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GE Energy Connections Grid Solutions

MiCOM P40 Agile P14D

Manual Técnico IED de Gestão do Alimentador Versão da Plataforma de Hardware: A Versão da Plataforma de Software: 57 Referência de Publicação: P14D-TM-PT-7

Conteúdo Capítulo 1 1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 3 3.1 4 4.1 4.2 4.3 4.4 5 6

Introdução

1

Visão geral do capítulo Prefácio Público-alvo Convenções tipográficas Nomenclatura Conformidade Escopo do produto Opções de pedido Recursos e funções Funções de proteção Funções de controle Funções de medição Funções de comunicação Diagramas lógicos Visão geral de funções

3 4 4 4 5 5 6 6 7 7 8 8 9 10 12

Capítulo 2 1 2 3 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 5 6 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5

Informações de segurança

Visão geral do capítulo Saúde e segurança Símbolos Instalação, Comissionamentoe manutenção Perigos de elevação Riscos elétricos Requisitos UL/CSA/CUL Requisitos referentes a fusíveis Conexões do equipamento Requisitos dos equipamentos de proteção de Classe 1 Lista de verificação de pré-energização Circuito periférico Modernização/Manutenção Retirada de serviço e descarte Conformidade com padrões Conformidade EMC: 2004/108/EC Segurança de produto: 2006/95/EC Conformidade R&TTE Conformidade UL/CUL Conformidade com a diretriz ATEX

Capítulo 3

Projeto de hardware

13 15 16 17 18 18 18 19 19 20 21 21 22 22 23 24 24 24 24 24 24

27

1 2 2.1 3 3.1 3.2 3.3 4 4.1 4.2

Visão geral do capítulo Arquitetura de hardware Memória e relógio de tempo real Construção mecânica Variações da caixa Painel traseiro 20TE Painel traseiro 30TE Conexões dos terminais Opções de E/S Configuração de hardware 1 do P14D

29 30 30 32 32 33 33 36 36 36

4.2.1

Bloco de terminais esquerdo

36

Conteúdo

P14D

4.2.2

Bloco de terminais direito

37

4.3

Configuração de hardware 2 do P14D

38

4.3.1 4.3.2 4.3.3

Bloco de terminais esquerdo Bloco de terminais direito Conectividade Ethernet

38 38 39

4.4

Configuração de hardware 3 do P14D

40

4.4.1 4.4.2 4.4.3

Bloco de terminais esquerdo Bloco de terminais direito Bloco de terminais central

40 40 41

4.5

Configuração de hardware 4 do P14D

42

4.5.1 4.5.2 4.5.3

Bloco de terminais esquerdo Bloco de terminais direito Bloco de terminais central

42 42 43

4.6

Configuração de hardware 5 do P14D

44

4.6.1 4.6.2 4.6.3

Bloco de terminais esquerdo Bloco de terminais direito Bloco de terminais central

44 44 45

4.7

Configuração de hardware 6 do P14D

46

4.7.1 4.7.2

Bloco de terminais esquerdo Bloco de terminais direito

46 46

4.8

Configuração de hardware 7 do P14D

47

4.8.1 4.8.2 4.8.3

Bloco de terminais esquerdo Bloco de terminais direito Conectividade Ethernet

47 48 48

4.9

Configuração de hardware 8 do P14D

49

4.9.1 4.9.2 4.9.3

Bloco de terminais esquerdo Bloco de terminais direito Bloco de terminais central

49 49 50

5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8

Painel frontal Painel frontal do 20TE Painel frontal do 30TE Teclado Mostrador de cristal líquido Porta USB LEDs de função fixa Teclas de função LEDs programáveis

51 51 52 52 53 53 54 54 54

Capítulo 4

Design do software

55

1 2 3 3.1 3.2 3.3 3.4

Visão geral do capítulo Visão geral do software Software de nível de sistema Sistema operacional de tempo real Software de serviços do sistema Software de auto-diagnóstico Autoteste na inicialização

57 58 59 59 59 59 59

3.4.1 3.4.2 3.4.3

Boot do sistema Inicialização do software de nível do sistema Monitoramento e inicialização do software da plataforma.

59 59 60

3.5 4 4.1 4.2 4.3 5 5.1 5.2

Autoteste contínuo Software da plataforma Armazenamento de registros Banco de dados de configurações Interfaces Funções de controle e proteção Aquisição de amostras Rastreamento de frequência

60 61 61 61 61 62 62 62

ii

P14D-TM-PT-7

P14D

5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8

Conteúdo

Processamento Fourier de sinais Lógica de Esquema Programável Registro de eventos Registrador de distúrbios LOCALIZ.FALHA Interface das teclas de função

Capítulo 5

Configuração

62 63 64 64 64 65

67

1 2 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9

Visão geral do capítulo Software aplicativo de configuração Uso do painel IHM Navegação pelo painel da IHM Primeiros Passos Tela pre. Def. Navegação na tela inicial Entrada de senha Processamento de alarmes e registros Estrutura do menu Alteração das configurações Acesso direto (O menu de Hotkeys)

69 70 71 72 72 73 74 76 76 77 78 79

3.9.1 3.9.2 3.9.3

Seleção de grupo de configuração Entradas de controle Controle do Disjuntor

79 80 80

3.10 4 4.1 4.2 5

Teclas de função Configuração de data e hora Compensação de fuso horário Compensação de horário de verão Seleção de grupo de configurações

81 83 83 83 85

Capítulo 6

Funções de Proteção de Corrente

87

1 2 2.1

Visão Geral do Capítulo Princípios de Proteção de Sobrecorrente Característica IDMT

89 90 90

2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5

Curvas IDMT IEC60255 Normas Europeias Normas Norte-americanas Diferenças entre as Normas Norte-americanas e Europeias Curvas programáveis

91 92 94 94 95

2.2

Princípios de Implementação

95

2.2.1

Função Parar Temporizador

96

3 3.1 3.2 3.3

Proteção de sobrecorrente de fase Implementação de Proteção de Sobrecorrente de Fase Lógica de Sobrecorrente Não Direcional Elemento direcional

97 97 98 99

3.3.1 3.3.2

Polarização Síncrona Lógica de sobrecorrente direcional

101 102

3.4 3.5

Configurações de sobrecorrente de fase do modelo H Notas de Aplicação

102 103

3.5.1 3.5.2 3.5.3 3.5.4

Alimentadores Paralelos Configurações de Rede em Anel Diretrizes de configuração Diretrizes de Configuração (Elemento Direcional)

103 104 105 105

4 4.1

Elemento de Sobrecorrente Dependente de Tensão Implementação de Proteção de Sobrecorrente Dependente de Tensão

107 107

4.1.1

Proteção de Sobrecorrente Controlada por Tensão

108

P14D-TM-PT-7

iii

Conteúdo

P14D

4.1.2

Proteção de Sobrecorrente Restrita pela Tensão

108

4.2 4.3

Lógica de Sobrecorrente Dependente de Tensão Notas de Aplicação

109 110

4.3.1

Diretrizes de configuração

110

5 6 6.1 6.2 6.3

Seleção de Limiar de Parâmetro de Corrente Proteção de sobrecorrente de sequência negativa Implementação da Proteção de Sobrecorrente de Sequência Negativa Lógica de Sobrecorrente de Sequência Negativa Não Direcional Elemento Direcional

111 112 112 113 113

6.3.1

Lógica de Sobrecorrente de Sequência Negativa Direcional

114

6.4

Notas de Aplicação

114

6.4.1 6.4.2 6.4.3

Diretrizes de Configuração (Limiar de Corrente) Diretrizes de Configuração (Atraso) Diretrizes de Configuração (Elemento Direcional)

114 115 115

7 7.1 7.2 7.3 7.4

Proteção de Defeito à Terra Elementos de Proteção de Defeito à Terra Lógica de Defeito à Terra Não Direcional Curva IDG Elemento Direcional

116 116 117 117 118

7.4.1 7.4.2

Polarização de tensão residual Polarização de sequência negativa

119 121

7.5

Notas de Aplicação

122

7.5.1 7.5.2 7.5.3

Diretrizes de Configuração (Elemento Direcional) Sistemas Aterrados por Bobina de Peterson Diretrizes de Configuração (Redes compensadas)

122 122 125

8 8.1 8.2 8.3 8.4

Proteção de defeito à terra sensitiva Implementação da Proteção SEF Lógica de SEF Não Direcional Curva EPATR B Elemento Direcional

127 127 128 128 129

8.4.1 8.4.2 8.4.3

Característica Wattimétrica Característica Icos phi / Isen phi Lógica SEF direcional

130 131 133

8.5

Notas de Aplicação

134

8.5.1 8.5.2

Sistemas Isolados Diretrizes de Configuração (Sistemas Isolados)

134 135

9 9.1 9.2 9.3

Arrq Carga Frio Implementação Lógica de CLP Notas de Aplicação

137 137 138 138

9.3.1 9.3.2 9.3.3

CLP para Cargas Resistivas CLP para Alimentadores de Motores CLP para condições de Fecho sob Defeito

138 138 139

10 10.1 10.2 11 12 12.1 12.2 12.3 12.4 12.5

Lógica de Sobrecorrente Seletiva Implementação de Lógica Seletiva Diagrama Lógico de Sobrecorrente Seletiva Seleção do Parâmetro do Temporizador Proteção de Sobrecarga Térmica Característica de constante de tempo única Característica de Constante de Tempo Dupla Implementação da Proteção de Sobrecarga Térmica Lógica de Proteção de Sobrecarga Térmica Notas de Aplicação

140 140 140 142 143 143 143 144 144 145

12.5.1 12.5.2

Diretrizes de Configuração para Característica de Constante de Tempo Dupla Diretrizes de Configuração para Característica de Constante de Tempo Simples

145 146

13 13.1

Proteção de condutor quebrado Implementação da Proteção de Condutor Quebrado

147 147

iv

P14D-TM-PT-7

P14D

Conteúdo

13.2 13.3

Lógica da Proteção de Condutor Quebrado Notas de Aplicação

13.3.1

Diretrizes de configuração

147

14 14.1 14.2 14.3 14.4

Proteção de Bloqueio de Sobrecorrente Implementação de Bloqueio de Sobrecorrente Lógica de bloqueio de sobrecorrente Lógica de Defeito à Terra Bloqueada Notas de Aplicação

149 149 149 149 150

14.4.1

Esquema de Bloqueio do Barramento

150

15 15.1 15.2 15.3

Bloqueio por segunda harmónica Implementação do Bloqueio de Segunda Harmónica Lógica de Bloqueio de Segunda Harmónica Notas de Aplicação

152 152 154 154

15.3.1

Diretrizes de configuração

154

16 16.1 16.2 17 17.1 17.2 17.3 18 18.1

Blindagem de carga Implementação de Blindagem de Carga Lógica de Blindagem de Carga Proteção de admitância de neutro Operação de admitância do neutro Operação de condutância Operação de susceptância Detecção de Defeito de Alta Impedância Implementação da Proteção de Defeito de Alta Impedância

155 155 156 159 159 160 160 162 162

18.1.1 18.1.2 18.1.3 18.1.4

Análise Fundamental Análise das Componentes Harmónicas Análise Direcional Resumo

162 163 164 164

18.2

Lógica da Proteção de Defeito de Alta Impedância

165

Capítulo 7

Proteção de falha à terra restrita

147 147

167

1 2 2.1 2.2 2.3 2.4

Visão geral do capítulo Princípios de proteção REF Enrolamentos estrela aterrados por resistência Enrolamentos estrela solidamente aterrados Estabilidade sob falha externa Tipos de falha à terra restrita

169 170 171 171 172 172

2.4.1 2.4.2

Princípio da REF de baixa impedância. Princípio REF de alta impedância

173 174

3 3.1 3.2

Implantação da proteção de falha à terra restrita Implementação de Proteção de Defeito à Terra Restrita REF de baixa impedância

177 177 177

3.2.1 3.2.2 3.2.3

Configuração da característica de polarização Polarização atrasada Bias Transitorio

177 178 178

179

3.3

REF de alta impedância

3.3.1

Princípios de cálculo de REF de alta impedância

179

4 4.1 4.2

Notas de uso Resistência de enrolamento estrela aterrada Aplicação de proteção REF de baixa impedância

180 180 181

4.2.1 4.2.2 4.2.3

Diretrizes de Configuração para Operação Diferencial Polarizada Proteção Diferencial Polarizada Cálculo dos parâmetros

181 182 182

4.3

Aplicação de proteção REF de alta impedância

183

4.3.1 4.3.2

Modos de operação REF de alta impedância Orientações de configuração para operação de alta impedância

183 184

P14D-TM-PT-7

v

Conteúdo

P14D

Capítulo 8 1 2 3 3.1 3.2 4 5 6 7 8 9 9.1 9.2 9.3

Proteção de falha de disjuntor

Visão geral do capítulo Proteção de Falha de Disjuntor Implementação de Proteção de Falha de Disjuntor Temporizadores de falha de disjuntor Detecção de cruzamento em zero Lógica de Proteção de Falha de Disjuntor Subcorrente e lógica ZCD na falha de disjuntor Lógica de Proteção SEF de Falha de Disjuntor Lógica da Função de Proteção de Falha de Disjuntor Por Ausência de Corrente Mapeamento do Disjuntor Notas de uso Mecanismos de Reset para Temporizadores de Falha Disj. Diretrizes de Configuração (Temporizador de Falha Disj.) Diretrizes de configuração (Subcorrente)

Capítulo 9

Requisitos do transformador de corrente

189 191 192 193 193 193 195 197 198 199 200 201 201 201 201

203

1 2 2.1

Visão geral do capítulo Requisitos do TC Proteção de sobrecorrente e de defeito à terra

205 206 206

2.1.1 2.1.2

Elementos direcionais Elementos não direcionais

207 207

2.2

Proteção de falha à terra

207

2.2.1 2.2.2

Elementos direcionais Elementos não direcionais

207 207

2.3

Proteção SEF (Conectado Residualmente)

208

2.3.1 2.3.2

Elementos direcionais Elementos não direcionais

208 208

2.4

Proteção SEF (TC de núcleo balanceado)

209

2.4.1 2.4.2

Elementos direcionais Elementos não direcionais

209 209

2.5 2.6 2.7 2.8 2.9

Proteção REF de Baixa Impedância Proteção REF de Alta Impedância Proteção de barramento de alta impedância Uso de resistores Metrosil não lineares Uso de TIs ANSI classe C

210 210 210 211 213

Capítulo 10

Funções de Proteção de Tensão e Frequência

215

1 2 2.1 2.2 2.3

Visão Geral do Capítulo Proteção de subtensão Implementação da Proteção de Subtensão Lógica de Proteção de Subtensão Nota de uso

2.3.1

Diretrizes para configuração de subtensão

220

3 3.1 3.2 3.3

Proteção de sobretensão Implementação da Proteção de Sobretensão Lógica de Proteção de Sobretensão Nota de uso

221 221 222 223

3.3.1

Diretrizes para Configuração de Sobretensão

223

4 4.1 4.2 5 5.1

Taxa de Variação da Proteção de Tensão Implementação da Proteção de Taxa de Variação da Tensão Lógica da Taxa de Variação de Tensão Proteção de Tensão Residual Implementação da Proteção de Sobretensão Residual

224 224 225 226 226

vi

217 218 218 219 220

P14D-TM-PT-7

P14D

Conteúdo

5.2 5.3

Lógica de Sobretensão Residual Nota de uso

227 227

5.3.1 5.3.2 5.3.3

Cálculos para Sistemas com Aterramento Sólido Cálculos para Sistemas com Aterramento via Impedância Cálculos para Sistemas com Aterramento via Impedância

227 228 229

6 6.1 6.2 6.3

Proteção de Sobretensão de Sequência Negativa Implementação de sobretensão de sequência negativa Lógica de sobretensão de sequência negativa Nota de uso

230 230 230 230

6.3.1

Diretrizes para Configuração

230

7 7.1 7.2 8 8.1 8.2 9 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6

Proteção de subtensão de sequência positiva Implementação da subtensão de sequência positiva Lógica de subtensão de sequência positiva Proteção de sobretensão de sequência positiva Implementação de sobretensão de sequência positiva Lógica de sobretensão de sequência positiva Funções de tensão de valor média móvel Lógica de subtensão de média móvel Lógica de sobretensão de média móvel Lógica de tensão de sequência zero de média móvel Lógica de tensão de sequência positiva de média móvel Lógica de tensão de sequência negativa de média móvel PSL de bloqueio de tensão média

232 232 232 233 233 233 234 235 236 236 237 237 237

Capítulo 11

Funções de proteção de frequência

239

1 2 2.1 3 3.1 3.2 3.3

Visão geral do capítulo Visão Geral da Proteção de Frequência Implantação da proteção de frequência Proteção de subfrequência Implantação da proteção de subfrequência Lógica da Proteção de Subfrequência Nota de uso

3.3.1

Diretrizes para Configuração

244

4 4.1 4.2 4.3

Proteção de sobrefrequência Implantação da proteção de sobrefrequência Lógica da Proteção de Sobrefrequência Nota de uso

246 246 246 246

4.3.1

Diretrizes para Configuração

246

5 5.1 5.2 5.3

Proteção R.O.C.O.F independente Implantação da proteção R.O.C.O.F independente Lógica da proteção R.O.C.O.F independente Nota de uso

248 248 249 249

5.3.1

Orientações de configuração

249

6 6.1 6.2 6.3

Proteção R.O.C.O.F supervisionada em frequência Implantação da frequência supervisionada R.O.C.O.F Lógica frequência supervisionada R.O.C.O.F Nota de uso

251 251 252 252

6.3.1 6.3.2

Exemplo de R.O.C.O.F frequência supervisionada Orientações de configuração

252 253

7 7.1 7.2 7.3

Proteção de Taxa média de troca de frequência Implantação da proteção R.O.C.O.F. média Lógica R.O.C.O.F média Nota de uso

254 254 255 256

7.3.1

Orientações de configuração

256

8 8.1

Redução e restauração de carga Implantação da restauração de carga

257 257

P14D-TM-PT-7

241 242 242 244 244 244 244

vii

Conteúdo

P14D

8.2 8.3 8.4

Faixa de retenção Lógica de restauração de carga Nota de uso

257 260 260

8.4.1

Orientações de configuração

260

Capítulo 12

Funções de Proteção de Potência

263

1 2 2.1 2.2 2.3

Visão Geral do Capítulo Proteção de sobrepotência Implementação da Proteção de Sobrecarga de Potência Lógica da Sobrecarga de Potência Notas de Aplicação

265 266 266 267 267

2.3.1 2.3.2 2.3.3

Diretrizes para Configuração de Sobrecarga de Potência Direta Considerações sobre Potência Inversa Diretrizes para Configuração de Sobrecarga de Potência Inversa

267 267 268

3 3.1 3.2 3.3

Proteção de subpotência Implementação da Proteção de Potência Insuficiente Lógica de Potência Insuficiente Notas de Aplicação

270 270 271 271

3.3.1 3.3.2

Considerações sobre Potência Direta Baixa Diretrizes para Configuração de Potência Direta Baixa

271 271

4 4.1 4.2 4.3 4.4

Proteção de Potência Sensível Implementação da Proteção de Potência Sensível Medições de Potência Sensível Lógica de Potência Sensível Notas de Aplicação

273 273 273 274 274

4.4.1 4.4.2

Cálculos de Potência Sensível Diretrizes para Configuração da Potência Sensível

274 276

5 5.1 5.2

Proteção de falha de terra direcional wattimétrica Implementação WDE Lógica WDE

277 278 278

Capítulo 13 1 2 3 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15 4.16 4.17 4.18 5

viii

Religação auto.

Visão Geral do Capítulo Introdução à Religação Automática trifásica Implementação Entradas da Função Religação Automática Disj. Pronto Bloqueio Relig. Reset Bloqueio Relig.Modo Auto Religação Automática Modo Linha Viva Modo Telecontrol Circ Vivo/Morto OK (Circuitos Vivo/Morto OK) Rel. Ver. Sist. OK (Relig Verificações do Sistema) DispExt. Rel. Prot. (Disparo Externo de Proteção da Religação Automática) Arr.Ext.Rel.Prot (Início Externo de Proteção da Religação Automática) Relig. Completo (Religação Automática Atrasada Concluída) Disj em Serviço (Disjuntor em Serviço) Relig.Rearranque TM OK p/Arranque (Tempo Morto OK para Arranque) Tempo Morto Activo TesteDispRelInic (Iniciar Teste de Disparo) Omit.Ciclo1 Rel. Inib.Temp.Recup. (Inibir Tempo de Recuperação) Saídas da Função Religação Automática

281 283 284 285 286 286 286 286 286 286 286 286 287 287 287 287 287 287 287 288 288 288 288 289

P14D-TM-PT-7

P14D

Conteúdo

5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10 5.11 5.12 5.13 5.14 5.15 5.16 5.17 6 6.1 6.2 6.3 7 7.1

Relig.em Curso Relig.em Curso 1 Sinais DDB do Estado do Contador de Sequência Fecho c/Sucesso Relig.em Serviço Prot.Princ.Bloq. (Bloqueio da Proteção Principal) Prot.SEF Bloq. (Bloqueio de Proteção SEF) Verif.Religação Tmp.Mort.e/Curso Tmp.Mort.Complet (Tempo Morto Concluído) Relig.Verif.Sist (Verificação de Sincronização da Relig) Rel.Ver.Sist.OK (Relig Verificações do Sistema OK) Fecho Automatico Bloqueio Prot. (Bloqueio da Proteção) Reset Alarm.Bloq (Alarme de Reset de Bloqueio) Tmp.Rec.em/Curso Tmp.Rec.Completo Alarmes da Função de Religação Automática Rel.Sis.Ver.Falh Rel.Disj.Falha Relig.Bloqueio Operação da Religação Automática Modos de Operação

289 289 289 289 289 289 289 290 290 290 290 290 290 290 290 290 291 292 292 292 292 293 293

7.1.1 7.1.2

Implementação com Chave Seletora de Quatro Posições Lógica de Seleção do Modo de Operação

293 295

7.2

Iniciação da Religação Automática

295

7.2.1 7.2.2 7.2.3 7.2.4 7.2.5

Lógica do Sinal de Arranque Lógica do sinal de disparo Lógica de sinal de bloqueio Lógica de Ciclos Excedidos Lógica de Inicio Relig.

297 297 298 298 299

7.3 7.4 7.5

Bloqueando a Proteção Instantânea para Disparos Selecionados Bloqueando a Proteção Instantânea para Bloqueios Controlo de Tempo Morto

299 301 302

7.5.1

Controlo de Fecho do Disj da Religação Automática

303

7.6 7.7 7.8 7.9 7.10 7.11 8 8.1 8.2

Verificações do Sistema da Relig. Autom. Inicialização do Temporizador de Recuperação Inibição da Religação Automática Bloqueio da Religação Automática Coordenação de Sequência Verificações do Sistema para Primeira Religação Diretrizes para Configuração Numero Ciclos Configuração do Temporizador de Tempo Morto

304 305 306 307 309 310 311 311 311

8.2.1 8.2.2 8.2.3 8.2.4 8.2.5 8.2.6

Requisitos de estabilidade e sincronismo Conveniência operacional Requisitos para a Carga Disjuntor Tempo de Desionização do Defeito Tempo de Reset da Proteção

311 311 312 312 312 313

8.3

Configuração do Temporizador de Recuperação

313

Capítulo 14 1 2 2.1

Monitorização e Controlo

Visão Geral do Capítulo Registos Tipos de Evento

P14D-TM-PT-7

315 317 318 318

ix

Conteúdo

P14D

2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6 2.1.7 2.1.8

Eventos de entradas digitais Eventos de Contato Eventos de alarme Eventos de Registo de Defeito Eventos de Segurança Eventos de Manutenção Eventos de Protecção Eventos de Plataforma

318 318 319 319 319 320 321 321

3 4 4.1

Registo de perturbação Medições Grandezas Medidas

322 323 323

4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.1.6

Correntes Medidas e Calculadas Tensões Medidas e Calculadas Valores de potência e energia Valores de Demanda Medidas de frequência Outras Medidas

323 323 323 324 324 324

4.2 4.3

Configuração de medição Localizador de defeito

325 325

4.3.1

Exemplo de Parâmetros do Localizador de Defeito

325

4.4 5 5.1

Carimbo de Tempo Ampliado Monitorização da Condição do Disjuntor Notas de aplicação

325 327 327

5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4

Definindo os Limiares para a Corrente Interrompida Total Definindo os limiares para o Número de Operações Definindo os limiares para o Tempo de Operação Definindo os Limiares para Frequência Excessiva de Defeito

327 327 328 328

6 6.1 7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 8 8.1 9 9.1

Monitorização do Estado do Disjuntor Lógica de Monitorização do Estado do Disj. Controle do disjuntor Controlo local usando o menu do IED Controlo local usando as Teclas de Acesso Direto Controlo local usando as teclas de função Controlo Local usando Entradas Digitais Controlo Remoto Verificação de Sincronização Verificação de Disj. Operacional Lógica de Controlo do Disj. Função Polo Morto Lógica de Polo Morto Verif.Sistema Implementação de Verificações do Sistema

329 330 331 332 332 333 334 334 334 335 335 336 336 337 337

9.1.1 9.1.2 9.1.3 9.1.4 9.1.5

Conexões TP Monitoramento de tensão Verificação de Sincronização Diagrama de vetores de verificação de sincronismo Sistema Dividido

337 338 338 338 339

9.2 9.3 9.4

Lógica de Verificação do Sistema PSL de Verificação do Sistema Notas de aplicação

340 341 341

9.4.1 9.4.2 9.4.3 9.4.4

Controlo de Deslizamento Uso de Verif Sincro 2 e Sistema Partido Fecho Preventivo do Disjuntor Correção de Tensão e Ângulo de Fase

341 342 342 342

Capítulo 15 1

x

SUPERVISÃO

Visão geral do capítulo

345 347

P14D-TM-PT-7

P14D

Conteúdo

2 2.1 2.2 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 4 4.1 4.2 4.3

Monitor de alimentação CC Implantação do monitor de alimentação CC Lógica de monitor de alimentação CC Supervisão do transformador de tensão Perda de uma ou duas tensões de fase Queda das três tensões de fase Ausência de todas as fases de tensão na Energização de linha Implantação TPS Lógica TPS Lógica de indicação de aceleração TPS Supervisão do transformador de corrente Implantação da CTS Lógica CTS Notas de aplicação

4.3.1

Orientações de configuração

355

5 5.1

Supervisão do circuito de trip Esquema 1 de supervisão de circuito de desarme

356 356

5.1.1 5.1.2

Valores de resistores Esquema 1 PSL para TCS

356 357

5.2

Esquema 2 de supervisão de circuito de desarme

357

5.2.1 5.2.2

Valores de resistores Esquema 2 PSL para TCS

358 358

5.3

Esquema 3 de supervisão de circuito de desarme

359

5.3.1 5.3.2

Valores de resistores Esquema 3 PSL para TCS

359 360

5.4

Esquema 4 de supervisão de circuito de desarme

360

5.4.1 5.4.2

Valores de resistores Esquema 4 PSL para TCS

361 361

Capítulo 16 1 2 3 3.1 3.2 3.3 4 5 6 6.1 7 8 9 10

Configuração da PSL e E/S digitais

Visão geral do capítulo Configuração das entradas e saídas digitais Esquema de lógica Editor PSL Esquemas PSL Controle de versão do esquema PSL. Configuração de entradas opticamente isoladas Atribuição dos relés de saída LEDs de função fixa Lógica do LED de Disparo Configuração de LEDs programáveis Teclas de função Controlo Entradas Entradas e saídas Inter-PSL.

Capítulo 17

Comunicação SCADA

348 348 349 350 350 350 350 351 351 353 354 354 354 355

363 365 366 367 368 369 369 370 371 372 372 373 375 376 377

379

1 2 3 3.1 3.2

Visão Geral do Capítulo Interfaces de Comunicação Comunicação serie Barramento Série Universal Barramento EIA(RS)485

3.2.1

Requisitos de Polarização da EIA(RS)485

384

3.3 4 5

K-Bus Comunicação padrão Ethernet Comunicação Ethernet redundante

384 386 387

P14D-TM-PT-7

381 382 383 383 383

xi

Conteúdo

P14D

5.1 5.2 5.3

Protocolos suportados Protocolo de Redundância Paralela Redundância transparente de alta disponibilidade (HSR)

387 387 388

5.3.1 5.3.2 5.3.3

Topologia HSR de multidifusão (Multicast) Topologia HSR de difusão única (Unicast) Uso do HSR na subestação

388 389 390

5.4 5.5 6 6.1

Protocolo Rapid Spanning Tree Configuração do endereço IP Visão geral dos Protocolos de Dados Courier

391 392 393 393

6.1.1 6.1.2 6.1.3 6.1.4 6.1.5 6.1.6 6.1.7 6.1.8 6.1.9

Conexão física e camada de ligação Base de Dados do Courier Categorias de Configurações Trocar Configurações Extração de Eventos Extração do Registo de Oscilopeturbografia Configurações de Esquema Lógico Programável Sincronização Horária Configuração Courier

393 394 394 394 394 396 396 396 397

6.2

IEC 60870-5-103

398

6.2.1 6.2.2 6.2.3 6.2.4 6.2.5 6.2.6 6.2.7 6.2.8 6.2.9 6.2.10 6.2.11

Conexão física e camada de ligação Inicialização Sincronização horária Eventos espontâneos Consultas gerais (GI) Medições cíclicas Comandos Modo Teste Registros de Oscilopetrografia Bloqueio de Comando/Monitor Configuração IEC 60870-5-103

399 399 399 399 399 399 400 400 400 400 400

6.3

DNP3.0

402

6.3.1 6.3.2 6.3.3 6.3.4 6.3.5 6.3.6 6.3.7 6.3.8 6.3.9 6.3.10

Conexão física e camada de ligação Objeto 1 Entradas binárias Objeto 10 Saídas binárias Objeto 20 Contadores Binários Objeto 30 Entrada Analógica Objeto 40 Saída Analógica Objeto 50 Sincronização Horária Perfil do dispositivo DNP3 Configuração DNP3 Reporte DNP3 não solicitada

402 402 402 403 403 404 404 404 412 414

6.4

MODBUS

414

6.4.1 6.4.2 6.4.3 6.4.4 6.4.5 6.4.6 6.4.7 6.4.8 6.4.9 6.4.10 6.4.11 6.4.12

Conexão física e camada de ligação Funções do MODBUS Códigos de Resposta Mapeamento de Registos Extração de eventos Extração do registo de oscilopetrografia Trocar Configurações Proteção por senha Configuração de proteção e do gravador de perturbações Sincronização horária Formatos de dados para Medição de Potência e Energia Configuração MODBUS

414 415 415 415 416 417 425 425 425 426 427 428

6.5

IEC 61850

429

6.5.1 6.5.2 6.5.3

Benefícios da IEC 61850 Interoperabilidade da IEC 61850 O modelo de dados da IEC 61850

430 430 430

xii

P14D-TM-PT-7

P14D

Conteúdo

6.5.4 6.5.5 6.5.6 6.5.7 6.5.8 6.5.9 6.5.10

IEC 61850 nos IED MiCOM Implementação do Modelo de Dados da IEC 61850 Implementação dos Serviços de Comunicação da IEC 61850 Comunicações ponto a ponto IEC 61850 (GSSE) Mapeando mensagens GOOSE a Entradas virtuais Funcionalidade Ethernet Configuração IEC 61850

431 432 432 432 433 433 433

7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 8 8.1

Modo de Leitura Protocolo IEC 60870-5-103 Protocolo Courier Protocolo IEC 61850 Configurações de Só Leitura Sinais DDB de Só Leitura Sincronização Horária IRIG-B demodulado

435 435 435 436 436 436 437 437

8.1.1

Implementação de IRIG-B Demodulado

438

8.2 8.3

SNTP Sincronização Horária usando os Protocolos de Comunicação

438 438

Capítulo 18

Segurança Cibernética

439

1 2 3 3.1

Visão geral A necessidade de segurança cibernética Normas Conformidade NERC

441 442 443 443

3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.1.6 3.1.7 3.1.8

CIP 002 CIP 003 CIP 004 CIP 005 CIP 006 CIP 007 CIP 008 CIP 009

444 444 444 444 445 445 445 445

3.2 4 4.1 4.2

IEEE 1686-2007 Implementação da Segurança Cibernética Display compatível com NERC Acesso em quatro níveis

446 447 447 448

4.2.1 4.2.2 4.2.3

Senhas em branco Regras para senhas DDBs de nível de acesso

449 450 450

4.3

Segurança de senha melhorada

450

4.3.1 4.3.2 4.3.3

Fortalecimento da senha Validação da senha Bloqueio de senha

450 451 451

4.4

Recuperação de senha

452

4.4.1 4.4.2

Recuperação de senha Senha criptografada

452 453

4.5 4.6 4.7 4.8

Desactivando portas físicas Desactivando portas lógicas Gestão de eventos de segurança Sair do sistema

453 453 454 456

Capítulo 19 1 2 2.1 2.2

Instalação

Visão geral do capítulo Manuseio dos produtos Recepção dos produtos Desembalagem dos produtos

P14D-TM-PT-7

457 459 460 460 460

xiii

Conteúdo

P14D

2.3 2.4 3 3.1

Armazenagem dos produtos Desmontagem dos produtos Montagem do dispositivo Montagem embutida em painel

3.1.1

Montagem em bastidor

462

3.2

Substituição de modelos da Série K

464

3.2.1

Convenções

466

3.3 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 4.12 4.13 5

Apenas software Cabos e conectores Blocos de terminais Conexões de alimentação Conexão terra Transformadores de corrente Conexões dos transformadores de tensão Conexões de watchdog Conexões K-Bus e EIA(RS)485 Conexão IRIG-B Conexões de entradas c/ isol. óptico Conexões de relé de saída Conexões Ethernet metálicas Conexões de Ethernet por fibra Conexão USB Dimensões da caixa

467 468 468 468 469 469 469 470 470 470 471 471 471 471 471 472

Capítulo 20

Instruções de entrada em funcionamento

460 460 461 461

475

1 2 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 4 4.1 4.2 4.3 5 5.1

Visão geral do capítulo Orientações gerais Menu de testes de entrada em funcionamento Célula de estado opto E/O (Estado das entradas opto-acopladas) Célula de estado de relé S/O (Estado de saída de relé) Célula de estado da porta de teste Monitor Bit 1 para 8 células Célula de modo de teste Célula de padrão de teste Célula de teste de contato Célula de LEDs de teste Célula Teste Religador Células de estado de LED vermelho e verde Entrada em funcionamento do equipamento Recommended Commissioning Equipment Equipamento de comissionamento essencial Equipamento de teste recomendado Verificações de produto Verificações de produto com o IED desenergizado.

