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O presente documento tem a finalidade de apresentar um exemplo de memória de cálculo e a respectiva parametrização dos ajustes, para o Relé de Proteção de Gerador SEL-700G, utilizado na proteção de um gerador de 12 MW de uma PCH, conforme Figura 1.
Este documento é apenas um exemplo de memória de cálculo para o relé SEL-700G, o profissional que irá executar os estudos deve ser qualificado para tal tarefa e utilizar de outras literaturas, não tomando este documento como única referência. Devido à complexidade e inúmeros detalhes das subestações onde o relé SEL-700G pode ser usado, a SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES não se responsabiliza por qualquer uso inadequado deste documento e que venha a causar danos.
O Relé de Proteção de Geradores SEL-700G é um relé multifunção, completo, projetado para proteção primária e/ou de retaguarda de máquinas síncronas de pequeno ou grande porte.
2.1. Funções de Proteção
• 64G – Falta a terra no estator e diferencial de tensão de 3a harmônica (100%);
• 24 – Volts/Hertz;
• 21 – Relé de distância ou 51V/C – sobrecorrente temporizada com restrição/controle de tensão;
• 50/51 - Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada;
• 50/51G - Sobrecorrente residual instantânea e temporizada;
• 50/51N – Sobrecorrente instantânea e temporizada de neutro;
• 50/51Q (46) - Sobrecorrente instantânea e temporizada de seqüência negativa;
• 27/59 - Subtensão e sobretensão fase-neutro e entre fases;
• 59G - Sobretensão residual;
• 59Q (47) - Sobretensão de seqüência negativa/ reversão de fases;
• 50/62BF - Falha de disjuntor;
• 50/27 – Energização inadvertida;
• REF (67G) - Proteção restrita de falta a terra (opcional);
• 67G - Sobrecorrente direcional de neutro (polarizado por corrente ou tensão);
• 60 - Perda de potencial;
• 81 – Sub / Sobrefreqüência e taxa de variação de freqüência;
• 78 – Disparo por oscilação de potência;
• 32P – Potência ativa reversa;
• 32Q/40 – Direcional de potência reativa;
• 40 – Perda de excitação;
• 87N – Diferencial de Neutro (presente quando a função 87 não está inclusa) (opcional);
• 87 SP – Diferencial de fase dividida (quando a função 87 acima não está sendo aplicada no mesmo relé) (opcional);
• 25G – Sincronizador automático com verificação de sincronismo (opcional);
• 49T – Elemento térmico por modelo térmico;
• 49R – Elemento térmico (opcional através de RTD’s);
• 64R – Elemento de proteção do rotor à terra (opcional através do módulo SEL 2664);
2.2. Funções de Medição
• Correntes de fase (IA,IB, IC), de neutro (IN) e residual (IG), correntes de seqüência (I1, 3I2, 3I0);
• Corrente diferencial;
• Tensões de fase (VA,VB,VC) e de sincronismo (VS), tensões de seqüência (V1, V2, 3V0);
• Potência ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes);
• Fator de potência por fase e trifásico;
• Demanda de corrente de fase, de neutro e de seqüência negativa;
• Demanda de potência ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes);
• Energia ativa e reativa por fase e trifásica (quatro quadrantes);
• Freqüência;
• Excitação (Volts/Hertz);
• Medição de temperatura com até 12 RTD´s (através do módulo externo SEL-2600) ou 10 RTD´s com cartão interno. Tipo do RTD configurável: Pt100, Ni100, Ni120 ou Cu10 (opcional);
• Medição sincronizada de fasores (IEEE C37.118);
2.3. Funções de Monitoramento
• Oscilografia de 15 (até 23 relatórios) ou 64 ciclos (até 5 relatórios). Resolução de 16 amostras/ciclo;
• Seqüência de eventos, armazena os últimos 1024 eventos;
• Operações: AND, OR, NOT, comparadores (=,<>,<, >, <=, >=), adição (+), subtração (-), multiplicação (*), divisão (/), detecção de borda de subida (R_TRIG) e detecção de borda de descida (F_TRIG);
• Lógicas de disparo independentes para turbina, gerador e campo;
• Seletividade lógica;
• grupos de ajustes;
• Controle de torque das funções de sobrecorrente;
• 30 – Anunciador;
• 69 – Inibição de fechamento;
• 86 – Retenção de sinal de disparo;
2.5. Lógicas Adicionais
• Sincronização automática de geradores através da comparação dos sinais de freqüência e tensão do gerador com o sistema e envio de pulsos proporcionais (F+, F-, V+, V-) para o ajuste dos sistemas de regulação de velocidade e tensão, fechando automaticamente o disjuntor da unidade dentro de parâmetros estabelecidos;
• Compensação do tempo de fechamento do disjuntor na lógica de sincronismo;
• Proteção de fase dividida (Split Phase) configurável;
• Filtragem adaptativa em situação de saturação de TC’s;
2.6. Integração
• 1 porta serial EIA-232 frontal;
• 1 porta serial EIA-232 ou EIA-485 traseira;
• 1 porta de fibra óptica serial;
• 1 ou 2 portas Ethernet; (opcional);
• 1 placa com porta serial EIA-485 ou EIA-232 traseira; (opcional);
• Serial: ASCII, Modbus® RTU, DNP3.0 Serial (opcional), DeviceNet (opcional), SEL Fast Meter, SEL Fast Operate, SEL Fast SER, SEL Fast Message, Mirrored Bits;
Os cálculos de ajustes e as parametrizações que serão definidos a seguir se referem ao Relé de Proteção de Gerador SEL-700G, utilizado na proteção de um gerador de 12 MW de uma PCH, representado na Figura 1.
3.1. Correntes de curtos-circuitos
Os cálculos de curtos-circuitos para as condições Normal, Máxima e Mínima de operação, estão apresentados no anexo 4.
PKOKPKOKPKOKPKOK ddddäçÄ~ääçÄ~ääçÄ~ääçÄ~ä========
dÉåÉê~ädÉåÉê~ädÉåÉê~ädÉåÉê~ä====
3.2.1. FNOM Rated Frequency (Hz)
Este ajuste define a freqüência nominal do sistema.
FNOM: 50, 60 Hz.
AJUSTES
FNOM = 60
3.2.2. DATE_F Date Format
Este ajuste define o formato da data.
DATE_F: MDY, YMD, DMY.
AJUSTES
DATE_F = MDY
3.2.3. FAULT Fault Condition (SELogic)
Este ajuste define a condição de falta para a suspensão da atualização da medição de valores máximos e mínimos. Geralmente este ajuste é feito em função da partida de zona de distância ou unidade de sobrecorrente.
FAULT = 51V OR 51C OR 50PX1P OR 46Q2 OR 21C1P OR 21C2P OR 50PY1P OR 50QY1P OR 50GY1P OR 50N1P OR 51PYP OR 51QYP OR 51GYP OR TRIP
Event Messenger
3.2.4. EMP Messenger Points Enable
O SEL-700G, quando usado com o SEL-3010 Event Messenger, pode permitir que até 32 mensagens em ASCII definidas pelo usuário, juntamente com dados analógicos medidos ou calculados pelo relé, sejam transformadas em mensagens de voz. Essa combinação permite que o usuário receba mensagens de voz em qualquer telefone, avisando quando da transição de qualquer Relay Word bit do relé.
Notificação verbal de aberturas de disjuntores, falhas de fusíveis, alarmes de RTDs, etc., podem agora ser enviadas diretamente para seu telefone celular através do uso do SEL-700G e SEL-3010 (têm de estar conectados a uma linha de telefone analógica). Além disso, as mensagens podem incluir uma grandeza analógica, tal como medições de corrente, tensão ou potência efetuadas pelo SEL-700G.
Essas mensagens trafegam virtualmente sobre qualquer meio com capacidade de suportar comunicações em texto tais como uma mensagem de texto via modem de telefone celular.
Esse ajuste define o número de mensagens habilitado.
EMP: N, 1 a 32.
AJUSTES
EMP = 1
Event Messenger nn
3.2.5. MPTRnn Messenger Point Trigger (Off, 1 Relay Word bit)
Este ajuste define qual elemento iniciará o envio da mensagem nn, com nn de 01 a 32.
O relé armazena três grupos de ajustes. Selecione o grupo ativo através de um contato de entrada, comando ou outras condições programáveis. Use esses grupos de ajustes para cobrir uma ampla faixa de contingências de proteção e controle. Os grupos de ajustes selecionáveis tornam o SEL-700G ideal para adaptar a proteção às alterações das condições do sistema.
Ao selecionar um grupo, também são selecionados os ajustes das lógicas bem como os ajustes dos elementos do relé. Os grupos podem ser programados para diferentes condições de operação tais como manutenção da subestação, operações sazonais ou contingências de carregamento de emergência.
3.2.8. TGR Group Change Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo decorrente entre o comando para mudança do grupo de ajustes e a ativação de um novo grupo de ajustes.
TGR: 0 a 400 segundos.
AJUSTES
TGR = 3
3.2.9. SS1 Select Settings Group 1 (SELogic)
Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 1. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações de controle SELogic.
SS1: SELogic Equation.
AJUSTES
SS1 = 1
3.2.10. SS2 Select Settings Group 2 (SELogic)
Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 2. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações de controle SELogic.
Este ajuste define a lógica necessária para a ativação do grupo de ajustes 3. Cada lógica pode ser programada para uma série elementos e equações de controle SELogic.
SS3: SELogic Equation.
AJUSTES
SS3 = 0
Synchronized Phasor Measurement
O SEL-700G inclui a tecnologia de medição fasorial que fornece medições sincronizadas de fasores ao longo do sistema de potência. Essa tecnologia incorporada a um relé de proteção reduz ou elimina os custos incrementais de instalação e manutenção ao mesmo tempo em que mantém inalterada a confiabilidade do sistema. Usando a tecnologia de fasores sincronizados, é incorporado, sem muito esforço, aplicações de controle atuais e futuras nos mesmos dispositivos usados para proteção e controle do sistema de potência.
Essa função permite melhorar a percepção do operador sobre as condições do sistema, usando dados em tempo real para visualizar os ângulos de carga, melhorar a análise de eventos e fornecer as medições dos estados.
10 DICAS DA SEL SOBRE APLICAÇÃO DE SINCROFASORES
Existem muitas opções de uso para uma Concessionária de Energia Elétrica ao aplicar os recursos das medições sincronizadas de fasores. É possível utilizar tais recursos para se obter diversos benefícios que são desconhecidos pela maioria dos usuários.
Os valores de tensão e corrente ficam precisamente alinhados, graças aos relógios GPS com precisão de microssegundos (como os GPS SEL 2401 e SEL 2407 de fabricação da SEL).
Um microssegundo corresponde a apenas 0,02 graus elétricos a 60Hz e erros de fases são na maioria das vezes oriundos de TC´s e TP´s.
A lista abaixo fornece 10 dicas de como atualmente se pode utilizar medição de fasores e é de grande utilidade para aqueles que trabalham com operação, COS - Centro de Operação do Sistema, gerenciamento de ativos, análise de perturbações, estudos elétricos e dinâmicos e testes ou comissionamento de sistemas de proteção.
1- Use Medição Sincronizada de Fasores Oriundas dos Relés Para Verificar as Condições dos Transformadores de Instrumentos da sua Subestação:
Numa mesma subestação, quando os disjuntores estão fechados, todas os TP´s das linhas e barramentos devem estar com mesma magnitude e fase. Nos relés SEL, através do comando "Meter PM" é possível simular de forma remota um voltímetro vetorial.
2- Verifique Polaridades, Defasagem e Relação dos TC´s:
Com uma pequena carga no sistema e com todos os relés sincronizados, basta aplicar a Lei de Kirchoff ao redor do barramento, fase por fase e com isto será possível visualizar remotamente qualquer erro de defasagem, polaridade ou de relação de transformação.
3- Verifique Polaridades, Defasagens e Relações de TC´s e TP´s nos Terminais de uma Linha de Transmissão:
Basta executar o comando "Meter PM" num mesmo instante de tempo para ambos os terminais de uma linha de transmissão para verificar polaridades, defasagens e relações de transformação nos transformadores de instrumentos de cada SE. Para uma rápida verificação de sensibilidade, na maioria dos casos, não é necessário efetuar cálculos complexos utilizando os parâmetros da linha. Verifique se a fase A é realmente a fase A, para correntes e tensões, em ambos os terminais. Com fasores sincronizados em ambas as extremidades de uma linha, também se podem usar as equações da linha para cálculo exato e investigar erros que podem estar vindos de constantes da linha, TC´s, TP´s ou nas conexões de TC´s e TP´s.
4- Analíse Faltas e Verifique a Modelagem do Sistema:
Calcule infeeds de todas as fontes, calcule resistências de faltas e verifique parâmetros de seqüência zero para linhas e fontes do sistema de potência.
O estimador de estado estima magnitudes e ângulos das tensões das barras do sistema. Porém, ele é preciso?
Através de disparo de medições em várias barras ao mesmo tempo, pode-se comparar as medições reais com as estimativas. Bastante útil para encontrar erros de dados no SCADA.
6- A Empresa não tem Estimador de Estado?
Porém, pode ter algo MELHOR: Medição Direta do Estado do Sistema.
Não somente uma medição direta, mas também uma medição mais freqüente, pois se pode ajustá-la para cada segundo versus uma estimação de 1 a 10 minutos.
7- Elabore um Sistema Automático de Verificação de Esquemas:
Há muitos exemplos e citaremos apenas um. Quando 2 relés estão numa mesma barra ou mesmo TC ou TP eles deveriam estar medindo a mesma corrente ou tensão. Adicionalmente aos testes manuais acima citados, é possível elaborar check automático num processador de comunicação ou UTR para que verifique rotineiramente a possibilidade de existência de erros e forneça alarme quando algo estiver errado. Este erro pode ser com um relé, com um medidor, uma chave de teste, com o TC ou TP. Através da diferença entre os fasores, pode-se visualizar erros de magnitude e também de ângulo de fase.
8- Monitore Ângulos Através do Sistema de Transmissão:
Basta mostrar para o operador do sistema valores de tensão e ângulo de algumas poucas barras críticas. Os engenheiros de operação podem construir gráficos que mostram relações entre os ângulos e os possíveis cenários críticos para que os operadores possam facilmente entender e usar os dados.
9- Monitore Ângulos Entre o Sistema de Transmissão e Barras Críticas de Distribuição:
Engenheiros de Operação e Planejamento podem montar gráficos que relacionem os ângulos com limites de estabilidade de tensão e desta forma os operadores terão uma ferramenta para visualizar e impedir
10- Registro de Oscilografia Coletados pelos Relés em Perfeita Sincronização:
A nova versão do software SEL- 5601 possibilita análise de diferentes relés SEL de forma sincronizada.
Para obter estes recursos de forma estendida e ampla no sistema, a melhor forma é aplicar medição de fasores já inclusas nos relés de proteção. Relés de Proteção encontram aplicação obrigatória no sistema elétrico, ao passo que para aplicação de equipamentos separados (PMU´s) existem limitações de verbas. Da mesma forma como a função de localização de faltas e oscilografia já vem inclusas nos relés de proteção, sugere-se que nas especificações de relés de proteção agregue-se funcionalidades de medição de fasores. Ao se especificar equipamentos em separado para exercerem estas funcionalidades haverá custos adicionais de aquisição, inspeção, testes, instalação, comissionamento e manutenção, além de não ter a possibilidade de usufruir os benefícios acima num maior número de pontos do sistema elétrico. Para aquelas Empresas que já possuem relés SEL em seu sistema, para obter os benefícios apontados acima, basta um pequeno investimento adicional para concentração e alinhamento dos dados.
dados da porta serial disponível no SEL-700G e o tamanho máximo das mensagens em bytes correspondente, para cada taxa. As entradas em branco indicam mensagens menores que 20 bytes.
É um dos seis ajustes que determinam a velocidade mínima da porta, necessário para suportar a taxa e tamanho do pacote de dados dos sincrofasores.
NUMDSW: 0, 1.
As escolhas para este ajuste dependem do projeto do sistema do sincrofasor. A inclusão de dados binários pode ajudar na indicação do estado do disjuntor ou outros dados operacionais quando da utilização dos sincrofasores.
• O ajuste NUMDSW = 0 não envia nenhuma condição digital das palavras definidas pelo usuário.
• O ajuste NUMDSW = 1 envia a condição digital das palavras definidas pelo usuário.
É possível combinar o SEL-700G com a interface da entrada do sinal recebido via satélite para sincronização dos relés (IRIG-B) para medir o ângulo do sistema em tempo real, com uma precisão na temporização de ±10 µs. A medição é feita em tempo real dos ângulos de fase de corrente e tensão instantâneos para melhorar a operação do sistema com as informações dos sincrofasores. É possível também substituir a medição de estado, validação de estudos ou efetuar o rastreamento da estabilidade do sistema. As medições fasoriais sincronizadas superam os requisitos de precisão/Nível 0 definidos pela norma IEEE C37.118-2005.
Este ajuste define se a norma IEEE C37.118 será usada em conjunto com o IRIG-B.
Este ajuste seleciona o tipo de filtros digitais usados no algoritmo de sincrofasores.
PMAPP: FAST, NARROW.
O ajuste Narrow representa os filtros com uma freqüência de corte de aproximadamente ¼ de MRATE. A resposta em domínio de frequência é mais estreita e a resposta em domínio de tempo é mais lenta. Este método resulta em dados de sincrofasores que são livres de sinais de aliasing e bem adaptada para análise de pós perturbações.
O ajuste Fast representa os filtros com uma freqüência de corte maior. A resposta em domínio de freqüência é maior e a resposta em domínio de tempo é mais rápida. Este método resulta em dados de sincrofasores que podem ser usados em aplicações de sincrofasores que exigem maior velocidade nos parâmetros do sistema de rastreamento.
AJUSTES
PMAPP = NARROW
Data Set
3.2.20. PHDATAV Phasor Data Set, Voltages
Este ajuste seleciona qual tensão será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em V1 será usada somente a tensão de seqüência positiva. Ajustando em ALL serão usadas todas as tensões disponíveis, V1, VA, VB e VC. Ajustando em NA não será usada nenhuma tensão.
Este ajuste seleciona a fonte de tensão será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em VX serão usadas as tensões VAX, VBX e VCX. Ajustando em VY serão usadas as tensões VAY, VBY e VCY. Ajustando em BOTH serão usadas ambas as fontes de tensão.
PHVOLT: VX, VY, BOTH.
AJUSTES
PHVOLT = VX
3.2.22. PHDATAI Phasor Data Set, Currents
Este ajuste seleciona qual corrente será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em I1 será usada a corrente de seqüência positiva I1. Ajustando em ALL serão usadas todas as correntes disponíveis, I1, IA, IB e IC. Ajustando em NA não será usada nenhuma corrente.
PHDATAI: I1, ALL, NA.
AJUSTES
PHDATAI = I1
3.2.23. PHCURR Current Source
Este ajuste seleciona a fonte de corrente será usada na medição fasorial sincronizada. Ajustando em IX serão usadas as correntes IAX, IBX e ICX. Ajustando em IY serão usadas as correntes IAY, IBY e ICY. Ajustando em BOTH serão usadas ambas as fontes de correntes.
3.2.24. PHCOMP Frequency Based Phasor Compensation
Este ajuste habilita a compensação baseada em freqüência para os sincrofasores. Para a maioria das aplicações, o ajuste é PHCOMP = Y para ativar o algoritmo que compense através da magnitude e erros de ângulos de sincrofasores para freqüências diferentes das nominais. O ajuste é PHCOMP = N quando se estiver concentrando os dados de sincrofasor do relé SEL-300G, com outros dados de PMU que não empregam compensação de freqüência.
PHCOMP: Y, N.
AJUSTES
PHCOMP = Y
3.2.25. IXCOMP IX Angle Compensation Factor (degrees)
Este ajuste permite através do fator de compensação angular de corrente, corrigir erros provocados pelos transformadores de corrente ou por tipos de ligações das fontes de correntes IX.
Este ajuste permite através do fator de compensação angular de corrente, corrigir erros provocados pelos transformadores de corrente ou por tipos de ligações das fontes de correntes IY.
Este ajuste permite através do fator de compensação angular de tensão, corrigir erros provocados pelos transformadores de potencial ou por tipos de ligações das fontes de tensão VX.
Este ajuste permite através do fator de compensação angular de tensão, corrigir erros provocados pelos transformadores de potencial ou por tipos de ligações das fontes de tensão VY.
VYCOMP: -179,99° a 180,00°.
AJUSTES
VYCOMP = 0,00
3.2.29. VSCOMP VS Angle Compensation Factor (degrees)
Este ajuste permite através do fator de compensação angular de tensão de sincronismo, corrigir erros provocados pelos transformadores de potencial de sincronismo ou por tipos de ligações das fontes de tensão VS.
VSCOMP: -179,99° a 180,00°.
AJUSTES
VSCOMP = 0,00
Trig
3.2.30. PMTRIG Trigger (SELogic)
Para que o processador do sincrofasor leia os campos TREA1 a TREA4, estes deverão estar definidos no ajuste de PMTRIG.
Este ajuste define qual elemento ou lógica programável, que iniciará o envio de mensagem referente ao sincrofasor, em conformidade com a norma IEEE C37.118.
Estes bits podem ser usados para enviar várias mensagens com baixo nível de banda larga via fluxo de mensagem de sincrofasor. Podem também ser usados para enviar informações binárias diretamente, sem a necessidade de administrar a codificação das mensagens de partida em SELogic.
TREA1: SELogic Equation.
AJUSTES
TREA1 = TRIP OR ER
3.2.32. TREA2 Trigger Reason Bit 2 (SELogic)
Este ajuste define qual elemento ou lógica programável, que iniciará o envio de mensagem referente ao sincrofasor, em conformidade com a norma IEEE C37.118.
Estes bits podem ser usados para enviar várias mensagens com baixo nível de banda larga via fluxo de mensagem de sincrofasor. Podem também ser usados para enviar informações binárias diretamente, sem a necessidade de administrar a codificação das mensagens de partida em SELogic.
TREA2: SELogic Equation.
AJUSTES
TREA2 = 81T OR 81R OR BNDT
3.2.33. TREA3 Trigger Reason Bit 3 (SELogic)
Este ajuste define qual elemento ou lógica programável, que iniciará o envio de mensagem referente ao sincrofasor, em conformidade com a norma IEEE C37.118.
Estes bits podem ser usados para enviar várias mensagens com baixo nível de banda larga via fluxo de mensagem de sincrofasor. Podem também ser usados para enviar informações binárias diretamente, sem a necessidade de administrar a codificação das mensagens de partida em SELogic.
TREA3: SELogic Equation.
AJUSTES
TREA3 = 59PX1T OR 59PX2T OR 59PY1T OR 59PY2T
3.2.34. TREA4 Trigger Reason Bit 4 (SELogic)
Este ajuste define qual elemento ou lógica programável, que iniciará o envio de mensagem referente ao sincrofasor, em conformidade com a norma IEEE C37.118.
Estes bits podem ser usados para enviar várias mensagens com baixo nível de banda larga via fluxo de mensagem de sincrofasor. Podem também ser usados para enviar informações binárias diretamente, sem a necessidade de administrar a codificação das mensagens de partida em SELogic.
TREA4: SELogic Equation.
AJUSTES
TREA4 = 27PX1T OR 27PX2T OR 27PY1T OR 27PY2T
Breaker Failure
O relé SEL-700G oferece uma lógica flexível para a função de falha de disjuntor para até dois disjuntores (veja a Figura 3). Na lógica de falha de disjuntor padrão, a afirmação do Relay Word bit TRIPm (m = X, Y) inicia o temporizador BFD associado, se a soma das correntes de seqüência positiva e seqüência negativa está acima de 0,02 x INOM, onde INOM é 1 ou 5 A, dependendo dos TCs. Se a corrente permanece acima desse limite após o tempo de BFD, o Relay Word bit BFTm afirma. Use BFTm para operar um relé de saída para trip em disjuntores de backup adequados.
Unidades de engenharia se referem às quantidades reais medidas, isto é, temperatura, pressão, etc. Estão disponíveis até 16 caracteres para atribuir nomes descritivos para as unidades de engenharia.
AI30nEU: 16 caracteres.
AJUSTES
AI30nEU = mA
3.2.45. AI30nEL AI30n Low Input Engineering Units
Este ajuste define o nível mais baixo nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4.
AI30nEL: -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI30nEL = 4,000
3.2.46. AI30nEH AI30n High Input Engineering Units
Este ajuste define o nível mais alto nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4.
AI30nEH: -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI30nEH = 20,000
3.2.47. AI30nLW1 AI30n Low Warn Level 1
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.
AI30nLW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI30nLW2 = OFF
3.2.49. AI30nLAL AI30n Low Alarm
Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.
AI30nLAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI30nLAL = OFF
3.2.50. AI30nHW1 AI30n High Warn Level 1
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.
AI30nHW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI30nHW1 = OFF
3.2.51. AI30nHW2 AI30n High Warn Level 2
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI30n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.
AI40nL: -20,480 a 20,480 mA. (I) -10,240 a 10,240 V (V)
AJUSTES
AI40nL = 4,000
3.2.56. AI40nH AI40n High Input Value
Este ajuste define o nível mais alto de corrente ou tensão no transdutor da entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4.
AI40nH: -20,480 a 20,480 mA. (I)
-10,240 a 10,240 V (V)
AJUSTES
AI40nH = 20,000
3.2.57. AI40nEU AI40n Engineering Units (16 characters)
Este ajuste define a unidade de engenharia aplicável na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4.
Unidades de engenharia se referem às quantidades reais medidas, isto é, temperatura, pressão, etc. Estão disponíveis até 16 caracteres para atribuir nomes descritivos para as unidades de engenharia.
AI40nEU: 16 caracteres.
AJUSTES
AI40nEU = mA
3.2.58. AI40nEL AI40n Low Input Engineering Units
Este ajuste define o nível mais baixo nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4.
3.2.59. AI40nEH AI40n High Input Engineering Units
Este ajuste define o nível mais alto nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4.
AI40nEH: -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI40nEH = 20,000
3.2.60. AI40nLW1 AI40n Low Warn Level 1
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.
AI40nLW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI40nLW1 = OFF
3.2.61. AI40nLW2 AI40n Low Warn Level 2
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.
AI40nLW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI40nLW2 = OFF
3.2.62. AI40nLAL AI40n Low Alarm
Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.
AI40nHW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI40nHW1 = OFF
3.2.64. AI40nHW2 AI40n High Warn Level 2
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.
AI40nHW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI40nHW2 = OFF
3.2.65. AI40nHAL AI40n High Alarm
Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI40n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.
AI40nHAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI40nHAL = OFF
Slot E
Input 1 a 4
3.2.66. AI50nNAM AI50n Instrument Tag Name (8 characters)
Este ajuste define o nome da entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4.
Unidades de engenharia se referem às quantidades reais medidas, isto é, temperatura, pressão, etc. Estão disponíveis até 16 caracteres para atribuir nomes descritivos para as unidades de engenharia.
AI50nEU: 16 caracteres.
AJUSTES
AI50nEU = mA
3.2.71. AI50nEL AI50n Low Input Engineering Units
Este ajuste define o nível mais baixo nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4.
