uma cópia de todos os ajustes em serviço em um PC. Verifique o relógio interno do dispositivo. Se necessário, ajuste o relógio ou sincronize, se o elemento não está sincronizado automaticamente. Para assistência consulte o Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/ )( SIPROTEC 4 System Description /1/). Os buffers de indicação são deletados em MAIN MENU → Annunciation → Set/Reset, de forma que no futuro só contenham informações dos eventos e estados reais. Os contadores nas estatísticas de chaveamento deverão ser resetados para os valores que existiam antes dos testes. (veja também Descrição do Sistema SIPROTEC 4 /1/ )( SIPROTEC 4 System Description /1/). Os contadores dos valores medidos operacionais (por exemplo, contador operacional, se disponível) são resetados em Main Menu → Measurement → Reset. Pressione a tecla ESC, várias vezes se necessário, para retornar ao display padrão. O display padrão aparece no diaplay (por exemplo, display de valores medidos operacionais) Reset os LEDs no painel frontal pressionando a tecla LED, assim eles somente mostrarão eventos e estados reais. Nesse contexto, também os relés de saída provavelmente memorizados são resetados. Pressionar a tecla LED serve também como teste para os LEDs no painel frontal porque eles deverão acender quando o botão é apertado. Qualquer LED que estiver aceso após a tentativa de reset estará mostrando condições reais. O LED verde „RUN“ deve estar aceso. O LED vermelho „ERROR“ não deve acender. Feche as chaves de proteção. Se as chaves de teste estão disponíveis então deverão estar na posição de operação. O dispositivo está agora pronto para operação. ■ 490 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4 Dados Técnicos Este capítulo apresenta os dados técnicos do dispositivo SIPROTEC 4 7UM62 e suas funções individuais, incluindo os valores limite que não devem ser excedidos sob quaisquer circunstância. Os dados elétricos e funcionais para dispositivos equipados com todas as opções são seguidos dos dados mecânicos com desenhos dimensionais. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.1 Geral 493 4.2 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, I>>) 506 4.3 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) 508 4.4 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) 514 4.5 Proteção de Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46) 516 4.6 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) 518 4.7 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M) para Geradores e Motores 519 4.8 Proteção Diferencial (ANSI 87T) para Transformadores 522 4.9 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) 526 4.10 Proteção de Subexcitação (Perda de Campo) (ANSI 40) 527 4.11 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R) 528 4.12 Supervisão de Potência Ativa Direta (ANSI 32F) 529 4.13 Proteção de Impedância (ANSI 21) 530 4.14 Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) (ANSI 78) 532 4.15 Proteção de Subtensão (ANSI 27) 534 4.16 Proteção de Sobretensão (ANSI 59) 536 4.17 Proteção de Freqüência (ANSI 81) 537 4.18 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) 538 4.19 Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R) 540 4.20 Deslocamento de Fase (Jump of Voltage Vector) 541 4.21 Proteção de Falta à Terra de 90% do Estator (ANSI 59N, 64G, 67G) 542 4.22 Proteção Sensitiva de Falta à Terra (ANSI 51GN, 64R) 543 4.23 Proteção de Falta à Terra do Estator -100% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) 544 491 4 Dados Técnicos 4.24 492 Proteção de Falta à Terra do Estator -100% com Injeção de Tensão a 20 Hz (ANSI 64G - 100%) 545 4.25 Proteção B Sensitiva de Falta à Terra (ANSI 51GN) 546 4.26 Proteção de Curto entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT)) 547 4.27 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) 548 4.28 Proteção Sensitiva de Falta à Terra do Rotor com Injeção de Tensão de Onda Quadrada de1 a 3 Hz (ANSI 64R - 1 a 3 Hz) 550 4.29 Supervisão de Tempo de Partida de Motor (ANSI 48) 551 4.30 Inibição de Reinicio para Motores (ANSI 66, 49Rotor) 552 4.31 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) 553 4.32 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) 554 4.33 Proteção de Tensão/Corrente DC (ANSI 59NDC/51NDC) 555 4.34 Detecção de Temperatura por Thermoboxes 556 4.35 Supervisão de Limite 557 4.36 User-defined Functions (CFC) 558 4.37 Funções Auxiliares 563 4.38 Faixas de Operação das Funções e Proteção 569 4.39 Dimensões 571 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.1 Geral 4.1 Geral 4.1.1 Entradas/Saídas Analógicas Entradas de Corrente Freqüência nominal do sistema fN 50 Hz ou 60 Hz Corrente nominal IN 1 A ou 5 A Corrente à terra, sensitiva IEE Faixa linear ≤ 1.6 A (ajustável) Demanda por fase e Elemento à Terra - para IN = 1 A Aprox.. 0.05 VA - para IN = 5 A Aprox.. 0.3 VA - para Detecção de Falta à Terra sensitiva em 1 A Aprox. 0.05 VA Capacidade de Carga de circuito de Corrente - Térmica (rms) 100· IN para 1 s 30· IN para 10 s 4· I N contínua - Dinâmica (valor de pico) 250· I N (meio ciclo) Capacidade de sobrecarga de corrente para entrada de alta sensitividade IEE 300 A para 1 s - Térmica (rms) 100 A para 10 s 15 A contínua - Dinâmica (valor de pico) 750 A (meio ciclo) Tensão nominal secundária 100 V a 125 V Entradas de Tensão Faixa de medição Demanda 0 V a 200 V at 100 V aprox. 0.3 VA Capacidade de sobrecarga do circuito de tensão - Térmica (rms) 230 V contínua Entradas de Transdutor de Medição 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Faixa de medição –10 V a +10 V or -20 mA a +20 mA Resistência de entrada para tensão DC Resistência de Entrada para tensão DC Aprox. 1 MΩ Aprox 10 Ω Capacidade de sobrecarga da entrada de tensão 60 V– contínua Capacidade de sobrecarga da entrada de corrente 100 mA– contínua 493 4 Dados Técnicos Saída Analógica (para Valores Medidos Operacionais) Faixa Nominal 0 a 20 mA VDC ou 4 a 20 mA VDC Faixa de Operação 0 a 22.5 mA VDC ou 4 a 20 mA VDC Conexão para caixa para montagem semi-embutida Painel traseiro, local de montagem "B" ou/e "D" conector fêmea D-SUB de 9 pinos 4.1.2 Para caixa montada sobreposta no terminal na caixa embaixo ou/e no topo da caixa Demanda máxima 350 Ω Tensão Auxiliar Tensão DC Alimentação de Tensão via Conversor Integrado Tensão auxiliar nominal UAux– 24/48 VDC 60/110/125 V DC Faixas de tensão admissíveis 19 a 58 VDC 48 a 150 V DC Tensão auxiliar nominal UAux– 110/125/220/250 VDC Faixas de tensão permissíveis 88 a 300 VDC Tensão de ripple AC admissível, Pico a Pico, IEC 60255-11 ≤15 % da Tensão Auxiliar Entrada de potência 7UM621 Quiescente 7UM622 Aprox. 5.7 W 7UM623 7UM621 Aprox. 5.5 W Aprox. 8.1 W Energizado Aprox. 12.5 W 7UM622 Aprox. 14.6 W 7UM623 Aprox. 14.6 W Tempo de ligação no evento de falha de potência/curto-circuito ≥ 50 ms em U ≥ 48 VDC (UAux,N = 24/48 V) ≥ 50 ms em U ≥ 110 VDC (UAux,N = 60...125 V) ≥ 20 ms em U ≥ 24 VDC (UAux,N = 24/48 V) ≥ 20 ms em U ≥ 60 VDC (UAux,N = 60...125 V) 494 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.1 Geral Tensão AC Alimentação de Tensão via Conversor Integrado Tensão auxiliar nominal AC UAux 115 VAC (50/60 Hz) 230 VAC (50/60 Hz) Faixas de tensão admissíveis 92 a 132 VAC 184 a 265 VAC Entrada de potência 7UM621 Quiescente 7UM622 Aprox. 5.5 VA 7UM623 7UM621 4.1.3 Aprox. 5.5 VA Aprox. 5.5 VA Energizada Aprox. 13 VA 7UM622 Aprox. 15 VA 7UM623 Aprox. 13 VA Tempo de ligação no evento de falha de potência/curto-circuito ≥ 200 ms Entradas e Saídas Binárias Entradas Binárias Variante Número 7UM621*- 7 (configurável) 7UM623*- 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 7UM622*- 15 (configurável) Faixa de Tensão Nominal 24 VDC a 250 VDC, bipolar Consumo de Corrente, Energizada Aprox. 1.8 mA, independente da tensão de controle Limites de Chaveamento ajustável com jumpers para tensões nominais 24/48/ 60/110/125 V DC Uhigh ≥ 19 VDC Ulow ≤ 10 VDC para tensões nominais 110/125/ 220/250 VDC e 115/230 VAC Uhigh ≥ 88 VDC Ulow ≤ 44 VDC Para Tensões Nominais 220/250 VDC e 115/230 VAC Uhigh ≥ 176 VDC Ulow ≤ 88 VDC Tensão máxima permissível 300 V DC Filtragem de impulso de entrada 220 nF capacidade de acoplamento em 220 V com tempo de recuperação > 60 ms 495 4 Dados Técnicos Relés de Saída Sinalização/relés de trip 1) (veja também designações de terminais no Apêndice A.2) Número: Conforme a variante encomendada (alocável) 7UM621*- 12 (1 contato NA cada, opcionalmente com 3 contatos NF ) 7UM623*7UM622*- Capacidade Fechamento/Abertura 20 (1 contato NA cada,opcionalmente 4 contatos como NF) 1 contato vivo (contato NF ou NA selecionável) FECHAMENTO 1000 W/VA ABERTURA Tensão de manobra 30 VA 40 W resistiva 25 W/VA em L/R ≤ 50 ms 250 V Corrente permissível por contato (contínua) 5A Corrente permissível por contato (close e hold) 30 A para 0.5 S (contato NA) Corrente total permissível em circuito comum 1) 5 A contínua 30 A para 0.5 s Listado UL com os seguintes dados nominais: 120 VAC Tarefa Piloto , B300 240 VAC Tarefa Piloto, B300 240 VAC 5 A finalidade geral 24 VDC 5 A finalidade geral 48 VDC 0.8 A finalidade geral 240 VDC 0.1 A finalidade geral 120 VAC 1/6 hp (4.4 FLA) 240 VAC 1/2 hp (4.9 FLA) LEDs Número Em funcionamento (RUN) (verde) 496 1 ERRO (ERROR) (vermelho) 1 LEDs alocáveis (vermelhos) 14 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.1 Geral 4.1.4 Interfaces de Comunicação Interface de Operação Conexão lado frontal,não isolada, RS232, Porta para conexão de PC com D-SUB de 9 pinos Operação Com DIGSI Velocidade de Transmissão min. 4,800 Bd; max. 115,200 Bd Ajuste de fábrica: 38,400 Bd Paridade: 8E1 distância de ligação 15 m Serviço / Modem Interface Conexão interface isolada para transferência de dados Operação Com DIGSI Velocidade de Transmissão min. 4,800 Bd a 115,200 Bd Ajuste de fábrica: 38,400 Bd Paridade: 8E1 RS232/RS485 RS232/RS485 conforme variante encomendada Conexão para caixa para Painel traseiro, local de montagem montagem semi- embutida "C" porta de 9 polos DSUB Caixa de montagem sobreposta Na caixa de console montada na parte inferior da caixa; Cabo de dados blindado Tensão de teste 500 VAC, 50 Hz distância de ligação 15 m distância de ligação 1,000 m RS232/RS485 Conforme variante encomendada Interface isolada para transferência de dados a um terminal mestre RS232 RS485 Interface de Sistema IEC 60870-5-103 RS232 Conexão para caixa para Painel traseiro, local de montagem montagem semi-embutida "B" porta de 9 polos DSUB 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Para caixa montada em painel sobreposta na caixa de console na parte inferior da caixa Tensão de teste 500 V; 50 Hz Velocidade de Transmissão min. 4,800 Bd, max. 115,200 Bd Ajuste de fábrica 38,400 Bd distância de ligação 15 m / 50 pés 497 4 Dados Técnicos RS485 Conexão para caixa para Painel traseiro, local de montagem montagem semi-embutida "B" porta de 9 polos DSUB Para caixa montada em painel sobreposta na caixa de console na parte inferior da caixa Tensão de teste 500 V; 50 Hz Velocidade de Transmissão min. 4,800 Bd, max. 115,200 Bd Ajuste de fábrica 38,400 Bd distância de ligação Max. 1,000 m / 3,280 pés Tipo de conector FO Conector ST Cabo de Fibra Ótica (FO) Conexão para caixa para Painel traseiro, local de montagem montagem semi-embutida "B" Para caixa montada sobreposta na caixa de console na parte inferior da caixa Comprimento de onda ótica λ = 820 nm Laser classe 1 conforme EN 60825-1/-2 Usando fibra de vidro 50/125 μm ou Usando fibra de vidro 62.5/125 μm Atenuação do sinal do link Max. 8 dB, com fibra de vidro ótico permida 62.5/125 μm distância de ligação Max. 1,500 m Caracter de estado inativo Configurável; Ajuste de fábrica: “Light off”(apagado) Profibus RS485 (DP) Conexão para caixa para Painel traseiro,local de montagem "B" montagem semi-embutida Para caixa montada sobreposta na caixa de console na parte inferior da caixa Tensão de teste 500 V; 50 Hz Velocidade de transmissão up to 12 MBd distância de ligação 1,000 m / 3,280 pés em ≤ 93.75 kBd 500 m / 1,640 pés em ≤ 187.5 kBd 200 m / 656 pés em ≤ 1.5 MBd 100 m / 328 pés em ≤ 12 MBd DNP3.0 RS485 Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B" montagem semi-embutida porta de 9 polos DSUB Para caixa montada sobreposta na caixa de console na parte inferior da caixa Tensão de teste 500 V; 50 Hz Velocidade de transmissão até 19,200 Bd distância de ligação 498 Max. 1,000 m / 3,280 pés 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.1 Geral MODBUS RS485 Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B" montagem semi-embutida porta de 9 polos DSUB Para caixa montada sobreposta na caixa de console na parte inferior da caixa Tensão de teste 500 V; 50 Hz Velocidade de transmissão até 19,200 Bd Link de Fibra Ótica Profibus (DP) distância de ligação Max. 1,000 m / 3,280 pés Tipo de conector de fibra ótica(FO) Conector ST: anel simples/anel duplo conforme encomenda para FMS; para DP somente disponível anel duplo Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B" montagem semi-embutida Para caixa montada sobreposta Favor usar versão com Profibus RS485 na caixa do console assim como conversor elétrico/ ótico separado. Velocidade de transmissão até 1.5 MBd Recomendado > 500 kBd Comprimento de onda ótica λ = 820 nm Laser classe 1 conforme EN 60825-1/-2 Usando fibra de vidro 50/125 μm ou Usando fibra de vidro 62.5/125 μm Atenuação de sinal do link Max. 8 dB, com fibra de vidro ótico permitida 62.5/125 μm Link de Fibra Ótica DNP3.0 distância de ligação Max. 1,500 m / 0.93 mulhas Tipo de conector de FO Conector ST receptor/transmissor Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B" montagem semi-embutida Para caixa montada sobreposta Favor usar versão com DNP3.0 RS485 na caixa de console assim como comversor elétrico/ótico separado Velocidade de transmissão até 19,200 Bd Comprimento de onda ótica λ = 820 nm Laser classe 1 conforme EN 60825-1/-2 Usando fibra de vidro 50/125 μm ou Usando fibra de vidro 62.5/125 μm Atenuação de sinal do link Max. 8 dB, com fibra de vidro ótico permitida 62.5/125 μm distância de ligação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Max. 1,500 m / 0.93 milhas 499 4 Dados Técnicos Linlk de Fibra Ótica MODBUS Tipo de conector de FO Conector ST receptor/transmissor Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B" montagem semi-embutida Para caixa montada sobreposta Favor usar versão com MODBUS RS485 na caixa de console assim como conversor elétrico/ótico separado. Velocidade de transmissão até 19,200 Bd Comprimento de onda ótica λ = 820 nm Laser classe 1 conforme EN 60825-1/-2 Usando fibra de vidro 50/125 μm ou Usando fibra de vidro 62.5/125 μm Atenuação de sinal do link Max. 8 dB, com fibra de vidro ótico permitida 62.5/125 μm distância de ponte Max. 1,500 m / 0.93 milhas Módulo de saída analógia 2 portas com 0 mA a 20 mA (elétrico) Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B" montagem semi-embutida e "D" porta de 9 polos DSUB Para caixa montada sobreposta na caixa de console na parte inferior da caixa Tensão de teste 500 V; 50 Hz Ethernet eletrica (EN 100) para IEC 61850 e DIGSI Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B" montagem semi-embutida 2 x RJ45 conector fêmea 100BaseT conforme IEEE802.3 para caixa montada sobreposta na caixa de console na parte inferior da caixa Tensão de teste (conector fêmea) 500 V; 50 Hz Velocidade de transmissão 100 Mbits/s Ethernet ótica (EN 100) para IEC 61850 e DIGSI distância de ligação 20 m / 66 pés Tipo de conector FO Conector ST receptor/transmissor Conexão para caixa para painel traseiro, local de montagem "B" montagem semi-embutida Para caixa montada sobreposta Não disponível Comprimento de onda ótica λ = 1350 nm Velocidade de transmissão 100 Mbits/s Laser classe 1 conforme EN 60825-1/-2 Usando fibra de vidro 50/125 μm ou Usando fibra de vidro 62.5/125 μm Atenuação de sinal do link Max. 5 dB, com fibra de vidro ótico permitida 62.5/125 μm distância de ligação 500 Max. 800 m / 0.5 milhas 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.1 Geral Interface de Sincronização de Tempo Sincronização de tempo DCF 77 / IRIG B Signal (formato telegrama IRIG-B000) Conexão para caixa para montagem semi-embutida painel traseiro, local de montagem "A"; 9-pole D-subminiature Female Connector para caixa montada sobreposta em dois terminais em T na parte inferior da caixa Tensões nominais de sinal selecionável 5 V,12 V ou 24 V Tensão de teste 500 V; 50 Hz Níveis de sinal e demandas Tensão de sinal nominal 5V 4.1.5 12 V 24 V UIHIGH 6.0 V 15.8 V 31 V UILow 1.0 V em IILow = 0.25 mA 1.4 V em IILow = 0.25 mA 1.9 V em IILow = 0.25 mA IIHIGH 4.5 mA a 9.4 mA 4.5 mA a 9.3 mA 4.5 mA a 8.7 mA RI 890 Ω em UI = 4 V 1930 Ω em UI = 8.7 V 3780 Ω em UI = 17 V 640 Ω em UI = 6 V 1700 Ω em UI = 15.8 V 3560 Ω em UI = 31 V Testes Elétricos Especificações Normas: IEC 60255 (norma de produto) IEEE C37.90.0/.1/.2 UL 508 VDE 0435 Veja também normas para testes individuais Normas: IEC 60255-5 e IEC 60870-2-1 Teste de Isolação Teste de alta-tensão (teste de rotina) entra- 2.5 kV (rms), 50 Hz das de corrente,entradas de tensão, relés de saída Teste de alta-tensão (teste de rotina) Tensão Auxiliar e entradas binárias 3.5 kV DC Teste de alta-tensão (teste de rotina) Transdutores de medição MU1-MU3 3.0 kV DC Teste de tensão de impulso (teste de tipo) 500 V (rms), 50 Hz somente comunicação isolada e interfaces e sincronização de tempo ou saídas analógicas (port A –D) Teste de tensão de impulso (teste de tipo) 5 kV (pico): 1.2/50 μs: 0.5 J, 3 impulsos positivos Todos circuitos exceto interfaces de comuni- e 3 negativos em intervalos de 5 s cação e sincronização de tempo, saídas analógicas classe III 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 501 4 Dados Técnicos Testes EMC para Imunidade de Interferência (Ensaio de Tipo) Normas: IEC 60 255-6 e 22 (normas de produto) EN 61000-6-2 (norma genérica) VDE 0435 Parte 301 DIN VDE 0435-110 Teste de alta-freqüência IEC 60255-22-1, Classe