477 478 479 479 479 479 479 479 480 480 480 480 481 482 482 482 482 483 483

5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.1.5

Inspeção visual Isolamento Fiação externa Contatos watchdog Alimentação elétrica

483 484 484 484 484

5.2

Verificações de produto com o IED energizado

485

5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.2.5 5.2.6

Contatos watchdog Teste do LCD DATA E HORA Teste LEDs Teste de LEDs "Fora de serviço" e de alarme Teste do LED de desarme

485 485 485 486 486 486

xiv

P14D-TM-PT-7

P14D

Conteúdo

5.2.7 5.2.8 5.2.9 5.2.10 5.2.11 5.2.12 5.2.13 5.2.14

Teste de LEDs programáveis pelo usuário Testa das entradas opto-acopladas Test de relés de saída Teste da porta de comunicação serial RP1 Teste da porta de comunicação serial RP2 Comunicação Ethernet de teste Teste das entradas correntes Entradas de tensão de teste

486 486 487 487 488 488 489 489

6 6.1

Verificação de configuração Aplicação de configurações específicas da aplicação

491 491

6.1.1 6.1.2

Transferência de configurações a partir de um arquivo de configurações. Introdução de valores de configuração através da IHM

491 491

7 7.1 7.2 7.3 7.4 8 8.1 8.2 8.3 9

Verificações de temporização de segurança Verificação de sobrecorrente Conexão do circuito de teste Execução do teste Verifique o tempo de operação Verificações sob carga Confirmação das conexões atuais Confirmar conexões de tensão Teste direcional sob carga Verificações finais

493 493 493 493 493 495 495 495 496 497

Capítulo 21

Manutenção e resolução de problemas

499

1 2 2.1

Visão geral do Capitulo Manutenção Testes de Manutenção

501 502 502

2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4

Alarmes Optoacopladores Relés de saída Precisão de Medição

502 502 502 502

2.2 2.3 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6

Substituição da unidade Limpeza Solução de problemas Software de auto-diagnóstico Erros ao Energizar Mensagem ou Código de erro ao ligar LED Fora de Serviço activo na energização Código de Erro durante a Operação Falha de operação durante os testes

503 503 505 505 505 505 506 506 507

3.6.1 3.6.2 3.6.3

Falha dos Contactos de Saída Falha das entradas ópticas Sinais analógicos incorrectos

507 507 507

3.7

Solução de problemas no Editor de PSL

508

3.7.1 3.7.2

Recuperação de Diagrama Verificação da Versão PSL

508 508

3.8

Procedimento de Reparação e Modificação

508

Capítulo 22 1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

Especificações técnicas

Visão geral do capítulo Interfaces Porta USB frontal Porta serial traseira 1 Porta serial traseira 2 Porta IRIG-B Cobre da porta Ethernet traseira

P14D-TM-PT-7

511 513 514 514 514 514 514 515

xv

Conteúdo

P14D

2.6

Porta Ethernet traseira - Fibra

515

2.6.1 2.6.2

Características de receptor 100 Base FX Características do transmissor 100 Base Fx

515 515

3 3.1

Desempenho das funções de proteção correntes Proteção de sobrecorrente trifásica

516 516

3.1.1

Parâmetros direcionais de sobrecorrente trifásica

516

3.2

Proteção de falha à terra

516

3.2.1

Parâmetros direcionais de falha à terra

517

3.3

Proteção de falha de terra sensível

517

3.3.1

Parâmetros direcionais SEF

517

3.4 3.5

Proteção de falha à terra restrita Proteção de sobrecorrente de sequência negativa

518 518

3.5.1

Parâmetros direcionais NPSOC

518

3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12 4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 6 6.1 6.2 6.3 7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 8 8.1 8.2 8.3 8.4 9 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 10 10.1

Falha de disjuntor e proteção de subcorrente Proteção de condutor rompido Proteção de sobrecarga térmica Proteção de detecção de carga a frio Proteção seletiva de sobrecorrente Proteção de sobrecorrente dependente de tensão Proteção de admitância de neutro Desempenho das funções de proteção de tensão Proteção de subtensão Proteção de sobretensão Proteção de sobretensão residual Proteção de tensão de sequência negativa Taxa de alteração da proteção de tensão Desempenho das funções de proteção de frequência Proteção de sobrefrequência Proteção de subfrequência Taxa de alteração supervisionada da proteção de frequência Taxa de mudança independente da proteção de frequência Taxa média de mudança da frequência de proteção Restauração da carga Funções de proteção de potência Proteção contra sobrepotência / subpotência Proteção de potência sensível Proteção de falha à terra wattimétrica Desempenho das funções de monitoramento e controle Supervisão do transformador de tensão Supervisão do transformador de corrente Estado do disjuntor e Monitoramento de condição Temporizadores PSL Verificação de sincronismo Monitor de alimentação CC Medições e registro Geral Registros de distúrbio Registros de eventos, falhas e de manutenção LOCALIZ.FALHA Conformidade com padrões Conformidade EMC: 2004/108/EC Segurança de produto: 2006/95/EC Conformidade R&TTE Conformidade UL/CUL Padrão IDMT Especificações mecânicas Parâmetros físicos

519 519 519 519 520 520 520 521 521 521 521 521 522 523 523 523 523 524 524 525 526 526 526 526 527 527 527 527 527 527 527 529 529 529 529 529 530 530 530 530 530 530 531 531

xvi

P14D-TM-PT-7

P14D

Conteúdo

10.2 10.3 10.4 11 11.1 11.2 11.3 12 12.1 12.2 12.3 13 13.1

Proteção do gabinete Robustez mecânica Desempenho da embalagem de transporte Valores nominais Entradas de medição Entradas do transformador de corrente Entadas do transformador de tensão Alimentação elétrica Tensão de alimentação da energia auxiliar Carga nominal Interrupção da alimentação de energia auxiliar Conexões entradas / saídas Entradas digitais isoladas

531 531 531 532 532 532 532 533 533 533 533 534 534

13.1.1

Detecção nominal e limiares de reset

534

13.2 13.3 13.4 14 14.1 14.2 14.3 14.4 15 15.1 15.2 15.3 15.4 16 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 16.6 16.7 16.8 16.9 16.10 16.11 16.12 16.13 16.14

Contatos de saída padrão Contatos de watchdog Elo de curto-circuito Condições ambientais Faixa de temperatura ambiente Teste de resistência à temperatura Faixa de umidade ambiente Ambientes corrosivos Testes de tipo Isolamento Folgas e distâncias de fuga Resistência (Dielétrico) a alta tensão Teste de resistência de tensão de impulso Compatibilidade eletromagnética Teste de distúrbios de pulso de alta frequência de 1 MHz Teste oscilatório amortecido Imunidade a descarga eletroestática Requisitos de ruptura e transientes elétricos rápidos Capacidade de resistência a surtos Teste de imunidade de surto Imunidade a energia eletromagnética irradiada Imunidade irradiada pelas comunicações digitais Imunidade radiada por telefones de rádio Imunidade a distúrbios conduzidos, induzidos por campos de frequências de rádio Imunidade de campo magnético Emissões conduzidas Emissões irradiadas Frequência de energia

534 535 535 536 536 536 536 536 537 537 537 537 537 539 539 539 539 539 539 540 540 540 540 540 541 541 541 541

Apêndice A

Opções de Pedido

543

Apêndice B

Parametros & Sinais

545

Apêndice C

Diagramas de fiação

547

P14D-TM-PT-7

xvii

Conteúdo

xviii

P14D

P14D-TM-PT-7

Tabela de Figuras Figura 1:

Explicação sobre os diagramas lógicos

11

Figura 2:

Visão geral de funções

12

Figura 3:

Visão geral do projeto de hardware

30

Figura 4:

Vista explodida do IED

32

Figura 5:

Painel traseiro 20TE

33

Figura 6:

Painel traseiro 30TE com três blocos MIDOS

34

Figura 7:

Painel traseiro 30TE com dois blocos MIDOS + comunicação

34

Figura 8:

Painel traseiro de 30TE com 2 blocos MIDOS + placa cega

35

Figura 9:

P14D em caixa de 20TE com opção de E/S A

36

Figura 10:

P14D em caixa de 30TE com opção de E/S A + comunicação Ethernet

38

Figura 11:

P14D em caixa de 30TE com opção de E/S B

40

Figura 12:

P14D em caixa de 30TE com opção de E/S C

42

Figura 13:

P14D em caixa de 30TE com opção de E/S D

44

Figura 14:

P14D em caixa de 20TE com opção de E/S E

46

Figura 15:

P14D em caixa de 30TE com opção de E/S E + comunicação Ethernet

47

Figura 16:

P14D em caixa de 30TE com opção de E/S F

49

Figura 17:

Painel frontal (20TE)

51

Figura 18:

Painel frontal (30TE)

52

Figura 19:

Estrutura do software

58

Figura 20:

Resposta de frequência (apenas indicativa)

63

Figura 21:

Navegação pela IHM

72

Figura 22:

Navegação na tela inicial

75

Figura 23:

Curvas IDMT IEC 60255

92

Figura 24:

Princípio de Implementação das Funções de Proteção

95

Figura 25:

Diagrama Lógico de Sobrecorrente Não Direcional

98

Figura 26:

Ângulos de desarme direcionais

101

Figura 27:

Diagrama lógico de sobrecorrente direcional (Mostrada apenas a fase A)

102

Figura 28:

Sistema típico de distribuição usando transformadores paralelos

103

Figura 29:

Rede em anel típica com proteção de sobrecorrente associada

104

Figura 30:

108

Figura 32:

Modificação do nível de aceitação da corrente para proteção de sobrecorrente controlada por tensão Modificação do nível de aceitação de corrente para proteção de sobrecorrente restrita pela tensão Lógica de sobrecorrente dependente de tensão (fase A para fase B)

Figura 33:

Selecionando o parâmetro do limiar de corrente

111

Figura 34:

Lógica de Sobrecorrente de Sequência Negativa - operação não direcional

113

Figura 35:

Lógica de Sobrecorrente de Sequência Negativa - operação direcional

114

Figura 36:

Lógica de EF Não Direcional (estágio único)

117

Figura 37:

Característica IDG

118

Figura 31:

109 109

Tabela de Figuras

P14D

Figura 38:

Ângulos direcionais

120

Figura 39:

Lógica de EF direcional com polarização de tensão de neutro (estágio simples)

120

Figura 40:

Ângulos direcionais

121

Figura 41:

122

Figura 42:

*Lógica de falha à terra direcional com polarização de sequência negativa (estágio único) Distribuição de corrente em sistema aterrado por Bobina de Petersen

Figura 43:

Distribuição de correntes durante uma falha da fase C para a terra

123

Figura 44:

Caso teórico - sem resistência em XL ou XC

124

Figura 45:

Rede de sequência zero mostrando correntes residuais

124

Figura 46:

Caso prático - com resistência em XL e XC

125

Figura 47:

Lógica de SEF Não Direcional

128

Figura 48:

Característica EPATR B mostrada para TMS = 1,0

129

Figura 49:

Tipos de controlo direcional

130

Figura 50:

Componentes resistivos de corrente residual

130

Figura 51:

Característica de operação para Icos

132

Figura 52:

SEF direcional com polarização VN (estágio único)

133

Figura 53:

Distribuição de corrente num sistema isolado com defeito na fase C

134

Figura 54:

Diagramas de fasores para o sistema isolado com defeito na fase C

135

Figura 55:

Posicionamento de transformadores de corrente com núcleo balanceado

136

Figura 56:

Lógica de Arranque com Carga Fria

138

Figura 57:

Lógica de Sobrecorrente Seletiva

140

Figura 58:

Selecionando a configuração do temporizador

142

Figura 59:

Diagrama lógico da proteção de sobrecarga térmica

144

Figura 60:

Característica de constante de tempo térmica dupla

145

Figura 61:

Lógica de condutor quebrado

147

Figura 62:

Lógica de bloqueio de sobrecorrente

149

Figura 63:

Lógica de Defeito à Terra Bloqueada

150

Figura 64:

Esquema simples de bloqueio de barramento

150

Figura 65:

Características do esquema simples de bloqueio de barramento

151

Figura 66:

Lógica de Bloqueio da 2ª Harmónica

154

Figura 67:

Blindagem de carga e ângulo

155

Figura 68:

Lógica de Blindagem de Carga 3 fases

156

Figura 69:

Lógica de Blindagem de Carga fase A

157

Figura 70:

Proteção de admitância

159

Figura 71:

Operação de condutância

160

Figura 72:

Operação de susceptância

161

Figura 73:

Lógica da Proteção HIF

165

Figura 74:

Proteção REF para o lado delta

170

Figura 75:

Proteção REF para o lado estrela.

170

Figura 76:

Proteção REF para sistemas aterrados por resistência

171

xx

123

P14D-TM-PT-7

P14D

Tabela de Figuras

Figura 77:

Proteção REF para sistema solidamente aterrado

172

Figura 78:

Conexão de baixa impedância

173

Figura 79:

Curva de polarização REF de rampa tripla

174

Figura 80:

Princípio REF de alta impedância

175

Figura 81:

Conexão REF de alta impedância

176

Figura 82:

Curva de polarização REF

178

Figura 83:

Enrolamento estrela, resistência aterrada

180

Figura 84:

Percentagem do enrolamento protegida

181

Figura 85:

Característica de REF polarizada

181

Figura 86:

Princípio de REF polarizado

182

Figura 87:

Proteção Hi-Z REF para um enrolamento estrela aterrado

183

Figura 88:

Proteção Hi-Z REF para enrolamento delta

184

Figura 89:

Proteção Hi-Z REF para configuração de autotransformador

184

Figura 90:

REF de alta impedância para o enrolamento LV

185

Figura 91:

Variação de K e o tempo de operação médio como função de Vk/Vs

186

Figura 92:

Lógica de Proteção de Falha de Disjuntor

195

Figura 93:

Subcorrente e lógica de Detecção de Cruzamento em Zero na falha de disjuntor

197

Figura 94:

Lógica de Proteção SEF de Falha de Disjuntor

198

Figura 95:

Lógica da Função de Proteção de Falha de Disjuntor Por Ausência de Corrente

199

Figura 96:

Mapeamento do disjuntor

200

Figura 97:

Subtensão - modo de disparo mono e trifásico (estágio único)

219

Figura 98:

Sobretensão - modo de disparo mono e trifásico (estágio único)

222

Figura 99:

Lógica de proteção da Taxa de Variação de Tensão

225

Figura 100:

Lógica de Sobretensão Residual

227

Figura 101:

Tensão residual para um sistema com aterramento sólido

228

Figura 102:

Tensão residual para um sistema com aterramento via impedância

229

Figura 103:

Lógica de sobretensão de sequência negativa

230

Figura 104:

Lógica de subtensão de sequência positiva

232

Figura 105:

Lógica de sobretensão de sequência positiva

233

Figura 106:

Lógica de subtensão de média móvel

235

Figura 107:

Lógica de sobretensão de média móvel

236

Figura 108:

Lógica de tensão de sequência zero de média móvel

236

Figura 109:

Lógica de tensão de sequência positiva de média móvel

237

Figura 110:

Lógica de tensão de sequência negativa de média móvel

237

Figura 111:

Bloqueio de proteção de tensão média

237

Figura 112:

Lógica de subfrequência (estágio simples)

244

Figura 113:

Lógica de sobrefrequência (estágio simples)

246

Figura 114:

Segregação do sistema de energia com base nas medições de frequência

247

Figura 115:

Lógica independente da taxa de mudança de frequência (estágio único)

249

P14D-TM-PT-7

xxi

Tabela de Figuras

Figura 116:

P14D

Figura 117:

Lógica de taxa de mudança de frequência; frequência supervisionada (estágio único) Proteção de taxa de mudança de frequência por frequência supervisionada

253

Figura 118:

Característica de taxa média de mudança de frequência

254

Figura 119:

Lógica de taxa de mudança de frequência média (estágio único)

255

Figura 120:

Restauração de carga com desvio curto na faixa de retenção.

258

Figura 121:

Restauração de carga com grande desvio dentro da faixa de retenção

259

Figura 122:

Lógica de restauração de carga

260

Figura 123:

Lógica da Sobrecarga de Potência

267

Figura 124:

Lógica de Potência Insuficiente

271

Figura 125:

Diagrama da Lógica de Potência Sensível

274

Figura 126:

Vetores de entrada da Potência Sensível

275

Figura 127:

Diagrama lógico de proteção de falha de terra wattimétrico

279

Figura 128:

Implementação com Chave Seletora de Quatro Posições

294

Figura 129:

Lógica de seleção do modo de Religação Automática

295

Figura 130:

Lógica do Sinal de Arranque

297

Figura 131:

Lógica do sinal de disparo

297

Figura 132:

Lógica de sinal de bloqueio

298

Figura 133:

Lógica de Ciclos Excedidos

298

Figura 134:

Lógica de Inicio Relig.

299

Figura 135:

Bloqueando a Proteção Instantânea para Disparos Selecionados

300

Figura 136:

Bloqueando a Proteção Instantânea para Bloqueios

302

Figura 137:

Lógica de Controlo de Tempo Morto

303

Figura 138:

Lógica de Controlo de Fecho do Disj da Religação Automática

304

Figura 139:

Lógica da Verificação do Sistema da Relig. Autom.

305

Figura 140:

Lógica do Tempo de Recuperação

306

Figura 141:

Inibição da Inicialização da Relig.

307

Figura 142:

Lógica Global de Bloqueio

308

Figura 143:

Bloqueio para disparo de proteção quando Relig. não está disponível

309

Figura 144:

Lógica de Monitorização do Estado do Disj.

330

Figura 145:

Navegação no menu de Acesso Direto

333

Figura 146:

PSL padrão de tecla de função

333

Figura 147:

Controlo Remoto do Disjuntor

334

Figura 148:

Lógica de Controlo do Disj.

335

Figura 149:

Lógica de Polo Morto

336

Figura 150:

Diagrama de vetor de verificação de sincronismo

339

Figura 151:

Lógica de Verificação do Sistema

340

Figura 152:

PSL de Verificação do Sistema

341

Figura 153:

Zonas de monitor de alimentação CC

348

Figura 154:

Lógica de monitor de alimentação CC

349

xxii

252

P14D-TM-PT-7

P14D

Tabela de Figuras

Figura 155:

Lógica TPS

352

Figura 156:

Lógica de indicação de aceleração TPS

353

Figura 157:

Diagrama da lógica CTS

354

Figura 158:

Esquema 1 TCS

356

Figura 159:

Esquema 1 PSL para TCS

357

Figura 160:

Esquema 2 TCS

358

Figura 161:

Esquema 2 PSL para TCS

358

Figura 162:

Esquema 3 TCS

359

Figura 163:

Esquema 3 PSL para TCS

360

Figura 164:

Esquema 4 TCS

360

Figura 165:

Esquema 4 PSL para TCS

361

Figura 166:

Interfaces do esquema de lógica

368

Figura 167:

Lógica do LED de Disparo

372

Figura 168:

Circuito de polarização RS485

384

Figura 169:

Comunicação remota usando K-Bus

385

Figura 170:

IED conectado a LANs separadas

388

Figura 171:

Topologia HSR de multidifusão (Multicast)

389

Figura 172:

Topologia HSR de difusão única (Unicast)

390

Figura 173:

Uso do HSR na subestação

391

Figura 174:

IED conectado a um circuito Ethernet redundante, estrela ou anel.

391

Figura 175:

Comportamento da entrada de controlo

403

Figura 176:

Seleção manual de um registo de perturbação

420

Figura 177:

Seleção automática de registo de perturbação - método 1

421

Figura 178:

Seleção automática de registo de perturbação - método 2

422

Figura 179:

Extração do ficheiro de configuração

423

Figura 180:

Extração do ficheiro de dados

424

Figura 181:

Camadas de Modelos de Dados em IEC61850

431

Figura 182:

Sinalização temporal por Satélite de GPS

437

Figura 183:

Navegação no display inicial

448

Figura 184:

Montagem dos produtos em bastidor

463

Figura 185:

Inserindo a unidade na caixa

465

Figura 186:

Contatos acionados por mola para curto-circuito de TCs

465

Figura 187:

Bloco de terminais MiDOS

468

Figura 188:

Conexão do terra à blindagem do cabo

470

Figura 189:

Dimensões da caixa 20TE

472

Figura 190:

Dimensões da caixa 30TE

473

Figura 191:

Conexão física RP1.

487

Figura 192:

Comunicação remota usando barramento K-Bus

488

P14D-TM-PT-7

xxiii

Tabela de Figuras

xxiv

P14D

P14D-TM-PT-7

INTRODUÇÃO CAPÍTULO 1

Capítulo 1 - Introdução

2

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D

1

Capítulo 1 - Introdução

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo fornece algumas informações gerais sobre o manual técnico e uma introdução ao(s) dispositivo(s) descrito(s) neste manual técnico. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Prefácio Escopo do produto Recursos e funções Diagramas lógicos Visão geral de funções

P14D-TM-PT-7

3 4 6 7 10 12

3

Capítulo 1 - Introdução

2

P14D

PREFÁCIO

Este manual técnico fornece uma descrição funcional do P14D da GE Energy Connections, bem como um conjunto completo de instruções para uso do dispositivo. Este manual presume que o leitor esteja familiarizado com a engenharia de proteção e possua experiência nessa área. A descrição dos princípios e teoria limita-se aos elementos necessários para o entendimento do produto. Para mais detalhes sobre a teoria geral de engenharia de proteção, consulte a publicação NPAG (Guia de Aplicação de Proteção) da Alstom, disponível online ou nosso Centro de Contato. Este manual foi elaborado para ser o mais preciso e abrangente possível. Entretanto, não é possível garantir que não tenha erros. Nem se pode afirmar que não possa ser aprimorado. Portanto, ficaríamos gratos se nos comunicasse, no caso de descobrir algum erro, ou tiver alguma sugestão de melhoria. Nossa política é fornecer as informações necessárias para ajudar na especificação, concepção, instalação, entrada em operação, manutenção e, eventualmente, descarte, seguros deste produto. Consideramos que este manual oferece as informações importantes, mas caso entenda que são necessárias mais informações, por favor, entre em contato conosco. Todas as opiniões devem ser enviadas para nosso Centro de Contato, através do seguinte site: www.gegridsolutions.com/contact

2.1

PÚBLICO-ALVO

Este manual destina-se a todos os profissionais encarregados da instalação, entrada em funcionamento, manutenção, solução de problemas ou operação de todos os produtos dentro da respectiva família de produtos. Isso inclui o pessoal de instalação e entrada em funcionamento bem como os engenheiros que serão responsáveis pela operação do produto. Este manual é escrito em um nível que assume que os engenheiros de instalação e entrada em operação possuem conhecimentos sobre o manuseio de equipamentos eletrônicos. Além disso, os engenheiros do sistema e de proteção possuem conhecimento completo sobre sistemas de proteção e equipamentos correlatos.

2.2

CONVENÇÕES TIPOGRÁFICAS

As seguintes convenções tipográficas são usadas em todo este manual. ● Os nomes das teclas especiais aparecem em letra maiúscula. Por exemplo: ENTER ● Ao se descrever aplicativos de software, itens do menu, botões, etiquetas etc., são escritos em negrito, à medida em que aparecem na tela. Por exemplo: Selecione Salvar no menu de arquivos. ● Nomes de arquivo e caminhos usam fonte Courier Por exemplo: Exemplo\Arquivo.texto ● Terminologia especial é escrita com a primeira letra em maiúsculo. Por exemplo: Falha à terra sensitiva ● Caso seja feita referência às configurações internas do IED e à base de dados de sinais, o texto do título do grupo de menu (coluna) é escrito em itálico e letras maiúsculas. Por exemplo: A coluna DADOS SISTEMA ● Caso seja feita referência às configurações internas do IED e à base de dados de sinais, as células de configuração e sinais DDB (dado base digital) serão escritos em itálico negrito. Por exemplo: A célula de Idioma na coluna DADOS SISTEMA ● Caso seja feita referência às configurações internas do IED e à base de dados de sinais, o conteúdo de uma célula será escrito na fonte Courier. Por exemplo: A célula de Idioma na coluna DADOS SISTEMA contém o valor Inglês

4

P14D-TM-PT-7

P14D

2.3

Capítulo 1 - Introdução

NOMENCLATURA

Devido à natureza técnica deste manual, são usados muitos termos especiais, abreviaturas e acrônimos em todo o manual. Alguns desses termos são termos específicos do setor, bem conhecidos, enquanto outros podem ser termos especiais específicos de um produto, usados pela GE Energy Connections. O primeiro aparecimento de um acrônimo ou termo usado em um capítulo particular é seguido por uma explicação do termo. Além disso, existe um glossário separado disponível no website, ou no Centro de Contato, da GE Energy Connections. No entanto, gostaríamos de destacar as seguintes mudanças da nomenclatura: ● A palavra 'relé' não é mais usada para descrever o dispositivo em si. Ao invés disso, o dispositivo é chamado de 'IED' (Dispositivo Eletrônico Inteligente), 'dispositivo' ou 'produto'. A palavra 'relé' é usada unicamente para descrever componentes eletromecânicos dentro do dispositivo, por exemplo, relés de saída. ● O manual original foi todo escrito em Inglês Britânico. ● Onde, o uso do termo britânico 'Earth' é preferido em relação ao equivalente norte-americano 'Ground'. Em Português, não existe distinção.

2.4

CONFORMIDADE

O dispositivo foi submetido a uma gama de testes extensos e processos de certificação para assegurar e comprovar a compatibilidade com todos os mercados-alvo. Uma descrição detalhada desses critérios pode ser encontrada no capítulo Especificações Técnica.

P14D-TM-PT-7

5

Capítulo 1 - Introdução

3

P14D

ESCOPO DO PRODUTO

O IED de gestão do alimentador P14D foi concebido para proteger uma ampla gama de linhas aéreas e cabos subterrâneos. O P14D fornece proteção integral contra sobrecorrente direcional e não direcional, sobretensão e falha à terra, e é adequado para uso em sistemas solidamente aterrados, aterrados por impedância, aterrados por bobinas Petersen e em sistemas isolados. Além dos recursos de proteção, os dispositivos incluem uma completa linha de outros recursos, incluem medições e facilidades de gravação que auxiliam o diagnóstico e a análise de falhas do sistema de energia. O P14D pode ser usado em várias aplicações, dependendo do firmware escolhido. Existem 06 (seis) modelos diferentes, de acordo com o firmware instalado: P14DA, P14DB, P14DG, P14DL, P14DZ, P14DH. ● ● ● ● ● ●

P14DA é um dispositivo compacto em uma caixa 20TE P14DB é o dispositivo básico para aplicações gerais P14DG é para aplicações em geradores pequenos P14DL é para proteção de linha P14DZ é para aplicações de falha à terra de alta impedância P14DH inclui proteção wattimétrica direcional de falha à terra.

Todos os modelos são disponíveis uma gama de opções de entrada/saída, descritas no capítulo de projeto de hardware e resumidas nas opções de pedido. Uma das principais vantagens da plataforma P14D é sua compatibilidade retroativa com os produtos da série K. Os produtos P14D foram desenhados de forma que a caixa e o leiaute das configurações de terminais do painel traseiro são idênticos aos dos predecessores da série K e podem ser trocados sem o trabalho costumeiro associado à troca e repasse de fiação em dispositivos. Isto permite a atualização fácil do sistema de proteção com um impacto mínimo e um tempo de parada mínimo do alimentador. Este produto não é apenas compatível com os produtos da série K, em termos de hardware. Ele pode ser usado como substituto direto do KMPC 130 e é compatível não apenas no hardware, mas também em termos de opções de medição e comunicação.

3.1

OPÇÕES DE PEDIDO

Todos os modelos atuais e variantes deste produto são definidos em uma planilha interativa denominada CORTEC. Ela está disponível no website da empresa. Alternativamente, você pode obtê-la no Centro de Contato no endereço a seguir: www.gegridsolutions.com/contact Também fornecemos uma cópia estática da CORTEC nos apêndices deste documento. Entretanto, esta deve ser usada apenas como referência pois apresenta uma imagem congelada dos dados interativos na época da publicação deste manual.

6

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 1 - Introdução

4

RECURSOS E FUNÇÕES

4.1

FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

Os modelos P14D oferecem as seguintes funções de proteção: ANSI

IEC 61850

37 46

NgcPTOC

46BC 49

ThmPTTR

50 SOTF

Função de proteção

P14DA

P14DB

P14DG

P14DL

P14DZ

Detecção de subcorrente (carga baixa)

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Sobrecorrente de sequência negativa

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Condutor Rompido

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

SOBRECARGA TÉRM.