AI50nEL: -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI50nEL = 4,000
3.2.72. AI50nEH AI50n High Input Engineering Units
Este ajuste define o nível mais alto nas unidades de engenharia aplicável na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4.
AI50nEH: -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI50nEH = 20,000
3.2.73. AI50nLW1 AI50n Low Warn Level 1
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.
AI50nLW2: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI50nLW2 = OFF
3.2.75. AI50nLAL AI50n Low Alarm
Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais baixo.
AI50nLAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI50nLAL = OFF
3.2.76. AI50nHW1 AI50n High Warn Level 1
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 1, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.
AI50nHW1: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI50nHW1 = OFF
3.2.77. AI50nHW2 AI50n High Warn Level 2
Este ajuste é utilizado para gerar uma advertência de nível 2, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.
Este ajuste é utilizado para gerar um alarme, quando a medida utilizada na entrada analógica AI50n, com n de 1 a 4, atingir o nível mais alto.
AI50nHAL: OFF, -99999,000 a 99999,000.
AJUSTES
AI50nHAL = OFF
Analog Outputs
Slot C
Output 1 a 4
3.2.79. AO30nAQ AO30n Analog Quantity (OFF, 1 analog quantity)
Este ajuste define qual a quantidade analógica usada na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4.
O relé SEL-700G possui várias quantidades analógicas que pode ser usada para mais de uma função. As quantidades analógicas reais disponíveis dependem do “part number” do relé usado. As quantidades analógicas são tipicamente geradas e usadas por funções primárias, como, medição e as quantidades selecionadas estão disponíveis para uma ou mais funções suplementares, por exemplo, perfil de carga.
AO30nAQ: OFF, 1 quantidade analógica.
AJUSTES
AO30nAQ = OFF
3.2.80. AO30nTYP AO30n Type
Este ajuste define qual o tipo de transdutor que será usado na saída analógica AO30n, com n de 1 a 4.
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN101 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN101D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN101D = 10
====
3.2.98. IN102D IN102 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN102 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN301 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN301D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN301D = 10
====
3.2.100. IN302D IN302 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN302 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN302D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN302D = 10
====
3.2.101. IN303D IN303 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN303 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN304 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN304D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN304D = 10
====
3.2.103. IN305D IN305 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN305 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN305D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN305D = 10
====
3.2.104. IN306D IN306 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN306 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN306D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN306D = 10
====
3.2.105. IN307D IN307 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e
dropout do contato da entrada de controle IN307 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN307D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN307D = 10
====
3.2.106. IN308D IN308 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN308 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN308D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN308D = 10
====
Slot C
3.2.107. IN401D IN401 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN401 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN401D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN401D = 10
====
3.2.108. IN402D IN402 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN402 no modo DC.
No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN402D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN402D = 10
====
3.2.109. IN403D IN403 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN403 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN403D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN403D = 10
====
3.2.110. IN404D IN404 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN404 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN404D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN404D = 10
====
3.2.111. IN405D IN405 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN405 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN406 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN406D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN406D = 10
====
3.2.113. IN407D IN407 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN407 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN407D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN407D = 10
====
3.2.114. IN408D IN408 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN408 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN501 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN501D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN501D = 10
====
3.2.116. IN502D IN502 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN502 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN502D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN502D = 10
====
3.2.117. IN503D IN503 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN503 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN504 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN504D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN504D = 10
====
3.2.119. IN505D IN505 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN505 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN505D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN505D = 10
====
3.2.120. IN506D IN506 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN506 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN507 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN507D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN507D = 10
====
3.2.122. IN508D IN508 Debounce (milliseconds)
Este ajuste define o tempo de repique (“debounce”) para pickup e dropout do contato da entrada de controle IN508 no modo DC. No modo AC não existe ajuste de tempo de repique, o tempo de pickup é fixado em 2 ms e o tempo de dropout é fixado em 16 ms.
IN508D: AC, 0 a 65000 milissegundos.
AJUSTES
IN508D = 10
====
Breaker Monitor
Disjuntores sofrem desgaste mecânico e elétrico cada vez que operam. Os fabricantes do disjuntor publicam curvas e tabelas de manutenção que relacionam a corrente interrompida com o número de operações de abertura (Close-to-Open – C/O). Esses dados são normalmente apresentados em uma tabela na seção de inspeção e manutenção do manual do disjuntor.
Cada vez que ocorre trip do disjuntor, o relé computa a operação de abertura e registra a magnitude da corrente não filtrada de cada fase. Quando o resultado desse registro exceder o valor limite ajustado através da curva de desgaste do disjuntor (ver Figura 4), o relé habilita o bit correspondente de Alarme de Desgaste do Contato do Disjuntor (Breaker Contact Wear Alarm bit): BCWAn, BCWBn ou BCWCn (n = X ou Y). Este método de monitoração do desgaste do disjuntor é solidamente baseado nas características nominais do disjuntor fornecidas pelo fabricante.
Figura 4 – ^àìëíÉë=É=`ìêî~=ÇÉ=aÉëÖ~ëíÉ=Çç^àìëíÉë=É=`ìêî~=ÇÉ=aÉëÖ~ëíÉ=Çç^àìëíÉë=É=`ìêî~=ÇÉ=aÉëÖ~ëíÉ=Çç^àìëíÉë=É=`ìêî~=ÇÉ=aÉëÖ~ëíÉ=Ççëëëë====`çåí~íç`çåí~íç`çåí~íç`çåí~íçëëëë====Çç=aáëàìåíçêÇç=aáëàìåíçêÇç=aáëàìåíçêÇç=aáëàìåíçê====
Breaker Monitor Settings
3.2.123. EBMONX Enable Breaker X Monitor
Este ajuste define se a monitoração do disjuntor X será habilitada.
EBMONX: Y, N.
AJUSTES
EBMONX = Y
3.2.124. EBMONY Enable Breaker Y Monitor
Este ajuste define se a monitoração do disjuntor Y será habilitada.
Este ajuste define através da equação de controle SELogic a inicialização da monitoração do disjuntor X. Determina quando a monitoração do disjuntor lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMONX aguarda a subida do sinal (transição de 0 para 1) como uma indicação para a leitura dos valores de corrente. Os valores adquiridos são então aplicados na curva de manutenção do disjuntor e monitoramento do acumulador de correntes/trips.
Este ajuste define através da equação de controle SELogic a inicialização da monitoração do disjuntor Y. Determina quando a monitoração do disjuntor lê os valores instantâneos de corrente das fases A, B e C para a curva de manutenção do disjuntor e para o acumulador de correntes e trips. O ajuste BKMONY aguarda a subida do sinal (transição de 0 para 1) como uma indicação para a leitura dos valores de corrente. Os valores adquiridos são então aplicados na curva de manutenção do disjuntor e monitoramento do acumulador de correntes/trips.
O relé SEL-700G possui dois “labels” de identificação: o Relay Identifier (RID) e o Terminal Identifier (TID). O relay identifier é normalmente usado para identificar o relé ou o tipo de esquema de proteção. O terminal identifier típico inclui uma abreviação do nome da subestação e do circuito de linha.
Através do Relay Identifier e Terminal Identifier, o relé identifica cada registro de eventos, registro de medição, etc. de cada circuito da subestação.
Os ajustes de RID e TID podem incluir os seguintes caracteres: 0-9 , A-Z , #, &, @, -, /, .,espaço. O total de caracteres disponíveis para o RID é 39 (trinta e nove) e para o TID é 59 (cinqüenta e nove).
Estes dois ajustes não podem ser feitos via painel frontal do relé, somente através de comunicação com o PC.
Este ajuste está disponível apenas nos relés SEL-700G1 e define a localização dos TCs do lado X.
Para a maioria das aplicações onde os TCs do lado X estão localizados no lado neutro do gerador, ajustar X_CUR_IN: = NEUT. Entretanto, se os TCs estão conectados no lado do terminal do gerador, ajustar X_CUR_IN: = TERM. Os relés SEL-700G0 e SEL-700GT usam X_CUR_IN: = TERM automaticamente e não pode ser mudado. Os relés usam este ajuste para configurar os elementos Diferencial de Terra e Falta à Terra Restrita para o funcionamento adequado.
X_CUR_IN: NEUT, TERM.
AJUSTES
X_CUR_IN = TERM
3.3.14. DELTAY_X X Side PT Connection
Este ajuste determina o tipo de conexão dos TPs do lado X. A tensão conectada em estrela (quatro fios) ou em V com dois TPs (três fios) pode ser aplicada às entradas de tensão trifásicas VA, VB, VC e N.
Este ajuste determina o tipo de conexão dos TCs do lado Y, usado para configurar corretamente a proteção diferencial.
CTCONY: DELTA, WYE.
AJUSTES
CTCONY = WYE
3.3.16. DELTAY_Y Y Side PT Connection
Este ajuste determina o tipo de conexão dos TPs do lado Y. A tensão conectada em estrela (quatro fios) ou em V com dois TPs (três fios) pode ser aplicada às entradas de tensão trifásicas VA, VB, VC e N.
DELTAY_Y: DELTA, WYE.
AJUSTES
DELTAY_Y = WYE
3.3.17. EBUP Backup Protection Enable
Esse ajuste define a proteção de retaguarda do sistema que será habilitada, ou se a função não será usada.
EBUP: N, DC, V, C.
Ajustar EBUP = DC para habilitar os elementos de distância com compensação.
Ajustar EBUP = C para habilitar o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso controlado por tensão 51C.
Ajustar EBUP = V para habilitar o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão 51V.
Se a proteção de retaguarda do sistema não é necessária, ajustar EBUP = N.
Figura 5 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=aáÑÉêÉåÅá~áë=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=aáÑÉêÉåÅá~áë=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=aáÑÉêÉåÅá~áë=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=aáÑÉêÉåÅá~áë=====
Generator Phase Differential Elements
3.3.18. E87 Enable Phase Differential Elements
Este ajuste define se apenas o gerador estará na zona diferencial de corrente (GEN), ou se além do gerador será incluído na zona diferencial de corrente o transformador elevador (TRANS), ou se a proteção não será habilitada para operação (NONE).
Este ajuste define se haverá compensação de conexão dos TCs. A correta operação da proteção diferencial requer que as correntes do primário e secundário medidas pelo relé diferencial estejam em fase. Por exemplo, em um transformador conectado em delta/estrela, as correntes dos enrolamentos estarão defasadas 30° entre si. Se não houver uma compensação deste defasamento, o relé entenderá como uma condição de falta e irá operar indevidamente. Portanto, a correção do defasamento deve sempre ser considerada.
Nos relés eletromecânicos, a compensação da diferença angular era feita na conexão dos TCs, ou seja, os TCs do lado estrela do transformador eram conectados em delta e os TCs do lado delta do transformador eram conectados em estrela.
Hoje nos relés microprocessados, estas compensações podem ser feitas através de software, podendo os TCs ficar conectados de qualquer maneira. Dessa forma os relés para proteção diferencial matematicamente criam uma conexão delta.
ICOM: Y, N.
Nesse exemplo os TCs em ambos os lados do transformador elevador (delta/estrela) são conectados em estrela, assim, deverá haver compensação de conexão.
3.3.21. O87P Restrained Element Operating Current PU (múltiplo do tap)
Este ajuste define o pickup de corrente de operação do elemento diferencial de restrição.
Ajuste esse elemento com um valor mínimo para o aumento da sensibilidade, mas alto o suficiente para evitar operações indesejadas devido a erros em TCs ou corrente de excitação do transformador de força. O ajuste deve também gerar uma corrente operacional maior ou igual a 0,1 x IN, quando multiplicado pelo TAP mínimo. Um ajuste de 0,3 vezes o TAP geralmente fornece um desempenho satisfatório.
O87P: 0,10 a 1,00 x TAP.
n
nNOMINAL
TAP
IPO )(1,0
87×
≥
16,014,3
0,51,087 ≥
×≥PO
Verificação da corrente operacional, considerando que o ajuste sugerido para O87P é 0,3.
)(871,0 )( ATAPPOI nnNOMINLA ×≤×
14,33,00,51,0 ×≤×
A94,05,0 ≤
AJUSTES
O87P = 0,30
3.3.22. 87AP Differential Current Alarm PU (múltiplo do tap)
O relé SEL-700G possui uma característica de corrente diferencial de alarme. O ajuste de 87AP deve ser acima da corrente diferencial esperada para condições normais de operação (tipicamente abaixo do ajuste de O87P).
Figura 6 – Diagrama Lógico da Corrente Diferencial de Alarme====
AJUSTES
87AP = 0,15
3.3.23. 87AD Differential Current Alarm Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo da função de alarme da corrente diferencial.
87AD: 1,00 a 120,00 segundos.
AJUSTES
87AD = 5,00
3.3.24. SLP1 Restraint Slope 1 Percentage
Este ajuste define o slope inicial da característica do elemento diferencial de restrição percentual.
SLP1: 5 a 70 %.
O Relé SEL-700G tem três elementos diferenciais. Esses elementos usam as grandezas de operação e restrição calculadas a partir das correntes de entrada de dois enrolamentos. Os elementos diferenciais são ajustados com característica diferencial percentual com inclinação simples ou dupla. A Figura 7 apresenta um exemplo de um ajuste com inclinação dupla. A inclinação 1 (“Slope 1”) considera as correntes diferenciais resultantes dos erros dos TCs e alterações de tap. A inclinação 2 (“Slope 2”) evita a operação indesejada do relé devido à saturação dos TCs quando de faltas externas de alta intensidade.
Considerando também que a variação da relação de tensão do transformador de força na mudança de TAP com carga, (LTC), está entre 90% e 110% (a = 0,1).
Considerando a pior condição de operação, onde uma corrente diferencial aparece quando todas as correntes de entrada são medidas com erro positivo máximo nos TCs e todas as correntes de saída são medidas com erro negativo máximo nos TCs, sendo compensada pela variação máxima de LTC. Então, a corrente diferencial máxima esperada para essas condições é:
∑∑ ×+
−−×+=
"""")1
)1()1(
OUTIN
IWna
eIWneIdmáx
Onde as somatórias totais das entradas e saídas das correntes secundárias do transformador de força, devem ser consideradas depois da compensação do TAP. Estas somatórias devem ser iguais para faltas externas e com corrente de carga, para poder expressar a máxima corrente diferencial como uma porcentagem da corrente do enrolamento:
Além do erro calculado acima, deve-se considerar os erros adicionais, como o da corrente de excitação de transformador ( ± 3%) e o erro de medição do relé ( ≤ 5%). Assim, o erro total máximo vai para aproximadamente 36% (28,18 + 3 + 5). Então, se for usado somente um slope, um ajuste conservador seria mais ou menos 40% (SLP1 = 40).
Com dois slopes, ou aplicação da porcentagem diferencial variável, melhora a sensibilidade na região onde o erro de TC é menor e aumenta a segurança para as regiões de altas correntes, onde o erro do TC é maior. Deve-se definir o início do slope 2 levando-se em consideração o limite ou ponto de interseção do slope 1 (IRS1). Se for assumido um erro de TC em 1%, o ajuste de SLP1 pode ficar em aproximadamente 25%. Uma boa escolha para IRS1 é mais ou menos 3,0 vezes o TAP, enquanto o SLP2 deve ser ajustado entre 50% e 70%, para evitar problemas com saturação dos TCs para altas correntes.
O cálculo da quantidade de restrição (IRTn) do relé SEL-700G difere dos relés SEL-587 e SEL-387 por um fator 2. A fim de conseguir as mesmas características para os elementos diferenciais no relé SEL-700G, SEL-387 e SEL-587, o fator 2 tem de ser considerado. As relações entre o ajuste do elemento diferencial para os três relés estão mostrados abaixo:
Este ajuste define o segundo slope da característica do elemento diferencial de restrição percentual.
SLP2: 5 a 90 %.
A aplicação do slope 2 é eficaz principalmente na condição de falta externa e deve ser ajustado entre 50% e 70%, para evitar problemas com saturação dos TCs para altas correntes.
Assim, o ajuste do slope 2 deve ser:
%00,3500,702/12 700 =×=− GSELSLP
AJUSTES
SLP2 = 35
3.3.26. IRS1 Restraint Current Slope 1 Limit
Este ajuste define o limite da corrente de restrição para o Slope 1 ou ponto de interseção onde inicia o Slope 2
IRS1: 1,0 a 20,0 x TAP.
Uma boa opção para IRS1 é aproximadamente 3,0 vezes o TAP, para proporcionar segurança do elemento de restrição.
Este ajuste define o pickup do elemento diferencial sem restrição.
Esse elemento destina-se a detectar diferença de correntes muito altas que indicam claramente uma falta interna. Responde apenas à componente de freqüência fundamental da corrente diferencial de operação e não é afetado pela função de restrição percentual. Deve ser elevado o suficiente para não responder a falsas diferenças de correntes causadas por performance de TC, para pesados níveis de faltas. Um ajuste de 10 vezes o TAP em geral, proporciona um desempenho satisfatório.
U87P: 1,0 a 20,0 x TAP.
Os seguintes intervalos secundários são obrigatórios:
)87()1,0(MÍN
TAPPUIn ×≤×
)14,30,10()0,51,0( ×≤×
40,3150,0 ≤
)31()87( InTAPPUMÁX
×≤×
)0,531()14,30,10( ×≤×
00,15540,31 ≤
AJUSTES
U87P = 10,0
3.3.28. PCT2 Second-Harmonic Blocking Percentage
Este ajuste define a utilização do bloqueio percentual por segunda harmônica.
PCT2: OFF, 5 a 100 %.
Quando PCT2 não está ajustado em OFF, se a corrente diferencial contém mais de PCT2 por cento de segunda harmônica, devido à corrente de magnetização ou saturação do
TC, o elemento diferencial com restrição é bloqueado. O elemento sem restrição não é afetado. Em aplicações diferencial de transformador, o ajuste tradicional para PCT2 é de 12 a 15 por cento, para garantir a segurança durante condições de energização do transformador. Na maioria das aplicações o ajuste para PCT2 igual a OFF ou 12 por cento irá proporcionar um desempenho satisfatório.
Os Relés SEL-700G propiciam segurança nas situações que possam causar operações incorretas do relé em função de ocorrências no sistema e no transformador. Usando o elemento de quinta harmônica evita-se a operação indevida do relé durante condições admissíveis de sobreexcitação. Os elementos de harmônicas pares (segunda e quarta harmônicas) proporcionam segurança quando da ocorrência de correntes de inrush durante a energização do transformador, sendo complementados pelo elemento CC, o qual mede a assimetria da corrente de energização. O elemento das harmônicas pares permite a escolha entre o bloqueio por harmônicas e a restrição por harmônicas. No modo bloqueio, o usuário seleciona o bloqueio tendo como base uma fase individual ou considerando uma base comum, de acordo com a aplicação e filosofia. Os valores limites da segunda, quarta e quinta harmônicas são ajustados independentemente.
Para maiores informações ver Artigo Técnico TP6100 (Performance Analysis of Traditional and Improved Transformer Differential Protective Relays) no site www.selinc.com.br
Este ajuste define a utilização do bloqueio percentual por quarta harmônica.
PCT4: OFF, 5 a 100 % .
AJUSTES
PCT4 = OFF
3.3.30. PCT5 Fifth-Harmonic Blocking Percentage
Este ajuste define a utilização do bloqueio percentual por quinta harmônica.
PCT5: OFF, 5 a 100 % .
AJUSTES
PCT5 = OFF
3.3.31. TH5P Fifth-Harmonic Alarm Threshold
Uma função adicional de alarme para a corrente de quinta harmônica utiliza um valor limite separado e um temporizador ajustável para alarme de sobreexcitação. Isso pode ser útil para aplicações de transformadores em subestações perto de geração.
Este ajuste determina as correções matemáticas para as correntes trifásicas do enrolamento X, devido ao tipo de conexão dos TCs.
CTCY: 0, 1, 5, 7, 11, 12.
Através do ajuste CTCY = m, o relé seleciona uma de suas matrizes para fazer a compensação angular. Os valores que “m” pode assumir são valores discretos de 0 a 12 que fisicamente representam o número de incrementos de 30° no sentido anti-horário para sistema com rotação de fases ABC ou 30° no sentido horário para o sistema ACB.
As correntes trifásicas que entram no terminal n do relé (IAn, IBn e ICn) são compensadas através da multiplicação por alguma das matrizes, originando as correntes compensadas (IAnC, IBnC e ICnC).
Para o enrolamento X escolha entre as matrizes 0 ou 12, as quais não aplicam nenhum defasamento nas correntes de entrada. Escolha 0 se já houver alguma conexão delta até o relé, ou seja, se este lado do transformador estiver conectado em delta ou então se os TCs estiverem fechados desta maneira. Se ambos, enrolamento 1 e TCs, estiverem fechados em conexão estrela, escolha a matriz 12 para remoção da componente de seqüência zero.
Passo 2: Verifique em quantos graus o secundário está atrasado com relação ao primário e escolha a matriz de compensação conforme a Figura 9:
Num transformador estrela aterrado - delta, faltas envolvendo a terra no lado de alta do transformador (estrela aterrado), resulta em correntes de linha e conseqüentemente correntes no secundário dos TCs de alta. No lado de baixa do transformador a corrente de falta de seqüência zero circula dentro da conexão delta do transformador, mas não circula no secundário dos TCs de baixa. Para o relé diferencial, a corrente de falta chega apenas no enrolamento 1 o que pode causar operação indevida, ou seja, uma atuação para falta fora da zona de proteção
Para maiores informações ver Application Guide AG2006-01 (Determining the Correct Connection Compensation in the SEL-387 Relay) no site www.selinc.com.br.
AJUSTES
CTCY = 0
3.3.38. VWDGY Y Side Winding Line-to-Line Voltage (KV)
Este ajuste define a tensão fase-fase do lado Y do transformador elevador do gerador.
Este ajuste define o pickup do elemento diferencial de terra instantâneo de nível 1, que também pode ser utilizado como elemento diferencial de terra de tempo definido.
87N1P: 1,00 a 15,00 A.
O elemento diferencial de terra detecta faltas à terra em geradores aterrados com baixa impedância ou solidamente aterrados.
Ajuste o elemento 87N1P consideravelmente menor que 50 por cento da máxima corrente diferencial de terra, ignorando a
contribuição do sistema (Idiff), para detectar o maior número de faltas. Com esta alta sensibilidade, existe algum risco de atuação do elemento devido a saturação do transformador durante faltas trifásicas externas perto do gerador.
[ ]sec ACTRN
IgnddiffI =
Onde:
Ignd = corrente máxima de contribuição do gerador para faltas à terra
CTRN = relação de TC de neutro
[ ]sec ACTRN
IgnddiffI =
AJUSTES
87N1P = 1,00
3.3.42. 87N1D 87N Level 1 Differential Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento diferencial de terra de nível 1.
87N1D: 0,00 a 400,00 segundos.
Para ajudar a garantir que não haverá operação indesejada, ajustar o tempo 87N1D superior ao maior tempo de eliminação de falta severa externa.
Este ajuste define o pickup do elemento diferencial de terra instantâneo de nível 2, que também pode ser utilizado como elemento diferencial de terra de tempo definido.
Ajuste o elemento 87N2P com menor sensibilidade para detectar faltas à terra severas no enrolamento do gerador ou nas buchas do gerador.
AJUSTES
87N2P = 3,00
3.3.44. 87N2D 87N Level 2 Differential Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento diferencial de terra de nível 2.
87N2D: 0,00 a 400,00 segundos.
O trip do elemento 87N2P normalmente é realizado com pequeno ou nenhum retardo de tempo.
AJUSTES
87N2D = 0,00
3.3.45. 87NTC Ground Differential Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos diferenciais de terra.
87NTC: SELogic Equation.
Os elementos diferenciais de terra são habilitados quando o resultado de 87NTC é igual a lógica 1. Os elementos são bloqueados quando o resultado de 87NTC é igual a lógica 0.
AJUSTES
87NTC = 1
Restricted Earth Fault
A função de proteção de falta à terra restrita (REF) é utilizada para obter sensibilidade na detecção de faltas à terra internas, em enrolamentos de transformadores conectados em estrela aterrada e geradores aterrados.
Entretanto, o valor mínimo aceitável de 50REF1P deve atender a dois critérios:
1. 50REF1P deve ser maior que a maior condição de desequilíbrio de carga esperada.
2. 50REF1P deve ser maior que um valor mínimo determinado pela relação de CTRn utilizado na função REF.
Você deve ajustar 50REF1P, no maior valor dos dois critérios.
Use a equação abaixo para determinar o segundo critério para 50REF1P:
[ ]puICTRN
CTRnIMAXPREF
nNOM
nNOM=
×
××≥
)(
)(05,0150
)(
)(
Onde:
MAX(INOM(n) x CTRn) = RTC primária da função REF
puPREF 05,0540
54005,0150 =
×
××≥
Nesse exemplo o ajuste mínimo do segundo critério para 50REF1P é 0,05 pu. Considerando 10 por cento de desequilíbrio de carga, podemos supor que o valor do primeiro critério é de 0,1 pu. Assim, 50REF1P deve ser ajustado no maior valor dos dois, ou seja 0,10 pu.
AJUSTES
50REF1P = 0,10
3.3.48. REF1TC Restricted Earth Fault Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque para a função REF.
REF1TC: SELogic Equation.
A função de falta à terra restrita será habilitada quando o resultado de REF1TC é igual a lógica 1. A função REF será bloqueada quando o resultado de REF1TC é igual a lógica 0.
O relé SEL-700G oferece uma proteção com duas zonas, designada para detectar faltas à terra no enrolamento do estator em geradores aterrados com resistência ou com alta impedância. O elemento de Zona 1, 64G1, usa um elemento de sobretensão de neutro na freqüência fundamental, que é sensível à faltas nas áreas média e superior do enrolamento. O elemento de Zona 2, 64G2, usa uma função diferencial de tensão de terceiro harmônico para detectar faltas nas áreas superior e inferior do enrolamento. Usando as duas zonas juntas, o relé oferece 100 por cento de cobertura para faltas à terra no estator.
O elemento de sobretensão de neutro detecta faltas à terra no enrolamento do estator em aproximadamente 85% do mesmo. As faltas próximas ao neutro do gerador não produzem tensão de neutro elevada, porém são detectadas usando-se as tensões de terceiro harmônico do neutro e do terminal. A combinação dos dois métodos de medição propicia proteção contra faltas à terra para todo o enrolamento.
A maioria dos geradores produz tensão de terceiro harmônico suficiente para a aplicação adequada do elemento 64G2, no entanto, alguns geradores (por exemplo, aqueles com enrolamento com passo de 2/3), não podem. Nesses casos, o elemento baseado na tensão de terceiro harmônico, como o 64G2, não pode ser usado para proteção de terra 100 por cento do enrolamento do estator. Quando ocorre uma falta à terra elevada no enrolamento do gerador, aterrado através de uma resistência ou de alta impedância, uma tensão aparece no neutro do gerador. A magnitude da tensão de neutro durante a falta é proporcional à localização da falta dentro do enrolamento. Por exemplo, se ocorrer uma falta no enrolamento acima de 85 por cento do ponto neutro, a tensão de neutro é 85 por cento da relação de tensão fase-neutro do gerador. O relé SEL-700G, afirma o Relay Word bit 64G1 quando a tensão de neutro é maior do que o ajuste 64G1P. Esta função detecta faltas à terra no estator em aproximadamente 90 a 95 por cento do enrolamento. Nesta área perto do neutro do gerador, a tensão de neutro não aumenta significativamente durante uma falta à terra no gerador. O relé SEL-700G usa o elemento diferencial de tensão de terceiro harmônico para detectar faltas nesta área.