III e VDE 0435 Parte 303, Classe III 2.5 kV (peak); 1 MHz; τ = 15 μs; 400 surtos por s; duração do teste 2 s; Ri = 200 Ω Descarga eletrostática IEC 60 55-22-2, Classe IV e IEC 61000-4-2, Classe IV 8 kV de descarga no contato; 15 kV descarga de ar, ambas polaridades; 150 pF; Ri = 330 Ω Irradiação com campo HF, troca de freqüência IEC 60255-22-3, Classe III IEC 61000-4-3, Classe III 10 V/m; 80 MHz a 1000 MHz; 10 V/m; 800 MHz a 960 MHz; 20 V/m; 1.4 GHz a 2.0 GHz; 80 % AM; 1 kHz Irradiação com campo HF, freqüências simples IEC 60255-22-3, IEC 61000-4-3, amplitude-modulada Classe III: 10 V/m 80/160/450/900 MHz 80 % AM 1 kHz; ciclo de trabalho > 10 s Fast Perturbação transiente rápida/ruptura IEC 60255-22-4 and IEC 61000-4-4, Class IV 4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; extensão de ruptura = 15 ms; taxa de repetiçaão 300 ms; ambas polaridades: Ri = 50 Ω; duração do teste 1 min Surto de energia de altas-tensões (SURGE), Pulso: 1.2/50 μs IEC 61000-4-5 Instalação Classe 3 Tensão auxiliar Modo comum: 2 kV; 12 Ω; 9 μF Modo diferencial: 1 kV; 2 Ω; 18 μF Entradas de medição, Entradas binárias, Relés de saída Modo comum: 2 kV; 42 Ω; 0.5 μF Modo diferencial: 1 kV; 42 Ω; 0.5 μF Linha conduzida de HF, amplitude modulada 10 V; 150 kHz a 80 MHz; 80 % AM; 1 kHz IEC 61000-4-6, Classe III Campo Magnético de Freqüência do Sistema 30 A/m; contínua; 300 A/m para 3 s; 50 Hz de Potência 0.5 mT; 50 Hz IEC 61000-4-8, Classe IV IEC 60255-6 Capacidade de Resistência a Surto Oscilatório IEEE Std C37.90.1 2.5 kV (valor de pico); 1 MHz; τ = 15 μs; 400 pulsos por s; duração do teste 2 s; Ri = 200 Ω Capacidade de Resistência a Surto Transiente Rápido IEEE Std C37.90.1 4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; extensão de ruptura = 15 ms; taxa de repetição 300 ms; ambas polaridades: R i = 50 Ω; duração do teste 1 min Interferência eletromagnética radiada IEEE Std C37.90.2 35 V/m; 25 MHz a 1000 MHz Oscilações amortecidas IEC 60694, IEC 61000-4-12 2.5 kV (valor de pico), polaridade alternada 100 kHz, 1 MHz, 10 MHz and 50 MHz, RL = 200 Ω Testes EMC ; Emissão de Interferência (Ensaio de tipo) 502 Norma: EN 61000-6-3 (norma genérica) Tensão de Ruído de Rádio para Linhas, Apenas Tensão Fonte de Alimentação IEC-CISPR 22 150 kHz a 30 MHz Classe Limite B Força do Campo de Ruído de Rádio IEC-CISPR 11 30 MHz a 1000 MHz Classe Limite A 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.1 Geral 4.1.6 Testes de Fadiga Mecânica Fadiga de Vibração e Choque Durante Operação em Estado Estacionário Normas: IEC 60255-21 e IEC 60068 Oscilação IEC 60255-21-1, Classe 2 IEC 60068-2-6 senoidal 10 Hz a 60 Hz: ±0.075 mm amplitude; 60 Hz a 150 Hz: 1g aceleração Relação de troca de freqüência 1 oitavo/min, 20 Ciclos em 3 Eixos Ortogonais Choque IEC 60255-21-2, Classe 1 IEC 60068-2-27 Semi-senoidal aceleração de 5 g, duração 11 ms, cada 3 choques (em ambas as direções dos 3 eixos) Vibração Sísmica IEC 60255-21-3, Classe 1 IEC 60068-3-3 senoidal 1 Hz a 8 Hz: ±3.5 mm amplitude; (Eixo horizontal) 1 Hz a 8 Hz: ±1.5 mm amplitude; (Eixo vertical) 8 Hz a 35 Hz: aceleração de 1 g (Eixo horizontal); 8 Hz a 35 Hz: aceleração de 0.5 g (Eixo vertical) Curva de Freqüência 1 oitavo/min 1 Ciclo em 3 Eixos Ortogonais Fadiga de Vibração e Choque Durante o Transporte 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Normas: IEC 60255-21 e IEC 60068 Oscilação IEC 60255-21-1, Classe 2 IEC 60068-2-6 senoidal 5 Hz a 8 Hz: ±7.5 mm amplitude; 8 Hz a 15 Hz: 2 g Aceleração Relação de Troca de Freqüência 1 oitavo/min 20 Ciclos em 3 Eixos Ortogonais Choque IEC 60255-21-2, Classe 1 IEC 60068-2-27 Semi-senoidal 15 g aceleração, duração 11 ms, cada 3 choques (em ambas as direções dos 3 eixos) Choque Contínuo IEC 60255-21-2, Classe 1 IEC 60068-2-29 Semi-senoidal 10 g aceleração, duração 16 ms, 1000 choques em cada direção de 3 eixos ortogonais 503 4 Dados Técnicos 4.1.7 Testes de Fadiga Climática Temperaturas Ambiente Teste de Tipo (de acordo com IEC 60068-2-1 e -2, Teste Bd p/ 16 h) –25 °C a +85 °C Limite de temperatura operacional (transiente) temporário (testado p/ 96 h) –20 °C a +70 °C (Visibilidade do display pode ser restringida acima de +55 °C) recomendado p/ operação contínua (de acordo com IEC 60255-6) –5 °C a +55 °C Limites de temperatura p/ armazenamento longo –25 °C a +55 °C Limites de temperatura durante transporte –25 °C a +70 °C Armazenamento e transporte do dispositivo em embalagem de fábrica! Umidade umidade admissível média anual de ≤ 75 % de umidade relativa; Em 56 dias do ano, até 93% de umidade relativa. Deve ser evitada condensação na operação! A Siemens recomenda que todos os dispositivos sejam instalados de forma que não estejam expostos à luz solar direta, nem sujeitos a oscilações de temperatura que possam causar condensação. 4.1.8 Condições de Serviço O dispositivo de proteção é designado para instalação em salas e plantas normais de relés, onde a compatibilidade eletromagnética (EMC) seja assegurada, se a instalação for feita adequadamete. Adicionalmente, o seguinte é recomendado: • Contatores e relés operando no mesmo cubículo ou em uma mesma placa de relé com equipamento de proteção digital, deverão estar sempre munidos de equipamento extintor adequado. • Em subestações com tensões operacionais de 100 kV e acima, todos os cabos externos deverão ser blindados com aterramento condutivo, blindado em ambos os terminais. Em subestações de baixa tensão operacional, nenhuma medida especial é requerida. • Não retire ou insira módulos individuais ou placas quando o dispositivo de proteção estiver energizado. Ao manipular módulos e placas fora da caixa, observe as normas dos dispositivos sujeitos a descarga eletrostática (Electrostatic Sensitive Devices). Eles não oferecen perigo na embalagem. 4.1.9 Certificados Lista UL 7UM62**-*B***-**** 7UM62**-*E***-**** 504 Modelos com terminais olhal Reconhecimento UL 7UM62**-*D***-**** Modelos com terminais plug–in 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.1 Geral 4.1.10 Projeto Mecânico Caixa 7XP20 Dimensões Veja desenhos dimensionais, Seção 4.39 Peso aproximado em caixa para montagem semi-embutida 7UM621* (caixa tamanho 1/2) Aprox. 7.5 kg (16.5 pounds) 7UM623* (caixa tamanho 1/2) 7UM622* (caixa tamanho 1/1) Aprox. 9.5 kg (22 pounds) em caixa para montagem sobreposta 7UM621* (caixa tamanho 1/2) Aprox. 12 kg (26.5 pounds) 7UM623* (caixa tamanho 1/2) 7UM622* (caixa tamanho 1/1) Aprox. 15 kg (33 pounds) Grau de proteção de acordo com IEC 60529 para equipamento de montagem sobreposta IP 51 em caixa para montagem semi-embutida Frente IP 51 Traseira IP 50 Para proteção pessoal 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 IP 2x com cobertura 505 4 Dados Técnicos 4.2 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, I>>) Faixas de Ajuste / Incrementos Corrente de Pickup I> for IN = 1 A for IN = 5 A 0.05 A a 20.00 A incrementos 0.01 A 0.25 A a 100.00 A incrementos 0.01 A for IN = 1 A 0.05 A a 20.00 A incrementos 0.01 A for IN = 5 A 0.25 A a 100.00 A incrementos 0.01 A Temporizações T 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Subtensão de selo U< (fase-fase) 10.0 V a 125.0 V incrementos 0.1 V Tempo de Espera da Subtensão de Selo 0.10 s a 60.00 s incrementos 0.01 s Corrente de Pickup I>> Limite direcional da tolerância do ângulo de –90° el. a +90° el. linha I>> incrementos 1° Os tempos de ajuste são simples temporizações. Tempos Tempos de Pickup I >, I>> Corrente = 2 × Valor de Pickup Corrente = 10 × Valor de Pickup Tempos de Dropout I >, I>> Aprox. 35 ms Aprox. 25 ms Aprox. 50 ms Relação de Dropout Relação Dropout/sobrecorrente I> 0.90 a 0.99 Relação Dropout/sobrecorrente I>> (incrementos 0.01) Aprox. 0.95 para I/IN ≥ 0.3 Relação Dropout/subcorrente Aprox. 1.05 Diferença de Dropout Δϕ 2° elétrico Tolerâncias Corrente de Pickup I >, I>> 506 para IN = 1 A 1 % do valor de ajuste ou 10 mA para IN = 5 A 1 % do valor de ajuste ou 50 mA Subtensão de selo U< 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Temporizações T 1 % ou 10 ms Limite direcional do ângulo de linha 1° elétrico 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.2 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>, I>>) Variáveis de Influência para Valores de Pickup 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ U/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos – Até 10 % 3º harmônico – Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% 507 4 Dados Técnicos 4.3 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) Faixas de Ajuste / Incrementos Corrente de Pickup Ip para IN = 1 A 0.10 A a 4.00 A (fases) para IN = 5 A 0.50 A a 20.00 A incrementos 0.01 A incrementos 0.01 A Multiplicadores de Tempo T para Ip Curvas IEC 0.05 s a 3.20 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Multiplicador de Tempo D para Ip Curvas ANSI 0.50 a 15.00 ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 Ativar subtenção U< 10.0 V a 125.0 V incrementos 0.1V Características e Tempo de Trip de acordo com IEC Conforme IEC 60255-3 (veja também a Figura 4-1) Os tempos de trip para I/Ip ≥ 20 são idênticos aos tempos de I/Ip = 20. Limite de Pickup Aprox. 1.10 · Ip Limite de Dropout Aprox. 1.05 · Ip para Ip/IN ≥ 0.3, Tolerâncias Correntes de Pickup Ip para IN = 1 A 1 % do valor de ajuste ou 10 mA para IN = 5 A 1 % do valor de ajuste ou 50 mA 508 Pickup de U< 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Tempo para 2 ≤ I/Ip ≤ 20 5 % do valor (calculado) de referência+1 % de tolerância de corrente, ou 40 ms 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.3 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) Variáveis de Influência para Valores de Pickup 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos – Até 10 % 3º harmônico – Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% 509 4 Dados Técnicos Figura 4-1 510 Característica de Trip da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso, de acordo com IEC 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.3 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) Características de Tempo de Trip de acordo com ANSI De acordo com ANSI/IEEE (veja também as Figuras 4-2 e 4-3) Os tempos de trip para I/Ip ≥ 20 são idênticos ao tempos de I/Ip = 20. Limite de Pickup Aprox. 1.10 · Ip Limite de Dropout Aprox. 1.05 · Ip para Ip/IN ≥ 0.3, isto corresponde a aprox. 0,95 · do valor de pickup Tolerâncias Limites de Pickup e dropout Ip para IN = 1 A 1 % do valor de ajuste ou 10 mA para IN = 5 A 1 % do valor de ajuste ou 50 mA Pickup of U< 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Time for 2 ≤ I/Ip ≤ 20 5 % do valor (calculado) de referência +1 % tolerância de corrente, ou 40 ms Variáveis de Influência Tensão direta da fonte de alimentação ≤ 1 % na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 1% 511 4 Dados Técnicos Figura 4-2 512 Características do Tempo de Trip da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso, de acordo com ANSI/IEEE 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.3 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) Figura 4-3 Características de Tempo de Trip da Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso, de acordo com ANSI/IEEE 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 513 4 Dados Técnicos 4.4 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) Faixas de Ajuste / Incrementos Fator k de acordo com IEC 60255-8 0.10 a 4.00 incrementos 0.01 Constante de tempo τ 30 s a 32000 s incrementos 1 s Extensão da Constante de Tempo na paralisação 1.0 a 10.0 incrementos 0.1 Alarme térmico ΘAlarm/ΘTrip atribuido à temperatura de trip 70 % a 100 % incrementos 1 % p/ IN = 1 A 0.10 A a 4.00 A incrementos 0.01 A p/ IN = 5 A 0.50 A a 20.00 A incrementos 0.01 A Sobrecarga de corrente IAlarm Sobretemperatura Nominal (p/ IN) 40 °C a 200 °C incrementos 1 °C Temperatura de Resfriamento para Escala 40 °C a 300 °C incrementos 1 °C p/ IN = 1 A 0.50 A a 8.00 A incrementos 0.01 A p/ IN = 5 A 2.00 A a 40.00 A incrementos 0.01 A 10 s a 15000 s incrementos 1 s Corrente limite ILimit Tempo de Emergência TEmergency Start Característica de Trip veja também a Figura 4-4 Relações de Dropout Θ/ΘOff Dropout com ΘAlarm Θ/ΘAlarm Aprox. 0.99 I/IAlarm Aprox. 0.95 Tolerâncias Referente a k · IN atribuído ao Tempo de Trip 514 para IN = 1 A 2 % ou 10 mA ; classe 2 % de acordo com IEC 60255-8 para IN = 5 A 2 % ou 50 mA ; classe 2 % de acordo com IEC 60255-8 3 % ou 1 mA ; classe 3 % de acordo com IEC 60255-8 for I/(k ·IN) > 1.25 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.4 Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) Variáveis de influência referentes a k · IN Figura 4-4 Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Características de Trip para Proteção de Sobrecarga 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 515 4 Dados Técnicos 4.5 Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46) Faixas de Ajuste / Incrementos Carga desbalanceada admissível I2 perm./ IN (estágio de alarme também) 3.0 % a 30.0 % incrementos 0.1 % Estágio de trip carga desbalanceada I2>>/IN 10 % a 200 % incrementos 1 % Temporizações TAlarm, TI2>> 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Fator de Assimetria FATOR K 1.0 s a 100.0 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.1 s Fator de tempo de resfriamento TCool 0 s a 50,000 s incrementos 1 s Características de Tempo de Trip veja também a Figura 4-5 Tempos Tempos de Pickup (Característica do estágio) Tempos de Dropout (Característica do estágio) Aprox. 50 ms Aprox. 50 ms Estágio de alarme I2 perm., Estágio de trip I2>> Aprox. 0.95 Estágio de trip térmico Dropout no alcance de I2 perm. Valores de Pickup I2 perm., I2>> 3 % do valor de ajuste ou 0.3 % carga desbalanceada Temporizações 1 % ou 10 ms Tempo da característica térmica para 2 ≤ I2/I2 perm. ≤ 20 5 % do valor (calculado) de referência +1 % de tolerância de corrente, ou 600 ms Condições de Dropout Tolerâncias 516 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.5 Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46) Variáveis de Influência para Valores de Pickup Figura 4-5 Tensão direta na fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 %/10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos – Até 10 % 3º harmônico – Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% Tempos de Trip da Característica Térmica para a Proteção de Carga Desbalanceada 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 517 4 Dados Técnicos 4.6 Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) Faixas de Ajuste / Incrementos para IN = 1 A 0.10 A a 20.00 A incrementos 0.01 A para IN = 5 A 0.50 A a 100.00 A incrementos 0.01 A Temporizações T 0.00 s a 60.00 s ou ineficaz incrementos 0.01 s Tempos de Pickup I> 120 ms ou superior (dep. da freqüência do sinal) Tempos de Dropout I> 120 ms ou superior (dep. da freqüência do sinal) Limite de corrente I> 80 % ou 0.05 I/In Limite de corrente I> f ≥ 3 Hz, I/IN < 5 ≤ 10 % Temporizações T 1 % ou 10 ms Corrente de Pickup I> Tempos Condições de Dropout Tolerâncias Variáveis de Influência para Valores de Pickup 518 Tensão direta na fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 2 Hz ≤ f ≤ 10 Hz ≤ 10 % Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico ≤ 100 % (considerado em cálculo) ≤ 100 % (considerado em cálculo) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.7 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M) para Geradores e Motores 4.7 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M) para Geradores e Motores Faixas de Ajuste / Incrementos Corrente diferencial IDIFF>/IN Gen 0.05 a 2.00 incrementos 0.01 Estágio de alta corrente IDIFF>>/IN Gen 0.5 a 12.0 ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.1 0.10 a 0.50 incrementos 0.01 Característica de Pickup veja também a Figura 4-6 Slope 1 Ponto de base 1 I/IN Gen 0.00 a 2.00 incrementos 0.01 Slope 2 0.25 a 0.95 incrementos 0.01 Ponto de base 2 I/IN Gen 0.00 a 10.00 incrementos 0.01 Reconhecimento de partida I/IN Gen 0.00 a 2.00 incrementos 0.01 Aumento do Valor de Pickup na Partida 1.0 a 2.0 incrementos 0.1 Tempo máximo de Partida 0.0 s a 180.0 s incrementos 0.1 s Estabilização Add-on I/IN Gen 2.00 a 15.00 incrementos 0.01 Duração da estabilização of Add-on (2 a 250) · Duração do ciclo (Freqüência da rede) ou ∞ (ineficaz) Temporização de Trip para IDIFF> e IDIFF>> 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Tempos de Pickup com alimentação de um único lado (sem operação paralela de outras funções de proteção) Relação de Dropout Aprox. 0.7 Tolerâncias Com parâmetros pré-ajustados 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 - Característica de Pickup ± 3 % do setpoint (para I < 5 · IN) - Temporizações adicionais ± 1 % do valor de ajuste ou 10 ms 519 4 Dados Técnicos Variáveis de Influência para Valores de Pickup Figura 4-6 520 Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ U/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤ 1 % (veja também a Figura 4-7) Característica de Pickup para Uso da Proteção Diferencial de Gerador ou Motor 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.7 Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M) para Geradores e Motores Figura 4-7 Influência da Freqüência na Proteção Diferencial de Gerador ou Motor onde: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 IDIF Corrente diferencial = |I1 + I2| IN Obj Corrente nominal do objeto protegido IXf Corrente em qualquer freqüência dentro da faixa especificada 521 4 Dados Técnicos 4.8 Proteção Diferencial (ANSI 87T) para Transformadores Faixas de Ajuste / Incrementos Corrente diferencial IDIFF>/IN Transf 0.05 a 2.00 incrementos 0.01 Estágio de corrente muito alta IDIFF>>/ IN Transf 0.5 a 12.0 ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.1 0.10 a 0.50 incrementos 0.01 Curvas de Tempo de Trip de acordo com ANSI veja também a Figura 4-8 Slope 1 Ponto de base 1 I/IN Transf 0.00 a 2.00 incrementos 0.01 Slope 2 0.25 a 0.95 incrementos 0.01 Ponto de base 2 I/IN Transf 0.00 a 10.00 incrementos 0.01 Reconhecimento de partida I/IN Transf 0.00 a 2.00 incrementos 0.01 Aumento do Valor de Pickup na partida 1.0 a 2.0 incrementos 0.1 Tempo máximo de partida 0.0 a 180.0 s incrementos 0.1 s Estabilização Add-on I/IN Transf 2.00 a 15.00 incrementos 0.01 Estabilização de inrush I2fN/IfN (2º Harmônico) 10 % a 80 % veja também a Figura 4-9 incrementos 1 % Estabilização (nº harm.) InfN/IfN (n = 3º ou 5º harmônico) 10 % a 80 % veja também a Figura 4-10 incrementos 1 % Bloqueio retraido I/IN Transf 0.5 a 12.0 incrementos 0.1 Temporização de Trip para IDIFF> e IDIFF>> 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) Duração da estabilização Add-on incrementos 0.01 s (2 a 250) . Duração de ciclo (Freqüência da rede) ou ∞ (ineficaz) Tempo de bloqueio cruzado para 2º, 3º ou (0 a 1000) 5º harmônicos Duração de ciclo (Freqüência da rede) ou ∞ (contínua) Temporização de Trip para IDIFF> e IDIFF>> 0.00 s a 60 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Tempos de Pickup com alimentação em um único lado (sem operação paralela de outras funções de proteção) Relação de Dropout 522 Aprox. 