AP. Relé 7sj62

RELÉ MULTIFUNÇÃO54L SIPROTEC 7SJ62 _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 2 | 71 INDICE 1. INTRODUÇÃO ....................................................................................................................................................................................................... 4 1.1 OPERAÇÃO GERAL .............................................................................................................................. 5 1.1.1 ENTRADAS ANALÓGICAS ...................................................................................................................... 5 1.1.2 SISTEMA DO MICROCOMPUTADOR ............................................................................................................ 5 1.1.3 ENTRADAS E SAÍDAS BINÁRIAS ............................................................................................................... 6 1.1.4 ELEMENTOS FRONTAIS ........................................................................................................................ 6 1.1.5 INTERFACES SERIAIS .......................................................................................................................... 6 1.1.6 FONTE DE ALIMENTAÇÃO ...................................................................................................................... 6 1.2 ESCOPO DE APLICAÇÃO ........................................................................................................................ 6 1.2.1 FUNÇÕES DE PROTEÇÃO ....................................................................................................................... 7 1.2.2 FUNÇÕES DE CONTROLE ....................................................................................................................... 7 1.2.3 MENSAGENS E VALORES MEDIDOS - GRAVAÇÃO DE EVENTOS E DADOS DE FALTAS .......................................................... 7 1.2.4 COMUNICAÇÃO ................................................................................................................................ 7 1.3 CARACTERÍSTICAS ............................................................................................................................. 8 1.3.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS .................................................................................................................... 8 1.3.2 PROTEÇÃO DE SOBRE CORRENTE TEMPORIZADA 50, 51, 50N, 51N ............................................................................ 9 1.3.3 PROTEÇÃO DE FALTA À TERRA 50N, 51N ...................................................................................................... 9 1.3.4 SOBRE CORRENTE DIRECIONAL TEMPORIZADA 67, 67N ....................................................................................... 9 1.3.5 FUNÇÃO DE PICKUP DINÂMICO DE CARGA FRIA 50C, 50NC, 51C, 51NC, 67C, 67NC .......................................................... 9 1.3.6 PROTEÇÃO MONOFÁSICA DE SOBRE CORRENTE .............................................................................................. 9 1.3.7 PROTEÇÃO DE TENSÃO 27, 59 ................................................................................................................. 9 1.3.8 PROTEÇÃO DE SEQÜÊNCIA NEGATIVA 46 ...................................................................................................... 9 1.3.9 PROTEÇÃO DE PARTIDA DE MOTOR 48 ...................................................................................................... 10 1.3.10 INIBIÇÃO DE PARTIDA DO MOTOR 66, 86 ................................................................................................... 10 1.3.11 PROTEÇÃO DE FREQÜÊNCIA 81 O/U ......................................................................................................... 10 1.3.12 PROTEÇÃO DE SOBRECARGA TÉRMICA 49 .................................................................................................. 10 1.3.13 DETECÇÃO DE FALTA À TERRA 50N(S), 51N(S), 67N(S), 59N/64 ........................................................................... 10 1.3.14 PROTEÇÃO DE FALTA INTERMITENTE À TERRA ............................................................................................... 10 1.3.15 RELIGAMENTO AUTOMÁTICO 79 ............................................................................................................. 10 1.3.16 FUNÇÕES DEFINIDAS PELO USUÁRIO ........................................................................................................ 11 1.3.17 CONTROLE DO DISJUNTOR .................................................................................................................. 11 2. FUNÇÕES .............................................................................................................................................................................................................. 11 2.1 GERAL ........................................................................................................................................ 11 2.1.1 ESCOPO FUNCIONAL ......................................................................................................................... 11 2.1.2 DISPOSITIVO, AJUSTES GERAIS ............................................................................................................. 13 2.1.3 DADOS DO SISTEMA DE POTÊNCIA 1 ......................................................................................................... 14 2.1.4 REGISTRO GRÁFICO DE FALTAS (OSCILOGRAFIA) ........................................................................................... 17 2.1.5 GRUPOS DE AJUSTES ....................................................................................................................... 18 2.1.6 DADOS DO SISTEMA DE POTÊNCIA 2 ........................................................................................................ 18 2.1.7 MÓDULO EN100 .............................................................................................................................. 20 2.2 PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE 50, 51, 50N, 51N ........................................................................................... 21 2.2.1 GERAL ....................................................................................................................................... 21 2.2.2 ELEMENTOS DE ALTA-CORRENTE COM TEMPOS DEFINIDOS 50-2, 50N-2 ................................................................... 21 2.2.3 ELEMENTOS DE SOBRE CORRENTE COM TEMPOS DEFINIDOS 50-1, 50N-1 .................................................................. 23 2.2.4 ELEMENTOS DE SOBRECORRENTE DE TEMPO INVERSO 51, 51N .............................................................................. 25 2.2.5 FUNÇÃO DE PICKUP DINÂMICO DE CARGA FRIA ............................................................................................. 27 2.2.6 RESTRIÇÃO DE INRUSH ...................................................................................................................... 27 2.2.7 LÓGICA DE PICKUP E LÓGICA DE TRIP ....................................................................................................... 28 2.2.8 PROTEÇÃO BIFÁSICA DE SOBRECORRENTE TEMPORIZADA (SOMENTE NÃO DIRECIONAL) .................................................. 29 2.2.9 PROTEÇÃO DE BARRAMENTO PELO USO DE INTERTRAVAMENTO REVERSO ................................................................. 29 2.2.10 NOTAS DE AJUSTES ......................................................................................................................... 30 _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 3 | 71 2.3 PROTEÇÃO DIRECIONAL DE SOBRECORRENTE 67, 67N ...................................................................................... 36 2.3.1 GERAL ....................................................................................................................................... 36 2.3.2 ELEMENTOS DIRECIONAIS COM AJUSTE ALTO DE TEMPO DEFINIDO 67-2, 67N-2 ........................................................... 37 2.3.3 TEMPO DEFINIDO, ELEMENTOS DIRECIONAIS DE SOBRECORRENTE 67-1, 67N-1 ............................................................. 38 2.3.4 TEMPO INVERSO, ELEMENTOS DIRECIONAIS DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE 67-TOC, 67N-TOC. ...................................... 40 2.3.5 INTERAÇÃO COM O MONITORAMENTO DE FALHA DO FUSÍVEL (FFM) ........................................................................ 41 2.3.6 FUNÇÃO DE PICKUP DINÂMICO DE CARGA FRIA ............................................................................................. 41 2.3.7 RESTRIÇÃO DE INRUSH ...................................................................................................................... 42 2.3.8 DETERMINAÇÃO DA DIREÇÃO ................................................................................................................ 42 2.3.9 INTERTRAVAMENTO REVERSO PARA LINHAS ALIMENTADAS POR DUAS EXTREMIDADES .................................................... 45 2.3.10 NOTAS DE AJUSTES ......................................................................................................................... 46 2.4 PICKUP DINÂMICO DE CARGA FRIA .......................................................................................................... 52 2.4.1 DESCRIÇÃO .................................................................................................................................. 52 2.4.2 NOTAS DE AJUSTES ......................................................................................................................... 54 2.4.2.1 GERAL ........................................................................................................................................ 54 2.5 PROTEÇÃO MONOFÁSICA DE SOBRECORRENTE .............................................................................................. 55 2.5.1 DESCRIÇÃO FUNCIONAL ..................................................................................................................... 55 2.5.2 UNIDADE DE PROTEÇÃO DE ALTA IMPEDÂNCIA DE FALTA A TERRA ......................................................................... 56 2.5.3 PROTEÇÃO DE VAZAMENTO DE TANQUE ..................................................................................................... 57 2.5.4 NOTAS DE AJUSTES ......................................................................................................................... 58 2.6 PROTEÇÃO DE TENSÃO 27, 59 ............................................................................................................... 60 2.6.1 PRINCÍPIO DE MEDIÇÃO ..................................................................................................................... 60 2.6.2 PROTEÇÃO DE SOBRE TENSÃO 59 ........................................................................................................... 61 2.6.3 PROTEÇÃO DE SUBTENSÃO 27 .............................................................................................................. 61 2.7 PROTEÇÃO DE SEQÜÊNCIA NEGATIVA 46 .................................................................................................... 64 2.7.1 ELEMENTO DE TEMPO DEFINIDO 46-1, 46-2 ................................................................................................. 65 2.7.2 ELEMENTO DE TEMPO INVERSO 46-TOC ..................................................................................................... 65 2.7.3 NOTAS DE AJUSTE ........................................................................................................................... 67 2.8 PROTEÇÃO DE MOTOR (PROTEÇÃO DE PARTIDA DE MOTOR 48, INIBIÇÃO DE PARTIDA DE MOTOR 66) ..................................... 69 2.9 PROTEÇÃO DE FREQÜÊNCIA 81 O/U ......................................................................................................... 69 2.9.1 DESCRIÇÃO .................................................................................................................................. 69 2.9.2 NOTAS DE AJUSTES ......................................................................................................................... 70 _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 4 | 71 1. INTRODUÇÃO Esta instrução é descrita, utilizando como referencia o manual SIPROTEC 7SJ62/63/64 da Siemens e tem como objetivo dar informações necessárias a instalação, comissionamento e manutenção no Relé de Multi-Função de Linha. A família de dispositivos SIPROTEC 7SJ62/63/64 é apresentada nesta instrução, com uma visão geral dos dispositivos apresentados quanto à sua aplicação, características e escopo de funções. Os SIPROTEC 7SJ62/63/64 são dispositivos numéricos, multifuncionais, de controle e proteção equipados com um microprocessador poderoso. Todas as tarefas são processadas digitalmente, desde a obtenção de valores medidos até os comandos para os disjuntores. A Figura 1.1 ilustra a estrutura básica dos dispositivos 7SJ62/63 e 64. Figura 1.1 – Estrutura Básica do SIPROTEC 7SJ62/63 E 7SJ64 Sobre a interface de operação ou de serviço, você pode acessar o dispositivo (somente com o 7SJ64) à distância ou localmente com um Browser padrão. Isso pode ocorrer durante o start-up inicial, exame ou mesmo durante a operação com os dispositivos. Para isso, o SIPROTEC 4 "Web monitor" padrão está disponível, utilizando a interface traseira do relé com a saída RTD-Box. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 5 | 71 1.1 OPERAÇÃO GERAL 1.1.1 ENTRADAS ANALÓGICAS As entradas de medições (MI) convertem correntes e tensões originárias de transformadores e adaptam-nas para o nível adequado para processamento interno no dispositivo. O dispositivo fornece quatro entradas de correntes. Dependendo do modelo, o dispositivo também está equipado com três ou quatro entradas de tensões. Três entradas de correntes servem para entrada das correntes de fases. Dependendo do modelo, a quarta entrada de corrente (IN) pode ser usada para medição da corrente de falta a terra IN (ponto estrela do transformador de corrente), ou para um transformador de corrente de terra separado (para detecção de corrente de falta sensitiva de terra INs e determinação direcional de faltas de terra), ver figura 2.1. Figura 2.1 – Estrutura do relé numérico SIPROTEC 7SJ62/63 Entradas de tensão também podem ser usadas para medir as três tensões de fase a terra, ou duas tensões fase-fase e a tensão residual (Tensão VN ). Também é possível conectar duas tensões fase-fase em conexão delta aberto. As grandezas de entrada analógica são passadas para os amplificadores de entrada (IA). O amplificador de entrada do estágio IA fornece terminações de alta-resistência para as grandezas de entrada analógica. Consiste de filtros que são otimizados para processamento do valor medido, com respeito à largura da banda e a velocidade de processamento. O estágio analógico-digital (AD) consiste de um multiplexador, um conversor analógico-digital (A/D) e componentes de memória, para a transmissão de sinais digitais ao sistema do microcomputador. 1.1.2 SISTEMA DO MICROCOMPUTADOR Paralelamente ao processamento de valores medidos, o sistema de microcomputador (µC) também executa efetivamente as funções de proteção e controle. Inclui especialmente: • Filtragem e preparação das grandezas medidas; • Monitoramento contínuo das grandezas medidas; • Monitoramento das condições de pickup para as funções de proteção individuais; • Interrogação de valores limite e seqüências no tempo; • Controle de sinais para as funções lógicas; • Saída de comandos de controle para dispositivos de chaveamento; • Gravação de mensagens, dados de faltas e valores de faltas para análise; • Gerenciamento do sistema operacional e funções associadas, tais como, gravação de dados, relógio em tempo real, comunicação, interfaces, etc; • A informação é fornecida por meio dos amplificadores de saída (OA). _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 6 | 71 1.1.3 ENTRADAS E SAÍDAS BINÁRIAS O sistema do computador obtém informação externa através dos módulos de entrada/saída binárias (Entradas e Saídas). O sistema do computador obtém informação do sistema (por exemplo, reset remoto) ou equipamento externo (por exemplo, comandos de bloqueio). Saídas são, particularmente, comandos para as unidades de chaveamento e indicações para sinalização remota de eventos importantes e status. 1.1.4 ELEMENTOS FRONTAIS Com dispositivos com painel de operação integrado ou destacável, informações tais como, mensagens relacionadas a eventos, estados, valores medidos e status funcional do dispositivo, são fornecidas por meio de diodos de emissão de luz (LEDs) e uma tela (LCD) no painel frontal. Controle integrado e teclas numéricas em conjunto com o LCD, facilitam a interação com o dispositivo remoto. Por meio desses elementos, toda informação do dispositivo, tal como, parâmetros de configuração e de ajustes, mensagens de falta e operacionais e valores medidos, podem ser acessadas. Parâmetros de ajustes podem ser mudados da mesma forma. Além disso, o controle dos disjuntores e outros equipamentos são possíveis a partir do painel frontal do dispositivo. 1.1.5 INTERFACES SERIAIS Uma interface serial para um PC no painel frontal é fornecida para comunicações locais com o dispositivo, por meio de computador pessoal usando o software operacional DIGSI®. Isso proporciona um confortável manuseio de todas as funções do dispositivo; Uma interface de serviço separada, pode ser fornecida para comunicação remota com o dispositivo, por meio de computador pessoal usando DIGSI®. Essa interface é especialmente adequada para conexão dedicada dos dispositivos ao PC ou para operação por Modem. A interface de serviço também pode ser usada para conectar uma RTD box (= detector de temperatura por resistência) para entrada de temperaturas externas (por exemplo para proteção de sobrecarga); Uma interface adicional (somente 7SJ64) é designada exclusivamente para conexão de uma RTD-Box, para entrada de temperaturas externas. Todos os dados podem ser transferidos para um centro de controle ou sistema de monitoramento, por meio da interface serial do sistema. Essa interface pode ser fornecida com vários protocolos e meios físicos de transmissão, para adequar-se a uma aplicação particular. Uma outra interface é fornecida para a sincronização de tempo do relógio interno, por meio de fontes externas de sincronização; Outros protocolos de comunicação podem ser realizados por meio de módulos de interfaces adicionais. Sobre a interface de operação ou de serviço, você pode acessar o dispositivo (somente com o 7SJ64) à distância ou localmente com um Browser padrão. Isso pode ocorrer durante o start-up inicial, exame ou mesmo durante a operação com os dispositivos. Para isso, o SIPROTEC 4 "Web monitor" padrão está disponível. 1.1.6 FONTE DE ALIMENTAÇÃO Os elementos de função mencionados acima e seus níveis de tensão, são alimentados por uma fonte, por uma unidade de alimentação de energia (Vaux ou PS). Quedas de tensões podem ocorrer, se o sistema de alimentação de tensão (bateria da subestação) entra em curto- circuito. Usualmente, elas são desviadas (ponte) por um capacitor (veja também a seção de Dados Técnicos). 1.2 ESCOPO DE APLICAÇÃO Os relés numéricos, múltipla-função SIPROTEC® 4 7SJ62/63/64 são dispositivos versáteis designados para proteção, controle e monitoramento de alimentadores de barramento. Os dispositivos podem ser usados para proteção de linhas em redes aterradas, aterradas de baixa resistência, não aterradas, ou de uma estrutura compensada de ponto neutro. São adequadas para redes radiais ou em loop e para linhas com alimentadores simples ou multi- terminais. Os dispositivos estão equipados com proteção de motor, aplicável para máquinas assíncronas de todos os portes. Os dispositivos incluem as funções necessárias para proteção, monitoramento de posições de disjuntores e controle de disjuntores em aplicações de barramentos simples ou em configurações de disjuntor e meio; assim sendo, os dispositivos podem ser empregados universalmente. Os dispositivos fornecem excelentes facilidades de back-up de diferentes esquemas de proteção de linhas, transformadores, geradores, motores e barramentos de todos os níveis de tensões. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 7 | 71 1.2.1 FUNÇÕES DE PROTEÇÃO Proteção não-direcional de sobre corrente (50, 50N, 51, 51N) é a base do dispositivo. Existem dois elementos de proteção de sobre corrente com tempos definidos e um elemento de proteção de sobre corrente de tempo inverso para corrente de fase e terra. Para elementos de proteção de sobre corrente de tempo inverso, várias características de diferentes padrões são fornecidas. Alternativamente, características definidas pelo usuário podem ser programadas. Dependendo da versão do dispositivo que for solicitado, a proteção de sobre corrente não-direcional pode ser suplementada com proteção de sobre corrente direcional (67, 67N), proteção de falha do disjuntor (50BF), e detecção de falta à terra sensitiva para faltas à terra de alta resistência. A detecção altamente sensitiva de falta à terra pode ser direcional ou não-direcional. Em adição às funções de proteção de falta já mencionadas, outras funções de proteção estão disponíveis. Algumas delas dependem da versão do dispositivo solicitado. Essas funções adicionais incluem proteção de freqüência (81O/U), proteção de sobre tensão (59), proteção de sub tensão (27), proteção de seqüência negativa (46) e proteção de sobrecarga (49) com inibição de partida de motor (66/68) e proteção de partida de motor (48), bem como religamento automático (79), o que permite diferentes ciclos de religamento em linhas aéreas. O sistema de religamento automático pode também ser conectado externamente. Para assegurar rápida detecção da falta, o dispositivo está equipado com um localizador de falta. Um recurso de proteção pode ser solicitado para a detecção de faltas intermitentes à terra que detecta e acumula transientes de faltas à terra. Detectores externos consideram temperaturas ambiente ou temperaturas de refrigeração (por meio de uma RTD-box externa). Antes do religamento após trip tripolar, o 7SJ64 pode verificar a validade do religamento pela verificação da tensão e/ou verificação do sincronismo. A função de sincronização pode também ser controlada externamente. 1.2.2 FUNÇÕES DE CONTROLE O dispositivo fornece uma função de controle que pode ser utilizada para a ativação e desativação de chaves através do painel de operação integrado, a interface do sistema, entradas binárias e a porta serial usando um computador pessoal com DIGSI®. O status do equipamento primário pode ser transmitido para o dispositivo, através de contatos auxiliares conectados às entradas binárias. O status atual (ou posição) do equipamento primário, pode ser mostrado no dispositivo e usado para monitorar inter-travamento ou plausibilidade. O número do equipamento a ser chaveado está limitado pelas entradas e saídas binárias disponíveis no dispositivo, ou entradas e saídas binárias alocadas para as indicações da posição da chave. Dependendo do equipamento primário a ser controlado, uma entrada binária (indicação de ponto simples) ou duas entradas binárias (indicação de ponto duplo) podem ser usadas nesse processo. A capacidade de chavear o equipamento primário, pode estar restrita pelo ajuste associado com a autoridade de chaveamento (Remota ou Local), e pelo modo de operação (inter-travado/não-intertravado, com ou sem senha solicitada). Processamento de condições de inter-travamento para chaveamento (por exemplo, inter-travamento da subestação), pode ser estabelecido com a ajuda de funções integradas lógicas configuradas pelo usuário. 1.2.3 MENSAGENS E VALORES MEDIDOS - GRAVAÇÃO DE EVENTOS E DADOS DE FALTAS As mensagens operacionais fornecem informações sobre as condições do sistema de potência e sobre o dispositivo. Grandezas medidas e valores que são calculados, podem ser mostrados localmente e comunicados por meio de interfaces seriais. Mensagens do dispositivo podem ser designadas para os LEDs na parte frontal (alocável), podem ser processadas externamente por meio de contatos de saídas (alocáveis), ligadas com funções lógicas definidas pelo usuário e/ou divulgadas por meio de interfaces seriais. Durante uma falta (falta do sistema), eventos importantes e mudanças de condições são salvos nos protocolos de faltas (Registro de Eventos ou Registro de Trip). Valores instantâneos de faltas são também salvos no dispositivo e podem ser analisados subseqüentemente. 1.2.4 COMUNICAÇÃO Interfaces seriais estão disponíveis para comunicação com sistemas de operação, controle e armazenamento. Um soquete de 9 pólos DSUB no painel frontal, é usado para comunicações locais com um computador pessoal. Por meio do software de operação do SIPROTEC® (programa DIGSI ®), todas as tarefas de operação e avaliação podem ser executadas por meio dessa interface do usuário, tais como, especificação e modificação de parâmetros e ajustes de configuração, configuração com funções lógicas de uso específico, acesso a mensagens operacionais e valores medidos, questionamento das condições do dispositivo e valores medidos, executando comandos de controle. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 8 | 71 Dependendo da variações do modelo solicitado, interfaces adicionais estão localizadas na parte traseira do dispositivo. Elas servem para estabelecer uma comunicação extensiva com outro componente operacional digital de controle e armazenamento: A interface de serviço pode ser operada por meio de cabos elétricos de dados ou por fibra ótica e também permite comunicação via Modem. Por essa razão, a operação remota é possível por meio de computador pessoal e software operacional DIGSI®, por exemplo, para operar vários dispositivos via uma central de PC. A porta adicional (somente para 7SJ64) está destinada exclusivamente para conexão com uma RTD-Box (= detector de temperatura por resistência), para entrada de temperaturas externas. Pode também ser operada por meio de cabos elétricos de dados ou cabos de fibra ótica. A interface do sistema assegura a comunicação central entre o dispositivo e o controlador da subestação. Pode também ser operada através de cabo elétrico de dados ou cabos de fibra ótica. Para transferência de dados, estão disponíveis Protocolos Padrão de acordo com IEC 60870 870-5-103, via porta do sistema. A integração dos dispositivos nos sistemas de automação SINAUT® LSA e SICAM® podem também utilizar esse recurso. O módulo EN-100 permite aos dispositivos, sua integração em redes de comunicação de 100-Mbit-Ethernet em sistemas de automação e controle, usando protocolos conforme IEC61850. Paralelamente à integração ao sistema de controle, essa interface habilita a comunicação DIGSI e comunicação inter-relé por meio de GOOSE. Alternativamente, um acoplamento do barramento de campo com PROFIBUS FMS está disponível para o SIPROTEC® 4. O PROFIBUS FMS, conforme DIN 19245, é um padrão de comunicação aberto que tem, particularmente, ampla aceitação na engenharia de automação e controle, com performance especialmente elevada. Um perfil tem sido definido para a comunicação PROFIBUS, que cobre todos os tipos de informações necessárias para engenharia de proteção e controle de processos. A integração dos dispositivos no sistema de automação de energia SICAM® também pode ocorrer nesse perfil. Além do barramento de conexão de campo com PROFIBUS FMS, outras conexões são possíveis com PROFIBUS DP e os protocolos DNP3.0 e MODBUS. Esses protocolos não atendem todas as possibilidades que são oferecidas pelo PROFIBUS FMS. 1.3 CARACTERÍSTICAS 1.3.