O elemento diferencial de tensão de terceiro harmônico 64G2 mede a magnitude da tensão de terceiro harmônico nos terminais do gerador e ponto neutro, conforme equação abaixo:
VP3 = medição nos terminais do gerador da magnitude da tensão de terceiro harmônico.
64RAT = ajuste da relação de tensão de terceiro harmônico.
VN3 = medição no neutro do gerador da magnitude da tensão de terceiro harmônico.
64G2P = ajuste da sensibilidade diferencial.
Se a diferença entre a medição da magnitudes da tensão de terceiro harmônico é maior do que o ajuste 64G2P, o relé afirma o Relay Word bit 64G2.
A Figura 12 ilustra as características de operação dos elementos 64G1 e 64G2. Observe que, enquanto o elemento 64G2 detecta faltas perto do neutro e dos terminais do gerador, existe uma banda morta perto do meio do enrolamento. A largura dessa banda morta é determinada pelo ajuste 64G2P e pela quantidade de tensão de terceiro harmônico que o gerador produz. O elemento 64G1 detecta faltas no enrolamento do gerador e o elemento 64G2 na banda morta e vice-versa.
Geradores típicos produzem uma quantidade variável de tensão de terceiro harmônico, dependendo da construção de máquinas e do carregamento. As magnitudes das tensões de terceiro harmônico dos terminais e do neutro não podem ser iguais e suas taxas de crescimento com o aumento da carga pode ser diferente também. Note também que as características de terceiro harmônico dos geradores foram modificadas com o tempo, talvez devido as modificações dos equipamentos auxiliares conectados ao barramento do gerador. Após cada modificação, repetir o procedimento de comissionamento e ajustar os novamente os elementos.
Se a prática da empresa é trip para faltas à terra no estator, use os elementos de falta à terra em 100 por cento do enrolamento do estator para trip no disjuntor principal do gerador, o disjuntor de campo, força motriz (turbina / motor) e relé de bloqueio do gerador (desligamento do gerador). Se a prática da empresa é apenas alarme para faltas à terra no estator, use os Relay Word bits 64G1T e 64G2T para controlar as saídas de alarme. A configuração default do relé SEL-700G é para desligar o gerador através dos Relay Word bits 64G1T e 64G2T.
3.3.50. 64G1P Zone 1 Neutral Over Voltage Pickup (Volts)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobretensão de neutro na freqüência fundamental de zona 1, que será usado para detectar faltas à terra no estator nas áreas médias e superiores do enrolamento do gerador.
64G1P: OFF, 0,1 a 150,0 V.
Assumindo 95% de cobertura para faltas à terra no estator, temos:
[ ]sec3
1000
%100
%951164 V
PTRN
KVPG
×
××
−=
Onde
KV = tensão nominal da máquina fase-fase em kV primário.
PTRN = Ngt x Nat (relação do TP de neutro).
Ngt = relação do transformador de aterramento para 1.
Nat = relação do transformador auxiliar para 1 (use 1 se a entrada VN do relé está conectada diretamente no transformador de aterramento secundário.
[ ]sec32,300,603
100090,6
%100
%951164 VPG =
×
××
−=
AJUSTES
64G1P = 5,0
3.3.51. 64G1D Zone 1 Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de sobretensão de neutro de zona 1.
3.3.52. 64G2P Zone 2 Differential Voltage Pickup (Volts)
Este ajuste define o pickup do elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2, que será usado para detectar faltas à terra no estator nas áreas superior e inferior do enrolamento do gerador.
64G2P: OFF, 0,1 a 20,0 V.
[ ]VxVNxVPRATPGMÍNIMO
)33641,0(1,1264 −×+×=
Calcule 64G2PMÍNIMO para cada ponto de carga que os dados de tensão de terceiro harmônico está disponível, onde:
VP3x = tensão de terceiro harmônico nos terminal VP3, para o ponto de carga determinado (Volts secundários).
VN3x = tensão de terceiro harmônico no neutro VN3, para o ponto de carga determinado (Volts secundários).
Selecione o maior dos valores calculados como 64G2PMÍNIMO e
adicione 5% para contemplar possíveis erros do transformador de potencial.
AJUSTES
64G2P = 2,5
3.3.53. 64G2D Zone 2 Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2.
64G2D: 0,00 a 400,00 segundos.
AJUSTES
64G2D = 0,08
3.3.54. 64RAT Zone 2 Ratio Setting
Este ajuste define uma relação de equilíbrio utilizado para proporcionar um desempenho consistente do elemento de zona 2, ao longo da faixa de operação da máquina.
Ajustando 64RAT = 0,0, o relé desabilita o elemento diferencial de tensão de terceiro harmônico.
O ajuste 64RAT é calculado para equilibrar o desempenho do elemento de tensão diferencial em toda a faixa de carga da máquina. Para ajustar corretamente esse elemento de um gerador individual, é necessário que o gerador opere a plena carga e sem nenhuma saídas de carga. Use o comando METER do relé para gravar as medições de tensão de terceiro harmônico, para calcular os ajustes. Alguns procedimentos mais elaborados utilizando as medições de terceiro harmônico em várias saídas de carga e variados fatores de potência, pode ser encontrado no guia de aplicação AG2005-08 Setting 100% Stator Ground Fault Detection Elements in the SEL-300G Relay, disponível no site www.selinc.com.br.
( )( )NLVPFLVP
NLVNFLVNRAT
_3_3
_3_364
+
+=
Onde:
VP3_FL = tensão de terceiro harmônico nos terminal VP3, a plena carga.
VP3_NL = tensão de terceiro harmônico nos terminal VP3, sem carga.
VN3_FL = tensão de terceiro harmônico no neutro VN3, a plena carga.
VN3_NL = tensão de terceiro harmônico no neutro VN3, sem carga.
AJUSTES
64RAT = 1,0
3.3.55. 64G2TC 64G2 Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2, da proteção de falta à terra em 100% do enrolamento do estator.
O elemento diferencial de tensão de terceira harmônica de zona 2 é habilitado quando o resultado de 64GTC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 64GTC é igual a lógica 0.
AJUSTES
64G2TC = 1
Rotor Ground Elements
O relé SEL-700G, junto com o Módulo Terra Rotor SEL-2664 (“SEL-2664 Field Ground”), detecta faltas à terra através da medição da resistência de isolação para terra do campo, usando o método de injeção de tensão DC chaveada. São fornecidos dois níveis de proteção para as funções de alarme e trip (64F1P e 64F2P).
Se não houver deterioração do isolamento, não há caminho de fuga entre o enrolamento de campo para a terra; o valor da resistência de isolamento é extremamente elevado. Nesta situação, no entanto, devido aos limites de sensibilidade, o SEL-2664 calcula um valor de resistência de isolamento muito grande de 20 megohms. Assim que o isolamento do enrolamento de campo desenvolve um colapso ao ferro do rotor (assumindo que o ferro do rotor do gerador está conectado à terra através de uma escova de aterramento), o SEL-2664 detecta uma queda acentuada na resistência de isolamento.
A resposta do comando MET inclui o valor da resistência de isolamento Rf em kOhms quando o elemento está habilitado e funcionando. A resposta do comando STA inclui o estado do módulo de terra rotor e os links associados de comunicação.
A tecnologia utilizada no SEL-2664 não faz qualquer distinção entre um ponto de ruptura do isolamento e de vários pontos de ruptura do isolamento. Um único ponto de ruptura do isolamento não causará nenhum dano ao gerador. Múltiplos pontos de ruptura do isolamento pode ocasionar danos muito grave ao gerador porque a distribuição de fluxo magnético no rotor será substancialmente alterado. Quando um equipamento diferente (como um detector de vibração do gerador, por exemplo) é usado para a detecção de múltiplos pontos de ruptura de isolamento, a SEL recomenda o uso do SEL-2664 para gerar somente um alarme e para trip outro equipamento sob a supervisão do SEL-2664. Quando nenhum equipamento adicional é utilizado, recomenda-se para alarme e trip o SEL-2664.
3.3.56. E64F Enable Field Ground Protection Elements
Este ajuste define se a proteção de falta à terra no rotor será habilitada para operação.
E64F: Y, N.
AJUSTES
E64F = Y
Zone 1
3.3.57. 64F1P 64F Level 1 Pickup (KOhms)
Este ajuste define o pickup do elemento de terra no rotor de nível 1. O elemento de nível 1 deve ser aplicado como um alarme da proteção de terra no rotor.
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de terra no rotor de nível 1.
64F1D: 0,00 a 99,00 segundos.
AJUSTES
64F1D = 10,00
Zone 2
3.3.59. 64F2P 64F Level 2 Pickup (KOhms)
Este ajuste define o pickup do elemento de terra no rotor de nível 2. O elemento de nível 2 deve ser aplicado para desligamento da proteção de terra no rotor.
64F2P: OFF, 0,5 a 200,0 KOhms.
AJUSTES
64F2P = 5,00
3.3.60. 64F2D 64F Level 2 Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de terra no rotor de nível 2.
64F2D: 0,00 a 99,00 segundos.
Normalmente um retardo de tempo de 1,00 a 3,00 segundos é usado para evitar operações desnecessárias, por desequilíbrios transitórios momentâneos do circuito de campo com relação à terra.
AJUSTES
64F2D = 3,00
3.3.61. 64FTC 64F Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos de terra no rotor.
Os elementos de terra rotor são habilitados quando o resultado de 64FTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 64FTC é igual a lógica 0.
AJUSTES
64FTC = 1
Compensator Distance Elements
Os elementos de distância com compensação (Z1C e Z2C), fazem parte da opção entre os três métodos de proteção de retaguarda do sistema. Para que esses elementos estejam disponíveis é necessário que o ajuste Backup Protection Enable (EBUP: = DC).
Este ajuste define o alcance do elemento de distância com compensação de Zona 1, no sentido direto (na direção do sistema).
Z1C: OFF, 0,1 a 100,0 Ω.
Alcance de Zona 1 (Z1C)
O ajuste típico do elemento de impedância de zona 1 é para alcançar de 50 a 70% da impedância do transformador elevador num sistema de unidades conectadas.
Figura 16 –aá~Öê~ã~=råáÑáä~ê=páãéäáÑáÅ~Ççaá~Öê~ã~=råáÑáä~ê=páãéäáÑáÅ~Ççaá~Öê~ã~=råáÑáä~ê=páãéäáÑáÅ~Ççaá~Öê~ã~=råáÑáä~ê=páãéäáÑáÅ~Çç====
Este ajuste define o offset do elemento de distância com compensação de zona 1, para faltas trifásicas.
Z1CO: 0,0 a 10,0 Ω.
O ajuste típico da compensação é zero, entretanto, quando um Relé SEL-700G é aplicado com transformadores de corrente localizados nos terminais do gerador, você poderá aplicar uma compensação igual à impedância do gerador como proteção de retaguarda para faltas de fase no estator do gerador. Quando o elemento é utilizado para proteger contra faltas de fase externas à zona diferencial do gerador, você deve aplicar uma pequena compensação de tal forma que a origem (falta com tensão zero) está incluída na zona de disparo.
AJUSTES
Z1CO = 0,0
3.3.64. Z1CD Zone 1 Compensator Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de distância com compensação de zona 1.
Z1CD: 0,00 a 400,00 segundos.
O temporizador deve ser ajustado para coordenação com as proteções do transformador elevador do gerador.
AJUSTES
Z1CD = 0,40
3.3.65. 50PP1 Zone 1 Phase-Phase Current FD (amps)
Este ajuste define a grandeza de operação do elemento de sobrecorrente, para supervisão de corrente fase-fase de zona 1.
Ajuste 50PP1 no seu valor mínimo a menos que um valor mais elevado seja exigido para uma condição especial.
AJUSTES
50PP1 = 0,50
3.3.66. Z1ANG Zone 1 Positive Sequence Impedance Angle (degrees)
Este ajuste define o ângulo da impedância de seqüência positiva de Zona 1.
Z1ANG: 45° a 90°.
O ajuste de Z1ANG deve ser igual ao ângulo do transformador mais a impedância do sistema, definido pelo ajuste do alcance da zona 1. O relé coloca o alcance máximo do elemento de distância ao longo de uma linha no ângulo definido pelo ajuste Z1ANG.
AJUSTES
Z1ANG = 88
Zone 2
3.3.67. Z2C Zone 2 Compensator Reach (Ohms)
Este ajuste define o alcance do elemento de distância com compensação de Zona 2, no sentido direto (na direção do sistema).
Z2C: OFF, 0,1 a 100,0 Ω.
Alcance de Zona 2 (Z2C)
Nesse exemplo o elemento de impedância de zona 2 deverá alcançar o lado de alta transformador elevador (ver Figura 16).
Este ajuste define o offset do elemento de distância com compensação de zona 2, para faltas trifásicas.
Z2CO: 0,0 a 10,0 Ω.
Quando um Relé SEL-700G é aplicado com transformadores de corrente localizados nos terminais do gerador, você poderá aplicar uma compensação positiva igual à impedância do gerador como proteção de retaguarda para faltas de fase no gerador.
AJUSTES
Z2CO = 0,0
3.3.69. Z2CD Zone 2 Compensator Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de distância com compensação de zona 2.
Z2CD: 0,00 a 400,00 segundos.
O temporizador deve ser ajustado para coordenação com as proteções do lado de alta do transformador elevador do gerador, bem como com as proteções do sistema.
3.3.70. 50PP2 Zone 2 Phase-Phase Current FD (amps)
Este ajuste define a grandeza de operação do elemento de sobrecorrente, para supervisão de corrente fase-fase do elemento de distância com compensação de zona 2.
50PP2: 0,50 a 170,00 A.
Ajuste 50PP2 no seu valor mínimo a menos que um valor mais elevado seja exigido para uma condição especial.
AJUSTES
50PP2 = 0,50
3.3.71. Z2ANG Zone 2 Positive Sequence Impedance Angle (degrees)
Este ajuste define o ângulo da impedância de seqüência positiva do elemento de distância com compensação de Zona 2.
Z2ANG: 45° a 90°.
O ajuste de Z2ANG deve ser igual ao ângulo do transformador mais a impedância do sistema, definido pelo ajuste do alcance da zona 2. O relé coloca o alcance máximo do elemento de distância ao longo de uma linha no ângulo definido pelo ajuste Z2ANG.
AJUSTES
Z2ANG = 85
3.3.72. 21CTC Compensation Distance Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos de distância com compensação.
21CTC: SELogic Equation.
Os elementos de distância com compensação são habilitados quando o resultado de 21CTC é igual a lógica 1. Os elementos são bloqueados quando o resultado de 21CTC é igual a lógica 0. O ajuste típico da equação de controle SELogic 21CTC é habilitar os elementos de distância de fase quando o disjuntor principal do gerador está fechado (NOT 3POX). Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir.
O elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso controlado por tensão (51C), faz parte da opção entre os três métodos de proteção de retaguarda do sistema. Para que esse elemento esteja disponível é necessário que o ajuste Backup Protection Enable (EBUP: = C).
3.3.73. 51CP Voltage-Controlled Time Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, controlado por tensão.
51CP: OFF, 0,50 a 16,00 A.
Ajuste o pickup do elemento 51CP menor que a corrente de contribuição do gerador, calculada utilizando a reatância síncrona Xd, (a reatância transitória X'd pode ser utilizada se o sistema de excitação do gerador for capaz de suportar tensão e corrente de faltas elevadas). Este valor pode ser seguramente abaixo da carga máxima, devido o elemento ser ativado somente durante
condições de faltas com tensão baixa. Divida a corrente de contribuição do gerador pela relação dos transformadores de corrente de fase CTRX, para encontrar o pickup do elemento de corrente, em ampéres secundários.
Para um defeito trifásico no lado de alta do transformador elevador (69 kV) e considerando a reatância síncrona (Xd) do gerador, a corrente de contribuição do gerador é 820,0 A.
[ ]sec 85,051)69( A
CTRX
ICP KVDELADOφφ
×≤
[ ]sec51,1 400
866,000,82085,051 ACP ≤
××≤
Para um defeito trifásico no lado de alta do transformador elevador (69 kV) e considerando a reatância transitória (X'd) do gerador, a corrente de contribuição do gerador é 2920,0 A.
[ ]sec37,5 400
866,000,292085,050 ACP ≤
××≤
AJUSTES
51CP = 1,00
3.3.74. 51CC Voltage-Controlled Time Overcurrent Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, controlado por tensão.
51CC: U1 a U5; C1 a C5.
Será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso, controlado por tensão.
3.3.75. 51CTD Voltage-Controlled Time Overcurrent Time Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, controlado por tensão.
51CTD: 0,05 a 1,00.
Será adotado o Time Dial 0,10 para a curva Muito Inversa.
Tempo de operação esperado:
05,200,15/2000
00,820=
×=M
][28,1)0,105,2(
5,1310,0 segT =
−×=
AJUSTES
51CTD = 0,10
3.3.76. 51CRS Voltage-Controlled Time Overcurrent EM Reset
Este ajuste define se o resete do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso controlado por tensão, será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51CRS: Y, N.
AJUSTES
51CRS = N
3.3.77. 51CTC Voltage-Controlled Time Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso.
O elemento de sobrecorrente de fase temporizado controlado por tensão 51C, opera quando o ajuste de controle de torque 51CTC, é igual à lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 51CTC é igual a lógica 0. Normalmente, no ajuste de controle de torque deve estar incluído um Relay Word bit de um elemento de subtensão, como 27PPX1. Desta forma, o elemento 51C opera apenas quando uma tensão fase-fase é menor que o ajuste 27PPX1. Para evitar operações indesejadas devido a queima de fusível do transformador de potencial, será controlado também pelo Relay Word bit NOT LOPX. Este elemento funciona corretamente, independentemente se o transformador elevador está presente ou não e independentemente da conexão do transformador elevador (delta/estrele, estrela/estrela, etc.)
AJUSTES
51CTC = 27PPX1 AND NOT LOPX
Voltage Restraint Time Overcurrent Elements
O elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão (51V), faz parte da opção entre os quatro métodos de proteção de retaguarda do sistema. Para que esse elemento esteja disponível é necessário que o ajuste Enable Backup System Protection (EBUP: = V).
Este ajuste define a compensação do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão, quando existe um transformador elevador delta-estrela, entre o gerador e o sistema.
51VCA: -30°, 0°, 30°.
Use o ajuste 51VCA para compensar o elemento de sobrecorrente com restrição por tensão, pela presença de um transformador elevador conectado em delta-estrela, entre o gerador e o sistema. Quando o elemento não está ajustado para alcançar além do transformador elevador, ajustar 51VCA = 0. Quando o elemento está ajustado para responder à faltas entre fases no lado de alta do transformador delta-estrela e o ângulo de fase da tensão fase-neutro do sistema está adiantado do ângulo de fase da tensão fase-neutro do gerador em 30°, ajustar 51VCA = -30°. Quando o ângulo de fase da tensão fase-neutro do sistema está atrasado do ângulo de fase da tensão fase-neutro do gerador em 30°, ajustar 51VCA = 30 °.
AJUSTES
51VCA = -30
3.3.79. 51VP Voltage-Restrained Time Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, com restrição por tensão.
51VP: OFF, 2,00 a 16,00 A.
O ajuste do pickup do elemento de sobrecorrente de fase com restrição por tensão (51VP), é reduzido dependendo da magnitude da tensão fase-fase aplicada. A relação entre o pickup do elemento de corrente e a tensão fase-fase é linear (ver Figura 19). Se a magnitude da tensão fase-fase é 50 por cento de VNOM_X, o picape atualizado do elemento de corrente 51V é 50 por cento do valor de ajuste de 51VP.
Ao utilizar o elemento 51V, ajustar o pickup 51VP maior que a máxima corrente de fase esperada do gerador sob tensão plena, sem condições de faltas. Divida essa corrente pela relação do transformador de corrente de fase CTR, para encontrar o pickup do elemento de corrente, em ampéres secundários.
3.3.80. 51VC Voltage-Restrained Time Overcurrent Curve
Este ajuste define característica de inversidade da curva utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, com restrição por tensão.
51VC: U1 a U5; C1 a C5.
Será adotada a curva com característica Inversa (U2) padrão US, para a função de sobrecorrente de fase temporizada de tempo inverso, com restrição por tensão.
Equação da curva Inversa (U2)
][)1(
95,5180,0
2seg
MTDT =
−+×=
AJUSTES
51VC = U2
3.3.81. 51VTD Voltage-Restrained Time-Overcurrent Time Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso, com restrição por tensão.
51VTD: 0,50 a 15,00.
Será adotado o Time Dial 1,00 para a curva Inversa.
Tempo de operação esperado:
Nesse exemplo foi considerado que a magnitude da tensão fase-fase é 25 por cento, para um defeito entre fases no lado de alta do transformador elevador (69 kV).
3.3.82. 51VRS Voltage-Restrained Time Overcurrent EM Reset
Este ajuste define se o resete do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso com restrição por tensão, será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51VRS: Y, N.
AJUSTES
51VRS = N
3.3.83. 51VTC Voltage-Restrained Time Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso.
51VTC: SELogic Equation.
O elemento de sobrecorrente de fase é habilitado quando o resultado de 51VTC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 51VTC é igual a lógica 0.
A tensão de restrição do elemento de sobrecorrente de fase temporizado, 51V, também inclui um ajuste de controle de torque, 51VTC. No entanto, a operação do elemento 51V é fundamentalmente diferente, tendo em vista que o ajuste do pickup do elemento é automaticamente reduzido quando a tensão fase-fase do gerador diminui durante uma falta. Quando a tensão do gerador é 100 por cento do ajuste VNOM_X, o elemento 51V opera com base em 100 por cento de seu ajuste de pickup, 51VP. Como a tensão fase-fase do gerador cai, o relé diminui o pickup do elemento para uma quantidade até 12,5 por cento da tensão nominal fase-fase. Para tensões inferiores a 12,5 por cento, o relé usa um pickup de 12,5 por cento do ajuste 51VP. O elemento determina automaticamente o tipo de falta, adequado a tensão de restrição fase-fase baseado no ajuste do ângulo de compensação 51VCA. Este elemento opera para faltas fase-fase e trifásicas.
Como este elemento reduz o ajuste do seu pickup automaticamente à medida que diminui a tensão do gerador durante um defeito, o elemento não deve ser autorizado a operar se houver uma condição de queima de fusível no transformador de potencial. Para evitar uma operação indesejada devido a essa condição, o elemento será controlado pelo Relay Word bit NOT
Dois elementos de seqüência positiva offset-mho detectam condições de perda de excitação. Temporizadores ajustáveis possibilitam a rejeição das oscilações de potência que passam através da característica de impedância da máquina. Usando a supervisão direcional incluída, um dos elementos mho pode ser ajustado para coordenar com o limitador de mínima excitação do gerador e com seu limite de estabilidade em regime.
Nota: Normalmente a reatância síncrona do gerador (Xd) é maior que 1,0 pu de impedância, no entanto, se Xd ≤ 1,0 pu de impedância, ajustar 40Z1P menor, de tal forma que no pior caso de oscilação estáveis de potência no sistema, não entre na característica de zona 1.
Proteção de perda de excitação usando a zona 2 com offset positivo:
Este ajuste define o offset da reatância do elemento de Zona 1 da função de perda de excitação.
40XD1: -50,0 a 0,0 Ω.
Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo ou positivo, ajustar o offset da reatância do elemento de Zona 1 igual a metade da reatância transitória do gerador (X'd), em ohms secundários.
[ ] .sec2
'140 Ω×
−=
PTRX
CTRXdXXD
[ ] .sec57,300,60
400
2
07,1140 Ω−=×
−=XD
AJUSTES
40XD1= -3,5
3.3.87. 40Z1D Zone 1 Pickup Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de Zona 1 da proteção de perda de excitação.
40Z1D: 0,00 a 400,00 segundos.
O trip do elemento de Zona 1 quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, normalmente é realizado com pequeno ou nenhum retardo de tempo. Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, o ajuste típico é 0,25 segundo.
Este ajuste define o diâmetro da impedância do elemento de Zona 2 da proteção de perda de excitação.
40Z2P: OFF, 0,1 a 100,0 Ω.
Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar o diâmetro da impedância do elemento de Zona 2 igual a reatância síncrona do gerador (Xd), em ohms secundários.
[ ] .sec240 Ω×=PTRX
CTRXXdPZ
[ ] .sec40,3000,60
40056,4240 Ω=×=PZ
Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, o ajuste do diâmetro da impedância do elemento de Zona 2 deve ser:
[ ] .sec1,1240 Ω×+×=PTRX
CTRXXSXdPZ
[ ]Ω+= XsistemaXTXS
[ ]Ω=×= 59,0100
9,62400,1
2
XS
[ ] .sec37,3700,60
40059,056,41,1240 Ω=×+×=PZ
AJUSTES
40Z2P = 38,0
3.3.89. 40XD2 Zone 2 Offset Reactance (Ohms)
Este ajuste define o offset da reatância do elemento de Zona 2 da proteção de perda de excitação.
40XD2: -50,0 a 50,0 Ω.
Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar o offset da reatância do elemento de Zona 2 igual ao offset da reatância do elemento de Zona 1, em ohms secundários.
Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, ajustar o offset da reatância do elemento de Zona 2 igual à reatância total, em ohms secundários.
[ ] .sec240 Ω×=PTRX
CTRXXSXD
[ ] .sec93,300,60
40059,0240 Ω=×=XD
AJUSTES
40XD2= 4,0
3.3.90. 40Z2D Zone 2 Pickup Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de Zona 2 da proteção de perda de excitação.
40Z2D: 0,00 a 400,00 segundos.
O temporizador do elemento de Zona 2 deve ser suficiente para evitar uma operação incorreta. Quando a Zona 2 for usada com um offset negativo, ajustar entre a 0,5 a 0,6 segundo considerando o pior caso de uma condição de oscilação de potência no sistema, ou de acordo com as recomendações do fabricante do gerador. Quando a Zona 2 for usada com um offset positivo, ajustar o temporizador em 1,0 segundo.
AJUSTES
40Z2D = 1,00
3.3.91. 40DIR Zone 2 Directional Supervision Angle (degrees)
Este ajuste define o ângulo de supervisão direcional do elemento de zona 2, da proteção de perda de excitação. Está habilitado somente quando 40XD2 > 0,0.
Ajuste 40DIR igual a -20° ou ao arco cosseno do fator de potência mínimo, o que for menor.
AJUSTES
40DIR = -20,0
3.3.92. 40ZTC 40Z Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos de perda de excitação.
40ZTC: SELogic Equation.
Os elementos de perda de excitação são habilitados quando o resultado de 40ZTC é igual a lógica 1. Os elementos são desabilitados quando o resultado de 40ZTC é igual a lógica 0. Tipicamente, a equação de controle SELogic 40ZTC deve ser ajustada de modo que a proteção de perda de excitação seja autorizada a operar quando não há condição de perda de potencial (NOT LOPX) detectada. Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir.