0.7 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.8 Proteção Diferencial (ANSI 87T) para Transformadores Tolerâncias Com Parâmetros Pré-ajustados do Transformador - Característica de Pickup ± 3 % do setpoint (para I < 5 · IN) - Restrição de Inrush ± 3 % do valor de ajuste (para I2fN/IfN ≥ 15 %) - Temporizações Adicionais ± 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup Figura 4-8 Tensão direta na fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤ 1 % (veja também a Figura 4-11) Característica de Pickup da Proteção Diferencial de Transformador 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 523 4 Dados Técnicos 524 Figura 4-9 Influência restritiva do 2º Harmônico na Proteção Diferencial de Transformador Figura 4-10 Influência restritiva de Harmônicos de ordem superior 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.8 Proteção Diferencial (ANSI 87T) para Transformadores Figura 4-11 Influência da Freqüência na Proteção Diferencial de Transformador onde: 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 IDIF Corrente diferencial = |I1 + I2| IN Corrente na freqüência nominal IXf Corrente em qualquer freqüência dentro da faixa especificada 525 4 Dados Técnicos 4.9 Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) Faixas de Ajuste / Incrementos Corrente diferencial I-REF> I/INObj 0.05 a 2.00 incrementos 0.01 Característica: ponto base I/INObj 0.00 a 2.00 incrementos 0.01 Característica: Slope 0.00 a 0.95 incrementos 0.01 Temporizações T 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Bloqueio da corrente de fase I> I/INObj 1.0 a 2.5 incrementos 0.1 Ativação Tensão Zero U0 1.0 V a 100.0 V ou 0 (ineficaz) incrementos 0.1V Tempos de Pickup Tempos de Dropout Aprox. 25 ms a 55 ms Aprox. 60 ms Tempos Relações Trip/Dropout Característica de Trip Aprox. 0.90 Relação de Dropout Aprox. 0.95ms Tolerância Característica de Trip 5 % do valor de ajuste ou 0.02 I/InO Bloqueio da Corrente de Fase I> 1 % do valor de ajuste ou 0.01 I/InO Ativação Tensão Zero U0> 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Temporizações T 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup 526 Tensão direta da fonte de alimentação 0,8 ≤ UH/U ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.10 Proteção de Subexcitação (Loss-of-Field) (ANSI 40) 4.10 Proteção de Subexcitação (Loss-of-Field) (ANSI 40) Faixas de Ajuste / Incrementos Seções de Condutância Caract. 1/xd 0.20 a 3.00 incrementos 0.01 Ângulo de Slope α1, α2, α3 50° a 120° incrementos 1° Temporizações T 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Bloqueio de Subtensão 10.0 V a 125.0 V incrementos 0.1V Tensão DC de excitação Uexc < (via divisor externo de tensão) 0.50 V a 8.00 V incrementos 0.01V Tempos Tempos de Pickup Seções de Condutância Caract. 1/xd Aprox. 60 ms Critério do circuito do Rotor Uexc Aprox. 60 ms Bloqueio de subtensão Aprox. 50 ms Seções de Condutância Caract. 1/xd, α Aprox. 0.95 Critério do circuito do Rotor Uexc Aprox. 1.05 ou valor de pickup + 0.5 V Bloqueio de subtensão Aprox. 1.1 Seções de Condutância Caract. 1/xd 3 % do valor de ajuste Relações de Dropout Tolerâncias Critério do estator α 1° elétrico Critério do circuito do Rotor Uexc 1° ou 0.1 V Bloqueio de subtensão 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Temporizações T 1 % ou 10 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% 527 4 Dados Técnicos 4.11 Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R) Faixas de Ajuste / Incrementos Potência reversa Preverse>/SN –0.50 % a –30.00 % incrementos 0.01 % Temporizações T 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Tempos Tempos de Pickup – Potência reversa Preverse> Tempos de Dropout – Potência reversa Preverse> Aprox. 360 ms em f = 50 Hz Aprox. 300 ms em f = 60 Hz Aprox. 360 ms at f = 50 Hz Aprox. 300 ms at f = 60 Hz Relações de Dropout – Potência reversa Preverse> Aprox. 0.6 – Potência reversa Preverse> 0.25 % SN ± 3 % do valor de ajuste para Q < 0.5 SN (SN: Potência aparente nominal, Q: Potência reativa) – Temporizações T 1 % ou 10 ms Tolerâncias Variáveis de Influência para Valores de Pickup 528 Tensão direta na fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ U/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos – Até 10 % 3º harmônico – Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.12 Supervisão da Potência Ativa Direta (ANSI 32F) 4.12 Supervisão da Potência Ativa Direta (ANSI 32F) Faixas de Ajuste / Incrementos Potência reversa Preverse</SN 0.5 % a 120.0 % incrementos 0.1 % Potência reversa Preverse>/SN 1.0 % a 120.0 % incrementos 0.1 % Temporizações T 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Tempos de Pickup – Potência ativa P<, P> com medição de alta precisão: Aprox. 360 ms em f = 50 Hz Aprox. 300 ms em f = 60 Hz com medição de alta velocidade: Aprox. 60 ms em f = 50 Hz Aprox. 50 ms em f = 60 Hz Tempos de Dropout – Potência ativa P<, P> com medição de alta precisão: Aprox. 360 ms em f = 50 Hz Aprox. 300 ms em f = 60 Hz com medição de alta velocidade: Aprox. 60 ms em f = 50 Hz Aprox. 50 ms em f = 60 Hz Potência ativa PAct< Aprox. 1.10 ou 0.5 % de SN Potência ativa PAct> Aprox. 0.90 ou -0.5 % de SN Potência ativa P<, P> 0.25 % SN ± 3 % do valor de ajuste com medição de alta precisão 0.5 % SN ± 3 % do valor de ajuste com medição de alta velocidade (SN: Potência aparente nominal) Temporizações T 1 % ou 10 ms Tempos Relações de Dropout Tolerâncias Variáveis de Influência para Valores de Pickup 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos – Até 10 % 3º harmônico – Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% 529 4 Dados Técnicos 4.13 Proteção de Impedância (ANSI 21) Pickup Corrente de Pickup IMP para IN = 1 A I> para IN = 5 A 0.10 A a 20.00 A incrementos 0.01 A 0.50 A a 100.00 A incrementos 0.05 A Relação de Dropout Aprox. 0.95 Tolerâncias de medição conforme VDE 0435 para IN = 1 A 1 % do valor de ajuste ou 10 mA para IN = 5 A 1 % do valor de ajuste ou 50 mA Subtensão com selo U< 10.0 V a 125.0 V Relação de Dropout Aprox. 1.05 incrementos 0.1 V Medição de Impedância Característica Poligonal, 3 estágios independentes Impedância Z1 (secundária, baseada em 0.05 Ω a 130.00 Ω IN = 1 A) incrementos 0.01 Ω Impedância Z1 (secundária, baseada em 0.01 Ω a 26.00 Ω IN = 5 A) Imped. Z1B (secundária, baseada em IN = 1 A) 0.05 Ω a 65.00 Ω incrementos 0.01 Ω Imped. Z1B (secundária, baseada em IN = 5 A) 0.01 Ω a 13.00 Ω Imped. Z2 (secundária, baseada em IN = 1 A) 0.05 Ω a 65.00 Ω Imped. Z2 (secundária, baseada em IN = 5 A) 0.01 Ω a 13.00 Ω Tolerâncias de medição conforme VDE 0435 com grandezas senoidais |ΔZ/Z| ≤ 5 % para 30° ≤ ϕK ≤ 90° ou 10 mΩ incrementos 0.01 Ω Bloqueio de Oscilação de Potência Polígono de oscilação de potência polígono de trip (secundário, baseado em IN = 1 A) 0,10 Ω até 30.00 Ω Polígono de oscilação de potência polígono de trip (secundário, baseado em IN = 5 A) 0,02 Ω até 6.00 Ω Taxa de mudança dz/dt (baseada em IN = 1 A) 1,0 Ω/s a 600.0 Ω/s Taxa de mudança dz/dt (baseada em IN = 5 A) 0,2 Ω/s a 120.0 Ω/s Tempo de Ação do Bloqueio de Oscilação 0.00 s a 60.00 s ou ∞ de Potência (ineficaz) 530 incrementos 0.01 Ω incrementos 0.1 Ω/s incrementos 0.01 s 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.13 Proteção de Impedância (ANSI 21) Tempos Temporizações 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) Tempo mais curto de Trip 35 ms Tempo Típico de Trip Aprox. 40 ms Tempo de Dropout Aprox. 50 ms Tempo de Espera da Subtensão com selo 0.10 s a 60.00 s Tolerâncias de Temporização incrementos 0.01 s incrementos 0.01 s 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup Tensão direta da fonte de alimentação na ≤ 1 % Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa .95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% 531 4 Dados Técnicos 4.14 Proteção de Perda de Sincronismo(Out-of-Step) (ANSI 78) Pickup Corrente de seqüência positiva I1>/IN 20.0 % a 400.0 % incrementos 0.1 % Corrente de seqüência negativa I2</IN 5.0 % a 100.0 % incrementos 0.1 % Relações de Dropout - I1> - I2< Aprox. 0.95ms Aprox. 1.05 Tolerâncias de medição conforme VDE 0435 Parte 303 3 % do valor de ajuste Polígono da Oscilação de Potência Impedância Za (secundária, baseada em IN = 1 A) 0,20 Ω até 130.00 Ω Impedância Za (secundária, baseada em IN = 5 A) 0,04 Ω até 26.00 Ω Impedância Zb (secundária, baseada em IN = 1 A) 0,10 Ω até 130.00 Ω Impedância Zb (secundária, baseada em IN = 5 A) 0,02 Ω até 26.00 Ω Impedância Zc (secundária, baseada em IN = 1 A) 0,10 Ω até 130.00 Ω Impedância Zc (secundária, baseada em IN = 5 A) 0,02 Ω até 26.00 Ω Impedância Zd-Zc (secundária, baseada em IN = 1 A) 0,00 Ω até 130.00 Ω Impedância Zd-Zc (secundária, baseada em IN = 5 A) 0,00 Ω até 26.00 Ω Ângulo de Inclinação do Polígono 60.0° a 90.0° Nº de oscilações de potência permissíveis - na característica cruzada 1 - na característica cruzada 2 1 a 10 1 a 20 incrementos 0.01 Ω incrementos 0.01 Ω incrementos 0.01 Ω incrementos 0.01 Ω incrementos 0.1° Tolerâncias de medição conforme VDE 0435 com grandezas senoidais |ΔZ/Z| ≤ 5 % para 30° ≤ ϕK ≤ 90° ou 10 mΩ Pickup Tempo de Selo TH 0.20 s a 60.00 s Tempos Tempo de espera da indicação de perda 0.02 s a 0.15 s de sincronismo Tolerâncias de temporização 532 incrementos 0.01 s incrementos 0.01 s 1 % do valor de ajuste ou 10 ms 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.14 Proteção de Perda de Sincronismo(Out-of-Step) (ANSI 78) Variáveis de Influência para Valores de Pickup 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% 533 4 Dados Técnicos 4.15 Proteção de Subtensão (ANSI 27) Faixas de Ajuste / Incrementos Grandeza Medida Tensões fase-terra de Seqüência Positiva como Valores fase-fase Tensões de Pickup U<, U<<, Up< 10.0 V a 125.0 V incrementos 0.1 V Relação de Dropout RV U< (apenas estágios U<, U<<) 1.01 a 1.20 incrementos 0.01 Temporizações T U<, T U<< 0.00 s a 60.0 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Fator de multiplicação de tempo TMUL para Característica Inversa 0.10 s to 5.00 s incrementos 0.01 s Temporização adicional TUp< para Característica Inversa 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Os tempos de ajuste são temporizações normais. Tempos de Operação Tempos de Pickup Aprox. 50 ms Tempos de Dropout Aprox. 50 ms Relação de Dropout do valor de pickup da característica inversa 1.01 ou 0.5 V absoluto Característica de Trip veja também a Figura 4-12 Tolerâncias 534 Tensões de Pickup U<, U<<, Up< 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Temporizações T, TUp< 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Tensão - Característica de Tempo 1 % baseado em U, ou 30 ms 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.15 Proteção de Subtensão (ANSI 27) Variáveis de Influência Figura 4-12 Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% Tempos de trip da proteção de subtensão inversa para valor de ajuste Up <= 75 V, sem temporização adicional de trip (TUp< = 0) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 535 4 Dados Técnicos 4.16 Proteção de Sobretensão (ANSI 59) Faixas de Ajuste / Incrementos Grandeza medida Máximo das tensões fase-fase, calculadas a partir das tensões fase-terra Limites de Pickup U>, U>> 30.0 V a 170.0 V incrementos 0.1V Relação de Dropout RV U> (estágios U>, U>>) 0.90 a 0.99 incrementos 0.01 Temporizações T U>, T U>> 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Os tempos de ajuste são temporizações normais. Tempos Tempos de Pick-up U>, U>> Aprox. 50 ms Tempos de Dropout U>, U>> Aprox. 50 ms Tolerâncias Limites de Tensão de Pickup 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Temporização T 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Tensão DC da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Variáveis de Influência Harmônicos – Até 10 % 3º harmônico – Até 10 % 5º harmônico 536 ≤1% ≤1% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.17 Proteção de Freqüência (ANSI 81) 4.17 Proteção de Freqüência (ANSI 81) Faixas de Ajuste / Incrementos Nº de Elementos de Freqüência 4; pode ser ajustado para f> ou f< Pickup de Freqüência f> ou f< 40 Hz a 66.00 Hz incrementos 0.01 Hz Temporizações T f1 T f2 a T f4 0.00 s a 600.00 s 0.00 s a 100.00 s incrementos 0.01 s incrementos 0.01 s Bloqueio de Subtensão (componente de seqüência positiva U1) 10.0 V a 125.0 V e 0 V (sem bloqueio) incrementos 0.1V Os tempos de ajuste são temporizações normais. Tempos Tempos de Pickup f>, f< Tempos de Dropout f>, f< Aprox. 100 ms Aprox. 100 ms Δf = | Valor de Pickup – Valor de Dropout | Aprox. 20 mHz Relação de Dropout para bloqueio de subtensão Aprox. 1.05 Freqüências f>, f< Bloqueio de Subtensão Temporizações T(f<, f<) 10 mHz (at U = UN, f = fN) 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Tensão DC da Fonte de Alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C 0.5 %/10 K Diferença de Dropout Relação de Dropout Tolerâncias Variáveis de Influência Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1% 1% 537 4 Dados Técnicos 4.18 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) Faixas de Ajuste / Incrementos Limite de Pickup (Estágio de Alarme) 1.00 a 1.20 incrementos 0.01 Limite de Pickup da característica de estágio 1.00 a 1.40 incrementos 0.01 Temporizações T U/f>, T U/f>> (Característica de Alarme e Estágio) 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Pares de valores característicos U/f 1,05/1,10/1,15/1,20/1,25/1,30/1,35/1,40 Temporização associada para t (U/f réplica 0 s a 20,000 s térmica incrementos 1 s Tempo de resfriamento TCOOL incrementos 1 s 0 s a 20,000 s Tempos Característica de Alarme e Estágio Tempos de Pickup para 1.1 · Valor de ajuste Aprox. 60 ms Tempos de Dropout Aprox. 60 ms Dropout/Pickup Aprox. 0.98 Réplica térmica (característica de pré-ajuste e estágio) veja a Figura 4-13 Pickup em U/f 3 % do valor de ajuste Temporizações T (Característica de Alarme e Estágio) 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Réplica térmica (Característica de tempo) 5 %, relacionado a U/f ± 600 ms Relação de Dropout Característica de Trip Tolerâncias 538 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.18 Proteção de Sobrexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) Variáveis de Influência Tensão direta na fonte de alimentação na faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico Figura 4-13 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 ≤1% ≤1% Característica de Trip resultante das Características de Réplica Térmica e de Estágio da Proteção de Sobreexcitação (Ajuste Padrão) 539 4 Dados Técnicos 4.19 Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R) Faixas de Ajuste / Incrementos Estágios, podem ser +df/dt> ou –df/dt 4 Valores de Pickup df/dt 0.1 Hz/s a 10.0 Hz/s incrementos 0.1 Hz/s Temporizações T 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Bloqueio de subtensão U1> 10.0 V a 125.0 V ou 0 (desativado) incrementos 0.1 V Comprimento da Janela 1 a 25 ciclos Tempos Tempos de Pickup df/dt Aprox. 150 ms a 500 ms (dependendo do comprimento da janela) Tempos de Dropout df/dt Aprox. 150 ms a 500 ms (dependendo do comprimento da janela) Diferença de Dropout Δf/dt 0.02 Hz/s a 0.99 Hz/s (ajustável) Relação de Dropout Aprox. 1.05 Relações de Dropout Tolerâncias Aumento de Freqüência –Janela de Medição < 5 Aprox. 5 % ou 0.15 Hz/s em U > 0,5 UN – Janela de Medição ≥ 5 Aprox. 3 % ou 0.1 Hz/s em U > 0,5 UN Bloqueio de subtensão 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Temporizações 1 % ou 10 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup Tensão DC da Fonte de Alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 540 ≤1% ≤1% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.20 Deslocamento do Vetor de Tensão 4.20 Deslocamento do Vetor de Tensão Faixas de Ajuste / Incrementos Estágio Δϕ 2° a 30° incrementos 1° Temporização T 0.00 a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Tempo de Reset TReset 0.00 to 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.00 s Bloqueio de Subtensão U1> 10.0 a 125.0 V incrementos 0.1 V Tempos Tempos de Pickup Δϕ Aprox. 75 ms Tempos de Dropout Δϕ Aprox. 75 ms – – Deslocamento de Ângulo 0.5° em U > 0.5 UN Bloqueio de Subtensão 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Temporizações T 1 % ou 10 ms Relações de Dropout Tolerâncias Variáveis de Influência Tensão DC da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 ≤1% ≤1% 541 4 Dados Técnicos 4.21 Proteção de Falta à Terra do Estator - 90% (ANSI 59N, 64G, 67G) Faixas de Ajustes / Incrementos Tensão residual U0> 2.0 V a 125.0 V incrementos 0.1 V Corrente à terra 3I0> 2 mA a 1000 mA incrementos 1 mA Critério de ângulo de corrente à terra 0° a 360° incrementos 1° Temporização TSEF 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Os tempos de ajuste são temporizações normais. Tempos Tempos de Pickup U0 3I0 direcional Aprox. 