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS • Poderoso sistema de microprocessador de 32-bits. • Processamento completamente digital e controle de valores medidos, a partir da amostragem das grandezas analógicas de entrada para a iniciação das saídas, por exemplo, trip ou fechamento de disjuntores ou outros dispositivos de chaveamento elétrico. • Separação elétrica total entre os estágios internos de processamento do dispositivo e o transformador externo, controle e circuitos de alimentação DC do sistema, devido ao design das entradas binárias, saídas e conversores DC ou AC. • Conjunto completo de funções necessárias para adequada proteção de linhas, alimentadores, motores e barramentos. • Fácil operação do dispositivo através de um painel de operação integrado ou por meio de um computador pessoal operando com DIGSI. • Cálculos contínuos e mostra dos valores medidos na parte frontal do dispositivo. • Armazenamento de valores medidos min/max (função ponto escravo) e armazenamento de valores médios significativos de longo termo. • Gravação de evento e de dados de faltas para as últimas oito faltas do sistema (falta em rede),com informação em tempo real, bem como valores instantâneos para gravação de falta para uma faixa máxima de tempo de 5 segundos. • Monitoramento constante das grandezas medidas, bem como auto-diagnósticos contínuos cobrindo o hardware e o software. • Comunicação com SCADA ou equipamento de controle da subestação pelas interfaces seriais, através da escolha de cabo de dados, modem ou fibras óticas. • Relógio com bateria que pode ser sincronizado com um sinal IRIG-B (via satélite) ou DCF77, sinal de entrada binária, ou comando da interface do sistema. • Estatísticas: Gravação do número de sinais de trip provocados pelo dispositivo e registro de correntes desligadas por último pelo dispositivo, bem como correntes acumuladas de curto-circuito de cada pólo do disjuntor. • Contador de Horas de Operação: Acompanhamento das horas operacionais do equipamento que está sendo protegido. • Ajudas de comissionamento, tais como, verificação de conexões, determinação de direção, indicação de status de todas as entradas e saídas binárias, fácil verificação da interface do sistema e influência da informação da interface do sistema, durante teste operacional. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 9 | 71 1.3.2 PROTEÇÃO DE SOBRE CORRENTE TEMPORIZADA 50, 51, 50N, 51N • Dois elementos de proteção de sobre corrente de tempo definido e um elemento de proteção de sobre corrente de tempo inverso para corrente de fase e para corrente de terra IN ou soma de corrente 3I0; • Operação bifásica possível, da proteção de sobre corrente (IA, IC); • Curvas de diferentes padrões comuns estão disponíveis para 51 e 51N, ou uma característica definida pelo usuário; • Capacidade de bloqueio, por exemplo, para inter-travamento reverso com qualquer elemento; • Trip instantâneo por um elemento de sobre corrente, durante fechamento sob falta; • Restrição de Inrush do Segundo Harmônico. 1.3.3 PROTEÇÃO DE FALTA À TERRA 50N, 51N • Dois elementos de proteção de sobre corrente de tempo definido e um elemento de sobre corrente de tempo inverso, para faltas à terra de alta resistência em sistemas aterrados; • Curvas diferentes de padrões comuns estão disponíveis para 51 e 51N, ou uma característica definida pelo usuário; • Restrição de Inrush do Segundo Harmônico. • Trip instantâneo por um elemento de sobre corrente, durante fechamento sob falta. 1.3.4 SOBRE CORRENTE DIRECIONAL TEMPORIZADA 67, 67N • Três elementos de proteção de sobre corrente direcional temporizada, para proteção de ambas as fases e proteção de terra, operam em paralelo aos elementos não direcionais de sobre corrente temporizadas. Seus valores de pickup e temporização podem ser ajustados independentemente dos elementos não direcionais de sobre corrente temporizada. • Direção de falta com tensões de cruzamento polarizado e memória de tensão. • Direção dinamicamente ilimitada de sensitividade. • Direção de falta é calculada fase-seletivamente e separadamente para fase de faltas, faltas de terra e faltas de soma de correntes. 1.3.5 FUNÇÃO DE PICKUP DINÂMICO DE CARGA FRIA 50C, 50NC, 51C, 51NC, 67C, 67NC • Mudança dinâmica dos ajustes de proteção de sobre corrente temporizada, por exemplo, quando as condições de pickup por carga fria são antecipadas; • Detecção de condição de carga fria através da posição do disjuntor ou limite de corrente; • Ativação possível por meio do religamento automático (AR); • Partida possível também pela entrada binária. 1.3.6 PROTEÇÃO MONOFÁSICA DE SOBRE CORRENTE • Avaliação da corrente medida por meio do transformador, de corrente sensitiva ou insensitiva de terra; • Adequado como proteção diferencial que inclui a corrente de ponto neutro em um lado do transformador, um lado do gerador ou um lado do motor ou para um conjunto de reatores aterrados; • Como proteção para vazamento do tanque, contra correntes de vazamento não permitidas entre a caixa do transformador e o terra. 1.3.7 PROTEÇÃO DE TENSÃO 27, 59 • Dois elementos de sub tensão 27-1 e 27-2 medindo tensão de seqüência positiva, ou a menor das tensões de aplicação; • Escolha da supervisão de corrente para 27-1 e 27-2; • Dois elementos de sobre tensão 59-1 e 59-2 para detecção separada de sobre tensões para a mais alta tensão aplicada; além disso, detecção do componente de seqüência negativa; • Para uma conexão monofásica, a fase única de tensão fase-terra ou fase-fase é avaliada; • Relação de dropout ajustável para todos os elementos das proteções de sub e sobre tensão. 1.3.8 PROTEÇÃO DE SEQÜÊNCIA NEGATIVA 46 • Avaliação do componente de seqüência negativa das correntes; • Dois elementos de tempo definido 46-1 e 46-2 e um elemento de tempo inverso 46-TOC; curvas de padrões comuns estão disponíveis para 46-TOC. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 10 | 71 1.3.9 PROTEÇÃO DE PARTIDA DE MOTOR 48 • Característica de trip de tempo inverso, baseada na avaliação da corrente de partida do motor; • Temporização para rotor bloqueado. 1.3.10 INIBIÇÃO DE PARTIDA DO MOTOR 66, 86 • Réplica aproximada de temperatura excessiva do rotor; • Partida permitida somente se o rotor tiver reservas térmicas suficientes para uma partida completa; • Desativação da inibição de partida é possível, se uma partida de emergência for necessária. 1.3.11 PROTEÇÃO DE FREQÜÊNCIA 81 O/U • Monitoramento no sub disparo (f<) e/ou sobre disparo (f>) com 4 limites de freqüência e temporizações, que são ajustáveis independentemente; • Insensitiva para harmônicos e mudanças abruptas do ângulo de fase; • Limite ajustável de sub tensão. 1.3.12 PROTEÇÃO DE SOBRECARGA TÉRMICA 49 • Perfil térmico de perdas de energia (proteção de sobrecarga tem capacidade total de memória); • Cálculo r.m.s. real; • Nível de alarme térmico ajustável; • Nível de alarme ajustável baseado na magnitude da corrente; • Ajuste adicional da constante de tempo para motores, para acomodar o motor em standby; • Integração da temperatura ambiente ou temperatura de refrigeração é possível, por meio de sensores externos de temperatura e RTD-Box. 1.3.13 DETECÇÃO DE FALTA À TERRA 50N(S), 51N(S), 67N(S), 59N/64 • Tensão de deslocamento é medida ou calculada a partir das três tensões de fases; • Determinação de fase com falta em redes aterradas ou não aterradas; • Dois elementos de Detecção de Falta à Terra: 50Ns-1 e 50Ns-2; • Alta sensitividade (tão baixa quanto 1 mA); • Elemento de sobre corrente temporizada por tempo definido ou inverso; • Uma curva definida pelo usuário e duas curvas logarítmicas-inversas de corrente/tempo, estão disponíveis para proteção de sobre corrente temporizada; • Determinação de direção com grandezas de seqüência zero (I0, V0), determinação de direção waatmétrica de falta à terra; • Qualquer elemento pode ser ajustado como direcional ou não direcional - senso direcional para a frente ou senso direcional reverso; • Característica direcional pode ser ajustada; • Opcionalmente aplicável como proteção adicional de falta de terra. 1.3.14 PROTEÇÃO DE FALTA INTERMITENTE À TERRA • Detecta e acumula faltas intermitentes à terra; • Trip após o tempo total configurável. 1.3.15 RELIGAMENTO AUTOMÁTICO 79 • Disparo simples ou multi-disparo; • Com tempos mortos separados para o primeiro e todos sucedentes disparos; • Elementos de proteção que partem o religamento automático são selecionáveis. As escolhas podem ser diferentes para faltas de fase e faltas de terra; • Programas diferentes para faltas de fase e de terra; • Interação com o elemento de proteção de sobre corrente temporizada e elementos de falta à terra. Podem ser bloqueados na dependência do ciclo de auto-religamento ou liberados instantaneamente; _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 11 | 71 • Religamento síncrono é possível (somente 7SJ64) em conjunto com o recurso integrado de sincronização. 1.3.16 FUNÇÕES DEFINIDAS PELO USUÁRIO • Sinais externos e internos podem ser logicamente combinados para estabelecerem funções lógicas definidas pelo usuário; • Todas as operações Booleanas comuns estão disponíveis para programação (E OU,NÃO, Exclusiva OU, etc); • Temporizações e interrogação de valor limite; • Processamento de valores medidos, incluindo supressão de zero, adicionando uma curva de joelho para uma entrada de transdutor e monitoramento zero-vivo; • Depuração CFC via conexão de browser (somente7SJ64). 1.3.17 CONTROLE DO DISJUNTOR • Disjuntores podem ser abertos e fechados por meio de chaves controladoras do processo (somente para modelos com display gráfico), as teclas programáveis de funções do painel frontal, por meio do sistema de interface (por exemplo, por SICAM(r) ou SCADA), ou via interface frontal PC usando um computador pessoal com DIGSI(r)); • Disjuntores são monitorados por meio dos contatos auxiliares dos disjuntores; • Monitoramento da plausibilidade das posições dos disjuntores e verificação de condições de intertravamento. 2. FUNÇÕES Este capítulo descreve as várias funções do dispositivo SIPROTEC 4 7SJ62/63/64. Mostra as opções de ajustes para cada função na configuração máxima e fornece informação sobre como determinar os valores de ajustes e, se necessário, fórmulas. A informação seguinte também permite que você especifique quais das funções disponíveis serão usadas. 2.1 GERAL Os ajustes associados com as várias funções do dispositivo, podem ser modificados usando-se a interface de operação ou a interface de serviço com DIGSI® em um PC. Alguns parâmetros podem também ser modificados através do dispositivo. O procedimento detalhado está descrito no SIPROTEC ® 4 System /1/. 2.1.1 ESCOPO FUNCIONAL O relé 7SJ62/63/64 tem funções de proteção assim como outras várias funções. O hardware e o firmware estão destinados a esse escopo de funções. Além disso, as funções de controle podem ser combinadas para atingir as necessidades do sistema. Funções individuais podem ser ativadas ou desativadas durante o procedimento de configuração. A interação das funções também podem ser modificadas. 2.1.1.1 DESCRIÇÃO CONFIGURAÇÃO DE FUNÇÕES Exemplo da configuração do escopo funcional: Um sistema protegido consiste de alimentadores de linhas aéreas e subterrâneas. Uma vez que o religamento automático só é necessário para alimentadores de linhas aéreas, a função de religamento automático não está configurada ou é “Desativada” para os relés de proteção de alimentadores de linhas subterrâneas. As funções disponíveis devem ser configuradas como enabled (ativadas) ou disabled (desativadas). Para funções individuais, a escolha entre várias alternativas pode ser apresentada como descrito abaixo. Funções configuradas como disabled não são processadas pelos 7SJ62/63/64. Não existem mensagens e as regulagens correspondentes (funções, valores limites), não são mostradas durante os ajustes detalhados. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 12 | 71 2.1.1.2 NOTAS DE AJUSTES AJUSTANDO O ESCOPO FUNCIONAL Ajustes de configuração podem ser feitos usando-se um pc e o software digsi e transferidos por meio da porta serial frontal ou interface de serviço traseira. A operação com o digsi está explicada na descrição do sistema siprotec 4. Para mudança dos parâmetros de configuração no dispositivo, é necessária a senha nº 7 (para ajuste de parâmetro). sem a senha, os ajustes podem estar prontos mas não podem ser modificados e transmitidos ao dispositivo. O escopo funcional com as opções disponíveis é ajustado na caixa de diálogo escopo funcional (functional scope), para se ajustar às necessidades da planta. Características Especiais A maioria dos ajustes é auto explicativo. Entretanto, algumas características especiais são descritas abaixo. Se a função de mudança do grupo de ajuste tiver de ser usada, o endereço 103 Grp Chge OPTION deve ser ajustado para Enabled (Ativado). Em serviço, a simples e rápida mudança entre até quatro grupos de ajuste diferentes é possível. Apenas um grupo de ajustes pode ser selecionado e usado, se essa opção for Disabled (Desativada). Para os elementos do relé associados com proteção não direcional de sobre corrente (separadamente para fase e terra), várias características de trip podem ser selecionadas pelo endereço 112 Charac. Phase e 113 Charac. Ground. Se for desejada somente a característica de tempo definido, então deverá ser selecionado Definite Time. Além disso, dependendo do tipo de relé solicitado, várias características de tempo inverso, baseadas tanto nos padrões IEC (TOC IEC), como ANSI (TOC ANSI), ou características definidas pelo usuário, estão disponíveis para seleção. O comportamento de dropout das características IEC e ANSI serão, mais tarde, especificadas com ajustes (endereços 1210 e 1310), entretanto, para característica definida pelo usuário você determinará no endereço 112 e 113 mesmo que para especificar somente ca- racterística de pickup (Definida pelo usuário) User Defined PU ou característica de ajuste de pickup e tempo de ajuste User def. Reset (Reset Definido pelo usuário). O elemento super imposto de alta corrente 50-2 ou 50N-2 está disponível em todos esses casos. A proteção de sobre corrente temporizada, pode ser desativada pelo ajuste da função para Disabled (Desativada). Para proteção direcional de sobre corrente, a mesma informação que foi configurada para a proteção não-direcional de sobre corrente, pode ser configurada pelo endereço 115 67/67-TOC e 116 67N/67N-TOC. Para detecção de falta à terra (sensitiva), o endereço 131 Sens. Gnd Fault é usado para especificar se essa função deverá ser ativada com características de trip de tempo definido (Definite Time), uma definida pelo usuário UserDefined PU e duas características logarítmicas inversas ou desativadas pelo ajuste Disabled. Para proteção de falta intermitente à terra, especifique no endereço 133 INTERM.EF a grandeza medida (com Ignd, com 3I0 ou com Ignd,sens.) que deverá ser usada por essa função de proteção. Para proteção de seqüência negativa de corrente, o endereço 140 46 é usado para especificar se a característica de trip deverá ser Definite Time, TOC ANSI ou TOC IEC, ou se a função deverá ser Disabled (desativada). Ajuste no endereço 142 49 a proteção de sobrecarga, seja com temperatura ambiente (Wi th amb. temp.) ou não (No ambient temp) a réplica térmica da proteção de sobrecarga considerará o ajuste para temperatura de refrigeração ou ambiente ou se a função completa é ajustada para Disabled (desativada). As funções flexíveis de proteção (só para o 7SJ64) podem ser configuradas no parâmetro FLEXIBLE FUNC.. Você pode criar até 20 funções. Isso pode ser feito marcando (ticks) as funções (veja exemplo na seção 2.18). Se a marcação (o tick) de uma função for removida, todos os ajustes e alocações previamente executados serão perdidos. Todos os ajustes e localizações voltam para o ajuste padrão quando uma nova marcação de função ocorre. O ajuste de função flexível é executado no DIGSI sob “Parameter“, “Additional Functions“ e “Settings“. A localização é executada, como sempre, em “Parameter“ e “Allocation Até quatro grupos de funções estão disponíveis para a função de sincronização. São ativados no endereço 016x (x = 1 ... 4). Parâmetros 161 25 Function 1 até 164 25 Function 4 indicam se uma função de sincronização deverá estar Disabled (desativada) ou Enabled (ativada). A última é selecionada pela seleção do modo de operação ASYN/SYNCHRON (fechamento ocorre para condições assíncronas e sincronas) ou SYNCHROCHECK (corresponde à clássica função de verificação de sincronização). _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 13 | 71 Os grupos funcionais que estão configurados para serem ativados via ASYN/SYNCHRON ou SYNCHROCHECK são mostrados quando você seleciona a função de sincronização; grupos de funções ajustados para Disabled estão ocultos. Para monitorar o circuito trip, é usado o endereço 0018274 Trip Ct Supv para especificar se duas entradas binárias deverão ser utilizadas (2 Binary Inputs), uma entrada binária (1 Binary Input), ou se a função deverá ser desativada (Disabled). Se você quiser detectar uma temperatura ambiente ou de refrigeração e, por exemplo, enviar a informação para a proteção de sobrecarga, especifique no endereço 190 RTD-BOX INPUT a porta em que a RTD-box está conectada. No 7SJ62/63/64 a porta C de serviço é usada para esse propósito, para o 7SJ64 tanto a porta C (porta de serviço) como a porta D (porta adicional) pode ser usada. O número e o tipo de detectores de temperaturas (RTD = Detector de Temperatura por Resistência) podem ser especificados no endereço 0191 RTD CONNECTION: 6 RTD simplex ou 6 RTD HDX (com uma RTD-box) ou 12 RTD HDX (com duas RTD-boxes). Exemplos de implementação são fornecidos no Apêndice sob "Exemplos de Conexões”. Os ajustes no endereço 191 tem que estar de acordo com aqueles das RTD-box (veja Subseção 2.20.2, sob “Ajustes de RTD-box“). Várias opções estão disponíveis no endereço 172 52 B.WEAR MONIT para manutenção do disjuntor. Isso de maneira alguma, afeta a funcionalidade básica da formação da somatória de corrente (procedimento ΣI ), que não necessita de nenhum ajuste adicional e soma as correntes de trip dos trips iniciados pela função de proteção. O ΣIx procedure (procedimento) cria a soma de todas as correntes de trip e as mostra como grandeza de referência. O 2P procedure (procedimento), calcula continuamente o tempo de vida útil remanescente do disjuntor. O I2t procedure (procedimento) só é implementado no 7SJ64. Ele forma integrais do quadrado da corrente de trip, acima do tempo de formação de arco e as exibe como grandeza de referência. A seção 2.23.3 fornece informações mais detalhadas dos procedimentos de manutenção de disjuntores. 2.1.2 DISPOSITIVO, AJUSTES GERAIS O dispositivo necessita de alguma informação geral. Isso pode ser, por exemplo, o tipo de aviso a ser publicado no evento se ocorrer uma falta no sistema de potência. 2.1.2.1 DESCRIÇÃO AVISOS DEPENDENTES DE COMANDOS "SEM TRIP – SEM INDICAÇÃO" A indicação de mensagens endereçadas aos LEDs locais e a manutenção de mensagens espontâneas, podem ser efetuadas dependendo se o dispositivo emitir um sinal de trip. Essa informação não aciona nenhuma saída se durante um problema com o sistema, uma ou mais funções de proteção tenham tido pickup mas sem trip pelo 7SJ62/63/64, resultado de uma falta ter sido eliminada por um dispositivo diferente (por exemplo, uma outra linha). Essas mensagens são então limitadas a faltas na linha a ser protegida. A figura a seguir ilustra a criação de comando de ajuste para mensagens armazenadas. Quando o relé volta à condição normal, condições estacionárias (mostrador da falta com alvo em PU/ alvo em Trip; Trip/Sem Trip) decidem se uma nova falta será armazenada ou resetada. Figura 2.1 - Criação do comando de reset para o LED selado e mensagens LCD 2.1.2.2 NOTAS DE AJUSTES MENSAGENS DE FALTAS Pickup de uma nova função de proteção, geralmente reseta qualquer indicação anterior de ajuste de LED, assim, somente a última falta é mostrada a todo o tempo. Ela pode ser selecionada se o LED armazenado vai exibí-la e as mensagens espontâneas no display aparecerão sobre um novo sinal de pickup, ou então, somente após a emissão de um novo sinal de trip. De forma a selecionar o modo desejado de display, selecione o submenu Device no menu SETTINGS. As duas alternativas 610 ou FltDisp.LED/LCD (“No trip – no flag“) são selecionadas no endereço Target on PU Target on TRIP. Para dispositivos com display gráfico use o parâmetro 611 Spont. FltDisp. Para especificar se SIM (YES) ou NÃO (NO) uma falta de mensagem espontânea aparecerá automaticamente no display. Para dispositivos com display de texto, tais mensagens aparecerão após uma falta do sistema de qualquer maneira. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 14 | 71 SELEÇÃO DE DISPLAY PADRÃO Dispositivos com recurso de display de 4 linhas fornecem um número pré-definido de páginas mostradas. A página inicial do display padrão, que abrirá após a partida do dispositivo, pode ser selecionada por meio do parâmetro 640 Start image DD. As páginas disponíveis estão listadas no Apêndice A.5. 2.1.3 DADOS DO SISTEMA DE POTÊNCIA 1 2.1.3.1 DESCRIÇÃO O dispositivo necessita de certos dados básicos do equipamento protegido, para que o dispositivo possa adaptar-se à sua aplicação desejada. Isso pode ser, por exemplo, potência nominal do sistema e os dados do transformador, polaridades de grandezas medidas e suas conexões físicas, propriedades dos disjuntores (quando aplicáveis), etc. Existem também certos parâmetros que são comuns a todas as funções, isto é, não associados a uma proteção específica, função de controle ou monitoramento. A seção a seguir discute esses dados. 2.1.3.2 NOTAS DE AJUSTES GERAL Esses dados podem ser configurados diretamente no dispositivo, com um painel de operação integrado ou destacado para parâmetros 209 PHASE SEQ., 210 TMin TRIP CMD, 211 TMax CLOSE CMD e 212 BkrClosed I MIN. Selecione o Menu principal pressionando a tecla MENU. Pressione a tecla ▼ para selecionar SETTINGS e a tecla ► para navegar pela seleção de ajustes. Para obter o display de Dados do Sistema de Potência, selecione P.System Data 1 no menu SETTINGS. No DIGSI clique duas vezes em Settings para mostrar a seleção relevante. Abrirá uma caixa de diálogo sob a opção P.System Data 1 com Sistema de potência, TC, TP e Disjuntor, onde você poderá configurar os parâmetros individuais. Então, as Subseções seguintes estarão estruturadas em conformidade. FREQÜÊNCIA NOMINAL A freqüência nominal estimada é ajustada no endereço 214 Rated Frequency. O Pré-ajuste de fábrica, de acordo com o número do modelo, só deve ser modificada se o dispositivo for empregado para outro propósito que não aquele planejado quando pedido. FREQÜÊNCIA NOMINAL A freqüência nominal estimada é ajustada no endereço 214 Rated Frequency. O Pré-ajuste de fábrica, de acordo com o número do modelo, só deve ser modificada se o dispositivo for empregado para outro propósito que não aquele planejado quando pedido. ROTAÇÃO DE FASE REVERSA O endereço 209 PHASE SEQ. é usado para mudar o padrão de seqüência de fase (A B C para rotação no sentido horário), se o seu sistema de potência tem permanentemente um sentido de seqüência de fase anti-horário (ACB) . Uma rotação reversa temporária também é possível usando entradas binárias (veja Seção 2.21.2). UNIDADE DE TEMPERATURA O endereço 276 TEMP. UNIT permite que você veja os valores de temperatura, tanto em graus Celsius, como em Fahrenheit. POLARIDADE DOS TRANSFORMADORES DE CORRENTE No endereço 201 CT Starpoint, a polaridade dos transformadores de corrente conectados em estrela é especificada (a figura seguinte aplica-se correspondentemente a dois transformadores de corrente). Esse ajuste determina a direção de medição do dispositivo (para a frente= direção da linha). Modificar este ajuste também resulta em uma polaridade reversa das entradas de corrente de terra IN ou INS. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 15 | 71 Figura 2.2 Polaridade dos transformadores de corrente CONEXÃO DE TENSÃO O endereço 213 especifica como os transformadores de potencial estão conectados. VT Connect. 3ph = Van, Vbn, Vcn significa que três tensões de fase em conexão estrela estão conectadas, VT Connect. 3ph = Vab, Vbc, VGnd significa que duas tensões fase-fase (conexão em V) e VN estão conectadas. O último ajuste também é selecionado quando somente dois transformadores de tensão fase-fase são utilizados ou quando somente a tensão residual (tensões de seqüência zero) estão conectados ao dispositivo. O dispositivo 7SJ64 tem 4 entradas de medição de tensão que ativam outras opções além dos tipos de conexões acima mencionados: VT Connect. 3ph = Van, Vbn, Vcn, VGn é selecionada se as três tensões de fase em conexão estrela e VN está conectada à quarta entrada de tensão do dispositivo. Selecione VT Connect. 3ph = Van, Vbn, Vcn, VSy no caso da quarta entrada de tensão ser usada para função de sincronização, mesmo se as duas tensões fase-fase (conexão-V) estejam disponíveis no lado primário (desde que as tensões estejam conectadas ao dispositivo de tal forma, que o dispositivo meça tensões fase-terra sob condições simétricas). Nota: Se a função de sincronização for usada para conexão a tensões bifásicas em conexão V (veja acima), o dispositivo não pode determinar tensão de seqüência zero. A função “Proteção Direcional Temporizada de Sobre corrente à Terra”, “Detecção Direcional de Falta à Terra” e “Monitoramento de Falha do Fusível (FFM) (“Directional Time Overcurrent Ground Protection“, “Directional Ground Fault Detection“ e “Fuse- Failure-Monitor (FFM)“ precisam estar desativadas. O parâmetro 240 VT Connect. 1ph está ajustado para especificar que somente um transformador de tensão está conectado aos dispositivos. Nesse caso, o usuário define qual tensão primária está conectada a qual entrada analógica. Se uma das tensões disponíveis é selecionada, isto é, um ajuste diferente de NO (NÃO), o ajuste do endereço 213 não é mais relevante. Somente o endereço 240 é ajustado. Se, por outro lado, o parâmetro 240 VT Connect. 1ph é ajustado em NO (NÃO), o parâmetro 213 será aplicado. Com o 7SJ64, a conexão de transformador de tensão monofásico conectado à entrada de tensão V4, é sempre interpretada como a tensão na qual deve ser sincronizado. UNIDADE DE DISTÂNCIA O endereço 215 Distance Unit corresponde a unidade de comprimento (km ou Milhas) aplicável à localização da falta. Se a função de localização de falta não está incluída no dispositivo ou se a função de localização de falta está desativada, esse ajuste não tem efeito na operação do dispositivo. Mudar a unidade de comprimento, não resultará em conversão automática entre os sistemas. Tais conversões devem ser configuradas nos endereços apropriados. ATEX100 O endereço 235 ATEX100, permite que as necessidades dos motores protegidos de explosão, no que tange ao total preenchimento de seus perfis térmicos, sejam supridas. Ajuste este parâmetro para YES (SIM) para salvar as réplicas térmicas dos dispositivos 7SJ62/63/64 no caso de falha da fonte de alimentação. Após a tensão de alimentação ser restaurada, os perfis térmicos terminarão a operação usando os valores armazenados. Ajuste o parâmetro para NO (NÃO) para resetar as sobre temperaturas calculadas de todos os perfis térmicos para zero, se a fonte de alimentação falhar. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 16 | 71 PROTEÇÃO DE SOBRE CORRENTE TEMPORIZADA BIFÁSICA (DADOS SEP) A proteção de sobre corrente temporizada bifásica, é usada em sistemas isolados ou ressonantes aterrados, onde dispositivos trifásicos são desejados para coexistir com o equipamento bifásico de proteção existente. O parâmetro 250 50/51 2-ph prot pode ser ajustado para especificar se a proteção de sobre corrente opera com duas ou três fases. Ajustado para ON, a comparação de limite usa sempre o valor 0A ao invés do valor medido para IB, de forma que a fase B não possa iniciar um pickup. Todas as outras funções, entretanto, operam em três fases. PROTEÇÃO DE FALTA À TERRA Com o endereço 613 Gnd O/Cprot. w. define-se se a proteção de falta à terra deve operar usando valores medidos (Ignd (measured)) ou as grandezas calculadas das correntes trifásicas (3I0 (calcul.)). No primeiro caso, a grandeza medida na quarta entrada de corrente é avaliada. No último caso, a soma da corrente é calculada a partir das entradas de corrente trifásicas. Se o dispositivo tem o recurso de entrada de corrente sensitiva de terra (faixa de medição inicia em 1mA), a proteção de falta à terra sempre usa a quantidade calculada 3I0. Nesse caso, o parâmetro 613 Gnd O/Cprot. w. não está disponível. PROTEÇÃO DE TENSÃO ( MUDANÇA DE VALORES CARACTERÍSTICOS) Com conexão trifásica, o componente harmônico fundamental da maior das três tensões fase-fase (Vphph), é fornecido para elementos de proteção de sobre tensão, ou tensão de seqüência negativa (V2). Com conexão trifásica, a proteção de sub tensão conta com a tensão de seqüência negativa V1 e/ou com a menor das tensões fase-fase Vphph. Essas especificações podem ser configuradas por meio do parâmetro 614 OP. QUANTITY 59 e 615 OP. QUANTITY 27. Se os transformadores de potencial estão conectados monofasicamente, há uma comparação direta dos valores medidos e limites, e a mudança do ajuste dos valores característicos é ignorada. VALORES NOMINAIS DOS TRANSFORMADORES DE CORRENTE (TC) Nos endereços 204 CT PRIMARY e 205 CT SECONDARY, a informação é entrada considerando as relações primárias e secundárias de corrente dos transformadores de corrente. É importante assegurar que a corrente secundária nominal dos transformadores de corrente, combinem com a corrente nominal do dispositivo, caso contrário, o dispositivo calculará incorretamente os dados primários. Nos endereços 217 Ignd-CT PRIM e 218 Ignd-CT SEC, a informação de entrada considerando a relação de corrente primária e secundária dos transformadores de corrente. No caso de conexão normal (corrente de ponto estrela conectada a transformador IN) 217 Ignd-CT PRIM e 204 CT PRIMARY devem ser ajustados para os mesmos valores. Se o dispositivo possui o recurso de entrada sensitiva de corrente de terra, o endereço 218 Ignd-CT SEC é ajustado para 1 A. Nesse caso o ajuste não pode ser mudado. VALORES NOMINAIS DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP) Nos endereços 202 Vnom PRIMARY e 203 Vnom SECONDARY, a informação é configurada considerando as tensões nominais primária e secundária (fase-fase) dos transformadores de tensão conectados. RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP) No endereço 206 Vph / Vdelta, o fator de ajuste entre a tensão de fase e a tensão residual é comunicado ao dispositivo. Essa informação é relevante para a detecção de faltas à terra (em sistemas aterrados e não aterrados), valor operacional medido VN e monitoramento da grandeza medida. Se o conjunto de transformadores de potencial fornecer ligações delta aberto e se essas ligações estiverem conectadas ao dispositivo, isso deve ser especificado em concordância nos endereços 213 (veja acima no cabeçalho de margem “Conexão de Tensão”), desde que a relação de transformação de tensão seja como segue: O fator Vph/VN (tensão secundária, endereço 206 Vph / Vdelta) tem a relação de 3/ √3 = √3 = 1. 