AJUSTES
40ZTC = NOT LOPX
Current Unbalance Elements
Toda condição de desequilíbrio produz uma corrente de seqüência negativa, a qual aquece o rotor a uma taxa maior do que a corrente de seqüência positiva ou de terra. Um elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de fase pode atuar tanto para as faltas fase-fase, como para as faltas fase-terra. O elemento de seqüência negativa de tempo definido gera alarme para os estágios iniciais de uma condição de desbalanço. O elemento de sobrecorrente de tempo-inverso dá trip para condições de desbalanço sustentado para evitar danos à máquina. O elemento de seqüência negativa de tempo inverso fornece as curvas de proteção I2
Figura 23 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=pÉèΩÆåÅá~=kÉÖ~íáî~====
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido de nível 1. Normalmente o elemento de nível 1 é aplicado para alarme de desequilíbrio de
Ajuste 46Q1P igual ou menor que a capacidade de corrente de desequilíbrio contínuo do gerador, entre 8 a 12%.
AJUSTES
46Q1P = 8
3.3.95. 46Q1D Level 1 Negative Sequence Overcurrent Time Delay (sec)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido de nível 1.
46Q1D: 0,02 a 999,90 segundos.
Ajuste 46Q1D maior do que o tempo máximo dos períodos com correntes de desequilíbrio normal, incluindo o tempo de eliminação de falta de fase no sistema. Esse ajuste evitará atrasos indesejados nos alarmes de desequilíbrio de corrente
3.3.98. 46QTC 46Q Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos de sobrecorrente de seqüência negativa.
46QTC: SELogic Equation.
Os elementos de perda de excitação são habilitados quando o resultado de 46QTC é igual a lógica 1. Os elementos são desabilitados quando o resultado de 46QTC é igual a lógica 0. Nesse exemplo os elementos estão autorizados a operar sempre.
AJUSTES
46QTC = 1
Thermal Overload Elements
O elemento térmico do relé SEL-700G fornece proteção de sobrecarga para o gerador com base no modelo térmico descrito na norma IEC 60255-8. O modelo pode ser influenciado pela temperatura ambiente se a opção de RTD for usada.
O relé opera um modelo térmico com um valor de trip definido pelos ajustes do relé e uma estimativa de calor presente que varia com o tempo e mudanças de corrente do gerador.
Figura 25 – jçÇÉäç=q¨êãáÅç=páãéäáÑáÅ~Çç=Çç=dÉê~ÇçêjçÇÉäç=q¨êãáÅç=páãéäáÑáÅ~Çç=Çç=dÉê~ÇçêjçÇÉäç=q¨êãáÅç=páãéäáÑáÅ~Çç=Çç=dÉê~ÇçêjçÇÉäç=q¨êãáÅç=páãéäáÑáÅ~Çç=Çç=dÉê~Ççê====
3.3.99. E49T Enable Thermal Overload Protection
Este ajuste define se a proteção de sobrecarga térmica será habilitada para operação.
3.3.101. GTC1 Generator Thermal Time Constant 1 (minutes)
Este ajuste define a constante de tempo 1 do elemento de sobrecarga térmica do gerador.
GTC1: 1 a 1000 minutos.
AJUSTES
GTC1 = 10
3.3.102. 49TAP TCU Alarm Pickup (%TCU)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecarga térmica do gerador, normalmente usado para alarme, que corresponde a uma porcentagem do trip (Thermal Capacity Used - TCU).
49TAP: OFF, 50 a 99 %.
Pode-se ajustar um alarme para um limite de estado térmico que corresponda a uma porcentagem do limite de disparo. Um ajuste típico pode ser entre 70% a 85% da capacidade térmica. O alarme térmico também poderia ser usado para evitar a partida do gerador até que se reinicialize o nível de alarme. Para esta aplicação um ajuste típico pode ser 20%.
AJUSTES
49TAP = 85
3.3.103. GTC2 Generator Thermal Time Constant 2 (minutes)
Este ajuste define a constante de tempo 2 do elemento de sobrecarga térmica do gerador.
GTC2: OFF, 1 a 1000 minutos.
AJUSTES
GTC2 = OFF
3.3.104. ALTCOOL Alternative Cooling Mode (SELogic)
Este ajuste define através da equação de controle SELogic o Modo Alternativo de Refrigeração.
Use a equação de controle SELogic do Modo Alternativo de Refrigeração (ALTCOOL) para mudar dinamicamente a constante de tempo para o estado de refrigeração do gerador. Por exemplo, ALTCOOL: = IN303 muda a constante de tempo do sistema a partir de GTC1 para GTC2 quando IN303 é afirmada, indicando uma falha no sistema de refrigeração.
AJUSTES
ALTCOOL = 0
3.3.105. ETHMBIAS Thermal Biasing Enable
Este ajuste define se a compensação térmica será habilitada na proteção de sobrecarga térmica do gerador.
ETHMBIAS: Y, N.
Quando o relé monitorar através de um ou mais RTDs os enrolamentos do gerador e um RTD a temperatura ambiente, você pode polarizar o modelo térmico pela temperatura ambiente quando ETHMBIAS: = Y. O relé usa a temperatura ambiente acima de 40 °C e o ajuste da temperatura de trip do RTD do enrolamento para calcular a compensação da RTD de sobrecarga.
AJUSTES
ETHMBIAS = N
V/Hz Elements
O relé SEL-700G possui um elemento volts/hertz de tempo-definido para alarme e um de tempo-inverso composto para a proteção de sobreexcitação. A característica de tempo-inverso composto pode ser habilitada através de uma característica de tempo-definido de dois níveis, uma característica de tempo-definido/inverso, ou uma característica de tempo-inverso simples.
Figura 26 – iµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=sçäíëLeÉêíòiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=sçäíëLeÉêíòiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=sçäíëLeÉêíòiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=sçäíëLeÉêíò====
3.3.106. E24 Enable Volts/Hertz Protection
Este ajuste define se a proteção de Volts/Hertz (sobreexcitação) será habilitada para operação.
E24: Y, N.
AJUSTES
E24 = Y
3.3.107. 24TC 24 Element Torque-Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos de sobreexcitação.
24TC: SELogic Equations.
Ambos os elementos volts / hertz são desabilitados quando a equação de controle SELogic 24TC é igual a lógica 0. Os elementos são autorizados a operar quando a equação de
3.3.113. 24ITD Level 2 Inverse time Factor (seconds)
Este ajuste define o tempo de operação do elemento inverso de nível 2 em segundos, quando a sobreexcitação da máquina é igual a 200 por cento.
24ITD: 0,1 a 10,0.
Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = ID ou I.
Será adotado o Time Dial 0,1 para a curva de tempo inverso.
Tempo de operação esperado:
[ ].10,12
1
100
110
109,6
60
60
00,6000,115
1,02
3
segtp =
−
××
×
=
AJUSTES
24ITD = 0,1
3.3.114. 24D2P1 Level 2 Pickup 1 (%)
Este ajuste define o pickup um do elemento com característica de nível duplo de tempo definido de nível 2.
24D2P1: 100 a 200 %.
O relé SEL-700G, afirma o Relay Word bits 24C2 sem retardo de tempo quando a sobreexcitação da máquina excede os ajustes de 24D2P1 ou 24D2P2. Se o percentual de volts / hertz é maior do que o ajuste 24D2P1 e menor do que o ajuste 24D2P2, o relé afirma o Relay Word bit 24C2T em 24D2D1 segundos. Quando o percentual volts / hertz é maior do que o ajuste 24D2P2, o relé afirma o Relay Word bit 24C2T em 24D2D2 segundos. 24D2P1 deve ser ajustado menor que 24D2P2.
O elemento de nível 2 deve ser aplicado para desligamento por sobreexcitação.
Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = DD.
Este ajuste define o tempo de retardo um do elemento com característica de nível duplo de tempo definido de nível 2.
24D2D1: 0,04 a 400,00 segundos.
Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = DD.
AJUSTES
24D2D1 = 60,00
3.3.116. 24D2P2 Level 2 Pickup 2 (%)
Este ajuste define o pickup dois do elemento com característica de nível duplo de tempo definido de nível 2.
24D2P2: 101 a 200 %.
O relé SEL-700G, afirma o Relay Word bits 24C2 sem retardo de tempo quando a sobreexcitação da máquina excede os ajustes de 24D2P1 ou 24D2P2. Se o percentual de volts / hertz é maior do que o ajuste 24D2P1 e menor do que o ajuste 24D2P2, o relé afirma o Relay Word bit 24C2T em 24D2D1 segundos. Quando o percentual volts / hertz é maior do que o ajuste 24D2P2, o relé afirma o Relay Word bit 24C2T em 24D2D2 segundos. 24D2P1 deve ser ajustado menor que 24D2P2.
O elemento de nível 2 deve ser aplicado para desligamento por sobreexcitação.
Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = DD ou ID.
Este ajuste define o tempo de retardo dois do elemento com característica de nível duplo de tempo definido de nível 2.
24D2D2: 0,00 a 400,00 segundos.
Esse elemento estará habilitado quando 24CCS = DD ou ID.
AJUSTES
24D2D2 = 6,00
3.3.118. 24CR Level 2 Reset Time (seconds)
Este ajuste define o tempo de reset do elemento composto de nível 2.
24CR: 0,00 a 400,00 segundos.
AJUSTES
24CR = 240,00
Out of Step Elements
Os relés SEL-700G utilizam o esquema blinder simples ou blinder duplo, dependendo da seleção do usuário, para detectar condições de perda de sincronismo. Além dos blinders, o esquema usa um círculo mho que restringe a cobertura da função de perda de sincronismo à extensão desejada. Além disso, ambos os esquemas incluem supervisão de corrente e controle de torque para supervisionar a operação do elemento de perda de sincronismo.
Os relés SEL-700G contém elementos para detectar condições de perda de sincronismo entre duas fontes de energia elétrica. Dois sistemas interligados podem experimentar uma condição de perda de sincronismo por várias razões. Por exemplo, a perda da excitação pode causar a perda de sincronismo do gerador com o resto do sistema. Da mesma forma, o retardo do disparo de um disjuntor do gerador para isolar uma falta pode causar a perda de sincronismo do gerador com o resto do sistema.
É imperativo detectar e isolar uma condição perda de sincronismo o mais rápido possível, devido a presença de uma corrente de pico elevada, fadiga do enrolamento e altos torques do eixo que podem ser muito prejudicial para o gerador e ao transformador elevador associado.
3.3.119. E78 Enable Out-of-Step Protection
Este ajuste define se a proteção de perda de sincronismo utilizara o esquema com blinder simples (1B) ou com blinder duplo (2B), ou se a proteção não será habilitada para operação (N).
E78: 1B, 2B, N.
Considerando que o relé SEL-700G usado nesse exemplo destina-se à proteção de uma PCH, não é necessário usar as funções de sistema, tais como a 78. Entretanto, os ajustes dessa função serão demonstrados a seguir.
Utilizando o esquema com blinder simples:
O esquema com um blinder, mostrado na Figura 27, consiste de um elemento mho 78Z1, um blinder direito 78R1 e um blinder esquerdo 78R2.
Este ajuste define o alcance do elemento de distância tipo mho de sentido direto, da proteção de perda de sincronismo.
78FWD: 0,5 a 500,0 Ω.
Um estudo de estabilidade transitória, normalmente fornece dados suficientes para os ajustes corretos dos elementos de perda de sincronismo e temporizadores. A zona de proteção de perda de sincronismo, que é limitada pelo elemento mho 78Z1, deve se estender do neutro do gerador às buchas do lado de alta do transformador elevador. Normalmente, o ajuste do alcance para a frente (78FWD) é 2 a 3 vezes a reatância transitória do gerador (X'd) e o ajuste do alcance reverso (78REV) é 1,5 a 2,0 vezes a reatância do transformador (XT), para ter uma cobertura adequada.
Ajuste os blinders esquerdo e direito para detectar todas as condições de perda de sincronismo. Para fazer isso, os blinders direito e esquerdo são ajustados de modo que os ângulos equivalentes da máquina α e β são aproximadamente 120 graus, conforme mostrado na Figura 28. Diferença de ângulos de 120 graus ou maior entre as duas fontes normalmente resulta em perda de sincronismo.
Certifique-se que no elemento mho e nos blinders não seja incluída a carga máxima possível do gerador, para evitar a afirmação de 78Z1, 78R1 e 78R2 em operação normal do sistema.
Figura 28 – ^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=pá^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=pá^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=pá^àìëíÉë=q∞éáÅç=Åçã=_äáåÇÉê=páãéäÉëãéäÉëãéäÉëãéäÉë====
AJUSTES
78FWD = 14,0
3.3.121. 78REV Reverse Reach Reactance (Ohms)
Este ajuste define o alcance do elemento de distância tipo mho de sentido reverso, da proteção de perda de sincronismo.
Este ajuste define o tempo mínimo que o contato de trip permanecerá fechado (dropout), independentemente do tempo que a proteção permaneceu atuada.
78TDURD: 0,00 a 5,00 segundos.
O ajuste padrão para 78TDURD é zero porque o Relay Word bit OOST é configurado para trip no disjuntor do gerador com lógica de trip padrão TRX (que inclui um temporizador idênticoTDURD). Você deve alterar os ajustes (lógica de trip e / ou 78TDURD) se sua aplicação requer uma ação diferente.
AJUSTES
78TDURD = 0,00
3.3.126. 50ABC Positive Sequence Current Supervision (amps)
Este ajuste define a corrente de seqüência positiva para a supervisão dos elementos de perda de sincronismo.
50ABC: 0,05 a 6,00 A.
Normalmente, um ajuste de 0,25 A é adequado para a maioria das aplicações.
AJUSTES
50ABC = 0,25
3.3.127. OOSTC 78 Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos de perda de sincronismo.
Os elementos de perda de sincronismo são habilitados quando o resultado de OOSTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de OOSTC é igual a lógica 0.
O ajuste padrão para o controle de torque do elemento 78 é 1. Se esse valor for deixado em 1, o elemento de perda de sincronismo não será controlado por nenhuma outra condição externa ao elemento. No entanto, o usuário pode bloquear a operação do elemento 78 para determinadas condições, tais como a presença de excessivas correntes de seqüência negativa, através do ajuste OOSTC = NOT 46Q1.
AJUSTES
OOSTC = 1
Utilizando o esquema com blinder duplo:
O esquema com blinder duplo, mostrado na Figura 29, consiste de um elemento mho 78Z1 e dois pares de blinders: blinder externo 78R1 e blinder interno 78R2. Este esquema utiliza um temporizador 78D como parte da lógica para detectar condições de perda de sincronismo.
Este ajuste define o alcance do elemento de distância tipo mho de sentido direto, da proteção de perda de sincronismo.
78FWD: 0,5 a 500,0 Ω.
Um estudo de estabilidade transitória, normalmente fornece dados suficientes para os ajustes corretos dos elementos de perda de sincronismo e temporizadores. A zona de proteção de perda de sincronismo, que é limitada pelo elemento mho 78Z1, deve se estender do neutro do gerador às buchas do lado de alta do transformador elevador. Normalmente, o ajuste do alcance para a frente (78FWD) é 2 a 3 vezes a reatância transitória do gerador (X'd) e o ajuste do alcance reverso (78REV) é 1,5 a 2,0 vezes a reatância do transformador (XT), para ter uma cobertura adequada.
Ajuste o blinder interno 78R2 para detectar todas as condições de perda de sincronismo. Para fazer isso, ajuste o blinder interno, de modo que o ângulo equivalente da máquina α, mostrado na Figura 30, é de aproximadamente 120 graus. Um ângulo de separação de 120 graus ou maior entre as duas fontes geralmente resulta em perda de sincronismo.
O blinder externo 78R1 e o temporizador 78D devem ser ajustados para satisfazer o seguinte:
• O blinder externo não deve afirmar em carga máxima.
• O blinder externo deve ficar fora do círculo mho para satisfazer a lógica do relé.
• O blinder externo deve estar separado do blinder interno o suficiente para garantir que o temporizador 78D cronometre exatamente o tempo do ciclo de escorregamento da perda de sincronismo.
Este ajuste define o tempo de retardo da lógica de perda de sincronismo.
78D: 0,00 a 1,00 segundo.
O esquema utiliza um temporizador 78D como parte da lógica, para detectar condições de perda de sincronismo. O esquema declara uma condição de perda de sincronismo, se a impedância de seqüência positiva permanece entre os dois blinders por mais de 78D segundos e avança dentro do blinder interno. A lógica envia um trip uma vez que uma condição de perda de sincronismo é estabelecida e a impedância de seqüência positiva sai do círculo mho.
Ajuste 78D em aproximadamente 0,034 segundo (dois ciclos), como prevenção para oscilação que se movimentam a 30 graus por ciclo ou menos
AJUSTES
78D = 0,05
3.3.133. 78TD Out-of-Step Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo da função de trip da proteção de perda de sincronismo.
Este ajuste define o tempo mínimo que o contato de trip permanecerá fechado (dropout), independentemente do tempo que a proteção permaneceu atuada.
78TDURD: 0,00 a 5,00 segundos.
O ajuste padrão para 78TDURD é zero porque o Relay Word bit OOST é configurado para trip no disjuntor do gerador com lógica de trip padrão TRX (que inclui um temporizador idênticoTDURD). Você deve alterar os ajustes (lógica de trip e / ou 78TDURD) se sua aplicação requer uma ação diferente.
AJUSTES
78TDURD = 0,00
3.3.135. 50ABC Positive-Sequence Current Supervision (amps)
Este ajuste define a corrente de seqüência positiva para a supervisão dos elementos de perda de sincronismo.
50ABC: 0,05 a 6,00 A.
Normalmente, um ajuste de 0,25 A é adequado para a maioria das aplicações.
AJUSTES
50ABC = 0,25
3.3.136. OOSTC 78 Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos de perda de sincronismo.
OOSTC: SELogic Equation.
Os elementos de perda de sincronismo são habilitados quando o resultado de OOSTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de OOSTC é igual a lógica 0.
O ajuste padrão para o controle de torque do elemento 78 é 1. Se esse valor for deixado em 1, o elemento de perda de sincronismo não será controlado por nenhuma outra condição externa ao elemento. No entanto, o usuário pode bloquear a operação do elemento 78 para determinadas condições, tais como a presença
de excessivas correntes de seqüência negativa, através do ajuste OOSTC = NOT 46Q1.
AJUSTES
OOSTC = 1
Inadvertent Energization Elements
A energização involuntária ocorre quando o disjuntor principal do gerador ou o disjuntor do transformador auxiliar é fechado incorretamente para energizar o gerador, quanto o gerador está fora de serviço. Quando isso ocorre, o gerador pode funcionar como um motor de indução, consumindo de quatro a seis vezes a corrente nominal do estator. Essas correntes elevadas do estator induzem altas correntes no rotor, danificando rapidamente o rotor.
A equação de controle SELogic INADTC é usada para indicar o disjuntor do gerador e / ou o disjuntor de campo aberto. O relé SEL-700G usa o Relay Word bit 50LX como um detector de corrente do gerador.
INADTC: SELogic Equation.
Nesse exemplo foi usado a indicação do disjuntor do gerador aberto (3POX).
Figura 32 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇç====
3.3.143. 50PX1P X Side Phase Inst Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de fase instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de fase de tempo definido.
50PX1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
Nesse exemplo o elemento 1 será usado como proteção de sobrecorrente instantânea, para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV.
[ ]sec 85,0150 ACTRX
IPPX MÍNIMO
φφ×≤
[ ]sec99,6 400
866,000,380085,0150 APPX ≤
××≤
AJUSTES
50PX1P = 5,00
3.3.144. 50PX1D X Side Phase Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado X.
50PX1D: 0,00 a 5,00 segundos.
AJUSTES
50PX1D = 0,00
3.3.145. 50PX1TC X Side Phase Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado X.
50PX1TC: SELogic Equation.
O elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado X é habilitado quando o resultado de 50PX1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PX1TC é igual a lógica 0.
3.3.146. 50PX2P X Side Phase Inst Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de fase instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de fase de tempo definido.
50PX2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50PX2P = OFF
3.3.147. 50PX2D X Side Phase Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado X.
50PX2D: 0,00 a 5,00 segundos.
Como o ajuste 50PX2P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50PX2D = 0,00
3.3.148. 50PX2TC X Side Phase Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado X.
50PX2TC: SELogic Equation.
O elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado X é habilitado quando o resultado de 50PX2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PX2TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50PX2P: = OFF, essa função está desabilitada.
3.3.149. 50PX3P X Side Phase Inst Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 3 de sobrecorrente trifásico instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente trifásico de tempo definido.
50PX3P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50PX3P = OFF
3.3.150. 50PX3D X Side Phase Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 3 de sobrecorrente trifásico do lado X.
50PX3D: 0,00 a 5,00 segundos.
Como o ajuste 50PX3P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50PX3D = 0,00
3.3.151. 50PX3TC X Side Phase Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 3 de sobrecorrente trifásico do lado X.
50PX3TC: SELogic Equation.
O elemento 2 de sobrecorrente trifásico do lado X é habilitado quando o resultado de 50PX3TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PX3TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50PX3P: = OFF, essa função está desabilitada.
3.3.152. 50GX1P X Side Residual Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente residual instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente residual de tempo definido.
50GX1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
Nesse exemplo o elemento 1 poderá ser usado como proteção de sobrecorrente instantânea, para defeitos monofásicos no lado de 6,9 kV.
[ ]sec 85,0150 ACTRN
TIPGX MÍNIMO
φ×≤
[ ]sec59,6 40
00,31085,0150 APGX ≤×≤
AJUSTES
50GX1P = 5,00
3.3.153. 50GX1D X Side Residual Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente residual do lado X.
50GX1D: 0,00 a 5,00 segundos.
AJUSTES
50GX1D = 0,00
3.3.154. 50GX1TC X Side Residual Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente residual do lado X.
50GX1TC: SELogic Equation.
O elemento 1 de sobrecorrente residual do lado X é habilitado quando o resultado de 50GX1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50GX1TC é igual a lógica 0.
3.3.155. 50GX2P X Side Residual Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente residual instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente residual de tempo definido.
50GX2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50GX2P = OFF
3.3.156. 50GX2D X Side Residual Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente residual do lado X.
50GX2D: 0,00 a 5,00 segundos.
Como o ajuste 50GX2P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50GX2D = 0,00
3.3.157. 50GX2TC X Side Residual Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente residual do lado X.
50GX2TC: SELogic Equation.
O elemento 2 de sobrecorrente residual do lado X é habilitado quando o resultado de 50GX1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50GX1TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50GX2P: = OFF, essa função está desabilitada.
3.3.158. 50QX1P X Side Negative Sequence Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido.
50QX1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50QX1P = OFF
3.3.159. 50QX1D X Side Negative Sequence Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X.
50QX1D: 0,10 a 120,00 segundos.
Como o ajuste 50QX1P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50QX1D = 0,00
3.3.160. 50QX1TC X Side Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X.
50QX1TC: SELogic Equation.
O elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X é habilitado quando o resultado de 50QX1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50QX1TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50QX1P: = OFF, essa função está desabilitada.
3.3.161. 50QX2P X Side Negative Sequence Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa instantâneo do lado X, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido.
50QX2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50QX2P = OFF
3.3.162. 50QX2D X Side Negative Sequence Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X.
50QX2D: 0,10 a 120,00 segundos.
Como o ajuste 50QX2P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50QX2D = 0,00
3.3.163. 50QX2TC X Side Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X.
50QX2TC: SELogic Equation.
O elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado X é habilitado quando o resultado de 50QX2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50QX2TC é igual a lógica 0.
Figura 33 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇçiµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=fåëí~åíßåÉçLqÉãéç=aÉÑáåáÇç====
Phase Overcurrent
Element 1
3.3.164. 50PY1P Y Side Phase Inst Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de fase instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de fase de tempo definido.
50PY1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
Nesse exemplo o elemento 1 será usado como proteção de retaguarda, para defeitos entre fases no lado de 69 kV do transformador elevador.
[ ]sec 85,0150 ACTRY
IPPY MÍNIMO
φφ×≤
[ ]sec15,5 40
866,000,28085,0150 APPY ≤
××≤
AJUSTES
50PY1P = 4,00
3.3.165. 50PY1D Y Side Phase Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado Y.
3.3.166. 50PY1TC Y Side Phase Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado Y.
50PY1TC: SELogic Equation.
O elemento 1 de sobrecorrente de fase do lado Y é habilitado quando o resultado de 50PY1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PY1TC é igual a lógica 0.
AJUSTES
50PY1TC = 1
Element 2
3.3.167. 50PY2P Y Side Phase Inst Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de fase instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de fase de tempo definido.
50PY2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50PY2P = OFF
3.3.168. 50PY2D Y Side Phase Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado Y.
50PY2D: 0,00 a 5,00 segundos.
Como o ajuste 50PY2P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50PY2D = 0,00
3.3.169. 50PY2TC Y Side Phase Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado Y.
O elemento 2 de sobrecorrente de fase do lado Y é habilitado quando o resultado de 50PY2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PY2TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50PY2P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50PY2TC = 1
Element 3
3.3.170. 50PY3P Y Side Phase Inst Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 3 de sobrecorrente trifásico instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente trifásico de tempo definido.
50PY3P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50PY3P = OFF
3.3.171. 50PY3D Y Side Phase Inst Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 3 de sobrecorrente trifásico do lado Y.
50PY3D: 0,00 a 5,00 segundos.
Como o ajuste 50PY3P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50PY3D = 0,00
3.3.172. 50PY3TC Y Side Phase Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 3 de sobrecorrente trifásico do lado Y.
O elemento 2 de sobrecorrente trifásico do lado Y é habilitado quando o resultado de 50PY3TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50PY3TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50PY3P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50PY3TC = 1
Residual Overcurrent
Element 1
3.3.173. 50GY1P Y Side Residual Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente residual instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente residual de tempo definido.
50GY1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50GY1P = OFF
3.3.174. 50GY1D Y Side Residual Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente residual do lado Y.
50GY1D: 0,00 a 5,00 segundos.
Como o ajuste 50GY1P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50GY1D = 0,00
3.3.175. 50GY1TC Y Side Residual Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente residual do lado Y.
O elemento 1 de sobrecorrente residual do lado Y é habilitado quando o resultado de 50GY1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50GY1TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50GY1P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50GY1TC = 1
Element 2
3.3.176. 50GY2P Y Side Residual Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente residual instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente residual de tempo definido.
50GY2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50GY2P = OFF
3.3.177. 50GY2D Y Side Residual Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente residual do lado Y.
50GY2D: 0,00 a 5,00 segundos.
Como o ajuste 50GY2P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50GY2D = 0,00
3.3.178. 50GY2TC Y Side Residual Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente residual do lado Y.
50GY2TC: SELogic Equation.
O elemento 2 de sobrecorrente residual do lado Y é habilitado quando o resultado de 50GY1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50GY1TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50GY2P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50GY2TC = 1
Negative Sequence Overcurrent
Element 1
3.3.179. 50QY1P Y Side Negative Sequence Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido.
50QY1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50QY1P = OFF
3.3.180. 50QY1D Y Side Negative Sequence Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y.
50QY1D: 0,10 a 120,00 segundos.
Como o ajuste 50QY1P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50QY1D = 0,00
3.3.181. 50QY1TC Y Side Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y.
O elemento 1 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y é habilitado quando o resultado de 50QY1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50QY1TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50QY1P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50QY1TC = 1
Element 2
3.3.182. 50QY2P Y Side Negative Sequence Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa instantâneo do lado Y, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo definido.