50 ms Aprox. 50 ms Aprox. 70 ms Tempos de Dropout U0 3I0 direcional Aprox. 50 ms Aprox. 50 ms Aprox. 70 ms Relação de Dropout / Diferença de Dropout Tensão residual U0 Aprox. 0.70 Corrente à terra 3I0 Aprox. 0.70 ou 0.1 mA Critério de ângulo (diferença de dropout ) 10° na direção da rede Tensão residual 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Corrente à terra 1 % do valor de ajuste ou 0.5 mA Temporizações T 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Tensão DC da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Tolerâncias Variáveis de Influência Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 542 ≤1% ≤1% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.22 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) 4.22 Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) Faixas de Ajuste / Incrementos Corrente de Pickup IEE> 2 mA a 1000 mA incrementos 1 mA Temporização TIEE> 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Corrente de Pickup IEE>> 2 mA a 1000 mA incrementos 1 mA Temporização TIEE>> 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Supervisão de circuito de medição quando usada como proteção de falta à terra IEE< 1.5 mA a 50.0 mA ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.1mA Tempos de Pickup Aprox. 50 ms Tempos de Dropout Aprox. 50 ms Supervisão de Circuito de Medição (Temporização) Aprox. 2 s Tempos Relações de Dropout Corrente de Pickup IEE>, IEE>> Aprox. 0.95 ou 1 mA Supervisão de circuito de medição IEE< Aprox. 1.10 ou 1 mA Corrente de Pickup 1 % do valor de ajuste ou 0.5 mA Temporização 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Tensão DC da Fonte de Alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Tolerâncias Variáveis de Influência Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico ≤1% ≤1% Nota: Para finalidade de alta sensitividade, a faixa linear da entrada de medição para a aquisição da falta à terra sensitiva é de 2 mA a 1600 mA. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 543 4 Dados Técnicos 4.23 Proteção de Falta à Terra do Estator -100%- com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) Faixas de Ajuste / Incrementos Valor de Pickup para 3º Harmônico no estágio de subtensão U0 (3rd harmon.)< 0.2 V a 40.0 V incrementos 0.1 V Valor de Pickup para 3º Harmônico no estágio de sobretensão U0 (3rd harmon.)> 0.2 V a 40.0 V incrementos 0.1 V Temporização TSEF 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s P/Pmin > 10 % a 100 % ou 0 (ineficaz) incrementos 1 % U/U1 min> 50.0 V a 125.0 V ou 0 (ineficaz) incrementos 0.1 V Fator de Correção U03h(V/100%) para o estágio U0(3º harmônico.)> –40.0 a +40.0 incrementos 0.1 Tempos de Pickup Aprox. 80 ms Tempos de Dropout Aprox. 80 ms Estágio de subtensão U0 (3º harmônico.)< Aprox. 1.10 ou 0.1 mA Estágio de subtensão U0 (3º harmônico.)> Aprox. 0.90 ou -0.1 V (3rd HARM) Condições de Habilitação Tempos Relações de Dropout Condições de Habilitação P/Pmin > Aprox. 0.90 U/U1 min> Aprox. 0.95 Tensão Residual 3 % do valor de ajuste ou 0.1 V Tolerâncias Temporização TSEF (3rd HARM) 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Variáveis de Influência 544 Tensão DC da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Freqüência na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.24 Proteção de Falta à Terra do Estator -100%- com Injeção de Tensão 20 Hz (ANSI 64G - 100%) 4.24 Proteção de Falta à Terra do Estator -100%- com Injeção de Tensão 20 Hz (ANSI 64G - 100%) Faixas de Ajustes / Incrementos Estágio de Alarme RSEF< 20 Ω a 700 Ω incrementos 1 Ω Estágio de Trip RSEF<< 20 Ω a 700 Ω incrementos 1 Ω Estágio de corrente à terra ISEF> 0.02 A a 1.50 A incrementos 0.01 A Temporização 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Monitoramento de Falha de Gerador 20 HZ U20 0.3 V a 15 V incrementos 0.1V I20 5 mA a 40 mA incrementos 1 mA Ângulo de Correção -60° a +60° incrementos 1° Tempos Tempo de Pickup RSEF<, RSEF<< ≤ 1.3 s Tempo de Pickup ISEF> ≤ 250 ms Tempos de Dropout RSEF<, RSEF<< ≤ 0.8 s Tempos de Dropout ISEF> ≤ 120 ms Relação de Dropout Aprox. 1.2 a 1.7 Relações de Dropout Tolerâncias Resistência Aprox. 5 % ou 2 Ω Corrente 3 % ou 3 mA Temporização 1 % ou 10 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup Tensão DC da Fonte de Alimentação na Faixa ≤ 1 % 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 %/10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 ≤1% ≤1% 545 4 Dados Técnicos 4.25 Proteção B de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN) Faixas de Ajustes / Incrementos Corrente de Pickup IEE-B> 0.3 mA a 1000.0 mA incrementos 0.1 mA Temporização TIEE-B> 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Corrente de Pickup IEE-B< 0.3 mA a 500.0 mA ou 0 (ineficaz) incrementos 0.1 mA Temporização TIEE-B> 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Tempo de Pickup com selo IeeB> 0.00 s a 60.00 s incrementos 0.01 s Tempo de Pickup com selo IeeB< 0.00 s a 60.00 s incrementos 0.01 s Método de Medição quando Usado como Proteção de Falta à Terra do Rotor - Fundamental - 3º Harmonicos - 1º e 3º harmonic Tempos de pickup Aprox. 50 ms Tempos de dropout Aprox. 50 ms Tempos Relação de Drop-off a Pickup Corrente de Pickup IEE-B> Aprox. 0.90 ou 0.15 mA IEE-B< Aprox. 1.10 ou 0.15 mA Corrente de pickup 1 % do valor de ajuste ou 0.1 mA Temporização 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Tensão DC da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 %/10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Tolerâncias Variáveis de Influência Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 546 ≤1% ≤1% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.26 Proteção de Curto Entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT)) 4.26 Proteção de Curto Entre Espiras (Interturn) (ANSI 59N (IT)) Faixas de Ajustes / Incrementos Limites de pickup da tensão de deslocamen- 0.3 V a 130.0 V to Uw> incrementos 0.1 V TInterturn> 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Tempos de pickup Aprox. 60 ms Tempos de dropout Aprox. 60 ms Tempos Relação de Drop-off a Pickup Estágio de Pickup UInterturn> Aprox. 0.5 a 0.95 s (ajustável) ou 0.1 V Tensão residual 1 % do valor de ajuste ou 0.1 V Temporização 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 %/10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Tolerâncias Variáveis de Influência Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 ≤1% ≤1% 547 4 Dados Técnicos 4.27 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) Faixas de Ajustes / Incrementos Estágio de Alarme RE ALARM 3.0 kΩ a 30.0 kΩ incrementos 0.1 kΩ Estágio de Trip RE TRIP 1.0 kΩ a 5.0 kΩ incrementos 0.1 kΩ TRE ALARM 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s TRE TRIP 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Reatância em Xacoplamento no circuito de acoplamento (capacitivo) –100 Ω até 800 Ω incrementos 1 Ω Resistência em Rescovas no circuito de acoplamento 0 Ω até 999 Ω incrementos 1 Ω Valor de pickup de I RE< indicação de perturbação 1.0 mA a 50.0 mA or 0.0 (estágio está inativo) incrementos 0.1 mA Ângulo de correção W0 I RE para corrente de falta à Terra do Rotor -15.0° a +15.0° incrementos 0.1° Temporizações Capacidade Admissível à Terra do Rotor CE Para as Tolerâncias estabelecidas e para detecção de uma interrupção do circuito de medição 0.15 μF ≤ CE ≤ 3.0 μF Faixa de Operação Admissível de Tensão Injetada (Alarme URE< em U ≤ 20 V) AC 20 V a AC 100 V Tempos Tempos de Pickup - Estágio de Alarme,Estágio de Trip ≤ 80 ms Tempos de Dropout - Estágio de Alarme,Estágio de Trip ≤ 80 ms RE ALARM, RE TRIP Aprox. 1.25 Alarme IRE< Aprox. 1.20 ou 0.5 mA diferença de dropout Alarme URE< Aprox. 5 V diferença de dropout Estágio de Alarme, Estágio de Trip 5 % para RE ≤ 5 kΩ e 0.15 ≤ CE/μF≤ 3 10 % para RE ≤ 10 kΩ e 0.15 ≤ CE/μF≤ 3 10 % para 10 ≤ RE/kΩ ≤ 3 e CE ≤ 1 μF Temporizações T 1 % ou 10 ms Relações de Dropout Tolerâncias 548 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.27 Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) Variáveis de Influência para Valores de Pickup 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Tensão direta da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Tempertura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% 549 4 Dados Técnicos 4.28 Proteção de Falta à Terra Sensitiva do Rotor com Injeção de Tensão de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz (ANSI 64R - 1 to 3 Hz) Faixas de Ajustes / Incrementos Estágio de Alarme RE ALARM 5 kΩ a 80 kΩ incrementos 1 kΩ Estágio de Trip RE TRIP 1 kΩ a 10 kΩ incrementos 1 kΩ Temporização 0.00 s a 60.00 s or ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Limite de pickup QC< da indicação de alarme 0.00 mAs a 1.00 mAs incrementos 0.01 mAs Tempos Tempo de Pickup Aprox. 1 a 1.5 s (depende do 7XT71) Tempo de Dropout Aprox. 1 s a 1.5 s Relações de Dropout Resistência RE Aprox. 1.25 Carga QC< 1.2 ou 0.01 mAs Resistência Aprox. 5 % ou 0.5 kΩ em 0.15 μF ≤ CE< 1 μF Aprox. 10 % ou 0.5 kΩ em0.15 μF ≤ CE< 3 μF Temporização 1 % ou 10 ms Capacitância à Terra Admissível do Rotor 0.15 μF a 3 μF Tolerâncias Variáveis de Influência para Valores de Pickup 550 Tensão DC da fonte de alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0,95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.29 Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) 4.29 Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) Faixas de Ajustes / Incrementos Corrente de partida do motor para IN = 1 A 0.10 A a 16.00 A ISTARTUP para IN = 5 A 0.50 A a 80.00 A Limite de Pickup para Detecção de Partida ISTARTUP DETECT. incrementos 0.01 A incrementos 0.01 A para IN = 1 A 0.60 A a 10.0 A incrementos 0.01 A para IN = 5 A 3.00 A a 50.00 A incrementos 0.01 A Tempo máximo de partida TMax. STARTUP 1.0 s a 180.0 s incrementos 0.1 s Tempo admissível de rotor travado TLOCKED-ROTOR 0.5 s a 120.0 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.1 s Irms/ISTARTUP DETECT. Aprox. 0.95 ou 0.01 IN Característica de Trip Relação de Dropout Tolerâncias Limite de Pickup para IN = 1 A 1 % do valor de ajuste ou 10 mA para IN = 5 A 1 % do valor de ajuste ou 50 mA Temporização 5 % ou 30 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup Tensão DC da Fonte de Alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 ≤1% ≤1% 551 4 Dados Técnicos 4.30 Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor) Faixas de Ajustes / Incrementos Corrente de partida do motor relativa à Corrente Nominal do Motor ISTART/IMotor Nom 1.5 a 10.0 incrementos 0.1 Tempo máximo de partida admissível TStart Max 3.0 s a 120.0 s incrementos 0.1 s Tempo de Nivelamento TLEVEL 0.0 min a 60.0 min incrementos 0.1 min Nº Máximo Admissível de Partidas a Quente 1 a 4 nWARM incrementos 1 Diferença entre Partidas a Frio e a Quente nCold – nWarm 1a2 incrementos 1 Fator de Extensão na Paralisação kτ STANDSTILL 1.0 a 100.0 incrementos 0.1 Extensão da Constante de Tempo no Funcio- 1.0 a 100.0 namento do Motor kτ OPERATION incrementos 0.1 Tempo Mínimo de Inibição de Reinício incrementos 0.1 min 0.2 min a 120.0 min Limite de Reinício Tempos de Reinício Significado: 552 ΘRe.Inh. Limite de temperatura abaixo do qual é possível um reinício ΘR max perm Sobretemperatura máxima admissível do rotor (= 100 % do valor operacional ΘR/ΘR Trip) ncold Número admissível de partidas a frio TRem. Tempo após o qual o motor pode ser religado TLeveling Tempo de nivelamento durante o qual a réplica térmica está “congelada” TRe.Inh. O tempo até que a réplica térmica esteja novamente abaixo do limite de reinício depende de: ΘPre Histórico da temperatura do rotor τR Constante de tempo do rotor calculada internamente kτ Fator de extensão para a constante de tempo kτ OPERATION ou kτ STANDSTILL 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.31 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) 4.31 Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) Faixas de Ajustes / Incrementos Limites de Pickup B/F I> for IN = 1 A 0.04 A a 2.00 A incrementos 0.01 A for IN = 5 A 0.20 A a 10.00 A incrementos 0.01 A 0.06 s a 60.00 s ou ∞ incrementos 0.01 s Temporização BF-T Tempos Tempos de Pickup Na Partida Interna Aprox. 50 ms Usando Controles (CFC) Aprox. 50 ms Para Partida Externa Aprox. 50 ms Tempo de Dropout Aprox. 50 ms Tolerâncias Limite de Pickup B/F I> para IN = 1 A 1 % do valor de ajuste ou 10 mA para IN = 5 A 1 % do valor de ajuste ou 50 mA Temporização BF-T 1 % ou 10 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup Tensão DC da Fonte de Alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 %/10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 ≤1% ≤1% 553 4 Dados Técnicos 4.32 Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) Faixas de Ajustes / Incrementos Corrente de Pickup I >>> para IN = 1 A 0.1 A a 20.0 A ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.1 A para IN = 5 A 0.5 A a 20.0 A ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.1 A Ativação de Trip U1< 10.0 V a 125.0 V ou 0 V (ineficaz) incrementos 0.1 V Temporização T U1<PICKUP 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Tempo de Dropout T U1<DROPOUT 0.00 s a 60.00 s ou ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Tempo de resposta Aprox. 25 ms Tempo de Dropout Aprox. 35 ms Tempos Relações de Dropout I>>> for IN = 1 A for IN = 5 A Ativação de Trip U1< Aprox. 0.80 or 50 mA Aprox. 0.80 or 250 mA Aprox. 1.05 Tolerâncias Corrente de Pickup I >>> for IN = 1 A 5 % do valor de ajuste ou 20 mA for IN = 5 A 5 % do valor de ajuste ou 100 mA Ativação de Trip U1< 1 % do valor de ajuste ou 0.5 V Temporização T 1 % ou 10 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup Tensão DC da Fonte de Alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 %/10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% Harmônicos - Até 10 % 3º harmônico - Até 10 % 5º harmônico 554 ≤1% ≤1% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.33 Proteção de Tensão/Corrente DC(ANSI 59NDC/51NDC) 4.33 Proteção de Tensão/Corrente DC(ANSI 59NDC/51NDC) Faixas de Ajustes / Incrementos Aumento de Tensão U≥ 0.1 V to 8.5 V incrementos 0.1V Diminuição de Tensão U≤ 0.1 V to 8.5 V incrementos 0.1V Aumento de Corrente I≥ 0.2 mA to 17.0 mA incrementos 0.1 mA Diminuição de Corrente I≤ 0.2 mA to 17.0 mA incrementos 0.1 mA Para Medição de Tensões Senoidais 0.1 Vrms to 7.0 Vrms incrementos 0.1 Vrms Para Medição de Correntes Senoidais 0.2 mA to 14.0 mA incrementos 0.1 mA Temporização TDC 0.00 s to 60.00 s or ∞ (ineficaz) incrementos 0.01 s Os tempos de ajuste são temporizações normais. Tempos Tempos de Pickup Aumento U>, I> em Estado Operacional 1 em Estado Operacional 0 ≤ 60 ms ≤ 200 ms Diminuição U<, I< em Estado Operacional 1 em Estado Operacional 0 ≤ 60 ms ≤ 200 ms Tempos de Dropout Os mesmos de pickup at f = fN at f = fN Relações de Dropout Aumento de Tensão U≥ Aprox. 0.95 ou -0.05 V Diminuição de Tensão U≤ Aprox. 1.05 ou +0.05 V Aumento de Corrente I≥ Aprox. 0.95 ou -0.15 mA Diminuição de Corrente I≤ Aprox. 1.05 ou +0.15 mA Tolerâncias Limites de Tensão 1 % do valor de ajuste ou 0.1 V Limites de Corrente 1 % do valor de ajuste ou 0.1 mA Temporização T 1 % do valor de ajuste ou 10 ms Variáveis de Influência para Valores de Pickup 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Tensão DC da Fonte de Alimentação na Faixa 0,8 ≤ UAux/UAux,N ≤ 1.15 ≤1% Temperatura na Faixa –5 °C ≤ Θ amb ≤ 55 °C ≤ 0.5 % / 10 K Freqüência na Faixa 0.95 ≤ f/fN ≤ 1.05 ≤1% 555 4 Dados Técnicos 4.34 Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes Detectores de Temperatura Thermoboxes conectáveis 1 or 2 Nº de detectores de temperatura por thermo- Max. 6 box Método de Medição Pt 100 Ω ou Ni 100 Ω ou Ni 120 Ω Identificação de Montagem „Óleo “ ou “„Ambiente“(“Oil or Ambient”) ou „Enrolamento“ ou „Mancal“(“Winding or Bearing”) ou „Outro“(Other”), respectivamente Limites para Indicações para cada ponto de medição: 556 Estágio 1 –50 °C a 250 °C –58 °F a 482 °F ou ∞ (sem indicação) incrementos 1 °C incrementos 1 °F Estágio 2 –50 °C a 250 °C –58 °F a 482 °F ou ∞ (sem indicação) incrementos 1 °C incrementos 1 °F 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.35 Supervisão de Limite 4.35 Supervisão de Limite Faixas de Ajustes / Incrementos Limite MV1> a MV10< –200 % a +200 % Valores Medidos Designáveis P, Potência Ativa Q, Potência Reativa Mudança da potência ativa ΔP Tensão UL1 Tensão UL2 Tensão UL3 Tensão UE Tensão U0 Tensão U1 Voltage U2 Tensão UE3h Corrente 3I0 Corrente I1 Corrente I2 Corrente IEE1 Corrente IEE2 Ângulo de Potência ϕ Fator de Potência cosϕ Valor em TD1 Tempos de Pick-up Aprox. 20-40 ms Tempos de Dropout Aprox. 20-40 ms incrementos 1 % Tempos Relação Dropout para Pickup Limite MVx> 0,95 Limite MVx< 1,05 Tolerâncias Veja também valores operacionais medidos na Seção “Funções Adicionais”. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 557 4 Dados Técnicos 4.36 Funções Definidas pelo Usuário (CFC) Módulos de Funções e Designações Possíveis para Níveis de Tarefas (Task Level) Módulo de Função Explicação Nível de Tarefa (Task Level) MW_ PLC1_ BEARB ABSVALUE PLC_ BEARB SFS_ BEARB BEARB Cálculo de Magnitude X — — — ADD Adição X X X X ALARM Relógio de Alarme X X X X AND Porta - AND X X X X FLASH Bloqueio intermitente (blink block) X X X X BOOL_TO_CO Booleano para Controle (conversão) — X X — BOOL_TO_DI Booleano para Ponto Duplo (conversão) — X X X BOOL_TO_IC Booleano para SI interna, Conversão — X X X BUILD_DI Criar Anunciação para — Ponto Duplo X X X CMD_CANCEL Comando Cancelado X X X X CMD_CHAIN Seqüência de Chaveamento — X X — CMD_INF Informação de Comando — — — X COMPARE Comparação de Valor Medido X X X X CONNECT Conexão — X X X COUNTER Contador X X X X DI_GET_STATUS Decodificar indicação de ponto duplo X X X X DI_SET_STATUS Gerar indicação de X ponto duplo com status X X X D_FF D- Flipflop — X X X D_FF_MEMO Status de Memória para Reinicio X X X X DI_TO_BOOL Ponto Duplo para — Booleano (conversão) X X X DINT_TO_REAL Adaptador X X X X DIST_DECODE Conversão de X indicação de ponto duplo com status para quatro indicações simples com status X X X DIV Divisão X X X X DM_DECODE Decodificar Ponto Duplo X X X X DYN_OR OR Dinâmico X X X X INT_TO_REAL Conversão X X X X 558 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.36 Funções Definidas pelo Usuário (CFC) Módulo de Função Explicação Nível de Tarefa (Task Level) MW_ PLC1_ BEARB PLC_ BEARB SFS_ BEARB BEARB LIVE_ZERO Curva não linear Live- X zero — — — LONG_TIMER Temporizador (max.1193h) X X X X LOOP Loop de Feedback X X — X LOWER_SETPOINT Limite Inferior X — — — MUL Multiplicação X X X X MV_GET_STATUS Decodificar status de um valor X X X X MV_SET_STATUS Ajuste de status de um X valor X X X NAND Porta NAND X X X X NEG Negador X X X X NOR Porta NOR X X X X OR Porta OR X X X X REAL_TO_DINT Adaptador X X X X REAL_TO_INT Conversão X X X X REAL_TO_UINT Conversão X X X X RISE_DETECT Detector de crescimento X X X X RS_FF Flipflop - RS — X X X RS_FF_MEMO Fliflop-RS com memória de estado — X X X SQUARE_ROOT Extrator de raíz X X X X SR_FF Flipflop - RS — X X X SR_FF_MEMO Fliflop - RS com memória de estado — X X X ST_AND Porta AND com status X X X X ST_NOT Inverso com status X X X ST_OR Porta OR com status X X X X SUB Subtração X X X X X TIMER Temporizador — X X — TIMER_SHORT Temporizador simples — X X — UINT_TO_REAL Conversão X X X X UPPER_SETPOINT Limite Superior X — — — X_OR Porta XOR X X X X ZERO_POINT Supressão Zero X — — — 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 559 4 Dados Técnicos Limites Gerais Descrição Limite Comentários Número máximo de todos os gráficos 32 CFC considerando todos os níveis de tarefas Quando os limites são excedidos, o dispositivo rejeita o parâmetro ajustado mostrando uma mensagem de erro, reestabelece o último parâmetro de ajuste válido e usa-o para reinicialização. Número máximo de todos os gráficos 16 CFC considerando um nível de tarefa Quando o limite é excedido, uma mensagem de erro é emitida pelo dispositivo. Conseqüentemente , o dispositivo é colocado no modo de monitoramento. O LED vermelho ERROR acende. Número máximo de todas as entradas 400 CFC considerando todos os gráficos Quando o limite é excedido, uma mensagem de erro é emitida pelo dispositivo. Conseqüentemente, o dispositivo inicia monitoramento. O LED vermelho ERROR acende. Número máximo de flipflops resistentes a reset D_FF_MEMO Quando o limite é excedido,uma mensagem de erro é emitida pelo dispositivo. Conseqüentemente, o dispositivo inicia monitoramento.. O LED vermelho ERROR acende. 350 Limites específicos do dispositivo Descrição Limite Número máximo de mudanças 165 síncronas das entradas de gráfico por nível de tarefa Comentários Quando o limite é excedid, uma mensagem de erro é emitida pelo dispositivo. Conseqüentemente, o dispositivo inicia monitoramento. O LED vermelho ERROR acende. Número máximo de saídas de gráfico 150 por nível de tarefa Limites Adicionais Limites adicionais1) para os seguintes blocos CFC: Nível de Tarefa Número Máximo de Módulos nos Níveis de Tarefas 2) 3) TIMER MW_BEARB PLC1_BEARB TIMER_SHORT2) 3) — 15 30 — — PLC_BEARB SFS_BEARB 1) 2) 3) 560 Quando o limite é excedido, uma mensagem de erro é emitida pelo dispositivo. Conseqüentemente, o dispositivo inicia monitoramento. O LED vermelho ERROR acende. A seguinte condição se aplica para o máximo número de temporizadores: (2 · número de TIMER + número de TIMER_SHORT) < 30. TIMER e TIMER_SHORT por isso dividem os recursos de temporizador disponíveis dentro do quadro dessa equação. O limite não se aplica para LONG_TIMER. Os valores de tempo para os blocos TIMER e TIMER_SHORT não devem ser selecionados mais curtos do que a resolução de tempo do dispositivo, uma vez que os bloqueios não iniciarão então, com o pulso de partida. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.36 Funções Definidas pelo Usuário (CFC) Número Máximo de TICKS nos Níveis de Tarefas Limite em TICKS1) Nível de Tarefa MW_BEARB (Processamento de Valor Medido ) 10000 PLC1_BEARB (Processamento PLC Lento ) 2000 PLC_BEARB (Processamento PLC Rápido) 400 SFS_BEARB (Intertravamento ) 10000 1) Quando a soma de TICKS de todos os blocos excedem os limites antes mencionados, uma mensagem de erro é emitida pelo CFC. Tempos de Processamento em TICKS Requeridos pelos Elementos Individuais Elemento Individual Número de TICKS Bloco, necessidade básica 5 Cada entrada mais do que 3 entradas para módulos genéricos 1 Conexão a um sinal de entrada 6 Conexão a um sinal de saída 7 Adicional para cada gráfico Aritmético Lógica básica Status da informação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1 ABS_VALUE 5 ADD 26 SUB 26 MUL 26 DIV 54 SQUARE_ROOT 83 AND 5 CONNECT 4 DYN_OR 6 NAND 5 NEG 4 NOR 5 OR 5 RISE_DETECT 4 X_OR 5 SI_GET_STATUS 5 CV_GET_STATUS 5 DI_GET_STATUS 5 MV_GET_STATUS 5 SI_SET_STATUS 5 DI_SET_STATUS 5 MV_SET_STATUS 5 ST_AND 5 ST_OR 5 ST_NOT 5 561 4 Dados Técnicos Elemento Individual Memória Comandos de controle Conversor de tipo Número de TICKS D_FF 5 D_FF_MEMO 6 RS_FF 4 RS_FF_MEMO 4 SR_FF 4 SR_FF_MEMO 4 BOOL_TO_CO 5 BOOL_TO_IC 5 CMD_INF 4 CMD_CHAIN 34 CMD_CANCEL 3 LOOP 8 BOOL_TO_DI 5 BUILD_DI 5 DI_TO_BOOL 5 DM_DECODE 8 DINT_TO_REAL 5 DIST_DECODE 8 UINT_TO_REAL 5 REAL_TO_DINT 10 REAL_TO_UINT 10 COMPARE 12 LOWER_SETPOINT 5 UPPER_SETPOINT 5 LIVE_ZERO 5 ZERO_POINT 5 Valor Medido COUNTER 6 Tempo e pulso de relógio TIMER 5 Comparação TIMER_LONG 5 TIMER_SHORT 8 ALARM 21 FLASH 11 Configurável na Matriz Em adição às pré-designações, indicações e valores medidos podem ser livremente configurados pré-configurações de buffers podem ser removidas. 562 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.37 Funções Auxiliares 4.37 Funções Auxiliares Valores Operacionais Medidos Valores Operacionais Medidos para Correntes IL1, S1, IL2, S1, IL3, S1, IL1, S2, IL2, S2, IL3, S2 em A (kA) primário e em A secundário ou em % IN Faixa 10 % a 200 % IN Tolerância 0.2 % do valor medido, ou ±10 mA ±1 dígito 3I0 em A (kA) primário e em A secundário IEE1, IEE2 Faixa 0 mA a 1600 mA Tolerância 0.2 % do valor medido, ou ±10 mA ±1 dígito Componente de seqüência positiva I1 em A (kA) primário e em A secundário ou em % IN Componente de seqüência negativa I2 em A (kA) primário e em A secundário ou em % IN Correntes de Proteção Diferencial Valores Operacionais Medidos para Tensões (Fase-Terra) Valores Operacionais Medidos para Tensões (Fase-Fase) IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3, IRestL1, IRestL2, IRestL3 em I/INO Faixa 10 % a 200 % IN Tolerância 3 % do valor medido, ou ±10 mA ±1 dígito UL1-E, UL2-E, UL3-E em kV primário, em V secundário ou em % UN Faixa 10 % a 120 % UN Tolerância 0.2 % do valor medido, ou ±0.2 mA ±1 dígito UL1-L2, UL2-L3, UL3-L1 em kV primário, em V secundário ou em % UN Faixa 10 % a 120 % UN Tolerância 0.2 % do valor medido, ou ±0.2 mA ±1 dígito UE or 3U0 em kV primário, em V secundário ou em % UN Componente de seqüência positiva U1 e Componente de seqüência negativa U2 em kV primário, em V secundário ou em % UN Valores Operacionais Medidos para Impedâncias R, X em Ω primário e secundário Tolerância 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1% 563 4 Dados Técnicos Valores Operacionais Medidos para Potências S, potência aparente em kVAr (MVAr ou GVAr) primário e em % SN Faixa 0 % a 120 % SN Tolerância 1 % ±0,25 % SN, com SN = √3 · UN · IN P, potência ativa (com sinal) em kVAr (MVAr ou GVAr) primário e em % SN Faixa 0 % a 120 % SN Tolerância 1 % ±0.25 % SN com SN = √3 · UN · IN Q, potência reativa (com sinal) in kVAr (MVAr ou GVAr) primário e em % SN Valores Operacionais Medidos para Fator de Potência Valores do Contador para Energia Valores Operacionais Medidos para freqüência Sobreexcitação Faixa 0 % a 120 % SN Tolerância 1 % ±0.25 % SN com SN = √3 · UN · IN cos ϕ Faixa –1 a +1 Tolerância 1 % ± 1 Dígito Ângulo de Potência ϕ Faixa -90° a +90° Tolerância 0.1° Wp, Wq (energia ativa e reativa) em kWh (MWh ou GWh) e em kVARh (MVARh ou GVARh) Faixa 8 1/2 dígitos (28 bit) para protocolo VDEW 9 1/2 dígitos (31 bit) no dispositivo Tolerância 1 % ± 1 Dígito f em Hz Faixa 40 Hz < f < 66 Hz Tolerância 10 mHz em U > 0.5 · UN U/UN/f/fN Faixa 0 a 2.4 Tolerância 2% Medições Térmicas 564 - do Estator (Proteção de Sobrecarga) ΘS/ΘTrip L1, ΘS/ΘTrip L2, ΘS/ΘTrip L3 - do Rotor (Inibição de Reinício) ΘR/ΘTrip - da Proteção de Carga Desbalanceada Θi2/ΘTrip - da Proteção de Sobreexcitação ΘU/F/ΘTrip - da Temperatura de resfriamento Depende do sensor de temperatura conectado Faixa 0 % a 400 % Tolerância 5% 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.37 Funções Auxiliares Valores Operacionais Medidos para Proteção de Falta à Terra do Rotor (1-3 Hz) Amplitude da Injeção de Tensão do Rotor Corrente de Circuito do Rotor Carga na Reversão de Polaridade Faixa 0.5 Hz a 4.0 Hz Tolerância 0.1 Hz Ugen em V Faixa 0.0 V a 60.0 V Tolerância 0.5 V IN, Gen em mA Faixa 0.00 mA a 20.00 mA Tolerância 0.05 mA QC em mAs Faixa 0.00 mAs a 1.00 mAs Tolerância 0.01 mAs Resistência à Terra do Rotor REarth em kΩ Faixa 0.0 kΩ a 999.9 kΩ Tolerância < 5 % ou 0.5 kΩ para Rearth < 100 kΩ e para Ce< 1μF < 10 % ou 0.5 kΩ para Rearth < 100 kΩ e para Ce< 4μF Valores Operacionais Medidos da Proteção (20 Hz) de Falta à Terra do Estator de 100% Tensão polarizadora (bias)do circuito do estator USEF em V Faixa 0.0 V to 200.0 V Tolerância 0.2 % do valor medido, ou ± 0.2 V ± 1 dígito Corrente à Terra do Circuito ISEF em A do Estator Faixa Tolerância Ângulo de Fase de 20 Hz Resistência à Terra do Estator (seg.) Resistência à Terra do Estator (prim.) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 0.0 mA to 1600.0 mA 0.2 % do valor medido, ou ± 0.1 mA ± 1 dígito ϕSEF em ° Faixa – 180.0° a +180.0° Tolerância 1.0 % RSEF em Ω Faixa 0 Ω até 9999 Ω Tolerância 5 % ou 2 Ω RSEFP em Ω Faixa 0 kΩ até 9999.99 kΩ Tolerância 5 % ou (5 kΩ · fator de conversão) 565 4 Dados Técnicos Relatório Max / Min Relatório de Valores Medidos com data e hora Reset manual usando entrada binária usando teclado usando comunicação Valores Max/Min para Componentes de Se- I1 qüência Positiva de Corrente Valores Max/Min para Componentes de Se- U1 qüência Positiva de Tensão Valores Max/Min para 3º Harmônicos na Tensão Residual UE3H Valores Max/Min para Potência P, Q Valores Max/Min para Freqüência f f Saídas Analógicas (opcional) Número max. 4 (dependendo da variante) Valores Medidos possíveis I1, I2, IEE1, IEE2, U1, U0, U03h, |P|, |Q|, S, |cos ϕ|, f, U/f, ϕ, ΘS/ΘS Trip, ΘR/ΘR Trip, RE LES, RE LES 1-3 Hz, RE SEF in % Faixa 0.0 mA a 22.5 mA Limite Mínimo (limite de validez:) 0.0 mA a 5.0 mA (incremento de 0.1 mA) Limite Máximo 22.0 mA (fixos) Valor de Referência Configurável 20 mA 10.0 % a 1.000.0 % (0.1 % de incremento) Monitoramento Local de Valores Medidos Assimetria de Corrente Imax/Imin > fator de equilíbrio, para I > Ibalance limit Assimetria de Tensão Umax/Umin > fator de equilíbrio, para U > Ulim Soma da Corrente | iL1 + iL2 + iL3 | > limite Soma da Tensão | UL1 + UL2 + UL3 + kU · UE | > limite, com kU = Uph/Uen TC Seqüência de Fase de Corrente Seqüência de fase horária/anti-horária Seqüência de Fase de Tensão Seqüência de fase horária/anti-horária Supervisão de Valor Limite IL< valor limite IL<, configurável usando CFC Registro de Falta Memória de Indicações para os últimos 8 casos de falta (max. 600 indicações) Alocação de Tempo 566 Resolução para Registro de Evento (Indicações Operacionais) 1 ms Resolução para Registro de Falta (Indicações de Falta) 1 ms 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.37 Funções Auxiliares Desvio Máximo de Tempo (Relógio Interno) 0.01 % Bateria Bateria de lítio 3 V/1 Ah, tipo CR 1/2 AA "Flt. Battery" em baixa carga da bateria Gravação de Falta Máximo de 8 gravações de falta salvas pela bateria de buffer e também através de falha de tensão auxiliar Valores Instantâneos: Tempo de Gravação total 5 s Gravação de pré e pós evento e tempo de memória ajustável Taxa de amostragem para 50 Hz Taxa de amostragem para 60 Hz 1 amostra/1.25 ms 1 amostra/1.04 ms Canais uL1, uL2, uL3, uE, iL1, S1, iL2,S1, iL3,S1, iEE1, iL1, S2, iL2,S2, iL3,S2, iEE, IDiff-L1, IDiff-L2, IDiff-L3, IStab-L1, IStab-L2, IStab-L3, u= ou i= dos três transdutores de medição TD Valores rms: Tempo de Gravação total 80 s Gravação de pré e pós evento e tempo de memória ajustável Taxa para 50 Hz Taxa para 60 Hz 1 amostra/20 ms 1 amostra/16.67 ms Canais U1, UE, I1, I2, IEE1, IEE2, P, Q, ϕ, R, X, f-fN Medidor de Energia Medidor de Quatro Quadrantes WP+, WP–, WQ+, WQ– Tolerância 1% Contadores Estatísticos Número Armazenado de Trips até 9 dígitos Corrente Interrompida Acumulada até 4 dígitos (kA) por polo Contador de Horas Operacionais Faixa de Display até 6 dígitos Critério Atingimento de limite de corrente ajustável (CB I>) Supervisão do Circuito de Trip Número de circuitos monitoráveis 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 1 com uma ou duas entradas binárias 567 4 Dados Técnicos Ajudas de Comissionamento Verificação de Campo de Rotação de Fase Valores Operacionais medidos Teste do dispositivo de chaveamento Criação de um Relatório de Teste de Medição Relógio Sincronização de Tempo Sinal DCF 77 / IRIG B (formato de telegrama IRIG-B000) Entrada Binária Comunicação Mudança de Grupo dos Parâmetros de Função 568 Nº de Grupos de Ajuste Disponíveis 2 (grupo de parâmetro A e B) A mudança pode ser executada usando o teclado Usando a interface operacional DIGSI com protocolo via interface do sistema Entrada Binária 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.38 Faixas Operacionais das Funções de Proteção 4.38 Faixas Operacionais das Funções de Proteção Tabela 4-1 Elementos de Proteção Faixas operacionais das funções de proteção Estado Operacional 0 Estado Operacional 1 Estado Operacional 0 f ≤ 10 Hz 11 Hz < f/Hz ≤ 40 40 Hz ≤ f/Hz ≤ 69 f ≥ 70 Hz Proteção de Sobrecorrente de Tempo Definido (I>/I>>) ativo ativo ativo ativo Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso (ANSI 51V) inativo ativo ativo inativo Proteção de Sobrecarga Térmica (ANSI 49) inativo 1) ativo ativo inativo 1) Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) (ANSI 46) inativo 1) ativo ativo inativo 1) ativo inativo inativo ativo Proteção de Sobrecorrente de Partida (ANSI 51) Proteção Diferencial (ANSI 87G/87M/87T) ativo ativo ativo ativo Proteção Diferencial de Corrente à Terra (ANSI 87GN,TN) inativo ativo ativo inativo Proteção de Subexcitação (Perda-de-Campo) (ANSI 40) inativo ativo ativo inativo Proteção de Potência Reversa (ANSI 32R) inativo ativo ativo inativo Supervisão de Potência Ativa Direta (ANSI 32F) inativo ativo ativo inativo Proteção de Impedância (ANSI 21) inativo ativo ativo inativo Proteção de perda de sincronismo (ANSI 78) inativo ativo ativo inativo Proteção de Subtensão (ANSI 27) inativo 2) ativo ativo inativo 2) Proteção de Sobretensão (ANSI 59) ativo ativo ativo ativo Proteção de Aumento de Freqüência inativo ativo ativo inativo 3) Proteção de Subfreqüência inativo ativo ativo inativo Proteção de Sobreexcitação (Volt/Hertz) (ANSI 24) inativo 1) ativo ativo inativo 1) Proteção de Subtensão de Tempo Inverso (ANSI 27) inativo 2) ativo ativo inativo 2) Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência df/dt (ANSI 81R) inativo ativo 4) ativo inativo Deslocamento do Vetor de Tensão inativo ativo 5) ativo 5) inativo Proteção de Falta à Terra do Estator de 90% (ANSI 59N, 64G, 67G) ativo ativo ativo ativo Proteção de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN, 64R) inativo ativo ativo inativo Proteção de Falta à Terra do Estator de 100% com 3º Harmônicos (ANSI 27/59TN 3rd Harm.) inativo ativo ativo inativo Proteção de Falta à Terra do Estator de 100% com Injeção de Tensão de 20 Hz (ANSI 64G - 100%) ativo ativo ativo ativo Proteção de Falta à Terra do Rotor R, fn (ANSI 64R) ativo ativo ativo ativo 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 569 4 Dados Técnicos Estado Operacional 0 Estado Operacional 1 Estado Operacional 0 Elementos de Proteção f ≤ 10 Hz 11 Hz < f/Hz ≤ 40 40 Hz ≤ f/Hz ≤ 69 f ≥ 70 Hz Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com injeção de Tensão de Onda Quadrada de 1 a 3 Hz (ANSI 64R - 1 to 3 Hz) ativo ativo ativo ativo Supervisão do Tempo de Partida do Motor (ANSI 48) inativo ativo ativo inativo Inibição de Reinício para Motores (ANSI 66, 49Rotor) ativo ativo ativo ativo ativo 7) ativo ativo ativo 7) Energização Inadvertida (ANSI 50, 27) ativo ativo ativo ativo Proteção de Corrente/Tensão DC (ANSI 59NDC/51NDC) ativo ativo ativo ativo inativo 6) ativo ativo inativo 6) Funções de Trip Externas ativo ativo ativo ativo Detecção de Temperatura pelas Thermoboxes ativo ativo ativo ativo Monitoramento de Falha de Fusível inativo ativo ativo inativo Proteção B de Falta à Terra Sensitiva (ANSI 51GN) inativo ativo ativo inativo Proteção de Curto entre espiras (ANSI 59N (IT)) inativo ativo ativo inativo Proteção de Falha do Disjuntor (ANSI 50BF) Supervisão de limite Condição Operacional 1: Em pelo menos uma das entradas de medição (IL1, S2, IL2, S2, IL3, S2, UL1, UL2 UL3) do dispositivo, no mínimo 5% do valor nominal estão presentes, de forma que a freqüência de escaneamento para a aquisição de medição pode ser ajustada. Condição Operacional 0: Se não houver valores medidos apropriados presentes ou se a freqüência estiver abaixo de 11 Hz ou acima de 69 Hz, o dispositivo não pode operar (condição operacional 0) e não ocorre processamento de valor medido. 