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Chaveamento sobre falha

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

50BF

RBRF

Falha de disjuntor

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

50

OcpPTOC

Proteção contra sobrecorrente de tempo definido

6 estágios 6 estágios 6 estágios 6 estágios 6 estágios

50N

EfdPTOC

Proteção contra sobrecorrente de tempo definido neutro/terra Medida e derivada (padrão EF TC), Derivada (SEF TC)

4 estágios 4 estágios 4 estágios 4 estágios 4 estágios

51

OcpPTOC

Proteção contra sobrecorrente IDMT (estágios)

3 estágios 3 estágios 3 estágios 3 estágios 3 estágios

51N

EfdPTOC

Proteção contra sobrecorrente de tempo inverso IDMT neutro/terra

2 estágios 2 estágios 2 estágios 2 estágios 2 estágios

67

OcpPTOC

Sobrecorrente de fase direcional

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

67N

EfdPTOC

Sobrecorrente direcional de neutro

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Falha de terra wattimétrica

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Partida a frio

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Sup. TP

TP SUPERVISÂO

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Sup. TC

TC SUPERVISÂO

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Falha à terra restrita

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Falha à terra sensitiva (somente com SEF TC)

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Bloqueio da 2a harmônica

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Subtensão

3 estágios 3 estágios 3 estágios 3 estágios 3 estágios

Sobretensão de sequência negativa

Sim

64N

RefPDIF

68 27

VtpPhsPTUV

47

Sim

Sim

Sim

Sim

59

VtpPhsPTOV

Sobretensão

3 estágios 3 estágios 3 estágios 3 estágios 3 estágios

59N

VtpResPTOV

Sobretensão residual

3 estágios 3 estágios 3 estágios 3 estágios 3 estágios

81O

FrqPTOF

Sobrefrequência

Não

9 estágios 9 estágios 9 estágios 9 estágios

81U

FrqPTUF

Subfrequência

Não

9 estágios 9 estágios 9 estágios 9 estágios

Taxa de alteração da frequência (df/dt)

Não

9 estágios 9 estágios 9 estágios 9 estágios

Bloqueio de subtensão da proteção de frequência

Não

Sim

Sim

Sim

Sim

Curvas programáveis

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Sobrecorrente controlada por tensão

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Sobrecorrente restrita pela tensão

Não

Não

Sim

Sim

Sim

25

Verificação de sincronismo

Não

Não

Sim

Sim

Sim

32

Potência direcional de fase

Não

Não

Sim

Sim

Sim

Potência sensitiva

Não

Não

Sim

Sim

Sim

Supervisão da invasão de carga (Blindagem de carga)

Não

Não

Não

Sim

Sim

Religação automática (Trifásica)

Não

Não

Não

4 4 tentativas tentativas

81df/dt 81V

DfpPFRC

51V

79

RREC

P14D-TM-PT-7

7

Capítulo 1 - Introdução

ANSI

P14D

IEC 61850

Função de proteção

21FL

P14DA

P14DB

P14DG

P14DL

P14DZ

LOCALIZ.FALHA

Não

Não

Não

Sim

Sim

81RF

DfpPFRC

Taxa de alteração de frequência com supervisão de frequência

Não

Não

Não

Sim

Sim

81RAV

DfpPFRC

Taxa média de alteração de frequência com supervisão de frequência

Não

Não

Não

Sim

Sim

Restauração da carga

Não

Não

Não

Sim

Sim

Taxa de alteração de tensão (dV/dT)

Não

Não

Não

4 estágios 4 estágios

Proteção de admitância do neutro

Não

Não

Não

Sim

Sim

Esquema de bloqueio

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Curvas programáveis

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

Falha à terra de alta impedância

Não

Não

Não

Não

Sim

Monitoriz Disj.

Não

Não

Não

Não

Sim

Contatos de saída de travamento (Latching)

Sim

Sim

Sim

Sim

Sim

81R

86

4.2

FUNÇÕES DE CONTROLE Característica

IEC 61850

ANSI

Diagnóstico de inicialização e automonitoramento contínuo Textos dos menus totalmente configuráveis Teclas de função

FnkGGIO

Grupos alternativos de configuração (4) LEDs programáveis

LedGGIO

Teclas de acesso rápido programáveis Contatos watchdog Modo de leitura exclusiva Segurança cibernética em conformidade com a NERC Alocação programável de entradas e saídas digitais Entradas de controle

PloGGIO1

Esquema gráfico de lógica programável (PSL) Controle de disjuntor, monitoramento de status e condição

XCBR

52

Supervisão do circuito de bobina e desarme Supervisão de TC (Apenas para produtos com entradas TP) Supervisão de TP (Apenas para produtos com entradas TP) Localizador de falha (Apenas para produtos com entradas TP)

4.3

RFLO

FUNÇÕES DE MEDIÇÃO

O dispositivo oferece as seguintes funções de medição:

8

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P14D

Capítulo 1 - Introdução

Função de medição

Detalhes

Medições (A faixa exata de medições depende do modelo do dispositivo)

● As correntes medidas, sequência calculadas e correntes RMS ● Tensões medidas, sequência calculada e tensões RMS ● Quantidades de potência e energia ● Valores de demanda de pico, fixas e rolantes ● Medições de frequência ● Outras medições

Registos de distúrbios (captura da forma de onda, oscilografia) Canais / duração de cada ou total /amostras por ciclo

9 / 10, 5 / 24

Registos de falha

10

Registros de manutenção

10

Registro de eventos / Armazenamento de eventos

2048

Gravação de data e hora das entradas ópticas

Sim

4.4

FUNÇÕES DE COMUNICAÇÃO

O dispositivo oferece as seguintes funções de comunicação: Função de comunicação

Detalhes

HMI local

Sim

HMI (Interface Homem-Máquina) com múltiplos idiomas (Inglês, Francês, Alemão, Italiano, Português, Espanhol, Russo)

Sim

Porta Frontal

USB

1a. porta traseira

RS485 ou IRIG-B

2a. Porta traseira (opcional)

RS485, IRIG-B ou Ethernet

Protocolos seriais disponíveis

IEC 60870-5-103, MODBUS, Courier, DNP3

Protocolos de Ethernet disponíveis

IEC 61850, DNP3 sobre Ethernet

Entradas virtuais

32

Segurança cibernética

Sim

Enhanced Studio (S1 Ágil)

Sim

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9

Capítulo 1 - Introdução

5

P14D

DIAGRAMAS LÓGICOS

Este manual técnico contém muitos diagramas lógicos que têm como objetivo auxiliar no entendimento das funcionalidades do dispositivo. Embora este manual seja o mais específico possível para o respectivo produto, é possível que contenha diagramas com elementos de outros produtos. Neste caso, aparecerá uma nota com a devida explicação. Os diagramas lógicos seguem uma convenção para os elementos usados, representada por meio de cores e formas pré-definidas. Esta convenção é apresentada abaixo. Recomenda-se que os diagramas sejam visualizados em cores e não em preto e branco. A versão eletrônica do manual técnico é colorida, mas a versão impressa poderá não ser. Caso você precise de diagramas coloridos, estes poderão ser adquiridos via Centro de Contato, informando-se o número do diagrama.

10

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P14D

Capítulo 1 - Introdução

Chave: Quantidade de energização

Porta AND

&

Sinal interno

Porta OR

1

Sinal DDB

Porta XOR

Função interna

Porta NOT

Célula de configuração

0 lógico

Valor configurado

Temporizador

Configuração no hardware

Pulso / Latch

Célula de medição

XOR

0

S

Latch SR

Q R

Cálculo interno Configuração derivada

S

Latch SR ´Reset` dominante

Chave HMI

Memorização na borda positiva

Conexão / Nó

Entrada de lógica invertida

Interruptor

Interruptor por software

Interruptor

Multiplicador

Q RD

1

Filtro passa-faixa

V00063

2

X

Comparador para detecção de valores insuficientes Comparador para detecção de valores excessivos

Figura 1: Explicação sobre os diagramas lógicos

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11

Capítulo 1 - Introdução

6

P14D

VISÃO GERAL DE FUNÇÕES 86

37

46 46BC

49

50 50N

50 50BF SOFT

51 51N

64N

68

79

HiZ

CTS

YN

21FL

25

27

32

47

51V

59 59N

67 67N

81O 81U 81R 81V

81RF 81RAV 81 df/dt

VTS

I Isen V

Comunicação

I/O digital Entradas optoacopladas

Saídas de relé

IRIG-B

Ethernet

RS485

Medições USB Local

Registros de falhas

Registros de distúrbios

V00001

Figura 2: Visão geral de funções

12

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INFORMAÇÕES DE SEGURANÇA CAPÍTULO 2

Capítulo 2 - Informações de segurança

14

P14D

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1

Capítulo 2 - Informações de segurança

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo fornece informações sobre o uso seguro dos equipamentos. Os equipamentos devem ser devidamente instalados e manuseados de forma a mantê-los em condições seguras e manter sempre os operadores em segurança. O operador deve estar familiarizado com as informações contidas neste capítulo antes de desembalar, instalar, colocar em serviço ou dar manutenção no equipamento. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Saúde e segurança Símbolos Instalação, Comissionamentoe manutenção Retirada de serviço e descarte Conformidade com padrões

15 16 17 18 23 24

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15

Capítulo 2 - Informações de segurança

2

P14D

SAÚDE E SEGURANÇA

O pessoal associado a este equipamento deve estar familiarizado com o conteúdo destas Informações de segurança. Quando equipamentos elétricos estão em operação, tensões perigosas estão presentes em certas partes do equipamento. O uso incorreto do equipamento e o descumprimento das notas de advertência colocarão o pessoal em risco. Apenas pessoal qualificado pode trabalhar ou operar este equipamento. O termo "pessoal qualificado" refere-se a indivíduos que: ● estão familiarizados com a instalação, comissionamento e operação do equipamento e do sistema ao qual é conectado. ● estão familiarizados com as práticas de segurança de engenharia e têm autorização para energizar e desenergizar os equipamentos da forma correta. ● receberam treinamento nas práticas e no uso dos equipamentos de segurança de acordo com as normas de segurança de engenharia. ● receberam treinamento em procedimentos de emergência (primeiros socorros). A documentação fornece instruções para a instalação, comissionamento e operação do equipamento. Entretanto, não aborda todas as circunstâncias possíveis. Na eventualidade de dúvidas ou problemas, não tome nenhuma ação sem a devida autorização. Contate seu escritório de vendas local e solicite as informações necessárias.

16

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3

Capítulo 2 - Informações de segurança

SÍMBOLOS

Neste manual, são usados os seguintes símbolos. Estes símbolos também podem ser vistos em partes do equipamento. Cuidado: Consulte a documentação do equipamento. O desconhecimento desta documentação poderá resultar em danos ao equipamento. Advertência: Risco de choque elétrico

Terminal Terra. Nota: este símbolo também pode ser usado em um terminal (Terra) de um condutor de proteção, se este terminal for parte de um bloco de terminais, ou subconjunto.

Terminal (Terra) de condutor de proteção.

Instruções sobre requisitos de descarte

Nota: Este manual usa os termos 'Terra' ou 'aterramento', como tradução dos originais 'Earth', do inglês britânico, ou 'Ground', do inglês norte-americano.

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17

Capítulo 2 - Informações de segurança

4

INSTALAÇÃO, COMISSIONAMENTOE MANUTENÇÃO

4.1

PERIGOS DE ELEVAÇÃO

P14D

Muitas lesões são causadas por: ● ● ● ●

elevação de objetos pesados elevação incorreta de objetos movimentação de objetos pesados utilização repetitiva dos mesmos músculos

Planeje cuidadosamente, identifique todos os possíveis perigos e determine a melhor forma de deslocar o produto. Identifique outras formas de movimentação da carga evitando o deslocamento manual. Para reduzir o risco de lesões, use técnicas corretas de elevação e equipamentos de proteção pessoal.

4.2

RISCOS ELÉTRICOS Cuidado: Todo o pessoal envolvido na instalação, comissionamentoou manutenção deve estar familiarizado com os procedimentos corretos de trabalho. Cuidado: Consulte a documentação do equipamento antes da instalação, comissionamentoou manutenção. Cuidado: Sempre use o equipamento conforme especificado. O descumprimento desta regra poderá anular o efeito da proteção fornecida pelo equipamento. Advertência: A remoção de painéis ou tampas do equipamento poderá expor peças perigosas energizadas. Não toque até que a alimentação elétrica esteja desligada. Tenha cuidado se existir um acesso desprotegido na parte de trás do equipamento. Advertência: Isole o equipamento antes de trabalhar nos contatos metálicos dos terminais. Advertência: Onde existir risco de choque eléctrico, em espaços restritos, deve ser instalada uma barreira de segurança adequada. Cuidado: Desligue a energia elétrica antes da desmontagem. A desmontagem do equipamento pode expor circuitos eletrônicos sensíveis. Tome as precauções adequadas contra descargas de tensão eletrostáticas (ESD) para evitar danos ao equipamento.

18

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P14D

Capítulo 2 - Informações de segurança

Cuidado: NUNCA olhe diretamente para fibras ópticas ou conexões ópticas de saída. Use sempre medidores de potência óptica para determinar o nível de sinal ou de operação. Cuidado: A realização de testes poderá carregar alguns capacitores com níveis de tensão perigosos. Descarregue os capacitores envolvidos, reduzindo a tensão de seus terminais até zero, antes de desconectar os terminais de teste. Cuidado: Opere o equipamento dentro dos limites elétricos e ambientais especificados. Cuidado: Antes da limpeza do equipamento, assegure-se de que nenhuma conexão elétrica esteja energizada. Use um pano sem fios, umedecido em água limpa.

Nota: Os contatos metálicos dos plugues de teste são normalmente protegidos por vaselina, que não deve ser removida.

4.3

REQUISITOS UL/CSA/CUL

As informações desta seção aplicam-se apenas a equipamentos com as etiquetas UL/CSA/CUL. Cuidado: Equipamentos destinados a instalação em rack ou painéis devem ser instalados sobre a superfície plana dentro de gabinetes tipo 1, conforme definido pela Underwriters Laboratories (UL). Cuidado: Para manter a conformidade com a UL e CSA/CUL, instale o equipamento usando peças reconhecidas pela UL/CSA para: cabos, fusíveis de proteção, suportes de fusível e disjuntores, terminais em anéis de isolamento e baterias internas sobressalentes.

4.4

REQUISITOS REFERENTES A FUSÍVEIS Cuidado: Nas fontes de alimentação auxiliares, devem ser usados fusíveis listados pela UL ou CSA, quando é exigido reconhecimento UL/CSA do equipamento com relação à proteção por fusíveis externos. O tipo de fusível de proteção listado é: fusível temporizado classe J, com corrente nominal máxima de 15 A e um valor CC nominal mínimo de 250 Vcc (por exemplo, o tipo AJT15).

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19

Capítulo 2 - Informações de segurança

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Cuidado: Quando não é exigido reconhecimento UL/CSA do equipamento, pode ser usado um tipo de fusível de alta capacidade de ruptura (HRC) com corrente nominal máxima de 16 A e uma tensão CC nominal mínima de 250 Vcc (por exemplo do tipo Red Spot NIT ou TIA). Nos modelos P50, use um fusível tipo T com corrente máxima de 1A. Nos modelos P60, use um fusível tipo T com corrente máxima de 4A. Cuidado: Circuitos digitais de entrada devem ser protegidos por um fusível NIT ou TIA de alta capacidade de ruptura, de valor nominal máximo de 16 A. Por motivos de segurança, circuitos de transformadores de corrente nunca devem ser protegidos por fusíveis. Outros circuitos devem ter fusíveis apropriados para proteção da fiação usada. Cuidado: TCs NÃO devem ser protegidos por fusíveis pois a abertura elétrica desses componentes poderá produzir voltagens letais.

4.5

CONEXÕES DO EQUIPAMENTO Advertência: Os terminais expostos durante a instalação, comissionamento e manutenção, podem apresentar uma tensão perigosa a menos que o equipamento esteja eletricamente isolado. Cuidado: Aperte os parafusos de fixação M4, dos conectores de blocos de terminais de serviço pesado, com um torque nominal de 1,3 Nm. Aperte os parafusos prisioneiros dos blocos de terminais com um torque mínimo de 0,5 Nm e um torque máximo 0,6 Nm. Cuidado: Use sempre terminais isolados nas conexões de tensão e corrente. Cuidado: Use sempre a ferramenta e o terminal correto, de acordo com a seção do condutor. Cuidado: Em alguns produtos, são fornecidos contatos de watchdog (auto-monitorização) para indicar a saúde do dispositivo. Recomenda-se fortemente configurar esses contatos no sistema de automação da subestação, para efeitos de alarme.

20

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P14D

4.6

Capítulo 2 - Informações de segurança

REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO DE CLASSE 1 Cuidado: Aterre o equipamento através do PCT (Terminal Condutor de Proteção) fornecido. Cuidado: Não remova o PCT. Cuidado: O PCT é algumas vezes usado para fazer a terminação da blindagem de cabos. Verifique sempre a integridade do PCT após adicionar ou remover as ligações de terra. Cuidado: Use uma porca de segurança, ou mecanismo similar, para assegurar a integridade dos PCTs conectados por parafuso. Cuidado: A seção de condutor mínima recomendada para PCTs é de 2,5 mm², nos países cuja tensão de rede é 230 V (por exemplo, Europa), e de 3,3 mm², nos países cuja tensão de rede é 110 V (por exemplo, América do Norte). Isso poderá ser substituído por regulamentações elétricas locais ou do país específico. Para os produtos P60, recomendamos uma seção de condutor mínima de 6 mm². Veja a documentação do produto, para obter detalhes. Cuidado: A ligação do PCT deve ter baixa indutância e ser a mais curta possível. Cuidado: Todas as conexões com o equipamento devem ter um potencial definido. Conexões com fiação instalada, porém não usada, devem ser aterradas, ou conectadas a um potencial comum agrupado.

4.7

LISTA DE VERIFICAÇÃO DE PRÉ-ENERGIZAÇÃO Cuidado: Verifique a tensão nominal/polaridade (etiqueta de voltagem/documentação do equipamento). Cuidado: Verifique o valor nominal do circuito do TC (na etiqueta de voltagem) e a integridade das ligações. Cuidado: Verifique o valor nominal do fusível de proteção ou do mini-disjuntor (MCB).

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21

Capítulo 2 - Informações de segurança

P14D

Cuidado: Verifique a integridade da conexão do PCT. Cuidado: Verifique os valores nominais de tensão e corrente da fiação externa, assegurando que são apropriados para a aplicação.

4.8

CIRCUITO PERIFÉRICO Advertência: Não abra o circuito secundário de um TC energizado, pois a alta tensão produzida pode ser letal para o pessoal e pode danificar o isolamento. Curto-circuite o secundário do TC de linha, antes de abrir qualquer conexão ligada à ele.

Nota: Na maioria dos equipamentos da Alstom com conexões de terminais em anel, o bloco de terminais rosqueados da terminação do transformador de corrente é automaticamente colocado em curto, se o módulo for removido. Portanto o curto-circuito externo dos TCs pode não ser necessário. Consulte primeiro a documentação do equipamento e os diagramas de fiação, para ver se isso se aplica.

Cuidado: Componentes externos, tais como resistores ou resistores dependentes de tensão (VDRs), podem ser um risco de choque elétrico, se tocados. Advertência: Tome extremo cuidado quando estiver usando blocos de teste externos e plugues de teste, como a MMLG, MMLB e P990, pois podem ficar expostas tensões perigosas. Assegure-se de que os elos de curto-circuito do TC estão no lugar antes de remover os plugues de teste, de modo a evitar voltagens potencialmente letais.

4.9

MODERNIZAÇÃO/MANUTENÇÃO Advertência: Não introduza ou remova módulos, PCBs (Placas de Circuito Impresso) ou placas de expansão no equipamento, com este energizado, pois isso poderá danificá-lo. Além disso, tensões perigosas seriam expostas, colocando o pessoal em perigo. Cuidado: Os módulos internos e o gabinete podem ser pesados e ter bordas afiadas. Tome cuidado ao inserir ou remover módulos do IED.

22

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5

Capítulo 2 - Informações de segurança

RETIRADA DE SERVIÇO E DESCARTE Cuidado: Antes de retirar o equipamento de serviço, isole completamente as fontes de alimentação do equipamento (ambos os polos de qualquer fonte cc). A entrada da alimentação auxiliar pode ter capacitores em paralelo, que podem ainda estar carregados. Para evitar choque elétrico, descarregue os capacitores usando os terminais externos, antes de retirar o equipamento do serviço. Cuidado: Evite a incineração ou descarte em cursos de água. Descarte o equipamento de maneira segura, responsável e ecológica e, se aplicável, de acordo com as leis do respectivo país.

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23

Capítulo 2 - Informações de segurança

6

P14D

CONFORMIDADE COM PADRÕES

A conformidade com a European Commission Directive (Diretriz da Comissão Européia) referente a EMC e LVD é por certificação própria nos padrões internacionais.

6.1

CONFORMIDADE EMC: 2004/108/EC

A conformidade com a EN60255-26:2009 foi usada para estabelecer conformidade.

6.2

SEGURANÇA DE PRODUTO: 2006/95/EC

A conformidade com a EN60255-27:2005 foi usada para estabelecer conformidade. Classe de proteção IEC 60255-27: 2005 Classe 1 (a menos que especificado de outra forma na documentação do equipamento). Este equipamento exige um condutor de proteção (terra) para garantir a segurança do usuário. Categoria de instalação Categoria 3 de sobretensão IEC 60255-27: 2005. Equipamentos nesta categoria são testados para qualificação com uma tensão de pico de 5kV, 1,2/50 mS, 500 Ohms, 0,5 J, entre todos os circuitos de alimentação e o terra, e também entre circuitos independentes. Ambiente IEC 60255-27: 2005, IEC 60255-26:2009. O equipamento foi concebido apenas para uso interno. Caso seja necessário seu uso ao ar livre, deve ser instalado dentro de um gabinete com o grau apropriado de proteção contra ingresso de materiais estranhos.

6.3

CONFORMIDADE R&TTE

Equipamento terminal de rádio e telecomunicações (R&TTE) diretiva 99/5/EC. A conformidade é demonstrada pela conformidade com a Diretiva EMC e com a diretiva de baixa tensão, para zero volts.

6.4

CONFORMIDADE UL/CUL

Se marcado com este logo, o produto tem conformidade com os requisitos da Underwriters Laboratories (UL) do Canadá e EUA. O número e ID do respectivo registro UL é exibido pelo equipamento.

6.5

CONFORMIDADE COM A DIRETRIZ ATEX

Caso tenha o logotipo, o equipamento é compatível o artigo 192 da diretriz europeia 94/9/EC. É aprovado para operação fora de áreas perigosas ATEX. Porém tem aprovação para ser conectado a motores com proteção classificada como ATEX e equipamento de Categoria 2, com Segurança mais elevada, de modo a garantir a operação segura em zonas com gases, 1, e áreas perigosas 2.

24

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Capítulo 2 - Informações de segurança

Equipamento com este tipo de etiquetagem não é adequado, ele mesmo, a operar dentro de atmosferas potencialmente explosivas. A conformidade é demonstrada por um certificado de exame do tipo Órgão Notificado.

Diretriz 94/9/EC da ATEX relativa a equipamentos para atmosferas potencialmente explosivas.

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25

Capítulo 2 - Informações de segurança

26

P14D

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PROJETO DE HARDWARE CAPÍTULO 3

Capítulo 3 - Projeto de hardware

28

P14D

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1

Capítulo 3 - Projeto de hardware

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo fornece informações sobre o projeto de hardware do produto. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Arquitetura de hardware Construção mecânica Conexões dos terminais Painel frontal

29 30 32 36 51

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29

Capítulo 3 - Projeto de hardware

2

P14D

ARQUITETURA DE HARDWARE

Os principais componentes de dispositivos que se baseiam na plataforma P40Agile são os seguintes: ● A caixa, que consiste em um painel frontal e suas respectivas conexões traseiras ● O módulo do processador principal, que consiste em uma CPU (Unidade de Processamento Central), memória e uma interface com a IHM (Interface Homem-Máquina) do painel frontal. ● Uma placa de E/S composta por contatos de relés de saída e por entradas opto-acopladas. ● Módulos de comunicação ● Fonte de alimentação Todos os módulos são conectados por um barramento paralelo de dados e endereços, que permite ao módulo do processador enviar e receber informações aos(dos) demais módulos, conforme necessário. Existe também um barramento serial separado de dados, usado para transmitir a amostragem de dados do módulo de entrada aos processadores. Estes barramentos de dados, serial e paralelo, são mostrados como um módulo de interconexão único na figura, que apresenta os módulos e o fluxo de informações entre eles.

Porta dianteira

Memória Memória flash para todas as configurações e registros

Super capacitor DRAM para o relógio de tempo real

Contatos do Watchdog + LED Alimentação auxiliar

Módulo de entradas c / isol . óptico

Contatos dos relés de saída

Entradas digitais

I/O

Interconexão

LEDs

Módulo de relés de saída

Módulo processador

LCD

IHM do painel dianteiro

Teclado

Módulo Watchdog

Módulo PSU

TCs

Correntes do sistema de potência *

TPs

Tensões do sistema de potência*

Entradas analógicas

Módulo RS485

Comunicação RS 485

Módulo IRIG-B

Sincronização de tempo (Opcional)

Módulo Ethernet

Comunicação Ethernet (Opcional)

Comunicações

* Nenhum TP, modelos que trabalham apenas com corrente. Nenhum TC, modelos que trabalham apenas com voltagem. V00200

Figura 3: Visão geral do projeto de hardware

2.1

MEMÓRIA E RELÓGIO DE TEMPO REAL

O IED contém memória flash para armazenamento das seguintes informações operacionais: ● Registros de falhas, manutenção e operação. ● Eventos ● Alarmes

30

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Capítulo 3 - Projeto de hardware

● Valores de medições ● Desarmes memorizados (por latch) ● Contatos memorizados (por latch) A memória flash é não volátil e, portanto, não requer bateria de reserva. Um supercapacitor dedicado mantém o relógio de tempo real da placa operacional por até quatro dias, após o desligamento da energia.

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31

Capítulo 3 - Projeto de hardware

3

P14D

CONSTRUÇÃO MECÂNICA

Todos os produtos baseados na plataforma P40Agile possuem uma arquitetura de hardware comum. O hardware compreende duas partes principais; o berço e a caixa. O berço consiste no painel frontal que está preso a uma placa base, na qual todas as placas de hardware e os módulos são conectados. Os produtos foram projetados de forma a que todas as placas e módulos que formam o produto sejam encaixados no berço e não devam ser removidos ou inseridos após o produto deixar a fábrica. A caixa compreende a parte metálica e os conectores da parte traseira, nos quais as placas do berço se conectam.

Figura 4: Vista explodida do IED

3.1

VARIAÇÕES DA CAIXA

A linha de produtos P40 Agile é produzida em duas versões de tamanho de caixa. As dimensões de caixa para produtos industriais normalmente seguem unidades de medida modulares baseadas nos tamanhos dos bastidores. Que são: U para altura e TE para largura, onde: ● 1U = 1,75 pol. = 44,45 mm ● 1TE = 0,2" = 5,08 mm Os produtos são disponíveis em versões para instalação em painel ou independente. Todos os produtos têm nominalmente 4U de altura. O que representa 177,8 mm ou 7 polegadas. As caixas são de aço pré-fabricado com um revestimento condutivo de alumínio e zinco. Isto fornece uma boa ligação ao terra em todas as juntas, formando um caminho de baixa impedância para o terra, o que é essencial para um bom desempenho na presença de ruído externo. A largura da caixa depende do tipo de produto e das opções de hardware. Existem dois formatos diferentes de caixa na linha de produtos descrita: 20TE e 30TE. Os produtos da linha podem ser usados como substitutos da série K e as caixas, berços, e conectores são completamente compatíveis. As dimensões da caixa e os critérios de compatibilidade são os seguintes: Largura da caixa (TE) 20TE

32

Largura da caixa (mm) 102,4 mm (4 pol.)

Série K equivalente KCGG140/142

Produtos P14N

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Capítulo 3 - Projeto de hardware

Largura da caixa (TE) 30TE

3.2

Largura da caixa (mm) 154,2mm (6 pol.)

Série K equivalente KCEG140/142

Produtos P14N (com E/S extra), P14D

PAINEL TRASEIRO 20TE

O painel traseiro 20TE consiste em dois blocos terminais MIDOS de alto poder de corte.

Figura 5: Painel traseiro 20TE

3.3

PAINEL TRASEIRO 30TE

O painel traseiro 30TE consiste de: ● Três blocos de terminais MIDOS para contatos de alto poder de corte ● Dois blocos de terminais MIDOS para contatos de alto poder de corte e uma placa de comunicação ● Dois blocos de terminais MIDOS para contatos de alto poder de corte e um painel cego

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33

Capítulo 3 - Projeto de hardware

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Figura 6: Painel traseiro 30TE com três blocos MIDOS

Figura 7: Painel traseiro 30TE com dois blocos MIDOS + comunicação

34

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Capítulo 3 - Projeto de hardware

Figura 8: Painel traseiro de 30TE com 2 blocos MIDOS + placa cega

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35

Capítulo 3 - Projeto de hardware

P14D

4

CONEXÕES DOS TERMINAIS

4.1

OPÇÕES DE E/S

Componente

Opção de E/S A

Opção de E/S B

Opção de E/S C

Opção de E/S D

Opção de E/S E

Opção de E/S F

Entradas digitais

8 (1 grupo de 3 e 1 grupo de 5)

11 (2 grupos de 3 e 1 grupo de 5)

11 13 (1 grupo de 3, 1 grupo (1 grupo de 3 e de 5 e 3 individuais) 2 grupos de 5)

3 (1 grupo de 3)

6 (1 grupo de 3 e 3 individuais)

Relés de saída

8 (NA)

12 (NA)

12 (11 NA, 1 NF)

4 (NA)

8 (5 NA, 1 NF)

12 (NA)

Nota: As opções de E/S, C e F, são adequadas para aplicações de TCS (Supervisão de Circuito de Desarme).

4.2

CONFIGURAÇÃO DE HARDWARE 1 DO P14D

1

29

3 5

WatchDog

4

31

RL5

30 RL1 32 34 RL2 36

6

33

7

8

35 RL6

9

10

37

11

12

39

14

41

13

PSU

15

Vcs

17 19

Va

21

Vc

Vb Ia

23 Ib

25 Ic

27

16

43

18

45

20

47

22

49

24

51

26

53

28

55

RL7

38 RL3 40

RL8

42 RL4 44 46 L4

L1

L5

L2

L6

L3

L7

48 50 52 54

L8

56

In SCN

E00217

Figura 9: P14D em caixa de 20TE com opção de E/S A

4.2.1

BLOCO DE TERMINAIS ESQUERDO Terminal

Descrição

1

Terra

2

Não Usado

3+5

Watchdog, normalmente fechado

4+6

Watchdog, normalmente aberto

7 a 12

Não Usado

36

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P14D

Capítulo 3 - Projeto de hardware

Terminal

Descrição

13 + 14

Fonte de alimentação

15 + 16

Transformador de tensão Vcs, ou V0

17 + 18

Transformadores de tensão, VA e VB

19 + 20

Transformador de tensão VC

21 + 22

Transformador de corrente IA

23 + 24

Transformador de corrente IA

25 + 26

Transformador de corrente IC

27 + 28

Transformador de corrente IN

4.2.2

BLOCO DE TERMINAIS DIREITO Terminal

30 + 32

Descrição Relé 1, normalmente aberto

34 + 36

Relé 2, normalmente aberto

38 + 40

Relé 3, normalmente aberto

42 + 44

Relé 4, normalmente aberto

29 + 31

Relé 5, normalmente aberto

33 + 35

Relé 6, normalmente aberto

37 + 39

Relé 7, normalmente aberto

41 + 43

Relé 8, normalmente aberto

46 + 52

Entrada opto-acoplada L1 (grupo 1)

48 + 52

Entrada opto-acoplada L2 (grupo 1)

50 + 52

Entrada opto-acoplada L3 (grupo 1)

45 + 55

Entrada opto-acoplada L4 (grupo 2)

47 + 55

Entrada opto-acoplada L5 (grupo 2)

49 + 55

Entrada opto-acoplada L6 (grupo 2)

51 + 55

Entrada opto-acoplada L7 (grupo 2)

53 + 55

Entrada opto-acoplada L8 (grupo 2)

54 + 56

EIA(RS)485 ou IRIG-B demodulado

P14D-TM-PT-7

37

Capítulo 3 - Projeto de hardware

4.3

P14D

CONFIGURAÇÃO DE HARDWARE 2 DO P14D

1 3 5

4 WatchDog

6

7

8

9

10

11

12

13

19

Va

21

Vc

18 Vb

20

10/100Base-TX

22 Ia

23 Ib

25 Ic

27

Canal único

16

Vcs

17

30 RL1 32

33

34 RL2 36

35 RL6

38 RL3 40

37 39 RL7

14

PSU

15

Placa de comunicação Ethernet

29 31 RL5

24

43 RL8 45 47

ou

49

100Base-FX

42 RL4 44

41

51

26

53

28

55

46 L4

L1

L5

L2

L6

L3

L7

48 50 52 54

L8

56

In SCN

E00221

Figura 10: P14D em caixa de 30TE com opção de E/S A + comunicação Ethernet

4.3.1

BLOCO DE TERMINAIS ESQUERDO Terminal

Descrição

1

Terra

2

Não Usado

3+5

Watchdog, normalmente fechado

4+6

Watchdog, normalmente aberto

7 a 12

Não Usado

13 + 14

Fonte de alimentação

15 + 16

Transformador de tensão Vcs, ou V0

17 + 18

Transformadores de tensão, VA e VB

19 + 20

Transformador de tensão VC

21 + 22

Transformador de corrente IA

23 + 24

Transformador de corrente IA

25 + 26

Transformador de corrente IC

27 + 28

Transformador de corrente IN

4.3.2

BLOCO DE TERMINAIS DIREITO Terminal

30 + 32

Descrição Relé 1, normalmente aberto

34 + 36

Relé 2, normalmente aberto

38 + 40

Relé 3, normalmente aberto

38

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 3 - Projeto de hardware

Terminal

Descrição

42 + 44

Relé 4, normalmente aberto

29 + 31

Relé 5, normalmente aberto

33 + 35

Relé 6, normalmente aberto

37 + 39

Relé 7, normalmente aberto

41 + 43

Relé 8, normalmente aberto

46 + 52

Entrada opto-acoplada L1 (grupo 1)

48 + 52

Entrada opto-acoplada L2 (grupo 1)

50 + 52

Entrada opto-acoplada L3 (grupo 1)

45 + 55

Entrada opto-acoplada L4 (grupo 2)

47 + 55

Entrada opto-acoplada L5 (grupo 2)

49 + 55

Entrada opto-acoplada L6 (grupo 2)

51 + 55

Entrada opto-acoplada L7 (grupo 2)

53 + 55

Entrada opto-acoplada L8 (grupo 2)

54 + 56

EIA(RS)485 ou IRIG-B demodulado

4.3.3

CONECTIVIDADE ETHERNET

As conexões Ethernet estão situadas entre os blocos de terminais esquerdo e direito. Os seguintes tipos de placa Ethernet estão disponíveis: ● Ethernet de cobre simples e canais de fibra com failover hot standby (opção 6 no dígito 7 do cortec). ● Canal de cobre Ethernet redundante duplo, suportado pelos protocolos PRP e HSR (opção E do dígito 7 do cortec). ● Canal de fibra Ethernet redundante duplo, suportado pelos protocolos PRP e HSR (opção F no dígito 7 do cortec).