50QY2P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
AJUSTES
50QY2P = OFF
3.3.183. 50QY2D Y Side Negative Sequence Overcurrent Trip Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y.
50QY2D: 0,10 a 120,00 segundos.
Como o ajuste 50QY2P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50QY2D = 0,00
3.3.184. 50QY2TC Y Side Negative Sequence Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y.
O elemento 2 de sobrecorrente de seqüência negativa do lado Y é habilitado quando o resultado de 50QY2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50QY2TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50QY2P: = OFF, essa função está desabilitada.
Este ajuste define o pickup do elemento 1 de sobrecorrente de neutro instantâneo, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de neutro de tempo definido.
50N1P: OFF, 0,50 a 96,00 A.
Nesse exemplo o elemento 1 poderá ser usado como proteção de sobrecorrente instantânea, para defeitos monofásicos no lado de 6,9 kV.
3.3.187. 50N1TC Neutral Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 1 de sobrecorrente de neutro.
50N1TC: SELogic Equation.
O elemento 1 de sobrecorrente de neutro é habilitado quando o resultado de 50N1TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50N1TC é igual a lógica 0.
Este ajuste define o pickup do elemento 2 de sobrecorrente de neutro instantâneo, que também pode ser utilizado como elemento de sobrecorrente de neutro de tempo definido.
3.3.190. 50N2TC Neutral Inst Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento 2 de sobrecorrente de neutro.
50N2TC: SELogic Equation.
O elemento 2 de sobrecorrente de neutro é habilitado quando o resultado de 50N2TC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 50N2TC é igual a lógica 0.
Como o ajuste 50N2P: = OFF, essa função está desabilitada.
AJUSTES
50N2TC = 1
Time Overcurrent Elements
X Side
Phase Time Overcurrent
Figura 34 – iµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=c~ëÉ=qÉãéçêáò~Çç====
3.3.191. 51PXP X Side Phase Time Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.
Nesse exemplo esse elemento será usado como proteção de sobrecorrente temporizada, para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV e deverá atender as seguintes condições:
• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV.
[ ]sec 85,051 ACTRX
IPXP MÍN
φφ×≤
[ ]sec99,6 400
866,000,380085,051 APXP ≤
××≤
• Liberar 140% da potência do transformador elevador.
3
4,151
××
×≥
KVCTRX
KVAPXP
APXP 51,339,6400
4,11200051 ≥
××
×≥
• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos lados de 69 kV e 6,9 KV.
AJUSTES
51PXP = 4,00
3.3.192. 51PXC X Side Phase Time Overcurrent Curve Selection
Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.
51PXC: U1 a U5; C1 a C5.
Nesse exemplo será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.
3.3.194. 51PXRS X Side Electromechanical Reset Delay
Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51PXRS: Y, N.
AJUSTES
51PXRS = N
3.3.195. 51PXCT X Side Constant Time Adder (seconds)
Este ajuste adiciona uma constante de tempo, quando se quer modificar a característica da curva selecionada.
51PXCT: 0,00 a 1,00 segundo.
Nesse exemplo essa função não será usada.
AJUSTES
51PXCT = 0,00
3.3.196. 51PXMR X Side Minimum Response Time (seconds)
Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.
3.3.197. 51PXTC X Side Phase Time Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado X.
51PXTC: SELogic Equation.
AJUSTES
51PXTC = 1
Residual Time Overcurrent
Figura 35 – iµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=oÉëáÇì~ä=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=oÉëáÇì~ä=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=oÉëáÇì~ä=qÉãéçêáò~ÇçiµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=oÉëáÇì~ä=qÉãéçêáò~Çç====
3.3.198. 51GXP X Side Residual Time Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.
51GXP: OFF, 0,50 a 16,00 A.
Nesse exemplo esse elemento poderá ser usado como proteção de sobrecorrente temporizada, para defeitos monofásicos no lado de 6,9 kV.
3.3.199. 51GXC X Side Residual Time Overcurrent Curve Selection
Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.
51GXC: U1 a U5; C1 a C5.
Nesse exemplo será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para o elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.
Equação da curva Muito Inversa (C2)
][)0,1(
5,13seg
MTDT =
−×=
AJUSTES
51GXC = C2
3.3.200. 51GXTD X Side Residual Time Overcurrent Time Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.
51GXTD: 0,05 a 1,00.
Será adotado o Time-Dial 0,50 para a curva Muito Inversa.
3.3.201. 51GXRS X Side Electromechanical Reset Delay
Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51GXRS: Y, N.
AJUSTES
51GXRS = N
3.3.202. 51GXCT X Side Constant Time Adder (seconds)
Este ajuste adiciona uma constante de tempo, quando se quer modificar a característica da curva selecionada.
51GXCT: 0,00 a 1,00 segundo.
Nesse exemplo essa função não será usada.
AJUSTES
51GXCT = 0,00
3.3.203. 51GXMR X Side Minimum Response Time (seconds)
Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado X.
3.3.206. 51QXC X Side Negative Seq. Time Overcurrent Curve Selection
Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X.
51QXC: U1 a U5; C1 a C5.
Como o ajuste 51QXP: = OFF, essa e as demais funções do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X, estão desabilitadas.
AJUSTES
51QXC = C2
3.3.207. 51QXTD X Side Negative Seq. Time Overcurrent Time Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X.
51QXTD: 0,05 a 1,00.
AJUSTES
51QXTD = 0,50
3.3.208. 51QXRS X Side Electromechanical Reset Delay
Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
3.3.209. 51QXCT X Side Constant Time Adder (seconds)
Este ajuste adiciona uma constante de tempo, quando se quer modificar a característica da curva selecionada.
51QXCT: 0,00 a 1,00 segundo.
AJUSTES
51QXCT = 0,00
3.3.210. 51QXMR X Side Minimum Response Time (seconds)
Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X.
51QXMR: 0,00 a 1,00 segundo.
AJUSTES
51QXMR = 0,00
3.3.211. 51QXTC X Side Negative Seq. Time Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado X.
51QXTC: SELogic Equation.
AJUSTES
51QXTC = 1
Y Side
Phase Time Overcurrent
3.3.212. 51PYP Y Side Phase Time Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.
Nesse exemplo esse elemento será usado como proteção de sobrecorrente temporizada de retaguarda, para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV e deverá atender as seguintes condições:
• Ser sensível para defeitos entre fases no lado de 6,9 kV.
[ ]sec 85,051)9,6( A
CTRY
IPYP kVMÍNIMO
φφ×≤
[ ]sec30,10 40
866,000,56085,051 APYP ≤
××≤
• Liberar 140% da potência do transformador elevador.
3
4,151
××
×≥
KVCTRY
KVAPYP
APYP 51,336940
4,11200051 ≥
××
×≥
• Estar coordenado com as proteções de sobrecorrente dos lados de 69 kV e 6,9 KV.
AJUSTES
51PYP = 5,00
3.3.213. 51PYC Y Side Phase Time Overcurrent Curve Selection
Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.
51PYC: U1 a U5; C1 a C5.
Nesse exemplo será adotada a curva com característica Muito Inversa (C2) padrão IEC, para o elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.
3.3.215. 51PYRS Y Side Electromechanical Reset Delay
Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51PYRS: Y, N.
AJUSTES
51PYRS = N
3.3.216. 51PYCT Y Side Constant Time Adder (seconds)
Este ajuste adiciona uma constante de tempo, quando se quer modificar a característica da curva selecionada.
51PYCT: 0,00 a 1,00 segundo.
Nesse exemplo essa função não será usada.
AJUSTES
51PYCT = 0,00
3.3.217. 51PYMR Y Side Minimum Response Time (seconds)
Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente de fase de tempo inverso do lado Y.
3.3.221. 51GYTD Y Side Residual Time Overcurrent Time Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y.
51GYTD: 0,05 a 1,00.
AJUSTES
51GYTD = 0,50
3.3.222. 51GYRS Y Side Electromechanical Reset Delay
Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51GYRS: Y, N.
AJUSTES
51GYRS = N
3.3.223. 51GYCT Y Side Constant Time Adder (seconds)
Este ajuste adiciona uma constante de tempo, quando se quer modificar a característica da curva selecionada.
51GYCT: 0,00 a 1,00 segundo.
AJUSTES
51GYCT = 0,00
3.3.224. 51GYMR Y Side Minimum Response Time (seconds)
Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y.
3.3.225. 51GYTC Y Side Residual Time Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente residual de tempo inverso do lado Y.
51GYTC: SELogic Equation.
AJUSTES
51GYTC = 1
Negative Sequence Time Overcurrent
3.3.226. 51QYP Y Side Negative Seq. Time Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.
51QYP: OFF, 0,10 a 3,20 A.
AJUSTES
51QYP = OFF
3.3.227. 51QYC Y Side Negative Seq. Time Overcurrent Curve Selection
Este ajuste define a característica de inversidade da curva utilizada para o elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.
51QYC: U1 a U5; C1 a C5.
Como o ajuste 51QYP: = OFF, essa e as demais funções do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y, estão desabilitadas.
3.3.228. 51QYTD Y Side Negative Seq. Time Overcurrent Time Dial
Este ajuste define a curva de tempo utilizada no elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.
51QYTD: 0,05 a 1,00.
AJUSTES
51QYTD = 0,50
3.3.229. 51QYRS Y Side Electromechanical Reset Delay
Este ajuste define se o reset do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51QYRS: Y, N.
AJUSTES
51QYRS = N
3.3.230. 51QYCT Y Side Constant Time Adder (seconds)
Este ajuste adiciona uma constante de tempo, quando se quer modificar a característica da curva selecionada.
51QYCT: 0,00 a 1,00 segundo.
AJUSTES
51QYCT = 0,00
3.3.231. 51QYMR Y Side Minimum Response Time (seconds)
Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.
3.3.232. 51QYTC Y Side Negative Seq. Time Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de seqüência negativa de tempo inverso do lado Y.
51QYTC: SELogic Equation.
AJUSTES
51QYTC = 1
Neutral Time Overcurrent
Figura 37 – iµÖáÅ~=Çç=biµÖáÅ~=Çç=biµÖáÅ~=Çç=biµÖáÅ~=Çç=bäÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=kÉìíêç=qÉãéçêáò~Çç=äÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=kÉìíêç=qÉãéçêáò~Çç=äÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=kÉìíêç=qÉãéçêáò~Çç=äÉãÉåíç=ÇÉ=pçÄêÉÅçêêÉåíÉ=ÇÉ=kÉìíêç=qÉãéçêáò~Çç=====
3.3.233. 51NP Neutral Time Overcurrent Trip Level (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de neutro de tempo inverso.
Este ajuste define se o resete do elemento de sobrecorrente de neutro de tempo inverso, será instantâneo – N - ou seguirá equação, conforme característica de relé eletromecânico – Y.
51NRS: Y, N.
AJUSTES
51NRS = N
3.3.237. 51NCT Neutral Constant Time Adder (seconds)
Este ajuste adiciona uma constante de tempo, quando se quer modificar a característica da curva selecionada.
51NCT: 0,00 a 1,00 segundo.
Nesse exemplo essa função não será usada.
AJUSTES
51NCT = 0,00
3.3.238. 51NMR Neutral Minimum Response Time (seconds)
Este ajuste adiciona um tempo de resposta mínimo, quando se quer tempos mais lentos na atuação do elemento de
3.3.239. 51NTC Neutral Time Overcurrent Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque do elemento de sobrecorrente de neutro de tempo inverso.
51NTC: SELogic Equation.
O elemento de sobrecorrente de neutro é habilitado quando o resultado de 51NTC é igual a lógica 1. O elemento é bloqueado quando o resultado de 51NTC é igual a lógica 0.
AJUSTES
51NTC = 1
Directional Elements
X Side Directional Elements
Directional Controls
3.3.240. EDIRX Enable Directional Control
Este ajuste habilita o controle direcional para os elementos de sobrecorrente do lado X. A opção AUTO além de habilita o controle direcional, ajusta automaticamente muitos elementos direcionais.
3.3.241. Z0MTAX Zero Seq. Max. Torque Angle (deg, Dead band: -5 a +5)
Este ajuste corresponde ao ângulo de máximo torque da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado X.
Z0MTAX estará habilitado se os ajustes EDIR: = Y e ORDER contém V. Se EDIR: = AUTO, o ajuste de Z0MTAX será igual ao ajuste de Z0ANGX.
Z0MTAX: -90,00° a 90,00°.
Z0MTAX deve ser ajustado para compensar o resistor de aterramento e é usado na Lógica para Escolha do Melhor Elemento Direcional de Terra para determinar adequadamente as faltas no sentido direto e reverso.
AJUSTES
Z0MTAX = 90,00
3.3.242. EFWDLOPX Enable Forward Direction on Loss-of-Potential
Este ajuste habilita a direção para a frente dos elementos de sobrecorrente controlados por tensão do lado X, durante uma condição de perda de potencial.
EFWDLOPX: Y, N.
Elementos direcionais baseados em tensão são desabilitados durante uma condição de perda de potencial. Assim, os elementos de sobrecorrente controlados por estes elementos também são desabilitados. Mas esta condição de desabilitação é substituída pelos elementos de sobrecorrente, ajustando a direção para a frente quando EFWDLOP: = Y.
AJUSTES
EFWDLOPX = Y
3.3.243. ORDERX Ground Directional Element Priority
Este ajuste define a prioridade de atuação dos elementos direcionais de terra do lado X.
ORDER: combinação de Q, V, I, OFF.
Q: Elemento direcional polarizado por tensão de seqüência
V: Elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero.
I: Elemento direcional polarizado por corrente do canal IN.
Nesse exemplo o ajuste ORDER levará em consideração a operação da unidade direcional polarizada por tensão de seqüência negativa como prioridade, seguida da unidade direcional polarizada por tensão de seqüência zero. A unidade direcional polarizada por corrente não será usada.
AJUSTES
ORDER = QV
3.3.244. DIR1X Directional Control Level 1
Este ajuste define se a direcionalidade dos elementos de sobrecorrente controlados de nível 1 do lado X será no sentido direto (Forward – F), no sentido reverso (Reverse – R) ou se não haverá direcionalidade (Nondirectional – N).
DIR1X: F, R, N.
AJUSTES
DIR1X = N
3.3.245. DIR2X Directional Control Level 2
Este ajuste define se a direcionalidade dos elementos de sobrecorrente controlados de nível 2 do lado X será no sentido direto (Forward – F), no sentido reverso (Reverse – R) ou se não haverá direcionalidade (Nondirectional – N).
3.3.249. Z0ANGX Zero Sequence Line Impedance Angle (degrees)
Este ajuste corresponde ao ângulo da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado X.
Z0ANGX: 5,00° a 90,00°.
AJUSTES
Z0ANGX = 90,00
Directional Impedance Level
3.3.250. Z2FX Forward Directional Z2 Level (Ohm)
Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado X, para faltas no sentido direto.
Z2FX: -128,00 a +128,00 Ω.
sec][2
12 Ω=
MAGXZFXZ
sec][86,32
72,72 Ω==FXZ
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.
AJUSTES
Z2FX = 3,86
3.3.251. Z2RX Reverse Directional Z2 Level (Ohm)
Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento
direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado X, para faltas no sentido reverso.
Z2RX: -128,00 a +128,00 Ω.
sec][2,022 Ω+= FXZRXZ
sec][06,42,086,32 Ω=+=RXZ
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.
AJUSTES
Z2RX = 4,06
3.3.252. Z0RX Reverse Directional Z0 Level (Ohm)
Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero do lado X, para faltas no sentido reverso.
Z0RX: -128,00 a +128,00 Ω.
sec][2,000 Ω+= FXZRXZ
sec][00,1282,080,1270 Ω=+=RXZ
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.
AJUSTES
Z0RX = 128,00
3.3.253. Z0FX Forward Directional Z0 Level (Ohm)
Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero do lado X, para faltas no sentido direto.
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.
AJUSTES
Z0FX = 127,80
Directional Current Level
3.3.254. 50QFPX Forward Directional Neg. Seq. Current Level (amps)
Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido direto do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado X.
50QFPX: 0,25 a 5,00 A.
O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência negativa para faltas à frente desequilibradas.
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,50 A.
AJUSTES
50QFPX = 0,50
3.3.255. 50QRPX Reverse Directional Neg. Seq. Current Level (amps)
Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido reverso do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado X.
50QRPX: 0,25 a 5,00 A.
O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo
da expectativa do valor da corrente de seqüência negativa para faltas reversas desequilibradas.
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,25 A.
AJUSTES
50QRPX = 0,25
3.3.256. 50GFPX Forward Directional Residual Current Level (amps)
Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido direto do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero e corrente do canal IN, do lado X.
50GFPX: 0,05 a 5,00 A.
O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência zero para faltas à frente desequilibradas.
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,50 A.
AJUSTES
50GFPX = 0,50
3.3.257. 50GRPX Reverse Directional Residual Current Level (amps)
Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido reverso do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero e corrente do canal IN, do lado X.
50GRPX: 0,05 a 5,00 A.
O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência zero para faltas reversas desequilibradas.
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,25 A.
3.3.258. a2X Positive Sequence Current Restraint Factor I2/I1
Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência positiva I2/I1.
a2X: 0,02 a 0,50.
O fator a2X é usado para compensar sistemas altamente desbalanceados. Isto é típico em sistemas que possuem muitas linhas em transposição. A compensação a2X é a relação entre as correntes de seqüência negativa e positiva.
Tipicamente a compensação a2X é ajustada com base na sensibilidade requerida dos elementos 50QFPX e 50QRPX. Deve-se levar em consideração também que qualquer corrente de seqüência positiva não restrinja a operação do elemento direcional para valores mínimos de corrente de seqüência negativa.
O fator a2X aumenta a segurança dos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência negativa. Este fator evita que o elemento direcional opere para correntes de seqüência negativa originárias de desequilíbrios do sistema causados por assimetrias de linhas, saturação de TCs durante curtos-circuitos trifásicos, etc.. O ajuste típico do fator a2X é de 0,10. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior que 1/10 da corrente de seqüência positiva para que o elemento direcional de seqüência negativa seja habilitado (|I2| > 0,10 x |I1|).
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,10.
AJUSTES
a2X = 0,10
3.3.259. k2X Zero Sequence Current Restraint Factor I2/I0
Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência zero I2/I0.
k2X: 0,10 a 1,20.
O fator k2X é aplicado para habilitar o elemento DIRQGE.. A
magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior do que a corrente de seqüência zero de modo a habilitar o elemento DIRQGE. (|I2| > 0,20 x |I0|). Isto assegura que o relé fará uso das quantidades analógicas mais significativas ao tomar decisões para os elementos direcionais de distância de terra e de sobrecorrente residual de terra. O ajuste típico de k2X é 0,20. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior do que 1/5 da magnitude da corrente de seqüência zero de modo que o elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa seja habilitado. Isto presume que o elemento DIRVE ou o DIRIE esteja ativo.
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,20.
AJUSTES
k2X = 0,20
3.3.260. a0X Positive Sequence Current Restraint Factor I0/I1
Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência positiva I0/I1.
a0X: 0,02 a 0,50.
O fator a0X aumenta a segurança dos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência zero e do elemento direcional polarizado por corrente do canal IN. Este fator evita que o elemento direcional opere para correntes de seqüência zero originárias de desequilíbrios do sistema causados por assimetrias de linhas, saturação de TCs durante curtos-circuitos trifásicos, etc.. O ajuste típico do fator a0X é de 0,10. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência zero deve ser maior que 1/10 da corrente de seqüência positiva para que o elemento direcional de seqüência zero e o elemento direcional polarizado por corrente do canal IN sejam habilitados (|I0| > 0,10 x |I1|).
Quando o ajuste EDIRX: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,10.
Este ajuste habilita o controle direcional para os elementos de sobrecorrente do lado Y. A opção AUTO além de habilita o controle direcional, ajusta automaticamente muitos elementos direcionais.
EDIRY: Y, AUTO, N.
Como o ajuste EDIRY: = N, os elementos direcionais do lado Y estão desabilitados.
AJUSTES
EDIRY = N
3.3.262. Z0MTAY Zero Seq. Max. Torque Angle (deg, Dead band: -5 a +5)
Este ajuste corresponde ao ângulo de máximo torque da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado Y.
Z0MTAY estará habilitado se os ajustes EDIR: = Y e ORDER contém V. Se EDIR: = AUTO, o ajuste de Z0MTAY será igual ao ajuste de Z0ANGY.
Z0MTAY: -90,00° a 90,00°.
Z0MTAY deve ser ajustado para compensar o resistor de aterramento e é usado na Lógica para Escolha do Melhor Elemento Direcional de Terra para determinar adequadamente as faltas no sentido direto e reverso.
AJUSTES
Z0MTAY = 90,00
3.3.263. EFWDLOPY Enable Forward Direction on Loss-of-Potential
Este ajuste habilita a direção para a frente dos elementos de sobrecorrente controlados por tensão do lado Y, durante uma condição de perda de potencial.
Elementos direcionais baseados em tensão são desabilitados durante uma condição de perda de potencial. Assim, os elementos de sobrecorrente controlados por estes elementos também são desabilitados. Mas esta condição de desabilitação é substituída pelos elementos de sobrecorrente, ajustando a direção para a frente quando EFWDLOP: = Y.
AJUSTES
EFWDLOPY = Y
3.3.264. ORDERY Ground Directional Element Priority
Este ajuste define a prioridade de atuação dos elementos direcionais de terra do lado Y.
ORDER: combinação de Q, V, I, OFF.
Q: Elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa.
V: Elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero.
I: Elemento direcional polarizado por corrente do canal IN.
AJUSTES
ORDER = OFF
3.3.265. DIR1Y Directional Control Level 1
Este ajuste define se a direcionalidade dos elementos de sobrecorrente controlados de nível 1 do lado Y será no sentido direto (Forward – F), no sentido reverso (Reverse – R) ou se não haverá direcionalidade (Nondirectional – N).
Este ajuste define se a direcionalidade dos elementos de sobrecorrente controlados de nível 2 do lado Y será no sentido direto (Forward – F), no sentido reverso (Reverse – R) ou se não haverá direcionalidade (Nondirectional – N).
DIR2Y: F, R, N.
AJUSTES
DIR2Y = N
Line Impedance
3.3.267. Z1MAGY Positive Sequence Line Impedance Magnitude (Ohm)
Este ajuste corresponde ao valor da impedância de seqüência positiva da linha, para os elementos direcionais do lado Y.
Z1MAGY: 0,10 a 510,00 Ω.
AJUSTES
Z1MAGY = 1,00
3.3.268. Z1ANGY Positive Sequence Line Impedance Angle (degrees)
Este ajuste corresponde ao ângulo da impedância de seqüência positiva da linha, para os elementos direcionais do lado Y.
Z1ANGY: 50,00° a 90,00°.
AJUSTES
Z1ANGY = 90,00
3.3.269. Z0MAGY Zero Sequence Line Impedance Magnitude (Ohm)
Este ajuste corresponde ao valor da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado Y.
3.3.270. Z0ANGY Zero Sequence Line Impedance Angle (degrees)
Este ajuste corresponde ao ângulo da impedância de seqüência zero da linha, para os elementos direcionais do lado Y.
Z0ANGY: 5,00° a 90,00°.
AJUSTES
Z0ANGY = 90,00
Directional Impedance Level
3.3.271. Z2FY Forward Directional Z2 Level (Ohm)
Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado Y, para faltas no sentido direto.
Z2FY: -128,00 a +128,00 Ω.
sec][2
12 Ω=
MAGYZFYZ
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.
AJUSTES
Z2FY = 0,50
3.3.272. Z2RY Reverse Directional Z2 Level (Ohm)
Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado Y, para faltas no sentido reverso.
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.
AJUSTES
Z2RY = 0,70
3.3.273. Z0RY Reverse Directional Z0 Level (Ohm)
Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero do lado Y, para faltas no sentido reverso.
Z0RY: -128,00 a +128,00 Ω.
sec][2,000 Ω+= FYZRYZ
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.
AJUSTES
Z0RY = 0,70
3.3.274. Z0FY Forward Directional Z0 Level (Ohm)
Este ajuste é usado para calcular o limiar de partida do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero do lado Y, para faltas no sentido direto.
Z0FY: -128,00 a +128,00 Ω.
sec][2
00 Ω=
MAGYZFYZ
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé calcula automaticamente essa função.
Este ajuste define o pickup do detector de corrente para todas as faltas trifásicas que necessitam ser cobertas pelos elementos de sobrecorrente de fase. É supervisionado pelos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência positiva FDIRP e RDIRP, do lado Y.
50PDIRPY: 0,50 a 10,00 A.
Se a lógica de transgressão do limite de carga (Load encroachment) está habilitada (ELOADY: = Y), 50PDIRPY não é ajustado ou apresentado, mas é fixado internamente em 0,50 A.
AJUSTES
50PDIRPY = 0,50
3.3.276. 50QFPY Forward Directional Neg. Seq. Current Level (amps)
Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido direto do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado Y.
50QFPY: 0,25 a 5,00 A.
O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência negativa para faltas à frente desequilibradas.
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,50 A.
AJUSTES
50QFPY = 0,50
3.3.277. 50QRPY Reverse Directional Neg. Seq. Current Level (amps)
Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido reverso do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa do lado Y.
50QRPY: 0,25 a 5,00 A.
O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo
da expectativa do valor da corrente de seqüência negativa para faltas reversas desequilibradas.
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,25 A.
AJUSTES
50QRPY = 0,25
3.3.278. 50GFPY Forward Directional Residual Current Level (amps)
Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido direto do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero e corrente do canal IN, do lado Y.
50GFPY: 0,05 a 5,00 A.
O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência zero para faltas à frente desequilibradas.
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,50 A.
AJUSTES
50GFPY = 0,50
3.3.279. 50GRPY Reverse Directional Residual Current Level (amps)
Este ajuste define o pickup do detector de corrente de sentido reverso do elemento direcional polarizado por tensão de seqüência zero e corrente do canal IN, do lado Y.
50GRPY: 0,05 a 5,00 A.
O ajuste ideal é acima do desequilíbrio normal de carga e abaixo da expectativa do valor da corrente de seqüência zero para faltas reversas desequilibradas.
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,25 A.
3.3.280. a2Y Positive Sequence Current Restraint Factor I2/I1
Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência positiva I2/I1.
a2Y: 0,02 a 0,50.
O fator a2Y é usado para compensar sistemas altamente desbalanceados. Isto é típico em sistemas que possuem muitas linhas em transposição. A compensação a2Y é a relação entre as correntes de seqüência negativa e positiva.
Tipicamente a compensação a2Y é ajustada com base na sensibilidade requerida dos elementos 50QFPY e 50QRPY. Deve-se levar em consideração também que qualquer corrente de seqüência positiva não restrinja a operação do elemento direcional para valores mínimos de corrente de seqüência negativa.
O fator a2Y aumenta a segurança dos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência negativa. Este fator evita que o elemento direcional opere para correntes de seqüência negativa originárias de desequilíbrios do sistema causados por assimetrias de linhas, saturação de TCs durante curtos-circuitos trifásicos, etc.. O ajuste típico do fator a2Y é de 0,10. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior que 1/10 da corrente de seqüência positiva para que o elemento direcional de seqüência negativa seja habilitado (|I2| > 0,10 x |I1|).