73 que precisa ser usada se a tensão VN estiver conectada. Para outras relações de transformação, isto é, para a formação da tensão residual por meio de um conjunto de transformadores interconectados, o fator deve ser corrigido em conformidade. Favor considerar que também a tensão secundária calculada VN é dividida pelo ajuste do valor no endereço 206 Vph / Vdelta. Então, mesmo se a tensão VN não estiver conectada, o endereço 206 Vph / Vdelta tem um impacto no valor secundário operacional medido V N DURAÇÃO DE TRIP E DO COMANDO DE FECHAMENTO (CB) . _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 17 | 71 O endereço 210 TMin TRIP CMD é usado para ajuste do mínimo tempo de trip em que os contatos permanecerão fechados. Esse ajuste aplica-se a todas as funções de proteção que dão inicio a trip. O endereço 211 TMax CLOSE CMD é usado para ajuste do tempo máximo que os contatos de fechamento permanecerão fechados. Esse ajuste aplica-se à função integrada de religamento. Esse ajuste deve ser suficientemente longo para permitir que os contatos do disjuntor sejam adequadamente reengatados. Uma excessiva duração não ocasiona problema, pois o comando de fechamento é interrompido no caso de início de um novo trip por uma função de proteção. MONITORAMENTO DO FLUXO DE CORRENTE (CB) O endereço 212 BkrClosed I MIN corresponde ao valor limite do sistema integrado de monitoramento do fluxo de corrente. Esse parâmetro é usado por várias funções de proteção (por exemplo, proteção de tensão com critério de corrente, proteção de falha do disjuntor, proteção de sobrecarga, inibição de partida de motores e manutenção do disjuntor). Se o valor configurado de corrente exceder o ajuste, o disjuntor é considerado fechado. O ajuste do valor de limite aplica-se às três fases e devem ser consideradas todas as funções de proteção usadas. Quanto à proteção de falha do disjuntor, o valor de limite deve ser ajustado a um nível inferior ao mínimo de falta de corrente, no qual a proteção de falha do disjuntor deverá operar. O ajuste de 10% abaixo do mínimo da falta de corrente, para a qual a proteção de falha do disjuntor deva operar, é o recomendado. O valor de pickup não deverá ser ajustado tão baixo, caso contrário, o perigo de existir transientes no circuito do transformador secundário de corrente conduz a tempos de dropout extensos, se corrente excessivamente altas forem desligadas. Ao usar o dispositivo para proteção de motor, proteção de sobrecarga e inibição de partida, o relé de proteção pode distinguir entre um motor funcionando e um motor parado, bem como considerar os diferentes comportamentos do resfriamento do motor. Para essa aplicação, o valor ajustado deverá ser inferior aquele mínimo de corrente do motor sem carga. MANUTENÇÃO DO DISJUNTOR (CBM) Os parâmetros 260 a 267 são designados para manutenção do disjuntor. Os parâmetros e os seus diferentes procedimentos, são explicados nas notas de ajustes dessa função (veja a Seção 2.23.3). 2.1.4 REGISTRO GRÁFICO DE FALTAS (OSCILOGRAFIA) A Proteção Multifunção com Controle 7SJ62/63/64 está equipada com uma memória de gravação de faltas. Os valores instantâneos das grandezas medidas iA, iB, iC, iN ou iNS e vA, vB, vC, vN ou 3 · v0 e vSYN (somente 7SJ64) (tensões de acordo com a conexão), são amostradas em intervalos de 1.25 ms (para 50Hz) e armazenadas em um buffer de circulação (16 amostras por ciclo). Para uma falta, os dados são armazenados por um período ajustável de tempo, mas não maior do que 5 segundos (até 20 segundos para o 7SJ64). Até 8 registros de faltas podem ser gravados nesse buffer. A memória de gravação de falta é automaticamente atualizada com toda nova falta, assim, nenhum reconhecimento de faltas gravadas previamente é necessário. O buffer de gravação de faltas pode também ser iniciado com pickup de proteção, por meio de entrada binária e porta serial. 2.1.4.1 DESCRIÇÃO Os dados podem ser acessados pelas interfaces seriais com um computador pessoal e avaliados com o programa de processamento de dados de proteção DIGSI e o software de análise gráfica SIGRA 4. O último representa graficamente o dado gravado durante falta no sistema e também calcula informação adicional dos valores medidos. Correntes e tensões podem ser apresentadas como desejado, tanto como valores primários quanto secundários. Sinais são adicionalmente gravados como trilhas binárias (marcas), por exemplo, pickup, trip. Se o dispositivo possuir uma interface serial de sistema, a gravação do dado de falta poderá ser passado para um dispositivo central, por meio dessa interface. A avaliação do dado é feita por programas de aplicação no dispositivo central. Correntes e tensões são referidas a seus valores máximos em escala a seus valores nominais, e preparados para representação gráfica. Traços dos sinais binários (marca) de eventos em particular, por exemplo, “detecção de falta”, “trip”, são também representados. No caso de transferência para um dispositivo central, a solicitação para transferência de dados pode ser executada automaticamente e pode ser selecionada para ocorrer após a detecção de cada falta pela proteção, ou somente após o trip. 2.1.4.2 NOTAS DE AJUSTES Configuração Gravação de falta (captura de forma de onda), somente ocorrerá se o endereço 104 OSC. FAULT REC. for ajustado para Enabled (Ativado). Outros ajustes pertinentes à gravação de faltas (captura de forma de onda) são encontrados no sub menu Osc. Fault _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 18 | 71 Rec. do menu SETTINGS. Deve ser distinguido para gravação de falta, entre o disparo e o critério de gravação (endereço 401 WAVEFORMTRIGGER). Normalmente, o disparo é o pickup de um elemento de proteção, isto é, quando há pickup de um elemento de proteção o tempo é 0. O critério para salvar, tanto pode ser o pickup do dispositivo (Save w. Pickup) quanto o trip do dispositivo (Save w. TRIP). Um comando de trip emitido pelo dispositivo pode também ser usado como disparo (Start w. TRIP); Um evento de falta inicia com pickup por qualquer função de proteção e termina quando o último pickup da função de proteção tenha tido o seu dropout. Usualmente isso é também a extensão da gravação de uma falta (endereço 402 WAVEFORM DATA = Fault event). Se for executado o religamento automático, a falta completa na rede - ou com mais religamentos automáticos - pode ser gravada até a eliminação final (endereço 402 WAVEFORM DATA = Pow.Sys.Flt.). Isso facilita a representação de todo o histórico de faltas do sistema, mas também consome capacidade de armazenamento, durante o(s) tempo(s) morto(s) do auto-religamento. O tempo real de armazenamento inclui o tempo de pré-falta PRE. TRIG. TIME (endereço 404) anterior ao instante de referência, o tempo de gravação normal e o tempo pós-falta POST REC. TIME (endereço 405), após o critério de armazenamento ter sido resetado. A duração máxima de uma falta gravada MAX. LENGTH é configurada no endereço 403. Salvar cada falta gravada não deve exceder a cinco segundos. Um total de 8 gravações podem ser salvas, entretanto, a duração de tempo total de todas as gravações de faltas no buffer, não pode ultrapassar 5 segundos. Uma gravação oscilográfica pode ser disparada por uma mudança no status de uma entrada binária, ou através da interface de operação pelo PC. A armazenagem é então disparada dinamicamente. O tempo de duração da gravação de falta é ajustado no endereço 406 BinIn CAPT.TIME (duração máxima entretanto é MAX. LENGTH, endereço 403). Tempos de pré-faltas e pós-faltas serão incluídos. Se o tempo da entrada binária for ajustado para ∞, então o tempo de duração da gravação iguala o tempo em que a entrada binária for ativada (estática), ou o MAX. LENGTH ajustado no endereço 403, o que for mais curto. 2.1.5 GRUPOS DE AJUSTES Quatro grupos independentes podem ser criados para estabelecimento das funções de ajustes do dispositivo. Aplicações • Grupos de ajustes habilitam o usuário a salvar ajustes correspondentes para cada aplicação, de forma que possam ser rapidamente solicitados quando assim for desejado. Todos os grupos de ajustes estão armazenados no relé. Apenas um grupo de ajuste pode ser ativado em um dado momento. 2.1.5.1 DESCRIÇÃO MUDANDO GRUPOS DE AJUSTES Durante a operação, o usuário pode mudar entre quatro grupos de ajustes localmente, por meio do painel operador, por entradas binárias (se assim configurado), ou interface de serviço usando um computador pessoal ou pela interface do sistema. Por razões de segurança, não é possível mudar entre os grupos de ajuste durante uma falta do sistema de potência. Um grupo de ajustes inclui ajustes de valores para todas as funções que tenham sido selecionadas como Enabled durante a configuração (veja seção 2.1.1.2). Nos dispositivos 7SJ62/63/64, quatro grupos de ajustes independentes (A até D) estão disponíveis. Enquanto valores de ajustes podem variar, as funções de seleção de cada grupo de ajuste permanecem as mesmas. 2.1.5.2 NOTAS DE AJUSTES GERAL Se não forem necessários múltiplos grupos de ajustes, o grupo A é o default de seleção. Então, o resto dessa seção não se aplica. Se forem desejados múltiplos grupos de ajustes o endereço Grp Chge OPTION deve ser ajustado para Enabled (endereço 103). Para o ajuste dos parâmetros das funções, você configura cada um dos grupos de ajustes necessários de A a D, um de cada vez. No máximo quatro são possíveis. Favor verificar o SIPROTEC® 4 System Description, para aprender como copiar grupos de ajustes ou resetá-los a seus status da entrega e também, o que você deverá fazer para mudar de um grupo para outro. A sub-seção 3.1 deste manual, informa como você deve proceder para mudar entre vários grupos de ajustes externamente, por meio de entradas binárias. 2.1.6 DADOS DO SISTEMA DE POTÊNCIA 2 2.1.6.1 DESCRIÇÃO Os dados gerais de proteção (P.System Data 2) incluem ajustes associados com todas as funções, mais do que uma proteção específica ou função de monitoramento. Em contraste com os P.System Data 1 já discutido anteriormente, podem ser mudados com os grupos de ajustes. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 19 | 71 Aplicações Se a tensão primária de referência e a corrente primária de referência do objeto protegido são ajustadas, o dispositivo fica apto a calcular e a exibir os valores percentuais das medições operacionais. Para proteção de motores, a detecção de partida de motor representa um recurso importante. Exceder o valor de corrente configurado serve como critério. 2.1.6.2 NOTAS DE AJUSTES DEFINIÇÃO DE VALORES NOMINAIS Nos endereços 1101 FullScaleVolt. e 1102 FullScaleCurr., a tensão primária de referência (fase-fase) e a corrente primária de referência (fase) do equipamento protegido, são aquisitadas (por exemplo, motores). Se esses valores de referência casam com as relações primárias de TP e TC, elas correspondem aos ajustes no endereço 202 e 204 (Subseção 2.1.3.2). Elas são geralmente usadas para mostrar valores referenciados à escala completa. RELAÇÕES DE IMPEDÂNCIA À TERRA (SOMENTE PARA LOCALIZAÇÃO DE FALTA) A relação de impedância à terra só é relevante para localização de faltas na linha. No endereço 1103, a relação de resistência RG/RL Ratio é parametrizada, e no endereço 1104, é parametrizada a relação de reatância XG/XL Ratio. Elas são calculadas separadamente e não correspondem aos componentes imaginário e real de Z0/Z1. Assim sendo, não são necessários cálculos complexos! As relações são obtidas dos dados do sistema usando-se a seguinte fórmula: Onde R0 – resistência de seqüência zero da linha X0 – reatância de seqüência zero da linha R1 – Resistência de seqüência positiva da linha X1 – reatância de seqüência positiva da linha Esses valores tanto podem ser aplicados ao comprimento completo da linha, quanto baseados por unidade de comprimento da linha, uma vez que os quocientes são independentes do comprimento da linha. Exemplo de Cálculo: Linha aérea de 20 kV de 120 mm 2 com os seguintes dados: R1/s = 0.39 Ω/milha Resistência de seqüência positiva X1/s = 0.58 Ω/milha Reatância de seqüência positiva R0/s = 1.42 Ω/milha Resistência de seqüência zero X0/s = 2.03 Ω/milha Reatância de seqüência zero Para relações de impedância à terra, o seguinte resultado: esses valores são ajustados nos endereços 1103 e 1104 respectivamente. AJUSTE DE REATÂNCIA (SÓ PARA LOCALIZAÇÃO DE FALTA) O ajuste de reatância só deve ser parametrizado quando usada a função de localização de falta na linha. O ajuste de reatância habilita o relé de proteção a indicar a localização da falta em termos de distância. O valor X' de reatância é parametrizado como um valor x' no endereço 1105 em Ω por milhas, se ajustado para a unidade de distância Miles (endereço 215, veja Seção 2.1.3.2 "Unidade de Distância”), ou no endereço 1106 em Ω por kilometros, se ajustada para a unidade de distância km. Se o ajuste do endereço 215 for modificado após a entrada de um valor de reatância no endereço 1105 ou 1106, o valor de reatância deve ser modificado e parametrizado novamente. Ao usar um PC e DIGSI® para configuração, esses valores podem ser também parametrizados como valores primários. A seguinte conversão para valores secundários não é então relevante. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 20 | 71 Para cálculo de valores primários em termos de valores secundários em geral, aplica-se o seguinte: Da mesma forma, o seguinte vale para o ajuste de reatância de uma linha: com NCTR — Relação de transformador de corrente NVTR — Relação de transformador de potencial Exemplo de Cálculo: A seguir, a mesma linha é usada no exemplo, para relações de impedância à terra (acima) e dados adicionais nos transformadores de potencial serão usados: Transformador de Corrente 500 A / 5 A Transformador de Potencial 20 kV / 0.1 kV O valor secundário de reatância é calculado como a seguir: RECONHECIMENTO DE CONDIÇÃO EM ANDAMENTO (SOMENTE PARA MOTORES) Quando o valor de corrente configurado no endereço 1107 I MOTOR START é excedido, isso será interpretado como partida de motor. Esse parâmetro é usado para monitorar o tempo de partida e funções de proteção de sobrecarga. Para esse ajuste, o seguinte deverá ser considerado: • Deve ser selecionado um ajuste que seja mais baixo do que o da corrente real de partida do motor, sob condições de total carga e tensão. • Durante a partida do motor, o perfil térmico da proteção de sobrecarga está “congelada”, isto é, mantida a um nível constante. Esse limite não deverá ser ajustado desnecessariamente baixo, uma vez que limita a faixa operacional da proteção de sobrecarga para altas correntes, durante a operação. INVERSÃO DE VALORES DE MEDIÇÃO DE POTÊNCIA / VALORES MEDIDOS Os valores direcionais (potência, fator de potência, trabalho e valores relativos a mínimos, máximos e médias), calculados nos valores operacionais medidos, são usualmente definidos com direção positiva na direção do objeto protegido. Isso requer que a polaridade de conexão para todo o dispositivo, seja configurada dessa forma no P.System Data 1 (compare também "Polaridade dos Transformadores de Corrente”, endereço 201). Também é possível aplicar diferentes ajustes para a direção “para frente” para as funções de proteção e a direção positiva para a energia, etc., por exemplo, ter a fonte de alimentação ativa (da linha para o barramento) mostrada positivamente. Para fazer isso, ajuste o endereço 108 P,Q sign para reversed. Se o ajuste for not reversed (default), a direção positiva para a energia etc. corresponde à direção “para frente” para as funções de proteção. O Capítulo 4 fornece uma lista detalhada dos valores em questão. 2.1.7 MÓDULO EN100 2.1.7.1 DESCRIÇÃO FUNCIONAL O Módulo EN100 ativa a integração do 7SJ62/63/64 em redes de comunicação de 100-MBit em sistemas de controle e automação, com os protocolos em conformidade com padrão IEC 61850. Esse padrão permite comunicação contínua dos dispositivos, sem conversores de protocolo e gateways. Mesmo quando instalados em ambientes heterogêneos, os relés SIPROTEC 4 estão aptos a operações abertas e inter-operativas. Em paralelo ao sistema de integração de controle, essa interface permite comunicação DIGSI e comunicações entre relés por meio de GOOSE. 2.1.7.2 NOTAS DE AJUSTES SELEÇÃO DA INTERFACE Não é necessário qualquer ajuste especial para operação do módulo Ethernet de interface do sistema (IEC 1850, EN100-Module). Se a versão solicitada do dispositivo estiver equipada com tal módulo, ele é automaticamente alocado `a interface disponível, para tanto nomeada como Port B(Porta B). _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 21 | 71 2.1.7.3 LISTA DE INFORMAÇÕES No. Informação Ti po de Info. Comentári os 009.0100 Failure Modul IntSP Falha do Módulo EN100 009.0101 Fail Ch1 IntSP Falha do Canal 1 de ligação EN100 (Ch1) 009.0102 Fail Ch2 IntSP Falha do canal 2 de ligação EN100 (Ch2) 2.2 PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE 50, 51, 50N, 51N A proteção geral de sobre corrente temporizada é a principal função de proteção do relé 7SJ62/63/64. Cada corrente de fase e corrente de terra é fornecida com três elementos. Todos os elementos são independentes entre si e podem ser combinados de qualquer forma. Se for desejado, em sistemas isolados ou ressonantes aterrados, que os dispositivos trifásicos trabalhem em conjunto com equipamento de proteção bifásico, a proteção de sobre corrente temporizada pode ser configurada de tal forma que permita a operação além do modo trifásico. (veja Seção 2.1.3.2). O elemento de alta corrente 50-2 e o elemento de sobre corrente 50-1 sempre operam com tempo de trip definido, o terceiro elemento 51, opera sempre com tempo inverso de trip. Aplicações • A proteção não direcional de sobre corrente temporizada, é adequada a redes que sejam radiais e supridas de uma única fonte ou redes em loop aberto ou para proteção de backup de esquemas de proteção diferencial de todos os tipos de linhas, transformadores, geradores, motores e barramentos. 2.2.1 GERAL Dependendo do parâmetro 613 Gnd O/Cprot. w., a proteção de sobre corrente para corrente de terra pode tanto operar com valores medidos IN, quanto com grandezas 3I0 calculadas dessas três correntes de fase. Dispositivos com recursos de entrada de corrente sensitiva de terra, entretanto, geralmente usam a grandeza calculada 3I0. Todo elemento de sobre corrente ativado no dispositivo, pode ser bloqueado por meio da função de religamento automático (dependendo do ciclo) ou através de sinal externo para as entradas binárias do dispositivo. A remoção do bloqueio durante pickup reiniciará temporizações. O sinal de Fechamento manual é uma exceção. Se um disjuntor for manualmente fechado sob uma falta de corrente, ele pode ser reaberto imediatamente. Para sobre corrente ou elemento de ajuste elevado o retardo pode ser “by-passado” por meio de pulso de Fechamento manual, resultando em trip de alta velocidade. Esse pulso é estendido em pelo menos 300 ms. A função de religamento automático 79, pode iniciar trip imediato para os elementos de sobre corrente e ajuste alto, dependendo do ciclo. Pickup dos elementos 50Ns podem ser estabilizados pelo ajuste de tempos de dropout. Essa proteção vem a ser usada em sistemas onde ocorrem faltas intermitentes. Combinado com relés eletromecânicos, permite respostas diferentes de dropout para serem ajustadas e um tempo de graduação de relés digitais e eletromecânicos a ser implementado. Ajustes de pickup e temporização podem ser rapidamente adaptados às necessidades do sistema por meio de trocas de ajustes dinâmicos (veja Seção 2.4). Trip pelos elementos 50-1, 51 (em fases), 50N-1 e 51N (em direção à terra) podem ser bloqueados para condições de inrush, pela utilização do recurso de restrição de inrush. A tabela a seguir dá uma visão geral da interconexão com outras funções do 7SJ62/63/64. Elementos de Sobre corrente Temporizada Conexão ao Religamento Automático Fechamento manual Pickup Dinâmico de Carga Fria Restrição de Inrush 50-1 - - - - 50-2 - - - 51 - - - - 50N-1 - - - - 50N-2 - - - 51N - - - - Tabela 2.1 - Interconexão com outras funções 2.2.2 ELEMENTOS DE ALTA-CORRENTE COM TEMPOS DEFINIDOS 50-2, 50N-2 Correntes de fase e de terra são separadamente comparadas com os valores de pickup dos elementos com ajuste alto 50-2 e 50N-2. Se o respectivo valor de pickup for excedido isso é sinalizado. Após as temporizações definidas pelo usuário 50-2 DELAY ou 50N-2 DELAY _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 22 | 71 tenham terminado, sinais de trip são emitidos. Os sinais estão disponíveis para cada elemento. O valor de dropout é aproximadamente igual a 95% do valor de pickup para correntes superiores a > 0.3 INom. Pickup pode ser estabilizado pelo ajuste de tempos de dropout 1215 50 T DROPOUT ou 1315 50N T DROP-OUT. Esse tempo é iniciado e mantém a condição de pickup se a corrente cair abaixo do limite. A função dessa maneira não causa dropout instantaneamente. A temporização de trip 50-2 DELAY ou 50N-2 DELAY continua, entretanto. Após a temporização do dropout ter terminado, o pickup é reportado como OFF e a temporização de trip é resetada, a menos que o limite 50-2 PICKUP ou 50N-2 PICKUP tenha sido novamente violado. Se o limite é excedido outra vez enquanto a temporização de dropout ainda está em andamento, ela será cancelada. A temporização de trip 50-2 DELAY ou 50N-2 DELAY continua nesse ínterim. Se o limite é ainda excedido após o tempo ter se esgotado, um trip dará inicio imediatamente. Se a violação do limite não mais existir, não haverá resposta. Se o limite for novamente violado após ter se esgotado a temporização do comando de trip e enquanto a temporização de dropout ainda estiver em andamento, um trip será iniciado imediatamente. Esses elementos podem ser bloqueados pelo recurso de religamento automático (AR). A figura a seguir mostra os diagramas lógicos para elementos de alta corrente 50-2 e 50N-2. Figura 2.3 - Diagrama lógico dos elementos 50-2 de alta corrente para fases Se o parâmetro MANUAL CLOSE é ajustado para 50-2 instant. e aplica-se a detecção de fechamento manual, o trip é iniciado tão logo aconteçam as condições de pickup, mesmo se o elemento estiver bloqueado por entrada binária. O mesmo se aplica para 79AR 50-2 instantâneo. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 23 | 71 Figura 2.4 - Diagrama Lógico do elemento de alta corrente 50N-2 para terra Se o parâmetro MANUAL CLOSE está ajustado para 50N-2 instant. e aplica-se a detecção para fechamento manual, o trip é iniciado tão logo aconteçam as condições de pickup, mesmo se o elemento estiver bloqueado por entradas binária. O mesmo se aplica para 79AR 50N- 2 instantâneo. 2.2.3 ELEMENTOS DE SOBRE CORRENTE COM TEMPOS DEFINIDOS 50-1, 50N-1 Cada corrente de fase e de terra é comparada separadamente com os valores de ajustes dos elementos 50-1 e 50N-1 do relé e sinalizados separadamente quando excedidos. Se o recurso de restrição de inrush (veja abaixo) é aplicado, tanto os sinais de pickup normal como os correspondentes sinais de inrush são sinalizados enquanto detectada a corrente de inrush. Após as temporizações configuradas pelo usuário 50-1 DELAY e 50N-1 DELAY se esgotarem, um sinal de trip é emitido se nenhuma corrente de inrush for detectada ou se a restrição de inrush estiver desativada. Se o recurso de restrição de inrush estiver ativado e existir uma condição de inrush, não ocorre trip, mas uma mensagem é gravada e exibida, indicando quando terminou a temporização do elemento de sobre corrente. Sinais de trip e sinais de expiração da temporização estão disponíveis separadamente para cada elemento. O valor de dropout é aproximadamente igual a 95% do valor de pickup, para correntes maiores que > 0.3 INom. Pickups podem ser estabilizados pelo ajuste dos tempos de dropout 1215 50 T DROP-OUT ou 1315 50N T DROP-OUT. Esse tempo é iniciado e mantém a condição de pickup se a corrente cair abaixo do limite. A função, dessa forma, não causa dropout instantaneamente. A temporização de trip 50-1 DELAY ou 50N-1 DELAY continua nesse meio tempo. Após a temporização de dropout ter esgotado, o pickup é reportado como OFF e a temporização de trip é resetada, a menos que o limite 50-1 PICKUP ou 50N-1 PICKUP tenha sido novamente violado. Se o limite for violado novamente enquanto a temporização de dropout ainda está em andamento, ela será cancelada. A temporização de trip 50-1 DELAY ou 50N-1 DELAY continua nesse meio tempo. Se o limite ainda é excedido após o tempo ter se esgotado, será iniciado um trip imediatamente. Se a violação do limite não mais existir, não haverá resposta. Se o limite for novamente violado após o comando de temporização de trip ter se esgotado e enquanto a temporização de dropout ainda estiver em andamento, um trip será iniciado imediatamente. A estabilização de pickup dos elementos 50-1 ou 50N-1 por meio de tempo ajustável de dropout é desativada se um pickup de inrush estiver presente e desde que um inrush não represente falta intermitente. Esses elementos podem ser bloqueados pelo recurso de auto-religamento (AR). _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 24 | 71 Figura 2.5 - Diagrama lógico dos elementos de corrente 50-1 para fases A temporização de dropout só ocorre se não for detectado inrush. Um inrush que se apresente irá resetar uma temporização de dropout em andamento. Se o parâmetro MANUAL CLOSE é ajustado para 50 -1 instant. e aplica-se detecção de fechamento manual, o trip é iniciado tão logo ocorra a condição de pickup, mesmo se o elemento for bloqueado por entrada binária. O mesmo se aplica para 79AR 50-1 instantâneo. Figura 2.7 - Diagrama lógico do elemento de corrente para terra 50N-1 _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 25 | 71 Se o parâmetro MANUAL CLOSE é ajustado para 50N-1 instant. e aplica-se a detecção para fechamento manual, o trip é iniciado tão logo ocorram as condições de pickup, mesmo se o elemento está bloqueado por entrada binária. O mesmo se aplica para 79AR 50N-1 instantâneo. Os valores de pickup para cada elemento 50-1, 50-2 para correntes de fase e 50N-1, 50N-2 para corrente de terra e as temporizações válidas para cada elemento, podem ser ajustadas individualmente. A temporização de dropout só opera se nenhum inrush for detectado. Um inrush em andamento reseta a temporização de dropout em andamento. Figura 2.8 - Lógica da temporização de dropout para elemento de corrente de terra 50N-1 2.2.4 ELEMENTOS DE SOBRECORRENTE DE TEMPO INVERSO 51, 51N Elementos de tempo inverso são dependentes da variante solicitada. Operam com uma característica inversa de tempo, tanto no padrão IEC- ou ANSI quanto nas características definidas pelo usuário. As características e suas fórmulas associadas são fornecidas em Dados Técnicos. Se uma característica de tempo inverso tiver sido configurada, elementos definidos de tempo 50-2 e 50-1 são também ativados (veja Seções "Elementos de Tempo Definido com Alto Ajuste 50-2, 50N-2" e "Elementos de Sobre corrente de Tempo Definido 50-1, 50N-1"). 