P14D-TM-PT-7

39

Capítulo 3 - Projeto de hardware

4.4

P14D

CONFIGURAÇÃO DE HARDWARE 3 DO P14D

1

57

3 5

WatchDog

4

59

6

61

58 RL9 60

29 31 RL5

30 RL1 32

33 RL6

34 RL2 36

37

38 RL3 40

7

8

63

62 RL10 64

9

10

65

66

11

12

67

RL11 68

39 RL7

14

69

70 RL12 72

41

13

PSU

15

Vcs

17 19

Va

21

Vc

Vb Ia

23 Ib

25 Ic

27

16

71

18

73

20

75

22

77

24

79

26 28

35

74

45

76

47

78

49

80

51

81

82

53

83

84

55

L9 L10 L11

42 RL4 44

43 RL8

46 L4

L1

L5

L2

L6

L3

L7

48 50 52 54

L8

56

In SCN

SCN

E00219

Figura 11: P14D em caixa de 30TE com opção de E/S B

4.4.1

BLOCO DE TERMINAIS ESQUERDO Terminal

Descrição

1

Terra

2

Não Usado

3+5

Watchdog, normalmente fechado

4+6

Watchdog, normalmente aberto

7 a 12

Não Usado

13 + 14

Fonte de alimentação

15 + 16

Transformador de tensão Vcs, ou V0

17 + 18

Transformadores de tensão, VA e VB

19 + 20

Transformador de tensão VC

21 + 22

Transformador de corrente IA

23 + 24

Transformador de corrente IA

25 + 26

Transformador de corrente IC

27 + 28

Transformador de corrente IN

4.4.2

BLOCO DE TERMINAIS DIREITO Terminal

Descrição

30 + 32

Relé 1, normalmente aberto

34 + 36

Relé 2, normalmente aberto

38 + 40

Relé 3, normalmente aberto

40

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 3 - Projeto de hardware

Terminal

Descrição

42 + 44

Relé 4, normalmente aberto

29 + 31

Relé 5, normalmente aberto

33 + 35

Relé 6, normalmente aberto

37 + 39

Relé 7, normalmente aberto

41 + 43

Relé 8, normalmente aberto

46 + 52

Entrada opto-acoplada L1 (grupo 1)

48 + 52

Entrada opto-acoplada L2 (grupo 1)

50 + 52

Entrada opto-acoplada L3 (grupo 1)

45 + 55

Entrada opto-acoplada L4 (grupo 2)

47 + 55

Entrada opto-acoplada L5 (grupo 2)

49 + 55

Entrada opto-acoplada L6 (grupo 2)

51 + 55

Entrada opto-acoplada L7 (grupo 2)

53 + 55

Entrada opto-acoplada L8 (grupo 2)

54 + 56

EIA(RS)485 ou IRIG-B demodulado

4.4.3

BLOCO DE TERMINAIS CENTRAL Terminal

Descrição

58 + 60

Relé 9, normalmente aberto

62 + 64

Relé 10, normalmente aberto

66 + 68

Relé 11, normalmente aberto

70 + 72

Relé 12, normalmente aberto

74 + 80

Entrada opto-acoplada L9 (grupo 3)

76 + 80

Entrada opto-acoplada L10 (grupo 3)

78 + 80

Entrada opto-acoplada L11 (grupo 3)

82 + 84

EIA(RS)485 ou IRIG-B demodulado

O resto

Não Usado

P14D-TM-PT-7

41

Capítulo 3 - Projeto de hardware

4.5

P14D

CONFIGURAÇÃO DE HARDWARE 4 DO P14D

1

57

3 5

WatchDog

4

59

6

61

7

8

63

9

10

65

11

12

67

13

PSU

15

Vcs

17 19

Va

21

Vc

Vb Ia

23 Ib

25 Ic

27

14

69

16

71

18

73

20

75

22

77

24

79

26

81

28

83

L9 L10

L11

58 RL9 60

29 31 RL5

30 RL1 32

62 RL10 64

33

34 RL2 36

66 RL11 68

37

70 RL12 72

41

35 RL6

38 RL3 40

39 RL7

42 RL4 44

43 RL8

74

45

76

47

78

49

80

51

82

53

84

55

46 L4

L1

L5

L2

L6

L3

L7

48 50 52 54

L8

56

In SCN

E00220

Figura 12: P14D em caixa de 30TE com opção de E/S C

4.5.1

BLOCO DE TERMINAIS ESQUERDO Terminal

Descrição

1

Terra

2

Não Usado

3+5

Watchdog, normalmente fechado

4+6

Watchdog, normalmente aberto

7 a 12

Não Usado

13 + 14

Fonte de alimentação

15 + 16

Transformador de tensão Vcs, ou V0

17 + 18

Transformadores de tensão, VA e VB

19 + 20

Transformador de tensão VC

21 + 22

Transformador de corrente IA

23 + 24

Transformador de corrente IA

25 + 26

Transformador de corrente IC

27 + 28

Transformador de corrente IN

4.5.2

BLOCO DE TERMINAIS DIREITO Terminal

Descrição

30 + 32

Relé 1, normalmente aberto

34 + 36

Relé 2, normalmente aberto

38 + 40

Relé 3, normalmente aberto

42

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 3 - Projeto de hardware

Terminal

Descrição

42 + 44

Relé 4, normalmente aberto

29 + 31

Relé 5, normalmente aberto

33 + 35

Relé 6, normalmente aberto

37 + 39

Relé 7, normalmente aberto

41 + 43

Relé 8, normalmente aberto

46 + 52

Entrada opto-acoplada L1 (grupo 1)

48 + 52

Entrada opto-acoplada L2 (grupo 1)

50 + 52

Entrada opto-acoplada L3 (grupo 1)

45 + 55

Entrada opto-acoplada L4 (grupo 2)

47 + 55

Entrada opto-acoplada L5 (grupo 2)

49 + 55

Entrada opto-acoplada L6 (grupo 2)

51 + 55

Entrada opto-acoplada L7 (grupo 2)

53 + 55

Entrada opto-acoplada L8 (grupo 2)

54 + 56

EIA(RS)485 ou IRIG-B demodulado

4.5.3

BLOCO DE TERMINAIS CENTRAL Terminal

Descrição

58 + 60

Relé 9, normalmente aberto

62 + 64

Relé 10, normalmente aberto

66 + 68

Relé 11, normalmente aberto

70 + 72

Relé 12, normalmente fechado

74 + 76

Entrada opto-acoplada L9

78 + 80

Entrada opto-acoplada L10

82 + 84

Entrada opto-acoplada L11

O resto

Não Usado

P14D-TM-PT-7

43

Capítulo 3 - Projeto de hardware

4.6

P14D

CONFIGURAÇÃO DE HARDWARE 5 DO P14D

1

57

3 5

WatchDog

4

59

6

61

7

8

63

9

10

65

11

12

67

14

69

13

PSU

15

Vcs

17 19

Va

21

Vc

Vb Ia

23 Ib

25 Ic

27

16

71

18

73

20

75

22

77

24

79

26

81

28

83

58 RL9 60

L9 L10 L11 L12 L13

29 RL5

30 RL1 32

35 RL6

34 RL2 36

31

62 RL10 64

33

66 RL11 68

37

70 RL12 72

41

RL7

38 RL3 40

43 RL8

42 RL4 44

39

74

45

76

47

78

49

80

51

82

53

84

55

46 L4

L1

L5

L2

L6

L3

L7

48 50 52 54

L8

56

In SCN

E00218

Figura 13: P14D em caixa de 30TE com opção de E/S D

4.6.1

BLOCO DE TERMINAIS ESQUERDO Terminal

Descrição

1

Terra

2

Não Usado

3+5

Watchdog, normalmente fechado

4+6

Watchdog, normalmente aberto

7 a 12

Não Usado

13 + 14

Fonte de alimentação

15 + 16

Transformador de tensão Vcs, ou V0

17 + 18

Transformadores de tensão, VA e VB

19 + 20

Transformador de tensão VC

21 + 22

Transformador de corrente IA

23 + 24

Transformador de corrente IA

25 + 26

Transformador de corrente IC

27 + 28

Transformador de corrente IN

4.6.2

BLOCO DE TERMINAIS DIREITO Terminal

Descrição

30 + 32

Relé 1, normalmente aberto

34 + 36

Relé 2, normalmente aberto

38 + 40

Relé 3, normalmente aberto

44

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 3 - Projeto de hardware

Terminal

Descrição

42 + 44

Relé 4, normalmente aberto

29 + 31

Relé 5, normalmente aberto

33 + 35

Relé 6, normalmente aberto

37 + 39

Relé 7, normalmente aberto

41 + 43

Relé 8, normalmente aberto

46 + 52

Entrada opto-acoplada L1 (grupo 1)

48 + 52

Entrada opto-acoplada L2 (grupo 1)

50 + 52

Entrada opto-acoplada L3 (grupo 1)

45 + 55

Entrada opto-acoplada L4 (grupo 2)

47 + 55

Entrada opto-acoplada L5 (grupo 2)

49 + 55

Entrada opto-acoplada L6 (grupo 2)

51 + 55

Entrada opto-acoplada L7 (grupo 2)

53 + 55

Entrada opto-acoplada L8 (grupo 2)

54 + 56

EIA(RS)485 ou IRIG-B demodulado

4.6.3

BLOCO DE TERMINAIS CENTRAL Terminal

Descrição

58 + 60

Relé 9, normalmente aberto

62 + 64

Relé 10, normalmente aberto

66 + 68

Relé 11, normalmente aberto

70 + 72

Relé 12, normalmente aberto

74 + 84

Entrada opto-acoplada L9 (grupo 5)

76 + 84

Entrada opto-acoplada L10 (grupo 5)

78 + 84

Entrada opto-acoplada L11 (grupo 5)

80 + 84

Entrada opto-acoplada L12 (grupo 5)

82 + 84

Entrada opto-acoplada L13 (grupo 5)

O resto

Não Usado

P14D-TM-PT-7

45

Capítulo 3 - Projeto de hardware

4.7

P14D

CONFIGURAÇÃO DE HARDWARE 6 DO P14D

1

29

3 WatchDog

4

31

6

33

7

8

35

9

10

37

11

12

39

5

13

PSU

15

Vcs

17 19

Va

21

Vc

Vb Ia

23 Ib

25 Ic

27

14

41

16

43

18

45

30 RL1 32 34 RL2 36 38 RL3 40 42 RL4 44 46 L1

20

47

22

49

24

51

26

53

54

28

55

56

L2 L3

48 50 52

In SCN

E00270

Figura 14: P14D em caixa de 20TE com opção de E/S E

4.7.1

BLOCO DE TERMINAIS ESQUERDO Terminal

Descrição

1

Terra

2

Não Usado

3+5

Watchdog, normalmente fechado

4+6

Watchdog, normalmente aberto

7 a 12

Não Usado

13 + 14

Fonte de alimentação

15 + 16

Transformador de tensão Vcs, ou V0

17 + 18

Transformadores de tensão, VA e VB

19 + 20

Transformador de tensão VC

21 + 22

Transformador de corrente IA

23 + 24

Transformador de corrente IA

25 + 26

Transformador de corrente IC

27 + 28

Transformador de corrente IN

4.7.2

BLOCO DE TERMINAIS DIREITO Terminal

30 + 32

Descrição Relé 1, normalmente aberto

34 + 36

Relé 2, normalmente aberto

38 + 40

Relé 3, normalmente aberto

46

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 3 - Projeto de hardware

Terminal

Descrição

42 + 44

Relé 4, normalmente aberto

29 + 31

Não Usado

33 + 35

Não Usado

37 + 39

Não Usado

41 + 43

Não Usado

46 + 52

Entrada opto-acoplada L1 (grupo 1)

48 + 52

Entrada opto-acoplada L2 (grupo 1)

50 + 52

Entrada opto-acoplada L3 (grupo 1)

45 + 55

Não Usado

47 + 55

Não Usado

49 + 55

Não Usado

51 + 55

Não Usado

53 + 55

Não Usado

54 + 56

EIA(RS)485 ou IRIG-B demodulado

4.8

CONFIGURAÇÃO DE HARDWARE 7 DO P14D

Placa de comunicação Ethernet

E00272

Figura 15: P14D em caixa de 30TE com opção de E/S E + comunicação Ethernet

4.8.1

BLOCO DE TERMINAIS ESQUERDO Terminal

Descrição

1

Terra

2

Não Usado

3+5

Watchdog, normalmente fechado

4+6

Watchdog, normalmente aberto

P14D-TM-PT-7

47

Capítulo 3 - Projeto de hardware

Terminal

Descrição

7 a 12

Não Usado

13 + 14

Fonte de alimentação

15 + 16

Transformador de tensão Vcs, ou V0

17 + 18

Transformadores de tensão, VA e VB

19 + 20

Transformador de tensão VC

21 + 22

Transformador de corrente IA

23 + 24

Transformador de corrente IA

25 + 26

Transformador de corrente IC

27 + 28

Transformador de corrente IN

4.8.2

BLOCO DE TERMINAIS DIREITO Terminal

Descrição

30 + 32

Relé 1, normalmente aberto

34 + 36

Relé 2, normalmente aberto

38 + 40

Relé 3, normalmente aberto

42 + 44

Relé 4, normalmente aberto

29 + 31

Não Usado

33 + 35

Não Usado

37 + 39

Não Usado

41 + 43

Não Usado

46 + 52

Entrada opto-acoplada L1 (grupo 1)

48 + 52

Entrada opto-acoplada L2 (grupo 1)

50 + 52

Entrada opto-acoplada L3 (grupo 1)

45 + 55

Não Usado

47 + 55

Não Usado

49 + 55

Não Usado

51 + 55

Não Usado

53 + 55

Não Usado

54 + 56

EIA(RS)485 ou IRIG-B demodulado

4.8.3

P14D

CONECTIVIDADE ETHERNET

As conexões Ethernet estão situadas entre os blocos de terminais esquerdo e direito. Os seguintes tipos de placa Ethernet estão disponíveis: ● Ethernet de cobre simples e canais de fibra com failover hot standby (opção 6 no dígito 7 do cortec). ● Canal de cobre Ethernet redundante duplo, suportado pelos protocolos PRP e HSR (opção E do dígito 7 do cortec). ● Canal de fibra Ethernet redundante duplo, suportado pelos protocolos PRP e HSR (opção F no dígito 7 do cortec).

48

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 3 - Projeto de hardware

4.9

CONFIGURAÇÃO DE HARDWARE 8 DO P14D

1 5

58 RL5 60

57

3 WatchDog

4

59

6

61

7

8

9

10

11

12

13

PSU

15

Vcs

17 19

Va

21

Vc

Vb Ia

23 Ib

25 Ic

27

33

63

62 RL6 64

65

66

37

67

RL7 68

39

70 RL8 72

41

14

69

16

71

18

73

20

75

22

77

24

79

26

81

28

83

L4 L5

L6

30 RL1 32

29 31

34 RL2 36

35

38 RL3 40 42 RL4 44

43

74

45

76

47

78

49

46 L1 L2 L3

48 50 52

80

51

82

53

54

84

55

56

In SCN

E00271

Figura 16: P14D em caixa de 30TE com opção de E/S F

BLOCO DE TERMINAIS ESQUERDO

4.9.1

Terminal

Descrição

1

Terra

2

Não Usado

3+5

Watchdog, normalmente fechado

4+6

Watchdog, normalmente aberto

7 a 12

Não Usado

13 + 14

Fonte de alimentação

15 + 16

Transformador de tensão Vcs, ou V0

17 + 18

Transformadores de tensão, VA e VB

19 + 20

Transformador de tensão VC

21 + 22

Transformador de corrente IA

23 + 24

Transformador de corrente IA

25 + 26

Transformador de corrente IC

27 + 28

Transformador de corrente IN

4.9.2

BLOCO DE TERMINAIS DIREITO Terminal

Descrição

30 + 32

Relé 1, normalmente aberto

34 + 36

Relé 2, normalmente aberto

38 + 40

Relé 3, normalmente aberto

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49

Capítulo 3 - Projeto de hardware

Terminal

Descrição

42 + 44

Relé 4, normalmente aberto

29 + 31

Não Usado

33 + 35

Não Usado

37 + 39

Não Usado

41 + 43

Não Usado

46 + 52

Entrada opto-acoplada L1 (grupo 1)

48 + 52

Entrada opto-acoplada L2 (grupo 1)

50 + 52

Entrada opto-acoplada L3 (grupo 1)

45 + 55

Não Usado

47 + 55

Não Usado

49 + 55

Não Usado

51 + 55

Não Usado

53 + 55

Não Usado

54 + 56

EIA(RS)485 ou IRIG-B demodulado

4.9.3

BLOCO DE TERMINAIS CENTRAL Terminal

Descrição

58 + 60

Relé 5, normalmente aberto

62 + 64

Relé 6, normalmente aberto

66 + 68

Relé 7, normalmente aberto

70 + 72

Relé 8, normalmente fechado

74 + 76

Entrada opto-acoplada L4

78 + 80

Entrada opto-acoplada L5

82 + 84

Entrada opto-acoplada L6

O resto

Não Usado

50

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Capítulo 3 - Projeto de hardware

5

PAINEL FRONTAL

5.1

PAINEL FRONTAL DO 20TE

Figura 17: Painel frontal (20TE) As figuras mostram os painéis frontais da opção 20TE. Consiste em: ● ● ● ● ●

Mostrador LCD Teclado Porta USB 4 x LED tricolor de função fixa 4 x LED tricolor programável

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51

Capítulo 3 - Projeto de hardware

5.2

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PAINEL FRONTAL DO 30TE

Figura 18: Painel frontal (30TE) As figuras mostram os painéis frontais da opção 30TE. Consiste em: ● ● ● ● ● ● ●

5.3

Mostrador LCD Teclado Porta USB 4 x LED tricolor de função fixa 8 x LED tricolor programável 3 x tecla de função 3 x LED tricolor das teclas de função

TECLADO

O teclado possui as seguintes teclas:

4 teclas de seta para navegação pelos menus (Organizadas em torno da tecla ENTER)

Uma tecla ENTER para confirmação da opção escolhida

52

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Capítulo 3 - Projeto de hardware

Uma tecla CLEAR para exclusão do último comando

Uma tecla READ para visualização de blocos de texto maiores (teclas direcionais agora usadas para navegar) 2 teclas de atalho para navegar através do mostrador padrão e para controle dos grupos de configuração. Estas são situadas diretamente abaixo do mostrador LCD.

5.4

MOSTRADOR DE CRISTAL LÍQUIDO

O LCD é um mostrador monocromático de alta resolução de 16 caracteres, com 3 linhas e iluminação de fundo regulável.

5.5

PORTA USB

A porta USB está situada no painel frontal no canto esquerdo inferior, e é usada para se comunicar com um PC conectado localmente. Ela possui duas finalidades principais: ● Transferir informações de configuração do PC para o Dispositivo e vice-versa. ● Efetuar a descarga de atualizações de firmware e edição de textos de menu. A porta é destinada a uma ligação temporária durante testes, instalação e ativação. Não é destinada a ser usada em comunicações SCADA permanentes. Esta porta suporta apenas o protocolo de comunicação Courier. O Courier é um protocolo de comunicação proprietário que permite a comunicação com uma linha de equipamentos de proteção, e entre o dispositivo e o pacote de software de suporte que executa no Windows. Pode ser usado um cabo USB de até 5 m de comprimento para conectar a unidade a um PC. O temporizador de inatividade para a porta frontal está definido em 15 minutos. Isto controla o tempo que a unidade mantém o nível de acesso por senha na porta frontal. Se nenhuma mensagem for recebida na porta frontal durante 15 minutos, qualquer nível de acesso por senha que tenha sido autorizado é cancelado. Nota: A porta frontal serial não suporta extração automática de registos de eventos e perturbações, embora estes dados possam ser acessados manualmente.

Cuidado: Quando não em uso, feche sempre a tampa da porta USB para evitar contaminação.

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Capítulo 3 - Projeto de hardware

5.6

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LEDS DE FUNÇÃO FIXA

Quatro LEDs de função fixa no lado esquerdo do painel frontal indicam as seguintes condições. ● O LED Desarme (Vermelho) ACENDE quando o IED emite um sinal de desarme. Ele é apagado quando o registo de falha associado é apagado do mostrador frontal. O LED Desarme também pode ser configurado como self-reset. ● Alarme (Amarelo) pisca quando o IED regista um alarme. Isto pode ser ativado por um registo de falha, evento ou registro de manutenção. O LED pisca até que os alarmes tenham sido aceitos (lidos) e, então, muda para continuamente ACESO. Quando os alarmes são desligados, o LED muda para APAGADO. ● Fora de serviço (Amarelo) fica ACESO quando as funções do IED não estão disponíveis. ● Saudável (Verde) está ACESO quando o IED está em perfeito funcionamento, devendo ficar ACESO o tempo todo. O LED APAGA se o autoteste da unidade mostrar que existe um erro no hardware ou software. O estado do LED saudável é refletido no contato watchdog na parte traseira do equipamento.

5.7

TECLAS DE FUNÇÃO

As teclas de função programáveis estão disponíveis para uso personalizado em alguns modelos. Configurações padrão de fábrica associam funções específicas a estas teclas, mas ao usar o esquema lógico programável, as funções padrão destas teclas podem ser alteradas para atender a necessidades específicas. Junto a estas teclas de função existem LEDs tricolores programáveis que estão associados às respectivas teclas de função.

5.8

LEDS PROGRAMÁVEIS

O dispositivo possui alguns LEDs programáveis. Todos os LEDs programáveis da unidade são tricolores e podem ser acesos em VERMELHO, AMARELO ou VERDE. Na caixa de 20TE, existem quatro LEDs programáveis. Na caixa de 30TE, existem oito LEDs.

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DESIGN DO SOFTWARE CAPÍTULO 4

Capítulo 4 - Design do software

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1

Capítulo 4 - Design do software

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo descreve o design do software do IED Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Visão geral do software Software de nível de sistema Software da plataforma Funções de controle e proteção

57 58 59 61 62

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57

Capítulo 4 - Design do software

2

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VISÃO GERAL DO SOFTWARE

A família de produtos baseada na plataforma P40 Agile pode ser categorizada conceptualmente em vários elementos, como descrito a seguir: ● Software de nível de sistema ● Software da plataforma ● Software de controle e proteção Estes elementos não se distinguem para o usuário e a distinção será feita aqui meramente para fins explanatórios.

Camada de software de proteção e controle Tarefa de proteção

Lógica programável e de lógica fixa

Processamento Fourier de sinais

Algoritmos de proteção

Tarefa do registrador de distúrbios

Tarefa do localizador de defeito

Configurações de proteção e controle

Registros

Tarefa supervisora

Camada de software de plataforma Evento, falha, distúrbio, registro de manutenção

Função de amostragem

Banco de dados de configurações

Interface do painel dianteiro (LCD + Teclado) Dados amostrados + Entradas lógicas digitais

Controle dos contatos de saída e LEDs programáveis

Interfaces de comunicação remota

Interfaces de comunicação local Controle das interfaces ao teclado , Mostrador LCD, LEDs, portas dianteiras e traseiras . Registros de manutenção de verificação automática

Camada de software do nível de sistema Serviços do sistema (por ex. device drivers) / Sistema operacional de tempo real / Software de autodiagnóstico

Camada de dispositivos de hardware LEDs / LCD / Teclado / Memória / FPGA V00300

Figura 19: Estrutura do software O software pode ser dividido em um número de funções como ilustrado acima. Cada função é, posteriormente, dividida em um número de tarefas separadas. Essas tarefas são executadas por um Agendador. São disparadas a intervalos fixos ou por eventos. As tarefas se comunicam entre si, conforme necessário.

58

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Capítulo 4 - Design do software

3

SOFTWARE DE NÍVEL DE SISTEMA

3.1

SISTEMA OPERACIONAL DE TEMPO REAL

O sistema operacional de tempo real é usado para agendar o processamento de várias tarefas. Isto garante que são processadas no tempo disponível e na ordem de prioridades desejada. O sistema operacional também atua no controle da comunicação entre as tarefas de software.

3.2

SOFTWARE DE SERVIÇOS DO SISTEMA

O software de serviços do sistema fornece a camada entre o hardware e a funcionalidade de mais alto nível do software da plataforma, além do software de controle e proteção. Por exemplo, o software de serviços do sistema fornece drivers para controle de itens como o mostrador LCD, o teclado e as portas de comunicação remota. Também controla coisas como a reinicialização do processador e o download do código do processador para a memória RAM, na inicialização.

3.3

SOFTWARE DE AUTO-DIAGNÓSTICO

O equipamento contém várias funcionalidades de auto-diagnóstico quando em serviço, para verificação do seu hardware e software. Se existir um problema com o software ou hardware, o equipamento deve conseguir detectar o problema e elaborar um relatório, na tentativa de resolver o problema irá efectuar um reboot. Neste caso o equipamento deve estar fora de serviço durante um curto periodo, durante o qual o "Healthy Led" na face frontal estará apagado e o contacto do Watchdog estara activo. Se o restart não solucionar o problema, a unidade ira ficar fora de serviço permanentemente, ficando o "Healthy Led" apagado e o contacto do Watchdog permanece activo. Se um problema é detectado pelo auto-diagnóstico, o equipamento tenta gravar um registo de manutenção para comunicar o tipo de problema ao utilizador. A auto-monitorização é implementada em duas etapas: Em primeiro lugar numa verificação que é efectuada no arranque e posteriormente um self-diagnóstico continuo, que verifica as funções criticas durante a operação.

AUTOTESTE NA INICIALIZAÇÃO

3.4

O autoteste demora poucos segundos para ser concluído, intervalo durante o qual as funções de medição, registro, controle e proteção do IED ficam indisponíveis. Em uma inicialização e autoteste bem sucedidos, o LED 'Operacional', na frente da unidade, é aceso. Caso seja detectado um problema durante os testes de inicialização, o dispositivo permanecerá fora de serviço até que seja colocado novamente em serviço de forma manual. As operações efetuadas na inicialização são: 1. 2.

Boot do sistema Inicialização do software do sistema

3.

Monitoramento e inicialização do software da plataforma.

3.4.1

BOOT DO SISTEMA

A integridade da memória flash é verificada usando um checksum (verificação por soma), antes que o código do programa e os dados sejam carregados na memória RAM, para execução pelo processador. Quando a carga houver sido completada, os dados na RAM serão comparados aos presentes na memória flash, para garantir que não ocorreram erros na transferência de dados e que são iguais. O ponto de início do código do software na RAM é então acionado. Este é o código de inicialização do IED.

3.4.2

INICIALIZAÇÃO DO SOFTWARE DE NÍVEL DO SISTEMA

O processo de inicialização, inicializa os registradores do processador e interrupções, inicia os temporizadores de watchdog (usado pelo hardware para determinar se o software ainda está executando), inicia o sistema

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Capítulo 4 - Design do software

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operacional de tempo real e cria e inicia a tarefa supervisora. No processo de inicialização o dispositivo verifica o seguinte: ● ● ● ●

O status do supercapacitor (usado para suportar a cópia de segurança da SRAM). A integridade da memória não-volátil, usada para armazenar os registros de eventos, falhas e distúrbios. A operação do controlador do LCD. A operação do watchdog

Ao término da execução do software de inicialização, a tarefa supervisora inicia o processo de inicialização do software da plataforma.

3.4.3

MONITORAMENTO E INICIALIZAÇÃO DO SOFTWARE DA PLATAFORMA.

Quando se inicia o software da plataforma, o IED verifica o seguinte: ● ● ● ● ●

A integridade dos dados mantidos na memória volátil (usando checksum). A operação do relógio de tempo real. A função IRIG-B opcional (se aplicável) A presença e condição da placa de entrada O sistema de aquisição de dados analógicos (isso é feito por amostragem da tensão de referência).

Após o término bem sucedido de todos esses testes, a unidade entra em serviço e o software aplicativo é iniciado.

3.5

AUTOTESTE CONTÍNUO

Quando o IED está em serviço, verifica continuamente a operação das partes críticas de seu hardware e software. A verificação é realizada pelo software de serviços do sistema e os resultados são relatados para o software da plataforma. As funções verificadas são as seguintes: ● A memória flash que contém todo o código de programa e texto de mensagens é verificada por um checksum. ● O código e dados constantes mantidos na memória do sistema são verificados contra os dados correspondentes da memória flash, para determinar se os dados foram corrompidos. ● A memória do sistema que contém todos os dados além do código e dados constantes é verificada com um checksum. ● A integridade dos dados de E/S de sinal digital das entradas opto-acopladas e das bobinas dos relés de saída é verificada pela função de aquisição de dados sempre que esta é executada. ● A operação do sistema de aquisição de dados é verificada continuamente pela função de aquisição a cada vez que esta é executada. Isto é feito pela amostragem das tensões de referência. ● A operação da placa de Ethernet opcional é verificada pelo software na placa do processador principal. Se a placa de Ethernet falha em responder, é emitido um alarme e o cartão é reiniciado em uma tentativa de solucionar o problema. ● A operação da função IRIG-B opcional é verificada pelo software que lê a data e horário da placa. No evento de uma das verificações detecta um erro em algum dos subsistemas, o software da plataforma é notificado e tenta criar um registro de manutenção. Se o problema for com o supercapacitor ou com a placa IRIG-B, o dispositivo continua a operação. Para problemas detectados em qualquer outra área, o dispositivo inicia um desligamento e reinicialização, que resultam em um intervalo de 10 segundos durante o qual a funcionalidade fica indisponível. Um reinício deve limpar a maioria dos problemas que podem acontecer. Se, contudo, o autoteste de diagnóstico detectar a presença do mesmo problema que provocou a reinicialização do IED, isso significa que a reinicialização não eliminou o problema e o dispositivo se coloca a si mesmo fora de serviço permanentemente. Isto é indicado pelo LED ‘Operacional’, na frente do dispositivo, que é apagado, e pelo contato do watchdog que vai para nível ATIVO (ON).