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,10.
AJUSTES
a2Y = 0,10
3.3.281. k2Y Zero Sequence Current Restraint Factor I2/I0
Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência zero I2/I0.
k2Y: 0,10 a 1,20.
O fator k2Y é aplicado para habilitar o elemento DIRQGE.. A
magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior do que a corrente de seqüência zero de modo a habilitar o elemento DIRQGE. (|I2| > 0,20 x |I0|). Isto assegura que o relé fará uso das quantidades analógicas mais significativas ao tomar decisões para os elementos direcionais de distância de terra e de sobrecorrente residual de terra. O ajuste típico de k2Y é 0,20. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência negativa deve ser maior do que 1/5 da magnitude da corrente de seqüência zero de modo que o elemento direcional polarizado por tensão de seqüência negativa seja habilitado. Isto presume que o elemento DIRVE ou o DIRIE esteja ativo.
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,20.
AJUSTES
k2Y = 0,20
3.3.282. a0Y Positive Sequence Current Restraint Factor I0/I1
Este ajuste define o fator de restrição de corrente de seqüência positiva I0/I1.
a0Y: 0,02 a 0,50.
O fator a0Y aumenta a segurança dos elementos direcionais polarizados por tensão de seqüência zero e do elemento direcional polarizado por corrente do canal IN. Este fator evita que o elemento direcional opere para correntes de seqüência zero originárias de desequilíbrios do sistema causados por assimetrias de linhas, saturação de TCs durante curtos-circuitos trifásicos, etc.. O ajuste típico do fator a0Y é de 0,10. Para este ajuste, a magnitude da corrente de seqüência zero deve ser maior que 1/10 da corrente de seqüência positiva para que o elemento direcional de seqüência zero e o elemento direcional polarizado por corrente do canal IN sejam habilitados (|I0| > 0,10 x |I1|).
Quando o ajuste EDIRY: = AUTO, o relé ajusta automaticamente essa função em 0,10.
A lógica de controle de transgressão do limite de carga (“Load-encroachment logic”) permite que certos elementos (backup do sistema, direcional de fase, etc) a sejam ajustados sem levar em conta os níveis de carga.
Para maiores informações ver Application Guide AG2005-07 (Guidelines for Applying Load-Encroachment Element for Overcurrent Supervision) e Application Guide AG93-10 (The SEL-321 Relay Load-Encroachment Function Setting Guidelines) no site www.selinc.com.br
Figura 38 – iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~ÇiµÖáÅ~=ÇÉ=iç~ÇiµÖáÅ~=ÇÉ=iç~ÇiµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç====båÅêç~ÅÜãÉåíbåÅêç~ÅÜãÉåíbåÅêç~ÅÜãÉåíbåÅêç~ÅÜãÉåí====é~ê~=çé~ê~=çé~ê~=çé~ê~=ç====i~Çç=ui~Çç=ui~Çç=ui~Çç=u====
Figura 39 – iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç=båÅêç~ÅÜãÉåí=iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç=båÅêç~ÅÜãÉåí=iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç=båÅêç~ÅÜãÉåí=iµÖáÅ~=ÇÉ=iç~Ç=båÅêç~ÅÜãÉåí=é~ê~=çé~ê~=çé~ê~=çé~ê~=ç====i~Çç=i~Çç=i~Çç=i~Çç=vvvv====
Este ajuste define o ângulo negativo de carga no sentido reverso para a lógica de “Load Encroachment” do lado Y.
NLARY: 90,00° a 270,00°.
AJUSTES
NLARY = -45,00
Power Elements
Você pode habilitar até quatro elementos independentes de potência trifásica no relé SEL-700G nos lados X e Y. Cada elemento habilitado pode ser ajustado para detectar a potência ativa ou potência reativa. Quando as entradas de tensão no relé são de TPs conectados em delta, o relé não pode considerar os desequilíbrios nas tensões no cálculo da potência.
Figura 40 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=qêáÑ•ëáÅçë=ÇÉ=mçíÆåÅá~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=qêáÑ•ëáÅçë=ÇÉ=mçíÆåÅá~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=qêáÑ•ëáÅçë=ÇÉ=mçíÆåÅá~iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=qêáÑ•ëáÅçë=ÇÉ=mçíÆåÅá~====
X Side Power Element
3.3.293. EPWRX Enable Three Phase Power Elements
Este ajuste define a quantidade de elementos de potência trifásica do lado X que serão habilitados ou se a função não será usada.
EPWRX: N, 1 a 4.
AJUSTES
EPWRX = N
Element 1
3.3.294. 3PWRX1P Three Phase Power Element Pickup (VA)
Este ajuste define o pickup do elemento 1 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado X.
3PWRX1P: OFF, 1,0 a 6500,0 VA.
Como o ajuste EPWRX: = N, essa e as demais funções dos elementos de potência trifásica do lado X, estão desabilitadas.
Este ajuste define se o elemento 1 de potência trifásica do lado X irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.
PWRX1T: +WATTS, -WATTS, +VARS, -VARS.
AJUSTES
PWRX1T = -WATTS
3.3.296. PWRX1D Power Element Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de potência trifásica do lado X.
PWRX1D: 0,00 a 240,00 segundos.
AJUSTES
PWRX1D = 0,00
Element 2
3.3.297. 3PWRX2P Three Phase Power Element Pickup (VA)
Este ajuste define o pickup do elemento 2 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado X.
3PWRX2P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.
AJUSTES
3PWRX2P = OFF
3.3.298. PWRX2T Power Element Type
Este ajuste define se o elemento 2 de potência trifásica do lado X irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.
3.3.299. PWRX2D Power Element Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de potência trifásica do lado X.
PWRX2D: 0,00 a 240,00 segundos.
AJUSTES
PWRX2D = 0,00
Element 3
3.3.300. 3PWRX3P Three Phase Power Element Pickup (VA)
Este ajuste define o pickup do elemento 3 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado X.
3PWRX3P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.
AJUSTES
3PWRX3P = OFF
3.3.301. PWRX3T Power Element Type
Este ajuste define se o elemento 3 de potência trifásica do lado X irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.
3.3.302. PWRX3D Power Element Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 3 de potência trifásica do lado X.
PWRX3D: 0,00 a 240,00 segundos.
AJUSTES
PWRX3D = 0,00
Element 4
3.3.303. 3PWRX4P Three Phase Power Element Pickup (VA)
Este ajuste define o pickup do elemento 4 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado X.
3PWRX4P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.
AJUSTES
3PWRX4P = OFF
3.3.304. PWRX4T Power Element Type
Este ajuste define se o elemento 4 de potência trifásica do lado X irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.
PWRX4T: +WATTS, -WATTS, +VARS, -VARS.
AJUSTES
PWRX4T = -VARS
3.3.305. PWRX4D Power Element Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 4 de potência trifásica do lado X.
Este ajuste define a quantidade de elementos de potência trifásica do lado Y que serão habilitados ou se a função não será usada.
EPWRY: N, 1 a 4.
AJUSTES
EPWRY = N
Element 1
3.3.307. 3PWRY1P Three Phase Power Element Pickup (VA)
Este ajuste define o pickup do elemento 1 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado Y.
3PWRY1P: OFF, 1,0 a 6500,0 VA.
Como o ajuste EPWRY: = N, essa e as demais funções dos elementos de potência trifásica do lado Y, estão desabilitadas.
AJUSTES
3PWRY1P = OFF
3.3.308. PWRY1T Power Element Type
Este ajuste define se o elemento 1 de potência trifásica do lado Y irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.
3.3.309. PWRY1D Power Element Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 1 de potência trifásica do lado Y.
PWRY1D: 0,00 a 240,00 segundos.
AJUSTES
PWRY1D = 0,00
Element 2
3.3.310. 3PWRY2P Three Phase Power Element Pickup (VA)
Este ajuste define o pickup do elemento 2 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado Y.
3PWRY2P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.
AJUSTES
3PWRY2P = OFF
3.3.311. PWRY2T Power Element Type
Este ajuste define se o elemento 2 de potência trifásica do lado Y irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.
PWRY2T: +WATTS, -WATTS, +VARS, -VARS.
AJUSTES
PWRY2T = + WATTS
3.3.312. PWRY2D Power Element Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 2 de potência trifásica do lado Y.
3.3.313. 3PWRY3P Three Phase Power Element Pickup (VA)
Este ajuste define o pickup do elemento 3 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado Y.
3PWRY3P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.
AJUSTES
3PWRY3P = OFF
3.3.314. PWRY3T Power Element Type
Este ajuste define se o elemento 3 de potência trifásica do lado Y irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.
PWRY3T: +WATTS, -WATTS, +VARS, -VARS.
AJUSTES
PWRY3T = +VARS
3.3.315. PWRY3D Power Element Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 3 de potência trifásica do lado Y.
3.3.316. 3PWRY4P Three Phase Power Element Pickup (VA)
Este ajuste define o pickup do elemento 4 de potência trifásica, para detecção dos níveis de fluxo de potência do lado Y.
3PWRY4P: OFF, 1,0 a 6500,00 VA.
AJUSTES
3PWRY4P = OFF
3.3.317. PWRY4T Power Element Type
Este ajuste define se o elemento 4 de potência trifásica do lado Y irá detectar os níveis do fluxo de potência ativa (Watts) ou reativa (VARs), positivo ou negativo.
PWRY4T: +WATTS, -WATTS, +VARS, -VARS.
AJUSTES
PWRY4T = -VARS
3.3.318. PWRY4D Power Element Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do elemento 4 de potência trifásica do lado Y.
PWRY4D: 0,00 a 240,00 segundos.
AJUSTES
PWRY4D = 0,00
Frequency Elements
Seis níveis de elementos de sobre ou subfreqüência detectam condições anormais de freqüência. Use as saídas temporizadas independentes desses elementos para trip ou de alarme. A supervisão de subtensão de fase impede a operação indesejada dos elementos de freqüência durante a partida, desligamento e defeitos, enquanto o campo é desenergizado. Os elementos de frequência do relé SEL-700G tem alta precisão (menos de 0,01 Hz).
Figura 41 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=u=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=u=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=u=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=u=====
3.3.319. E81X Enable Frequency Elements
Este ajuste define a quantidade de elementos de freqüência do lado X que serão habilitados ou se a função não será usada.
E81X: N, 1 a 6.
AJUSTES
E81X = 4
3.3.320. 81XTC 81 Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos de freqüência do lado X.
81XTC: SELogic Equation.
Os elementos de freqüência do lado X são habilitados quando o resultado de 81XTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 81XTC é igual a lógica 0.
Figura 42 – iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=v=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=v=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=v=iµÖáÅ~=Ççë=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=pìÄLpçÄêÉÑêÉèΩÆåÅá~=Çç=i~Çç=v=====
3.3.333. E81Y Enable Frequency Elements
Este ajuste define a quantidade de elementos de freqüência do lado Y que serão habilitados ou se a função não será usada.
E81Y: N, 1 a 6.
AJUSTES
E81Y = N
3.3.334. 81YTC 81 Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos de freqüência do lado Y.
81YTC: SELogic Equation.
Os elementos de freqüência do lado Y são habilitados quando o resultado de 81YTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 81YTC é igual a lógica 0.
Como o ajuste E81Y: = N, essa e as demais funções dos elementos de freqüência do lado Y, estão desabilitadas.
Quatro elementos independentes da taxa de variação da freqüência são fornecidos com temporizações individuais para serem usados quando houver variações de freqüência como, por exemplo, no caso de um desequilíbrio súbito entre geração e carga. Esses elementos são acionados para uma ação de controle ou uma ação de chaveamento, tal como rejeição de cargas ou desacoplamento do sistema. Cada elemento inclui uma lógica para detecção de um aumento ou redução da freqüência, bem como detecção da freqüência acima ou abaixo do valor nominal.
3.3.347. E81RX Enable Rate-of-Change of Frequency Elements
Este ajuste define a quantidade de elementos da taxa de variação de freqüência do lado X que serão habilitados ou se a função não será usada.
E81RX: N, 1 a 4.
AJUSTES
E81RX = N
3.3.348. 81RXVSUP Voltage Supervision of 81R Elements (volts)
Este ajuste define o pickup da tensão de supervisão dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado X.
81RXVSUP: OFF, 12,5 a 300,0 Volts.
Como o ajuste E81RX: = N, essa e as demais funções dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado X, estão desabilitadas.
AJUSTES
81RXVSUP = OFF
3.3.349. 81RXTC X Side 81R Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado X.
81RXTC: SELogic Equation.
Os elementos da taxa de variação de freqüência do lado X são habilitados quando o resultado de 81RXTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 81RXTC é igual a lógica 0.
3.3.350. 81RX1TP Rate-of-Change of Frequency Level 1 (Hz/sec)
Este ajuste define o pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado X.
81RX1TP: OFF, 0,10 a 15,00 Hz/segundo.
AJUSTES
81RX1TP = OFF
3.3.351. 81RX1TRN Rate-of-Change of Frequency Trend 1
Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado X.
81RX1TRN: INC, DEC, ABS.
AJUSTES
81RX1TRN = ABS
3.3.352. 81RX1TD Rate-of-Change of Frequency Pickup Delay 1 (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado X.
81RX1TD: 0,10 a 60,00 segundos.
AJUSTES
81RX1TD = 1,00
3.3.353. 81RX1DO Rate-of-Change of Frequency Dropout Delay 1 (seconds)
Este ajuste define o tempo de dropout do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado X.
3.3.354. 81RX2TP Rate-of-Change of Frequency Level 2 (Hz/sec)
Este ajuste define o pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 2 do lado X.
81RX2TP: OFF, 0,10 a 15,00 Hz/segundo.
AJUSTES
81RX2TP = OFF
3.3.355. 81RX2TRN Rate-of-Change of Frequency Trend 2
Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 2 do lado X.
81RX2TRN: INC, DEC, ABS.
AJUSTES
81RX2TRN = ABS
3.3.356. 81RX2TD Rate-of-Change of Frequency Pickup Delay 2 (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 2 do lado X.
3.3.357. 81RX2DO Rate-of-Change of Frequency Dropout Delay 2 (seconds)
Este ajuste define o tempo de dropout do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 2 do lado X.
81RX2DO: 0,00 a 60,00 segundos.
AJUSTES
81RX2DO = 0,00
Element 3
3.3.358. 81RX3TP Rate-of-Change of Frequency Level 3 (Hz/sec)
Este ajuste define o pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 3 do lado X.
81RX3TP: OFF, 0,10 a 15,00 Hz/segundo.
AJUSTES
81RX3TP = OFF
3.3.359. 81RX3TRN Rate-of-Change of Frequency Trend 3
Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 3 do lado X.
81RX3TRN: INC, DEC, ABS.
AJUSTES
81RX3TRN = ABS
3.3.360. 81RX3TD Rate-of-Change of Frequency Pickup Delay 3 (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 3 do lado X.
3.3.361. 81RX3DO Rate-of-Change of Frequency Dropout Delay 3 (seconds)
Este ajuste define o tempo de dropout do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 3 do lado X.
81RX3DO: 0,00 a 60,00 segundos.
AJUSTES
81RX3DO = 0,00
Element 4
3.3.362. 81RX4TP Rate-of-Change of Frequency Level 4 (Hz/sec)
Este ajuste define o pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 4 do lado X.
81RX4TP: OFF, 0,10 a 15,00 Hz/segundo.
AJUSTES
81RX4TP = OFF
3.3.363. 81RX4TRN Rate-of-Change of Frequency Trend 4
Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 4 do lado X.
81RX4TRN: INC, DEC, ABS.
AJUSTES
81RX4TRN = ABS
3.3.364. 81RX4TD Rate-of-Change of Frequency Pickup Delay 4 (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 4 do lado X.
3.3.368. 81RYTC Y Side 81R Element Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque dos elementos da taxa de variação de freqüência do lado Y.
81RYTC: SELogic Equation.
Os elementos da taxa de variação de freqüência do lado Y são habilitados quando o resultado de 81RYTC é igual a lógica 1. Os elemento são bloqueados quando o resultado de 81RYTC é igual a lógica 0.
AJUSTES
81RYTC = 1
Element 1
3.3.369. 81RY1TP Rate-of-Change of Frequency Level 1 (Hz/sec)
Este ajuste define o pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado Y.
81RY1TP: OFF, 0,10 a 15,00 Hz/segundo.
AJUSTES
81RY1TP = OFF
3.3.370. 81RY1TRN Rate-of-Change of Frequency Trend 1
Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado Y.
3.3.371. 81RY1TD Rate-of-Change of Frequency Pickup Delay 1 (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado Y.
81RY1TD: 0,10 a 60,00 segundos.
AJUSTES
81RY1TD = 1,00
3.3.372. 81RY1DO Rate-of-Change of Frequency Dropout Delay 1 (seconds)
Este ajuste define o tempo de dropout do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 1 do lado Y.
81RY1DO: 0,00 a 60,00 segundos.
AJUSTES
81RY1DO = 0,00
Element 2
3.3.373. 81RY2TP Rate-of-Change of Frequency Level 2 (Hz/sec)
Este ajuste define o pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 2 do lado Y.
81RY2TP: OFF, 0,10 a 15,00 Hz/segundo.
AJUSTES
81RY2TP = OFF
3.3.374. 81RY2TRN Rate-of-Change of Frequency Trend 2
Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 2 do lado Y.
3.3.382. 81RY4TRN Rate-of-Change of Frequency Trend 4
Este ajuste define se a tendência da freqüência é crescente (INC), decrescente (DEC) ou se não será considerado nenhuma tendência (ABS) no elemento da taxa de variação de freqüência de nível 4 do lado Y.
81RY4TRN: INC, DEC, ABS.
AJUSTES
81RY4TRN = ABS
3.3.383. 81RY4TD Rate-of-Change of Frequency Pickup Delay 4 (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do pickup do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 4 do lado Y.
81RY4TD: 0,10 a 60,00 segundos.
AJUSTES
81RY4TD = 1,00
3.3.384. 81RY4DO Rate-of-Change of Frequency Dropout Delay 4 (seconds)
Este ajuste define o tempo de dropout do elemento da taxa de variação de freqüência de nível 4 do lado Y.
81RY4DO: 0,00 a 60,00 segundos.
AJUSTES
81RY4DO = 0,00
Frequency Accumulator Elements
3.3.385. E81ACC Number of Frequency Accumulator Bands
Este ajuste define o número de bandas de freqüência com acumuladores de tempo que serão habilitados ou se a função não será usada.
O relé SEL-700G registra o tempo total de operação do gerador de até seis bandas de freqüência off-nominal. Se o tempo de operação da off-nominal ultrapassar um dos pontos de ajuste dos tempos independentes, o relé pode dar trip ou alarme.
AJUSTES
E81ACC = N
3.3.386. 62ACC Frequency Accumulator Pickup Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo do acumulador para as seis bandas de freqüência.
62ACC: 0,00 a 400,00 segundos.
Se a freqüência permanece dentro da banda por mais de 62ACC segundos, o relé começa a adicionar o tempo ao temporizador do acumulador da banda. Se o tempo total de operação dentro do acumulador da banda em particular exceder o limite de ajuste dessa banda, o relé, afirma um o bit trip.
Dez ciclos ou 0,16 segundo é o ajuste recomendado pela norma IEEE.
Como o ajuste E81ACC: = N, essa e as demais funções dos acumuladores das bandas de freqüência, estão desabilitadas.
AJUSTES
62ACC = 0,16
3.3.387. UBND1 Upper Frequency Limit of Band 1 (Hz)
Este ajuste define o limite superior da primeira banda de freqüência do acumulador.
UBND1: 15,0 a 70,0 Hz.
O ajuste de UBND1 é normalmente menor que a freqüência nominal do sistema.
3.3.388. 81ACCTC Frequency Accumulator Protection Torque Control (SELogic)
Este ajuste define o controle de torque para os acumuladores das bandas de freqüência.
81ACCTC: SELogic Equation.
Os acumuladores das bandas de freqüência são habilitados quando o resultado de 81ACCTC é igual a lógica 1. Os acumuladores são bloqueados quando o resultado de 81ACCTC é igual a lógica 0.
AJUSTES
81ACCTC = 1
Lower Frequency Limit Settings
3.3.389. LBND1 Lower Frequency Limit of Band 1 (Hz)
Este ajuste define o limite inferior da primeira banda de freqüência do acumulador.
LBND1: 15,0 a 70,0 Hz.
O ajuste de LBND1 deve ser inferior a UBND1.
AJUSTES
LBND1 = 58,8
3.3.390. LBND2 Lower Frequency Limit of Band 2 (Hz)
Este ajuste define o limite inferior da banda 2 de freqüência do acumulador.
O relé usa automaticamente LBND1 como o limite superior da banda 2. Bandas subseqüentes do acumulador são definidas da mesma maneira.
3.3.395. TBND1 Frequency Band 1 Accumulator Time Limit (seconds)
Este ajuste define o tempo total permissível de operação do gerador e turbina dentro da banda 1 de freqüência do acumulador. Quando este limite for ultrapassado, o relé afirma o Relay Word bit trip para a banda 1.
TBND1: 0,01 a 6000,00 segundos.
AJUSTES
TBND1 = 3000,00
3.3.396. TBND2 Frequency Band 2 Accumulator Time Limit (seconds)
Este ajuste define o tempo total permissível de operação do gerador e turbina dentro da banda 2 de freqüência do acumulador. Quando este limite for ultrapassado, o relé afirma o Relay Word bit trip para a banda 2.
TBND2: 0,01 a 6000,00 segundos.
AJUSTES
TBND2 = 540,00
3.3.397. TBND3 Frequency Band 3 Accumulator Time Limit (seconds)
Este ajuste define o tempo total permissível de operação do gerador e turbina dentro da banda 3 de freqüência do acumulador. Quando este limite for ultrapassado, o relé afirma o Relay Word bit trip para a banda 3.
TBND3: 0,01 a 6000,00 segundos.
AJUSTES
TBND3 = 100,00
3.3.398. TBND4 Frequency Band 4 Accumulator Time Limit (seconds)
Este ajuste define o tempo total permissível de operação do gerador e turbina dentro da banda 4 de freqüência do
acumulador. Quando este limite for ultrapassado, o relé afirma o Relay Word bit trip para a banda 4.
TBND4: 0,01 a 6000,00 segundos.
AJUSTES
TBND4 = 14,00
3.3.399. TBND5 Frequency Band 5 Accumulator Time Limit (seconds)
Este ajuste define o tempo total permissível de operação do gerador e turbina dentro da banda 5 de freqüência do acumulador. Quando este limite for ultrapassado, o relé afirma o Relay Word bit trip para a banda 5.
TBND5: 0,01 a 6000,00 segundos.
AJUSTES
TBND5 = 2,40
3.3.400. TBND6 Frequency Band 6 Accumulator Time Limit (seconds)
Este ajuste define o tempo total permissível de operação do gerador e turbina dentro da banda 6 de freqüência do acumulador. Quando este limite for ultrapassado, o relé afirma o Relay Word bit trip para a banda 6.
TBND6: 0,01 a 6000,00 segundos.
AJUSTES
TBND6 = 1,00
Under/Over Voltage Elements
Os elementos de subtensão e de sobretensão de fase são incluídos para o desenvolvimento de esquemas de proteção e controle tais como: Controle de torque para a proteção de sobrecorrente e Trip/alarme ou disparo do relatório de evento (oscilografia) para quedas e oscilações de tensão.
Se desejado, uma temporização com tempo-definido pode ser adicionada usando-se um temporizador das equações de controle SELogic.
Elementos de sobretensão de seqüência zero e seqüência negativa e sobre/subtensão de seqüência positiva são incluídos para funções de proteção e controle.
Os relés SEL-700G compatíveis com o Módulo de RTDs Série SEL-2600 propiciam proteção térmica para o gerador e turbina/motor. Os tipos e localizações dos RTDs são configuráveis individualmente. A temperatura ambiente ou a corrente de carga do gerador podem ser configuradas para compensar os limites da temperatura de trip dos RTDs dos enrolamentos.
Este ajuste define se a medição de temperatura estará disponível através das 12 entradas externas do Módulo de RTDs Série SEL-2600 (EXT) ou se não haverá proteção térmica (NONE).
E49RTD: EXT, NONE.
AJUSTES
E49RTD = EXT
3.3.484. ERTDBIAS RTD Temperature Biasing
Este ajuste define se haverá compensação (“biasing”) do modelo térmico.
Este ajuste define a identificação da entrada 1 da monitoração da temperatura, quando RTD1LOC: OTH.
RTD1NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD1NAM =
3.3.489. RTD1TY RTD1 Type
Este ajuste define na entrada 1, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
RTD1TY: PT100, NI100, NI120, CU10.
AJUSTES
RTD1TY = PT100
3.3.490. TRTMP1 RTD1 Trip Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para trip da entrada 1.
TRTMP1: OFF, 1 a 250 oC.
AJUSTES
TRTMP1 = OFF
3.3.491. ALTMP1 RTD1 Alarm Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para alarme da entrada 1.
Este ajuste define na entrada 2, a localização da monitoração da temperatura.
RTD2LOC: OFF, WDG, BRG, AMB, OTH.
WDG = temperatura do enrolamento do estator do gerador.
BRG = temperatura do rolamento do mancal.
OTH = temperatura de outros equipamentos.
AMB = temperatura ambiente. Apenas uma temperatura ambiente é permitida.
OFF = não conectada a nenhuma entrada.
AJUSTES
RTD2LOC = BRG
3.3.493. RTD2NAM RTD2 Identifier (10 characters)
Este ajuste define a identificação da entrada 2 da monitoração da temperatura, quando RTD2LOC: OTH.
RTD2NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD2NAM =
3.3.494. RTD2TY RTD2 Type
Este ajuste define na entrada 2, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
Este ajuste define a identificação da entrada 3 da monitoração da temperatura, quando RTD3LOC: OTH.
RTD3NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD3NAM = XFRMR1 OIL
3.3.499. RTD3TY RTD3 Type
Este ajuste define na entrada 3, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
RTD3TY: PT100, NI100, NI120, CU10.
AJUSTES
RTD3TY = PT100
3.3.500. TRTMP3 RTD3 Trip Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para trip da entrada 3.
TRTMP3: OFF, 1 a 250 oC.
AJUSTES
TRTMP3 = OFF
3.3.501. ALTMP3 RTD3 Alarm Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para alarme da entrada 3.
Este ajuste define na entrada 4, a localização da monitoração da temperatura.
RTD4LOC: OFF, WDG, BRG, AMB, OTH.
WDG = temperatura do enrolamento do estator do gerador.
BRG = temperatura do rolamento do mancal.
OTH = temperatura de outros equipamentos.
AMB = temperatura ambiente. Apenas uma temperatura ambiente é permitida.
OFF = não conectada a nenhuma entrada.
AJUSTES
RTD4LOC = AMB
3.3.503. RTD4NAM RTD4 Identifier (10 characters)
Este ajuste define a identificação da entrada 4 da monitoração da temperatura, quando RTD4LOC: OTH.
RTD4NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD4NAM =
3.3.504. RTD4TY RTD4 Type
Este ajuste define na entrada 4, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
Este ajuste define a identificação da entrada 5 da monitoração da temperatura, quando RTD5LOC: OTH.