2.2.4.1 COMPORTAMENTO DE PICKUP Cada corrente de fase e de terra é comparada separadamente com os valores de pickup do elemento de proteção de sobre corrente de tempo inverso 51 e 51N. Se uma corrente excede 1.1 vezes o valor de ajuste, o elemento correspondente dá pickup e é sinalizado individualmente. Se for aplicado o recurso de restrição de inrush, são dados tanto os sinais de pickup normal quanto os sinais correspondentes de inrush, enquanto for detectada a corrente de inrush. Pickup de um elemento do relé é baseado no valor rms do harmônico fundamental. Quando um elemento 51 entra em pickup, a temporização do sinal de trip é calculada usando um processo de medição integrado. A temporização calculada, depende do fluxo da corrente e das características de trip selecionadas. Uma vez esgotada a temporização, é emitido um sinal de trip assumindo que nenhuma corrente de inrush foi detectada ou que a restrição de inrush está desativada. Se a restrição de inrush estiver ativada e existir condição de inrush, não ocorre trip, mas uma mensagem é gravada e exibida, indicando quando a temporização do elemento de sobre corrente se esgota. Esses elementos podem ser bloqueados pelo recurso de auto-religamento (79). Para o elemento de corrente de terra 51N, a característica pode ser selecionada independentemente da característica usada para correntes de fase. Valores de pickup dos elementos 51 (fases) e 51N (corrente de terra) e os multiplicadores associados de tempo, podem ser ajustados individualmente. As duas figuras seguintes mostram os diagramas lógicos para a proteção 51 e 51N. Figura 2.9 - Diagrama lógico dos elementos de corrente para fases 51 _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 26 | 71 Se o parâmetro MANUAL CLOSE é ajustado para 51 instant. e aplica-se a detecção para fechamento manual, o trip é iniciado tão logo aconteçam as condições de pickup, mesmo se o elemento for bloqueado por entrada binária. O mesmo se aplica para 79AR 51 instantâneo. Figura 2.10 - Diagrama lógico do elemento de corrente para terra 51N Se o parâmetro MANUAL CLOSE é ajustado para 51N instant. e aplica-se a detecção para fechamento manual, o trip é iniciado tão logo aconteçam as condições de pickup, mesmo se o elemento for bloqueado por entrada binária. O mesmo se aplica para 79AR 51N instantâneo. 2.2.4.2 COMPORTAMENTO DE DROPOUT Ao usar uma curva ANSI ou IEC selecione se o dropout de um elemento deve ocorrer instantaneamente após o limite ter sido atingido ou se o dropout deve ser executado por meio de emulação de disco. "Instantaneamente" significa que o pickup entra em dropout quando o valor de aproximadamente 95% é atingido. Para um novo pickup o contador de tempo inicia em zero. A emulação de disco lembra um processo de dropout (o contador de tempo é decrescente) que inicia após a desenergização. Esse processo corresponde ao reset de um disco Ferraris (explicando sua denominação “emulação de disco”). No caso de ocorrerem várias faltas em sucessão, a “história” é levada em consideração devido à inércia do disco Ferraris e o tempo de resposta é adaptado. O reset é iniciado tão logo 90% do valor de ajuste é atingido, de acordo com a curva de dropout da característica selecionada. Na faixa entre o valor de dropout (95% do valor de pickup) e 90% do valor ajustado, os processos de incremento e decréscimo estão em estado idle. A emulação de disco oferece vantagens quando os elementos de sobre corrente do relé devem ser coordenados com os relés eletromecânicos convencionais, localizados na direção da fonte. 2.2.4.3 Curvas Definidas pelo Usuário Quando são utilizadas curvas definidas pelo usuário, a curva de trip pode ser definida ponto a ponto. Até 20 pares de valores podem ser parametrizados (corrente, tempo). O dispositivo então se aproxima da característica usando interpolação linear. A curva de dropout pode, da mesma forma, ser definida pelo usuário. Veja dropout para curvas ANSI e IEC na descrição de funções. Se nenhuma curva de dropout definida pelo usuário é necessária, o elemento entra em dropout tão logo a corrente respectiva caia aproximadamente 95% abaixo do valor ajustado de pickup. Quando um novo pickup acontece, o temporizador inicia novamente em zero. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 27 | 71 2.2.5 FUNÇÃO DE PICKUP DINÂMICO DE CARGA FRIA Pode ser necessário aumentar dinamicamente os valores de pickup se, durante a partida, certos elementos do sistema mostrem um aumento do consumo de energia após um longo período de tensão zero (por exemplo, sistemas de ar condicionado, instalações de aquecimento, motores). Então, um aumento geral de limites de pickup pode ser evitado levando-se em consideração tais condições de partida. A mudança do valor de pickup dinâmico é comum para todos os elementos de sobre corrente e está descrito na Seção 2.4. Os valores alternativos de pickup podem ser ajustados individualmente para cada elemento de proteção de sobre corrente temporizada. 2.2.6 RESTRIÇÃO DE INRUSH Quando o relé de proteção multifunção com controle local 7SJ62/63/64 é instalado, por exemplo, para proteger um transformador de energia, grandes correntes de inrush fluirão quando o transformador for energizado. Essas correntes de inrush podem ser várias vezes a corrente nominal do transformador e, dependendo do tamanho e design do transformador, podem durar de vários milisegundos a vários segundos. Apesar do pickup dos elementos do relé ser baseado no componente harmônico fundamental das correntes medidas, falso pickup do dispositivo devido a inrush é ainda um problema em potencial, desde que, dependendo do tamanho e design do transformador, a corrente de inrush compreenda um grande componente da fundamental. O 7SJ62/63/64 tem como recurso uma função integrada de restrição de inrush. Ela previne pickup normal dos elementos 50-1 ou 51 (não 50-2) nas fases e na direção à terra da proteção direcional e não direcional de sobre corrente temporizada. O mesmo vale para os limites alternativos de pickup da função de pickup dinâmico de carga fria. Após detecção das correntes de inrush acima de um valor especial são gerados sinais de inrush. Esses sinais também iniciam anunciações de faltas e iniciam a temporização de trip associada. Se as condições de inrush ainda estiverem presentes após esgotar-se a temporização de trip, é dada uma mensagem correspondente („....Timeout.“), mas o trip de sobre corrente é bloqueado (veja também diagramas lógicos de elementos de sobre corrente temporizada, Figuras 2.5 a 2.10). A corrente de inrush contém um componente de segundo harmônico relativamente grande (duas vezes a freqüência nominal) que está praticamente ausente durante uma corrente de falta. A restrição de inrush está baseada na avaliação do 2º harmônico presente na corrente de inrush. Para análise de freqüência, são usados filtros digitais para conduzir uma análise de Fourier das três correntes de fase e corrente de terra. A corrente de inrush é reconhecida, se as seguintes condições forem completadas ao mesmo tempo: • o conteúdo harmônico é maior do que o valor de ajuste 2202 2nd HARMONIC; • as correntes não excedam um valor limite superior 2205 I Max; • um excedente do valor limite por meio de uma restrição de inrush do elemento bloqueado venha a ocorrer. Nesse caso, inrush na fase de influência é reconhecido (anunciações 1840 a 1842 e 7558 “InRush Gnd Det“, veja figura 2.11) e seu bloqueio é realizado. Uma vez que uma análise quantitativa dos componentes harmônicos não pode ser completada até que um ciclo CA completo tenha sido medido, pickup geralmente será bloqueado então. Assim sendo, assumindo que o recurso de restrição de inrush seja ativado, uma mensagem de pickup será retardada por um ciclo CA completo, se nenhum processo de fechamento estiver presente. Por outro lado, temporizações de trip do recurso da proteção de sobre corrente temporizada são imediatamente iniciadas, mesmo com a restrição de inrush estando ativada. Temporizações continuam a ocorrer com a presença de correntes de inrush. Se o bloqueio de inrush termina após atingir a temporização, ocorrerá trip imediato. Assim sendo, a utilização do recurso de restrição de inrush não resultará em quaisquer temporizações adicionais de trip. Se um elemento do relé termina durante bloqueio de inrush, a temporização associada será reajustada. 2.2.6.1 BLOQUEIO CRUZADO Uma vez que a restrição de inrush opera individualmente para cada fase, a proteção é ideal quando um transformador é energizado sob uma falta monofásica e as correntes de inrush são detectadas em uma diferente fase saudável. Entretanto, o recurso de proteção pode ser configurado para assegurar, que não somente esse elemento de fase, mas também os elementos remanescentes sejam bloqueados. Selecione a função Bloqueio Cruzado (CROSS BLOCK, endereço 2203), se o componente harmônico permissível da corrente é excedido para apenas uma fase. Favor levar em consideração que correntes de inrush fluindo em direção à terra, não fazem bloqueio cruzado de trip pelos elementos de fase. Bloqueio cruzado é reajustado se não houver mais inrush em qualquer fase. Além disso, a função de bloqueio cruzado pode ser limitada a um intervalo de tempo particular (endereço 2204 CROSS BLK TIMER). Após expirar esse intervalo de tempo, a função de bloqueio cruzado será desativada, mesmo se a corrente de inrush ainda estiver presente. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 28 | 71 A restrição de inrush tem um limite superior: acima dele (via parâmetro ajustável 2205 I Max) o bloqueio de corrente é suprimido, uma vez que uma falta de alta corrente é assumida nesse caso. A figura seguinte mostra a influência da restrição de inrush nos elementos de sobre corrente temporizada, incluindo bloqueio cruzado. Figura 2.11 - Diagrama lógico para restrição de inrush 2.2.7 LÓGICA DE PICKUP E LÓGICA DE TRIP As anunciações de pickup das fases individuais (ou terra) e os elementos individuais, estão combinados entre si de tal forma que a informação da fase e o elemento que tenha pickup seja dado. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 29 | 71 Tabela 2.2 - Avisos de pickup da proteção de sobre corrente temporizada Também para sinais de trip o elemento que deu inicio ao trip é indicado. 2.2.8 PROTEÇÃO BIFÁSICA DE SOBRECORRENTE TEMPORIZADA (SOMENTE NÃO DIRECIONAL) A Proteção bifásica de sobre corrente temporizada, é usada para sistemas isolados ou ressonantes-aterrados onde a interação com equipamento de proteção bifásica existente seja necessária. Uma vez que um sistema isolado ou ressonante-aterrado pode ainda ser operado com uma falta à terra em uma fase, essa função de proteção detecta faltas duplas de terra com altas correntes de falta à terra. Somente em último caso um alimentador faltoso deverá ser desligado. A medição de duas fases é suficiente para essa finalidade. Apenas as fases A e C são monitoradas, de forma que assegurem seletividade da proteção no sistema. Se 250 50/51 2-ph prot (ajustável em P.System Data 1) é ajustado para ON, IB não é utilizada para comparação de limite. Se a falta for uma simples falta de terra em B, não há pickup do elemento. Apenas após pickup em A ou C é assumida uma falta dupla à terra, causando pickup do elemento e trip após ter sido esgotada a temporização. NOTA Com reconhecimento de inrush ativado e inrush somente em B, não ocorrerá bloqueio cruzado nas outras fases. Por outro lado, se inrush com bloqueio cruzado estiver ativado em A ou C, B também será bloqueada. 2.2.9 PROTEÇÃO DE BARRAMENTO PELO USO DE INTERTRAVAMENTO REVERSO EXEMPLO DE APLICAÇÃO Cada um dos elementos de sobre corrente podem ser bloqueados por meio de entradas binárias do relé. Um parâmetro de ajuste determina se a entrada binária opera em modo normalmente aberto (isto é, atuante quando energizada) ou modo normalmente fechado (isto é, atuante quando desenergizada). Isso permite que rápida proteção do barramento seja aplicada para sistemas em estrela ou sistemas em anel aberto pela utilização de “bloqueio reverso”. Esse princípio é freqüentemente usado, por exemplo, em sistemas de distribuição, usinas e similares, quando um transformador de fornecimento de energia alimentado por meio de uma rede de transmissão, atende a cargas internas da estação geradora, através de barramento de média tensão com múltiplos alimentadores (Figura 2.12). O princípio de intertravamento reverso é baseado no seguinte: a proteção de sobre corrente temporizada do alimentador do barramento, dá trip com temporização curta 50-2 DELAY, independentemente das graduações de tempo dos alimentadores, a menos que o pickup da próxima proteção, ao lado da carga do elemento de proteção, bloqueie a proteção do barramento (Figura 2.12). O elemento de proteção mais próximo da falta sempre dará trip com temporização mais curta, desde que esse elemento não possa ser bloqueado por um elemento de proteção localizado atrás da falta. Os elementos e tempo 50-1 DELAY ou 51 TIME DIAL ainda são efetivos como elementos de _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 30 | 71 backup. Sinais de saída de pickup dados pelo relé de proteção ao lado da carga, são usados como mensagens de entrada “>BLOCK 50-2“, por uma entrada binária do relé de proteção no lado do alimentador. Figura 2.12 - Esquema de proteção de intertravamento reverso 2.2.10 NOTAS DE AJUSTES 2.2.10.1 GERAL Ao selecionar a proteção de sobre corrente temporizada no DIGSI, aparece uma caixa de diálogo com várias abas, tais como General, 50, 51, 50N, 51N e Restrição de Inrush para ajuste individual de parâmetros. Dependendo do escopo funcional especificado durante a configuração das funções de proteção nos endereços 112 Charac. Phase e 113 Charac. Ground, o número de abas pode variar. Se o endereço FCT 50/51 foi ajustado para Definite Time, ou Charac. Ground para = Definite Time, então, somente os ajustes para elementos de tempo definido estão disponíveis. A seleção de TOC IEC ou TOC ANSI torna disponível características inversas adicionais. Os elementos sobrescritos com ajustes altos 50-2 e 50N-2, estão disponíveis em todos esses casos. O parâmetro 250 50/51 2-ph prot pode também ser ajustado para ativar proteção bifásica de sobre corrente. No endereço 1201 FCT 50/51 a proteção de fase de sobre corrente temporizada e no endereço 301 FCT 50N/51N a proteção de terra de sobre corrente temporizada, podem ser comutadas em ON ou OFF. Valores de pickup, temporizações e características para proteção de terra são ajustadas em separado dos valores de pickup, temporizações e curvas características associadas com a proteção de fase. Devido a isso, a coordenação do relé para faltas de fase e ajustes mais sensitivos, podem freqüentemente ser aplicados para proteção direcional de terra. ELEMENTO 50-2 O valor de pickup do elemento do relé 50-2 é ajustado no endereço 1202, a temporização designada 50-2 DELAY no endereço 1203. Esse estágio é freqüentemente usado para graduação de corrente em vista de impedâncias, tais como, transformadores, motores ou geradores. É especificado de tal forma que dá pickup para faltas acima dessa impedância. Exemplo: Transformador usado para alimentação do barramento de distribuição com os seguintes dados: Potência nominal do transformador SNomT = 16 MVA Impedância do transformador ZTX = 10 % Tensão nominal primária VNom1 = 110 kV Tensão nominal secundária VNom2 = 20 kV Grupos vetoriais Dy 5 Ponto estrela Aterrado Potência da falta no lado de 110 kV 1 GVA _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 31 | 71 Baseado nos dados acima, as seguintes correntes de faltas são calculadas: Corrente trifásica de falta no lado de alta em 110 kV = 5249 A Corrente trifásica da falta no lado de baixa em 20 kV = 3928 A Corrente fluindo no lado de Alta em 110 kV = 714 A A corrente nominal do transformador é: INomT, 110 = 84 A (Lado de Alta) INomT, 20 = 462 A (Lado Baixa) Corrente do transformador (lado de alta) 100 A / 1 A Corrente do transformador (Lado de baixa) 500 A / 1 A Devido à seguinte definição os seguintes ajustes aplicam-se ao dispositivo de proteção: o elemento do relé 50-2 deve ser ajustado acima da máxima corrente de falta, que é detectada durante uma falta do lado de baixa no lado de alta. Para reduzir a probabilidade de falta tanto quanto possível, mesmo quando a potência da falta varia, o seguinte ajuste é selecionado em valores primários: I>>/INom = 10, isto é I>> = 1000 A. Correntes superiores de inrush, se a componente fundamental exceder o valor de ajuste, apresentam-se inofensivas pelas temporizações (endereço 1203 50-2 DELAY). Para proteção de motor, o elemento do relé 50-2 deve ser ajustado menor do que a menor corrente de falta fase-fase e maior que a maior corrente de partida do motor. Uma vez que a máxima corrente que aparece durante a partida, está usualmente abaixo de 1.6 x a corrente nominal de partida, (mesmo quando em condições desfavoráveis), o seguinte ajuste é adequado para o estágio 50-2 de falta de corrente: 1.6 x IStartup < 50-2 Pickup <Iϕϕ–Min. O aumento potencial na corrente de partida causado por condições de sobre tensão, já é levado em consideração pelo fator de 1.6. O elemento 50-2 pode ser ajustado sem retardo (50-2 DELAY = 0.00 s) desde que, a não ser com transformador, por exemplo, nenhuma saturação da reatância shunt ocorra em um motor. O princípio de “intertravamento reverso” utiliza a função de multi-elemento da proteção de sobre corrente temporizada: o elemento 50–2 é usado como uma proteção acelerada do barramento com um pequeno retardo de segurança 50-2 DELAY (por exemplo, 50 ms). Para faltas nos alimentadores de saída o elemento 50-2 é bloqueado. Ambos os elementos 50-1 ou 51 servem como proteção de backup. Os valores de pickup de ambos os elementos (50-1 PICKUP ou 51 PICKUP e 50-2 PICKUP) são ajustados iguais. Temporização 50-1 DELAY ou 51 TIME DIAL é ajustada de tal forma que supere o retardo para os alimentadores de saída. O tempo selecionado é uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação (tempo de medição, tempo de dropout). O retardo pode ser ajustado para ∞. Após pickup, não há trip do elemento. Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 50-2 não for realmente necessário, então o limite de pickup 50-2 PICKUP deverá ser ajustado para ∞. Esse ajuste previne trip e a geração de mensagem de pickup. ELEMENTO 50N-2 O pickup e retardo do elemento 50N-2 são ajustados nos endereços 1302 e 1303. As mesmas considerações aplicam-se para esses ajustes, assim como para as correntes de fase já discutidas. O tempo selecionado é só uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação (tempo de medição, tempo de dropout). O retardo pode ser ajustado para ∞. Após pickup do elemento então não há trip. O Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 50N-2 não for realmente necessário, o limite de pickup 50N-2 PICKUP deverá ser ajustado para ∞. Esse ajuste previne trip e a geração de uma mensagem de pickup. ELEMENTO 50-1 Para o ajuste do elemento 50-1 do relé, é a máxima corrente esperada de carga que deve ser considerada. Pickup devido a sobrecarga nunca deverá ocorrer, desde que o dispositivo, nesse modo, opere como proteção de falta com tempos de trip correspondentemente mais curtos e não como proteção de sobrecarga. Por essa razão, um ajuste igual a 20% é o recomendado para proteção de linha e um ajuste de 40% da carga de pico esperada é recomendada para transformadores e motores. A temporização ajustável (endereço 1205 50-1 DELAY), resulta do mapa de coordenação da graduação definido para a rede. O tempo selecionado é uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação (tempo de medição e tempo de dropout). O retardo pode ser ajustado para ∞. Após pickup não há trip do elemento. O pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 50-1 não for _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 32 | 71 necessário, então o limite de pickup 50-1 PICKUP deverá ser ajustado para ∞. Esse ajuste previne trip e a geração de mensagem de pickup. ELEMENTO 50N-1 O valor de pickup do elemento 50N-1 do relé deverá ser ajustado abaixo da mínima corrente de falta à terra esperada. Se o relé for usado para proteção de transformadores ou motores com grandes correntes de inrush, o recurso de restrição de inrush do 7SJ62/63/64 pode ser usado para o elemento 50N–1 do relé. Ele pode ser ativado ou desativado tanto para corrente de fase como corrente de terra no endereço 2201 INRUSH REST.. Os valores característicos da restrição de inrush, estão listados na Subseção “Restrição de Inrush”. O retardo é ajustado no endereço 1305 50N-1 DELAY e deverá ser baseado nas necessidades de coordenação do sistema. Para correntes de terra em um sistema aterrado, um mapa de coordenação separado com temporizações curtas é freqüentemente utilizado. O tempo selecionado é uma temporização adicional e não inclui o tempo operacional (tempo de medição, tempo de dropout). O retardo pode ser ajustado para ∞. Após pickup, não há trip do elemento. O pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 50N-1 não for necessário, o limite de pickup 50N-1 PICKUP deverá ser ajustado para ∞. Esse ajuste previne o trip e a geração de mensagens de pickup. 2.2.10.1 ESTABILIZAÇÃO DE PICKUP (TEMPO DEFINIDO) Os tempos de dropout 1215 50 T DROP-OUT ou 1315 50N T DROP-OUT podem ser ajustados para implementar um comportamento uniforme de dropout ao usar relés eletromecânicos. Isso é necessário para a graduação de tempo. O tempo de dropout do relé eletromecânico deverá ser conhecido para essa finalidade. Subtraia o tempo de dropout do relé 7SJ (veja Dados Técnicos) desse valor e entre com o resultado nos parâmetros. ELEMENTO 51 COM CARACTERÍSTICAS IEC OU ANSI Tendo ajustado o endereço 112 Charac. Phase = TOC IEC ou TOC ANSI ao configurar as funções de proteção (Seção 2.1.1.2), os parâmetros para característica inversa estarão também disponíveis. Se endereço 112 Charac. Phase = TOC IEC, você pode especificar a característica IEC desejada (Normal Inversa, Muito Inversa, Extremamente Inversa. ou Longa Inversa) no endereço 1211 51 IEC CURVE. Se endereço 112 Charac. Phase = TOC ANSI, você pode especificar a característica ANSI desejada (Muito Inversa, Inversa, Curta Inversa, Longa Inversa, Moderadamente Inv., Extremamente Inv. ou Definida Inv.) no endereço 1212 51 ANSI CURVE. Se for selecionada a característica inversa de tempo de trip, deverá se notar que um fator de segurança de cerca de 1.1 já tenha sido incluído entre o valor de pickup e o valor de ajuste. Isso significa que um pickup só irá ocorrer se uma corrente de cerca de 1.1 vezes o valor de ajuste estiver presente. Se for selecionado Disk Emulation no endereço 1210 51 Drop-out, ocorrerá o reset de acordo com a curva de reset como descrito anteriormente. O valor da corrente é ajustado no endereço 1207 51 PICKUP. O ajuste é principalmente determinado pela máxima corrente de operação. Pickup devido a sobrecarga nunca deverá ocorrer, uma vez que o dispositivo, nesse modo, opera como proteção de falta com tempos de trip correspondentemente curtos e não como proteção de sobrecarga. O fator correspondente de multiplicação de tempo do elemento para uma característica IEC é ajustado no endereço 1208 51 TIME DIAL e no endereço 1209 51 TIME DIAL para característica ANSI. Deve ser coordenado com a graduação de tempo da rede. O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Após pickup, não haverá trip do elemento. O pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 51 não for necessário, o endereço 112 Charac. Phase deverá ser ajustado para Definite Time durante a configuração da função de proteção (veja Seção 2.1.1.2). ELEMENTO 51N COM CARACTERÍSTICAS IEC OU ANSI Tendo ajustado o endereço 113 Charac. Ground = TOC IEC ao configurar as funções de proteção (Seção 2.1.1), os parâmetros para as características inversas também estarão disponíveis. Especifique no endereço 1311 51N IEC CURVE a característica IEC desejada (Normal Inversa, Muito Inversa, Extremamente Inv. ou Longa Inversa). Se endereço 113 Charac. Ground = TOC ANSI, você pode especificar a característica ANSI desejada (Muito Inversa, Inversa, Curta Inversa, Longa Inversa, Moderadamente Inv., Extremamente Inv. Ou Definida Inv.) no endereço 1312 51N ANSI CURVE. Se a característica de tempo inverso de trip for selecionada, deve-se notar que um fator de segurança de cerca de 1.1 já tenha sido incluído entre o valor de pickup e o valor de ajuste. Isso significa que um pickup só ocorrerá se uma corrente de cerca de 1,1 vezes o valor de ajuste, estiver presente. Se for selecionado Disk Emulation no endereço 1310 51 Drop-out, ocorrerá o reset de acordo com a curva de reset, como descrito anteriormente. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 33 | 71 O valor da corrente é ajustado no endereço 1307 51N PICKUP. O mais relevante para este ajuste, é a mínima corrente de falta à terra que aparece. O correspondente fator multiplicador de tempo do elemento para uma característica IEC, é ajustado no endereço 1308 51N TIME DIAL e no endereço 1309 51N TIME DIAL para uma característica ANSI. Isso deve ser coordenado com o mapa de coordenação de graduação da rede. Para terra e correntes de terra com rede aterrada, você pode freqüentemente ajustar um mapa de coordenação da graduação separado com temporizações mais curtas. O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Após pickup não há trip do elemento. O pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 51N-TOC não for necessário, o endereço 113 Charac. Ground deverá ser ajustado para Tempo Definido, durante a configuração da função de proteção (veja Seção 2.1.1). 