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Capítulo 4 - Design do software

4

SOFTWARE DA PLATAFORMA

O software da plataforma possui três funções principais: ● Controlar o armazenamento dos registros gerados pelo software de proteção, incluindo alarmes, eventos, falhas e registros de manutenção. ● Armazenar e manter um banco de dados de todas as configurações na memória não volátil. ● Prover a interface interna entre a base de dados de configurações e as interfaces do usuário, usando a interface do painel frontal e as portas de comunicação dianteira e traseira.

4.1

ARMAZENAMENTO DE REGISTROS

A função de registro é usada para armazenar todos os alarmes, eventos, falhas e registros de manutenção. Os registros são armazenados na memória não volátil para criar um histórico do que aconteceu. O IED mantém quatro tipos de registro armazenados segundo a lógica de fila FIFO (primeiro a entrar, primeiro a sair). São eles: ● ● ● ●

Alarmes Registros de eventos Registros de falhas Registros de manutenção

Os registros são mantidos de modo que o mais antigo é sobrescrito pelo mais novo. A função de registro pode ser iniciada a partir do software de proteção. O software de plataforma é responsável por criar um registro de manutenção, no evento de uma falha do IED. Isto inclui erros que tenham sido detectados pelo próprio software da plataforma, ou erros detectados pelos serviços do sistema ou pela função do software de proteção. Consulte o capítulo sobre Monitoramento e Controle para obter mais detalhes sobre a criação de registros.

4.2

BANCO DE DADOS DE CONFIGURAÇÕES

A base de dados de configurações contém todas as configurações e dados, armazenados na memória não volátil. O software de plataforma gerencia a base de dados de configurações e assegura que apenas uma interface com o usuário possa alterar os dados os dados por vez. Esta restrição é necessária para evitar conflitos entre partes diferentes do software durante uma alteração. Alterações nas configurações de proteção e dos registros de distúrbios são, primeiro, escritas em uma memória SRAM de localização temporária. Esta memória é, algumas vezes, chamada de 'rascunho'. Estas configurações não são escritas na memória não volátil, imediatamente. Isto acontece porque alterações que fazem parte de um grupo não podem ser ativadas uma a uma, mas apenas como parte de um esquema completo. Uma vez que todo o esquema tenha sido armazenado na SRAM, o grupo de configurações poderá ser guardado na memória não volátil, onde tais configurações se tornarão ativas.

4.3

INTERFACES

A base de dados de configurações e medições deve ser acessada a partir de todas as interfaces de modo a permitir operações de leitura e de alteração. O software de plataforma apresenta os dados no formato apropriado para cada uma das interfaces (mostrador LCD, teclado e todas as interfaces de comunicação).

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Capítulo 4 - Design do software

5

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FUNÇÕES DE CONTROLE E PROTEÇÃO

O software de controle e proteção processa todos os elementos de proteção e funções de medição. Para conseguir isto, ele tem de se comunicar com o software de serviços do sistema, com o software da plataforma, e também organizar suas próprias operações. O software da tarefa de proteção possui a maior prioridade entre todas as tarefas de software da placa do processador principal. Isto garante a resposta de proteção mais rápida possível. O software de proteção e controle fornece uma tarefa de supervisão, que controla o início da tarefa e trata a troca de mensagens entre a tarefa e o software da plataforma.

5.1

AQUISIÇÃO DE AMOSTRAS

Após a inicialização, a tarefa de controle e proteção aguarda até que existam amostras suficientes a serem processadas. A aquisição de amostras na placa do processador principal é controlada pela 'função de amostragem', chamada pelo software de serviços do sistema. A função de amostragem coleta amostras do módulo de entrada e as armazena em um buffer FIFO de dois ciclos. A taxa de amostragem é de 24 amostras por ciclo. Isto resulta em uma taxa de amostragem nominal de 1200 amostras por segundo, em um sistema de 50 Hz, e de 1440 amostras por segundo, em um sistema de 60 Hz. Entretanto, a taxa de amostragem não é fixa. A função de amostragem rastreia a frequência do sistema elétrico, conforme descrito na seção a seguir.

5.2

RASTREAMENTO DE FREQUÊNCIA

O dispositivo usa um algoritmo de rastreamento de frequência que garante que são coletadas sempre 24 amostras por ciclo, independentemente do deslocamento de frequência, dentro de uma certa faixa de frequência (ver especificações técnicas). Caso a frequência da energia caia fora desta faixa, a taxa de amostragem, volta a seu valor padrão de 1200 Hz para 50Hz ou 1440 Hz para 60 Hz. O rastreamento de frequência dos sinais analógicos de entrada é obtido por um algoritmo de Fourier recursivo, aplicado a um dos sinais de entrada. Ele detecta alterações no ângulo de fase dos sinais medidos. O valor calculado da frequência é usado para modificar a taxa de amostragem usada pelo módulo de entrada, de modo a se atingir uma taxa de amostragem constante por ciclo da forma de onda da energia. O valor da frequência rastreada também é armazenado para uso pela tarefa de controle e proteção. A função rastreia qualquer tensão ou corrente na ordem VA, VB, VC, IA, IB, IC, até 10%Vn, para tensão, e até 5%In, para corrente.

5.3

PROCESSAMENTO FOURIER DE SINAIS

Quando a tarefa de controle e proteção é reiniciada pela função de amostragem, ela calcula os componentes Fourier dos sinais analógicos. Embora alguns algoritmos de proteção usem alguns harmônicos derivados pelo método Fourier (por ex., segunda harmônica para inrush de magnetização ), a maioria das funções de proteção se baseiam nos componentes fundamentais dos sinais analógicos medidos, derivados pelo método Fourier. Os componentes Fourier da corrente de entrada e sinais de tensão são armazenados na memória de modo que podem ser acessados por todos os algoritmos dos elementos de proteção. Os componentes Fourier são calculados usando um algoritmo Fourier monociclo. Este algoritmo Fourier usa sempre as 24 amostras mais recentes do buffer de 2 ciclos. As maiorias dos algoritmos de proteção usam a componente fundamental. Neste caso, o algoritmo Fourier extrai a componente fundamental da frequência da energia a partir do sinal e produz sua magnitude e ângulo de fase. Isto pode ser representado tanto em formato polar como em retangular, dependendo das funções e algoritmos que o usam. A função Fourier atua como um filtro, com ganho zero em CC e ganho unitário na fundamental, porém com boa rejeição de harmônicas, em todas as frequências até à frequência de Nyquist. Frequências além desse limite de

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Capítulo 4 - Design do software

Nyquist são conhecidas como frequências falsas (alias), introduzidas quando a frequência de amostragem se torna menor do que duas vezes o componente de frequência sendo amostrado. Entretanto, as frequências falsas são significativamente atenuadas por um filtro anti aliasing (filtro passa-baixas), que atua nos sinais analógicos antes que sejam amostados. O ponto de corte ideal de um filtro passa-baixas anti-aliasing deveria ser estabelecido em:

(amostras por ciclo) ´ (frequência fundamental)/2 Com 24 amostras por ciclo, este ponto seria especificamente 600 Hz, em um sistema com 50 Hz, ou 720 Hz, em um sistema de 60 Hz.

Amplitude

A figura a seguir mostra a resposta de frequência nominal do filtro anti-aliasing e do filtro Fourier de um algoritmo Fourier monociclo com 24 amostras, atuando na componente fundamental.

[Amplitude]

Número da amostra

Frequência de entrada = 16 ,0 Hz

Frequência (Hz)

V00301

Figura 20: Resposta de frequência (apenas indicativa)

5.4

LÓGICA DE ESQUEMA PROGRAMÁVEL

A finalidade do Lógica de Esquema Programável (PSL) é permitir que você configure seus próprios esquemas de proteção para suas aplicações específicas. Isto é feito com portas lógicas programáveis e temporizadores de atraso. Para permitir grande flexibilidade, cada um dos quatro grupos de configurações pode ter sua própria PSL. A entrada para a PSL é qualquer combinação do estado dos sinais digitais de entrada provenientes dos isoladores ópticos na placa de entrada, das saídas dos elementos de proteção, como os disparos e desarmes de proteção e

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Capítulo 4 - Design do software

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das saídas da Lógica de Esquema Programável (PSL). A Lógica de Esquema Fixo provê os esquemas de proteção padrão. A PSL consiste de portas lógicas de software e temporizadores. As portas lógicas podem ser programadas para efetuar uma gama de diversas funções lógicas e podem aceitar qualquer número de entradas. Os temporizadores são usados para criar um atraso programável e/ou para condicionar as saídas lógicas, como criar um pulso de duração fixa da saída independentemente do comprimento do pulso na entrada. As saídas da PSL são os LEDs no painel frontal do dispositivo e os contatos de saída na traseira. A execução da lógica PSL é determinada por eventos. A lógica é processada sempre que qualquer uma de suas entradas muda, por exemplo, como resultado de uma mudança em um dos sinais digitais de entrada ou em uma saída de desarme de um elemento de proteção. Além disso, somente é processada a parte da PSL que é afetada especificamente pela entrada em que ocorreu a alteração. Isto reduz a quantidade tempo de processamento usado pela PSL. O software de controle e proteção atualiza os temporizadores de atraso da lógica e verifica se ocorreu alguma mudança nos sinais de entrada da PSL, toda a vez que é executada. A PSL pode ser configurada para criar esquemas muito complexos. Em função disso, o design da PSL é criado usando um pacote de software de PC, chamado Editor PSL. Ele é fornecido como parte do software de configuração MiCOm S1 Agile, ou como um módulo de software autônomo.

5.5

REGISTRO DE EVENTOS

Uma mudança em qualquer sinal de entrada digital ou sinal de saída de elemento de proteção é usada para indicar que um evento aconteceu. Quando isto acontece, a tarefa de controle e proteção envia uma mensagem à tarefa supervisora para indicar que existe um evento disponível para ser processado; e escreve os dados do evento em um buffer rápido controlado pela tarefa supervisora. Quando a tarefa supervisora recebe um registro de evento, instrui o software da plataforma a criar o registro apropriado na memória não volátil (memória flash). A operação de armazenamento do registro na SRAM é mais lenta do que o armazenamento no buffer. Isto significa que o software de proteção não é atrasado aguardando o armazenamento dos registros pelo software de plataforma. Entretanto, nos casos raros em que um grande número de registros é criado em um curto intervalo de tempo, é possível que alguns sejam perdidos, se o buffer supervisor estiver cheio antes que o software da plataforma seja capaz de criar um novo registro na SRAM. Se isto acontecer, será registrado um evento que indica esta perda de informação. Os registros de manutenção são criados de maneira similar, com a tarefa supervisora instruindo o software da plataforma para armazenar um registro, quando recebe uma mensagem de registro de manutenção. Contudo, é possível que um registro de manutenção seja disparado por um erro fatal no dispositivo, caso em que poderá não ser possível armazenar o registro de manutenção, dependendo da natureza do problema. Para mais informações, consulte o capítulo sobre Monitoramento e Controle.

5.6

REGISTRADOR DE DISTÚRBIOS

O registrador de distúrbios opera como uma tarefa separada da tarefa de controle e proteção. Pode registrar as formas de onda dos canais analógicos calibrados mais os valores dos sinais digitais. O tempo de registro é selecionável pelo usuário até um máximo de 10,5 segundos. O registrador de distúrbios recebe dados da tarefa de controle e proteção uma vez por ciclo, e anexa os dados recebidos no registro de distúrbios até ao comprimento requerido. Os registros de distúrbios podem ser extraídos com o uso do software aplicativo ou do sistema SCADA, que também pode armazenar os dados no formato COMTRADE, permitindo o uso de outros pacotes para visualização dos dados armazenados. Para mais informações, consulte o capítulo sobre Monitoramento e Controle.

5.7

LOCALIZ.FALHA

O localizador de falhas usa 12 ciclos dos sinais de entrada analógicos para calcular a localização da falha. O resultado é devolvido à tarefa de controle e proteção, que o inclui no registro de falha. As tensões pré-falha e pósfalha também são incluídas no registro de falha. Quando o registro de falhas está completo, incluindo a localização da falha, a tarefa de controle e proteção envia uma mensagem para a tarefa supervisora para criação do registro de falha.

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Capítulo 4 - Design do software

O localizador de falhas não está disponível em todos os modelos.

5.8

INTERFACE DAS TECLAS DE FUNÇÃO

As teclas de função têm interface direta com a PSL como sinais de entrada digital. Uma mudança de estado só é reconhecida quando uma tecla é pressionada em média por mais de 200 ms. O tempo para registrar uma mudança de estado depende se o pressionamento da tecla ocorre no início ou final de uma tarefa de proteção, incluindo o tempo de escaneamento adicional requerido pelo hardware e software. O pressionamento de uma tecla pode uma memorização (modo biestável) ou saída apenas no pressionamento (modo normal), dependendo de como esta foi programada. Ela pode ser configurada para atender os requisitos de esquemas específicos de proteção. O sinal de estado memorizado de cada tecla de função individual é registrado na memória não volátil e lido da memória não volátil durante a energização do dispositivo, o que permite que o estado da tecla de função seja restabelecido após a inicialização, caso a energia caia inesperadamente.

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Capítulo 4 - Design do software

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CONFIGURAÇÃO CAPÍTULO 5

Capítulo 5 - Configuração

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1

Capítulo 5 - Configuração

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Cada produto possui parâmetros de configuração de acordo com as funções para as quais foi projetado para executar. Contudo, existe uma metodologia comum para a configuração desses parâmetros, utilizada em toda a série de produtos. Uma parte da configuração das comunicações só pode ser efetuada através da IHM, e não pode ser realizada com o software aplicativo de configuração. Este capítulo inclui instruções concisas de como configurar o dispositivo, particularmente no que se refere à configuração das comunicações, bem como uma descrição da metodologia comum usada para a configuração geral do dispositivo. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Software aplicativo de configuração Uso do painel IHM Configuração de data e hora Seleção de grupo de configurações

69 70 71 83 85

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Capítulo 5 - Configuração

2

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SOFTWARE APLICATIVO DE CONFIGURAÇÃO

Para configurar este dispositivo, será necessário usar o software aplicativo de configuração. O software de configuração usado nesta família de IEDs é chamado de MiCOM S1 Agile. Ele consiste em uma família de ferramentas de software, usadas para configuração e gerenciamento de IEDs. Embora você possa alterar muitas configurações usando a IHM do painel frontal, alguns recursos não podem ser configurados sem o software de configuração; por exemplo, o esquema de lógica programável, ou comunicações IEC1850. Se você ainda não possui uma cópia do software de configuração, poderá obter uma no Centro de Contato da GE Energy Connections. Para configurar seu produto, você precisará de um modelo de dados que corresponda a seu produto. Quando você iniciar o software de configuração, você verá um painel que permite a execução do “Gerenciador de Modelo de Dados”. Isto fechará as demais funcionalidades do software permitindo uma importação eficiente do modelo de dados escolhido. Se você não tem, ou não consegue encontrar, o modelo de dados associado a seu produto, entre em contato com o Centro de Contato da GE Energy Connections. Quando houver carregado todos os modelos de dados de que precisa, deve reiniciar o software de configuração e iniciar a criação de um modelo de seu sistema, utilizando o painel “System Explorer” (Explorador do Sistema). O software é concebido para ser intuitivo, mas existe ajuda disponível em um sistema de ajuda online e também no Guia do Usuário do Software de Configuração, P40-M&CR-SAS-UG--n, onde 'Idioma' é um código de duas letras que designa a versão do idioma do guia, e 'n' é a versão mais recente do Software de Configuração.

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Capítulo 5 - Configuração

3

USO DO PAINEL IHM

Com a IHM você pode: ● ● ● ● ●

Exibir e modificar configurações Ver o status dos sinais digitais de E/S Exibir medições Exibir registros de falhas Reiniciar indicações de falhas e alarmes

O teclado fornece acesso total à funcionalidade do dispositivo com o uso de uma gama de opções de menu. A informação é exibida no LCD. Teclas

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Descrição

Função

Teclas de cursor para cima e para baixo

Para mudar o nível do menu, ou alterar entre configurações de uma coluna particular, ou mudar valores de uma célula.

Teclas de cursor esquerda e direita

Para alterar a tela padrão, mudar entre títulos de colunas, ou trocar os valores de uma célula

Tecla ENTRAR

Para alterar e executar configurações

Hotkeys

Para execução de comandos e configurações para as quais foram definidas teclas de função

Tecla Cancelar

Para retornar para o cabeçalho da coluna, a partir de qualquer célula do menu

Tecla Ler

Para leitura de mensagens de alarme

Teclas de função (não em todos os modelos)

Para execução de funções programáveis pelo usuário

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Capítulo 5 - Configuração

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Nota: Como o mostrador LCD possui uma resolução de 16 caracteres x 3 linhas, algumas informações aparecem em um formato mnemônico condensado.

3.1

NAVEGAÇÃO PELO PAINEL DA IHM

As teclas de cursor são usadas para se navegar pelos menus. Essas teclas têm uma função de auto-repetição, caso pressionadas continuamente. Isto pode ser usado para acelerar tanto a configuração de valores como a navegação de menu. Quanto mais a tecla é pressionada, mais rápida a taxa de mudança ou movimento. O mapa de navegação mostra como navegar pelos itens de menu. Opção padrão de exibição

Opção padrão de exibição Mensagem de alarme

Opções padrão de exibição

C

C

Títulos de colunas subsequentes

Coluna 00 Dados do sistema

Linha 01 Idioma

As teclas de cursor verticais permitem a movimentação entre as linhas de configuração

C

Linhas subsequentes

As teclas de cursor horizontais permitem a movimentação entre valores, dentro de uma célula

A tecla Cancel (Cancelar) retorna ao cabeçalho das colunas

Última coluna

Linha 01

Linhas subsequentes

V00400

Figura 21: Navegação pela IHM

3.2

PRIMEIROS PASSOS

Quando se inicia o IED pela primeira vez, ele executa o procedimento de inicialização. Após alguns segundos, ele estacionará em um dos menus superiores. Existem dois menus neste nível: ● O menu de Alarmes, para quando existem alarmes presentes. ● O menu da tela inicial, para quando não existirem alarmes presentes.

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P14D

Capítulo 5 - Configuração

Caso existam alarmes presentes, o LED de Alarmes amarelo piscará e a tela do menu apresentará o seguinte: Alarmes/Falhas Presentes HOTKEY Embora o dispositivo em si deva estar em estado de pleno de funcionamento quando é ligado pela primeira vez, ainda assim deve ocorrer um alarme, por exemplo, um alarme de conexão de rede ausente, no caso de um dispositivo com placa de rede. Neste caso, o alarme poderá ser lido pressionando-se a tecla 'Ler'. ALARMES NIC Falha Lig.

Se o dispositivo for instalado com um cartão Ethernet, você precisará primeiro conectar o dispositivo a uma rede Ethernet ativa para desativar o alarme e obter a tela inicial. Caso existam outros alarmes presentes, estes também precisarão ser desativados, antes que apareçam as opções de menu padrão na tela inicial.

3.3

TELA PRE. DEF.

A IHM possui uma gama de opções que podem ser selecionadas como tela inicial. As opções disponíveis são: Faixa de Conformidade com NERC Se o dispositivo é um modelo com segurança de rede, ele exibirá uma tela inicial compatível com a NERC. Caso o dispositivo não possua uma opção de segurança de rede, esta opção não estará disponível na tela. ACESSO APENAS PARA USUÁRIOS AUTORIZADOS HOTKEY

DATA E HORA Por exemplo: 11:09:15 23 Nov 2011 HOTKEY

Descrição (definida pelo usuário) Por exemplo: Descrição MiCOM P14NB HOTKEY

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Capítulo 5 - Configuração

P14D

Mapa da planta (definida pelo usuário) Por exemplo: Ref. Instalação MiCOM HOTKEY

Nível Acesso Por exemplo: Nível de acesso 3 HOTKEY Além do descrito acima, também existem telas para as tensões do sistema, potência, frequência, etc., dependendo do modelo do dispositivo.

3.4

NAVEGAÇÃO NA TELA INICIAL

O diagrama a seguir é um exemplo da navegação pela tela inicial. Neste exemplo, é apresentado um modelo de segurança de rede. Isto é apenas um exemplo e não se aplica inteiramente a todos os modelos. As opções reais disponíveis na tela dependem do modelo exato. Use a teclas de cursor horizontais para navegar de uma tela a outra.

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P14D

Capítulo 5 - Configuração

Faixa em conformidade com a NERC Aviso de conformidade com a NERC

Aviso de conformidade com a NERC

Medições do sistema de corrente

Nível de acesso

Medições do sistema de tensão

Frequência do sistema

Medições do sistema de potência

Ref. da planta

Data e horário

Descrição

V00403

Figura 22: Navegação na tela inicial Caso o dispositivo tenha segurança de rede mas ainda não esteja configurado com a NERC (ver o capítulo sobre segurança de rede), será exibido um aviso quando se sai da faixa "NERC compliant" (Conformidade NERC). A mensagem de aviso será a seguinte: DISPLAY NÂO NERC CONFORME. OK?

Você precisará confirmar com o botão ENTRAR antes de prosseguir. Nota: Sempre que o IED tiver um alarme ativado, a tela inicial será substituída pelos textos Alarmes / Falhas presentes. Esta tela inicial não pode ser substituída. Contudo, você consegue entrar na estrutura de menu a partir da tela inicial, mesmo se a tela estiver exibindo a mensagem de Alarmes / Falhas.

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75

Capítulo 5 - Configuração

3.5

P14D

ENTRADA DE SENHA

Configurar a tela inicial (além da modificação de outras configurações) exige acesso nível 3. O sistema solicitará sua senha antes de permitir a realização das alterações. A senha padrão do nível 3 é AAAA. Colocar Senha

1.

Um cursor piscante exibirá qual campo de caracteres da senha pode ser alterado. Pressione as teclas verticais de cursor para alterar cada caractere (dica: o pressionamento da tecla "para cima" uma vez fará aparecer um "A" maiúsculo, conforme requerido pela senha padrão de nível 3). 2. Use as teclas horizontais de cursor ("para a esquerda e "para a direita") para se mover entre os campos de caracteres da senha. 3. Pressione a tecla ENTRAR para confirmar a senha. Caso você digite uma senha incorreta, será exibida uma mensagem de senha inválida e depois a mensagem Colocar senha. Ao se inserir uma senha válida, aparecerá uma mensagem indicado que a senha está correta e o nível de acesso que foi liberado. Caso este nível seja suficiente para editar a configuração selecionada, a tela voltará para a página de configuração para permitir a continuação da edição. Caso não tenha sido inserido o nível correto de senha, a solicitação de senha será exibida novamente. 4. Para sair desta tela de solicitação, pressione a tecla APAGAR. Alternativamente, insira a senha através da configuração de Senha da coluna DADOS SISTEMA. Caso o teclado fique inativo por 15 minutos, a proteção por senha da interface com o usuário do painel frontal volta ao nível de acesso padrão. Para reiniciar a proteção por senha para o nível padrão, selecione Senha e, depois, pressione a tecla CLEAR (APAGAR) em vez de inserir uma senha. Nota: Na coluna CONFIG SEGURANÇA pode-se configurar o número máximo de tentativas, a janela de tempo na qual as tentativas falhas são contadas e o intervalo de tempo durante o qual o usuário fica bloqueado.

3.6

PROCESSAMENTO DE ALARMES E REGISTROS

Caso existam mensagens de alarme, serão exibidas no mostrador padrão e o LED de alarme amarelo piscará. As mensagens de alarme podem ser reiniciadas automaticamente ou memorizadas. Caso sejam memorizadas, devem ser desativadas automaticamente. 1.

2.

76

Para ver as mensagens de alarme, pressione a tecla Ler. Quando todos os alarmes houverem sido visualizados, mas não limpos, o LED de alarme muda de piscante para aceso continuamente, e é exibido o registro de falha mais recente (caso exista um). Desça pelas páginas do último registro de falha, usando as teclas de cursor. Quando todas as páginas do registro de falha houverem sido visualizadas, aparecerá a seguinte janela.

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P14D

Capítulo 5 - Configuração

Pressione APAGAR para Desativar os alarmes

3.

Para limpar todas as mensagens de alarme, pressione a tecla APAGAR. Para retornar à tela que exibe os alarmes e falhas presentes, deixando-os ativos, pressione a tecla Ler. Dependendo das configurações de senha, você poderá precisar digitar uma senha antes que as mensagens de alarme possam se apagadas. Quando as mensagens são apagadas, o LED de alarme amarelo se apaga. Caso o LED vermelho esteja aceso, também se apagará.

4. 5.

Nota: Para acelerar o procedimento, você poderá acessar o visualizador de alarmes com o uso da tecla Ler seguido do pressionamento da tecla APAGAR. Isto leva o software diretamente para a tela de registro de falhas. Pressione a tecla APAGAR novamente para se mover diretamente para a tela de desativação de alarmes e, então, pressione novamente a tecla APAGAR para apagar todos os alarmes.

3.7

ESTRUTURA DO MENU

As configurações, comandos, registros e medições são armazenadas em uma base de dados local, dentro do IED. Quando se usa uma IHM, é conveniente visualizar o sistema de navegação de menus como uma tabela. Cada item do menu é conhecido como uma célula, que é acessada por referência a uma linha e coluna. Cada linha e coluna recebe números hexadecimais de 2 dígitos, resultando em um endereço de célula de 4 dígitos para cada célula na base de dados. Os grupos do menu principal são colunas alocadas alocados e os itens dentro de cada grupo são linhas alocadas, e um item específico dentro de um grupo específico é uma célula. Cada coluna contém todos os itens relacionados, por exemplo, todas as configurações de registros de distúrbio ficam na mesma coluna. Existem três tipos de células: ● Configurações: se aplicam a parâmetros que podem ser definidos em diversos valores. ● Comandos: se aplicam aos comandos que podem ser executados. ● Dados: refere-se às medições e registros a serem visualizados, que não são configuráveis. Nota: Algumas vezes o termo "Configuração" é usado com sentido genérico para significar todos os três tipos.

A tabela abaixo, fornece um exemplo da estrutura de menu: VER REGISTROS (Col 01)

DADOS SISTEMA (Col 00)

MEDIÇÕES 1 (Col 02)

…

Idioma (Linha 01)

"Selecione Evento [0...n]" (Linha 01)

IA Magnitude (Linha 01)

…

Senha (Linha 02)

Ref.Celula Menu (Linha 02)

IA Ângulo Fase (Linha 02)

…

Lig. Func. Sist. (Linha 03)

Hora & Data (Linha 03)

IB Magnitude (Linha 03)

…

…

…

…

…

É conveniente especificar todas as configurações em uma única coluna, detalhando o endereço Courier completo em cada configuração. Portanto, a tabela acima poder ser representada como segue:

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77

Capítulo 5 - Configuração

P14D

Configuração

Coluna

Linha

Descrição

DADOS SISTEMA

00

00

Definição da primeira coluna

Idioma (Linha 01)

00

01

Primeira configuração dentro da primeira coluna

Senha (Linha 02)

00

02

Segunda configuração dentro da primeira coluna

Lig. Func. Sist. (Linha 03)

00

03

Terceira configuração dentro da primeira coluna

…

…

…

VER REGISTOS

01

00

Definição da segunda coluna

Selecionar evento [0...n]

01

01

Primeira configuração dentro da segunda coluna

Ref.Celula Menu

01

02

Segunda configuração dentro da segunda coluna

Hora & Data

01

03

Terceira configuração dentro da segunda coluna

…

…

…

MEDIDAS 1

02

00

Definição da terceira coluna

IA Magnitude

02

01

Primeira configuração dentro da terceira coluna

IA Ângulo Fase

02

02

Segunda configuração dentro da terceira coluna

IB Magnitude

02

03

Terceira configuração dentro da terceira coluna

…

…

…

Os cabeçalhos das primeiras três colunas são comuns na maioria das linhas de produtos. Contudo, as linhas dentro de cada um desses cabeçalhos podem diferir de acordo com o tipo de produto. Muitos dos cabeçalhos são os mesmos para todos os produtos dentro da série. Apesar disso, não existe garantia de que os endereços serão os mesmos para um cabeçalho de coluna específico. Portanto, você deve sempre consultar a documentação das configurações do produto e não fazer suposições.

3.8 1. 2. 3. 4.

5.

6.

7.

8.

78

ALTERAÇÃO DAS CONFIGURAÇÕES Na tela inicial, pressione a tecla de cursor Para baixo para exibir o cabeçalho da primeira coluna. Use as teclas de cursor horizontais para selecionar o cabeçalho de coluna desejado. Use as teclas de cursor verticais para ver os dados de configuração na coluna. Para retornar ao cabeçalho da coluna, pressione a tecla "para cima" por aproximadamente um segundo, ou pressione e tecla APAGAR uma vez. Só é possível se movimentar pelas colunas no nível do cabeçalho de coluna. Para retornar à tela inicial, pressione a tecla "Para cima" ou a tecla APAGAR, a partir de qualquer dos cabeçalhos de coluna. Se você estiver usando a função de autorepetição da tecla "Para cima", não poderá se deslocar diretamente para a tela inicial a partir de uma das células de coluna, pois a autorepetição para no cabeçalho da coluna. Para alterar o valor de uma configuração, vá para a respectiva célula no meni e pressione a tecla ENTRAR para alterar o valor da célula. Um cursor piscante no LCD mostra que o valor pode ser alterado. Para fazer a alteração, poderá ser solicitada sua senha. Para alterar o valor, pressione as teclas de cursor Para cima e Para baixo. Se a configuração a ser alterada é um valor binário ou uma cadeia de caracteres, selecione o bit ou caractere que deseja mudar, usando as teclas de cursor horizontais. Pressione a tecla ENTRA para confirmar o novo valor introduzido ou a tecla APAGAR para descartá-lo. A nova configuração será descartada automaticamente, se não for confirmada em 15 segundos.

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9.

Capítulo 5 - Configuração

Para configurações do grupo de proteção e configurações de registros de distúrbios, as alterações podem ser confirmadas antes de serem usadas. Quando todas as mudanças necessárias houverem sido inseridas, retorne ao nível do cabeçalho de coluna e pressione a tecla "Para baixo". Antes de retornar à tela inicial, aparecerá a seguinte janela. Atual.Parametr? ENTRAR ou APAGAR

10.

Pressione a tecla ENTRAR para aceitar as novas configurações, ou pressione APAGAR para descartar as novas configurações.

Nota: Para as configurações do grupo de proteção e registro de distúrbios, se a temporização (time-out) expirar antes da confirmação das alterações, estas serão descartadas. Contudo, as configurações de controle e suporte são atualizadas imediatamente depois de digitadas, sem a necessidade de se confirmar na janela Confirmar configurações?.

3.9

ACESSO DIRETO (O MENU DE HOTKEYS)

Para configurações e comandos que precisam ser executados rapidamente, ou regularmente, o IED fornece um par de teclas imediatamente abaixo do mostrador LCD. Estas teclas são chamadas de Hotkeys e podem ser usadas para executar configurações e comandos específicos diretamente. As funções disponíveis para acesso direto usando essas teclas são: ● Seleção de grupo de configuração ● Entradas de controle ● Funções de controle de disjuntor (CB) A disponibilidade dessas funções é controlada pela célula Acesso direto na coluna CONFIGURAÇÃO. Existem quatro opções: Desativado, Ativado, Disj.Controle Apenas e Hotkey Apenas. Para a seleção de grupo de configuração e entradas de controle, esta célula deve ser definida em Ativado ou Hotkey Apenas. Para funções de controle de disjuntor, a célula deve ser definida em Ativado ou Disj.Controle Apenas.

3.9.1

SELEÇÃO DE GRUPO DE CONFIGURAÇÃO

Por padrão, apenas o grupo 1 de configuração é ativado. Outros grupos de configuração somente ficarão disponíveis se forem ativados primeiro. Para ser capaz de selecionar um grupo de configurações diferente, você precisa primeiro ativá-las primeiro na coluna CONFIGURAÇÃO. Para acessar o menu de hotkeys da tela inicial, pressione a tecla que fica imediatamente abaixo do texto HOTKEY no LCD. A seguinte tela aparecerá. ¬User32 STG GP® MENU HOTKEY EXIT Use as teclas de cursor "para a direita" para acessar o menu GRUPO DE AJUSTES. ¬Menu Usuario01® GRUPO AJUSTES 1 ProxGrp Selec.