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 570 A réplica térmica registra resfriamento um pickup – se ainda presente – é mantido um pickup – se ainda presente – é mantido, se a tensão medida não for muito pequena 25 Hz < f/Hz ≤ 40 Hz A função só está ativa na freqüência nominal de ± 3 Hz Se usar o valor medido do transdutor 1 de medição somente se contatos auxiliares do disjuntor estão conectados 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.39 Dimensões 4.39 Dimensões 4.39.1 Caixa para Montagem Semi-embutida ou Montagem em Cubículo (Tamanho 1/2) Figura 4-14 Dimensões de um 7UM621 ou 7UM623 para Montagem Semi-Embutida em Painel ou Instalação em Cubículo (tamanho 1/2) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 571 4 Dados Técnicos 4.39.2 Caixa para Montagem Semi- Embutida ou Montagem de Cubículo (Tamanho 1/1) Figura 4-15 572 Dimensões de um 7UM622 para montagem semi-embutida em painel ou instalação em cubículo (tamanho 1/1) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.39 Dimensões 4.39.3 Caixa para Montagem de Sobrepor (Tamanho 1/2) Figura 4-16 Dimensões de um 7UM621 para Montagem de Sobrepor em Painel (caixa tamanho 1/2) 4.39.4 Caixa para Montagem de Sobrepor (Tamanho 1/1) Figura 4-17 Dimensões de um 7UM622 para montagem de sobrepor em painel (caixa tamanho 1/1) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 573 4 Dados Técnicos 4.39.5 Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0CA0 para Montagem Semi-Embutida em Painel Figura 4-18 574 Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0CA0 para Montagem Semi-Embutida em Painel 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.39 Dimensões 4.39.6 Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0BA0 para Montagem de Sobrepor Figura 4-19 Dimensões da Unidade de Acoplamento 7XR6100-0BA0 para Montagem de Sobrepor 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 575 4 Dados Técnicos 4.39.7 Dimensões do 3PP13 Figura 4-20 Diagramas de dimensão do 3PP13: 3PP132 para divisor de tensão 3PP1326-0BZ-012009 (20 : 10 : 1) 3PP133 para divisor de tensão 3PP1336-1CZ-013001 (5 : 2 : 1) para resistor serial 3PP1336-0DZ-013002 576 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.39 Dimensões 4.39.8 Dimensions do Dispositivo Serial 7XT7100-0BA00 para Montagem de Sobrepor Figura 4-21 Dimensões do Dispositivo Serial 7XT7100-0BA00 para Montagem de Sobrepor onde: Conexões de corrente (terminais 1 a 6) não usados no 7XT71 Conexões de controle (terminais 7 a 31) borne de cabo tipo anel isolado: para parafusos de 4 mm, diâmetro externo máximo de 9 mm olhal, tipo: por exemplo, PIDG da Tyco Electronics AMP para cabo de cobre de seção transversal de 1.0 mm2 a 2.6 mm2. AWG 17 a 13 cabo de cobre desencapado, diretamente Seções transversais entre 0.5 e 2.6 mm2. AWG 20 a 13 com condutores encordoados: Conector de cabo necessário, torque máximo de aperto 1.8 Nm. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 577 4 Dados Técnicos 4.39.9 Dimensões da Unidade Série 7XT7100-0EA00 para Montagem de Semi-Embutida em Painel Figura 4-22 Dimensões da Unidade Serial 7XT7100-0EA00 para Montagem de Semi-Embutida onde: Conexões de corrente (terminals 1 a 6) não usada no 7XT71 Conexões de controle (terminais 7 a 31) Terminais olhal (borne de cabo tipo olhal): para parafusos de 4 mm, diâmetro externo máximo de 9 mm Tipo: por exemplo, PIDG da Messrs. Tyco Electronics AMP para cabos de cobre com seção transversal entre 1.0 mm2 e 2.6 mm2 AWG 17 a 13 contato paralelo com fecho de presilha dupla (crimp): para cabos de cobre de seções transversais entre 0.5 mm2 e 2.5 mm2 AWG 20 a 13 Torque máximo de aperto 1.8 Nm. 578 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.39 Dimensões 4.39.10 Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0CA00 Para Montagem Semi-Embutida ou em Cubículo Figura 4-23 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0CA00 para Montagem Semi-Embutida ou em Cubículo 579 4 Dados Técnicos 4.39.11 Dimensões da Unidade de Resistor 7XR6004-0BA00 para Montagem de Sobrepor Figura 4-24 580 Dimensões da Unidade de Resitor 7XR6004-0BA00 para Montagem de Sobrepor 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.39 Dimensões 4.39.12 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0CA00 para Montagem Semi-Embutida ou em Cubículo Figura 4-25 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Dimensões do Gerador 20 Hz 7XT3300-0CA00 para Montagem Semi-Embutida ou em Cubículo 581 4 Dados Técnicos 4.39.13 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0CA00/DD para Montagem SemiEmbutida ou em Cubículo Figura 4-26 582 Dimensões do Gerador 20 Hz 7XT3300-0CA00/DD para Montagem Semi-Embutida ou em Cubículo 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.39 Dimensões 4.39.14 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0BA00 para Montagem de Sobrepor Figura 4-27 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Dimensões do Gerador 20 Hz 7XT3300-0BA00 para Montagem de Sobrepor 583 4 Dados Técnicos 4.39.15 Dimensões do Gerador 20-Hz 7XT3300-0BA00/DD para Montagem de Sobrepor Figura 4-28 584 Dimensões do Gerador 20 Hz 7XT3300-0BA00/DD para Montagem de Sobrepor 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 4.39 Dimensões 4.39.16 Dimensões do Filtro de Passagem de Banda 20-Hz 7XT3400-0CA00 para Monteagem Semi-Embutida ou em Cubículo Figura 4-29 *) Dimensões do Filtro de Passagem de Banda 20-Hz 7XT3400-0CA00 para Montagem Semi-Embutida ou em Cubículo Para montagem semi-embutida, 2 conjuntos quadrados C73165- A63-C201-1 são necessários já que os trilhos de montagem da caixa do dispositivo não são suficientes para o elevado peso do dispositivo 7XT34 . Fixe os conjuntos quadrados ao painel usando parafusos tamanho M6, conforme o desenho. Monte o dispositivo 7XT34nos conjuntos quadrados usando parafusos tamanho M4 (não parafusos hexágonos). Se o dispositivo está montado em cabines de chaveamento, os conjuntos quadrados podem ser omitidos desde que a cabine possua trilhos de montagem sólidos adequados. Caso contrário, use 2 conjuntos quadrados C73165-A63-C200-3 (tamanho 28 SEP = 19 polegadas). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 585 4 Dados Técnicos 4.39.17 Dimensões do Filtro de Passagem de Banda 20 Hz 7XT3400-0BA00 para Montagem de Sobrepor Figura 4-30 *) Dimensões do Filtro de Passagem de Banda 20Hz 7XT3400-0BA00 para Montagem de Sobrepor Dois conjuntos quadrados C73165-A63-C201-1 e 4 peças espaçadoras C73165-A63-C203-1 são necessárias para montagem de sobrepor. Fixe os conjuntos quadrados ao painel usando parafusos tamanho M4, conforme o desenho. Coloque nos furos de passo de tamanho M6, parafusos tamanho M6 ou dimensionados adequadamente aos furos do painel de acordo com o desenho acima. Aperte o dispositivo 7XT34 com os conjuntos quadrados fixados ao painel usando parafusos de 6 mm, e assegure a distância correta por meio dos espaçadores. Quando usar parafusos fixos: Coloque os espaçadores nos parafusos e aperte os conjuntos quadrados por meio de porcas. ■ 586 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A Apêndice Este apêndice é, em primeiro lugar, uma referência para o usuário experiente. Esta seção fornece informações sobre pedidos dos modelos do dispositivo. Também estão incluídos diagramas de conexão indicando os terminais de conexões dos modelos deste dispositivo e diagramas que mostram as conexões adequadas do dispositivo com equipamentos primários, em várias configurações de sistemas de potência típicos. Estão incluídas também, tabelas com todos os ajustes e informações disponiveis deste dispositivo equipado com todas as opções. Ajustes padrão são também fornecidos. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.1 Informações Sobre Pedidos e Acessórios 588 A.2 Designações de Terminais 594 A.3 Exemplos de Conexões 598 A.4 Ajustes Padrão 613 A.5 Funcões Dependentes de Protocolos 619 A.6 Escopo Funcional 620 A.7 Ajustes 625 A.8 Lista de Informações 643 A.9 Grupos de Alarmes 669 A.10 Valores Medidos 670 587 A Apêndice A.1 Informações de Pedidos e Acessórios A.1.1 Informações de Pedidos A.1.1.1 Código de pedido 6 Relé de Proteção Multifunção com Controle Local 7 U M 6 7 8 9 10 11 12 — 2 13 14 15 — 17 18 19 0 + Caixa, Número de Entradas e Saídas Binárias Pos. 6 Caixa 1/2 19'', 7 BI, 12 BO, 1 Contato de Status Vivo 1 Caixa 1/1 19'', 15 BI, 20 BO, 1 Contato de Status Vivo 2 Display Gráfico, Caixa 1/2 19'', 7 BI, 12 BO, 1 Contato de Status Vivo 3 Corrente Nominal Pos. 7 IN = 1 A, Iee (sensitiva) 1 IN = 5 A, Iee (sensitiva) 5 Tensão Auxiliar (Fonte de Alimentação, Limite de Entrada Binária) 24 a 48 VDC, limite de entrada binária 19 V 1) Pos. 8 2 60 a 125 VDC, limite de entrada binária 19 V 1) 4 110 a 250 VDC, 115 a 230 VAC, limite de entrada binária 88 VDC 1) 220 a 250 VDC, 115 a 230 VAC, limite de entrada binária 176 VDC 1) 5 6 Construção Pos. 9 Caixa para montagem de sobrepor em painel com 2 conjuntos de terminais em T superior/inferior B Caixa para montagem semi-embutida, terminais plug-in (2/3-pole connector) D Caixa para montagem semi-embutida, terminais olhal (conexão direta / terminais olhal e espada) E Padrão específico por Região / Ajustes de Idioma e Versões de Função Pos. 10 Região DE, 50 Hz, IEC, Idioma Alemão (O idioma pode ser alterado) A Região World, 50/60 Hz, IEC/ANSI, Idioma Inglês (O idioma pode ser alterado) B Região US, 60 Hz, ANSI, Idioma Inglês Americano (O idioma pode ser alterado) C Interfaces de Sistema ou Saídas Analógicas (Port B) Pos. 11 Sem interface de sistema 0 Protocolo IEC, elétrica RS 232 1 Protocolo IEC, elétrica RS 485 2 Protocolo IEC, Ótica, 820 nm, Conector ST 3 Saídas Analógicas 2 x (0 a 20 mA) 7 Para mais opções de interfaces, veja Informação Adicional L 9 1) para cada entrada binária as faixas de limite de pickup são intercambiáveis via jumpers plug-in 588 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.1 Informações de Pedidos e Acessórios Informação Adicional L Pos. 17 Pos. 18 Pos. 19 (Port B) Profibus DP Escravo, RS485 L 0 A Profibus DP Escravo, ótica 820 nm, anel duplo, conector ST L 0 B 1) Modbus elétrica RS485 L 0 D Modbus, 820 nm, ótica, conector ST L 0 E 1) DNP3.0, RS485 L 0 G DNP3.0, 820 nm, ótica, conector ST L 0 H1) IEC 61850, elétrica com EN100, com RJ45 connector L 0 R IEC 61850, ótica com EN100, com conector ST L 0 S 2) 1) 2) Não pode ser despachada em conexão de 9º dígito = „B“. Se é necessária uma interface ótica, peça RS485, mais o conversor necessário. Não pode ser depachada em conexão com 9º dígito = „B“. Só é possível EN100 elétrica (veja Tabela A-1) Interfaces óticas não são possíveis com caixas de montagem de sobrepor. Neste caso favor solicitar com a interface elétrica adequada RS485 e os conversores adicionais OLM listados na Tabela A-1. Tabela A-1 Dispositivo adicional/módulo para caixa de montagem de sobrepor Protocolo Profibus DP Módulo Conversor SIEMENS OLM1) Modbus RS485/FO DNP 3.0 820 nm RS485/FO IEC 61850 (EN100) EN100 elétrica 1) Pedido No. Observação 6GK1502-2CB10 Para anel simples 6GK1502-3CB10 Para anel duplo 7XV5651-0BA00 – C53207-A322-B155-1 não designada para conversão elétrica/ótica O conversor OLM precisa de uma tensão de operação de 24 VDC. Se a tensão de operação é > 24 VDC a fonte de alimentação adicional 7XV5810-0BA00 é necessária. Interface de Serviço (Port C) Pos. 12 DIGSI, Modem RS232 1 DIGSI, Modem/RTD box RS485 2 com interface de saída analógica (port D) veja Informações Adicionais M 9 Informações Adicionais M Pos. 17 Pos. 18 Pos. 19 (Port C) DIGSI, Modem RS232 M 1 DIGSI, Modem/RTD box RS485 M 2 (Port D) M RTD Box 1), ótica 820 nm, Conector ST 2) M RTD-Box 1), elétrica RS 485 Saídas Analógicas 2 x (0 to 20 mA) 1) 2) A M F M K RTD Box 7XV5662-*AD10 Se você quer operar a RTD-Box em uma interface ótica, você também necessita do conversor RS485-FO 7XV5650–0*A00. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 589 A Apêndice Funções de Medição Pos. 13 Sem funcionalidade de medição extendida 0 Valores Min//Max , Medição de Energia 3 Funcionalidade Pos. 14 Gerador Básico, compreendendo: Proteção de sobrecorrente com Subtensão com selo ANSI No. I> +U< 51 Proteção de sobrecorrente, direcional I>>, dir. 50/51/67 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso t=f(I) +U< 2 A 51V Proteção de Sobrecarga It 49 Proteção de carga desbalanceada I2>, t=f(I2) 46 Proteção Diferencial ΔI Proteção de Subexcitação 1/xd Proteção de Potência Reversa –P 32R Supervisão de potência direta P>, P< 32F Proteção de Subtensão U<, t=f(U) 27 Proteção de Sobretensão U> 59 87G/87M/87T 40 Proteção de Freqüência f<, f> 81 Proteção de Sobreexcitação U/f 24 Proteção de Falta à Terra do Estator, não direcional, direcional U0>, 3I0>, ∠U0, 3I0 59N, 64G, 67G Detecção de falta à terra sensitiva (também como proteção de IEE> falta à terra do rotor) 50/51GN,( 64R) Proteção de falta à terra sensitiva IEE-B (como proteção de cor- IEE-B>, IEE-B< rente de eixo) 50/51GN 64R (fN) Proteção de falta à terra do rotor (medição fn, R ) RE< Supervisão de tempo de partida do motor IStart2t 48 Proteção de Falha do Disjuntor Imin> 50BF Supervisão de Seqüência de Fase L1; L2; L3 47 4 comandos externos de trip Ext. tr. Supervisão do Circuito de Trip TC mon 74TC — Monitoramento de Falha do Fusível U2/U1; I1/I2 60FL Supervisão de Limites Inibição de Reinício I2t Gerador Padrão, compreendendo: 66, 49 Rotor ANSI No. B Gerador Básico e em Adição: Proteção de Impedância Z< Proteção de Falta à Terra do Estator com 3º Harmônico U0 (3rd harm.) 59TN 27TN3.H Proteção de Falta de Curto Entre Espiras (Interturn) UInterturn> 64S (Interturn) Proteção de Energização Inadvertida I>, U< Gerador Completo, compreendendo: 21 50/27 ANSI No. C Gerador Padrão e em Adição: Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) ΔZ/Δt Proteção de Tensão/Corrente DC Udc>/Idc> Proteção de sobrecorrente de partida I> 51 Proteção diferencial de corrente à terra ΔI0 87N 590 78 59N (DC)/51N (DC) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.1 Informações de Pedidos e Acessórios Funcionalidade Motor Assíncrono, compreendendo: Pos. 14 ANSI No. F ANSI No. H ANSI No. Pos. 15 Proteção de Falta à Terra do Rotor Sensitiva com injeção de tensão de onda quadrada de 1-3 Hz, Re<80 kΩ 64R (1 Hz a 3 Hz) B e Proteção de Falta à Terra de 100% do Estator com princípio de injeção de tensão de 20 Hz 64G (100 %) Gerador Básico mas sem proteção de subexcitação, proteção de sobreexcitação e proteção de falta à terra do rotor (medição de fn, R) Transformador, compreendendo: Gerador Básico mas sem proteção de subexcitação, proteção de carga desbalanceada, supervisão de partida do motor e , proteção de falta à terra do rotor (medição de fn, R) Funcionalidade/Funções Adicionais Sem A Proteção diferencial de corrente à terra 87N C Desacoplamento da Rede (df/dt e deslocamento de vetor de tensão) 81R E todas funções adicionais G Amostra de Pedido: 7UM6211-4EA99-0BA0 + L0A + M1K aqui: Pos. 11 = 9 serve para L0A, isto é, versão com sistema Profibus DP Escravo, porta na traseira, RS485 aqui: Pos. 12 = 9 serve para M1K, isto é, versão com porta traseira de serviço DIGSI, modem RS232 e Saídas analógicas 2 x (0 a 20 mA) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 591 A Apêndice A.1.2 Acessórios Substituição de Módulos para Interfaces Coberturas Nome Nº de Pedido RS232 C73207-A351-D641-1 RS 485 C73207-A351-D642-1 FO 820 nm C73207-A351-D643-1 Profibus DP RS485 C53207-A351-D611-1 Profibus DP anel duplo C53207-A351-D613-1 Modbus RS 485 C53207-A351-D621-1 Modbus opt. 820 nm C53207-A351-D623-1 DNP3.0 RS485 C53207-A351-D631-3 DNP3.0 820 nm C53207-A351-D633-3 Ethernet elétrica (EN 100) C53207-A351-D675-1 Ethernet ótica (EN 100) C53207-A322-B150-1 Saída analógica AN20 C53207-A351-D661-1 Tampa de cobertura para tipo de bloco de terminais Nº de Pedido Terminal de tensão de 18-polos, terminal de corrente de 12-polos C73334-A1-C31-1 Terminal de tensão de 12-polos, terminal de corrente de 8-polos C73334-A1-C32-1 Jumpers de curto-circuito para tipo de terminal Nº de Pedido Terminal de tensão de 18-polos ou 12 polos C73334-A1-C34-1 Terminal de corrente de 12-polos, ou 8-polos C73334-A1-C33-1 Caixa do soquete Nº de Pedido 2-polos C73334-A1-C35-1 3-polos C73334-A1-C36-1 Presilhas de Montagem para Racks de 19" Nome Nº de Pedido 2 presilhas de montagem C73165-A63-C200-1 Bateria Bateria de Lítio 3 V/1 Ah, Tipo CR 1/2 AA Nº de Pedido VARTA 6127 101 501 Links de Curtocircuito Caixa de Soquete 592 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.1 Informações de Pedidos e Acessórios Unidade de Acoplamento Unidade de acoplamento para proteção de falta à terra do rotor (R, fN) Nº de Pedido Dispositivo de acoplamento para montagem sobreposta em painel 7XR6100-0CA00 Resistor Série Divisor de Tensão Dispositivo Série Unidade de Resistor Gerador 20 Hz Filtro de Passagem de Banda 20 Hz Cabo de Interface Dispositivo de acoplamento para montegem semi-embutida 7XR6100-0BA00 Resistor série para proteção de falta à terra do rotor (R, fN) Nº de Pedido Resistor série (2 x 105 Ω ) 3PP1336-0DZ-K2Y Divisor de tensão Nº de Pedido Divisor de tensão 5:1; 5:2 3PP1336-1CZ-K2Y Divisor de tensão 10:1; 20:1 3PP1326-0BZ-K2Y Dispositivo série para proteção de falta à terra do rotor (1-3 Hz) Nº de Pedido Caixa para montagem sobreposta com terminais em ambos os lados 7XT7100-0BA00 Na caixa com terminais traseiros 7XT7100-0EA00 Dispositivo resistor para proteção da falta à terra do rotor (1-3 Hz) Nº de Pedido Caixa para montagem sobreposta com terminais olhal 7XR6004-0BA00 Na caixa com terminais olhal 7XR6004-0CA00 Gerador 20 Hz Nº de Pedido Caixa para montagem sobreposta com terminais olhal 7XT3300-0BA00 Na caixa com terminais olhal 7XR3300-0CA00 Filtro de Passagem de Banda 20 Hz Nº de Pedido Caixa para montagem sobreposta com terminais olhal 7XT3400-0BA00 Na caixa com terminais olhal 7XR3400-0CA00 Cabo de interface entre o PC e o dispositivo SIPROTEC Nº de Pedido Cabo com conector de 9 pinos macho/fêmea 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 7XV5100-4 593 A Apêndice A.2 Designações de Terminais A.2.1 Montagem Semi-Embutida em Painel ou Montagem em Cubículo 7UM621/623*-*D/E Figura A-1 594 Diagrama Geral para o 7UM621/623*-*D/E (montagem semi-embutida ou montagem em cubículo) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.2 Designações de Terminais 7UM622*-*D/E Figura A-2 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Diagrama Geral para o 7UM622*–*D/E (montagem semi-embutida ou montagem em cubículo) 595 A Apêndice A.2.2 Montagem de Sobrepor em Painel 7UM621/623*-*B Figura A-3 596 Diagrama Geral para o 7UM621/623*-*B (montagem de sobrepor em painel) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.2 Designações de Terminais 7UM622*-*B Figura A-4 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Diagrama Geral para o 7UM622*-*B (montagem de sobrepor em painel) 597 A Apêndice A.3 Exemplos de Conexões A.3.1 7UM62 - Exemplos de Conexões Figura A-5 598 Conexão de Barramento- Conexões de corrente e tensão para três transformadores (tensões fase-terra) e em cada caso três TCs, corrente à terra de um transformador somador de corrente adicional para detecção de falta à terra sensitiva; medição da tensão residual no enrolamento delta aberto (da–dn). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.3 Exemplos de Conexões Figura A-6 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Sistema de Barramento com Aterramento de Baixa Resistência Conexões de transformadores para três transformadores de potencial (tensões faseterra) e em cada caso três TCs - detecção de falta à terra como medição de corrente diferencial por dois grupos TCs; detecção da tensão residual no enrolamento delta aberto (da–dn) como critério adicional. 599 A Apêndice Figura A-7 600 Conexão do Transformador da Unidade com Ponto Estrela Isolado Conexões de transformador para três transformadores de potencial (tensões fase-terra) e em cada caso três transformadores de corrente, função de proteção diferencial usada somente para gerador ; Detecção de tensão residual em enrolamento delta aberto (da–dn). 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.3 Exemplos de Conexões Figura A-8 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Conexão de unidade com transformador de aterramento de neutro Conexões a três transformadores de potencial (tensões fase-terra) e em cada caso, três transformadores de corrente, função de proteção diferencial conectada via gerador e transformador da unidade de transformador; Resistor de carregamento conectado ou diretamente no circuito do ponto estrela ou via transformadores casadores. 601 A Apêndice Figura A-9 Partida da Proteção de Falta à Terra Conexão de Entrada de Tensão DC TD1 com Amplificador Conectado em Série 7KG6 para Sistemas com Conversor de Partida Figura A-10 Proteção de Falta à Terra do Rotor – com unidade adicional 7XR61 para injeção de tensão de freqüência nominal no circuito do rotor usando resistor em série 3PP1336 Nota 602 3PP13 somente é necessário se circular constantemente mais do que 0,2 Aeff ; (Uerr > 150 V). Resistores no 7XR61são então curto-circuitados ! 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.3 Exemplos de Conexões Figura A-11 Nota Proteção de falta à terra do rotor – com dispositivo em série 7XR61 para injeção de uma tensão de freqüência nominal no circuito do rotor se usada a entrada de corrente à terra sensitiva 3PP13 somente é necessário se circular constantemente mais do que 0,2 Aeff ; (Uerr > 150 V). Resistores no 7XR61são então curto-circuitados ! 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 603 A Apêndice Figura A-12 604 Motor Assíncrono: Conexão com três transformadores de potencial (tensões fase-terra, usualmente do barramento); Detecção de tensão residual no enrolamento delta aberto e três transformadores de corrente em cada lado; Detecção de direção de falta à terra usando TCs toroidais. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.3 Exemplos de Conexões Figura A-13 Conexões de Transformador de Potencial para Dois Transformadores de Potencial em Conexão Delta Aberto (Conexão V) Figura A-14 Conexão de Transformador de Potencial com L2 aterrado no Lado Secundário Figura A-15 Proteção de Falta à Terra do Rotor 1-3 Hz – com Gerador 1- 3-Hz 7XT71 e dispositivo resistor 7XR6004. 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 605 A Apêndice Figura A-16 Proteção de Falta à Terra do Estator -100% – com gerador 20 Hz 7XT33, passagem de banda 7XT34 e proteção de falta à terra na partida – com shunt 10 A/150 mV e transdutor de medição 7KG6. 1) O divisor de tensão só é necessário no caso de tensões secundárias > 200 VAC 2) O divisor de tensão deve ser conectado diretamente ao resistor de carga RL por meio de dois condutores separados. Você encontrará as designações de pinos para o 7XT3300-0*A00/DD no Apêncice A3, Figura A-29. 606 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.3 Exemplos de Conexões Figura A-17 Proteção de corrente diferencial à terra (gerador) Figura A-18 Proteção de corrente diferencial à terra (gerador) 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 607 A Apêndice A.3.2 Exemplos de Conexão para RTD Box Figura A-19 acima: Modo Simplex com uma RTD box design ótico (1 FOs) abaixo: design com RS485 Figura A-20 acima: Operação Semi-duplex com uma thermobox design ótico (2 FOs) abaixo: design com RS485 608 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.3 Exemplos de Conexões Figura A-21 Operação Semi-duplex com duas thermoboxes acima: design ótico (2 FOs) abaixo: design com RS485 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 609 A Apêndice A.3.3 610 Diagrama Esquemático de Acessórios Figura A-22 Diagrama Esquemático de Unidade de Acoplamento 7XR6100-0*A00 para Proteção de Falta à Terra do Rotor Figura A-23 Diagrama Esquemático de Resistor Série 3PP1336-0DZ-K2Y Figura A-24 Diagrama Esquemático do Divisor de Tensão 5:1; 5:2; 3PP1336-1CZ-K2Y Figura A-25 Diagrama Esquemático do Divisor de Tensão 10:1; 20:1; 3PP1326-0BZ-K2Y 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.3 Exemplos de Conexões 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Figura A-26 Diagrama Geral do Dispositivo Série 7XT7100-0*A00 Figura A-27 Diagrama Geral de Unidade de Resistor 7XR6004-0*A00 Figura A-28 Diagrama Geral do Gerador 20-Hz 7XT3300-0*A00 611 A Apêndice 612 Figura A-29 Diagrama Geral do Gerador 20-Hz 7XT3300-0*A00/DD Figura A-30 Diagrama Geral do filtro de passagem de banda 20-Hz 7XT3400-0*A00 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.4 Ajustes Padrão A.4 Ajustes Padrão Quando o dispositivo sai da fábrica, um grande número de indicadores LED, entradas e saídas binárias, bem como teclas de funções, já estão pré-ajustados. Essas informações estão resumidas na tabela seguinte. A.4.1 LEDs Tabela A-2 LEDs LED1 LED2 LED3 Função Alocada Relay TRIP Relay PICKUP I> Fault L1 Função No. 511 501 1811 LED4 I> Fault L2 1812 LED5 I> Fault L3 1813 LED6 IEE> TRIP U0> TRIP 1226 5187 S/E/F TRIP 5193 Error PwrSupply Fail Battery Diff TRIP Pr TRIP Pr+SV TRIP 147 177 5671 5097 5098 Exc<3 TRIP 5343 Exc<1 TRIP 5344 Exc<2 TRIP 5345 Exc<U<TRIP 5346 I2>> TRIP 5160 I2 Θ TRIP 5161 f1 TRIP f2 TRIP f3 TRIP f4 TRIP U> TRIP U>> TRIP 5236 5237 5238 5239 6570 6573 LED7 LED8 LED9 LED10 LED11 LED12 LED13 LED14 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Pré-ajustes de LED de Indicação Descrição Comando de TRIP GERAL do relé PICKUP do relé Estágio I> de detecção de falta O/C fase L1 Estágio I> de detecção de falta O/C fase L2 Estágio I> de detecção de falta O/C fase L3 TRIP IEE> TRIP do estágio U0 de falta à terra do estator TRIP da proteção de falta à terra do estator Erro Fonte de Alimentação Falha: Bateria vazia TRIP da Proteção Diferencial Potência reversa: TRIP Potência reversa: TRIP com válvula de parada TRIP da Característica 3 da Proteção de Subexcitação TRIP da Característica 1 da Proteção de Subexcitação TRIP da Característica 2 da Proteção de Subexcitação TRIP da Característica +Uexc< da Proteção de Subexcitação Carga desbalanceada: TRIP de estágio de corrente Carga desbalanceada: TRIP de estágio térmico TRIP f1 TRIP f2 TRIP f3 TRIP f4 TRIP Sobretensão U> TRIP Sobretensão U>> 613 A Apêndice A.4.2 Entrada Binária Tabela A-3 Entrada Binária Função Alocada Função No. BI1 BI2 >SV tripped >Uexc fail. 5086 5328 BI3 >BLOCK f1 >BLOCK U< 5206 6506 >S/E/F IEE off 5176 >FAIL:Feeder VT 361 >Useal-inBLK 1950 >BLOCK U/V 6503 >Ext trip 1 >Ext trip 2 >Trig.Wave.Cap. Sem funções configuradas (reserva) 4526 4546 4 - BI4 BI5 BI6 BI7 BI8 ... 15 1) 2) 614 Pré-ajustes de entradas binárias para todos os dispositivos e variantes de encomenda Descrição >TRIP da válvula de parada >Reconhecimento da falha de tensão de excitação >BLOQUEAR estágio f1 >BLOQUEAR proteção de subtensão U< >DESLIGAR detecção corrente à terra (S/E/F)1) >Falha: TP alimentador (Trip Mini-disjuntor) >Prot. O/C. : BLOQUEAR subtensão de selo >BLOQUEAR proteção de subtensão >Disparo trip externo 1 >Disparo trip externo 2 >Disparo Captura Forma de Onda -2) Apenas Conexão de Barramento Apenas para 7UM622 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.4 Ajustes Padrão A.4.3 Saída Binária Tabela A-4 Pré-ajustes dos relés de saída para todos os dispositivos e variantes de pedido. Saída Binária Função Alocada BO1 Error PwrSupply Fail Battery BO2 Relay TRIP BO3 I> TRIP Diff TRIP Imp.Z1< TRIP Imp.Z1B< TRIP Imp.Z2< TRIP Imp.T3> TRIP I>> TRIP O/C Ip TRIP BO4 IEE>> TRIP U0> TRIP BO5 BO6 BO7 BO8 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Função No. 147 177 511 1815 5671 3977 3978 3979 3980 1809 1900 1223 5187 S/E/F TRIP U< TRIP U> TRIP U>> TRIP f1 TRIP f2 TRIP Exc<3 TRIP 5193 6539 6570 6573 5236 5237 5343 Exc<U<TRIP 5346 I> TRIP S/E/F TRIP 1815 5193 U>> TRIP f1 TRIP f2 TRIP Exc<3 TRIP 6573 5236 5237 5343 Exc<U<TRIP 5346 Pr TRIP Pr+SV TRIP 5097 5098 I2 Θ TRIP 5161 Diff TRIP 5671 Descrição Erro Fonte de Alimentação Falha: Bateria vazia Comando de TRIP GERAL do relé TRIP O/C I> TRIP da proteção diferencial Imp.: TRIP Z1< Imp.: TRIP Z1B< Imp.: TRIP Z2< Imp.: TRIP T3> TRIP O/C I>> TRIP O/C Ip TRIP IEE>> Falta à terra do estator: TRIP estágio U0 TRIP Prot. falta à terra do estator TRIP Subtensão U< TRIP Sobretensão U> TRIP Sobretensão U>> TRIP f1 TRIP f2 TRIP da Característica 3 da Proteção de Subexcitação TRIP da Característica +Uexc< da Proteção de Subexcitação TRIP1) O/C I> TRIP1) da Proteção de falta à terra do estator TRIP1) Sobretensão U>> TRIP1) f1 TRIP1) f2 TRIP1) da Característica 3 da Proteção de Subexcitação TRIP1) da Característica +Uexc< da Proteção de Subexcitação Potência reversa: TRIP1) Potência reversa: TRIP com válvula de parada1) Carga desbalanceada: TRIP do estágio térmico1) TRIP1) da Proteção diferencial 615 A Apêndice Saída Binária Função Alocada BO9 I> TRIP S/E/F TRIP BO10 BO11 BO12 BO13 ... 20 1) 2) 3) 4) A.4.4 U>> TRIP f2 TRIP Exc<3 TRIP 6573 5237 5343 Exc<U<TRIP 5346 Pr+SV TRIP 5098 I2 Θ TRIP 5161 Diff TRIP I> TRIP S/E/F TRIP 5671 1815 5193 f2 TRIP I2 Θ TRIP 5237 5161 Diff TRIP Sem funções configuradas (reserva) reservado para Proteção de Falha do Disjuntor Sem funções configuradas (reserva) 5671 - Descrição TRIP2) O/C I> TRIP2) da Proteção de falta à terra do estator TRIP2) Sobretensão U>> TRIP2) f2 TRIP2) da Característica 3 da Proteção de Subexcitação TRIP2) da Característica +Uexc< da Proteção de Subexcitação Potência reversa: TRIP com válvula de parada2) Carga desbalanceada: TRIP do estágio térmico2) TRIP2) da Proteção diferencial TRIP3) O/C I> TRIP3) Proteção de falta à terra do estator TRIP3) f2 Carga desbalanceada: TRIP do estágio térmico3) TRIP3) da Proteção diferencial - - - - -4) Disjuntor do Gerador Desexcitação Trip de Emergência Apenas para 7UM622 Teclas de Função Tabela A-5 Aplica-se a todos os dispositivos e variantes pedidos Teclas de Função F1 F2 F3 F4 616 Função No. 1815 5193 Função Alocada Display de Anunciações Operacionais Display de Valores Operacionais Primários Saltando para o topo das últimas oito anunciações de faltas Saltando para o menu de reset dos valores min/max 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.4 Ajustes Padrão A.4.5 Display Padrão Display de 4 Linhas Tabela A-6 Essa seleção está disponível como página inicial que pode ser configurada. Página 1 Página 2 Página 3 Página 4 Display Gráfico Figura A-31 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 Displays Padrão de um Display Gráfico 617 A Apêndice Exibição de Mensagens de Faltas Espontâneas As mensagens espontâneas aparecem automaticamente no display após um pickup geral do 7UM62. O dado mais importante sobre uma falta pode ser visto na frente do dispositivo, na seqüência mostrada na Figura A-32. Figura A-32 Indicação de Falta Espontânea do Display Gráfico A.4.6 Display de mensagens espontâneas no display do dispositivo Todos os dispositivos que possuem um display gráfico permitem que você selecione visualizar ou não automaticamente o dado de falta mais importante no display após um questionamento geral. Gráficos CFC Pré-Definidos Alguns gráficos CFC já são fornecidos com o dispositivo SIPROTEC 4: Dispositivo e Lógica do Sistema A indicação de ponto simples (single point) „DataStop“” que pode ser injetada pelas entradas binárias é convertida por meio de um bloco NEGATOR (em uma indicação „UnlockDT“) que pode ser processada internamente (indicação de ponto simples interna, IntSP-Internal Single Point Indication), e designada para uma saída. Isso não poderia ser possível diretamente, isto é, sem o bloqueio adicional. Figura A-33 Manipulação de Valor Limite MW Figura A-34 618 Link entre Entrada e Saída para Bloqueio de Transmissão Usando módulos na seqüência de andamento “processamento de valor medido”, um monitoramento de subcorrente para as três correntes de fase está implementado. A indicação de saída é emitida assim que uma das três correntes de fase alcança o limite ajustado: Monitoramento de subcorrente 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.5 Funções Dependentes de Protocolo A.5 Funções Dependentes de Protocolo Protocolo → IEC 61850 Ethernet (EN-100) Profibus DP DNP3.0 Função ↓ IEC 60870-5103 Modbus ASCII/RTU Interface de Serviço Adicional (opcional) Valores Medidos Operacionais Sim (valores fixados) Sim Sim Sim Sim Sim Valores Medidos Sim Sim Sim Sim Sim Sim Gravação de Falta Sim Sim Não. Somente via interface de serviço adicional Não. Somente via interface de serviço adicional Não. Somente Sim via interface de serviço adicional Ajuste de Proteção Remoto Não. Somente via interface de serviço adicional Não. Somente via interface de serviço adicional Não. Somente via interface de serviço adicional Não. Somente via interface de serviço adicional Não. Somente Sim via interface de serviço adicional Indicações Definidas pelo Usuário e Objetos de Manobras Sim Sim Sim Sim Sim Sincronização de Tempo Via Protocolo; DCF77/IRIG B; Interface; Entrada binária Via Protocolo (NTP); DCF77/IRIG B; Interface; Entrada binária Via DCF77/IRIG B; Interface; Entrada binária Protocolo Via Protocolo; DCF77/IRIG B; Interface; Entrada binária Via — DCF77/IRIG B; Interface; Entrada binária Protocolo Sim Sim Sim Sim Sim Bloqueio de Indica- Sim ção de Valor Medido Sim Não Não Não Sim Modo de Teste Sim Não Não Não Sim Indicações com Sim Estampa de Tempo Sim Ferramentas de Comissionamento Sim Modo Físico Assíncrono Síncrono Assíncrono Assíncrono Assíncrono — Modo de Transmissão Ciclicamente/ Evento Ciclicamente/ Evento Ciclicamente Ciclicamente/ Evento Ciclicamente — Baudrate 4800 a 38400 Até 100 MBaud Até 1.5 MBaud 4800 a 19200 2400 a 19200 4800 a 115200 Tipo RS232 RS485 Fibra Ótica Ethernet TP RS485 Fibra Ótica; Anel Duplo RS485 Fibra Ótica RS232 RS485 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 RS485 Fibra Ótica 619 A Apêndice A.6 End. Escopo Funcional Parâmetro Opções de Ajuste Ajuste padrão Comentários 103 Grp Chge OPTION Disabled Enabled Disabled Opção de Mudança de Grupo de Ajuste 104 FAULT VALUE Disabled Instant. values RMS values Instant. values Valores de falta 112 O/C PROT. I> Disabled Side 1 Side 2 Side 2 Proteção de Sobrecorrente I> 113 O/C PROT. I>> Disabled NonDirec. SIDE1 NonDirec.SIDE 2 Direc. SIDE1 Direc. SIDE2 NonDirec.SIDE 2 Proteção de Sobrecorrente I>> 114 O/C PROT. Ip Disabled IEC SIDE 1 ANSI SIDE 1 IEC SIDE 2 ANSI SIDE 2 Disabled Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso 116 Therm.Overload Disabled Enabled Enabled Proteção de Sobrecarga Térmica 117 UNBALANCE LOAD Disabled Enabled Enabled Carga Desbalanceada (Seqüência Negativa) 118 O/C STARTUP Disabled Side 1 Side 2 Disabled Proteção de Sobrecorrente na Partida 120 DIFF. PROT. Disabled Generator/Motor 3 phase transf. Generator/Motor Proteção Diferencial 121 REF PROT. Disabled Gen. with IEE2 Gen. w. 3I0-S2 Transformer S1 Transformer S2 Disabled Proteção de Falta à Terra Restrita 130 UNDEREXCIT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Subexcitação 131 REVERSE POWER Disabled Enabled Enabled Proteção de Potência Reversa 132 FORWARD POWER Disabled Enabled Enabled Supervisão de Potência Direta 133 IMPEDANCE PROT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Impedância 135 OUT-OF-STEP Disabled Enabled Enabled Proteção de Perda de Sincronismo (Out-of-Step) 140 UNDERVOLTAGE Disabled Enabled Enabled Proteção de Subtensão 141 OVERVOLTAGE Disabled Enabled Enabled Proteção de Sobretensão 142 Proteção de Freqüência Disabled Enabled Enabled Proteção de Sobre/Subfreqüência 620 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.6 Escopo Funcional End. Parâmetro Opções de Ajuste Ajuste padrão Comentários 143 OVEREXC. PROT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Sobreexcitação (U/f) 144 INV.UNDERVOLT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Subtensão Inversa Up< 145 df/dt Protect. Disabled 2 df/dt stages 4 df/dt stages 2 df/dt stages Proteção de Mudança de Taxa de Freqüência 146 VECTOR JUMP Disabled Enabled Enabled Deslocamento do Vetor de Tensão 150 S/E/F PROT. Disabled non-dir. U0 non-dir. U0&I0 directional non-dir. U0&I0 Proteção de Falta à Terra do Estator 151 O/C PROT. IEE> Disabled with IEE1 with IEE2 with IEE2 Proteção de Corrente à Terra Sensitiva 152 SEF 3rd HARM. Disabled Enabled Enabled Proteção de Falta à Terra do Estator com 3º Harmônico 153 100% SEF-PROT. Disabled Enabled Enabled Proteção de Falta à Terra do Estator -100% 154 O/C PROT IEE-B