2.2.10.2 CARACTERÍSTICAS DEFINIDAS PELO USUÁRIO (FASES E TERRA) Tendo ajustado o endereço 112 Charac. Phase ou 113 = Charac. Ground = User Defined PU ou User def. Reset ao configurar as funções de proteção (Seção 2.1.1.2), curvas especificadas pelo usuário também estão disponíveis. Um máximo de 20 pares de valores (corrente e tempo) podem ser parametrizados no endereço 1230 51/51N ou 1330 50N/51N nesse caso. Essa opção permite entrada ponto a ponto de qualquer curva desejada. Se durante a configuração do endereço 112 o ajuste foi para User def. Reset ou 113 foi ajustado para User def. Reset, pares adicionais de valores (corrente e tempo de reset) podem ser parametrizados nesse endereço. No endereço 1231 MofPU Res T/Tp ou 1331 MofPU Res T/TEp para representar a curva de reset. Uma vez que os valores de corrente estão ao redor de um padrão específico antes de serem processados no dispositivo (veja Tabela 2-3), recomendamos usar exatamente os mesmos valores preferenciais de corrente que você pode encontrar nessa tabela. Os pares de valores de tempo e corrente são entrados como múltiplos dos endereços 1207 51 PICKUP e 1208 51 TIME DIAL para correntes de fases e 1307 e 1308 para o sistema de terra. Além disso, é recomendado que esses endereços sejam inicialmente ajustados para 1.00 para simplificação. Uma vez entrada a curva, os ajustes nos endereços 1207 ou 1307 e/ou 1208 ou 1308 podem ser modificados mais tarde, se necessário. O ajuste padrão dos valores de corrente é ∞. Eles são, além disso, não ativados e nenhum pickup ou trip dessas funções ocorrerão. DEVE SER OBSERVADO O SEGUINTE: • Os pares de valores devem ser entrados em seqüência crescente. Menos do que 20 pares são também suficientes. Na maioria dos casos, cerca de 10 pares já é o suficiente para definir a característica com precisão. Um par de valores que não será utilizado deve ser invalidado entrando com "∞© para limite! O usuário deve assegurar que os pares de valores produzam uma característica clara e constante. Os valores de corrente entrados deverão ser aqueles da tabela seguinte, junto com os respectivos tempos. Valores desviados MofPU (múltiplos de valores - PU) são arredondados. Isso, entretanto, não será indicado. Fluxos de correntes menores que o menor valor de corrente parametrizado, não conduzirão a uma extensão do tempo de trip. A curva de pickup (veja Figura 2.13, lado direito) é paralela ao eixo de correntes, até o menor ponto do valor de corrente. Fluxos de correntes maiores que o mais alto valor de corrente entrado, não conduzirão à redução do tempo de trip. A característica de pickup (veja Figura 2.13, lado direito) é paralela ao eixo de correntes, iniciando com o ponto de maior valor da curva. Tabela 2.3 - Valores preferenciais de correntes padronizadas para curvas de trip definidas pelo usuário _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 34 | 71 Figura 2.13 - Usando curva definida pelo usuário Os pares de valores são entrados no endereço 1231 MofPU Res T/Tp ou 1331 MofPU Res T/TEp para recriar a curva de reset. Deve ser observado o seguinte: • Os valores de corrente entrados devem ser aqueles da tabela seguinte 2.4, junto com os valores de tempo correspondentes. Valores de desvios MofPU são arredondados. Isso entretanto, não será indicado. Fluxos de correntes superiores ao mais alto valor de corrente entrado não conduzirão ao prolongamento do tempo de reset. A curva reset (veja Figura 2.13, lado esquerdo) é paralela ao eixo de correntes, iniciando com o ponto da curva de valor mais alto. Fluxos de correntes menores que o menor valor de corrente parametrizado, não conduzirão à redução do tempo de reset. A curva de reset (veja Figura 2.13, lado esquerdo) é paralela ao eixo de correntes, iniciando com o ponto da curva de valor mais baixo. Tabela 2.4 - Valores preferenciais de correntes padronizadas para curvas de reset definidas pelo usuário Ao usar DIGSI para modificar ajustes, uma caixa de diálogo estará disponível para entrada de até 20 pares de valores para uma curva característica (veja Figura 2.14). Para representar a característica graficamente, o usuário deverá clicar em “characteristic”. A característica previamente parametrizada aparece como na Figura 2.14. A curva característica mostrada no gráfico pode ser modificada mais tarde. Colocando o cursor do mouse sobre um ponto na característica, o cursor muda para a forma de uma mão. Pressione e segure o botão esquerdo do mouse e arraste o item de dado para a posição desejada. Liberando o botão do mouse, o valor é automaticamente atualizado na tabela de valor. Os respectivos limites superiores para a faixa de valores de ajuste, são indicados por linhas pontilhadas no lado direito e na área superior do sistema de coordenadas. Se a posição de um ponto de dado cai fora desses limites, o valor associado será ajustado para infinito. Figura 2.14 - Exemplo, Parametrizando e visualizando uma curva de trip definida pelo usuário com DIGSI® _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 35 | 71 2.2.10.3 RESTRIÇÃO DE INRUSH Ao aplicar o dispositivo de proteção a transformadores onde altas correntes de inrush são esperadas, o 7SJ62/63/64 pode fazer uso de uma função de restrição de inrush para os elementos de sobre corrente 50–1, 51, 50N–1 e 51N, assim como para elementos não direcionais de sobre corrente. Restrição de inrush só é efetivo e acessível se o endereço 122 InrushRestraint foi ajustado para Enabled durante a configuração. Se a função não for necessária, deve ser ajustado como Disabled . No endereço 2201 INRUSH REST. a função é comutada para ON ou OFF em conjunto para os elementos de sobre corrente 50–1,51, 50N-1 e 51N. Restrição de inrush é baseada na avaliação da 2ª harmônica presente na corrente de inrush. Ao sair da fábrica, uma relação I2f/If de 15% é ajustada. Sob circunstâncias normais, esse ajuste não precisará ser mudado. O valor de ajuste é igual para todas as fases e terra. Entretanto, o componente necessário para restrição pode ser ajustado para as condições do sistema no endereço 2202 2nd HARMONIC. Para fornecer mais restrição em casos excepcionais, onde condições de energização são particularmente desfavoráveis, um valor menor pode ser ajustado no endereço já mencionado, por exemplo, 12 %. A duração efetiva do bloqueio cruzado 2203 CROSS BLK TIMER pode ser ajustada para um valor entre 0s (restrição harmônica ativa para cada fase individualmente) e um máximo de 180s (restrição harmônica de uma fase também bloqueia outras fases para a duração específica). Se a corrente exceder o valor ajustado no endereço 2205 I Max, nenhuma outra restrição ocorrerá para o 2º harmônico. 2.2.10.4 MODO DE FECHAMENTO MANUAL (FASES, TERRA) Quando um disjuntor se fecha sob uma seção com falta da linha, geralmente é desejado um trip de alta velocidade do disjuntor. Para sobre corrente ou elementos com ajuste alto, o retardo pode ser desviado (bypass) por meio de pulso em Fechamento Manual, resultando desta forma, um trip instantâneo. Esse pulso é prolongado por pelo menos 300ms. Para habilitar o dispositivo a reagir adequadamente na ocorrência de uma falta nos elementos de fase após fechamento manual, o endereço 1213 MANUAL CLOSE deve estar selecionado em conformidade. Dessa forma, o endereço 1313 MANUAL CLOSE é considerado para o endereço de direção à terra. Então, o usuário determina para ambos os elementos, o elemento de fase e de terra, qual o valor de pickup ativo e qual o retardo, quando o disjuntor é fechado manualmente. 2.2.10.4 CHAVE DE CONTROLE EXTERNO Se o sinal de fechamento manual não vem de um relé 7SJ62/63/64, isto é, não é enviado por uma interface integrada de operação, nem por uma interface serial, mas ao invés disso, diretamente enviado por uma chave de controle de posição, esse sinal deve ser passado para uma entrada binária do 7SJ62/63/64 e configurado de acordo („>Manual Close“), de tal forma que o elemento selecionado para MANUAL CLOSE seja efetivo. Sua alternativa Inactive significa que o elemento opera como configurado, mesmo com fechamento manual. 2.2.10.5 FUNÇÃO INTERNA DE CONTROLE A informação de fechamento manual deve ser localizada por meio de CFC (intertravamento nível de tarefa - task level)) usando o bloco CMD_Information, se a função de controle interno é usada (veja Figura 2.15). Figura 2.15 - Exemplo de recurso de fechamento manual usando função interna de controle Nota: Para uma interação entre o religamento automático (AR) e a função de controle, uma lógica CFC ampliada se faz necessária. Veja cabeçalho de margem “Comando CLOSE: Diretamente ou via controle” (“CLOSE command: Directly or via control“), nas Notas de Ajustes da função AR (Seção 2.14.6). 2.2.10.6 INTERAÇÃO COM FUNÇÃO DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO (FASES) Quando ocorre religamento, é desejável que haja proteção de alta velocidade contra faltas com 50-2. Se a falta persistir após o primeiro religamento, os elementos 50-1 ou 51 serão iniciados com tempos de trip graduados, isto é, os elementos 50-2 serão bloqueados. No endereço 1214 50-2 active, pode ser especificado se (with 79 active) (com 79 ativo) ou não (Always) (Sempre) os elementos 50-2 deverão ser supervisionados pelo status de um religamento automático externo ou interno do dispositivo. O endereço with 79 active determina que os elementos 50-2 não operarão, a menos que o auto religamento não esteja bloqueado. Caso não desejado, então ajuste para Always ocasionando o efeito de que os elementos 50-2 sempre operarão, como configurado. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 36 | 71 A função integrada de religamento automático do 7SJ62/63/64 fornece também a opção para determinar individualmente para cada elemento de sobre corrente temporizada, se trip ou bloqueio devem ser conduzidos instantaneamente, sem serem afetados pela temporização de AR ( veja Seção 2.14). 2.2.10.7 INTERAÇÃO COM FUNÇÃO DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO (TERRA) Quando o religamento é esperado, é desejável ter proteção de alta velocidade contra faltas com 50N-2. Se a falta persistir após o primeiro religamento, os elementos 50N-1 ou 51N devem operar com tempos de trip graduados, isto é, os elementos 50N-2 serão bloqueados. No endereço 1314 50N-2 active, pode ser especificado se (with 79 active) (com 79 ativo) ou não (Always) (Sempre) os elementos 50N- 2 deverão ser supervisionados pelo status de um dispositivo de AR interno ou externo. O endereço with 79 active determina que os elementos 50N-2 só operarão quando o religamento automático não estiver bloqueado. Se não for desejado, então o ajuste Always é selecionado tendo como efeito que os elementos 50N-2 sempre operarão, como configurado. A função integrada de religamento automático do 7SJ62/63/64 fornece também a opção para determinar individualmente para cada elemento de sobre corrente temporizada, se trip ou bloqueio devem ser conduzidos instantaneamente, sem serem afetados pela temporização de auto religamento (veja Seção 2.14). 2.3 PROTEÇÃO DIRECIONAL DE SOBRECORRENTE 67, 67N Com a proteção direcional de sobre corrente temporizada, as correntes de fase e de terra são fornecidas com três elementos. Todos os elementos podem ser independentemente configurados entre si e combinados de acordo com as necessidades do usuário. Elementos de alta corrente 67-2 e elemento de sobre corrente 67-1 sempre operam com tempo definido de trip, o terceiro elemento 67- TOC, opera com tempo inverso de trip. APLICAÇÕES • A proteção direcional de sobre corrente, permite a aplicação de dispositivos de proteção multifunção 7SJ62/63/64 para sistemas onde a coordenação da proteção depende do conhecimento, tanto da magnitude da corrente de falta, quanto da direção do fluxo de energia para o local da falta. • A proteção de sobre corrente temporizada (não direcional) descrita na Seção 2.2, pode operar como proteção backup sobreposta ou pode ser desativada. Adicionalmente, os elementos individuais (por exemplo, 67-2 e/ou 67N-2) podem estar interconectados com a proteção direcional de sobre corrente. • Para linhas paralelas ou transformadores alimentados por uma única fonte, somente a proteção direcional de sobre corrente permite detecção seletiva de falta. • Para seções de linhas alimentadas por duas fontes ou linhas operadas em anel, a proteção de sobre corrente temporizada tem que ser suplementada pelo critério direcional. 2.3.1 GERAL Para linhas paralelas ou transformadores alimentados por uma única fonte (Figura 2.16), o segundo alimentador (II) é aberto na ocorrência de uma falta no primeiro alimentador, se o trip do disjuntor no alimentador paralelo não for prevenido por um elemento de medição direcional (em B). Além do mais, onde indicado por uma seta (Figura 2.16) está aplicada proteção direcional de sobre corrente. Tenha o cuidado de observar que a direção "Forward" (Para Frente) do elemento de proteção está na direção da linha (ou objeto a ser protegido). Isso não é necessariamente idêntico à direção do fluxo de carga normal, como mostra a Figura 2.16. Figura 2.16 - Proteção de sobre corrente para transformadores paralelos _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 37 | 71 Para seções de linhas alimentadas por duas fontes ou linhas operadas em anel, a proteção de sobre corrente temporizada deve ser suplementada pelo critério da direção. A Figura 2.17 mostra um sistema em anel onde ambas as fontes de energia são combinadas em uma única fonte. Figura 2.17 - Linhas de transmissão com fontes em cada ponta Dependendo do ajuste no parâmetro 613 Gnd O/Cprot. w., o elemento de corrente de terra pode operar tanto com valores medidos IN, quanto com valores 3I0 calculados das três correntes de fases. Dispositivos com recursos de entrada de corrente sensitiva de terra, entretanto, usam a quantidade calculada 3I0. Para cada elemento, o tempo pode ser bloqueado por meio de entrada binária ou religamento automático (ciclo-dependente), suprimindo dessa forma o comando de trip. A remoção do bloqueio durante o pickup reiniciará as temporizações. O sinal de fechamento manual é uma exceção. Se um disjuntor for fechado manualmente sob uma falta, ele poderá ser reaberto imediatamente. Para elementos de sobre corrente ou elementos ajustados em alta, o retardo pode ser desviado (bypassado) por meio de pulso de Fechamento Manual, resultando assim em trip de alta velocidade. Além disso, trip imediato pode ser iniciado em conjunto com a função de religamento automático (ciclo-dependente). A estabilização de pickup para os elementos 67/67N da proteção direcional de sobre corrente temporizada, pode ser realizada por meio de tempos de dropout ajustáveis. Essa proteção vem a ser usada em sistemas em que ocorrem faltas intermitentes. Combinado com relés eletromecânicos, permite diferentes respostas de dropout para serem ajustadas e implementar uma graduação de tempo nos relés digital e eletromecânico. Ajustes de pickup e temporização podem ser rapidamente adequados às necessidades do sistema, por meio de troca do ajuste dinâmico ( veja Seção 2.4). Utilizando o recurso de restrição de inrush, o trip pode ser bloqueado pelos elementos 67-1, 67-TOC, 67N-1, e 67N-TOC nas fases e em direção à terra, quando a corrente de inrush é detectada. A tabela seguinte dá uma visão geral da interconexão do 7SJ62/63/64 com outras funções. Elementos de Proteção Direcional de Sobre corrente temporizada Conexão ao Religamento Automático Fechamento manual Pickup Dinâmico de Carga Fria Restrição de Inrush 67-1 - - - - 67-2 - - - 67-TOC - - - - 67N-1 - - - - 67N-2 - - - 67N-TOC - - - - Tabela 2.5 - Interconexão com outras funções 2.3.2 ELEMENTOS DIRECIONAIS COM AJUSTE ALTO DE TEMPO DEFINIDO 67-2, 67N-2 Correntes de Fase e de Terra são comparadas separadamente com os valores de pickup 7-2 PICKUP e 67N-2 PICKUP dos respectivos elementos do relé. Correntes acima dos valores ajustados, são sinalizadas separadamente quando a direção da falta é igual à direção _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 38 | 71 configurada. Após as temporizações 67-2 DELAY, 67N-2 DELAY definidas pelo usuário terem expirado, são emitidos sinais de trip. Sinais estão disponíveis para cada elemento. O limite de dropout é aproximadamente igual a 95% do valor de pickup para correntes maiores do que > 0.3 INom. Pickup pode ser estabilizado ajustando-se os tempos de dropout 1518 67 T DROPOUT ou 1618 67N T DROP-OUT. Esse tempo é iniciado se a corrente cair abaixo do limite e mantém a condição de pickup. A função, portanto, não desliga instantaneamente. A temporização de trip 67-2 DELAY ou 67N-2 DELAY continua nesse meio tempo. Após a temporização de dropout ter expirado, pickup é reportado como OFF e a temporização de trip é resetada, a menos que o limite 67-2 PICKUP ou 67N-2 PICKUP tenha sido violado novamente. Se o limite for excedido outra vez enquanto a temporização de dropout estiver em andamento, será cancelado. A temporização de trip 67-2 DELAY ou 67N-2 DELAY continua nesse meio tempo. Se o limite for excedido novamente após o tempo ter expirado, será iniciado um trip imediatamente. Se não existir mais violação de limite, não haverá resposta. Se o limite for excedido outra vez após a expiração da temporização do comando de trip e enquanto a temporização de dropout estiver em curso, um trip será iniciado imediatamente. Estes elementos podem ser bloqueados pela função de religamento automático (AR). A figura seguinte mostra, como forma de exemplo, o diagrama lógico para o ajuste de alta do elemento 67.2. Figura 2.18 - Diagrama lógico do elemento direcional de alta corrente 67-2 para fases Se o parâmetro (FECHAMENTO MANUAL) MANUAL CLOSE está ajustado para 67-2 instant. e aplica-se a detecção para fechamento manual, há trip instantâneo do pickup, também se o elemento está bloqueado por entrada binária. O mesmo se aplica para 79 AR 67-2 instantâneo. 2.3.3 TEMPO DEFINIDO, ELEMENTOS DIRECIONAIS DE SOBRECORRENTE 67-1, 67N-1 Correntes de fase e de terra são comparadas separadamente com os valores de ajustes 67-1 PICKUP e 67N-1 PICKUP dos respectivos elementos do relé. Correntes acima dos valores ajustados são sinalizadas separadamente, quando a direção da falta é igual à direção _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 39 | 71 configurada. Se for aplicado o recurso de restrição de inrush, tanto os sinais de pickup normais, quanto os sinais correspondentes de inrush, são sinalizados enquanto as correntes de inrush forem detectadas. Quando, após um pickup sem reconhecimento de inrush, as temporizações relevantes 67-1 DELAY, 67N-1 DELAY expirarem, é emitido um comando de trip. Se o recurso de restrição de inrush estiver desativado e existir uma condição de inrush, não ocorre trip, mas uma mensagem é gravada e mostrada indicando quando a temporização do elemento de sobre corrente expira. Sinais de trip e sinais da expiração da temporização estão disponíveis separadamente para cada elemento. O valor de dropout é aproximadamente igual a 95% do valor de pickup para correntes maiores que > 0.3 INom. Além disso, os pickups podem ser estabilizados pelos ajustes de tempos de dropout 1518 67 T DROP-OUT ou 1618 67N T DROP-OUT. Esse tempo é iniciado se a corrente cair abaixo do limite e mantém a condição de pickup. Assim, não há dropout instantâneo da função. A temporização de trip 67-1 DELAY ou 67N-1 DELAY continua nesse meio tempo. Após expirar a temporização de dropout, o pickup é reportado como OFF e a temporização de trip é resetada, a menos que o limite 67-1 PICKUP ou 67N-1 PICKUP tenha sido violado novamente. Se o limite for violado novamente enquanto a temporização se encontra em andamento, será cancelado. A temporização de trip 67-1 DELAY ou 67N-1 DELAY continua nesse meio tempo. Se o limite é excedido após expirar o tempo, um trip se inicia imediatamente. Se, entretanto, não existir mais a violação do limite, então não haverá resposta. Se o limite for novamente violado após a temporização do comando de trip ter expirado e enquanto a temporização de dropout ainda estiver em andamento, um trip será iniciado imediatamente. A estabilização de pickup dos elementos de sobre corrente 67-1 or 67N-1 por meio de tempos de dropout ajustáveis é desativada no caso de um evento de pickup de inrush, uma vez que o inrush não é uma falta intermitente. Esses elementos podem ser bloqueados pelo recurso do auto religamento (AR). A figura a seguir mostra, por meio de um exemplo, o diagrama lógico para o elemento direcional de sobre corrente 67-1. Figura 2.19 - Diagrama lógico para o elemento direcional de sobre corrente 67-1 para fases _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 40 | 71 A temporização de dropout só opera se não for detectado nenhum inrush. Ocorrendo inrush, uma temporização de dropout em andamento será resetada. Figura 2-20 Lógica de temporização de dropout para o 67-1 2.3.4 TEMPO INVERSO, ELEMENTOS DIRECIONAIS DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE 67-TOC, 67N-TOC. Elementos de tempo inverso são dependentes da variante pedida. Operam de acordo com padrões IEC- ou ANSI ou para uma característica definida pelo usuário. As curvas e fórmulas associadas são idênticas àquelas da proteção não direcional de sobre corrente temporizada e são fornecidas nas Especificações Técnicas. Quando são configuradas curvas de tempo inverso, os elementos de temporização definidos do relé (67-2, 67-1) estão disponíveis. 2.3.4.1 COMPORTAMENTO DE PICKUP Cada corrente de fase e de terra é separadamente comparada com os valores de pickup 67-TOC PICKUP e 67N-TOC PICKUP dos respectivos elementos do relé. Quando um valor de corrente excede o correspondente valor ajustado por um fator de 1,1, há pickup da fase correspondente e uma mensagem é sinalizada fase-seletiva, assumindo que a direção da falta é igual à direção configurada. Se for aplicado o recurso de restrição de inrush, tanto os sinais normais de pickup, quanto os sinais correspondentes de inrush, são sinalizados enquanto for detectada uma corrente de inrush. O pickup de um elemento do relé está baseado no valor rms do harmônico fundamental. Quando os elementos 67-TOC e 67N-TOC estão em pickup, a temporização do sinal de trip é calculada usando-se um esquema de medição integrada. A temporização calculada é dependente da real corrente de falta fluindo e da curva de trip selecionada. Uma vez expirada a temporização, é emitido um sinal de trip assumindo que não foi detectada nenhuma corrente de inrush ou que a restrição de inrush está desativada. Se o recurso de restrição de inrush estiver ativado e existir uma condição de inrush, não ocorre nenhum trip, mas uma mensagem é gravada e mostrada indicando quando a temporização do elemento de sobre corrente expirou. Para o elemento de corrente de terra 67N-TOC, a característica pode ser selecionada independentemente da característica usada para correntes de fase. Valores de pickup dos elementos 67-TOC e 67N-TOC e multiplicadores associados de tempo, podem ser ajustados individualmente. 2.3.4.2 COMPORTAMENTO DE DROPOUT Ao usar uma curva IEC ou ANSI selecione tanto o dropout de um elemento que ocorra instantaneamente após o limite ter sido atingido ou quando o dropout ter sido executado por meio de emulação de disco. "Instantaneously" significa que o relé sai da condição de pickup quando o valor de pickup de aproximadamente 95 % de seu valor ajustado é atingido. Para um novo pickup o contador de tempo inicia em zero. A emulação de disco lembra um processo de dropout (contador de tempo decrescente) que se inicia após a desenergização. Esse processo corresponde ao reset de um disco- Ferraris (explicando sua denominação “emulação de disco”). No caso de ocorrência de várias faltas sucessivas, o “histórico” é levado em consideração devido à inércia do disco Ferraris e o tempo de resposta é adaptado. O reset se inicia tão logo 90% do valor de ajuste seja atingido, de acordo com a curva de dropout da característica selecionada . Na faixa entre o valor de dropout (95% do valor de pickup) e 90% do valor ajustado, os processos de incremento e decréscimo estão em idle. A emulação de disco oferece vantagens quando os elementos de sobre corrente do relé precisam estar coordenados com relés eletromecânicos de sobre corrente, localizados em direção à fonte. 2.3.4.3 CURVAS DEFINIDAS PELO USUÁRIO Ao usar características definidas pelo usuário, a curva de trip pode ser definida ponto a ponto. Até 20 pares de valores podem ser parametrizados (corrente, tempo). O dispositivo então, aproxima a característica usando interpolação linear. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 41 | 71 A curva de dropout também pode ser definida pelo usuário. Isso é vantajoso quando a proteção de sobre corrente deve ser coordenada com relés eletromecânicos convencionais localizados na direção da fonte. Se não for necessária a utilização de curva de dropout definida pelo usuário, o elemento de sai de pickup assim que o sinal medido seja inferior a aproximadamente 95% do ajuste do pickup. Quando um novo pickup é iniciado, o temporizador inicia novamente do zero. A figura a seguir mostra, por meio de exemplo, o diagrama lógico para o elemento do relé 67-TOC da proteção direcional de sobre corrente de tempo inverso das correntes de fases. Figura 2.21 - Diagrama lógico do elemento do relé de proteção direcional de sobre corrente: 67-TOC 2.3.5 INTERAÇÃO COM O MONITORAMENTO DE FALHA DO FUSÍVEL (FFM) Trips indevidos podem ser causados por falha de medição de tensão devido a curto circuito, fio partido no secundário de transformador de potencial ou pickup do fusível do transformador de potencial. Falhas na medição de tensão em um ou dois pólos, podem ser detectadas e os elementos direcionais de sobre corrente temporizado (Dir Phase e Dir Ground) podem ser bloqueados (veja diagramas lógicos). Proteção de sub tensão, detecção sensitiva de falta de terra e sincronização podem igualmente, nesse caso, ser bloqueadas. 2.3.6 FUNÇÃO DE PICKUP DINÂMICO DE CARGA FRIA Pode ser necessário aumentar dinamicamente os valores de pickup da proteção direcional de sobre corrente se, na partida, certos elementos do sistema mostrarem um consumo de energia aumentado após um período longo de tensão zero (por exemplo, sistemas de ar condicionado, instalações de calor, motores). Então, um aumento geral dos valores de pickup pode ser evitado, levando-se em consideração essas condições de partida. A mudança do valor dinâmico de pickup é comum para todos os elementos de sobre corrente e está descrito na Seção 2.4. Os valores alternativos de pickup podem ser ajustados individualmente para cada elemento da proteção direcional e não direcional de sobre corrente temporizada. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 42 | 71 2.3.7 RESTRIÇÃO DE INRUSH Os 7SJ62/63/64 tem como recurso uma função integrada de restrição de inrush. Ela previne o pickup “normal” de todos os elementos direcionais e não direcionais do relé nas direções das fases e de terra, mas não nos elementos com ajuste alto. O mesmo é verdadeiro para limites alternativos de pickup da função de pickup dinâmico de carga fria. Após detecção de correntes de inrush acima de um valor especial de pickup, sinais de inrush são gerados. Esses sinais também iniciam anunciações de faltas e iniciam as temporizações associadas de trip. Se as condições de inrush ainda estiverem presentes após a temporização de trip ter expirado, uma mensagem correspondente ("....TimeOut ") é dada, mas o trip de sobre corrente é bloqueado (para outras informações veja “Restrição de Inrush” na Seção 2.2). 2.3.8 DETERMINAÇÃO DA DIREÇÃO A determinação da direção de falta é executada independentemente para cada um dos quatro elementos direcionais (três fases, terra ou soma de corrente 3I0). Basicamente, a determinação da direção é executada determinando-se o ângulo de fase entre a corrente de falta e a tensão de referência. 2.3.8.1 MÉTODO DE MEDIÇÃO DIRECIONAL Para os elementos direcionais de fases, a corrente de curto-circuito da fase afetada e como tensão de referência a tensão fase-fase sem falta são usadas. A tensão sem falta permite a determinação de uma direção clara, se a tensão da falta cai severamente (falta de fechamento-close-up fault- altas correntes e tensão próxima de zero). Com conexões de tensão fase-terra as tensões fase-fase são calculadas. Com conexão de tensões para bifásico-fase e VN, a terceira tensão fase-fase também é calculada. Com faltas tripolares, valores armazenados de tensões são usados para determinar com clareza a direção, se as tensões de medições não forem suficientes. Após expiração do período de tempo de armazenagem (2 ciclos), a direção detectada é salva, enquanto não estiver disponível medição de tensão suficiente. Quando fechado sob uma falta, se não existirem valores armazenados de tensão no buffer, ocorre trip no elemento do relé. Em todos os outros casos a magnitude da tensão será suficiente para determinação da direção. Dois métodos estão disponíveis para determinar a direção para o elemento direcional de falta à terra. 2.3.8.2 DETERMINAÇÃO DA DIREÇÃO COM SISTEMA DE SEQÜÊNCIA ZERO OU QUANTIDADES DE TERRA Para elementos direcionais de falta à terra, a direção pode ser determinada pela comparação das grandezas de seqüência zero do sistema. No elemento de corrente, a corrente IN é válida, quando a corrente de neutro do transformador está conectada ao dispositivo. De outra forma, o dispositivo calcula a corrente de terra através da soma das três correntes de fases. No elemento de tensão, a tensão residual VN é usada como tensão de referência se estiver conectada. Caso contrário, o dispositivo calcula como tensão de referência, a tensão de seqüência zero 3 · V0 através da soma das tensões trifásicas. Se a magnitude de VN ou 3 · V0 não for suficiente para determinar a direção, a direção é indefinida. Então os elementos direcionais de terra não iniciam sinal de trip. Se a corrente I0 não puder ser determinada, por exemplo, por causa de apenas dois transformadores de corrente serem utilizados ou estarem conectados em uma configuração delta aberto, então os elementos direcionais de terra não estarão aptos a funcionar. Este último só é possível em sistemas não aterrados. 2.3.8.3 DETERMINAÇÃO DA DIREÇÃO COM SISTEMA DE SEQÜÊNCIA NEGATIVA Aqui, a corrente de seqüência negativa e como a tensão de referência a tensão de seqüência negativa, são usadas para determinação da direção. Isso é vantajoso se a seqüência zero é influenciada por meio de linha paralela ou se a tensão zero torna-se muito pequena devido a impedâncias zero desfavoráveis. O sistema de seqüência negativa é calculado das tensões e correntes individuais. Assim como com o uso de valores da seqüência zero, a determinação de uma direção é efetivada se os valores necessários para determinação da direção tenham excedido um limite mínimo. Caso contrário, a direção é indeterminada. 2.3.8.4 TENSÕES DE REFERÊNCIA CRUZADA-POLARIZADA PARA DETERMINAÇÃO DA DIREÇÃO Um curto-circuito bipolar é detectado por dois elementos direcionais de fase, isto é, elementos de fase associados com as fases faltosas. Uma falta unipolar (falta de terra) é detectada pelo elemento direcional de terra e pode ser detectada pelos elementos direcionais de fases associados com as fases faltosas, se a magnitude da falta de corrente for suficiente para pickup do elemento direcional. Para elementos direcionais de falta à terra, naturalmente, requerimentos de conexão pré-descritos devem ser preenchidos. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 43 | 71 Para uma falta fase-terra, a tensão (tensão de referência) usada pelo elemento direcional de fase da fase faltosa é 90º fora de fase, com a tensão fase-terra da fase faltosa na localização do relé (veja Figura 2.22). Com faltas fase-fase, o ângulo entre as tensões não faltosas (tensão de referência) e as tensões faltosas, pode ser entre 90º (falta remota) e 60º (falta próxima), dependendo do grau de colapso das tensões de falta. Figura 2.22 - Tensões Cruzadas-Polarizadas para Determinação da Direção A tabela a seguir mostra a designação de valores medidos para a determinação de direção de falta para vários tipos de pickup 1) ou 3 · V0 =|VA +VB +VC|, dependendo do tipo de conexão para as tensões Tabela 2.6 - Valores medidos para a determinação da direção de falta DETERMINAÇÃO DA DIREÇÃO DOS ELEMENTOS DIRECIONAIS DE FASE Como já foi mencionado, a determinação da direção é executada pela determinação do ângulo de fase entre a corrente de falta e a tensão de referência. De forma a satisfazer diferentes condições de rede e aplicações, a tensão de referência pode ser rotacionada através de um ângulo ajustável. Dessa forma, o vetor da tensão de referência rotacionada pode ser ajustado muito próximo do vetor da corrente de falta, de maneira a fornecer o melhor resultado possível para a determinação da direção. Figura 2.23 mostra claramente a relação para os elementos direcionais de fases baseados em uma falta monopolar à terra na fase A. A corrente de falta IscA segue a tensão de falta pelo ângulo de falta ϕsc. A tensão de referência, nesse caso V BC para o elemento direcional de fase A, é rotacionado através do valor de ajuste 1519 ROTATION ANGLE, positivo no sentido anti-horário. Nesse caso, uma rotação de +45°. Figura 2.23 - Rotação da tensão de referência, elemento direcional de fase _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 44 | 71 A tensão de referência rotacionada define área para frente e para trás, veja Figura 2.24. A área para frente é uma faixa de ±86°ao redor da tensão de referência Vref, rot. Se o vetor de corrente de falta está nessa área, o dispositivo detecta direção para frente. Na área espelho, o dispositivo detecta direção para trás. Na área intermediária, o resultado da direção é indefinido. Figura 2.24 - Característica para frente da função direcional, elemento direcional de fase DETERMINAÇÃO DA DIREÇÃO DO ELEMENTO DIRECIONAL DE TERRA COM VALORES DE TERRA A Figura 2.25 mostra o tratamento da tensão de referência para o elemento direcional de terra, também baseada na falta de terra unipolar da Fase A. Contrária aos elementos direcionais de fases, que trabalham com a tensão não faltosa como tensão de referência, a tensão de falta por si mesma é a referência para o elemento direcional de terra. Dependendo da conexão do transformador de tensão, essa é a tensão 3V0 (como mostra a Figura 2.25) ou VN. A corrente de falta -3I0 está em oposição de fase com a corrente de falta IscA e segue a tensão de fase 3V0 pelo ângulo de falta ϕsc. A tensão de referência é rotacionada através do valor de ajuste 1619 ROTATION ANGLE. Nesse caso, uma rotação de -45°. Figura 2.25 - Rotação de tensão de referência, elemento direcional de terra com valores de seqüência zero A área para frente é também uma faixa de ±86° ao redor da tensão de referência Vref, rot. Se o vetor da falta de corrente -3I0 (or IN) estiver nessa área, o dispositivo detecta direção para frente. DETERMINAÇÃO DA DIREÇÃO DO ELEMENTO DIRECIONAL DE TERRA COM VALORES DE SEQÜÊNCIA NEGATIVA A Figura 2.26 mostra o tratamento da tensão de referência para elemento direcional de terra, usando valores de seqüência negativa baseados em uma falta monopolar à terra na Fase A. Como tensão de referência, é usada a tensão de seqüência negativa do sistema, como corrente para a determinação da direção, a corrente de seqüência negativa do sistema, na qual a corrente da falta é mostrada. A corrente da falta -3I2 está em oposição de fase à corrente da falta IscA e segue a tensão 3V2 pelo ângulo de falta ϕsc. A tensão de referência é rotacionada através do valor de ajuste 1619 ROTATION ANGLE. Nesse caso, rotação de -45°. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 45 | 71 Figura 2.26 - Rotação da tensão de referência, elemento direcional de falta de terra com valores de seqüência negativa A área para frente é uma faixa de ±86° ao redor da tensão de referência Vref, rot. Se o vetor da corrente de seqüência negativa do sistema -3I2 estiver nessa área, o dispositivo detecta direção para frente. 2.3.9 INTERTRAVAMENTO REVERSO PARA LINHAS ALIMENTADAS POR DUAS EXTREMIDADES EXEMPLO DE APLICAÇÃO O recurso de direcionalidade da proteção direcional de sobre corrente, permite ao usuário executar intertravamento reverso também em linhas de alimentação por duas extremidades, usando o elemento 67-1 do relé. Ele é destinado a isolar seletivamente uma seção da linha com falta linha (por exemplo, seções de um anel) em alta velocidade, isto é, tempos longos de graduação não reatrdarão o processo. Esse esquema é praticável quando a distância entre os relés de proteção não é muito grande e quando estão disponíveis fios piloto para transferência de sinal, através de um loop de tensão auxiliar. Para cada linha, uma rota de separada de transferência de dados é necessária para facilitar a transmissão de sinal em cada direção. Quando implementada em uma conexão de circuito fechada, distúrbios na linha de comunicação são detectados e sinalizados com temporização. O sistema local necessita de um barramento de intertravamento local similar àquele descrito na Subseção "Proteção de Intertravamento Reverso de barramento” (Seção 2.2). Durante uma falta na linha, o dispositivo que detecta a falta na direção para frente(da linha) usando o elemento direcional de sobre corrente 67-1 do relé, bloqueará um dos elementos não-direcionais de sobre corrente (50-1, 50-TOC) dos dispositivos na direção reversa (no mesmo barramento), desde que sem trip (Figura 2.27). Além disso, é gerada uma mensagem quanto à direção da falta. Mensagens “Para Frente”(“Forward”) são emitidas quando o limite de corrente do elemento direcional do relé 67-1 é excedido e é feita a determinação direcional. Subseqüentemente, mensagens “para frente(forward)” são transmitidas para o dispositivo localizado na direção reversa. Durante uma falta no barramento, o dispositivo que detecta faltas na direção reversa (barramento) usando o elemento direcional do relé 67-1, bloqueará um dos elementos não direcionais de sobre corrente (50-1, 50-TOC) de dispositivos, no final oposto do mesmo alimentador. Em adição, a mensagem “Reverso” é gerada e transmitida por meio de loop da tensão auxiliar do relé, localizado no lado oposto da linha. Figura 2.27 - Intertravamento reverso usando elementos direcionais _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 46 | 71 O elemento direcional de sobre corrente, fornecendo tempos normais de graduação, opera como proteção seletiva de backup. A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a geração de sinais de direção da falta. Figura 2.28 - Diagrama lógico para a geração de sinais de direção da falta. 2.3.10 NOTAS DE AJUSTES 2.3.10.1 GERAL Ao selecionar a proteção direcional de sobre corrente temporizada no DIGSI, uma caixa de diálogo aparece com várias abas para ajustes dos parâmetros associados. Dependendo do escopo funcional especificado durante a configuração das funções de proteção nos endereços 115 67/67-TOC e 116 67N/67N-TOC, o número de abas pode variar. Se for selecionado 67/67-TOC ou 67N/67N-TOC = Definite Time, então somente os ajustes para elementos de tempo definido estarão disponíveis. Se for selecionado TOC IEC ou TOC ANSI, características inversas também estarão disponíveis. Os elementos direcionais sobrepostos 67-2 e 67-1 ou 67N-2 e 67N-1 aplicam-se em todos os casos. No endereço 1501 FCT 67/67-TOC, a proteção direcional de sobre corrente de fase pode ser comutada em ON ou OFF. Valores de pickup, temporizações e características são ajustadas separadamente para proteção de fase e para proteção de terra. Devido a isso, a coordenação do relé para faltas de terra é independente da coordenação do relé para faltas de fases e ajustes mais sensitivos podem freqüentemente ser aplicados para proteção direcional de terra. Então, no endereço 1601 FCT 67N/67N-TOC, a proteção direcional de sobre corrente temporizada de terra pode ser comutada para ON ou OFF, independentemente da proteção direcional de sobre corrente temporizada de fase. Dependendo do parâmetro 613 Gnd O/Cprot. w., o dispositivo tanto pode operar usando valores medidos IN como grandezas 3I0 calculadas dessas três correntes de fases. Dispositivos com recursos de entrada de corrente sensitiva de terra geralmente usam grandeza calculada 3I0. A determinação da direção da função é afetada pelo parâmetro 201 CT Starpoint (veja capítulo 2.1.3). 2.3.10.2 DIREÇÃO DA CARACTERÍSTICA A característica da direção, isto é, a posição da faixa “para frente (forward”) e “para trás(backward”), é ajustada para os elementos direcionais de fase no endereço 1519 ROTATION ANGLE e para elemento direcional de terra sob o endereço 1619 ROTATION ANGLE. O ângulo de curto-circuito é geralmente indutivo na faixa de 30° a 60°, isto é, usualmente os ajustes padrão de +45° para elementos direcionais de fase e -45° para elemento direcional de terra, podem ser mantidos para o ajuste da tensão de referência, uma vez que garantem um seguro resultado da direção. Apesar disso, a seguir damos alguns exemplos para aplicações especiais (Tabela 2. 7). Deve ser observado o seguinte: Com os elementos direcionais de fases, a tensão de referência (tensão livre de falta) para faltas fase- terra são verticais na tensão de curto circuito. Por isso, o ajuste resultante do ângulo de rotação é (veja também Seção 2.3.8): Ângulo de rotação da tensão de ref. = 90 - ϕsc elemento direcional de fase (falta fase-terra) Com o elemento direcional de terra, a tensão de referência é a própria tensão de curto- circuito. Portanto, o ajuste resultante do ângulo de rotação é: Ângulo de rotação da tensão de ref. = -ϕsc elemento direcional de terra (falta fase-terra) Também deve ser observado para os elementos direcionais de fases, que com faltas fase-fase a tensão de referência é rotacionada entre 0° (falta remota) e 30° (falta próxima), dependendo do colapso da tensão com falta. Isso pode ser considerado com o valor médio de 15°: Ângulo de rotação da tensão de ref. = 90 - ϕsc -15° elemento direcional de fase (falta fase-fase). _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 47 | 71 Tabela 2.7 - Exemplo de Ajuste Antes da Versão V4.60, a característica de direção só poderia ser ajustada em três posições discretas. A seguir, os ajustes estão especificados e correspondem aos antigos parâmetros 1515 e 1615. 2.3.10.3 ORIENTAÇÃO DIRECIONAL A orientação direcional pode ser mudada para os elementos direcionais de fases sob o endereço 1516 67 Direction e para o elemento direcional de terra sob o endereço 1616 67N Direction. A proteção direcional de sobre corrente normalmente opera na direção do objeto protegido (linha, transformador). Se o dispositivo de proteção estiver adequadamente conectado, de acordo com um dos diagramas de circuito no Apêndice A.3, essa é a direção “para frente(forward)”. 2.3.10.4 SELEÇÃO DE GRANDEZA PARA A DETERMINAÇÃO DO ELEMENTO DIRECIONAL DE TERRA O parâmetro 1617 67N POLARIZAT. pode ser ajustado para especificar se a determinação da direção está acompanhada de grandezas de seqüência zero, grandezas de terra (com VN e IN) ou grandezas de seqüência negativa (com V2 e I2) no elemento direcional de terra. A primeira opção é o ajuste preferencial; o último deverá ser selecionado se existir risco de que a tensão de seqüência zero, venha a tornar-se excessivamente pequena, devido a impedância de seqüência zero desfavorável ou a influência de linha paralela no sistema de seqüência zero. 2.3.10.5 67-2 ELEMENTO DIRECIONAL AJUSTADO DE ALTA (FASES) Pickup e retardo do elemento 67-2 são ajustados nos endereços 1502 e 1503. Para o ajuste, as mesmas considerações aplicam-se como aquelas para proteção não direcional de sobre corrente temporizada na Seção 2.2.10. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 48 | 71 O tempo selecionado é apenas uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação (tempo de medição, tempo de dropout). O retardo pode ser ajustado para ∞. Após pickup, não há trip do elemento. Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 67-2 não for necessário, o valor de pickup 67-2 PICKUP deverá ser ajustado para ∞. Para esse ajuste, não haverá nem sinal de pickup nem de trip. 2.3.10.6 ELEMENTO DIRECIONAL DE AJUSTE DE ALTA 67N-2 (TERRA) O pickup e retardo do elemento 67N-2 são ajustados nos endereços 1602 e 1603. As mesmas considerações aplicam-se para esses ajustes, como aqueles executados para correntes de fases anteriormente discutidos. O tempo selecionado é apenas uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação (tempo de medição, tempo de dropout). O retardo pode ser ajustado para ∞. Após pickup, não há trip do elemento. Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 67N-2 não for necessário, o valor de pickup 67N-2 PICKUP deverá ser ajustado ∞. Esse ajuste previne de trip e da geração de mensagem de pickup. 2.3.10.7 ELEMENTO DE PROTEÇÃO DIRECIONAL 67-1 (FASES) O valor de pickup do elemento 67-1 ajustado em 1504 67-1 PICKUP, deverá ter valor acima da máxima carga esperada de corrente. Pickup devido a sobrecarga nunca deverá ocorrer, uma vez que o dispositivo nesse modo de operação, opera como proteção de curto- circuito com tempos de trip correspondentes curtos e não como proteção de sobrecarga. Por essa razão, linhas são ajustadas para aproximadamente 20% acima da máxima carga esperada e transformadores e motores para aproximadamente 40%. Se o relé for usado para proteger transformadores ou motores com grandes correntes de inrush, o recurso de restrição de inrush do 7SJ62/63/64 pode ser usado para o elemento do relé 67-1 (para mais informação veja a margem de cabeçalho “Restrição de Inrush”). A temporização para elementos direcionais (endereço 1505 67-1 DELAY) é usualmente ajustado mais curta que a temporização para elementos não direcionais (endereço 1205), desde que os elementos não direcionais sobreponham-se aos elementos direcionais como proteção de backup. Isto deve basear-se nas necessidades de coordenação do sistema para trip direcional. Para transformadores em paralelo alimentados por uma única fonte (veja Casos usuais), o retardo de elementos 67-1 DELAY localizados no lado da carga dos transformadores, pode ser ajustado para 0 sem provocar impactos negativos na seletivdade. O tempo selecionado é apenas uma temporização adicional e não deve incluir o tempo de operação (tempos medidos, tempo de dropout). O retardo pode ser ajustado para ∞. Após pickup, não há trip do elemento. Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 67-1 não for necessário, o valor de pickup 67-1 PICKUP deverá ser ajustado para ∞. Esse ajuste previne de trip e geração de uma mensagem de pickup. 2.3.10.8 ELEMENTO DIRECIONAL DO RELÉ 67N-1 (TERRA) O valor de pickup do elemento do relé 67N-1 deverá ser ajustado abaixo da mínimacorrente de terra esperada. Se o relé for usado para proteger transformadores ou motores com grande corrente de inrush, o recurso de restrição de inrush dos 7SJ62/63/64 pode ser usado para o elemento 67N-1 do relé (para mais informação veja cabeçalho de margem “Restrição de Inrush”). A temporização é ajustada no endereço 1605 67N-1 DELAY e deverá estar baseada nas necessidades de coordenação do sistema para trip direcional. Para correntes de terra em um sistema aterrado, um gráfico de coordenação separado com temporizações mais curtas é freqüentemente usado. O tempo selecionado é apenas uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação (tempo de medição, tempo de dropout). A temporização pode ser ajustada para ∞. Após pickup não há trip do elemento. Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 67N-1 não for necessário, o valor de pickup 67N-1 PICKUP deverá ser ajustado para ∞. Esse ajuste previne de trip e da geração de mensagem de pickup. 2.3.10.9 ESTABILIZAÇÃO DE PICKUP (67/67N DIRECIONAL) Pickup dos elementos direcionais 67/67N pode ser estabilizado pelo ajuste dos tempos de dropout 1518 67 T DROP-OUT ou 1618 67N T DROP-OUT. 2.3.10.10 ELEMENTOS DIRECIONAIS 67-TOC COM CURVAS IEC OU ANSI (FASES) Tendo ajustado os endereços 115 67/67-TOC = TOC IEC ou TOC ANSI ao configurar as funções de proteção (Seção 2.1.1), os parâmetros para as características inversas também estão disponíveis. Se o relé for usado para proteger transformadores ou motores com grandes correntes de inrush, o recurso de restrição de inrush do 7SJ62/63/64 pode ser usado para o elemento 67-TOC do relé (para mais informação, veja o cabeçalho de margem “Restrição de Inrush”). _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 49 | 71 Se for selecionada a característica de tempo inversa, deve ser notado que um fator de segurança de cerca de 1.1 vezes seja incluído entre o valor de pickup e o de ajuste. Isso significa que um pickup só ocorrerá se uma corrente de cerca de 1.1 vezes o valor de tempo ajustado estiver presente. O valor de corrente é ajustado no endereço 1507 67-TOC PICKUP. O ajuste é determinado principalmente pela máxima corrente de operação. Nunca deve ocorrer pickup por sobrecarga, desde que o dispositivo nesse modo de operação, opere como proteção de falta com tempos de trip correspondentemente curtos e não como proteção de sobrecarga. O fator de multiplicação de tempo correspondente do elemento para uma característica IEC, é ajustado no endereço 1508 67 TIME DIAL e no endereço 1509 67 TIME DIAL para uma característica ANSI. Deve estar coordenado com a graduação de tempo da rede. O fator multiplicador pode também ser ajustado para ∞. Após pickup não há então trip do elemento. Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 67-TOC não for necessário, o endereço 115 67/67-TOC deverá ser ajustado para Definite Time (Tempo Definido) durante a configuração da função de proteção (veja Seção 2.1.1). No endereço 115 67/67-TOC = TOC IEC, você poderá especificar a característica IEC desejada (Normal Inversa, Muito Inversa, Extremamente Inversa. Ou Longa Inversa), no endereço 1511 67- IEC CURVE. No endereço 115 67/67-TOC = TOC ANSI você pode especificar a característica ANSI desejada (Muito Inversa, Inversa, Curta Inversa, Longa Inversa, Moderadamente Inversa, Extremamente Inversa ou Definida Inversa), no endereço 1512 67- ANSI CURVE. 2.3.10.11 ELEMENTO DIRECIONAL 67N-TOC COM CURVAS IEC OU ANSI (TERRA) Tendo ajustado o endereço 116 67N/67N-TOC = TOC IEC ao configurar as funções de proteção (Seção 2.1.1), os parâmetros para características inversas também estarão disponíveis. Especifique no endereço 1611 67N-TOC IEC a característica IEC desejada (Normal Inversa, Muito Inversa, Extrem. Inv. ou Longa Inversa). Se, endereço 116 67N/67N-TOC = TOC ANSI, você poderá especificar a característica ANSI desejada (Muito Inversa, Inversa, Curta Inversa, Longa Inversa, Moderadamente Inv., Extrem. Inv. ou Definida Inv.) no endereço 1612 67N-TOC ANSI. Se o relé for usado para proteger transformadores ou motores com grandes correntes de inrush, o recurso de restrição de inrush do 7SJ62/63/64 pode ser usado para o elemento 67N-TOC do relé (para mais informação veja cabeçalho de margem “Restrição de Inrush”). Se for selecionada a característica inversa de tempo de trip, deve ser notado que um fator de segurança de cerca de 1,1 vezes, seja incluído entre o valor de pickup e o valor de ajuste 67N-TOC PICKUP. Isso significa que um pickup somente ocorrerá se a corrente de cerca de 1,1 vezes daquela do valor de ajuste, estiver presente. Se foi selecionado Disk Emulation (Emulação do disco) no endereço 1610 67N-TOC DropOut, ocorrerá o reset de acordo com a curva de reset, como a descrita para a proteção não direcional de sobrecorrente temporizada (Seção2.2). O valor de corrente é ajustado no endereço 1607 67N-TOC PICKUP. O aparecimento da mínima corrente de falta à terra é mais relevante para este ajuste. O fator correspondente de multiplicação de tempo para o elemento para uma característica IEC, é ajustado no endereço 1608 67N-TOC T-DIAL e no endereço 1609 67N-TOC T-DIAL para uma característica ANSI. Isso tem que estar coordenado com o gráfico de coordenação de graduação do sistema para trip direcional. Para correntes de terra em rede aterrada é possível, na maioria das vezes, ajustar um gráfico de coordenação de graduação separado com temporizações mais curtas. O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Não há trip após pickup do elemento. Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento 67N-TOC não for necessário, o endereço 116 67N/67N-TOC deverá ser ajustado para (Tempo Definido) Definite Time, durante a configuração da função de proteção (veja Seção 2.1.1). 2.3.10.12 CARACTERÍSTICA DEFINIDA PELO USUÁRIO (TEMPO INVERSO DE FASES E DE TERRA) Se o endereço 115 ou 116 forem ajustados para User Defined PU ou User def. Reset durante a configuração da opção de configuração da característica definida pelo usuário, um máximo de 20 pares de valores (corrente e tempo) podem ser parametrizados no endereço 1530 67 ou 1630 M.of PU TD. Essa opção permite a entrada, ponto a ponto, de qualquer curva desejada. Se o endereço 115 foi ajustado para User def. Reset durante a configuração, pares adicionais de valores (corrente e tempo de reajuste) podem ser parametrizados no endereço 1531 MofPU Res T/Tp ou 1631 I/IEp Rf T/TEp para representar a curva de reset. A entrada do par de valores (corrente e tempo) é um múltiplo dos ajustes dos valores dos endereços 1507 67-TOC PICKUP ou 1607 67N-TOC PICKUP e 1508 67 TIME DIAL ou 1608 67N-TOC T-DIAL. Além do mais, é recomendado que os valores de parâmetros sejam inicialmente ajustados para 1.00, para simplificar. Uma vez parametrizada a curva, os ajustes nos endereços 1507 e 1607 ou/e 1508 e 1608 podem ser, modificados mais tarde, se necessário. O ajuste padrão dos valores de corrente é ∞. São, desta forma, não ativados- e nenhum pickup ou trip dessas funções de proteção ocorrerão. DEVE SER OBSERVADO O SEGUINTE: _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 50 | 71 • Os pares de valores deverão entrar em seqüência em ordem crescente. Se desejado, menos do que 20 pares podem ser parametrizados. Na maioria dos casos, cerca de 10 pares são suficientes para definir a curva com precisão. Um par de valores que não venha a ser usado, deve tornar-se inválido se parametrizando „∞“ para limite! O usuário deve assegurar que os pares de valores produzam uma característica clara e constante. Os valores de corrente entrados deverão ser aqueles da tabela seguinte, junto com os respectivos tempos. Desvios de valores I/Ip são arredondados. Isso, entretanto, não será indicado. Fluxos de corrente menores que o menor valor de corrente parametrizado não levam a uma extensão do tempo de trip. A curva de pickup (veja Figura 2-13, lado direito) segue paralela ao eixo da corrente, até o menor ponto da corrente. Fluxos de corrente maiores que o mais elevado valor de corrente parametrizado, não leva à redução do tempo de trip. A característica de pickup (veja Figura 2-13, lado direito) segue paralela ao eixo de correntes, iniciando com o ponto mais elevado da corrente. Tabela 2.8 - Valores preferenciais de correntes padronizadas para curvas de trip definidas pelo usuário Os pares de valores são parametrizados no endereço 1531 MofPU Res T/Tp para recriar uma curva de reset. Deve ser observado o seguinte: • Os valores de corrente parametrizados deverão ser aqueles da tabela 2.8, junto com os tempos combinados. Desvios de valores I/Ip são arredondados. Isso, entretanto, não será indicado. Fluxos de correntes maiores que o mais elevado valor de corrente entrado, não levarão a prolongamento do tempo de reset. A curva de reajuste (veja Figura 2.13, lado esquerdo) é paralela ao eixo de correntes, iniciando com o maior ponto da corrente. Fluxos de corrente que forem menores que o menor valor de corrente parametrizado, não levam à redução do tempo de reset. A curva de reset (veja Figura 2.13, lado esquerdo) é paralela ao eixo da corrente, iniciando com o menor ponto da corrente. Tabela 2.9 - Valores preferenciais de correntes padronizadas, para reset de curvas definidas pelo usuário Figura 2.29 - Usando curva definida pelo usuário _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 51 | 71 2.3.10.13 RESTRIÇÃO DE INRUSH Ao aplicar o dispositivo de proteção para transformadores em que são esperadas altas correntes de inrush, o 7SJ62/63/64 pode fazer uso da função de restrição de inrush para os elementos direcionais de sobre corrente 67-1, 67-TOC, 67N-1 e 67NTOC, assim como os elementos não direcionais de sobre corrente. A opção de restrição de inrush é ativada ou desativada em 2201 INRUSH REST. (nas opções de ajuste de proteção não-direcional de sobre corrente temporizada). Os valores da característica da restrição de inrush, já estão listados na seção que discute sobre corrente temporizada não direcional (Seção 2.2.10). 2.3.10.14 MODO DE FECHAMENTO MANUAL (FASES, TERRA) Quando um disjuntor é fechado sob uma falta na linha, um trip de alta velocidade pelo disjuntor é freqüentemente desejado. Para sobre corrente ou elemento com ajuste de alta, a temporização pode ser desviada (bypass) por meio de pulso de fechamento manual, resultando então em trip instantâneo. Esse pulso é prolongado por pelo menos 300 ms. Para possibilitar o dispositivo a reagir adequadamente na ocorrência de uma falta nos elementos de fase após fechamento manual, o endereço 1513 MANUAL CLOSE tem que ser ajustado de acordo. Dessa maneira, o endereço 1613 MANUAL CLOSE é considerado para o endereço em direção à terra. Então, o usuário determina para ambos os elementos, o elemento de fase e de terra, qual o valor de pickup é ativo com qual temporização, quando o disjuntor é fechado manualmente. 2.3.10.15 CHAVE DE CONTROLE EXTERNO Se o sinal de fechamento manual não vem de um relé 7SJ62/63/64, isto é, nem enviado pela interface integrada de operação nem por interface serial, mas ao invés disso, diretamente de uma chave de controle de posição, esse sinal deve ser passado para uma entrada binária do 7SJ62/63/64 , e configurado de acordo („>Manual Close“), de tal forma que o elemento selecionado para (Fechamento Manual) MANUAL CLOSE seja efetivo. Inactive (Inativo) significa que o elemento opera como configurado, mesmo com fechamento manual. 2.3.10.16 FUNÇÃO INTERNA DE CONTROLE A informação de fechamento manual, deve estar alocada por meio de CFC (intertravamento de nível de tarefa-task-level) usando o bloco CMD_Information, se for usada a função interna de controle. Figura 2.30 - Exemplo de recurso de fechamento manual usando função interna de controle Nota Para uma interação entre o religamento automático e a função interna de controle, uma lógica CFC extendida é necessária. Veja cabeçalho de margem “Comando de fechamento (CLOSE): Diretamente ou Via Controle” nas notas de ajustes da função AR (Seção 2.14.6). 2.3.10.17 INTERAÇÃO COM FUNÇÃO DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO (FASES) Quando ocorre religamento, é desejável ter proteção de alta velocidade contra faltas com 67-2. Se a falta existir após o primeiro religamento, os elementos 67-1 ou 67-TOC serão iniciados com tempos de trip graduados, isto é, os elementos 67-2 serão bloqueados. No endereço 1514 67 active, pode ser especificado se (com 79 ativo-with79 active)ou não (Sempre-Always) os elementos 67-2 deverão ser supervisionados pelo status de um dispositivo de religamento externo ou interno. O endereço com 79 activo-with 79 active, determina que os elementos 67-2 não operarão, a menos que o religamento automático não esteja bloqueado. Se não for desejado, então o ajuste Sempre(Always) é selecionado tendo como efeito que os elementos 67-2 sempre operarão, como configurado. A função integrada de religamento automático do 7SJ62/63/64, fornece também a opção de determinar individualmente para cada elemento de sobre corrente temporizada se há trip instantâneo, isto é, temporização normal de trip, ou se o bloqueamento ocorrerá (veja Seção 2.14). 