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Capítulo 5 - Configuração

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Selecione o grupo de configuração com ProxGrp e confirme, pressionando Selec.. Caso nenhuma das teclas de cursor seja pressionada dentro de 20 segundos após o acionamento de uma hotkey de sub-menu, o dispositivo voltará à tela inicial.

3.9.2

ENTRADAS DE CONTROLE

As entradas de controle são funções atribuíveis pelo usuário. Você pode usar a coluna CONFIG ENTR.CTRL para configurar as entradas de controle para o menu de hotkeys. Para fazer isso, use a primeira célula de configuração de Hotkey Ativada para ativar ou desativar qualquer uma das 32 entradas de controle. Você poderá definir cada entrada de controle como memorizada ou pulsada e definir seu comando como Ligar/Desligar, Definir/ Redefinir, Entrada/Saída, ou Ativada/Desativada. Como padrão, a hotkey é ativada para todas as 32 entradas de controle e estas são definidas como Definir/ Redefinir e são Memorizadas. Para acessar o menu de hotkeys da tela inicial, pressione a tecla que fica imediatamente abaixo do texto HOTKEY no LCD. A seguinte tela aparecerá. ¬User32 STG GP® MENU HOTKEY EXIT Pressione a tecla de cursor direita, duas vezes, para obter a primeira entrada de controle, ou a tecla de cursor esquerda para obter a última entrada de controle. ¬STP GP User02® Control Entrada1 SAIR DEFINIR Agora, você pode executar a função escolhida (Definir/Redefinir, neste caso). Caso nenhuma das teclas de cursor seja pressionada dentro de 20 segundos após o acionamento de uma hotkey de sub-menu, o dispositivo voltará à tela inicial.

3.9.3

CONTROLE DO DISJUNTOR

Você pode abrir e fechar o disjuntor controlado com a hotkey à direita, se ativada como descrito acima. Por padrão, o acesso hotkey aos disjuntores fica desativado. Se o acesso hotkey aos disjuntores houver sido habilitado, a parte inferior direita do mostrador exibirá "Aberto ou Fechado", dependendo se o disjuntor está aberto ou fechado, respectivamente. Por exemplo: Ref. Instalação MiCOM HOTKEY FECHAR Para fechar o disjuntor (neste caso), pressione a tecla diretamente abaixo de FECHAR. Aparecerá uma janela para que você confirme ou cancele. Executar DISJ. FECHA Cancelar Confirmar

80

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P14D

Capítulo 5 - Configuração

O capítulo Monitoramento e Controle possui informações mais detalhadas a este respeito.

3.10

TECLAS DE FUNÇÃO

A maioria dos produtos possui um número de teclas de função para funcionalidades de controle de programação que usam o esquema de lógica programável (PSL). Cada tecla de função possui um LED tricolor programável associado que pode ser programado para fornecer a indicação desejada associada a uma tecla de função. Estas teclas de função podem ser usadas para disparar qualquer função à qual sejam associadas como parte do PSL. Os comandos de teclas de função ficam nas coluna TECLAS FUNÇÃO. A primeira célula de cima para baixo na coluna TECLAS FUNÇÃO é a célula Estado Tcls Func. Ela contém uma sequência de bits que representa os comandos das teclas de função. O status pode ser lido a partir desta sequência binária. TECLAS FUNÇÃO Estado Tcls Func 0000000000 A próxima célula para baixo (Tecla Função 1) permite que você ative ou desative a primeira tecla de função (1). A configuração Bloq. permite o bloqueio de uma tecla de função. Isto permite que as teclas de função configuradas em modo Biestável e seus sinais DDB ativos em ‘alto’, sejam bloqueados em seus estados ativos, impedindo que teclas pressionadas posteriormente desativem a função associada. O bloqueio de uma tecla de função definida em modo normal desativa permanentemente os sinais DDB associados. Este recurso de segurança impede que teclas pressionadas inadvertidamente ativem ou desativem funções críticas. TECLAS FUNÇÃO Tecla Função 1 Desbloqueado A próxima célula para baixo (Modo Tecl.Func.1) permite que você defina a tecla de função em modo Normal ou Biestável. No modo biestável, a saída do sinal DDB da tecla de função permanece no estado definido até que um comando de reinício seja recebido, ativando a tecla de função no próximo pressionamento. No modo normal, o sinal DDB da tecla de função permanece energizado enquanto a tecla é mantida pressionada e, depois, reinicia automaticamente. Se necessário, uma largura mínima de pulso pode ser programada adicionando-se um temporizador de pulso mínimo ao sinal de saída DDB de tecla de função. TECLAS FUNÇÃO Modo Tecl.Func.1 Biestável A próxima célula para baixo (Etiq.Tecl.Func.1) permite que você altere a etiqueta associada à função. A etiqueta padrão é Tecla Fn 1 neste caso. Para alterar esta etiqueta, você tem de pressionar a tecla ENTRAR e, então, mudar o texto na linha inferior, caractere a caractere. Este texto é exibido quando uma tecla de função é acessada no menu de teclas de função, ou pode ser exibido no PSL. TECLAS FUNÇÃO Etiq.Tecl.Func.1 Tecla Fn 1 As células subsequentes permitem que você realize o mesmo procedimento descrito acima para as demais teclas de função.

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81

Capítulo 5 - Configuração

P14D

O estado das teclas de função é armazenado em memória não volátil. Se a alimentação elétrica auxiliar for interrompida, o estado de todas as teclas de função será restaurado. O IED somente reconhece um único pressionamento de tecla por vez e é necessário que a tecla seja pressionada durante pelo menos 200 ms para que o pressionamento seja reconhecido. Este recurso evita pressionamentos duplos acidentais.

82

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Capítulo 5 - Configuração

4

CONFIGURAÇÃO DE DATA E HORA

A configuração de data e hora normalmente será atualizada automaticamente pelo mecanismo de sincronização de tempo da UTC (Coordenação de Tempo Universal) escolhida, quando o dispositivo está operando. Você também pode definir a data e hora manualmente usando a célula Data/Hora da coluna DATA E HORA.

4.1

COMPENSAÇÃO DE FUSO HORÁRIO

O tempo padrão UTC usa a hora média de Greenwich como padrão. Sem compensação, a data e hora seriam exibidas no dispositivo independente de sua localização. Pode ser que você deseje exibir a hora local de sua localização geográfica. Você pode faze isto com as configurações AtivarTempLocal e DesvioTempLocal. A AtivarTempLocal possui três opções de configuração; Desativado, Fixo e Flexível. Com Desativado, não é mantido fuso horário local. Será usada a sincronização de tempo a partir de qualquer interface para definir o relógio principal. Todos os horários exibidos em todas as interfaces serão baseados no relógio principal sem ajustes. Com Fixo, é definido um ajuste de fuso horário, usando a configuração DesvioTempLocal e todas as interfaces non-IEC 61850, que usam o protocolo Simple Network Time Protocol (SNTP), são compensadas para exibir o horário local. Com Flexível, é definido um ajuste de fuso horário local usando a configuração DesvioTempLocal. As interfaces não IEC 61850, não locais, podem ser definidas ou com o fuso horário UTC ou com o fuso horário local. As interfaces locais são sempre definidas com o fuso horário local e a interface Ethernet é sempre definida no fuso UTC. As interfaces onde você pode selecionar entre UTC e fuso local são as seriais, RP1, RP2, DNP sobre Ethernet (se aplicável) e Courier em túnel (se aplicável). Isto é obtido por meio das seguintes configurações, cada uma delas podendo ser definida como UTC ou Local.: ● ● ● ●

Tempo Zona RP1 Tempo Zona RP2 Tempo Zona DNPOE Tempo Zona Cour.

A configuração DesvioTempLocal permite que você insira a compensação de fuso horário local de -12 a + 12 horas, em intervalos de 15 minutos.

COMPENSAÇÃO DE HORÁRIO DE VERÃO

4.2

É possível compensar o horário de verão com as seguintes configurações ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

DST Ativado Desvio DST Inicio DST Dia de InicioDST Mes de InicioDST MinutosInicioDST Fim DST Dia final DST Mes final DST MinutosFinalDST

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Capítulo 5 - Configuração

P14D

Estas configurações estão descritas na tabela DATA E HORA, no capítulo sobre configuração.

84

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Capítulo 5 - Configuração

5

SELEÇÃO DE GRUPO DE CONFIGURAÇÕES

Você pode selecionar o grupo de configurações usando entradas opto-acopladas, uma seleção de menu, o menu de hotkeys ou, em alguns modelos, teclas de função. Você escolhe o método usando a configuração de Grupo de configurações na coluna CONFIGURAÇÃO. Existem duas possibilidades; Seleção via menu, ou seleção via PSL. Se for escolhida a seleção via menu, você define o Grupo de configurações usando a configuração Parametros Ativo, ou com as hotkeys. Se for escolhida a seleção via PSL, você define o Grupo de configurações com sinais DDB, de acordo com a tabela a seguir: SG Seleção 1X

SG Seleção X1

Grupo de configurações selecionado

0

0

1

0

1

2

1

0

3

1

1

4

Cada grupo de configurações tem seu próprio PSL. Uma vez que uma configuração PSL tenha sido designada, pode ser alocada a qualquer um dos 4 grupos de configurações. Quando descarregar ou extrair uma configuração PSL, você será solicitado a inserir o grupo de configurações requerido para o qual ela será alocada.

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Capítulo 5 - Configuração

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P14D

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FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE CORRENTE CAPÍTULO 6

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

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P14D

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1

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

O P14D fornece uma ampla gama de funções de proteção de corrente. Este capítulo descreve a operação destas funções inclusive os princípios, diagramas lógicos e aplicações. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão Geral do Capítulo Princípios de Proteção de Sobrecorrente Proteção de sobrecorrente de fase Elemento de Sobrecorrente Dependente de Tensão Seleção de Limiar de Parâmetro de Corrente Proteção de sobrecorrente de sequência negativa Proteção de Defeito à Terra Proteção de defeito à terra sensitiva Arrq Carga Frio Lógica de Sobrecorrente Seletiva Seleção do Parâmetro do Temporizador

89 90 97 107 111 112 116 127 137 140 142

Proteção de Sobrecarga Térmica Proteção de condutor quebrado Proteção de Bloqueio de Sobrecorrente Bloqueio por segunda harmónica Blindagem de carga Proteção de admitância de neutro Detecção de Defeito de Alta Impedância

143 147 149 152 155 159 162

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89

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

2

P14D

PRINCÍPIOS DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE

A maioria das falhas de sistemas de potência resulta em sobrecorrente se um tipo ou de outro. É função dos dispositivos de proteção, anteriormente conhecidos como 'relés' mas agora conhecidos como Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs), proteger o sistema de potência de tais defeitos. O princípio geral é isolar os defeitos o mais rápido possível para limitar o perigo e evitar correntes de defeito indesejadas fluindo pelos sistemas, o que pode causar danos severos aos equipamentos e sistemas. Ao mesmo tempo, deseja-se desligar apenas as partes da rede que são absolutamente necessárias, para evitar apagões desnecessários. Os dispositivos de proteção que controlam o disparo dos disjuntores da rede são unidades electrónicas altamente sofisticadas, proporcionando um leque de funcionalidades para cobrir os diferentes cenários de defeitos para uma variedade de aplicações. Os produtos descritos oferecem uma gama de funções de proteção de sobrecorrente, incluindo: ● ● ● ● ●

Proteção de sobrecorrente de fase Proteção de sobrecorrente de defeito à terra Proteção de sobrecorrente de sequência negativa Proteção de defeito à terra sensitiva Proteção de defeito a terra restrita

Para garantir que os disjuntores necessários sejam disparados e que sejam disparados com o menor atraso possível, os IEDs do esquema de proteção precisam coordenar-se entre si. Vários métodos estão disponíveis para se obter a correta coordenação entre os IEDs num sistema. São estes: ● Por meio apenas do tempo ● Por meio apenas da corrente ● Por meio de uma combinação de tempo e corrente. A graduação por meio da corrente só é possível onde existir uma diferença apreciável no nível de defeito entre os dois locais onde os dispositivos estão situados. A graduação pelo tempo é usada por algumas concessionárias, mas pode frequentemente levar a tempos excessivos de resolução de defeito em ou próximo a subestações de origem onde o nível do defeito é o mais elevado. Por estes motivos a característica mais comumente aplicada na coordenação de dispositivos de sobrecorrente é do tipo IDMT (Tempo Definido Mínimo Inverso).

2.1

CARACTERÍSTICA IDMT

Existem dois requisitos básicos a considerar quando se projeta esquemas de proteção: ● Todas os defeitos devem ser solucionadas o mais rápido possível para minimizar danos aos equipamentos ● A solução do defeito deve resultar em interrupção mínima na rede de energia elétrica. O segundo requisito estabelece que o esquema de proteção deve ser projetado de forma tal que devam disparar apenas o(s) disjuntor(es) na zona de proteção onde o defeito ocorre. Estes dois critérios na verdade estão em conflito, porque para satisfazer (1) aumentamos o risco de desligar partes saudáveis da rede e para satisfazer (2) introduzimos propositadamente atrasos, o que aumenta o tempo que uma corrente de defeito flui. Este problema é exacerbado pela natureza dos defeitos, no sentido de que os dispositivos de proteção mais próximos da origem, onde as correntes de defeito são maiores, na verdade precisam do atraso mais longo. Os antigos relés eletromecânicos contrapunham-se a este problema de alguma forma devido à sua característica natural de tempo de operação versus corrente de defeito, na qual quanto mais alta a corrente de defeito mais curto o tempo de operação. A característica típica destes relés eletromecânicos é chamada de Tempo Definido Mínimo Inverso ou abreviadamente IDMT.

90

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

2.1.1

CURVAS IDMT IEC60255

Existem três variantes bem conhecidas desta característica, como definido pela IEC 60255: ● Inversa ● Muito inversa ● Extremamente inversa As equações e curvas correspondentes que governam estas características são bem conhecidas no setor de energia. Inversa A curva é muito abrupta. O relé pode operar em baixos valores de corrente de defeito, mas em altas correntes de defeito tem um tempo de operação significativo. A equação da característica inversa é a seguinte:

top = T

0.14  I     Is 

0.02

−1

Muito inversa A curva fica em algum lugar entre inversa e extremamente inversa. A equação da característica inversa é a seguinte.

top = T

13.5 I    −1  Is 

Extremamente inversa A curva é muito superficial. O relé não opera em valores de corrente de defeito muito baixos, mas opera rapidamente em níveis de corrente altos.

top = T

80 2

I    −1  Is 

Nas equações acima: ● top é o tempo de operação ● T é o parâmetro multiplicador de tempo ● I é a corrente medida ● Is é o parâmetro de limiar de corrente. A relação I/Is é às vezes definida como ‘M’ or ‘PSM’ (Multiplicador de parâmetro do plugue). Estas três curvas são mostradas a seguir:

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91

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

1000.00

Tempo de operação (segundos)

100.00

10.00

Reverso padrão (Rp)

1.00 Reverso intenso (Ri)

Reverso extremo (Re)

0.10 1 E00600

10

100

Corrente (múltiplos de IS)

Figura 23: Curvas IDMT IEC 60255

2.1.2

NORMAS EUROPEIAS

A equação de Operação do IDMT IEC 60255 é:

92

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

 β  top = T  α + L+C  M −1  e a equação de Reset do IDMT IEC 60255 é:

 β  tr = T  α   1− M  onde: ● top é o tempo de operação ● ● ● ● ● ●

T é o parâmetro multiplicador de tempo M é a relação da corrente medida com a corrente de limiar (I/Is) β é uma constante, que pode ser escolhida para satisfazer a curva característica requerida α é uma constante, que pode ser escolhida para satisfazer a curva característica requerida C é uma constante para adicionar Tempo Definido (adicionadora de Tempo Definido) L é uma constante (normalmente usada apenas para curvas ANSI/IEEE)

Os valores de constantes para as curvas IDMT IEC são os seguintes: Constante b

Descrição da curva

Constante a

Constante L

IEC Normal Inversa Operação

0,14

0,02

0

IEC Normal Inversa Reset

8,2

6,45

0

IEC Muito Inversa Operação

13,5

1

0

IEC Muito Inversa Reset

50,92

2,4

0

IEC Extremamente Inversa Operação 80

2

0

IEC Extremamente Inversa Reset

3,03

0

UK Tempo Longo Inversa Operação* 120

1

0

BPN (EDF) Operação*

1000

2

0,655

UK Retificador Operação*

45900

5,6

0

FR Tempo Curto Inversa Operação

0,05

0,04

0

44,1

Característica Rápido Inversa (RI) A curva de operação RI é representada pela seguinte equação:

    1 top = K  0.236   0.339 −  M   onde: ● top é o tempo de operação ● K é o parâmetro Multiplicador de tempo ● M é a relação da corrente medida com a corrente de limiar (I/Is) Nota: * Quando se usa UK Tempo Longo Inversa, BPN, UK Retificador, FR Tempo Curto Inversa, ou RI para a característica de Operação, DT é sempre usada para a característica de Reset.

P14D-TM-PT-7

93

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

2.1.3

P14D

NORMAS NORTE-AMERICANAS

A equação de Operação IDMT IEEE é:

 β  top = TD  α + L+C  M −1  e a equação de Reset IDMT IEEE é:

 β  tr = TD  α   1− M  onde: ● top é o tempo de operação ● TD é o parâmetro de Dial de ajuste de tempo ● M é a relação da corrente medida com a corrente de limiar (I/Is) ● b é uma constante, que pode ser escolhida para satisfazer a curva característica requerida ● a é uma constante, que pode ser escolhida para satisfazer a curva característica requerida ● C é uma constante para adicionar Tempo Definido (adicionadora de Tempo Definido) ● L é uma constante (normalmente usada apenas para curvas ANSI/IEEE) Os valores de constantes para as curvas IEEE são os seguintes: Constante b

Descrição da curva

Constante a

Constante L

IEEE Moderadamente Inversa Operação

0,0515

0,02

0,114

IEEE Moderadamente Inversa Reset

4,85

2

0

IEEE Muito Inversa Operação

19,61

2

0,491

IEEE Muito Inversa Reset

21,6

2

0

IEEE Extremamente Inversa Operação

28,2

2

0,1217

IEEE Extremamente Inversa Reset

29,1

2

0

CO8 US Inversa Operação

5,95

2

0,18

CO8 US Inversa Reset

5,95

2

0

CO2 US Tempo Curto Inversa Operação

0,16758

0,02

0,11858

CO2 US Tempo Curto Inversa Reset

2,261

2

0

ANSI Normalmente Inversa Operação

8,9341

2,0938

0,17966

ANSI Normalmente Inversa Reset

9

2

0

ANSI Tempo Curto Inversa Operação

0,03393

1,2969

0,2663

ANSI Tempo Curto Inversa Reset

0,5

2

0

ANSI Tempo Longo Inversa Operação

2,18592

1

5,6143

ANSI Tempo Longo Inversa Reset

15,75

2

0

Nota: * Quando se usa UK Tempo Longo Inversa, BPN, UK Retificador, ou FR Tempo Curto Inversa para a característica de Operação, DT é sempre usada para a característica de Reset.

2.1.4

DIFERENÇAS ENTRE AS NORMAS NORTE-AMERICANAS E EUROPEIAS

As curvas IEEE e US são definidas de forma diferente das curvas IEC/UK, em relação ao parâmetro do tempo. Um parâmetro multiplicador de tempo (TMS) é usado para ajustar o tempo de operação para as curvas IEC, enquanto

94

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

que um parâmetro dial de ajuste de tempo é usado para as curvas IEEE/US. O menu é organizado de forma a que se for selecionada uma curva IEC/UK, a célula I> Tempo Dial não fica visível e vice-versa para o parâmetro TMS. Para ambos os tipos de curvas IEC e IEEE/US, está disponível um parâmetro adicionador de tempo definido, que irá aumentar o tempo de operação das curvas pelo valor definido.

2.1.5

CURVAS PROGRAMÁVEIS

Assim como as curvas padrão definidas pelos vários países e organismos normalizadores, é possível programar curvas personalizadas usando a Ferramenta de Curvas Programável pelo Utilizador da GE Energy Connections, descrita no capítulo MiCOM S1 Agile. Esta é uma ferramenta amigável com a qual se pode criar curvas seja por fórmula ou introduzindo os pontos da curva. Curvas programáveis ajudam a combinar melhor a característica de resistência do equipamento elétrico do que curvas padrão.

2.2

PRINCÍPIOS DE IMPLEMENTAÇÃO

A linha MiCOM de produtos de proteção fornece uma gama muito ampla de funções de proteção. Não obstante a diversa gama de funções fornecidas, existem algumas coincidências entre as formas com que muitas das funções de proteção são implementadas. É importante descrever alguns destes princípios básicos antes de aprofundar cada função de proteção. Uma representação muito simples das funções de proteção é mostrada no diagrama a seguir: Energising quantity

Sinal de Arranque

IDMT/ DT

Limiar

&

&

&

Sinal de Disparo

Inibição da função Sinais de Bloqueio de Estágio

1 Parâmetros de Bloqueio de Estágio

Parâmetros do Temporizador

Voltage Directional Check

Current

Sinais de Bloqueio do Temporizador

1

Parâmetros de Bloqueio do Temporizador

V00654

Figura 24: Princípio de Implementação das Funções de Proteção Um valor elétrico pode ser uma entrada de tensão de um transformador de tensão do sistema, uma entrada de corrente de um transformador de corrente do sistema ou outro valor derivado de um ou de ambos os anteriores. Os valores elétricos são extraídos do sistema de potência e apresentados ao IED na forma de sinais analógicos.. Estes sinais analógicos são então convertidos em valores digitais, podendo então serem processados pelo computador interno do IED. No geral, um valor elétrico, seja um valor de corrente, tensão, potência, frequência, ou fase, é comparado com um valor de limiar, que pode ser definível ou codificado fisicamente, dependendo da função. Se o valor excede (para valores superiores) ou não atinge (para valores inferiores) o limiar, gera-se um sinal, que quando processado com as várias funções de inibição e bloqueio torna-se o sinal de Arranque para aquela função de proteção. Este sinal de Arranque normalmente é disponibilizado para o Esquema lógico fixo e para o Esquema lógico programável para processamento posterior. Também passa através de uma função temporizada para gerar o sinal de Disparo. A função temporizada pode ser uma curva IDMT ou um atraso de Tempo Definido, dependendo da função. Este temporizador também pode ser bloqueado por sinais e parâmetros de bloqueio. O temporizador pode ser

P14D-TM-PT-7

95

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

configurado por uma gama de parâmetros para definir configurações como o tipo de curva, o Parâmetro Multiplicador de Tempo, as constantes de IDMT, o atraso de Tempo Definido etc. Muitas funções de proteção requerem uma decisão dependente de direção. Estas funções só podem ser implementadas onde tanto entradas de tensão e corrente estejam disponíveis. Para estas funções é necessária uma verificação direcional, cuja saída pode bloquear o sinal de Arranque caso a direção do defeito esteja errada. Nos produtos MiCOM existem normalmente vários estágios independentes para cada uma das funções, e para funções trifásicas existem normalmente estágios independentes para cada uma das três fases. Tipicamente, nos produtos MiCOM, os estágios 1, 2 e 5 (se disponíveis) usam uma função de temporização IDMT, enquanto que os estágios 3, 4 e 6 (se disponíveis) usam uma função de temporização de Tempo Definido. Se o atraso de DT estiver definido como '0', a função é dita "instantânea". Em muitas instâncias, o termo 'proteção instantânea" é usado imprecisamente para descrever estágios de proteção de Tempo Definido, mesmo quando o estágio pode teoricamente não ser instantâneo.

2.2.1

FUNÇÃO PARAR TEMPORIZADOR

Este recurso pode ser útil em certas aplicações, tais como quando graduando com relés eletromecânicos de sobrecorrente a montante que possuem atrasos de reset inerentes. Se o temporizador de espera for definido com um valor diferente de zero, o reset dos temporizadores do elemento de proteção será atrasado por este período. Isto permite que o elemento se comporte de forma semelhante a um relé eletromecânico. Se o temporizador de espera for definido como zero, o temporizador de sobrecorrente para aquele estágio irá sofrer reset instantaneamente assim que a corrente cair abaixo de uma percentagem especificada no parâmetro de corrente (tipicamente 95%). Outra situação possível em que a função temporizador de espera pode ser usada para reduzir tempos de solução de defeitos é para defeitos intermitentes. Um exemplo disto pode ocorrer num cabo com isolamento plástico. Nesta aplicação é possível que a energia do defeito funda e sele novamente o isolamento do cabo, extinguindo o defeito desta maneira. Este processo repete-se criando uma sucessão de pulsos de corrente de defeito, com duração crescente e redução dos intervalos entre pulsos até que o defeito se torne permanente. Quando o tempo de reset é instantâneo, o dispositivo sofrerá reset repetidamente e não será capaz de disparar até que o defeito se torne permanente. Usando a função Temporizador de espera o dispositivo irá integrar os pulsos de corrente de defeito, reduzindo assim o tempo de solução do defeito. A função Temporizador de Espera só está disponível para estágios com a função IDMT, e é controlada pelos parâmetros de reset do temporizador para o estágio relevante (p.ex. I>1 tRepos, I>2 tRepos). Estas células não estão visíveis para as curvas IEEE/US se uma característica de reset de tempo inverso tiver sido selecionada, porque neste caso o tempo de reset está determinado pelo parâmetro do dial de ajuste de tempo (TDS).

96

P14D-TM-PT-7

P14D

3

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE FASE

Defeitos de corrente de defeito são defeitos em que a corrente de defeito circula entre duas ou mais fases de um sistema de potência trifásico. A corrente de defeito pode ser apenas entre os condutores das fases ou entre dois ou mais condutores de fases e a terra. Existem três tipos de defeito de fase: ● Fase-Fase (responsável por aproximadamente 8% de todas os defeitos) ● Fase-Fase-Terra (responsável por aproximadamente 5% de todas os defeitos) ● Fase-Fase-Fase (responsável por aproximadamente 2% de todas os defeitos) Ainda que não tão comuns quanto os defeitos à terra (linha única para a terra), os defeitos de fase são tipicamente mais severos. Um exemplo de um defeito de fase é quando um galho caído de uma árvore conecta duas ou mais fases de uma linha aérea.

3.1

IMPLEMENTAÇÃO DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE FASE

A Proteção de Sobrecorrente de Fase é implementada na coluna SOBRECORRENTE de um grupo de parâmetros relevante. O produto fornece seis estágios de proteção de sobrecorrente trifásica com características de atraso independentes. Todos os parâmetros se aplicam a todas as três fases, mas são independentes para cada um dos seis estágios. Os estágios 1, 2 e 5 fornecem opções de características de operação e reset, onde se pode selecionar entre: ● Uma gama de curvas normais de IDMT (Tempo Definido Mínimo Inverso) ● Uma gama de curvas definidas pelo utilizador ● DT (Tempo definido) Isto é obtido usando as células ● I>(n) Função para a característica de operação de sobrecorrente ● I>(n) Reset Car. para a característica de reset de sobrecorrente ● I>(n) UtlRstCarac para a característica de reset para curvas definidas pelo utilizador onde (n) é o número do estágio. Os estágios com IDMT, (1,2 e 5) também fornecem uma função Temporizador de Espera (on page96). Isto é configurado usando as células I>(n) tRepos, onde (n) é o número do estágio. Isto não se aplica para curvas baseadas na norma IEEE. Os estágios 3, 4 e 6 podem ter apenas características de tempo definido.

P14D-TM-PT-7

97

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

3.2

P14D

LÓGICA DE SOBRECORRENTE NÃO DIRECIONAL I>1 Arranque - A

IA

&

I >1 Ajuste Corr. IA 2Harm.Arranq.

&

&

I>1 Disparo A

IDMT/DT

Timer Settings

I> Bloqueio

2H Bloqueio I >1

2H 1f BLOQUEIO

I>1 Arranque - B

IB

&

I >1 Ajuste Corr. IB 2Harm.Arranq.

&

&

IDMT/DT

I>1 Disparo B

Timer Settings

I> Bloqueio

2H Bloqueio I >1

2H 1f BLOQUEIO

I >1 Arranque - C

IC

&

I >1 Ajuste Corr. IC 2Harm.Arranq.

&

&

IDMT/DT

Timer Settings

I> Bloqueio

I>1 Disparo C

1

I>1 Arranque

1

I>1 Disparo

2H Bloqueio I >1

2H 1f BLOQUEIO

I 2Harm.Arranq.

I> Bloqueio

&

Notas: Este diagrama não apresenta todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares. Bloqueio de AR só está disponível nos estágios 3, 4 e 6.

2H Bloqueio I >1

2H 1f BLOQUEIO I >1 Timer Block

Prot.Princ.Bloq.

&

I > Bloqueio

RELIG. Bloq. I>3

Bloqueio de AR disponível apenas nos estágios TD

V00601

Figura 25: Diagrama Lógico de Sobrecorrente Não Direcional Nota: *1 Os limiares dos parâmetros são influenciados pelas funções de Tensão Dependente e Arranque com Carga Fria *2 A função de Blindagem de Carga só está disponível para os estágios 1, 2 e 5 e em determinados modelos *3 O bloqueio de Religação Automática só está disponível para os estágios 3, 4 e 6 e em determinados modelos *4 Os parâmetros do temporizador são influenciados pelo Arranque com Carga Fria e Lógica Seletiva de Sobrecorrente

Os Módulos de Sobrecorrente de Fase são detectores de nível que detectam quando a amplitude da corrente excede um limiar definido. Quando isto acontece o Módulo de Sobrecorrente de Fase em questão emite um sinal, que é processado com alguns sinais de bloqueio para gerar o sinal de Partida. Este sinal de Partida. é processado com outros sinais de bloqueio e aplicado ao módulo de temporizador IDMT/DT. Também é disponibilizado diretamente ao utilizador para uso no PSL. Para cada estágio existem três Módulos de Sobrecorrente de Fase, um para cada fase. Os três sinais de Partida. de cada uma das fases passam por uma porta OR para criar um sinal de 3-phase Start. As saídas dos módulos de temporizador IDMT/DT são sinais de disparo usados para acionar o relé de saída de disparo. Estes sinais de disparo também passam por uma porta OR para criar um sinal de 3-phase Trip.

98

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Os módulos de temporizador IDMT/DT podem ser bloqueados por: ● Um Bloqueio de Temporizador de Sobrecorrente de Fase (I>(n) Tempo Bloq.) ● Para modelos com a função Religação Automática, um sinal de bloqueio de Religação Automática, gerado pelo DDB Prot.Princ.Bloq. e os parâmetros relevantes da célula I>Bloqueio. Isto só é válido para os estágios apenas de DT Se algum dos sinais acima estiver alto, ou for para o nível alto antes que o temporizador tenha esgotado, o módulo temporizador IDMT/DT é inibido (sofre reset) até que o sinal de bloqueio vá para nível baixo novamente. Existem sinais de bloqueio de temporizador de sobrecorrente de fase separados, que são independentes para cada estágio de sobrecorrente. O sinal de arranque pode ser bloqueado por: ● A função de bloqueio de Segunda Harmónica em cada fase ou em todas as três fases. Os bits relevantes são definidos na célula I> Bloqueio e isto é combinado com os DDBs relevantes de bloqueio de segunda harmónica. ● A função de Blindagem de Carga em cada fase ou em todas as três fases. Os bits relevantes são definidos na célula I> Bloqueio 2 e isto é combinado com os DDBs relevantes de bloqueio de Blindagem de Carga. O tipo de dado G14 é usado para o parâmetro I>Bloqueio: Número do Bit

Função I> Bloqueio

Bit 0

VTS Bloq. I>1

Bit 1

VTS Bloq. I>2

Bit 2

VTS Bloq. I>3

Bit 3

VTS Bloq. I>4

Bit 4

VTS Bloq. I>5

Bit 5

VTS Bloq. I>6

Bit 6

RELIG. Bloq. I>3

Bit 7

RELIG. Bloq. I>4

Bit 8

RELIG. Bloq. I>6

Bit 9

2H Bloqueio I>1

Bit 10

2H Bloqueio I>2

Bit 11

2H Bloqueio I>3

Bit 12

2H Bloqueio I>4

Bit 13

2H Bloqueio I>5

Bit 14

2H Bloqueio I>6

Bit 15

2H 1f BLOQUEIO

Podem ser definidos através da IHM do Painel frontal ou com o software aplicativo de configuração. O parâmetro do limiar de Sobrecorrente de Fase pode ser influenciado pelas funções Arranque com Carga Fria (CLP) (on page137) e Sobrecorrente Dependente de Tensão (VDep OC) (on page107), se estas funções estiverem disponíveis e forem usadas. Da mesma forma, os parâmetros do temporizador podem ser influenciados pela função Lógica Selectiva (on page140).