RTD5NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD5NAM =
3.3.509. RTD5TY RTD5 Type
Este ajuste define na entrada 5, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
RTD5TY: PT100, NI100, NI120, CU10.
AJUSTES
RTD5TY = PT100
3.3.510. TRTMP5 RTD5 Trip Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para trip da entrada 5.
TRTMP5: OFF, 1 a 250 oC.
AJUSTES
TRTMP5 = OFF
3.3.511. ALTMP5 RTD5 Alarm Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para alarme da entrada 5.
Este ajuste define na entrada 6, a localização da monitoração da temperatura.
RTD6LOC: OFF, WDG, BRG, AMB, OTH.
WDG = temperatura do enrolamento do estator do gerador.
BRG = temperatura do rolamento do mancal.
OTH = temperatura de outros equipamentos.
AMB = temperatura ambiente. Apenas uma temperatura ambiente é permitida.
OFF = não conectada a nenhuma entrada.
AJUSTES
RTD6LOC = OFF
3.3.513. RTD6NAM RTD6 Identifier (10 characters)
Este ajuste define a identificação da entrada 6 da monitoração da temperatura, quando RTD6LOC: OTH.
RTD6NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD6NAM =
3.3.514. RTD6TY RTD6 Type
Este ajuste define na entrada 6, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
Este ajuste define a identificação da entrada 7 da monitoração da temperatura, quando RTD7LOC: OTH.
RTD7NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD7NAM =
3.3.519. RTD7TY RTD7 Type
Este ajuste define na entrada 7, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
RTD7TY: PT100, NI100, NI120, CU10.
AJUSTES
RTD7TY = PT100
3.3.520. TRTMP7 RTD7 Trip Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para trip da entrada 7.
TRTMP7: OFF, 1 a 250 oC.
AJUSTES
TRTMP7 = OFF
3.3.521. ALTMP7 RTD7 Alarm Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para alarme da entrada 7.
Este ajuste define na entrada 8, a localização da monitoração da temperatura.
RTD8LOC: OFF, WDG, BRG, AMB, OTH.
WDG = temperatura do enrolamento do estator do gerador.
BRG = temperatura do rolamento do mancal.
OTH = temperatura de outros equipamentos.
AMB = temperatura ambiente. Apenas uma temperatura ambiente é permitida.
OFF = não conectada a nenhuma entrada.
AJUSTES
RTD8LOC = OFF
3.3.523. RTD8NAM RTD8 Identifier (10 characters)
Este ajuste define a identificação da entrada 8 da monitoração da temperatura, quando RTD8LOC: OTH.
RTD8NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD8NAM =
3.3.524. RTD8TY RTD8 Type
Este ajuste define na entrada 8, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
Este ajuste define a identificação da entrada 9 da monitoração da temperatura, quando RTD9LOC: OTH.
RTD9NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD9NAM =
3.3.529. RTD9TY RTD9 Type
Este ajuste define na entrada 9, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
RTD9TY: PT100, NI100, NI120, CU10.
AJUSTES
RTD9TY = PT100
3.3.530. TRTMP9 RTD9 Trip Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para trip da entrada 9.
TRTMP9: OFF, 1 a 250 oC.
AJUSTES
TRTMP9 = OFF
3.3.531. ALTMP9 RTD9 Alarm Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para alarme da entrada 9.
Este ajuste define a identificação da entrada 10 da monitoração da temperatura, quando RTD10LOC: OTH.
RTD10NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD10NAM =
3.3.534. RTD10TY RTD10 Type
Este ajuste define na entrada 10, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
Este ajuste define a identificação da entrada 11 da monitoração da temperatura, quando RTD11LOC: OTH.
RTD11NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD11NAM =
3.3.539. RTD11TY RTD11 Type
Este ajuste define na entrada 11, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
RTD11TY: PT100, NI100, NI120, CU10.
AJUSTES
RTD11TY = PT100
3.3.540. TRTMP11 RTD11 Trip Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para trip da entrada 11.
TRTMP11: OFF, 1 a 250 oC.
AJUSTES
TRTMP11 = OFF
3.3.541. ALTMP11 RTD11 Alarm Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para alarme da entrada 11.
Este ajuste define a identificação da entrada 12 da monitoração da temperatura, quando RTD12LOC: OTH.
RTD12NAM: 10 caracteres.
AJUSTES
RTD12NAM =
3.3.544. RTD12TY RTD12 Type
Este ajuste define na entrada 12, o tipo do RTD configurável: 100-ohm platina (PT100), 100-ohm níquel (NI100), 120-ohm níquel (NI120) ou 10-ohm cobre (CU10).
Este ajuste define o pickup da temperatura para trip da entrada 12.
TRTMP12: OFF, 1 a 250 oC.
AJUSTES
TRTMP12 = OFF
3.3.546. ALTMP12 RTD12 Alarm Pickup (oC)
Este ajuste define o pickup da temperatura para alarme da entrada 12.
ALTMP12: OFF, 1 a 250 oC.
AJUSTES
ALTMP12 = OFF
Synchronism Check
O relé SEL-700G pode ser especificado com a função de check de sincronismo incorporada. A função de check de sincronismo é extremamente precisa e fornece supervisão para uma janela de tensão e diferença porcentual máxima aceitável, freqüência de escorregamento admissível mínima e máxima, ângulo de fechamento desejado e temporização de fechamento do disjuntor. O relatório do check de sincronismo fornece informações completas sobre as três últimas operações de paralelismo, incluindo as tensões e freqüências do gerador e do sistema, a freqüência de escorregamento e o ângulo de fase no instante do início do fechamento. O relé também armazena a média do tempo de fechamento do disjuntor.
3.3.548. 25VLOX Voltage Window-Low Threshold (Volts)
Este ajuste define o limite inferior da janela de tensão que supervisiona a verificação de sincronismo do lado X.
25VLOX: 0,00 a 300,00 V.
Como limite inferior de tensão, podemos considerar um valor de 80% da tensão nominal fase-terra do TP de sincronismo:
VTVVLOX 12,533/0,11580,080,025 =×=×= φ
AJUSTES
25VLOX = 53,00
3.3.549. 25VHIX Voltage Window-High Threshold (Volts)
Este ajuste define o limite superior da janela de tensão que supervisiona a verificação de sincronismo do lado X.
25VHIX: 0,00 a 300,00 V.
Como limite superior de tensão, podemos considerar um valor de 105% da tensão nominal fase-terra do TP de sincronismo:
VTVVHIX 71,693/0,11505,105,125 =×=×= φ
AJUSTES
25VHIX = 70,00
3.3.550. 25VDIFX Maximum Voltage Difference (%)
Este ajuste define a diferença máxima aceitável da magnitude porcentual entre as tensões do sistema e do gerador antes do fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado X.
25VDIFX: OFF, 1,0 a 15,0 %.
Se o fechamento do disjuntor é permitido quando a tensão do gerador é ± 5 % da tensão do sistema, ajustar 25VDIF = 5%.
Este ajuste é usado para compensar as diferenças de magnitude entre a tensão de sincronismo e a tensão do sistema, para a função de verificação de sincronismo do lado X.
25RCFX: 0,500 a 2,000.
VPNOMX
VSNOMRCFX =25
Onde:
VSNOM = magnitude nominal da entrada VS em volts secundários
VPNOMX = magnitude nominal da entrada VAX em volts secundários (se DELTAY_X: = WYE)
VPNOMX = magnitude nominal da entrada VABX em volts secundários (se DELTAY_X: = DELTA)
000,11/60
1/6025 ==RCFX
AJUSTES
25RCFX = 1,000
3.3.552. GENV+ Generator Voltage High Required
Este ajuste define se a tensão do gerador deve ser maior que a tensão do sistema. Ajustando 25VDIFX = OFF desabilita esta supervisão e permite o fechamento quando ambas as tensões estão dentro da janela de tensão, definida pelos ajustes 25VLOX e 25VHIX.
Figura 54 – bäÉãÉåíçë=ÇÉ=bëÅçêêÉÖ~ãÉåíç=Ç~=iµÖáÅbäÉãÉåíçë=ÇÉ=bëÅçêêÉÖ~ãÉåíç=Ç~=iµÖáÅbäÉãÉåíçë=ÇÉ=bëÅçêêÉÖ~ãÉåíç=Ç~=iµÖáÅbäÉãÉåíçë=ÇÉ=bëÅçêêÉÖ~ãÉåíç=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç====Çç=Çç=Çç=Çç=
i~Çç=ui~Çç=ui~Çç=ui~Çç=u========
3.3.553. 25SLO Minimum Slip Frequency (Hz)
Este ajuste define o escorregamento de freqüência mínimo aceitável para o fechamento do disjuntor do gerador.
25SLO: -1,00 a 0,99 Hz.
O ajuste de 25SLO deve ser menor que o ajuste de 25SHI. O relé SEL-700G define o escorregamento de freqüência positiva quando a freqüência do gerador é maior que a freqüência do sistema.
Alguns geradores grandes com turbinas à vapor requer que um baixo escorregamento positivo esteja presente quando o disjuntor do gerador é fechado. Ajustes de 25SLO = 0,05 Hz e 25SHI = 0,25 Hz podem satisfazer esse requisito.
Geradores a diesel podem requerer que um escorregamento zero ou negativo esteja presente. Isso tende a descarregar o eixo da máquina e acionar momentaneamente quando o disjuntor do gerador fecha. Ajustes de 25SLO = -0,25 Hz e 25SHI = 0,0 Hz podem satisfazer esse requisito.
Este ajuste define o escorregamento de freqüência máximo aceitável para o fechamento do disjuntor do gerador.
25SHI: -0,99 a 1,00 Hz.
AJUSTES
25SHI = 0,25
Figura 55 – ßåÖìäçë=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãçßåÖìäçë=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãçßåÖìäçë=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãçßåÖìäçë=Ç~=iµÖáÅ~=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç====Çç=i~Çç=uÇç=i~Çç=uÇç=i~Çç=uÇç=i~Çç=u====
========
3.3.555. 25ANG1X Maximum Angle 1 (degrees)
Este ajuste define o ângulo máximo aceitável 1 para o fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado X.
O relé afirma o Relay Word bit 25A1X quando a tensão do gerador está dentro de 25ANG1X graus da tensão do sistema e se as outras condições de supervisão também são atendidas. Quando o tempo de fechamento do disjuntor, ajuste TCLOSDX, é diferente de zero, o relé conta o tempo do disjuntor e o presente escorregamento de freqüência, para ajustar os ângulos de fase onde 25A1X é afirmado.
AJUSTES
25ANG1X= 5
3.3.556. 25ANG2X Maximum Angle 2 (degrees)
Este ajuste define o ângulo máximo aceitável 2 para o fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado X.
25ANG2X: 0° a 80°.
O relé afirma o Relay Word bit 25A2X quando a tensão do gerador está dentro de 25ANG2X graus da tensão do sistema e se as outras condições de supervisão também são atendidas. O relé não conta o tempo do disjuntor ou o presente escorregamento de freqüência, para ajustar os ângulos de fase onde 25A2X é afirmado. É uma comparação absoluta de ângulo de fase.
AJUSTES
25ANG2X = 15
3.3.557. CANGLE Target Close Angle (degrees)
Este ajuste define o ângulo de fechamento (o ângulo positivo indica VS, atrasado da tensão SYNCPX).
CANGLE: -15° a 15°.
Quando o equilíbrio das condições de supervisão estão satisfeitas (escorregamento, janela de tensão, diferença de tensão), a função de verificação de sincronismo conta para o presente escorregamento e o ajuste de tempo TCLOSDX (se não é igual a zero). O relé afirma o Relay Word bit 25C por 1 / 4 de ciclo para dar início ao fechamento. A afirmação de 25C é
determinada de modo que, se o escorregamento permanece constante e o disjuntor fecha em TCLOSDX segundo, o disjuntor fecha quando a diferença angular é igual a CANGLE.
AJUSTES
CANGLE = -3
3.3.558. SYNCPX Synchronism Check Phase (VAX, VBX, VCX or deg lag VAX)
Este ajuste define a entrada de tensão de sincronismo, designada como referência de tensão na função de verificação de sincronismo do lado X.
A escolha do ajuste de ângulo (0, 30, ..., 300, ou 330 graus) para SYNCPX são referenciados para VAX ou VABX (para DELTAY_X: = WYE ou DELTA respectivamente) e eles indicam quantos graus VS constantemente atrasado da referência. Use o ajuste do ângulo de em situações que VS não pode estar em fase com uma das entradas de tensão.
AJUSTES
SYNCPX = VAX
3.3.559. TCLOSDX Breaker Close Time for Angle Compensation (milliseconds)
Este ajuste define a quantidade de tempo que vai demorar para o disjuntor principal do gerador fechar, a partir do instante em que o relé SEL-700G fecha os contatos, até o instante que o disjuntor principal fecha os contatos, para a função de verificação de sincronismo do lado X.
TCLOSDX: OFF, 1 a 1000 milissegundos.
Entre com um valor tão preciso quanto possível para obter o melhor desempenho da inicialização do fechamento, Relay Word bit 25C.
Este ajuste define o ângulo de falha de fechamento do disjuntor.
CFANGL: OFF, 3° a 120°.
Se o relé inicia um fechamento usando o Relay Word bit 25C e o disjuntor não fechou quando a diferença do ângulo de fase entre o gerador e o sistema alcança o ajuste CFANGL, o relé afirma o Relay Word bit BKRCF (falha de fechamento do disjuntor). Este Relay Word bit normalmente seria usado para fechar um contato de saída do relé para energizar o relé de bloqueio de barra. O relé de bloqueio de barra daria trip em todos os disjuntores conectados ao barramento, protegendo o gerador de fechamento fora de sincronismo.
AJUSTES
CFANGL = 30
3.3.561. BSYNCHX Block Synchronism Check Elements (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle SELogic que irá gerar o bloqueio das funções de verificação de sincronismo do disjuntor, para a função de verificação de sincronismo do lado X.
A função de verificação de sincronismo di lado X é bloqueada quando o resultado da equação de controle SELogic BSYNCHX é igual à lógica 1. A função está autorizada a operar quando o resultado da equação de controle SELogic BSYNCHX é igual à lógica 0. BSYNCH: SELogic Equation.
Normalmente, a equação de controle SELogic BSYNCHX deve ser definida para que a função seja bloqueada quando o disjuntor principal do gerador é fechado (NOT 3POX). Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir.
3.3.563. 25VLOY Voltage Window-Low Threshold (Volts)
Este ajuste define o limite inferior da janela de tensão que supervisiona a verificação de sincronismo do lado Y.
25VLOY: 0,00 a 300,00 V.
Como o ajuste E25Y: = N, essa e as demais função de verificação de sincronismo do lado Y, estão desabilitadas.
AJUSTES
25VLOY = 0,00
3.3.564. 25VHIY Voltage Window-High Threshold (Volts)
Este ajuste define o limite superior da janela de tensão que supervisiona a verificação de sincronismo do lado Y.
25VHIY: 0,00 a 300,00 V.
AJUSTES
25VHIY = 00,00
3.3.565. 25VDIFY Maximum Voltage Difference (%)
Este ajuste define a diferença máxima aceitável da magnitude porcentual entre as tensões do sistema e do gerador antes do fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.
25VDIFY: OFF, 1,0 a 15,0 %.
AJUSTES
25VDIFY = 1,0
3.3.566. 25RCFY Voltage Ratio Correction Factor
Este ajuste é usado para compensar as diferenças de magnitude entre a tensão de sincronismo e a tensão do sistema, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.
VSNOM = magnitude nominal da entrada VS em volts secundários
VPNOMY = magnitude nominal da entrada VAY em volts secundários (se DELTAY_Y: = WYE)
VPNOMY = magnitude nominal da entrada VABY em volts secundários (se DELTAY_Y: = DELTA)
AJUSTES
25RCFY = 1,000
3.3.567. 25SF Maximum Slip Frequency (Hz)
Este ajuste define o escorregamento de freqüência máximo aceitável para o fechamento do disjuntor do gerador.
25SF: 0,05 a 0,50 Hz.
AJUSTES
25SF = 0,20
====
3.3.568. 25ANG1Y Maximum Angle 1 (degrees)
Este ajuste define o ângulo máximo aceitável 1 para o fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.
25ANG1Y: 0° a 80°.
O relé afirma o Relay Word bit 25A1Y quando a tensão do gerador está dentro de 25ANG1Y graus da tensão do sistema e se as outras condições de supervisão também são atendidas. Quando o tempo de fechamento do disjuntor, ajuste TCLOSDY, é diferente de zero, o relé conta o tempo do disjuntor e o presente escorregamento de freqüência, para ajustar os ângulos de fase onde 25A1Y é afirmado.
Este ajuste define o ângulo máximo aceitável 2 para o fechamento do disjuntor do gerador, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.
25ANG2Y: 0° a 80°.
O relé afirma o Relay Word bit 25A2Y quando a tensão do gerador está dentro de 25ANG2Y graus da tensão do sistema e se as outras condições de supervisão também são atendidas. O relé não conta o tempo do disjuntor ou o presente escorregamento de freqüência, para ajustar os ângulos de fase onde 25A2Y é afirmado. É uma comparação absoluta de ângulo de fase.
AJUSTES
25ANG2Y = 40
3.3.570. SYNCPY Synchronism Check Phase (VAY, VBY, VCY or deg lag VAY)
Este ajuste define a entrada de tensão de sincronismo, designada como referência de tensão na função de verificação de sincronismo do lado Y.
A escolha do ajuste de ângulo (0, 30, ..., 300, ou 330 graus) para SYNCPY são referenciados para VAY ou VABY (para DELTAY_Y: = WYE ou DELTA respectivamente) e eles indicam quantos graus VS constantemente atrasado da referência. Use o ajuste do ângulo de em situações que VS não pode estar em fase com uma das entradas de tensão.
3.3.571. TCLOSDY Breaker Close Time for Angle Compensation (milliseconds)
Este ajuste define a quantidade de tempo que vai demorar para o disjuntor principal do gerador fechar, a partir do instante em que o relé SEL-700G fecha os contatos, até o instante que o disjuntor principal fecha os contatos, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.
TCLOSDY: OFF, 1 a 1000 milissegundos.
Entre com um valor tão preciso quanto possível para obter o melhor desempenho da inicialização do fechamento, Relay Word bit 25C.
AJUSTES
TCLOSDY = 50
====
====
Figura 57 – bäÉãÉåíçë=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=Çç=i~Çç=v=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=Çç=i~Çç=v=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=Çç=i~Çç=v=bäÉãÉåíçë=ÇÉ=`ÜÉÅâ=ÇÉ=páåÅêçåáëãç=Çç=i~Çç=v=====
3.3.572. BSYNCHY Block Synchronism Check Elements (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle SELogic que irá gerar o bloqueio das funções de verificação de sincronismo do disjuntor, para a função de verificação de sincronismo do lado Y.
A função de verificação de sincronismo di lado Y é bloqueada quando o resultado da equação de controle SELogic BSYNCHY é igual à lógica 1. A função está autorizada a operar quando o resultado da equação de controle SELogic BSYNCHY é igual à lógica 0. BSYNCH: SELogic Equation.
Normalmente, a equação de controle SELogic BSYNCHY deve ser definida para que a função seja bloqueada quando o disjuntor principal do gerador é fechado (NOT 3POY). Outras condições de supervisão podem ser adicionadas, se a sua aplicação exigir.
AJUSTES
BSYNCHY = NOT 3POY
Auto Synchronism
Alguns modelos de relés SEL-700G tem embutido uma função de sincronização automática, que fornece interfaces de contato de saída para o regulador de tensão de campo do gerador e do gerenciador do controle de velocidade da força motriz. Freqüência, tensão e fase são automaticamente sincronizadas e o gerador é conectado ao sistema de potência com essas funções. O relé também fornece relatórios de sincronização automática do gerador para registrar o evento de sincronização automática. O processo de sincronização do gerador pode ser visto em um Sincroscópio (ver exemplo na Figura 58) através do AcSELerator QuickSet.
A sincronização automática é usada para adequar a freqüência, fase e tensão de um gerador de entrada para a frequência, fase e tensão da barra antes de permitir que o disjuntor do gerador seja fechado. O relé usa as tensões de fase do sistema e compensadas do gerador (VS e Vpxc, respectivamente) e fornece uma função de sincronização automática que:
Controla a freqüência do gerador de modo que a diferença do escorregamento de freqüência entre VS e Vpxc está dentro de um nível aceitável da janela de freqüência.
Controla a freqüência do gerador de modo que a diferença do ângulo de compensação entre Vpxc e VS está dentro de um nível aceitável da janela.
Controla a tensão do gerador, Vpxc, de modo que Vpxc está dentro de uma janela de magnitude aceitável.
Figura 58 – páåÅêçëŵéáç=páåÅêçëŵéáç=páåÅêçëŵéáç=páåÅêçëŵéáç=====
3.3.573. EAUTO Enable Autosynchronism
Este ajuste define se a função de sincronização automática será habilitada para operação. A função de sincronização automática trabalha em conjunto com a função de verificação de sincronismo do lado X e só poderá ser habilitada qunado E25X: = Y.
EAUTO: NONE, DIG.
AJUSTES
EAUTO = NONE
Frequency
3.3.574. FSYNCT Frequency Synchronism Timer (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo da função de sincronização automática de freqüência.
3.3.586. VPLSMIND Voltage Pulse Minimum Duration (seconds)
Este ajuste define o tempo de duração mínimo do pulso de tensão.
VPLSMIND: 0,10 a 60,00 segundos.
AJUSTES
VPLSMIND = 0,10
3.3.587. VPLSMAXD Voltage Pulse Maximum Duration (seconds)
Este ajuste define o tempo de duração máximo do pulso de tensão.
VPLSMAXD: 0,10 a 60,00 segundos.
AJUSTES
VPLSMAXD = 1,00
3.3.588. VSYNCST Voltage Match Start (SELogic)
Este ajuste define através da equação de controle SELogic o início automático da tensão adequada.
VSYNCST: SELogic Equation.
AJUSTES
VSYNCST = 0
Demand Meter
Os valores limites ajustáveis das correntes de demanda são disponibilizados para medições de demanda de fase, seqüência negativa e neutro/residual. Se a corrente de demanda exceder um limite, o respectivo Relay Word bit PHDEMP, 3I2DEMP, GNDEMP é habilitado.
Os Relay Word bits PHDEMP, 3I2DEMP, GNDEMP dão alarme para as seguintes condições do gerador: sobrecarga, desbalanço de seqüência negativa, residual ou desbalanço de neutro, respectivamente. A constante de tempo do amperímetro de demanda pode ser selecionada com qualquer valor entre 5 e 60 minutos.
Figura 60 – iµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROuiµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROuiµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROuiµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROu====
3.3.597. 50LXP Load Detection Phase Pickup (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase instantâneo, para detecção de carga na lógica de pólo aberto do disjuntor 52X.
50LXP: OFF, 0,25 a 96,00 A.
Ajuste 50LXP no valor mínimo. Quando a corrente do gerador é extremamente baixa, o relé irá confiar no estado da entrada 52AX para indicar a posição do disjuntor.
AJUSTES
50LXP= 0,25
3.3.598. 3POXD Three-Pole Open Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo para declaração dos três pólos do disjuntor 52X abertos.
Figura 61 – iiiiµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROvµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROvµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROvµÖáÅ~=ÇÉ=^ÄÉêíìê~=ÇÉ=mµäçë=Çç=aáëàìåíçê=ROv====
3.3.599. 50LYP Load Detection Phase Pickup (amps)
Este ajuste define o pickup do elemento de sobrecorrente de fase instantâneo, para detecção de carga na lógica de pólo aberto do disjuntor 52Y.
50LYP: OFF, 0,25 a 96,00 A.
Ajuste 50LYP no valor mínimo. Quando a corrente do gerador é extremamente baixa, o relé irá confiar no estado da entrada 52AY para indicar a posição do disjuntor.
AJUSTES
50LYP= 0,25
3.3.600. 3POYD Three-Pole Open Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de retardo para declaração dos três pólos do disjuntor 52Y abertos.
3.3.609. CFDX Close X Failure Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de duração máxima do sinal que comandará o fechamento do disjuntor X. Transcorrido este tempo, haverá indicação de falha de fechamento do disjuntor X.
CFDX: 0,00 a 400,00 segundos.
Figura 63 – Lógica de Fechamento do Disjuntor X========
AJUSTES
CFDX = 0,50
3.3.610. TRX X Side (Generator Main Circuit Breaker) Trip Equation (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle para trip no disjuntor principal do gerador, lado X, sem verificar outras condições.
TRX: SELogic Equation.
AJUSTES
TRX = SV06 OR SV07 OR SV08 OR 46Q2T OR 81X1T OR 81X3T OR NOT LT02 AND SV04T OR OCX
3.3.611. ULTRX Unlatch Trip X (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle que irá gerar a abertura do circuito de trip X (retirada do selo para variável trip passar para lógica 0).
Este ajuste define a equação de controle para a indicação de estado do disjuntor X. É associado a uma entrada binária do relé conectada a um contato auxiliar tipo “a” do disjuntor X.
52AX: SELogic Equation.
AJUSTES
52AX = IN101
3.3.613. CLX Close X Equation (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle das condições para fechamento do disjuntor X, diferentes do comando CLOSE.
CLX: SELogic Equation..
AJUSTES
CLX = SV03T OR CCX OR SV11T AND 25C
3.3.614. ULCLX Unlatch Close X (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle das condições para abertura de contato de fechamento do disjuntor X. Normalmente, este ajuste é feito para os WORD BIT TRIPX. Isto previne que o comando CLOSE permaneça ativo quando o comando TRIPX é ativado.
3.3.615. CFDY Close Y Failure Time Delay (seconds)
Este ajuste define o tempo de duração máxima do sinal que comandará o fechamento do disjuntor Y. Transcorrido este tempo, haverá indicação de falha de fechamento do disjuntor Y.
CFDY: 0,00 a 400,00 segundos.
AJUSTES
CFDY = 0,50
3.3.616. TRY Y Side Trip Equation (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle para trip no disjuntor do lado Y, sem verificar outras condições.
TRY: SELogic Equation.
AJUSTES
TRY = SV09 OR SV10 OR LT02 AND SV04T OR OCY
3.3.617. ULTRY Unlatch Trip Y (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle que irá gerar a abertura do circuito de trip Y (retirada do selo para variável trip passar para lógica 0).
ULTRY: SELogic Equation.
AJUSTES
ULTRY = 3POY
3.3.618. 52AY Breaker Y Status (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle para a indicação de estado do disjuntor Y. É associado a uma entrada binária do relé conectada a um contato auxiliar tipo “a” do disjuntor Y.
Este ajuste define a equação de controle das condições para fechamento do disjuntor Y, diferentes do comando CLOSE.
CLY: SELogic Equation..
AJUSTES
CLY = SV03T AND LT02 OR CCY
3.3.620. ULCLY Unlatch Close Y (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle das condições para abertura de contato de fechamento do disjuntor Y. Normalmente, este ajuste é feito para os WORD BIT TRIPY. Isto previne que o comando CLOSE permaneça ativo quando o comando TRIPY é ativado.
ULCLY: SELogic Equation.
AJUSTES
ULCLY = TRIPY
Logic 1
SELogic Enables
3.3.621. ELAT SELogic Latches
Este ajuste define se os biestáveis internos do relé serão utilizados e a quantidade utilizada.