Disabled with IEE1 with IEE2 with IEE2 Proteção B de Corrente à Terra Sensitiva 155 INTERTURN PROT Disabled Enabled Enabled Proteção de Curto Entre Espiras(Interturn) 160 ROTOR E/F Disabled Enabled Enabled Proteção de Falta à Terra do Rotor (R, fn) 161 REF 1-3Hz Disabled Enabled Enabled Proteção de Falta à Terra do Rotor (1-3Hz) 165 STARTUP MOTOR Disabled Enabled Enabled Supervisão de Tempo de Partida de Motor 166 RESTART INHIBIT Disabled Enabled Enabled Inibição de Reinício para Motores 170 BREAKER FAILURE Disabled Side 1 Side 2 Side 2 Proteção de Falha do Disjuntor 171 INADVERT. EN. Disabled Enabled Enabled Energização Inadvertida 172 DC PROTECTION Disabled Enabled Enabled Proteção de Tensão/Corrente DC 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 621 A Apêndice End. Parâmetro Opções de Ajuste Ajuste padrão Comentários 173 ANALOGOUTPUT B1 Disabled I1 [%] I2 [%] IEE1 [%] IEE2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] |P| [%] |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |PF| [%] ΘR/ΘRmax [%] Θ/Θtrip [%] RE REF [%] RE REF 1-3Hz[%] RE SEF100 [%] Disabled Saída Analógica B1 (Port B) 174 ANALOGOUTPUT B2 Disabled I1 [%] I2 [%] IEE1 [%] IEE2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] |P| [%] |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |PF| [%] ΘR/ΘRmax [%] Θ/Θtrip [%] RE REF [%] RE REF 1-3Hz[%] RE SEF100 [%] Disabled Saída Analógica B2 (Port B) 622 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.6 Escopo Funcional End. Parâmetro Opções de Ajuste Ajuste padrão Comentários 175 ANALOGOUTPUT D1 Disabled I1 [%] I2 [%] IEE1 [%] IEE2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] |P| [%] |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |PF| [%] ΘR/ΘRmax [%] Θ/Θtrip [%] RE REF [%] RE REF 1-3Hz[%] RE SEF100 [%] Disabled Saída Analógica D1 (Port D) 176 ANALOGOUTPUT D2 Disabled I1 [%] I2 [%] IEE1 [%] IEE2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] |P| [%] |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |PF| [%] ΘR/ΘRmax [%] Θ/Θtrip [%] RE REF [%] RE REF 1-3Hz[%] RE SEF100 [%] Disabled Saída Analógica D2 (Port D) 180 FUSE FAIL MON. Disabled Enabled Enabled Monitoramento de Falha do Fusível 181 M.V. SUPERV Disabled Enabled Enabled Supervisão de Valores Medidos 182 Trip Cir. Sup. Disabled 2 Binary Inputs 1 Binary Input Disabled Supervisão do Circuito de Trip 185 THRESHOLD Disabled Enabled Enabled Supervisão de Limite 186 EXT. TRIP 1 Disabled Enabled Enabled Função 1 de Trip Externo 187 EXT. TRIP 2 Disabled Enabled Enabled Função 2 de Trip Externo 188 EXT. TRIP 3 Disabled Enabled Enabled Função 3 de Trip Externo 189 EXT. TRIP 4 Disabled Enabled Enabled Função 4 de Trip Externo 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 623 A Apêndice End. Parâmetro Opções de Ajuste Ajuste padrão Comentários 190 RTD-BOX INPUT Disabled Port C Port D Disabled Entrada de Temperatura Externa 191 RTD CONNECTION 6 RTD simplex 6 RTD HDX 12 RTD HDX 6 RTD simplex Tipo de Conexão de Entrada de Temperatura Externa 624 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.7 Ajustes A.7 Ajustes Endereços que têm um “A” anexo, só podem ser mudados com DIGSI em Ajustes Adicionais. A tabela indica pré-justes de região específica. A coluna “C” (Configuraçao) indica a corrente nominal secundária correspondente do transformador de corrente. End. Parâmetro Função C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 201 STRPNT->OBJ S1 P.System Data 1 Yes NO Yes Ponto estrela do TC lado 1 na Direção do Objeto 202 IN-PRI I-SIDE1 P.System Data 1 1 .. 100000 A 500 A Corrente Primária Nominal do TC Lado 1 203 IN-SEC I-SIDE1 P.System Data 1 1A 5A 1A Corrente Secundária Nominal do TC Lado 1 204 CT ANGLE W0 P.System Data 1 -5.00 .. 5.00 ° 0.00 ° Ângulo de Correção W0 205 FACTOR IEE1 P.System Data 1 1.0 .. 100000.0 60.0 Relação Primária/secundária do TC Iee1 210 STRPNT->OBJ S2 P.System Data 1 Yes NO Yes Ponto estrela do TC lado 2 na Direção do Objeto 211 IN-PRI I-SIDE2 P.System Data 1 1 .. 100000 A 500 A Corrente Primária Nominal do TC Lado 2 212 IN-SEC I-SIDE2 P.System Data 1 1A 5A 1A Corrente Secundária Nominal do TC Lado 2 213 FACTOR IEE2 P.System Data 1 1.0 .. 100000.0 60.0 Relação Primária/secundária do TC Iee2 214 GRD TERM. IEE2 P.System Data 1 Terminal Q7 Terminal Q8 Terminal Q7 Terminal Aterrado do TC Iee2 221 Unom PRIMARY P.System Data 1 0.10 .. 400.00 kV 6.30 kV Tensão Primária Nominal 222 Unom SECONDARY P.System Data 1 100 .. 125 V 100 V Tensão Secundária Nominal (Fase-fase) 223 UE CONNECTION P.System Data 1 neutr. transf. broken delta Not connected any VT Rotor Load. resistor Uen-winding neutr. transf. Conexão UE 224 FACTOR UE P.System Data 1 1.0 .. 2500.0 36.4 Relação Primária/Secundária do TP Ue 225A Uph / Udelta P.System Data 1 1.00 .. 3.00 1.73 Relação de casamento de faseTP para TP Delta Aberto 241 UN-PRI SIDE 1 P.System Data 1 0.40 .. 800.00 kV 20.00 kV Tensão Primária Nominal Lado 1 242 STARPNT SIDE 1 P.System Data 1 Isolated Solid Earthed Isolated Ponto estrela do lado 1 está 243 UN-PRI SIDE 2 P.System Data 1 0.40 .. 800.00 kV 6.30 kV Tensão Primária Nominal Lado 2 244 STARPNT SIDE 2 P.System Data 1 Isolated Solid Earthed Isolated Ponto estrela do lado 2 está 246 VECTOR GRP S2 P.System Data 1 0 .. 11 *30° 0 *30° Numeral de Grupo Vetorial do Lado 2 249 SN TRANSFORMER P.System Data 1 0.20 .. 5000.00 MVA 5.30 MVA Potência Aparente Nominal do Transformador 251 UN GEN/MOTOR P.System Data 1 0.40 .. 800.00 kV 6.30 kV Tensão Primária Nominal Gerador/Motor 252 SN GEN/MOTOR P.System Data 1 0.20 .. 5000.00 MVA 5.27 MVA Potência Aparente Nominal do Gerador 270 Rated Frequency P.System Data 1 50 Hz 60 Hz 50 Hz Freqüência Nominal 271 PHASE SEQ. P.System Data 1 L1 L2 L3 L1 L3 L2 L1 L2 L3 Seqüência de Fase 272 SCHEME P.System Data 1 Busbar Unit transf. Busbar Esquema de Configuração 274A ATEX100 P.System Data 1 Yes NO NO Armazenamento de Réplicas Térmicas sem Fonte de Alimentação 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 625 A Apêndice End. Parâmetro Função C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 275 FACTOR R SEF P.System Data 1 1.0 .. 200.0 37.0 Relação prim/sec R SEF 276 TEMP. UNIT P.System Data 1 Celsius Fahrenheit Celsius Unidade de medição de temperatura 280 TMin TRIP CMD P.System Data 1 0.01 .. 32.00 sec 0.15 sec Duração mínima de comando de TRIP 281 BkrClosed I MIN P.System Data 1 Limite Mínimo de Corrente de Fechamento do Disjuntor 5A 0.20 .. 5.00 A 0.20 A 1A 0.04 .. 1.00 A 0.04 A 295 TRANSDUCER 1 P.System Data 1 10 V 4-20 mA 20 mA 10 V Transdutor 1 296 TRANSDUCER 2 P.System Data 1 10 V 4-20 mA 20 mA 10 V Transdutor 2 297 TRANSDUCER 3 P.System Data 1 with filter without filter with filter Transdutor 3 302 CHANGE Change Group Group A Group B Binary Input Protocol Group A Mudança para Outro Grupo de Ajuste 401 WAVEFORMTRIGGER Osc. Fault Rec. Save w. Pickup Save w. TRIP Start w. TRIP Save w. Pickup Captura de Forma de Onda 403 MAX. LENGTH Osc. Fault Rec. 0.30 .. 5.00 sec 1.00 sec Extensão Máxima de uma Gravação de Captura de Forma de Onda 404 PRE. TRIG. TIME Osc. Fault Rec. 0.05 .. 4.00 sec 0.20 sec Forma de Onda Capturada Antes do Disparo 405 POST REC. TIME Osc. Fault Rec. 0.05 .. 0.50 sec 0.10 sec Forma de Onda Capturada depois do evento 406 BinIn CAPT.TIME Osc. Fault Rec. 0.10 .. 5.00 sec; ∞ 0.50 sec Tempo de Captura via Entrada Binária 610 FltDisp.LED/LCD Device Target on PU Target on TRIP Target on PU Display de Falta no LED / LCD 611 Spont. FltDisp. Device Sim NO NO Display espontâneo de anunciações de faltas 615 T MIN LED HOLD Device 0 .. 60 min 5 min Mínimo tempo de espera de LEDs selados 640 Start image DD Device image 1 image 2 image 3 image 4 image 1 Imagem Inicial de Dispaly Padrão 1108 ACTIVE POWER P.System Data 2 Generator Motor Generator Medição da Potência Ativa para 1201 O/C I> O/C Prot. I> OFF ON Block relay OFF Proteção de Sobrecorrente Temporizada I> 1202 I> O/C Prot. I> Pickup de I> 1A 0.05 .. 20.00 A 1.35 A 5A 0.25 .. 100.00 A 6.75 A 1203 T I> O/C Prot. I> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 3.00 sec Temporização T I> 1204 U< SEAL-IN O/C Prot. I> ON OFF OFF Estado da Subtensão com Selo 1205 U< O/C Prot. I> 10.0 .. 125.0 V 80.0 V Pickup da Subtensão com Selo 1206 T-SEAL-IN O/C Prot. I> 0.10 .. 60.00 sec 4.00 sec Duração da Subtensão com Selo 1207A I> DOUT RATIO O/C Prot. I> 0.90 .. 0.99 0.95 Relação de dropout de I> 1301 O/C I>> O/C Prot. I>> OFF ON Block relay OFF Proteção de Sobrecorrente Temporizada I>> 1302 I>> O/C Prot. I>> Pickup de I>> 1A 0.05 .. 20.00 A 4.30 A 5A 0.25 .. 100.00 A 21.50 A 1303 T I>> O/C Prot. I>> 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização T I>> 1304 Phase Direction O/C Prot. I>> Forward Reverse Reverse Direção de Fase 1305 LINE ANGLE O/C Prot. I>> -90 .. 90 ° 60 ° Ângulo de Linha 626 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.7 Ajustes End. Parâmetro Função 1401 O/C Ip O/C Prot. Ip 1402 Ip O/C Prot. Ip C Opções de Ajustes OFF ON Block relay Ajuste Padrão Comentários OFF Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso Ip Pickup de Ip 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A 5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A 1403 T Ip O/C Prot. Ip 0.05 .. 3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T Ip 1404 TIME DIAL: TD O/C Prot. Ip 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 DIAL DE TEMPO: TD 1405 IEC CURVE O/C Prot. Ip Normal Inverse Very Inverse Extremely Inv. Normal Inverse Curva IEC 1406 ANSI CURVE O/C Prot. Ip Very Inverse Inverse Moderately Inv. Extremely Inv. Definite Inv. Very Inverse Curva ANSI 1407 VOLT. INFLUENCE O/C Prot. Ip without Volt. controll. Volt. restraint without Influência de Tensão 1408 U< O/C Prot. Ip 10.0 .. 125.0 V 75.0 V Limite U< para Liberação de Ip 1601 Ther. OVER LOAD Therm. Overload OFF ON Block relay Alarm Only OFF Proteção de Sobrecarga Térmica Fator K 1602 K-FACTOR Therm. Overload 0.10 .. 4.00 1.11 1603 TIME CONSTANT Therm. Overload 30 .. 32000 sec 600 sec Constante de Tempo Térmico 1604 Θ ALARM Therm. Overload 70 .. 100 % 90 % Estágio de Alarme Térmico 1605 TEMP. RISE I Therm. Overload 40 .. 200 °C 100 °C Aumento de Temperatura na Corrente Secundária Nominal 1606 TEMP. RISE I Therm. Overload 104 .. 392 °F 212 °F Aumento de Temperatura na Corrente Secundária Nominal 1607 TEMP. INPUT Therm. Overload Disabled 4-20 mA Fieldbus RTD 1 Disabled Entrada de temperatura 1608 TEMP. SCAL. Therm. Overload 40 .. 300 °C 100 °C Temperatura para Escala 1609 TEMP. SCAL. Therm. Overload 104 .. 572 °F 212 °F Temperatura para Escala 1610A I ALARM Therm. Overload 5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A Setpoint de Alarme de Sobrecarga de Corrente 1612A Kτ-FACTOR Therm. Overload 1615A I MAX THERM. Therm. Overload 1616A T EMERGENCY Therm. Overload 10 .. 15000 sec 100 sec Tempo de Emergência 1701 UNBALANCE LOAD Unbalance Load OFF ON Block relay OFF Proteção de Carga Desbalanceada 1702 I2> Unbalance Load 3.0 .. 30.0 % 10.6 % Corrente Continuamente Permissível I2 1703 T WARN Unbalance Load 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 20.00 sec Temporização de Estágio de Alarme 1704 FACTOR K Unbalance Load 1.0 .. 100.0 sec; ∞ 18.7 sec Fator K de seqüência negativa 1705 T COOL DOWN Unbalance Load 0 .. 50000 sec 1650 sec tempo para Resfriamento 1706 I2>> Unbalance Load 10 .. 200 % 60 % Pickup de I2>> 1.0 .. 10.0 1.0 Fator Kt quando o motor pára 5A 2.50 .. 40.00 A 16.50 A 1A 0.50 .. 8.00 A 3.30 A Corrente Máxima para Réplica Térmica 1707 T I2>> Unbalance Load 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 3.00 sec Temporização T I2>> 1801 O/C STARTUP O/C Startup OFF ON Block relay OFF Proteção de Sobrecorrente de Partida 1802 STARTUP I> O/C Startup 5A 0.50 .. 100.00 A 6.50 A Pickup de I> 1A 0.10 .. 20.00 A 1.30 A 1803 STARTUP T I> O/C Startup 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T I> 2001 DIFF. PROT. Diff. Prot OFF ON Block relay OFF Proteção Diferencial 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 627 A Apêndice End. Parâmetro Função C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 2005 INC.CHAR.START Diff. Prot OFF ON OFF Aumento da Característica de Trip Durante a Partida 2006 INRUSH 2.HARM. Diff. Prot OFF ON ON Inrush com Restrição de 2º Harmônico 2007 RESTR. n.HARM. Diff. Prot OFF 3. Harmonic 5. Harmonic OFF Restrição Harmônica enésima 2021 I-DIFF> Diff. Prot 0.05 .. 2.00 I/InO 0.20 I/InO Valor de Pickup da Corrente Diferencial 2026A T I-DIFF> Diff. Prot 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-DIFF> 2031 I-DIFF>> Diff. Prot 0.5 .. 12.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Valor de Pickup de Trip de Ajuste em Alta 2036A T I-DIFF>> Diff. Prot 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-DIFF>> 2041A SLOPE 1 Diff. Prot 0.10 .. 0.50 0.25 Inclinação 1 da Característica de Trip 2042A BASE POINT 1 Diff. Prot 0.00 .. 2.00 I/InO 0.00 I/InO Ponto de Base para Inclinação 1 da Característica 2043A SLOPE 2 Diff. Prot 0.25 .. 0.95 0.50 Inclinação 2 da Característica de Trip 2044A BASE POINT 2 Diff. Prot 0.00 .. 10.00 I/InO 2.50 I/InO Ponto de Base para Inclinação 2 da Característica 2051A I-REST. STARTUP Diff. Prot 0.00 .. 2.00 I/InO 0.10 I/InO I-RESTRAINT para Detecção de Partida 2052A START-FACTOR Diff. Prot 1.0 .. 2.0 1.0 Fator de Aumento da Característica na Partida 2053 T START MAX Diff. Prot 0.0 .. 180.0 sec 5.0 sec Tempo de partida Máximo Permissível 2061A I-ADD ON STAB. Diff. Prot 2.00 .. 15.00 I/InO 4.00 I/InO Pickup para Estabilização Add-on 2062A T ADD ON-STAB. Diff. Prot 2 .. 250 Cycle; ∞ 15 Cycle Duração da Estabilização Add-on 2063A CROSSB. ADD ON Diff. Prot 2 .. 1000 Cycle; 0; ∞ 15 Cycle Tempo de Bloqueio Cruzado para Estabilização Add-on 2071 2. HARMONIC Diff. Prot 10 .. 80 % 15 % Conteúdo do 2º Harmônico na I-DIFF 2072A CROSSB. 2. HARM Diff. Prot 2 .. 1000 Cycle; 0; ∞ 3 Cycle Tempo para Bloqueio Cruzado do 2º Harmônico 2076 n. HARMONIC Diff. Prot 10 .. 80 % 30 % Conteúdo do enésimo Harmônico na I-DIFF 2077A CROSSB. n.HARM Diff. Prot 2 .. 1000 Cycle; 0; ∞ 0 Cycle Tempo para Bloqueio Cruzado do enésimo Harmônico 2078A IDIFFmax n.HM Diff. Prot 0.5 .. 12.0 I/InO 1.5 I/InO Limite IDIFFmax da Restrição do Enésimo Harmônico 2101 REF PROT. REF OFF ON Block relay OFF Proteção de Falta à Terra Restrita 2102 REF I> BLOCK REF 1.0 .. 2.5 I/InO 1.5 I/InO Pickup REF do Bloqueio da Corrente de Fase 2103 REF U0>RELEASE REF 1.0 .. 100.0 V; 0 5.0 V Pickup REFde liberação de U0> 2110 I-REF> REF 0.05 .. 2.00 I/InO 0.10 I/InO Pickup de I-REF> 2112 T I-REF> REF 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-REF> 2113A SLOPE REF 0.00 .. 0.95 0.25 Inclinação da característica I-REF> = f(I0-Rest) 2114A BASE POINT REF 0.00 .. 2.00 I/InO 0.00 I/InO Ponto de Base para Inclinação da Característica 3001 UNDEREXCIT. Underexcitation OFF ON Block relay OFF Proteção de Subexcitação 3002 1/xd CHAR. 1 Underexcitation 0.20 .. 3.00 0.41 Característica da intersecção da susceptância 1 3003 ANGLE 1 Underexcitation 50 .. 120 ° 80 ° Ângulo de Inclinação da Característica 1 3004 T CHAR. 1 Underexcitation 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização da Característica 1 628 7UM62 Manual C53000-G1179-C149-2 A.7 Ajustes End. Parâmetro Função C Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 3005 1/xd CHAR. 2 Underexcitation 0.20 .. 3.00 0.36 Característica da intersecção da susceptância 2 3006 ANGLE 2 Underexcitation 50 .. 120 ° 90 ° Ângulo de Inclinação da Característica 2 3007 T CHAR. 2 Underexcitation 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização da Característica 2 3008 1/xd CHAR. 3 Underexcitation 0.20 .. 3.00 1.10 Característica da intersecção da susceptância 3 3009 ANGLE 3 Underexcitation 50 .. 120 ° 90 ° Ângulo de Inclinação da Característica 3 3010 T CHAR 3 Underexcitation 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.30 sec Temporização da Característica 3 3011 T SHRT Uex< Underexcitation 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T-Short (Carac. e Uexc<) 3012 EXCIT. VOLT. Underexcitation ON OFF OFF Estado da Supervisão de Tensão de Excitação 3013 Uexcit. < Underexcitation 0.50 .. 8.00 V 2.00 V Pickup da Supervisão de Tensão de Excitação 3014A Umin Underexcitation 10.0 .. 125.0 V 25.0 V Pickup do Bloqueio de Subtensão 3101 REVERSE POWER Reverse Power OFF ON Block relay OFF Proteção de Potência Reversa 3102 P> REVERSE Reverse Power -30.00 .. -0.50 % -1.93 % Pickup de P> Reversa 3103 T-SV-OPEN Reverse Power 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização Longa (sem Válvula de Parada) 3104 T-SV-CLOSED Reverse Power 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização Curta (com Válvula de Parada) 3105A T-HOLD Reverse Power 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.00 sec Pickup de Tempo de Espera 3201 FORWARD POWER Forward Power OFF ON Block relay OFF Supervisão de Potência Direta 3202 Pf< Forward Power 0.5 .. 120.0 % 9.7 % Supervisão de Pickup de P-forw.< 3203 Pf> Forward Power 1.0 .. 120.0 % 96.6 % Supervisão de Pickup de P-forw.> 3204 T-Pf< Forward Power 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização T-P-forw.< 3205 T-Pf> Forward Power 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 10.00 sec Temporização T-P-forw.> 3206A MEAS. METHOD Forward Power accurate fast accurate Método de operação 3301 IMPEDANCE PROT. Impedance OFF ON Block relay OFF Proteção de Impedãncia 3302 IMP I> Impedance 5A 0.50 .. 100.00 A 6.75 A 1A 0.10 .. 20.00 A 1.35 A Pickup de Detecção de Falta de I> ON OFF OFF 3303 U< SEAL-IN Impedance Estado da Subtensão com Selo 3304 U< Impedance 10.0 .. 125.0 V 80.0 V Pickup da Subtensão com Selo 3305 T-SEAL-IN Impedance 0.10 .. 60.00 sec 4.00 sec Duração da Subtensão com Selo 3306 ZONE Z1 Impedance 5A 0.01 .. 26.00 Ω 0.58 Ω Zona de Impedância Z1 1A 0.05 .. 130.00 Ω 2.90 Ω 0.00 .. 60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização da Zona de Impedãncia Z1 5A 0.01 .. 13.00 Ω 0.99 Ω Zona de Impedância Z1B 1A 0.05 .. 65.