2.3.10.18 Interação com Função de Religamento Automático (Terra) Quando ocorre religamento, é desejável ter proteção de alta velocidade contra faltas com 67N-2. Se a falta existir após o primeiro religamento, os elementos 67N-1 ou 67N-TOC serão iniciados, isto é, os elementos 67N-2 serão bloqueados. No endereço 1614 67N active, _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 52 | 71 pode ser especificado se (com 79 ativo-with 79 active) ou não (Always) os elementos 67N-2 deverão ser supervisionados pelo status de um dispositivo de religamento automático externo ou interno. O endereço with 79 active determina que os elementos 67N-2 não operarão, a não ser que o religamento automático não esteja bloqueado. Se não for desejado, então é selecionado Always tendo como efeito que os elementos 67N-2 sempre operarão, como configurado. A função integrada de religamentto automático do 7SJ62/63/64, fornece também a opção de determinar individualmente para cada elemento de sobre corrente temporizada se o trip instantâneo, isto é, a temporização normal de trip não afetada pelo religamento automático ou o bloqueio, acontecerão (veja Seção 2.14). 2.4 PICKUP DINÂMICO DE CARGA FRIA Com a função de pickup dinâmico de carga fria, pickup e ajustes de temporização da função de proteção direcional e não direcional de sobre corrente temporizada , podem ser mudados dinamicamente. APLICAÇÕES • Pode ser necessário aumentar dinamicamente os valores de pickup se, durante a partida e por um curto tempo posterior, certos elementos do sistema tenham um consumo aumentado de energia, após um longo período de tensão zero (por exemplo, sistemas de ar condicionado, instalações de calor, motores). Assim, um crescimento de limites de pickup pode ser evitado, levando-se em consideração tais condições de partida. • Como outra opção, os limites de pickup podem ser modificados por uma função de auto-religamento, de acordo com seu estado de prontidão ou não. PRÉ-REQUISITOS Nota: Pickup dinâmico de carga fria não deve ser confundido com a opção de mudança dos 4 grupos de ajustes (A a D). É um recurso adicional. É possível mudar limites de pickups e temporizações. 2.4.1 DESCRIÇÃO EFEITO: Existem dois métodos pelos quais o dispositivo pode determinar se o equipamento protegido está desenergizado: • Via entradas binárias, o dispositivo é informado da posição do disjuntor (endereço 1702 Start Condition = Breaker Contact). • Como um critério, um ajuste de limite de corrente é atingido (endereço 1702 Start Condition = No Current). Se o dispositivo determinar que o equipamento protegido está desenergizado através de um dos métodos acima, um tempo Tempo de Abertura do Disjuntor (CB Open Time) é iniciado e após sua expiração, os limites aumentados fazem efeito. Além disso, o chaveamento entre os parâmetros pode ser disparado por dois outros eventos: • pelo sinal "79M Auto Reclosing ready" (Auto religamento pronto) da função interna de auto religamento (endereço 1702 Start Condition = 79 ready). Então, os limites da proteção e tempos de trip podem ser mudados se o auto religamento estiver pronto para religamento ( veja também a Seção 2.14). • De forma diferente do ajuste do parâmetro 1702 Start Condition, a ativação de pickup de carga fria pode sempre ser selecionada por meio da entrada binária „>ACTIVATE CLP“. A figura 2.32 - Mostra o diagrama lógico para função de pickup dinâmico de carga fria. Quando o contato auxiliar ou critério de corrente detecta que o sistema está desenergizado, isto é, o disjuntor está aberto, o tempo de abertura do disjuntor (CB Open Time) é iniciado. Tão logo expire, os limites mais altos são ativados. Quando o equipamento protegido é reenergizado (o dispositivo recebe essa informação pelas entradas binárias ou quando o limite BkrClosed I MIN é excedido), uma segunda temporização referida como Active Time(Tempo Ativo) é iniciada. Uma vez expirada, os valores de pickup dos elementos do relé voltam aos seus ajustes normais. O tempo pode ser reduzido quando os valores de corrente após a partida, isto é, após o disjuntor fechar, caem abaixo dos valores normais de pickup para um tempo ajustado, Stop Time. A condição de partida do tempo de reset rápido, é executada por uma combinação OR das condições configuradas de dropout de todos os elementos não direcionais de sobre corrente. Quando o Stop Time é ajustado para ∞ ou quando a entrada binária „>BLK CLP stpTim“ está ativa, não é feita nenhuma comparação com os limites “normais”. A função está inativa e o tempo de reset rápido, se aplicado, é resetado. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 53 | 71 Se os elementos de sobrecorrente estão em pickup durante o andamento do tempo ativo (Active Time), a falta geralmente prevalece até queda do pickup, usando ajustes dinâmicos. Somente então, os parâmetros são ajustados de volta para “normal”. Quando os valores de ajustes dinâmicos são ativados pela entrada binária „>ACTIVATE CLP“ ou o sinal “ Auto religamento 79M pronto” ("79M Auto Reclosing ready") e isso causa dropout, os ajustes “normais” são imediatamente restaurados, mesmo se resultar um pickup. Quando a entrada binária „>BLOCK CLP“ está ativada, todos os temporizadores disparados serão resetados; como conseqüência, todos os ajustes “normais” serão restaurados imediatamente. Se ocorrer bloqueio durante uma falta em andamento com a função de pickup dinâmico de carga fria ativada, os temporizadores de todos os elementos não direcionais do relé pararão e podem ser reacionados baseados em sua duração normal. Durante energização do relé de proteção com um disjuntor aberto, a temporização CB Open Time é iniciada e é processada usando os ajustes “normais”. Além do mais, quando o disjuntor é fechado, os ajustes “normais” são efetivos. A figura 2.31 ilustra a seqüência de tempo. A figura 2.32 mostra o diagrama lógico do recurso de pickup dinâmico de carga fria. Figura 2-31 Gráficos de tempo da função de pickup dinâmico de carga fria Figura 2-32 Diagrama lógico da função de pickup dinâmico de carga fria (50c, 50Nc, 51c, 51Nc, 67c, 67Nc) _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 54 | 71 2.4.2 NOTAS DE AJUSTES 2.4.2.1 GERAL A função de pickup dinâmico de carga fria só pode ser ativada se o endereço 117 Coldload Pickup foi ajustado para (Ativado) Enabled ,durante a configuração das funções de proteção. Se não for necessário, essa função deve ser ajustada para (Desativada) Disabled. A função pode ser comutada em ON ou OFF sob o endereço 1701 Coldload Pickup. Dependendo das condições que iniciarão a função de pickup dinâmico de carga fria, o endereço 1702 Start Condition é ajustado tanto para No Current, Breaker Contact como para 79 ready. Naturalmente, a opção (Contato do Disjuntor|) Breaker Contact só pode ser selecionada se o dispositivo receber informação com respeito ao estado de chaveamento do disjuntor, por meio de pelo menos uma entrada binária. A opção (79 pronto) 79 ready modifica dinamicamente os limites de pickup da proteção direcional e não direcional de sobre corrente temporizada, quando o recurso de auto religamento está pronto. Para iniciar o pickup de carga fria, a função de religamento automático fornece o sinal interno "79M Auto Reclosing ready" (79M Auto Religamento pronto). Está sempre ativo quando o auto religamento está disponível, ativado, desbloqueado e pronto para outro ciclo (veja também o cabeçalho de margem “Controlando Elementos de Proteção Direcional/Não Direcional por meio de Pickup de Carga Fria” na Seção 2.14.6). Temporizações Não existem procedimentos específicos de como ajustar temporizações nos endereços 1703 CB Open Time, 1704 Active Time e 1705 Stop Time(Tempo Reset Rápido). Essas temporizações devem basear-se nas características específicas de carga do equipamento a ser protegido e deverão ser ajustadas para permissão de breves sobrecargas, associadas com condições dinâmicas de carga fria. 2.4.2.2 ELEMENTOS NÃO DIRECIONAIS 50/51 (FASES) Os valores de pickup dinâmico e temporizações associadas com a proteção não-direcional de sobre corrente temporizada, são ajustados no bloco de endereço 18 (50C.../51C...) para correntes de fases. O pickup dinâmico e temporizações para o elemento 50N-2, é ajustada nos endereços 1801 50c-2 PICKUP e 1802 50c-2 DELAY respectivamente; o pickup dinâmico e ajustes de temporização para o elemento 50N-1, são ajustados nos endereços 1803 50c-1 PICKUP e 1804 50c-1 DELAY respectivamente; e o pickup , multiplicador de tempo (para curvas IEC ou curvas definidas pelo usuário) e dial de tempo (para curvas ANSI) são ajustados para o elemento 51N nos endereços 1805 51c PICKUP, 1806 51c TIME DIAL, e 1807 51c TIME DIAL, respectivamente. 2.4.2.3 ELEMENTOS NÃO DIRECIONAIS 50N/51N (TERRA) Os valores de pickup dinâmico e temporizações associadas com proteção não direcional de sobre corrente temporizada, são ajustados no endereço do bloco 19 (50NC.../51NC...): O pickup dinâmico e temporizações para o elemento 50N-2 são ajustados nos endereços 1901 50Nc-2 PICKUP e 1902 50Nc-2 DELAY respectivamente; o pickup dinâmico e ajustes de temporizações pra o elemento 50N-1 são ajustados nos endereços 1903 50Nc-1 PICKUP e 1904 50Nc-1 DELAY respectivamente; e o pickup, multiplicador de tempo (para curvas IEC ou curvas definidas pelo usuário), e dial de tempo (curvas ANSI) ajustados para o elemento 51N nos endereços 1905 51Nc PICKUP, 1906 51Nc T-DIAL, e 1907 51Nc T-DIAL, respectivamente. 2.4.2.4 ELEMENTOS DIRECIONAIS 67/67–TOC (FASES) Os valores dinâmicos de pickup e as temporizações associadas com a proteção de fase de sobre corrente direcional, são feitos no bloco de endereços 20 (g67C...): Os ajustes de pickup dinâmico e temporização para o elemento 67-2, são feitos nos endereços 2001 67c-2 PICKUP e 2002 67c-2 DELAY respectivamente; os ajustes de pickup dinâmico e temporização para o elemento 67-1, são feitos nos endereços 2003 67c-1 PICKUP e 2004 67c-1 DELAY respectivamente; os ajustes para pickup, multiplicador de tempo (para curvas IEC ou curvas definidas pelo usuário), ajustes para dial de tempo (para curvas ANSI) para o elemento 67-TOC, são feitos nos endereços 2005 67c-TOC PICKUP, 2006 67c-TOC T-DIAL e 2007 67c-TOC T-DIAL respectivamente. 2.4.2.5 ELEMENTOS DIRECIONAIS 67/67N (TERRA) Os valores de pickup dinâmico e temporização associados com a proteção de sobre corrente direcional de terra, são ajustados no bloco de endereços 21 (gU/AMZ E dynP.): Os ajustes para pickup dinâmico e temporização para o elemento 67N-2, são feitos nos endereços 2101 67Nc-2 PICKUP e 2102 67Nc-2 DELAY respectivamente; os ajustes para pickup dinâmico e temporização para o elemento 67N-1, são feitos nos endereços 2103 67Nc-1 PICKUP e 2104 67Nc-1 DELAY respectivamente; os ajustes para pickup, multiplicador de tempo (para curvas IEC ou curvas definidas _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 55 | 71 pelo usuário) e dial de tempo (para curvas ANSI) para o elemento 67N-TOC, são feitos nos endereços 2105 67Nc-TOC PICKUP, 2106 67Nc-TOC T-DIAL, 2107 67Nc-TOC T-DIAL, respectivamente. 2.5 PROTEÇÃO MONOFÁSICA DE SOBRECORRENTE A proteção monofásica de sobre corrente avalia a corrente que é medida pela entrada sensitiva INS- ou a normal IN . O transformador usado, depende da versão do dispositivo e número do pedido. APLICAÇÕES • Proteção simples de falta à terra em um transformador de potência; • Proteção sensitiva de vazamento de tanque. 2.5.1 DESCRIÇÃO FUNCIONAL A função monofásica de sobre corrente temporizada gera a característica de trip descrita na Figura 2.33. Algoritmos numéricos filtram a corrente a ser detectada. Um filtro particular de banda estreita (narrow-band) é usado em função da possibilidade de alta sensitividade. Os limites de pickup da corrente e tempos de trip podem ser ajustados. A corrente detectada é comparada ao valor de pickup 50 1Ph-1 PICKUP ou 50 1Ph-2 PICKUP e reportada, se for violada. O comando de trip é gerado após a temporização associada 50 1Ph-1 DELAY ou 50 1Ph-2 DELAY ter expirado. Os dois elementos juntos formam uma proteção de dois estágios. O valor de dropout é aproximadamente igual a 95% do valor para correntes I > 0.3 · INom. O filtro de corrente é desviado (bypass) se as correntes forem extremamente altas para conseguir um tempo de trip curto. Isso sempre acontecerá automaticamente, quando o valor instantâneo de corrente exceder o valor de ajuste 50 1Ph-2 PICKUP do elemento, por um fator de pelo menos 2 · √2. Figura 2.33 - Característica de dois estágios da proteção monofásica de sobre corrente temporizada A Figura a seguir mostra o diagrama lógico para a proteção monofásica de sobre corrente. Figura 2.34 - Diagrama lógico da proteção monofásica de sobre corrente temporizada _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 56 | 71 2.5.2 UNIDADE DE PROTEÇÃO DE ALTA IMPEDÂNCIA DE FALTA A TERRA EXEMPLOS DE APLICAÇÕES No procedimento de alta impedância, todos os TCs operam nos limites da zona protegida em paralelo a um resistor comum, relativamente de alta resistividade R, cuja tensão é medida. Os TCs devem ser do mesmo projeto e característica em pelo menos um núcleo separado para proteção de alta impedância. Em particular, devem ter a mesma relação de transformação e iguais pontos de joelho de tensão. Com 7SJ62/63/64, o princípio de alta impedância é particularmente bem adequado para detecção de faltas de terra em redes aterradas em transformadores, geradores, motores e reatores shunt. A Figura 2.35 mostra um exemplo de aplicação para um enrolamento de transformador aterrado ou um motor/gerador aterrado. O exemplo do lado direito descreve um enrolamento de transformador não aterrado ou um motor/gerador não aterrado, onde o aterramento do sistema é assumido por outro dispositivo. Figura 2.35 - Proteção de falta à terra de acordo com o princípio de alta impedância 2.5.2.1 FUNÇÃO DO PRINCÍPIO DE ALTA IMPEDÂNCIA O princípio de alta impedância é explicado com base em enrolamento de transformador aterrado. Nenhuma corrente de seqüência zero fluirá durante a operação normal, isto é, a corrente no ponto estrela é ISP = 0 e as correntes de fases são 3 I0 = IA + IB + IC = 0. Com uma falta externa a terra (Figura 2.36, lado esquerdo) com a qual a corrente de falta é alimentada por meio do ponto estrela aterrado, a mesma corrente flui através do ponto estrela do transformador e das fases. As correntes secundárias correspondentes (todos os transformadores de corrente tem a mesma relação de transformação) compensam-se entre si; elas estão conectadas em série. Através do resistor R apenas uma pequena tensão é gerada. Isso se origina da resistência interna dos transformadores e cabos de conexão dos transformadores. Mesmo que qualquer transformador de corrente experimente uma saturação parcial, ela será de baixa resistividade para o período de saturação e cria um shunt de baixa resistência para o resistor de alta resistividade R. Então, a alta resistência do resistor tem também um efeito de restrição (a chamada restrição de resistência). Figura 2.36 - Princípio da proteção de falta de terra, de acordo com o princípio de alta impedância Quando ocorre uma falta à terra na zona protegida (Figura 2.36 direita), há sempre uma corrente de ponto estrela ISP. As condições de aterramento no resto da rede determinam quão fortes é uma corrente de seqüência zero do sistema. Uma corrente secundária que é igual ao total da corrente da falta, tenta passar através do resistor R. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 57 | 71 Uma vez que o último é de alta resistividade, uma alta tensão surge imediatamente. Além disso, os transformadores de corrente ficam saturados. A tensão RMS através do resistor corresponde a, aproximadamente, a tensão do ponto de joelho dos transformadores de corrente. A resistência R é dimensionada de tal maneira que mesmo com a mais baixa corrente de falta de terra a ser detectada, ela gere uma tensão secundária, que é igual à metade da tensão do ponto de joelho dos transformadores de corrente (veja também notas no dimensionamento na Seção 2.5.4). 2.5.2.1 PROTEÇÃO DE ALTA IMPEDÂNCIA COM 7SJ62/63/64 Com 7SJ62/63/64 a entrada de medição sensitiva INS ou alternativamente a entrada de medição insensitiva IN é usada para proteção de alta impedância. Como se trata de uma entrada de corrente, a proteção detecta corrente através do resistor ao invés de tensão através do resistor R. A Figura 2.37 mostra o diagrama de conexões. O relé de proteção está conectado em série ao resistor R e mede sua corrente. O varistor B limita a tensão quando ocorrem faltas internas. Picos de alta tensão emergentes com a saturação do transformador são cortados pelo varistor. Ao mesmo tempo, a tensão é dissipada sem redução do valor médio. Figura 2.37 - Diagrama de conexão da proteção diferencial de falta a terra, de acordo com o princípio de alta impedância Para proteção contra sobre tensões é também importante que o dispositivo esteja conectado diretamente ao lado aterrado dos transformadores de corrente, de tal forma que a alta tensão no resistor possa ser mantida distante do dispositivo. Para geradores, motores e reatores shunt a proteção de alta impedância pode ser analogamente usada. Todos os transformadores de corrente no lado de sobre tensão, lado de sub tensão e transformadores de corrente no ponto estrela, tem que estar conectados em paralelo usando auto-transformadores. Em princípio, esse esquema pode ser aplicado para todo objeto protegido. Quando aplicado a proteção de barramento, por exemplo, o dispositivo está conectado à ligação paralela de todos transformadores de corrente dos alimentadores, por meio do resistor. 2.5.3 PROTEÇÃO DE VAZAMENTO DE TANQUE EXEMPLO DE APLICAÇÃO A proteção de vazamento de tanque tem a tarefa de detectar vazamento à terra - mesmo de alta resistividade - entre a fase e a carcaça do transformador de força. O tanque deve estar isolado da terra. Um condutor liga o tanque a terra e a corrente que passa através desse condutor, alimenta uma entrada de corrente do relé. Quando ocorre um vazamento do tanque, uma corrente de falta (corrente de vazamento de tanque) fluirá através do condutor de aterramento para a terra. Essa corrente de vazamento de tanque é detectada pela proteção monofásica de sobre corrente como uma sobre corrente; um comando de trip temporizado ou instantâneo é emitido de forma que desconecte todos os lados do transformador. Uma entrada de corrente monofásica de alta sensitividade é normalmente usada para proteção de vazamento de tanque. Figura 2.38 - Princípio de proteção de vazamento de tanque _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 58 | 71 2.5.4 NOTAS DE AJUSTES GERAL Proteção monofásica de sobre corrente temporizada pode ser ajustada para ON ou OFF no endereço 2701 50 1Ph. Os ajustes baseiam-se na aplicação particular. As faixas de ajustes dependem se a entrada de medição da corrente é sensitiva ou entrada normal de transformador. No caso de um transformador de entrada normal, ajuste o valor de pickup para 50 1Ph-2 PICKUP no endereço 2702, o valor de pickup para 50 1Ph-1 PICKUP no endereço 2705. Se apenas um elemento for necessário, ajuste aquele não necessário para ∞. No caso de transformadores com entrada sensitiva, ajuste o valor de pickup para 50 1Ph-2 PICKUP no endereço 2703, o valor de pickup para 50 1Ph-1 PICKUP no endereço 2706. Se apenas um elemento for necessário, ajuste o valor do outro, não necessário, para ∞. Se for necessária uma temporização de trip para o elemento 50-2, ajuste no endereço 2704 50 1Ph-2 DELAY, para o elemento 50-1 no endereço 2707 50 1Ph-1 DELAY. Os tempos selecionados são tempos adicionais e não incluem o tempo de operação( tempo de medição, etc) dos elementos. A temporização também pode ser ajustada para ∞; o elemento correspondente não dará trip após pickup, mas o pickup é reportado. Notas especiais são fornecidas abaixo para uso como unidade de proteção de alta impedância e proteção de vazamento de tanque. 2.5.4.1 USO COMO PROTEÇÃO DE ALTA IMPEDÂNCIA O uso como proteção de alta impedância necessita que a detecção de corrente do ponto estrela seja possível no sistema, em adição à detecção de corrente de fase (veja exemplo na figura 2-37). Além do mais, uma entrada sensitiva do transformador deve estar disponível na entrada do dispositivo IN/INS. Nesse caso, só o valor de pickup para proteção monofásica de sobre corrente é ajustado no dispositivo 7SJ62/63/64 para a corrente na entrada IN/INS. A função completa de proteção de alta impedância é, entretanto, dependente da interação das características do transformador de corrente, resistor externo R e tensão de R. A seção seguinte dá informação sobre esse assunto. 2.5.4.2 DADOS DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE PARA PROTEÇÃO DE ALTA IMPEDÂNCIA Todos os transformadores de corrente devem ter uma relação de transformação idêntica e tensão do ponto de joelho muito próxima. Esse é normalmente o caso, se eles são de igual projeto e dados nominais idênticos. A tensão do ponto de joelho pode ser calculada aproximadamente dos dados nominais de um TC como a seguir: nom nom nom i KPV I ALF I P R V × ×         + = 2 ) ( V KPV Ri ► Carga interna do TC ► Tensão ponto de joelho P Nom I ► Potência nominal do TC Nom ALF ► Fator de limite de precisão nominal do TC ► Corrente nominal do secundário do TC A corrente nominal, potência nominal e fator de limite de precisão são normalmente destacados na placa do transformador de corrente, por exemplo: Transformador de corrente 800/5; 5P10; 30 VA Que significa INom = 800A no primário e 5 A no secundário ALF = 10 (de 5P10) PNom = 30 VA A carga interna é freqüentemente estabelecida no relatório de teste do transformador de corrente. Se não, pode ser derivada de uma medição DC no enrolamento secundário. Exemplo de Cálculo: CT 800/5; 5P10; 30 VA com Ri = 0.3 Ω _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 59 | 71 V A A VA I ALF I P R V nom nom nom i KPV 75 5 10 ) 5 ( 30 3 , 0 ) ( 2 2 = × ×       + Ω = × ×         + = ou CT 800/1; 5P10; 30 VA com Ri = 5 Ω V A A VA I ALF I P R V nom nom nom i KPV 350 1 10 ) 1 ( 30 0 , 5 ) ( 2 2 = × ×       + Ω = × ×         + = Paralelamente aos dados do TC, a resistência da conexão mais longa entre os TCs e o dispositivo 7SJ62/63/64 precisa ser conhecida. 2.5.4.3 ESTABILIDADE COM PROTEÇÃO DE ALTA IMPEDÂNCIA A condição de estabilidade está baseada no seguinte conceito simplificado: se existir uma falta externa, um dos transformadores de corrente fica totalmente saturado. Os outros continuam a transmitir suas correntes (parcial). Na teoria, esse é o caso mais desfavorável. Uma vez que, na prática, é o transformador saturado que fornece corrente, uma margem automática de segurança está garantida. A Figura 2.39 mostra um circuito simplificado equivalente. TC1 e TC2 são assumidos como transformadores ideais com suas resistências internas R i1 e R i2. Ra, são resistências dos cabos de conexão entre os transformadores de corrente e o resistor R. Eles são multiplicados por 2 uma vez que possuem um fio de ida e outro de volta. Ra2 é a resistência mais longa do cabo de conexão. TC1 transmite corrente I1. TC2 poderá estar saturado. Devido à saturação, o transformador representa um shunt de baixa resistência, que está ilustrado por uma linha pontilhada de curto-circuito. R >> (2Ra2 + Ri2) é mais um pré-requisito. Figura 2.39 - Circuito equivalente simplificado de um sistema de circulação de corrente para proteção de alta impedância A tensão através de R é então ► VR = I1 · ( 2Ra2 + Ri2 ) Assume-se que o valor de pickup do 7SJ62/63/64 corresponde à metade da tensão do ponto de joelho dos transformadores de corrente. No caso resulta: VR = V KPV / 2 Isso resulta em um limite de estabilidade ISL, isto é, máxima corrente através de falta abaixo da qual o esquema permanece estável: Exemplo de Cálculo: Para o TC 800-5 A como acima, com V KPV = 75 V Ve Ri= 0.3 Ω a mais longa conexão do TC tem 22 m (24.06 jardas) com 4 mm 2 de seção transversal; que corresponde a Ra = 0.1 Ω isto é, 20 x a corrente nominal ou 16 kA primário. Para TC 1-A como acima, com V KPV = 350 V e Ri = 5 Ω a mais longa conexão do TC tem 107 m (117.02 jardas) com 2.5 mm 2 de seção transversal, resulta em Ra = 0. 75 Ω _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 60 | 71 isto é, 27 A x a corrente nominal ou 21.6 kA primário. 2.6 PROTEÇÃO DE TENSÃO 27, 59 A proteção de tensão tem a função de proteger equipamento elétrico contra sub e sobre tensões. Ambos os estados de operação são desfavoráveis, uma vez que a sobre tensão pode causar, por exemplo, problemas de isolamento ou a sub tensão pode causar problemas de estabilidade. APLICAÇÕES • Tensões normalmente altas ocorrem com freqüência, por exemplo, em linhas de transmissão de longa distância com baixo carregamento, em sistemas ilhados quando falha o regulador de tensão do gerador, ou após desligamento de carga plena de um gerador do sistema. • A função de proteção de sub tensão detecta colapso de tensão em linhas de transmissão e máquinas elétricas e previne de estados de operação inadmissíveis e possível perda de estabilidade. 2.6.1 PRINCÍPIO DE MEDIÇÃO CONEXÃO As tensões fornecidas para o dispositivo podem corresponder às tensões das três fases -terra s VAN, VBN, VCN ou duas tensões fase- fase (VAB, VBC) e a tensão residual (VN) ou, no caso de uma conexão monofásica, qualquer tensão fase-terra ou tensão fase-fase. Em adição, o relé 7SJ64 fornece a opção de detectar três tensões fase-terra e tensão de terra. Com conexão multi-fases o modo de conexão foi especificado durante a configuração no endereço 213 VT Connect. 3ph. Se existir apenas um transformador de potencial, o dispositivo deve ser informado desse fato durante a configuração pelo endereço 240 VT Connect. 1ph (veja também a Seção 2.24). Com conexão trifásica, a proteção de sobre tensão necessita das tensões fase-fase e se necessário, calculadas das tensões fase- terra. No caso de conexão fase-fase, duas tensões são medidas e a terceira é calculada. Dependendo do ajuste configurado do parâmetro (endereço 614 OP. QUANTITY 59) a avaliação usará tanto a maior das tensões fase-fase Vphph, quanto o componente de seqüência negativa V2 das tensões. Com conexão trifásica, a proteção de sub tensão exige tanto o componente de seqüência positiva V1, quanto a menor das tensões fase- fase Vphph. Isso é configurado ajustando o valor do parâmetro no endereço 615 OP. QUANTITY 27. A escolha entre tensão fase-fase e fase-terra permite tensões assimétricas (por exemplo, causadas por uma falta à terra) a serem levadas em consideração (fase-terra 0) ou para serem desconsideradas (fase-fase). Conexão monofásica, uma tensão fase-fase ou fase-terra é avaliada e conectada (veja também Seção 2.24), dependendo do tipo de conexão. SUPERVISÃO DE CORRENTE Os transformadores de potencial primários estão dispostos, dependendo do sistema, tanto do lado da alimentação, quanto do lado da carga do disjuntor associado. Essas disposições diferentes conduzem a comportamento diferente da função de proteção de tensão quando ocorre uma falta. Quando um comando de trip é emitido e um disjuntor é aberto, tensões completas permanecem no lado da alimentação, enquanto que do lado da carga a tensão é zero. Quando a tensão de alimentação está ausente, a proteção de sub tensão, por exemplo, permanecerá em pickup. Se a condição de pickup necessitar de reset, a corrente poderá ser usada como um critério adicional para pickup da proteção de sub tensão (supervisão de corrente CS). Pickup de sub tensão pode ser mantido somente quando o critério de sub tensão é satisfeito e um nível mínimo ajustável de corrente é excedido (BkrClosed I MIN). Aqui, é usada a maior das correntes das três fases. Quando a corrente diminui abaixo da corrente mínima ajustada após o disjuntor ser aberto, a proteção de sub tensão terá dropout. NOTA: Se o parâmetro CURRENT SUPERV. for ajustado para desativado no endereço 5120, há pickup do dispositivo quando a proteção de sub tensão está ativada e nenhuma medição de tensão está presente e a função de sub tensão está em pickup. Aplique tensão de medição ou bloqueie a proteção de tensão para continuar com a configuração. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 61 | 71 Mais ainda, você tem a opção de ajustar um sinal por meio da operação do dispositivo para bloqueio da proteção de tensão. Isso inicia o reset do pickup e a configuração do dispositivo pode ser terminada. PREPARAÇÃO DE DADOS DE MEDIÇÃO Usando análise de Fourier, o componente harmônico fundamental das tensões trifásicas-fase é filtrado e encaminhado para outro processamento. Dependendo da configuração, tanto o componente de seqüência positiva V1 das tensões é fornecido para os elementos de proteção de sub tensão (multiplicados por √3 devido aos valores de limite terem sido ajustados como grandezas fase-fase), quanto a tensão real fase-fase Vphph. A maior das tensões das três fases-fase iVphph é avaliada de acordo para proteção de sobre tensão ou é calculada a tensão de seqüência negativa V2, enquanto, nesse caso, os limites devem ser ajustados como tensões fase-terra. 