3.3

ELEMENTO DIRECIONAL

Se a corrente de falha puder fluir em ambos os sentidos em um local protegido, você precisará usar um elemento de sobrecorrente direcional para determinar o sentido da falha. Uma vez que a direção tenha sido determinada, o dispositivo poderá decidir se permite o desarme ou bloqueia o desarme. Para determinar o sentido de uma falha de sobrecorrente de fase, o dispositivo deve comparar o ângulo de fase da corrente de falha com o respectivo

P14D-TM-PT-7

99

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

ângulo de uma referência conhecida. O ângulo de fase desta referência conhecida deve ser independente da fase com falha. Tipicamente, usa-se a tensão de linha entre as outras duas fases. Os elementos de falha de fase dos IEDs são polarizados internamente pelas tensões de quadratura fase-a-fase, como mostrado na tabela abaixo: Fase da proteção

Corrente de operação

Tensão de polarização

Fase A

IA

VBC

Fase B

IB

VCA

Fase C

IC

VAB

Sob condições de falha do sistema, o vetor de corrente de falha possui a tensão nominal de fase atrasada de um ângulo que depende da relação X/R do sistema. O IED deve, portanto, operar com sensibilidade máxima para correntes que ficam nesta região. Isto é obtido com a configuração de ângulo característico (RCA) do IED. O RCA é o ângulo de deslocamento que deve existir entre a corrente aplicada ao IED e a tensão aplicada ao IED, para se obter a máxima sensibilidade. Existem duas formas de mudar a configuração dos ângulos de característica e de desarme. Isto é controlado pelo valor da célula Dir Car. Ajuste, na coluna CONFIG SISTEM. Esta configuração fornece duas opções: Simples e Avançada. No modo Avançado, o ângulo característico pode ser definido independentemente em cada estágio. No estágio 1, por exemplo, este seria o valor I>I>1 Car Angulo. É possível definir ângulos característicos em qualquer lugar dentro da faixa de – 180° a + 180°. O ângulo de abertura da zona de desarme direta ou reversa também pode ser definido independentemente em cada estágio. Isto permite que você defina um ângulo de desarme de menos do que 180° em cada estágio. No estágio 1, por exemplo, você faz isso usando a configuração I>1 Disp Angulo. No modo Simples, o ângulo só pode ser alterado globalmente para todos os estágios de sobrecorrente. Uma verificação direcional é realizada com base nos seguintes critérios: Direcional direta

Ð V + RCA - 90° + (180° - ângulo de desarme)/2 < Ð I < Ð V + RCA +90° - (180° - ângulo de desarme)/2 Direcional reversa

Ð V + RCA - 90° - (180° - ângulo de desarme)/2 > Ð I > Ð V + RCA +90° + (180° - ângulo de desarme)/2 Isto pode ser melhor visualizado no diagrama a seguir:

100

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Linha de torque zero fase A

Ângulo de torque Ângulo de desarme avante

Ângulo de desarme reverso

V00747 Figura 26: Ângulos de desarme direcionais

3.3.1

POLARIZAÇÃO SÍNCRONA

Para um defeito trifásico em primeiro plano, todas as três tensões irão a zero e não haverá tensão de fase presente. Por este motivo, o dispositivo inclui um recurso de polarização síncrona que armazena as informações de tensão pré-defeito e continua a aplicá-las aos elementos de sobrecorrente direcional por um período de tempo de alguns segundos. Isto assegura que os elementos de sobrecorrente direcional instantâneos ou com atraso poderão operar, mesmo com um colapso de tensão trifásica.

P14D-TM-PT-7

101

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

3.3.2

P14D

LÓGICA DE SOBRECORRENTE DIRECIONAL IA

I>1 Partida - A

&

I >1 Ajuste Corr. IA 2Harm.Partida

&

IDMT/DT

I>1 Disparo A

&

I> Bloqueio

Timer Settings

2H Bloqueio I >1

2H 1F BLOQUEIO

I 2Harm.Partida

&

I> Bloqueio

Notas: Este diagrama não apresenta todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares . Este diagrama não mostra todas as fases . As demais fases seguem princípios similares . A funcionalidade de bloqueio por invasão de carga só está disponível nos estágios 1, 2 e 5, e nos modelos direcionais selecionados. Bloqueio de AR só está disponível nos estágios 3, 4 e 6

2H Bloqueio I >1

2H 1F BLOQUEIO Blindaj.Z1 Carga

&

Função Blindag .

Trifásico (Z1)

I> Bloqueio 2

BL.Bloqueio I >1

Bloqueio por invasão de carga disponível nos estágios 1, 2 e 5

IA

VAB I >1 Direção TPS Bloq.Rápido

&

Directional check

I> Bloqueio

TPS Bloqueio I >1

I >1 Car Angulo

I>1 Disp Angulo I>1 Temp Bloq .

Prot.Princ.Bloq.

&

I>Blocking

RELIG. Bloq. I>3

Bloqueio de AR disponível apenas nos estágios TD

V00743

Figura 27: Diagrama lógico de sobrecorrente direcional (Mostrada apenas a fase A) A Supervisão de Transformador de Tensão (VTS) só pode ser usada para bloquear a operação de elementos de sobrecorrente direcionais. Consegue-se isso por meio da célula I>Bloqueio. Quando o respectivo bit é colocado em 1, a operação do VTS bloqueará o estágio, se estiver direcional. Quando o bit estiver em 0, o estágio voltará a ser não direcional quando o VTS retornar a operar.

3.4

CONFIGURAÇÕES DE SOBRECORRENTE DE FASE DO MODELO H

Nota: Esta seção se aplica apenas ao modelo H.

102

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

No P14D modelo H, os seguintes valores de configuração do estágio 1 de sobrecorrente foram modificados: ● O valor máximo de configuração de atraso de tempo para o estágio 1, (I>1 Tempo Atraso), foi aumentado para 8 horas (28800 segundos). ● O valor máximo de configuração de dial de tempo para o estágio 1, (I>1 Tempo Dial), foi aumentado para 8 horas (28800 segundos). ● O valor máximo de configuração de adição de tempo definido para o estágio 1, (I>1 DT Adicional), foi aumentado para 8 horas (28800 segundos). ● O valor máximo de configuração de tempo de reset definido para o estágio 1, (I>1 DT Adder), foi aumentado para 8 horas (28800 segundos).

3.5

NOTAS DE APLICAÇÃO

3.5.1

ALIMENTADORES PARALELOS 33 kV

R2 OC/EF

R1 OC/EF

SBEF R4 DOC/DEF OC/EF

R3 DOC/DEF OC/EF 11 kV

R5 OC/EF

Cargas

E00603

Figura 28: Sistema típico de distribuição usando transformadores paralelos Na aplicação mostrada no diagrama, um defeito em ‘F’ poderia resultar na operação de R3 e R4 culminando na perda de alimentação para o barramento de 11 kV. Assim, com esta configuração do sistema, é necessário aplicar dispositivos de proteção direcional nestes locais programados para olhar para dentro dos seus respectivos trransformadores. Estes dispositivos devem coordenar-se com os dispositivos não direcionais, R1 e R2, para garantir uma operação discriminada durante estas condições de defeito. Nesta aplicação, R3 e R4 podem normalmente requerer elementos de proteção de sobrecorrente não direcional para proteger o barramento de 11 kV, além de fornecer uma função de reserva para os dispositivos de sobrecorrente nos alimentadores de saída (R5). Para esta aplicação, o estágio 1 da proteção de sobrecorrente R3 e R4 seria definido como não direcional e graduado no tempo com R5, usando uma característica adequada de atraso. O estágio 2 poderia então ser definido como direcional (olhando na direção do transformador) e também ter uma característica que fornecesse

P14D-TM-PT-7

103

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

a coordenação correta com R1 e R2. A direção para cada um dos estágios de sobrecorrente aplicáveis pode ser definida na célula I>Direção. Nota: Os princípios definidos para a aplicação com transformadores paralelos são igualmente aplicáveis para alimentadores simples que estejam a operar em paralelo.

3.5.2

CONFIGURAÇÕES DE REDE EM ANEL

Fonte

2.1s

2.1s

0.1s

0.1s Carga

Carga 1.7s

Carga 1.7s

0.5s

Carga 0.5s

Carga 1.3s

1.3s

Carga

0.9s

0.9s

E00604

Figura 29: Rede em anel típica com proteção de sobrecorrente associada A corrente circula em ambas as direções através dos vários locais dos dispositivos, portanto são necessários dispositivos de sobrecorrente direcional para se obter a discriminação correta. O procedimento normal de escalonamento para dispositivos de sobrecorrente protegendo um circuito de rede em anel é abrir o anel no ponto de abastecimento e escalonar os dispositivos primeiro no sentido horário e depois no anti-horário. As setas mostradas nos diversos locais dos dispositivos ilustram a direção da operação à frente dos dispositivos respectivos (ou seja, os dispositivos direcionais estão definidos para olhar para o alimentador que estão protegendo). O diagrama mostra parâmetros típicos de tempo (assumindo que seja usada coordenação de tempo definido), das quais se pode ver que qualquer defeito nas interconexões entre estações são solucionadas discriminadamente pelos dispositivos em cada extremo do alimentador. Qualquer um dos estágios de sobrecorrente pode ser configurado como direcional e coordenado, mas tenha em mente que as características IDMT não podem ser selecionadas em todos os estágios.

104

P14D-TM-PT-7

P14D

3.5.3

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO

Devem ser aplicados princípios padronizados no cálculo dos parâmetros necessários de corrente e tempo. O exemplo explicado abaixo mostra um cálculo típico de parâmetros e descreve como os parâmetros são aplicados. Este exemplo é para um dispositivo alimentando um quadro de distribuição de BT e faz os seguintes pressupostos: ● Relação do TI = 500/1 ● Corrente a plena carga do circuito = 450 A ● Proteção mais lenta à frente = Fusível de 100 A O parâmetro de corrente no dispositivo deve considerar tanto a máxima corrente de carga como a relação de reset, portanto: I> deve ser maior que: 450/0,95 = 474 A. O dispositivo permite que os parâmetros de corrente sejam aplicados a valores do primário ou secundário. Isto é feito definindo a célula Ajust.Parâmetros da coluna CONFIGURAÇÃO. Quando esta célula é definida como primário, todos os valores de parâmetros de sobrecorrente de fase são escalados pela relação programada do TI, que é encontrada na coluna RELAÇÃO TI E TT [0A]. Neste exemplo, assumindo que sejam usadas correntes do primário, a relação deve ser programada como 500/1. O parâmetro necessário é 0,95 A em termos de corrente do secundário ou 475 A em termos do primário. Agora precisa ser escolhida uma característica adequada de atraso. Quando se coordena com fusíveis colocados à frente, a característica aplicada deve ser combinada com a característica do fusível. Portanto, assumindo que seja usada a coordenação IDMT, uma característica Extremamente Inversa (EI) seria normalmente escolhida. É encontrada na célula I>1 Função como IEC E Inversa. Finalmente, um parâmetro multiplicador de tempo adequado (TMS) deve ser calculado e introduzido na célula I>1 TMS.

3.5.4

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO (ELEMENTO DIRECIONAL)

Os parâmetros de corrente aplicados para dispositivos de sobrecorrente direcional são dependentes da aplicação em questão. Numa configuração de alimentador paralelo, a corrente de carga está sempre a circular na direção de não operação. Assim, o parâmetro de corrente deve ser menor que a especificação de plena carga do circuito; tipicamente 50% de In. Nota: O parâmetro mínimo que pode ser aplicado tem que ter em conta a especificação térmica do IED. Alguns dispositivos eletromecânicos de sobrecorrente direcional possuem características para suportar continuamente apenas o dobro do parâmetro de corrente aplicado e assim 50% da especificação era o parâmetro mínimo que poderia ser aplicado. Com os dispositivos Px4x, a especificação contínua de corrente é 4 vezes a corrente nominal, assim é possível aplicar parâmetros muito mais sensíveis se necessário.

É preciso observar algumas limitações dos parâmetros quando se aplica proteção de sobrecorrente direcional na ponta de entrada de alimentadores paralelos. Estes parâmetros mínimos seguros são concebidos para assegurar que não haja possibilidade de disparos indesejados durante a solução de um defeito na fonte. Para uma carga linear do sistema, estes parâmetros são como segue: ● Alimentadores simples paralelos: estabelecer para 50% da corrente de carga pré-defeito ● Alimentadores com transformadores paralelos: estabelecer para 87% da corrente de carga pré-defeito Quando as limitações de parâmetros acima são infringidas, é mais provável que uma proteção independente de tempo emita um disparo indesejado que uma proteção dependente de tempo, durante a solução de um defeito na fonte. Onde as limitações de parâmetros acima são infringidas sem alternativa, uma proteção segura de defeito de fase pode ser fornecida por dispositivos que tenham lógica de disparo com 2 de 3 proteções direcionais.

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105

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

Numa aplicação de rede em anel é possível que a corrente de carga flua em ambas as direções através do ponto de transferência. Portanto, o parâmetro de corrente deve estar acima da máxima corrente de carga, como numa aplicação padrão não direcional. Os parâmetros requeridos de ângulo característico para dispositivos direcionais irão diferir dependendo da aplicação exata em que eles são usados. Os parâmetros recomendados de ângulo característico são como segue: ● Alimentadores simples, ou aplicações com um ponto de aterramento (fonte de sequência zero) atrás do local do dispositivo, devem usar um parâmetro RCA de +30° ● Alimentadores com transformadores, ou aplicações com uma fonte de sequência zero na frente do local do dispositivo, devem usar um parâmetro RCA de +45° Enquanto seja possível definir o RCA para ser exatamente igual ao ângulo de defeito do sistema, recomenda-se que sejam seguidas as diretrizes acima, pois estes parâmetros fornecem desempenho e estabilidade satisfatórios numa ampla gama de condições do sistema.

106

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

4

ELEMENTO DE SOBRECORRENTE DEPENDENTE DE TENSÃO

OS IEDs de sobrecorrente são coordenados em todo o sistema de forma se obter uma operação em cascata. Isto significa que a falha de disparo de um disjuntor a jusante por uma condição de defeito, seja devido a defeito de um dispositivo de proteção ou do disjuntor em si, poderia resultar no disparo do disjuntor imediatamente a montante. Entretanto, onde alimentadores longos são protegidos por IEDs de sobrecorrente, a detecção de defeitos remotos de fase-fase pode mostrar-se difícil devido ao fato de que o levantamento de corrente dos elementos de sobrecorrente de fase deve ser definido acima da máxima corrente de carga, limitando assim a sensibilidade mínima do elemento. Se a corrente vista por um dispositivo local para uma condição de defeito remoto estiver abaixo do seu parâmetro de sobrecorrente, um elemento dependente de tensão pode ser usado para aumentar a sensibilidade a estes defeitos. Como ocorrerá uma redução na tensão do sistema durante as condições de sobretensão, isto pode ser usado para melhorar a sensibilidade da proteção da sobrecorrente reduzindo o nível de detecção. Dispositivos de sobrecorrente dependentes de tensão são frequentemente usados em aplicações de proteção de geradores para poder dar a sensibilidade adequada para condições de defeito em primeiro plano. A característica de defeito desta proteção deve então coordenar com qualquer um dos dispositivos de sobrecorrente à frente que respondam à condição de queda da corrente. Se daí em diante acontecer que o dispositivo tenha que ser aplicado a um alimentador de saída de uma estação geradora, o uso de proteção de sobrecorrente dependente de tensão no alimentador pode permitir melhor coordenação com o dispositivo Dependente de Tensão no gerador.

4.1

IMPLEMENTAÇÃO DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DEPENDENTE DE TENSÃO

A Proteção de Sobrecorrente Dependente de Tensão (VDep OC) é implementada na coluna SOBRECORRENTE de um grupo de parâmetros relevante, no subtítulo V DEPENDENTE O/C. A função está disponível para os estágios 1, 2 e 5 do elemento principal de sobrecorrente. Quando VDep OC está activado, o parâmetro do limiar de sobrecorrente é modificado quando a tensão cai abaixo de um limiar definido. Se for selecionada a operação de sobrecorrente dependente de tensão, o elemento pode ser definido por um de dois modos, sobrecorrente controlada por tensão ou sobrecorrente restrita pela tensão. O modo de operação é definido na célula V Dep OC Estado de acordo com o tipo de dado G100 como segue: O Tipo de dado G100 é uma string indexada e é usado para o parâmetro V Dep O/C Estado: Número da String

Opções V Dep O/C

0

Desactivo

1

VCO I>1

2

VCO I>2

3

VCO I>1 & I>2

4

VCO I>5

5

VCO I>1&I>2&I>5

6

VCO I>1 & I>5

7

VCO I>2 & I>5

8

VRO I>1

9

VRO I>2

10

VRO I>5

11

VRO I>1 & I>2

12

VRO I>1 & I>5

13

VRO I>2 & I>5

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107

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

Número da String

Opções V Dep O/C

14

VRO I>1&I>2&I>5

4.1.1

PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE CONTROLADA POR TENSÃO

No modo de operação Operação Controlada por Tensão (VCO), o detector de subtensão é usado para gerar uma alteração em degrau no parâmetro de corrente do relé, quando a tensão cai abaixo do parâmetro de tensão V Dep.OC V<1 Set. A característica de operação do parâmetro de corrente quando o modo controlado por tensão é selecionado é a seguinte: Configuração de corrente

Valor de corrente de detecção

K x valor de detecção de corrente

Configuração de limiar de tensão

Tensão medida

E00642

Figura 30: Modificação do nível de aceitação da corrente para proteção de sobrecorrente controlada por tensão

4.1.2

PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE RESTRITA PELA TENSÃO

No modo Operação Restrita pela Tensão (VRO) a corrente efetiva de operação do elemento de proteção varia continuamente conforme a tensão aplicada varia entre dois limites de tensão. Este modo de proteção é considerado mais adequado para aplicações onde o gerador está conectado ao sistema via um transformador gerador. Com conexão indireta do gerador, um defeito permanente fase-fase no barramento local resultará apenas num colapso parcial de tensão fase-fase nos terminais do gerador. O parâmetro de corrente restrita pela tensão está relacionado com a tensão medida como segue: ● Se V for maior que V<1, o parâmetro de corrente (Ιs) = Ι> ● Se V for maior que V<2, mas menor que V<1, o parâmetro de corrente (Ιs) =

KI > + ( I > − KI )

V −V < 2 V < 1−V < 2

● Se V for menor que V<2, o parâmetro de corrente (Ιs) = K.Ι> onde: ● ● ● ● ●

108

Ι> = parâmetro do estágio de sobrecorrente Ιs = parâmetro de corrente na tensão V V = tensão aplicada ao elemento do relé V<1 = V Dep.OC V<1 Set V<2 = V Dep.OC V<2 Set

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Configuração de corrente

I> Ajustar

KI> Ajuste

Tensão medida

V<1 Ajuste

V<2 Ajuste

E00643

Figura 31: Modificação do nível de aceitação de corrente para proteção de sobrecorrente restrita pela tensão

4.2

LÓGICA DE SOBRECORRENTE DEPENDENTE DE TENSÃO

V Dep.O/C Estado

VCO I>1

&

VRO I>1

1

VCO Arranque -AB

VAB V Dep.OC V<1 Set

I >1 Ajuste Corr.

Applied Current Threshold

× V Dep.O/C k Set

1

VAB

&

V Dep.OC V<1 Set

I >1 Ajuste Corr.

VAB

&

V Dep.OC V<2 Set

I >1 Ajuste Corr.

× V Dep.O/C k Set

&

VAB

&

V Dep.OC V<2 Set

VAB

Nota : Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

V Dep.OC V<1 Set

V Dep.O/C k Set

I >1 Ajuste Corr.

Functional Operator

VAB

V00644

Figura 32: Lógica de sobrecorrente dependente de tensão (fase A para fase B) O parâmetro de limiar de corrente para a função de Sobrecorrente é determinado pela tensão.

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109

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

Se a tensão for maior que V<1 Set, o parâmetro normal de sobrecorrente I>(n) Ajuste Corr. é usado. isto aplica-se aos modos VCO e VRO. Se a tensão for menor que V<1 Set E estiver no modo VCO, o parâmetro de sobrecorrente I>(n) Ajuste Corr. é multiplicado pelo fator definido por V Dep.O/C k Set. Se a tensão for menor que V<2 Set E estiver no modo VRO, o parâmetro de sobrecorrente I>(n) Ajuste Corr. é multiplicado pelo fator definido por V Dep.O/C k Set. Se a tensão estiver entre V<1 Set e V<2 Set E estiver no modo VRO, o parâmetro de sobrecorrente é multiplicado por um operador funcional para determinar o parâmetro.

4.3

NOTAS DE APLICAÇÃO

4.3.1

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO

O parâmetro V Dep.O/C k deve ser definido baixo o suficiente para permitir a operação em defeitos remotos fasefase, tipicamente:

k=

IF 1.2 I >

onde: ● IF = corrente mínima de defeito esperada para o defeito remoto ● I> = parâmetro de corrente de fase para o elemento ter controlo VCO Exemplo Se o dispositivo de sobrecorrente tiver um parâmetro de 160% In, mas a corrente mínima de defeito para a condição de defeito remota for de apenas 80% In, então o fator necessário será dado por:

k=

0.8 = 0.42 1.6 ×1.2

O limiar de tensão, parâmetro Vdep OC V< será definido abaixo da menor tensão do sistema que possa ocorrer sob condições normais de operação, garantindo a detecção correta do defeito remoto.

110

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P14D

5

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

SELEÇÃO DE LIMIAR DE PARÂMETRO DE CORRENTE

O parâmetro do limiar usado no detector de nível depende de haver uma condição Dependente de Tensão ou uma condição de Arranque com Carga Fria. A função de Sobrecorrente seleciona o limiar de acordo com o seguinte diagrama: Arranque

Existe uma condição Dependente de Tensão?

Sim

Use o limiar calculado pela função Dependente de Tensão

Não

Existe uma condição de Arranque com Carga Fria?

Sim

Use o limiar de corrente definido na coluna ARR.CARGA FRIO

Não

Use o limiar de corrente definido na coluna SOBRECORRENTE

Fim

V00646

Figura 33: Selecionando o parâmetro do limiar de corrente

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111

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

6

P14D

PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE SEQUÊNCIA NEGATIVA

Quando se aplica proteção padrão de sobrecorrente de fase, os elementos de sobrecorrente devem ser definidos significativamente mais altos que a máxima corrente de carga, desta forma limitando a sensibilidade dos elementos. A maioria dos esquemas de proteção também usam um elemento de defeito à terra operando com corrente residual, o que melhora a sensibilidade para defeitos à terra. Entretanto, podem surgir certos defeitos que podem permanecer não detectados por estes esquemas. Nestes casos podem ser usados elementos de Sobrecorrente de Sequência Negativa. Qualquer condição de defeito desequilibrado irá produzir uma componente de corrente de sequência negativa. Portanto, um elemento de sobrecorrente de sequência negativa de fase pode ser usado para defeitos fase-fase e fase-terra. A proteção de Sobrecorrente de Sequência Negativa oferece as seguintes vantagens: ● Os elementos de sobrecorrente de sequência negativa de fase são mais sensíveis a defeitos resistivos fasefase, onde os elementos de sobrecorrente de fase podem não operar. ● Em certas aplicações, a corrente residual pode não ser detectada por um elemento de defeito à terra devido à configuração do sistema. Por exemplo, um elemento de defeito à terra aplicado no lado triângulo de um transformador triângulo-estrela é incapaz de detectar defeitos à terra do lado estrela. Entretanto, a corrente de sequência negativa estará presente em ambos os lados do transformador para qualquer condição de defeito, independente da configuração do transformador. Portanto, um elemento de sobrecorrente de sequência negativa de fase pode ser usado para fornecer proteção atrasada de reserva para qualquer defeito assimétrico não solucionado a jusante. ● Quando máquinas rotativas são protegidas por fusíveis, a perda de um fusível produz uma grande corrente de sequência negativa. Esta é uma condição perigosa para a máquina devido ao efeito de aquecimento da corrente de sequência negativa de fase. Um elemento de sobrecorrente de sequência negativa de fase situado a montante poderia ser aplicado para fornecer proteção de reserva para relés dedicados de proteção de motores. ● Pode ser suficiente simplesmente disparar um alarme para indicar a presença de correntes de sequência negativa de fase no sistema. Os operadores podem então investigar a causa do desequilíbrio.

6.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE SEQUÊNCIA NEGATIVA

A Proteção de Sobrecorrente de Sequência Negativa é implementada na coluna SOBRECOR.SEQ.NEG do grupo de parâmetros relevante. O produto fornece quatro estágios de proteção de sobrecorrente de sequência negativa com características de atraso independentes. Os estágios 1 e 2 fornecem opções de características de operação e reset, onde pode selecionar entre: ● Uma gama de curvas normais de IDMT (Tempo Definido Mínimo Inverso) ● Uma gama de curvas definidas pelo utilizador ● DT (Tempo definido) Isto é obtido usando as células ● I2>(n) Função para a característica de operação de sobrecorrente ● I2>(n) Reset Car. para a característica de reset de sobrecorrente ● I2>(n) UtlRstCarac para a característica de reset para curvas definidas pelo utilizador onde (n) é o número do estágio. Os estágios com IDMT, (1 e 2) também fornecem uma função Parar temporizador (on page96). Isto é configurado usando as células I2>(n) tRepos, onde (n) é o número do estágio. Isto não se aplica para curvas baseadas na norma IEEE. Os estágios 3 e 4 podem ter apenas características de tempo definido.

112

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

6.2

LÓGICA DE SOBRECORRENTE DE SEQUÊNCIA NEGATIVA NÃO DIRECIONAL I2

I 2>1 Arranque

&

I2 >1 Ajuste Corr

&

IDMT/DT

I2>1 Disparo

CTS Bloqueio

Timer Settings

I2 > Inibido

I 2Harm.Arranq. I2> Bloqueio

2H Bloqueio I 2>1

&

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares.

I2>1 Tempo Bloq.

V00607

Figura 34: Lógica de Sobrecorrente de Sequência Negativa - operação não direcional Para Proteção de Sobrecorrente de Sequência Negativa de Fase, o valor elétrico I2> é comparado com a tensão limite I2>1 Ajuste Corr. Se o valor exceder este parâmetro é gerado um sinal de Arranque (I2>(n) Partida), desde que não haja bloqueio. O comparador possui uma histerese de 5% de forma que o valor de queda é 0,95 x o limiar de corrente definido. A função pode ser bloqueada por um sinal de Inibição, CTS, ou bloqueio de segunda harmónica. O sinal I2>Partida é aplicado num temporizador para gerar o sinal I2> disparo. O temporizador pode ser bloqueado pelo sinal de bloqueio do temporizador I2> (n) Tempo Bloq.. Este diagrama e a descrição aplicam-se a cada estágio.

6.3

ELEMENTO DIRECIONAL

Onde a corrente de sequência negativa de fase pode circular em qualquer direção através de um local de IED, tais como sistemas de rede em anel com linhas paralelas, deve-se usar controlo direcional. A direção é obtida comparando o ângulo entre a tensão de sequência negativa de fase e a corrente de sequência negativa de fase. Está disponível um elemento direcional para todos os estágios de sobrecorrente de sequência negativa. Isto é encontado na célula I2> Direção para o estágio relevante. Pode ser definida como não direcional, direcional directo ou direcional inverso. Um parâmetro adequado para o ângulo característico (I2> Angulo Carat) é escolhido para proporcionar o melhor desempenho. Este parâmetro deveria ser definido igual ao ângulo de fase da corrente de sequência negativa em relação à tensão invertida de sequência negativa (–V2), para poder estar no centro da característica direcional.

P14D-TM-PT-7

113

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

6.3.1

P14D

LÓGICA DE SOBRECORRENTE DE SEQUÊNCIA NEGATIVA DIRECIONAL I2

I2>1 Arranque

&

I2 >1 Ajuste Corr

&

&

IDMT/DT

I2 >1 Disparo

CTS Bloqueio

I2 > Inibido

Timer Settings

I 2Harm.Arranq. I2> Bloqueio

2 H Bloqueio I2>1

& Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

I2 >1 Direcional

V2 I2> V2pol Ajuste

Directional check

VTS Bloq. Lento

I2> Bloqueio

VTS Bloq. I2>1

&

I2> Angulo Carat I2>1 Tempo Bloq.

V00608

Figura 35: Lógica de Sobrecorrente de Sequência Negativa - operação direcional A direção é obtida comparando o ângulo entre a tensão de sequência negativa de fase e a corrente de sequência negativa de fase. O elemento pode ser selecionado para operar tanto na direção à frente como na direção inversa. Um parâmetro adequado de ângulo característico (I2>Angulo Carat) é escolhido para proporcionar o melhor desempenho. Este parâmetro deveria ser definido igual ao ângulo de fase da corrente de sequência negativa com relação à tensão invertida de sequência negativa (–V2), para poder estar no centro da característica direcional. Para que os elementos direcionais de sequência negativa de fase operem, o dispositivo deve detectar uma tensão de polarização acima do limite mínimo I2>V2pol Ajuste. Este deve ser definido maior que qualquer tensão de equilíbrio de sequência negativa de fase. Isto pode ser estabelecido durante o estágio de comissionamento verificando as medições de sequência negativa de fase no dispositivo. Quando o elemento é escolhido como direcional (apenas dispositivos direcionais), está disponível uma opção VTS Bloq. Quando o bit relevante é definido como 1, a operação da Supervisão do Transformador de Potencial (VTS) bloqueará o estágio. Quando definido como 0, o estágio irá reverter para não direcional.

6.4

NOTAS DE APLICAÇÃO

6.4.1

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO (LIMIAR DE CORRENTE)

O limiar de detecção de corrente deve ser definido mais alto que a corrente de sequência negativa de fase devido ao desequilíbrio de carga normal máximo. Isto pode ser definido praticamente no estágio de comissionamento, fazendo uso da função de medição para exibir a corrente de sequência negativa de fase parmanente. O parâmetro deve estar pelo menos 20% acima deste valor. Onde o elemento de sequência negativa de fase precisa operar para defeitos assimétricos não solucionados específicos, um parâmetro preciso de limiar teria que ser baseado numa análise individual de defeito para aquele sistema particular devido à complexidade envolvida. Entretanto, para garantir a operação da proteção, o parâmetro de detecção da corrente deve ser definido aproximadamente 20% abaixo da contribuição calculada mais baixa da corrente de defeito de sequência negativa de fase para uma condição específica de defeito remoto.

114

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

6.4.2

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO (ATRASO)

A definição correta do atraso para esta função é vital. Deve-se estar também muito ciente de que este elemento é aplicado primariamente para proporcionar proteção de reserva para outros dispositivos de proteção ou para criar um alarme. Teria, portanto, normalmente um atraso grande. O atraso definido deve ser maior que o tempo de operação de qualquer outro dispositivo de proteção (no nível mínimo de defeito) que possa responder a defeitos desbalanceados, tais como: ● ● ● ●

Elementos de sobrecorrente de fase Elementos de defeito à terra Elementos de condutor rompido Elementos térmicos influenciados por sequência negativa de fase

6.4.3

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO (ELEMENTO DIRECIONAL)

Onde a corrente de sequência negativa de fase pode circular em qualquer direção através de um local de IED, tais como sistemas de rede em anel com linhas paralelas, deve-se empregar controlo direcional do elemento. A direção é obtida comparando o ângulo entre a tensão de sequência negativa de fase e a corrente de sequência negativa de fase e o elemento pode ser selecionado para operar na direção directa ou inversa. Um parâmetro adequado para o ângulo característico (I2> Angulo Carat) é escolhido para proporcionar o melhor desempenho. Este parâmetro deveria ser definido igual ao ângulo de fase da corrente de sequência negativa com relação à tensão invertida de sequência negativa (–V2), para poder estar no centro da característica direcional. O ângulo que surge entre V2 e I2 sob condições de defeito é diretamente dependente da impedância de fonte de sequência negativa do sistema. Entretanto, parâmetros típicos para o elemento são como se segue: ● Para um sistema de transmissão o RCA deve ser definido igual a –60° ● Para um sistema de distribuição o RCA deve ser definido igual a –45° Para que os elementos direcionais de sequência negativa de fase operem, o dispositivo deve detectar uma tensão de polarização acima do limite mínimo I2> V2pol Ajuste.. Este deve ser definido maior que qualquer tensão de equilíbrio de sequência negativa de fase. Isto pode ser estabelecido durante o estágio de comissionamento olhando as medições de sequência negativa de fase no dispositivo.