Este ajuste define se os temporizadores internos do relé serão utilizados e a quantidade utilizada.
ESV: N, 1 a 32.
AJUSTES
ESV = 10
3.3.623. ESC SELogic Counters
Este ajuste define se os contadores internos do relé serão utilizados e a quantidade utilizada.
ESC: N, 1 a 32.
AJUSTES
ESC = N
3.3.624. EMV SELogic Math Variables
Este ajuste define se as variáveis matemáticas do relé serão utilizadas e a quantidade utilizada.
Nas variáveis matemáticas estão incluídas soma, subtração, multiplicação e divisão, além das funções de comparação analógica.
EMV: N, 1 a 32.
AJUSTES
EMV = N
SELogic Latch Bits
Estes ajustes definem as condições para a operação (Set) e para desoperação (Reset) das 32 variáveis de selo do relé. Todas elas podem ser ajustadas com variáveis lógicas SELogic, para a condição lógica 0 e para a condição lógica 1.
Este ajuste define o tempo de dropout do temporizador SV09.
SV09DO: 0,00 a 3000,00 segundos.
AJUSTES
SV09DO = 0,00
3.3.665. SV09 SELogic Variable Input (SELogic)
Este ajuste define a entrada programável do temporizador SV09.
SV09: SELogic Equation.
AJUSTES
SV09 = 50PY1T OR 50PY2T OR 50PY3AT OR 50PY3BT OR 50PY3CT OR 50GY1T OR 50GY2T OR 50QY1T OR 50QY2T OR 67PY1T OR 67PY2T OR 67GY1T OR 67GY2T OR 67QY1T OR 67QY2T
Este ajuste define a equação de controle do contato de saída OUT507.
OUT507: SELogic Equation.
AJUSTES
OUT507 = 0
OUT508
3.3.730. OUT508FS OUT508 Fail-Safe
Este ajuste define se o tipo do contato de saída OUT508 é fechado (Fail-Safe) OUT508 = Y ou aberto (Nonfail-Safe) OUT508 = N.
OUT508FS: Y, N.
AJUSTES
OUT508 = N
3.3.731. OUT508 (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle do contato de saída OUT508.
OUT508: SELogic Equation.
AJUSTES
OUT508 = 0
Mirrored Bits Transmit SELogic Equations
A tecnologia de comunicação MIRRORED BITS, patenteada pela SEL, possibilita a comunicação digital bidirecional entre relés. Os MIRRORED BITS podem operar de forma independente em até duas portas seriais EIA-
232 traseiras e uma porta serial de fibra óptica traseira num único SEL-700G.
Esta nova técnica de comunicação lógica relé-a-relé cria oito saídas adicionais “virtuais” em cada relé, “fiadas” através do canal de comunicação a oito entradas de controle “virtuais” no outro relé.
As oito entradas “virtuais”, RMB1 a RMB8, são elementos de relé internos no relé receptor que segue, ou “espelha” (mirrored), os estados respectivos das saídas “virtuais” TMB1 a TMB8 no relé transmissor, conforme mostrado na Figura 65.
Os estados lógicos de cada bit espelhado receptor (Receive Mirrored Bit), RMB1 a RMB8, em um relé “espelha” o estado lógico de cada bit espelhado transmissor (Transmit Mirrored Bit ) respectivo, TMB1 a TMB8, no outro relé. Uma alteração no estado de TMB1 do relé 2 de lógico 0 para lógico 1 causa o estado de RMB1 do relé 1 ser alterado de lógico 0 para 1. Isto cria uma conexão virtual entre os dois relés, uma vez que os bits espelhados receptores, RMBs, de um relé seguem o estado dos bits espelhados transmissores, TMBs, do outro relé.
Cada bit espelhado transmissor é programado, tal como você faria com um contato de saída, com uma equação lógica que representa o estado de um elemento de relé interno, entrada de controle, contato de saída, ou qualquer combinação desses. A cada bit espelhado receptor é atribuído uma função, assim como você faria com uma função para uma entrada de controle. Essas parametrizações incluem funções tais como disparo permissivo, bloqueio de disparo, estado do disjuntor 52A, etc.
Figura 65 – Bits de Transmissão e Recepção da Tecnologia Mirrored Bits========
Este ajuste define a equação de controle que acionará o LED do Pushbutton (botão de pressão) 2B.
PB2B_LED: SELogic Equation.
AJUSTES
PB2B_LED = 0
3.4.25. PB3B_LED (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle que acionará o LED do Pushbutton (botão de pressão) 3B.
PB3B_LED: SELogic Equation.
AJUSTES
PB3B_LED = NOT LT01 AND NOT 52AX
3.4.26. PB4B_LED (SELogic)
Este ajuste define a equação de controle que acionará o LED do Pushbutton (botão de pressão) 4B.
PB4A_LED: SELogic Equation.
AJUSTES
PB4B_LED = 0
Display Points
O Display do Painel Frontal mostra as informações dos eventos, medição, ajustes e status da autodiagnose do relé e é controlado pelos botões de pressão multifunção. O LCD é controlado também pelos botões de pressão, pelas mensagens automáticas que o relé gera e pelos Pontos do Display programados pelo usuário. O display default faz a varredura, procurando por qualquer ponto ativo (que não esteja “em branco”). Se não houver nenhum ponto ativo, o relé faz a varredura através dos quatro displays de duas linhas das correntes das fases A, B e C em valores
primários. Cada tela de exibição permanece por dois segundos, antes que a varredura continue. Qualquer mensagem gerada pelo relé durante uma condição de alarme tem precedência sobre o display default normal. O botão <EXIT> retorna a tela de exibição para o display default, se alguma outra função do painel frontal estiver sendo executada. Mensagens de erro como falhas na autodiagnose são exibidas no LCD, em lugar do display default, no instante em que ocorrem. Durante a energização do relé, o LCD exibe “Initializing”. Será, então, efetuada a varredura através dos displays de tensão e corrente dos enrolamentos até que o relé esteja novamente habilitado. Quando o LED EN indicar que o relé está habilitado, os pontos ativos do display serão submetidos à varredura.
3.4.27. DPnn Display Point (60 characters)
Estes ajustes definem os elementos que controlarão as mensagens que devem ser exibidas nos 32 displays points
disponíveis, os quais poderão ser programados para uma série de funções definidas através de elementos e equações SELogic.
DPnn: SELogic Equation.
O número de mensagens exibidas no display do relé, foi definido no ajuste (EDP = 2), dos ajustes gerais do painel frontal .
AJUSTES DESCRIÇÃO
DP01 = RID, “16” Mensagem de Identificação do relé (SEL-700G)
DP02 = TID, “16” Mensagem de Identificação do terminal (GERADOR 1).
Obs: Para o reset da informação no display, pressionar Target Reset (TRGTR) no painel frontal do relé.
Local Control Bit Labels
O conjunto de ajustes abaixo define os textos a serem exibidos no display do relé para as diversas condições dos LOCAL BITS. O ajuste NA anula o título.
ER = R_TRIG 50REF1P OR R_TRIG 64G1P OR R_TRIG 64F1P OR R_TRIG 46Q1P OR R_TRIG 49TTP OR R_TRIG 24D1P OR R_TRIG 50PX1P OR R_TRIG 50GX1P OR R_TRIG 50PY1P
3.5.2. LER Length of Event Report (cycles)
Este ajuste define o comprimento de cada registro de eventos. Para cada relatório, o relé armazena em memória não volátil os mais recentes 15 , 64 ou 180 ciclos com os dados do evento. O número de eventos salvos será menor quanto maior for o comprimento do registro de eventos, (se LER = 15 – até 72 eventos; se LER = 64 – até 17 eventos; se LER = 180 – até 4 eventos).
LER: 15, 64, 180 ciclos.
AJUSTES
LER = 15
3.5.3. PRE Prefault Length in Event Report (cycles)
Este ajuste define o comprimento do período pré-falta.
PRE: 1 a 10 ciclos.
AJUSTES
PRE = 5
SER
O relé fornece um relatório de eventos do Registrador Seqüencial de Eventos (SER) que registra as alterações nos estados dos elementos e contatos de entrada e saída do relé. O SER é um meio conveniente de verificar o pickup/dropout de qualquer elemento do relé.
Os ajustes do registrador seqüencial de eventos são compostos por quatro listas de partida. Cada lista de partida pode incluir até 24 RELAY WORD BITS separados por vírgulas. O ajuste NA desabilita a lista respectiva.
Este ajuste define se a função de excluir/reinserir registros no Registrador Seqüencial de Eventos (SER) será habilitada.
ESERDEL: Y, N.
AJUSTES
ESERDEL = N
3.5.5. SRDLCNT Number of Counts (counts)
Este ajuste define o numero de mudanças de estado dos itens incluídos nos registros de eventos.
SRDLCNT: 2 a 20 contadores.
AJUSTES
SRDLCNT = 5
3.5.6. SRDLTIM Removal Time (seconds)
Este ajuste define o intervalo de tempo onde o relé compara as mudanças de estado de cada item nos registros de eventos. Quando um item mudar de estado mais que o definido no ajuste (SRDLCNT) num intervalo de tempo (SRDLTIM), o relé automaticamente remove estes Relay Word bits dos registros do SER. Uma vez apagada a gravação, o item será ignorado pelos próximos nove intervalos. No nono intervalo, haverá nova verificação e se não houve novas mudanças, será reinserido na gravação automaticamente, no começo do décimo intervalo.
Este ajuste define se a função de alteração de nomes de Relay Word bits, estará habilitada para operação.
É possível alterar os nomes de até 20 Relay Word bits para o relatório de seqüência de eventos. O objetivo de fornecer apelidos para esses Word bits é facilitar a identificação de uma determinada função ou operação do relé.
EALIAS: N, 1 a 20.
AJUSTES
EALIAS = 4
====
3.5.12. ALIASn (59 `Ü~êacters)
Este ajuste define o apelido n, com n entre 1 e 20.
ALIASn: 59 caracteres.
Serão usados para renomear os quatro Pushbutton (botão de pressão) do painel frontal do relé.
3.5.16. LDLIST Load Profile List (17 Analog Quantities)
Este ajuste define a quantidade analógica a ser incluída no relatório de perfil ou curva de carga.
O SEL-700G incorpora um registrador programável do Perfil de Carga (“Load Profile” – LDP) que registra até 17 grandezas de medição em memória não volátil, em intervalos fixos de tempo. O LDP armazena os dados mais recentes de vários dias a várias semanas, dependendo de como for ajustado.
Esse ajuste define o protocolo de comunicação da porta frontal de comunicação. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), MOD (protocolo Modbus® RTU), EVMSG (protocolo Event Messenger quando usado com o SEL-3010) e PMU (sincrofasores em conformidade com a norma IEEE C37.118).
Esse ajuste define o tipo de paridade utilizada na transmissão de dados.
PARITY: O (paridade par), E (paridade ímpar) ou N (sem paridade).
AJUSTES
PARITY = N
3.6.5. STOP Stop Bits (bits)
Este ajuste define o número de bits de parada.
STOP: 1, 2.
AJUSTES
STOP = 1
3.6.6. RTSCTS Enable Hardware Handshaking
Este ajuste habilita a comunicação com o relé. Com RTSCTS em Y, o relé não enviará caracteres até que a entrada CTS esteja ativa. Também, se o relé estiver impossibilitado de receber caracteres, ele não disponibiliza a linha RTS. O ajuste RTSCTS não é aplicável na porta serial (RS485) ou na portas configuradas com o protocolo LMD.
Esse ajuste define o tempo de inatividade da porta após o qual haverá desconexão automática da comunicação. Ajustando em 0 elimina a desconexão automática. T_OUT: 0 a 30 minutos.
Este ajuste define a máscara de subrede. A máscara de subrede divide o nodo local do endereço IP em duas partes, um número de rede e um endereço de nodo naquela rede. Uma máscara de subrede são quatro bytes de informações e é expresso no mesmo formato que um endereço IP.
Este ajuste é usado para determinar como comunicar com nodos em outras redes locais. O relé se comunica através de uma rota default, para enviar dados para nodos em outras redes locais.
DEFRTR: 15 caracteres.
AJUSTES
DEFRTR = 255.255.255.0
3.7.4. ETCPKA Enable TCP Keep-Alive
Este ajuste habilita a função “Keep-Alive” do protocolo Modbus TCP.
ETCPKA: Y, N.
AJUSTES
ETCPKA = Y
3.7.5. KAIDLE TCP Keep-Alive Idle Range (seconds)
Este ajuste determina o tempo de espera sem atividade detectada, antes de enviar um pacote de “Keep-Alive”.
3.7.6. KAINTV TCP Keep-Alive Interval Range (seconds)
Este ajuste determina o tempo de espera entre o envio de pacotes de “Keep-Alive”, e depois de não receber nenhuma resposta do pacote de “Keep-Alive” anterior.
KAINTV: 1 a 20 segundos.
AJUSTES
KAINTV = 1
3.7.7. KACNT TCP Keep-Alive Count Range
Este ajuste determina o número máximo de envio de pacotes de “Keep-Alive”.
KACNT: 1 a 20.
AJUSTES
KACNT = 6
3.7.8. NETPORT Primary Network Port
Este ajuste habilita a porta primária de rede.
NETPORT: A, B, D.
Onde A = Porta A, B = Porta B e D = Desabilitada.
AJUSTES
NETPORT = A
3.7.9. NETMODE Operating Mode
Este ajuste define o modo de operação da porta primária de rede.
Esse ajuste define o protocolo de comunicação da porta de comunicação 2. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), DNP (para comunicação com o relé via protocolo DNP3.0), MOD (protocolo Modbus® RTU), EVMSG (protocolo Event Messenger quando usado com o SEL-3010), PMU (sincrofasores em conformidade com a norma IEEE C37.118), MBA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A, usado em equipamentos mais antigos), MBB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B, usado em equipamentos mais antigos), MB8A (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A), MB8B (protocolo
de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B), MBTA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A através de modem) e MBTB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B através de modem).
Esse ajuste define o tempo de inatividade da porta após o qual haverá desconexão automática da comunicação. Ajustando em 0 elimina a desconexão automática.
Esse ajuste identifica o endereço de transmissão de MIRRORED BITS. O ajuste de TXID no relé local deve ser compatível com o ajuste de TXID no relé do terminal remoto. Isto significa que um relé TXID = 1 transmite para o relé TXID = 1.
TXID: 1 a 4.
AJUSTES
TXID = 2
3.8.11. RXID Mirrored Bits Receive Identifier
Esse ajuste identifica o endereço de recepção de MIRRORED BITS. O ajuste de RXID no relé local deve ser compatível com o ajuste de RXID no relé do terminal remoto. Isto significa que um relé RXID = 2 receba do relé RXID = 2.
RXID: 1 a 4.
AJUSTES
RXID = 1
3.8.12. RBADPU Mirrored Bits Rx Bad Pickup Time (seconds)
Este elemento indica quanto tempo um erro de canal pode perdurar antes que o elemento RBADA seja ativado. RBADA é desativado quando os erros de canal são corrigidos.
3.8.13. CBADPU PPM Mirrored Bits Channel Bad Pickup
O ajuste CBADPU determina a relação entre o tempo em que o canal está falhado e o tempo total do canal antes do elemento CBADA ser ativado. Os tempos usados para este cálculo são os disponíveis nos registros COMM. O fabricante sugere um ajuste de 10000.
CBADPU: 1 a 10000.
AJUSTES
CBADPU = 1000
3.8.14. RXDFLT Mirrored Bits Receive Default State (8 Characters)
Esse ajuste determina os estados dos MIRRORED BITS assumidos quando é detectado um erro de transmissão. O ajuste é um conjunto de 0s, 1s e Xs, no total de oito, que indicam o seguinte:
• 0: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado assume o estado lógico 0.
• 1: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado assume o estado lógico 1.
• X: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado mantém o estado lógico que possuía antes da perda do canal.
Estes temporizadores (n entre 1 e 8) supervisionam a transferência de dados recebidos ou valores assumidos, retardando a partida e a reposição dos respectivos MIRRORED BITS através de tempos de segurança.
RMBnPU: 1 a 8 milissegundos.
AJUSTES
RMBnPU = 1
Dropout Debounce Messages
3.8.16. RMBnDO RMBn Dropout Debounce Messages
Estes temporizadores (n entre 1 e 8) supervisionam a transferência de dados recebidos ou valores assumidos, retardando a partida e a reposição dos respectivos MIRRORED BITS através de tempos de segurança.
RMBnDO: 1 a 8 milissegundos.
AJUSTES
RMBnDO = 1
akm=mêçíçÅçäakm=mêçíçÅçäakm=mêçíçÅçäakm=mêçíçÅçä
3.8.17. DNPADR DNP Address
Este ajuste define o endereço do relé para acessos via protocolo DNP3.0.
DNPADR: 0 a 65519.
AJUSTES
DNPADR = 0,00
3.8.18. REPADR1 DNP Address to Report to
Este ajuste define o endereço ao qual o DNP deve se reportar.
Esse ajuste define o protocolo de comunicação da porta de comunicação 3. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), DNP (para comunicação com o relé via protocolo DNP3.0), MOD (protocolo Modbus® RTU), EVMSG (protocolo Event Messenger quando usado com o SEL-3010), PMU (sincrofasores em conformidade com a norma IEEE C37.118), MBA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A, usado em equipamentos mais antigos), MBB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B, usado em equipamentos mais antigos), MB8A (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A), MB8B (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B), MBTA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A através de modem) e MBTB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B através de modem).
Este ajuste habilita a comunicação com o relé. Com RTSCTS em Y, o relé não enviará caracteres até que a entrada CTS esteja ativa. Também, se o relé estiver impossibilitado de receber caracteres, ele não disponibiliza a linha RTS. O ajuste RTSCTS não é aplicável na porta serial (RS485) ou na portas configuradas com o protocolo LMD.
RTSCTS: Y, N.
AJUSTES
RTSCTS = N
3.9.7. T_OUT Port Time-out (minutes)
Esse ajuste define o tempo de inatividade da porta após o qual haverá desconexão automática da comunicação. Ajustando em 0 elimina a desconexão automática.
Este ajuste habilita a mensagem de “FAST OPERATE” na porta serial. FASTOP: Y, N.
AJUSTES
FASTOP = N
Modbus Protocol
3.9.10. SLAVEID Modbus Slave ID
Este ajuste define o endereço do equipamento. SLAVEID:1 a 247.
AJUSTES
SLAVEID = 1
Mirrored Bits
3.9.11. TXID Mirrored Bits Transmit Identifier
Esse ajuste identifica o endereço de transmissão de MIRRORED BITS. O ajuste de TXID no relé local deve ser compatível com o ajuste de TXID no relé do terminal remoto. Isto significa que um relé TXID = 1 transmite para o relé TXID = 1.
TXID: 1 a 4.
AJUSTES
TXID = 2
3.9.12. RXID Mirrored Bits Receive Identifier
Esse ajuste identifica o endereço de recepção de MIRRORED BITS. O ajuste de RXID no relé local deve ser compatível com o ajuste de RXID no relé do terminal remoto. Isto significa que um relé RXID = 2 receba do relé RXID = 2.
3.9.13. RBADPU Mirrored Bits Rx Bad Pickup Time (seconds)
Este elemento indica quanto tempo um erro de canal pode perdurar antes que o elemento RBADA seja ativado. RBADA é desativado quando os erros de canal são corrigidos.
RBADPU: 1 a 10000.
AJUSTES
RBADPU = 60
3.9.14. CBADPU PPM Mirrored Bits Channel Bad Pickup
O ajuste CBADPU determina a relação entre o tempo em que o canal está falhado e o tempo total do canal antes do elemento CBADA ser ativado. Os tempos usados para este cálculo são os disponíveis nos registros COMM. O fabricante sugere um ajuste de 10000.
CBADPU: 1 a 10000.
AJUSTES
CBADPU = 1000
3.9.15. RXDFLT Mirrored Bits Receive Default State (8 Characters)
Esse ajuste determina os estados dos MIRRORED BITS assumidos quando é detectado um erro de transmissão. O ajuste é um conjunto de 0s, 1s e Xs, no total de oito, que indicam o seguinte:
• 0: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado assume o estado lógico 0.
• 1: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado assume o estado lógico 1.
• X: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado mantém o estado lógico que possuía antes da perda do canal.
Estes temporizadores (n entre 1 e 8) supervisionam a transferência de dados recebidos ou valores assumidos, retardando a partida e a reposição dos respectivos MIRRORED BITS através de tempos de segurança.
RMBnPU: 1 a 8 milissegundos.
AJUSTES
RMBnPU = 1
Dropout Debounce Messages
3.9.17. RMBnDO RMBn Dropout Debounce Messages
Estes temporizadores (n entre 1 e 8) supervisionam a transferência de dados recebidos ou valores assumidos, retardando a partida e a reposição dos respectivos MIRRORED BITS através de tempos de segurança.
RMBnDO: 1 a 8 milissegundos.
AJUSTES
RMBnDO = 1
akm=mêçíçÅçäakm=mêçíçÅçäakm=mêçíçÅçäakm=mêçíçÅçä
3.9.18. DNPADR DNP Address
Este ajuste define o endereço do relé para acessos via protocolo DNP3.0.
Esse ajuste define o protocolo de comunicação da porta de comunicação 4. Pode-se ajustar para SEL (protocolo padrão ASCII para comunicação com o relé), MOD (protocolo Modbus® RTU), DNET (permite a conexão a uma rede DeviceNet para acesso aos dados de medição, elementos de proteção, contatos das I/Os, sinalizações e grupos de ajustes), EVMSG (protocolo Event Messenger quando usado com o SEL-3010), PMU (sincrofasores em conformidade com a norma IEEE C37.118), MBA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A, usado em equipamentos mais antigos), MBB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B, usado em equipamentos mais antigos), MB8A (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A), MB8B (protocolo de
comunicação via MIRRORED BITS do grupo B), MBTA (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo A através de modem) e MBTB (protocolo de comunicação via MIRRORED BITS do grupo B através de modem).
Esse ajuste define o tipo de paridade utilizada na transmissão de dados. PARITY: O (paridade par), E (paridade ímpar) ou N (sem
paridade).
AJUSTES
PARITY = N
3.10.6. STOP Stop Bits (bits)
Este ajuste define o número de bits de parada. STOP: 1, 2.
AJUSTES
STOP = 1
3.10.7. RTSCTS Enable Hardware Handshaking
Este ajuste habilita a comunicação com o relé. Com RTSCTS em Y, o relé não enviará caracteres até que a entrada CTS esteja ativa. Também, se o relé estiver impossibilitado de receber caracteres, ele não disponibiliza a linha RTS. O ajuste RTSCTS não é aplicável na porta serial (RS485) ou na portas configuradas com o protocolo LMD.
RTSCTS: Y, N.
AJUSTES
RTSCTS = N
3.10.8. T_OUT Port Time-out (minutes)
Esse ajuste define o tempo de inatividade da porta após o qual haverá desconexão automática da comunicação. Ajustando em 0 elimina a desconexão automática. T_OUT: 0 a 30 minutos.
Esse ajuste permite a transmissão automática de mensagens para a porta serial.
AUTO: Y, N.
AJUSTES
AUTO = N
3.10.10. FASTOP Fast Operate
Este ajuste habilita a mensagem de “FAST OPERATE” na porta serial.
FASTOP: Y, N.
AJUSTES
FASTOP = N
Modbus Protocol
3.10.11. SLAVEID Modbus Slave ID
Este ajuste define o endereço do equipamento.
SLAVEID:1 a 247.
AJUSTES
SLAVEID = 1
Mirrored Bits
3.10.12. TXID Mirrored Bits Transmit Identifier
Esse ajuste identifica o endereço de transmissão de MIRRORED BITS. O ajuste de TXID no relé local deve ser compatível com o ajuste de TXID no relé do terminal remoto. Isto significa que um relé TXID = 1 transmite para o relé TXID = 1.
Esse ajuste identifica o endereço de recepção de MIRRORED BITS. O ajuste de RXID no relé local deve ser compatível com o ajuste de RXID no relé do terminal remoto. Isto significa que um relé RXID = 2 receba do relé RXID = 2.
RXID: 1 a 4.
AJUSTES
RXID = 1
3.10.14. RBADPU Mirrored Bits Rx Bad Pickup Time (seconds)
Este elemento indica quanto tempo um erro de canal pode perdurar antes que o elemento RBADA seja ativado. RBADA é desativado quando os erros de canal são corrigidos.
RBADPU: 1 a 10000.
AJUSTES
RBADPU = 60
3.10.15. CBADPU PPM Mirrored Bits Channel Bad Pickup
O ajuste CBADPU determina a relação entre o tempo em que o canal está falhado e o tempo total do canal antes do elemento CBADA ser ativado. Os tempos usados para este cálculo são os disponíveis nos registros COMM. O fabricante sugere um ajuste de 10000.
3.10.16. RXDFLT Mirrored Bits Receive Default State (8 Characters)
Esse ajuste determina os estados dos MIRRORED BITS assumidos quando é detectado um erro de transmissão. O ajuste é um conjunto de 0s, 1s e Xs, no total de oito, que indicam o seguinte:
• 0: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado assume o estado lógico 0.
• 1: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado assume o estado lógico 1.
• X: em caso de perda do canal de comunicação o MIRRORED BIT associado mantém o estado lógico que possuía antes da perda do canal.
RXDFLT: 8 caracteres (0s, 1s, Xs).
AJUSTES
RXDFLT = XXXXXXXX
Pickup Debounce Messages
3.10.17. RMBnPU RMBn Pickup Debounce Messages
Estes temporizadores (n entre 1 e 8) supervisionam a transferência de dados recebidos ou valores assumidos, retardando a partida e a reposição dos respectivos MIRRORED BITS através de tempos de segurança.
RMBnPU: 1 a 8 milissegundos.
AJUSTES
RMBnPU = 1
Dropout Debounce Messages
3.10.18. RMBnDO RMBn Dropout Debounce Messages
Estes temporizadores (n entre 1 e 8) supervisionam a transferência de dados recebidos ou valores assumidos, retardando a partida e a reposição dos respectivos MIRRORED BITS através de tempos de segurança.
Modbus baseado na Ethernet ou comunicação serial com remapeamento de pontos. Inclui acesso aos dados de medição, elementos de proteção, contatos de entrada/saída, sinalizações, SER, sumários dos relatórios dos eventos do relé e grupos de ajustes.
3.11.1. MOD_nnn USER REG#nnn (8 characters)
Este ajuste define o mapa de registros definido pelo usuário nnn, com nnn entre 001 a 125.
MOD_nnn: 8 caracteres.
Abaixo estão alguns exemplos de utilização desses registros.
AJUSTES
MOD_001 = IA_MAG
MOD_002 = IB_MAG
MOD_003 = IC_MAG
MOD_004 = IN_MAG
MOD_005 = IG_MAG
MOD_006 = IAV
3.12. DNP Maps
O relé tem a capacidade de efetuar comunicação através do Protocolo Certificado de Rede Distribuída (“Certified Distributed Network Protocol” - DNP), que inclui recursos de discagem automática para eventos DNP baseados em ajustes, remapeamento completo de pontos, valores limites de escala e banda morta individuais para entradas analógicas, e terminal virtual para suporte com recursos em ASCII.