2.6.2 PROTEÇÃO DE SOBRE TENSÃO 59 APLICAÇÃO A proteção de sobre tensão tem a tarefa de proteger linhas de transmissão e máquinas elétricas contra condições de tensão inadmissíveis, que possam causar danos à isolação. Tensões normalmente altas ocorrem freqüentemente, por exemplo, em linhas de transmissão de longa distância com pouca carga, em sistemas ilhados quando falha o regulador de tensão do gerador, ou após desligamento completo da carga de um gerador do sistema. FUNÇÃO Com conexão trifásica, o componente fundamental da maior das tensões trifásica é a tensão de fase que é fornecido para os elementos de proteção de sobre tensão ou opcionalmente, a tensão de seqüência negativa. Se apenas um transformador de tensão estiver conectado, a função é fornecida com o componente fundamental fase-terra ou fase-fase de acordo com o tipo de conexão. A proteção de sobre tensão tem dois elementos. No caso de uma alta sobre tensão, é executado trip com curta temporização, enquanto, no caso de sobre tensões menos severas, o desligamento é executado com longa temporização. Quando um dos ajustes reguláveis é excedido, há pickup do elemento 59 e o trip após expirar uma temporização ajustável. A temporização não é dependente da magnitude da sobre tensão. Relação de dropout para os dois elementos de sobre tensão (= Vdropout value/Vpickup value) pode ser ajustada . A figura seguinte mostra o diagrama lógico da proteção de sobre tensão para tensões fase-fase. Figura 2.41 - Diagrama lógico da proteção de sobre tensão 2.6.3 PROTEÇÃO DE SUBTENSÃO 27 APLICAÇÃO A função de proteção de sub tensão detecta colapsos em linhas de transmissão e máquinas elétricas e previne a persistência de estados de operação inadmissíveis e possível perda de estabilidade. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 62 | 71 FUNÇÃO Com conexão trifásica, a proteção de sub tensão usa o componente fundamental de seqüência positiva ou opcionalmente também, as tensões reais fase-fase. O último caso aplica a menor tensão fase-fase. Se apenas um transformador de potencial estiver conectado, a função é fornecida com componente de tensão fundamental fase-terra ou fase-fase, de acordo com o tipo de conexão. Proteção de sub tensão consiste de dois elementos de tempo definido (27-1 PICKUP e 27-2 PICKUP). Além do mais, o trip pode ter graduação de tempo dependendo de quão severo é o colapso de tensão. Limites de tensões e temporizações podem ser ajustados individualmente para ambos os elementos. Os valores de limite de tensões são configurados como grandezas fase-fase. Então, tanto o valor do sistema de seqüência positiva V1 · √3 como, opcionalmente, a menor das tensões fase-fase são avaliados. A relação de dropout para os dois elementos de subtensão (= Vdropout value/Vpickup value) pode ser ajustada. A proteção de sub tensão trabalha em uma faixa de freqüência adicional. Isso assegura que a função de proteção seja preservada mesmo quando é aplicada, por exemplo, como proteção de motor no contexto da desaceleração do motor. Entretanto, o valor r.m.s. do componente de tensão de seqüência positiva é considerado muito pequeno quando existem severos desvios de freqüência. Assim, essa função exibe uma sobre função. Se aplicações são esperadas, nas quais a faixa da freqüência de fNom ± 10%, será excedida, o critério de corrente não retornará com resultado correto e deverá ser desligado. A figura 2.42 mostra um típico perfil de tensão, durante uma falta para conexão do lado da fonte dos transformadores de potencial. Devido à presença de tensão completa após abertura do disjuntor a supervisão de corrente CS descrita acima não é necessária nesse caso. Após a tensão cair abaixo do ajuste de pickup, é iniciado trip após temporização 27-1 DELAY. Enquanto a tensão permanecer abaixo do ajuste de dropout, o religamento é bloqueado. Somente após a falta ter sido eliminada, isto é, quando a tensão cresce acima do nível de dropout, o elemento tem dropout e permite religamento do disjuntor. Figura 2.42 - Típico perfil de falta para conexão do lado da fonte do transformador de potencial (sem supervisão de corrente) A figura 2-43 mostra um perfil de falta para conexão do lado da carga do transformador de potencial. Quando o disjuntor está aberto, a tensão desaparece (a tensão permanece abaixo do ajuste de pickup) e a supervisão de corrente é usada para assegurar que o pickup tenha dropout após abertura do disjuntor (BkrClosed I MIN). Após a tensão ter caído abaixo do ajuste de pickup, o trip se inicia após temporização 27-1 DELAY. Quando o disjuntor abre, a tensão diminui para zero e o pickup da sub tensão é mantido. O valor da corrente também cai para zero, de forma que a supervisão da corrente é resetada tão logo a liberação do limite seja excedida (BkrClosed I MIN). Graças à combinação AND, o critério de pickup da tensão e corrente da função de proteção é também resetado. Como conseqüência, a energização é admitida novamente quando expira o mínimo tempo de comando. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 63 | 71 Figura 2.43 - Típico perfil de falta para conexão do lado da carga dos transformadores de potencial (com supervisão de corrente) Seguindo o fechamento do disjuntor, a supervisão de corrente BkrClosed I MIN é temporizada por um curto período de tempo. Se o critério da tensão cai durante esse período de tempo (cerca de 60 ms), a função de proteção não dá pickup. Por outro lado, nenhuma gravação de falta é gerada quando do fechamento do disjuntor em um sistema saudável. É importante, entretanto, salientar que se existir uma condição de baixa tensão na carga após fechar o disjuntor (diferente da figura 2.43), o pickup desejado do elemento será temporizado por 60 ms. A figura seguinte mostra o diagrama lógico para função de proteção de sub tensão _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 64 | 71 Figura 2.44 - Diagrama lógico da proteção de sub tensão 2.7 PROTEÇÃO DE SEQÜÊNCIA NEGATIVA 46 A proteção de seqüência negativa detecta cargas desbalanceadas no sistema. APLICAÇÕES • A aplicação de proteção de seqüência negativa para motores tem um significado especial. Cargas desequilibradas criam campos de rotação contrária nos motores de indução trifásicos que agem no rotor em freqüência dupla. Correntes de Foucault são induzidas incluídas na superfície do rotor, as quais ocasionam superaquecimento local nas zonas terminais do rotor e nas cunhas. Isso vale especialmente para motores que dão trip por meio de contatores à vácuo com fusíveis conectados em série. Em monofásico, devido à operação de fusível, o motor somente gera torques pequenos e pulsantes que é logo transformado termicamente, assumindo que o torque necessário para a máquina permanece sem modificação. Em adição, a tensão de alimentação desbalanceada introduz o risco de sobrecarga térmica. Devido à pequena reatância de seqüência negativa, mesmo pequenas tensões assimétricas levam a grandes correntes de seqüência negativa. • Em adição, essa função de proteção pode ser usada pra detectar interrupções, faltas e problemas de polaridade com transformadores de corrente. • É útil também na detecção de faltas de 1 e de 2 pólos com corrente de falta menor que a máxima corrente de carga. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 65 | 71 PRÉ-REQUISITOS De forma a prevenir oscilação de pickup, a proteção de seqüência negativa se torna ativa quando uma corrente de fase se torna maior do que 0.1 x INom e todas as correntes de fases são menores do que 4 x INom. 2.7.1 ELEMENTO DE TEMPO DEFINIDO 46-1, 46-2 A característica de tempo definido consiste de dois elementos. Tão logo é atingido o primeiro limite ajustável 46-1 PICKUP, uma mensagem de pickup dá saída e o elemento de tempo 46-1 DELAY é iniciado. Quando o segundo elemento 46-2 PICKUP é iniciado, uma outra mensagem dá saída e o elemento de tempo 46-2 DELAY é iniciado. Uma vez expirada cada temporização, inicia-se um sinal de trip. Figura 2.45 - Característica de tempo definido para proteção de seqüência negativa TEMPOS AJUSTÁVEIS DE DROPOUT A estabilização de pickup para a característica de tempo definido 46-1, 46-2 pode ser conseguida por meio de tempos ajustáveis de dropout. Essa facilidade é usada em sistemas de energia com faltas intermitentes. Em uso conjunto com relés eletromecânicos, permite a adaptação de diferentes perfis de dropout e a graduação de tempo de componentes eletromecânicos e digitais. 2.7.2 ELEMENTO DE TEMPO INVERSO 46-TOC O elemento de tempo inverso é dependente da versão do dispositivo que foi solicitada. Opera com curvas de características de trip IEC e ANSI. As características e fórmulas associadas são fornecidas em Dados Técnicos. Ao programar a característica de tempo inverso 46-TOC, também definem-se os elementos de tempo 46-2 PICKUP e 46-1 PICKUP disponíveis (veja Seção prévia). Pickup e Trip A corrente de seqüência negativa I2 é comparada com o valor de ajuste 46-TOC PICKUP. Quando a corrente de seqüência negativa excede 1,1 vezes o valor de ajuste, é gerada uma anunciação de pickup. O tempo de trip é calculado da a corrente de seqüencia negativa, de acordo com a característica selecionada. Após expirar o período de tempo, é dado um comando de trip. A curva característica está ilustrada na figura seguinte. Figura 2.46 - Característica de tempo inverso para proteção de seqüência negativa _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 66 | 71 2.7.2.1 DROP OUT PARA CURVAS IEC Há dropout do elemento quando a corrente de seqüência negativa cai para aproximadamente 95% do pickup ajustado. A temporização reseta imediatamente esperando um outro pickup. 2.7.2.2 DROPOUT PARA CURVAS ANSI Ao usar uma curva ANSI, selecione se o dropout após pickup deve ser instantâneo ou por emulação de disco. "Instantâneo" significa que o pickup cai quando um valor de pickup de aproximadamente 95 % é atingido. Para um novo pickup a temporização inicia em zero. A emulação de disco evoca um processo de dropout (contador de tempo decrescente) que começa após a desenergização. Esse processo corresponde a resetar a rotação de um disco Ferraris (explicando sua denominação “emulação de disco”). No caso de ocorrência de várias faltas sucessivas, a “história” é levada em consideração, devido à inércia do disco Ferraris e a resposta de tempo é correspondentemente adaptada. Isso assegura uma simulação apropriada do aumento da temperatura do objeto protegido, mesmo para valores de carga desbalanceada extremamente flutuantes. O reset se inicia tão logo 90% do valor de ajuste seja atingido, em correspondência com a curva de dropout da característica selecionada. Na faixa entre o valor de dropout (95% do valor de pickup) e 90% do valor de ajuste, os processos de incrementação e decréscimo estão em estado idlle. Se 5% do valor de ajuste for atingido, o processo de dropout é completado, quer dizer, quando ocorrer um novo pickup, o temporizador recomeça do zero. A emulação de disco oferece vantagens quando a proteção de seqüência negativa precisa ser coordenada com outros relés no sistema baseado em princípios eletromagnéticos de medição. 2.7..2.3 LÓGICA A figura a seguir mostra o diagrama lógico da função de proteção de seqüência negativa. A proteção pode ser bloqueada por uma entrada binária. Isso reseta o pickup e estágios de tempo e apaga valores medidos. Quando a corrente medida está fora da faixa de operação da proteção de seqüência negativa , (isto é, todas as correntes de fase abaixo de 0.1 x INom ou pelo menos uma corrente de fase maior do que 4 x INom), todos os pickups emitidos pela função de proteção de seqüência negativa são resetados. Figura 2.47 - Diagrama lógico da proteção de carga desbalanceada _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 67 | 71 O pickup dos elementos de tempo definido, pode ser estabilizado ajustando-se o tempo de dropout em 4012 46 T DROP-OUT. Este tempo inicia se a corrente cair abaixo do limite e mantiver a condição de pickup. A função, portanto, não cai instantaneamente. A temporização de trip continua nesse meio tempo. Após a temporização de dropout ter expirado, o pickup é reportado como OFF e a temporização de trip é resetada, a menos que o limite tenha sido violado outra vez. Se o limite for violado novamente, enquanto a temporização de dropout estiver em andamento, será cancelado. A temporização de trip continua de qualquer forma. Se o limite ainda for excedido após o tempo expirar, um trip será iniciado prontamente. Se a violação do limite não mais existir, não haverá reposta. Se o limite for violado novamente após a temporização do comando de trip ter expirado e enquanto a temporização de dropout estiver em curso, um trip será iniciado imediatamente. Os tempos ajustáveis de dropout não afetam os tempos de trip dos elementos de tempo inverso, uma vez que eles dependem dinamicamente do valor da corrente medida. A emulação de disco é aqui aplicada para coordenar o comportamento de dropout com os relés eletromecânicos. 2.7.3 NOTAS DE AJUSTE GERAL A proteção de seqüência negativa 46 é configurada no endereço 140, (veja Seção 2.1.1.2). Se somente os elementos de tempo definido forem desejados, o endereço 46 deve ser ajustado para Definite Time (Tempo Definido). Adicionalmente, selecionar 46 = TOC IEC ou = TOC ANSI no endereço 140, tornará disponíveis todos os parâmetros relevantes de características inversas. Se a função não for necessária, selecione Disabled. A função pode ser comutada para ON ou OFF no endereço 4001 FCT 46. Os ajustes padrão de pickup e temporização são geralmente suficientes para a maioria das aplicações. Se os dados do fabricante referentes ao desequilíbrio permissível de carga contínuo e o nível permissível de desequilíbrio de carga por unidade de tempo estiverem disponíveis, devem ser usados preferencialmente. É importante relacionar os dados do fabricante para os valores primários da máquina, por exemplo, a corrente inversa contínua máxima permissível relacionada à corrente nominal da máquina. Para os ajustes no relé de proteção, essa informação é convertida para corrente inversa secundária. Aplica-se o seguinte: Com I2 perm prim ► Corrente Inversa Térmica Permissível do Motor INom Motor ► Corrente Nominal do Motor ICT sec ► Corrente Nominal Secundária do Transformador de Corrente ICT prim ► Corrente Nominal Primária do Transformador de Corrente 2.7.3.1 ELEMENTOS DE TEMPO DEFINIDO A função de proteção de carga desbalanceada é composta de dois elementos. Além disso, o elemento superior (endereço 4004 46-2 PICKUP) pode ser ajustado para uma temporização curta 4005 46-2 DELAY) e o elemento mais baixo (endereço 4002 46-1 PICKUP) pode ser ajustado para, da mesma forma, uma temporização mais longa (endereço 4003 46-1 DELAY). Isso permite ao elemento mais baixo agir, por exemplo, como um alarme, enquanto o elemento superior cortará a característica inversa, tão logo as correntes inversas altas se façam presentes. Se 46-2 PICKUP for ajustado para cerca de 60 %, trip é sempre executado com a característica térmica. Por outro lado, com mais de 60% de carga desbalanceada, uma falta bifásica pode ser assumida. A temporização 46-2 DELAY precisa estar coordenada com o sistema de graduação das faltas fase-fase. Se a alimentação de energia com corrente I é fornecida por apenas duas fases, aplica-se o seguinte para a corrente inversa: Exemplos: Motor com os seguintes dados: Corrente Nominal INom Motor = 545 A Corrente de seqüência negativa continuamente permissível I2 dd prim /INom Motor = 0.11 contínua Corrente de seqüência negativa brevemente permissível I2 long-term prim /INom Motor= 0.55 for T max = 1 s _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 68 | 71 Transformador de corrente CT = 600 A / 1 A Valor de ajuste I2> = 0.11 · 545 A · (1/600 A) = 0.10 A Valor de ajuste I2> = 0.55 · 545 A · (1/600 A) = 0.50 A Ao proteger alimentadores ou sistemas de cabo, a proteção de carga desbalanceada pode servir para identificar faltas assimétricas de baixa magnitude, abaixo dos valores de pickup dos elementos direcionais e não direcionais de sobre corrente. Aqui, é observado o seguinte: Uma falta fase-terra com corrente I corresponde à seguinte corrente de seqüência negativa: Por outro lado, com mais de 60% de carga desbalanceada, uma falta fase-fase pode ser assumida. A temporização 46-2 DELAY precisa estar coordenada com o sistema de graduação das faltas fase-fase. Para um transformador de potência, a proteção de carga desbalanceada pode ser usada como proteção sensitiva para faltas de baixa magnitude fase-terra e fase-fase. Em particular, essa aplicação é também adequada para transformador delta estrela, onde faltas fase-terra do lado baixo não geram correntes de seqüência zero do lado de alta (por exemplo, grupo vetorial Dy). Uma vez que transformadores, transformam correntes simétricas de acordo com a relação de transformação “CTR”, a relação entre correntes de seqüência negativa e corrente total de falta para faltas fase-fase e faltas fase-terra são válidas para o transformador, enquanto as relações “CTR” forem levadas em consideração. Considere um transformador com os seguintes dados: Relação Base do Transformador SNomT = 16 MVA Tensão Nominal Primária VNom = 110 kV Tensão Nominal Secundária VNom = 20 kV (TRV = 110/20) Grupos Vetoriais Dy5 Lado Alto TC 100 A / 1 A (CTI = 100) As seguintes correntes de faltas podem ser detectadas no lado baixo: Se 46-1 PICKUP no lado alto do dispositivo está ajustado para = 0.1 A, então uma corrente de falta de I = 3 · TRV · TRI · 46-1 PICKUP = 3 · 110/20 · 100 · 0.1 A = 165 A para faltas monofásicas e √3 · TRV · TRI ·46-1 PICKUP = 95 A, podem ser detectadas para faltas bifásicas no lado de baixa. Isso corresponde a 36 % e 20 % da corrente nominal do transformador, respectivamente. É importante notar que a corrente de carga não é levada em consideração nesse exemplo simplificado. Como não pode ser confiavelmente reconhecido em qual lado está localizada a falta assim detectada, a temporização 46-1 DELAY precisa estar coordenada com outros relés, na mesma direção no sistema. 2.7.3.2 ESTABILIZAÇÃO DE PICKUP (TEMPO DEFINIDO) Pickup de elementos de tempo definido pode ser estabilizado por meio de tempo configurável de dropout. Esse tempo de dropout é ajustado em 4012 46 T DROP-OUT. 2.7.3.3 CURVAS IEC (CURVA DE TRIP DE TEMPO INVERSA) O comportamento térmico de uma máquina pode ser replicado muito próximo devido à seqüência negativa, por meio de uma curva de trip de tempo inversa. No endereço 4006 46 IEC CURVE, selecione entre as três curvas IEC fornecidas pelo dispositivo, a que seja mais similar à curva térmica de carga desbalanceada fornecida pelo fabricante. A curva de trip do relé de proteção e as fórmulas em que são baseadas, são fornecidas em Dados Técnicos. Deve ser notado que um fator de segurança de cerca de 1.1 já tenha sido incluído entre o valor de pickup e o valor de ajuste, quando for selecionada uma característica de tempo inversa. Isso significa que um pickup somente acontecerá se uma carga desbalanceada de cerca de 1.1 vezes o valor de ajuste 46-TOC PICKUP, esteja presente (endereço 4008). O dropout é executado tão logo o valor caia abaixo de 95% do valor de pickup. O multiplicador de tempo associado é parametrizado no endereço 4010, 46-TOCTIMEDIAL. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 69 | 71 O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Após pickup, o elemento não dá trip. Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento de tempo inverso não for necessário, o endereço 140 46 deverá ser ajustado para Definite Time (Tempo Definido) durante a configuração das funções de proteção (Seção 2.1.1.2). 2.7.3.4 CURVAS ANSI (CURVA DE TRIP DE TEMPO INVERSA) O comportamento de uma máquina devido a corrente de seqüência negativa, pode ser replicado muito próximo por meio de uma curva de trip de tempo inversa. No endereço 4007 a 46 ANSI CURVE, selecione entre as quatro curvas ANSI fornecidas pelo dispositivo, a curva que mais se assemelha à curva de carga desbalanceada fornecida pelo fabricante. As curvas de trip do relé de proteção e as fórmulas nas quais está baseado, são fornecidas em Dados Técnicos. Deve ser notado que um fator de segurança de cerca de 1.1 já tenha sido incluído entre o valor de pickup e o valor de ajuste quando uma característica de tempo inversa for selecionada. Isso significa que o pickup só ocorrerá se uma carga desbalanceada de cerca de 1.1 vezes o valor de ajuste estiver presente. Se foi selecionado DisK Emulation (Emulação de Disco) no endereço 4011 46-TOC RESET, o reset irá ocorrer de acordo com a curva de reset como descrito em Descrição Funcional. O valor de carga desbalanceada é ajustado no endereço 4008 46-TOC PICKUP. O correspondente multiplicador de tempo é acessível via endereço 4009 46-TOC TIMEDIAL. O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Não há trip depois do pickup do elemento. Pickup, entretanto, será sinalizado. Se o elemento de tempo inverso não for necessário, o endereço 140 46 deverá ser ajustado para Definite Time (Tempo Definido) durante a configuração das funções de proteção (Seção 2.1.1.2). 2.8 PROTEÇÃO DE MOTOR (PROTEÇÃO DE PARTIDA DE MOTOR 48, INIBIÇÃO DE PARTIDA DE MOTOR 66) Ver catálogo do fabricante Siemens SIPROTEC 7SD62. 2.9 PROTEÇÃO DE FREQÜÊNCIA 81 O/U A função de proteção de freqüência detecta freqüências anormalmente altas ou baixas no sistema ou em máquinas elétricas. Se a freqüência se estabelece fora da faixa permitida, ações adequadas são iniciadas, tais como, descarte de carga ou desconexão de um gerador do sistema. APLICAÇÕES • Um declínio na freqüência do sistema ocorre quando o sistema experimenta um aumento na demanda real de potência, ou quando um mau funcionamento ocorre com o regulador do gerador ou com sistema automático de controle de geração (AGC). A função de proteção de freqüência é também usada para geradores que (por um certo tempo), operam para uma rede ilhada. Isso se deve ao fato de que a proteção de potência reversa não pode operar no caso de uma falha da energização motriz. O gerador pode ser desconectado do sistema de energia usando a proteção de decréscimo de freqüência. • Um aumento no sistema de freqüência ocorre, por exemplo, quando grandes blocos de carga (rede ilhada) são removidos do sistema, ou novamente, quando ocorre mau funcionamento no regulador do gerador. Isso envolve risco de auto-excitação para geradores que alimentam longas linhas sob condições sem carga. 2.9.1 DESCRIÇÃO DETECÇÃO DE FREQÜÊNCIA A freqüência é detectada pela tensão fase-fase VA-B aplicada ao dispositivo. Se a amplitude dessa tensão é muito pequena, uma das outras tensões fase-fase é usada em seu lugar. Com as aplicações de filtros e medições repetidas, a avaliação da freqüência está livre de influências harmônicas e é muito precisa. 2.9.1.1 PROTEÇÃO DE SUBFREQÜÊNCIA E DE SOBREFREQÜÊNCIA A proteção de freqüência consiste de quatro elementos de freqüência. Para tornar a proteção flexível para diferentes condições do sistema de energia, esses estágios podem ser usados alternadamente para aumento ou diminuição da freqüência, separadamente e podem ser ajustados independentemente para execução de diferentes funções de controle. O ajuste do parâmetro decide para qual propósito o elemento será utilizado: • Ajuste o limite de pickup abaixo da freqüência nominal se o elemento for usado para proteção de sub freqüência. • Ajuste o limite de pickup mais alto do que a freqüência nominal se o elemento for usado para proteção de sobre freqüência. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 70 | 71 • Se o limite for ajustado igual à freqüência nominal, o elemento é inativo. FAIXAS DE OPERAÇÃO A freqüência pode ser determinada se, para conexões de transformadores de potencial trifásicos, o componente de freqüência positiva para tensões ou para conexões de transformador de potencial monofásico, a tensão correspondente estiver presente e com suficiente magnitude. Se a tensão medida cair abaixo do valor ajustável Vmin, a proteção de freqüência é bloqueada, uma vez que um valor de freqüência preciso não pode mais ser calculado a partir do sinal, nessas condições. TEMPORIZAÇÕES/LÓGICA Cada elemento de freqüência tem uma temporização associada. Quando a temporização expira, gera-se um sinal de trip. Quando o elemento de freqüência entra em dropout, o comando de trip é imediatamente terminado, mas não antes de ter expirado a mínima duração de comando. Cada um dos quatro elementos de freqüência pode ser bloqueado individualmente, por meio de entradas binárias. A figura seguinte mostra o diagrama lógico para a função de proteção de freqüência. Figura 2.54 - Diagrama lógico da proteção de freqüência 2.9.2 NOTAS DE AJUSTES Geral A proteção de freqüência só é efetiva e acessível se o endereço 154 81 O/U for ajustado para Enabled (Ativado), durante a configuração das funções de proteção. Se a função não for necessária o ajuste deverá ser feito para Disabled (Desativado) . A função pode ser comutada para ON ou OFF no endereço 5401 FCT 81 O/U. Tensão Mínima O endereço 5402 Vmin é usado para ajustar a tensão mínima. A proteção de freqüência é bloqueada tão logo é disparada a tensão mínima. Em todas as conexões trifásicas e conexões monofásicas de tensão fase-fase, o limite deverá ser ajustado como valor fase-fase. Com conexão monofásica fase-terra, o limite é ajustado como tensão fase-terra. VALORES DE PICKUP A freqüência nominal do sistema é programada no Dados do Sistema de Potência 1 e os ajustes de pickup para cada um dos elementos de freqüência 81-1 PICKUP a 81-4 PICKUP, determinam se a função será usada para proteção de sobre freqüência ou para proteção de sub freqüência. Ajuste o limite de pickup mais baixo que a freqüência nominal se o elemento for usado para proteção de subfreqüência. Ajuste o limite de pickup mais alto que a freqüência nominal se for usado para proteção de sobre freqüência. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ SIPROTEC 7SJ62 - SIEMENS 71 | 71 Nota Se o limite for ajustado igual à freqüência nominal, o elemento está inativo. Se a proteção de sub freqüência for usada para propósitos de descarte de carga, então os ajustes de freqüência relativos a outros relés alimentadores são geralmente baseados na prioridade do usuário servido pelo relé de proteção. Normalmente é necessário um descarte gradativo de carga que leve em consideração a importância dos consumidores ou dos grupos de consumo. Existem outros exemplos de aplicações no campo de subestações de energia. Os valores de freqüência a serem ajustados dependem principalmente, também nesses casos, das especificações da operadora do sistema de energia/subestação. Nesse contexto, a proteção de freqüência diminui as salvaguardas da própria demanda de energia da estação, pela sua desconexão do sistema, no tempo. O regulador do gerador faz a regulagem da máquina para velocidade nominal.Conseqüentemente, a própria demanda da estação pode ser continuamente alimentada na freqüência nominal. No conceito de que a potência aparente é reduzida no mesmo grau, geradores movidos por turbinas podem, como regra, ser continuamente operados abaixo de 95% da freqüência nominal. Entretanto, para consumidores indutivos, a redução de freqüência não significa apenas um aumento na corrente de entrada, mas também coloca em perigo a estabilidade da operação. Por essa razão, somente uma redução de freqüência de curto prazo, de cerca de 48 Hz (para fN = 50 Hz) ou 58 Hz (para fN = 60 Hz) é permitida. Um aumento da freqüência pode, por exemplo, ocorrer devido ao descarte de carga ou mau funcionamento da regulagem de velocidade (por exemplo, em rede ilhada). Assim, a proteção de aumento de freqüência pode, por exemplo, ser usada como proteção de sobre velocidade. TEMPORIZAÇÕES As temporizações (tempo definido) 81-1 DELAY a 81-4 DELAY são parametrizadas nos endereços 5405, 5408, 5411 e 5414 e permitem ao dispositivo priorizar ou escolher ações corretivas, baseadas no grau para o qual a real freqüência do sistema parte (para cima ou para baixo) da freqüência nominal do sistema, por exemplo, para equipamento de descarte de carga. Os tempos ajustados são temporizações adicionais e não incluem tempos de operação (tempo de medição, tempo de dropout) da função de proteção. SPACE ELECTRIC ENGENHARIA – ME ENG. LÉCIO GONÇALVES DE MATOS CREA – MG 0006547D