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115

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

7

P14D

PROTEÇÃO DE DEFEITO À TERRA

Defeitos à terra são simplesmente falhas de sobrecorrente onde a corrente de defeito circula para a terra (em oposição a circular entre fases). São o tipo mais comum de defeito. Existem alguns tipos diferentes de defeito à terra, mas o mais comum é o defeito fase-terra. Consequentemente este é o primeiro e mais importante tipo de defeito que os dispositivos de proteção devem cobrir. Parâmetros típicos para IEDs de defeito à terra são por volta de 30-40% da corrente de carga plena. Se for necessária maior sensibilidade, deve ser usado Defeito à Terra Sensitiva. Defeitos à terra podem ser medidos diretamente pelo sistema por meio de: ● Um TI separado localizado numa conexão de terra do sistema de potência ● Um TI Toroidal separado (CBCT) ● Uma conexão residual dos TIs das três linhas, na qual os defeitos à terra possam ser calculados matematicamente somando as três correntes de fase medidas. Dependendo do modelo do dispositivo, este fornecerá um ou mais dos meios acima descritos para proteção de defeito à terra.

7.1

ELEMENTOS DE PROTEÇÃO DE DEFEITO À TERRA

A proteção de defeito à terra é implementada nas colunas FALHA À TERRA 1 e FALHA À TERRA 2 do grupo de parâmetros relevante. Cada coluna contém um conjunto idêntico de elementos, onde a coluna FALHA À TERRA 1 (EF1) é usada para corrente de defeito à terra medida diretamente do sistema, enquanto que a coluna FALHA À TERRA 2 (EF2) contém células, as quais operam a partir de um valor de corrente residual calculado internamente pela soma das correntes das três fases. O produto fornece quatro estágios de proteção de Defeito à Terra com características de atraso independentes para cada coluna de FALHA À TERRA. Os estágios 1 e 2 fornecem opções de características de operação e reset, onde se pode selecionar entre: ● Uma gama de curvas normais de IDMT (Tempo Definido Mínimo Inverso) ● Uma gama de curvas definidas pelo usuário ● DT (Tempo definido) Para a coluna EF1, isto é obtido usando as células: ● IN1>(n) Função para as características de operação de sobrecorrente ● IN1>(n) Reset Car. para a característica de reset de sobrecorrente ● IN1>(n) UtlRstCarac para a característica de reset para curvas definidas pelo utilizador Para a coluna EF2, isto é obtido usando as células: ● IN2>(n) Função para as características de operação de sobrecorrente ● IN2>(n)Reset Car. para a característica de reset de sobrecorrente ● IN2>(n)UtlRstCarac para a característica de reset para curvas definidas pelo utilizador onde (n) é o número do estágio. Os estágios 1 e 2 fornecem uma função Parar temporizador (on page96). Isto é configurado usando as células IN1>(n) tRepos para EF1 e IN2>(n) tRepos para EF2. Os estágios 3 e 4 podem ter apenas características de tempo definido. O fato de tanto os elementos de EF1 como os de EF2 poderem ser activados ao mesmo tempo leva a várias vantagens nas aplicações. Por exemplo, algumas aplicações podem requerer proteção de defeito à terra

116

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

direcional para equipamentos anteriores e proteção de defeito à terra de reserva para equipamentos posteriores. Isto pode ser obtido com um único IED, ao em vez de dois.

7.2

LÓGICA DE DEFEITO À TERRA NÃO DIRECIONAL IN2

IN2>1 Partida

&

IN2 >1 Corrente

&

IDMT/DT

IN2>1 Disparo

TCS Bloqueio

Timer Settings

Não aplicável para IN1

IN2> Inibido

Nota: Este diagrama mostra a lógica para IN 2 (Falha derivada para terra ). A lógica de IN 1 (falha medida para terra ) segue os mesmos princípios , porém sem bloqueio CTS . Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares. O bloqueio de AR só está disponível nos estágios 3 e 4.

I 2Harm.Partida IN2> Bloqueio

2H Bloqueio IN>2

&

IN2>1 Tempo Bloq

Prot.Princ. Bloq.

IN2> Bloqueio

RELIG.Bloq. IN>3

&

Bloqueio de AR disponível apenas nos estágios TD

V00610

Nota: *1 Se existir uma condição de CLP, o limiar de I>(n) Ajuste Corr. é tirado da coluna ARR.CARGA FRIO *2 O bloqueio de Religação Automática só está disponível para os estágios 3, 4 e 6 e em determinados modelos

Figura 36: Lógica de EF Não Direcional (estágio único) A corrente de Defeito à Terra é comparada com um limiar definido (IN1>(n) Corrente) para cada estágio. Se exceder este limiar, um sinal de Arranque é acionado, desde que não esteja bloqueado. Esta pode ser bloqueada pela função de bloqueio de segunda harmónica ou por um sinal DDB de Inibição de Defeito à Terra. A lógica de religação automática pode ser definida para bloquear o disparo de Defeito à Terra após um número prescrito de tentativas (definido na coluna RELIGADOR AUTO). Isto é obtido usando o parâmetro Prot.Princ.Bloq. Este também pode ser bloqueado pelo sinal DDB relevante IN1>(n)Tempo Bloq. A proteção de Defeito à Terra pode seguir as mesmas características IDMT conforme descrito na seção de Princípios de Proteção de Sobrecorrente. Consulte esta seção para detalhes das características IDMT. O diagrama e a descrição também se aplicam ao elemento de Defeito à Terra 2 (IN2).

CURVA IDG

7.3

A curva IDG é normalmente usada para proteção atrasada de defeito à terra no mercado Sueco. Esta curva está disponível no estágio 1 da proteção de Defeito à Terra. A curva IDG é representada pela seguinte equação:

  I top = 5.8 − 1.35 log e    IN > Setting  onde: top é o tempo de operação I é a corrente medida

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117

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

IN> É um parâmetro ajustável, o qual define o ponto de partida da característica Nota: Embora o ponto de partida da característica seja definido pelo parâmetro "ΙN>", o real limiar de corrente é um parâmetro diferente chamado "IDG Ιs". O parâmetro "IDG Ιs" é definido como um múltiplo de "ΙN>".

Nota: Quando se usa uma característica de Operação IDG, DT é sempre usado com valor zero para a característica de Reset.

Um parâmetro adicional "Temp.IDG" também é usado para definir o tempo mínimo de operação em altos níveis de corrente de defeito.

10 9 Faixa Is IDG IDG de Is configuração Setting Range

Tempo de operação (segundos) time (seconds) Operating

8 7 6 5 4 3

Time Setting Range FaixaIDG de configuração do tempo IDG

2 1 0 1

10

100

I/IN>

V00611 Figura 37: Característica IDG

7.4

ELEMENTO DIRECIONAL

Se a corrente de defeito à terra puder circular em ambas as direções num local protegido, será preciso usar um elemento de sobrecorrente direcional para determinar a direção do defeito. Os sistemas típicos que requerem esta proteção são alimentadores paralelos (simples e transformador) e sistemas de rede em anel, cada um deles relativamente comum em sistemas de distribuição. Está disponível um elemento direcional para todos os estágios de Defeito à Terra para ambas as colunas de Defeito à Terra. São encontrados nas células do parâmetro de direção para o estágio relevante (p.ex. IN1>1 Direção, IN2>2 Direção). Podem ser definidos como não direcional, direcional directo ou direcional inverso. Para proteção padrão de defeito à terra, estão disponíveis duas opções para polarização; Tensão Residual ou Sequência Negativa.

118

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

7.4.1

POLARIZAÇÃO DE TENSÃO RESIDUAL

Com proteção de falha à terra, o sinal de polarização precisa representar a condição de falha à terra. Como é gerada uma tensão residual durante as condições de falha à terra, ela é normalmente usada para polarizar os elementos de falha à terra direcionais. Isto é conhecido como polarização de tensão de sequência zero, polarização de tensão residual ou polarização de tensão de deslocamento neutro (NVD). Níveis pequenos de tensão residual podem estar presentes sob condições de sistema normais devido a desbalanceamentos, imprecisões do TP, tolerâncias do dispositivo, etc. Por esta razão, o dispositivo inclui um limiar configurável (IN>VNPol set), que deve ser ultrapassado para que a função DEF se torne operacional. A medição de tensão residual fornecida pela coluna MEDIDAS 1 do menu pode ajudar na determinação do valor do limiar requerido durante a fase de entrada em operação, uma vez que isto indicará o nível da tensão residual presente. Nota: A tensão residual fica nominalmente 180° fora de fase em relação à corrente residual. Consequentemente, os elementos DEF são polarizados a partir da quantidade "-Vres". Este deslocamento de fase de 180° é introduzido automaticamente dentro do dispositivo.

O critério direcional com a polarização de tensão residual é dado abaixo: Direcional direta

(Ð VN + 180°) + RCA - 90° + (180° - ângulo de desarme)/2 < Ð IN < (Ð VN +180°) + RCA +90° - (180° - ângulo de desarme)/2 Direcional reversa

(Ð VN + 180°) + RCA - 90° - (180° - ângulo de desarme)/2 > Ð IN > (Ð VN +180°) + RCA +90° + (180° - ângulo de desarme)/2 Isto pode ser melhor visualizado no diagrama a seguir:

P14D-TM-PT-7

119

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

ENTRAR IN Linha de torque zero fase A Ângulo de desarme avante

VN

VN

Ângulo de torque

Ângulo de desarme reverso

V00748 Figura 38: Ângulos direcionais Alguns dos modelos derivam a tensão residual internamente, a partir da entrada de tensão trifásica fornecida por um TP de 5 membros ou de três fases únicas. Em alguns modelos (aqueles sem nenhuma função de verificação de sincronismo), o transformador de tensão pode ser usado para medir a tensão residual VN. Isto fornece um resultado mais preciso do que o cálculo com tensão derivada. 7.4.1.1

LÓGICA DE FALHA À TERRA DIRECIONAL COM POLARIZAÇÃO DE TENSÃO RESIDUAL

IN1> DIRECIONAL

VN IN1> VNPol.Ajust

IN1 Limiar de baixa corrente

Directional check

IN1>1 Car Ângulo

Para a lógica EF

IN1 >1 Disp Ângul TPS Bloq.Lento

IN1> Bloqueio

TPS Bloq .IN>1

&

Nota: Este diagrama mostra a lógica de IN 1 (falha medida para terra ). A lógica de IN 2 (falha medida para terra ) segue princípios similares. Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares.

V00744

Figura 39: Lógica de EF direcional com polarização de tensão de neutro (estágio simples) A Supervisão de Transformador de Tensão (VTS) bloqueia seletivamente a proteção direcional ou faz com que ela volta a operar em modo não direcional. Quando configurada para bloquear a proteção direcional, o bloqueio VTS é aplicado à verificação direcional, que também bloqueia de maneira eficaz as saídas de Partida.

120

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

7.4.2

POLARIZAÇÃO DE SEQUÊNCIA NEGATIVA

Em algumas aplicações, o uso de polarização de tensão residual poderá não ser possível de alcançar, ou poderá ser problemática, no mínimo. Por exemplo, pode não estar disponível o tipo adequado de TP, ou uma aplicação de linha paralela HV/EHV poderá apresentar problemas com acoplamento mútuo de sequência zero. Em tais situações, o problema poderá ser resolvido com o uso de valores de Sequência de fase negativa (NPS) na polarização. Este método determina o sentido da falha comparando a tensão NPS com a corrente NPS. O valor de operação, entretanto, ainda é a corrente residual. Isto pode ser usado nos elementos de falha à terra padrão medidos e derivados. Ele requer que as células IN>V2pol set e IN>I2pol set sejam definidas com valores adequados de tensão e corrente, respectivamente. A polarização de sequência de fase negativa não é recomendada para sistemas aterrados por impedância, independentemente do tipo de transformador que alimenta o relé. Isto acontece devido à corrente de falha à terra reduzida que limita o queda de tensão na impedância da fonte de sequência negativa a níveis desprezíveis. Se esta tensão for menor do que 0,5 volts, o dispositivo irá parar de oferecer seleção de direção. O critério direcional com a polarização de sequência negativa é dado abaixo: Direcional direta

(Ð V2 + 180°) + RCA - 90° + (180° - ângulo de desarme)/2 < Ð I2 < (Ð V2 +180°) + RCA +90° - (180° ângulo de desarme)/2 Direcional reversa

(Ð V2 + 180°) + RCA - 90° - (180° - ângulo de desarme)/2 > Ð I2 > (Ð V2 +180°) + RCA +90° + (180° ângulo de desarme)/2 Isto pode ser melhor visualizado no diagrama a seguir:

I2 Linha de torque zero fase A

Ângulo de desarme avante

V2

V2

Ângulo de torque

Ângulo de desarme reverso

V00749 Figura 40: Ângulos direcionais

P14D-TM-PT-7

121

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

7.4.2.1

P14D

LÓGICA DE FALHA À TERRA DIRECIONAL COM POLARIZAÇÃO NPS

IN1> DIRECIONAL

V2 IN1 > V2 Pol.Ajust

I2 IN1> I2Pol.Ajust

Directional check

IN1>1 Car Ângulo

Para a lógica EF

IN1 >1 Disp Ângul TPS Bloq.Lento

IN1> Bloqueio

TPS Bloq .IN>1

&

Nota: Este diagrama mostra a lógica de IN 1 (falha medida para terra ). A lógica de IN 2 (falha medida para terra ) segue princípios similares. Este diagrama não mostra todos os estágios Os outros estágios seguem princípios similares.

V00745

Figura 41: *Lógica de falha à terra direcional com polarização de sequência negativa (estágio único) A Supervisão de Transformador de Tensão (VTS) bloqueia seletivamente a proteção direcional ou faz com que ela volta a operar em modo não direcional. Quando configurada para bloquear a proteção direcional, o bloqueio VTS é aplicado à verificação direcional, que também bloqueia de maneira eficaz as saídas de Partida.

7.5

NOTAS DE APLICAÇÃO

7.5.1

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO (ELEMENTO DIRECIONAL)

Com Defeitos à terra direcionais, a corrente residual sob condições de defeito permanece em um ângulo atrasado em relação à tensão de polarização. Assim, parâmetros negativos de RCA são necessários para aplicações de DEF. Isto é definido na célula I>Ângulo Caract no menu relevante de defeito à terra. Recomendam-se os seguintes parâmetros de RCA: ● Sistemas aterrados por resistência: 0° ● Sistemas de distribuição (aterramento sólido): -45° ● Sistemas de transmissão (aterramento sólido): -60°

7.5.2

SISTEMAS ATERRADOS POR BOBINA DE PETERSON

Os sistemas de potência são normalmente aterrados para limitar sobretensões transientes durante defeitos por arco e também para auxiliar na detecção e solução de defeitos à terra. O aterramento por impedância tem a vantagem de limitar os danos ocorridos na instalação durante condições de defeito à terra e também limitar o risco de defeito por explosão de equipamentos de manobra, o que é um perigo para as pessoas. Além disso, ele limita os potenciais de toque e passo numa subestação ou na vizinhança de um defeito à terra. Se for usado um dispositivo de alta impedância para aterrar o sistema, a corrente de defeito à terra será reduzida, mas as sobretensões de equilíbrio e transientes nas fases boas podem ser muito altas. Consequentemente, o aterramento de alta impedância é usado geralmente apenas em redes de distribuição de tensão, onde não é caro fornecer a isolação necessária contra estas sobretensões. Uma forma de fornecer aterramento de alta impedância é onde a reatância indutiva de aterramento é definida como igual à reatância capacitiva total do sistema para a terra na frequência do sistema. Esta prática é conhecida como Aterramento por Bobina de Petersen, ou Aterramento por Bobina Ressonante. Com um sistema sintonizado corretamente, a corrente de defeito à terra em equilíbrio é zero, de forma que os defeitos à terra com formação de arco se tornam autoextinguíveis. Este tipo de sistema pode operar com uma fase aterrada por um longo período até que a causa do defeito seja identificado e retificado.

122

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

A figura abaixo mostra uma fonte aterrada através de uma Bobina de Petersen, com um defeito à terra aplicado na Fase A. Nesta situação, a capacitância paralela da fase A entra em curto pelo defeito. Consequentemente, os cálculos mostram que se a reatância da bobina de aterramento for definida corretamente, a corrente resultante de defeito à terra em equilíbrio é zero.

se

Vetores de corrente para a falha da fase A

E00631

Figura 42: Distribuição de corrente em sistema aterrado por Bobina de Petersen A figura abaixo mostra um sistema de distribuição radial de três alimentadores com uma fonte que está aterrada via uma Bobina de Petersen, onde um defeito fase-terra está presente na fase C.

E00632

Figura 43: Distribuição de correntes durante uma falha da fase C para a terra Os diagramas vetoriais associados mostrados abaixo assumem que o sistema é totalmente compensado (ou seja, a reatância da bobina está totalmente sintonizada com a capacitância do sistema), e que a resistência da bobina de aterramento e dos cabos do alimentador são negligíveis.

P14D-TM-PT-7

123

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

a) Correntes capacitivas e indutivas

c) Linha com falha

b) Linha sem falha

E00633

Figura 44: Caso teórico - sem resistência em XL ou XC Na figura (a), o defeito da fase C para a terra faz com que as tensões das fases saudáveis se elevem por um fator de √3. As correntes de carregamento da fase A (Ia1, Ia2 e Ia3), adiantam-se 90° em relação à tensão resultante da fase A; da mesma forma para as correntes de carregamento da fase B em relação à Vb resultante. O desequilíbrio detectado por um transformador de corrente com núcleo balanceado nos alimentadores saudáveis é uma simples soma vetorial de Ia1 e Ib1, resultando numa corrente residual atrasada de exatamente 90° em relação à tensão residual (figura (b)). Como as tensões da fases saudáveis se elevaram por um fator de √3, as correntes de carga nestas fases são também √3 vezes maiores que os seus valores em regime estacionário. Portanto, a amplitude da corrente residual IR1 é igual a 3 vezes o valor em regime estacionário para cada corrente de carga de fase. A real tensão residual usada como sinal de referência para IEDs de defeito à terra direcional tem a fase deslocada de 180° e é mostrada como –3Vo nos diagramas vetoriais. Este deslocamento de fase é introduzido automaticamente pelos IEDs. No alimentador em defeito, a corrente residual é a soma da corrente de carga nas fases saudáveis (IH3) mais a corrente de defeito (IF). O desequilíbrio resultante é, portanto, igual a IL-IH1-IH2, como mostrado abaixo. I0F IR0F

Alimentador defeituoso

IR0H IR0H

Alimentadores em bom estado

IL Chave: IH3 IH2 IH1 3XL

-Vo

Xco

IR0F = Corrente residual no alimentador defeituoso IR0H = Corrente residual no alimentador em bom estado Pode-se, portanto, ver que:I0F = IL - IH1 - IH2 - IH3 IR0F = IH3 + I0F

E00640

Portanto: IR0F = IL - IH1 - IH2

Figura 45: Rede de sequência zero mostrando correntes residuais

124

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Quando se compara as correntes residuais que ocorrem nos alimentadores saudáveis e em defeito, usando a análise acima, pode-se ver que as correntes serão semelhantes em amplitude e fase, portanto não será possível aplicar um IED, o qual poderia proporcionar discriminação. Entretanto, o cenário de resistência negligível na bobina ou nos cabos do alimentador é puramente teórico. Portanto, é necessário fazer outras considerações para uma aplicação prática na qual a componente resistiva não é mais ignorada. Esta situação pode ser mais rapidamente explicada considerando a rede de sequência zero para esta condição de defeito. Componente resistivo em bobina de aterramento

Componente resistivo no alimentador (IH1 + IH2 + IH3)’ IL’

A

3Vo

a) Correntes capacitivas e indutivas com componentes resistivos

N C

B

Restricao Operação IL Linha de torque zero para RCA em 0°

IR1 = IH1 c) Linha com falha IH1 - IH2 Operação IR3 IR3 = IF + IH3 = IL - IH1 - IH2

Restricao

Vres = 3Vo Linha de torque zero para RCA em 0°

Vres = 3Vo

E00641

Operação

Figura 46: Caso prático - com resistência em XL e XC Devido à presença de resistência nos alimentadores, as correntes de carga das fases saudáveis estão agora adiantadas de menos de 90° em relação a suas respectivas tensões de fase. De modo semelhante, a resistência presente na bobina de aterramento tem o efeito de deslocar a corrente IL para um ângulo atrasado de menos de 90°. A corrente residual agora aparece num ângulo maior que 90° da tensão de polarização para o alimentador saudável e menos de 90° no alimentador em defeito. Portanto, um IED direcional que tenha um parâmetro de ângulo característico de 0° (em relação ao sinal de polarização -3Vo) poderia ser aplicado para proporcionar discriminação. A corrente residual do alimentador saudável apareceria dentro da seção de restrição da característica, mas a corrente residual do alimentador em defeito permaneceria na região de operação. Em sistemas práticos, pode-se encontrar um valor de resistência inserido propositadamente em paralelo com a bobina de aterramento. Isto tem duas finalidades, primeiro aumentar a corrente de defeito à terra para um valor mais detectável na prática e segundo aumentar a diferença angular entre os sinais residuais para poder facilitar a discriminação da proteção.

7.5.3

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO (REDES COMPENSADAS)

A configuração direcional deve ser tal que a direção à frente esteja a olhar para o alimentador protegido (longe do barramento), com um RCA de 0°.

P14D-TM-PT-7

125

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

Para um sistema totalmente compensado, a corrente residual detectada pelo relé no alimentador em defeito é igual à corrente da bobina menos a soma das correntes de carga que circulam no resto do sistema. Além disso, a soma das correntes de carga das duas fases saudáveis em cada alimentador dá uma corrente de carga total que tem uma amplitude três vezes o valor de regime estacionário por fase. Portanto, para um sistema totalmente compensado, a corrente desbalanceada detectada é igual a três vezes a corrente de carga por fase do circuito em defeito. Um parâmetro típico pode, portanto, ser da ordem de 30% deste valor, ou seja, igual à corrente de carga por fase do circuito em defeito. Na prática, os parâmetros exatos podem ser determinados no local, onde defeitos do sistema podem ser aplicados e parâmetros adequados adotados com base em resultados práticos obtidos. Na maioria das situações, o sistema não será totalmente compensado e consequentemente será permitido circular um pequeno nível de corrente de defeito em regime estacionário. A corrente residual vista pelo IED no alimentador em defeito pode, portanto, ter um valor maior, o que enfatiza ainda mais o fato de que os parâmetros do IED devem estar baseados em níveis práticos de corrente, sempre que possível. O acima também vale para o parâmetro do RCA. Como foi mostrado, é necessário um parâmetro RCA nominal de 0º. No entanto, o ajuste fino deste parâmetro no local pode ser necessário para se poder obter o parâmetro ótimo de acordo com os níveis de resistência presentes na bobina e no alimentador. A carga e o desempenho do TI também terá um efeito sobre isto. O efeito da corrente de magnetização do TI será criar o adiantamento de fase da corrente. Enquanto isto possa ajudar na operação de IEDs de alimentadores em defeito, poderia reduzir a margem de estabilidade de IEDs de alimentadores saudáveis. Deve-se, portanto, chegar a um compromisso pelo ajuste fino do RCA. Isto é ajustável em passos de 1°.

126

P14D-TM-PT-7

P14D

8

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

PROTEÇÃO DE DEFEITO À TERRA SENSITIVA

Em alguns defeitos à terra, a corrente de defeito é limitada seja por resistência intencional (como é o caso de alguns sistemas de AT) ou por resistência não intencional (p. ex. em condições muito secas e onde o substrato é de alta resistência, como areia ou rocha). Para fornecer proteção nestes casos, é necessário fornecer um sistema de proteção de defeito à terra com um parâmetro consideravelmente menor que para proteção normal de linha. Esta sensibilidade não pode ser fornecida por TIs convencionais, portanto, a SEF seria normalmente alimentada por um transformador de corrente toroidal (CBCT) montado em volta das três fases do cabo do alimentador. Também deve ser usado um transformador especial de medição SEF no IED. Com proteção SEF, podem ser usados parâmetros de até 10%.

8.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO SEF

A proteção de Defeito à Terra Sensitiva é implementada na coluna PROTECÇÃO SEF do grupo de parâmetros relevante. O produto fornece quatro estágios de proteção SEF com características de atraso independentes. Os estágios 1 e 2 fornecem opções de características de operação e reset, onde se pode selecionar entre: ● Uma gama de curvas normais de IDMT (Tempo Definido Mínimo Inverso) ● Uma gama de curvas definidas pelo utilizador ● DT (Tempo definido) Isto é obtido usando as células ● ISEF>(n) Função para a característica de operação de sobrecorrente ● ISEF>(n) Reset Car para a característica de reset de sobrecorrente ● ISEF>(n) UtlRstCarac para a característica de reset para curvas definidas pelo utilizador onde (n) é o número do estágio. Os estágios 1 e 2 também fornecem uma função Parar temporizador (on page96). Isto é configurado usando as células ISEF>(n) tRepos. Os estágios 3 e 4 podem ter apenas características de tempo definido.

P14D-TM-PT-7

127

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

8.2

P14D

LÓGICA DE SEF NÃO DIRECIONAL ISEF

ISEF>1 Arranque

&

ISEF>1 Corrent

&

IDMT/DT

ISEF>1 Disparo

ISEF>1 Direção

Não Direcional

Timer Settings

Inibir SEF I 2Harm.Arranq.

ISEF> Bloqueio

2H Bloq.ISEF>1

& Notas: Este diagrama não apresenta todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares. Bloqueio de AR só está disponível nos estágios 3, 4 e 6

ISEF>1 Temp .Bloq

Prot.Princ. Bloq.

ISEF> Bloqueio

REL.Bloq.ISEF>3

&

Bloqueio de AR disponível apenas nos estágios TD

V00615

Figura 47: Lógica de SEF Não Direcional A corrente de SEF é comparada com um limiar definido (ISEF>(n) Corrente) para cada estágio. Se exceder este limiar, um sinal de Arranque é acionado, desde que não esteja bloqueado. Esta pode ser bloqueada pela função de bloqueio de segunda harmónica ou por um sinal DDB de Inibição de SEF. A lógica de religação automática pode ser definida para bloquear o disparo de SEF após um número prescrito de tentativas (definido na coluna RELIGADOR AUTO). Isto é obtido usando o parâmetro Prot.Princ.Bloq. Este também pode ser bloqueado pelo sinal DDB relevante ISEF>(n)Temp.Bloq. A proteção de SEF pode seguir as mesmas características IDMT conforme descrito na seção de Princípios de Proteção de Sobrecorrente. Consulte esta seção para detalhes das características IDMT.

CURVA EPATR B

8.3

A curva EPATR B é normalmente usada para proteção atrasada de Defeito à Terra Sensitiva em certos mercados. Esta curva só está disponível nos estágios 1 e 2 de proteção de Defeito à Terra Sensitiva. Está baseada nos parâmetros de corrente do primário, empregando uma relação de TI SEF de 100:1 A. A curva EPATR_B tem 3 segmentos separados definidos em termos da corrente do primário. É definida como segue: Segmento

Gama de Corrente do Primário Baseada numa Relação de TI de 100A: 1A

Característica Corrente/Tempo

1

ISEF = 0,5 A a 6,0 A

t = 432 x TMS/ISEF 0,655 seg.

2

ISEF = 6,0 A a 200 A

t = 800 x TMS/ISEF seg.

3

ISEF acima de 200 A

t = 4 x TMS seg.

onde TMS (parâmetro multiplicador de tempo) pode ser de 0,025 - 1,2 em passos de 0,025.

128

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Curva EPATR

Tempo em seg.

1000

100

10

1 0.1

1

10

100

1000

Corrente no Primário A (Relação TC 100 A/1 A) V00616

Figura 48: Característica EPATR B mostrada para TMS = 1,0

ELEMENTO DIRECIONAL

8.4

Onde a corrente de SEF pode circular em ambas as direções num local de IED, deve-se usar controlo direcional. Existe um elemento direcional disponível para todos os estágios de sobrecorrente de SEF. Isto é encontrado na célula ISEF>(n) Direção para o estágio relevante. Pode ser definida como não direcional, direcional directa ou direcional inversa. A direção é obtida usando técnicas diferentes dependendo da aplicação e da filosofia de projeto. Com relação à figura abaixo, pode-se ver que a SEF direcional pode ser usada para: ● ● ● ●

Sistemas com aterramento sólido Sistemas não aterrados (sistemas isolados) Sistemas compensados Sistemas com aterramento por resistência

O diagrama mostra qual tipo de controlo direcional que pode ser usado para qual sistema.

P14D-TM-PT-7

129

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Sistemas com Aterramento Sólido

P14D

Sistemas Não Aterrados (sistemas isolados)

SEF Direcional

Sistemas Compensados (Bobina de Peterson )

SEF Direcional

TI de núcleo balanceado

Direcional Defeito a terra

SEF Direcional

INsen(j) caracteristica

INcos(j) caracteristica

Wattimétrica VN x IN sen(j) (potência reativa)

Wattimétrica VN x IN cos(j) (potência activa)

Defeito de Alta Impedância (HIF)

Sistemas com aterramento por resistência

SEF Direcional

INcos(j) caracteristica

TI de núcleo balanceado Direcional Defeito a terra

TI de núcleo balanceado

Defeito de Alta Impedância (HIF)

V00655

Figura 49: Tipos de controlo direcional O dispositivo suporta controlo direcional padrão com núcleo balanceado, bem como características Isen(phi), Icos(phi) e Wattimétrica. Caso esteja usando a proteção direcional SEF, você seleciona a polarização requerida usando o valor de configuração Opções SEF, na coluna PROTEÇÃO SEF.

8.4.1

CARACTERÍSTICA WATTIMÉTRICA

As análises mostraram que existe uma pequena diferença angular entre a corrente residual de alimentadores saudáveis e em defeito, para defeito à terra em redes compensadas. Esta diferença angular dá origem a componentes ativos de corrente que estão em oposição de fase. Vres = -3Vo

Componente ativo de corrente residual: Alimentador defeituoso

IR3

- IH1 - IH2

Operação IL

Componente ativo de corrente residual: Alimentador em bom estado

IR1 Linha de torque zero para RCA em 0°

Restricao

Chave: IR3

- Corrente residual em alimentador defeituoso

IR1

- Corrente residual em alimentador em bom estado

IH1 IH2

- Corrente de carga do resto do sistema

IL

- Corrente através de bobina aterrada

E00617

Figura 50: Componentes resistivos de corrente residual

130

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Consequentemente, os componentes ativos da potência de sequência zero também estarão em planos semelhantes, significando que um IED capaz de detectar potência ativa pode tomar decisões discriminatórias. Se a componente Wattimétrica da potência de sequência zero for detectada na direção à frente, isto indicaria defeito naquele alimentador. Se a potência for detectada na direção inversa, então o defeito deve estar num alimentador adjacente ou na fonte. Para operação do elemento de defeito à terra direcional, todos os três parâmetros ajustáveis devem ser excedidos; nominalmente a corrente ISEF>, a tensão ISEF> VNpol.Ajus e a potência PN> Ajuste. O parâmetro de potência é chamado de PN> e é calculado usando valores residuais ao invés de valores de sequência zero. Os valores residuais são três vezes os seus valores respectivos de sequência zero e a fórmula completa para operação é a mostrada abaixo: O parâmetro PN> corresponde a:

VresIrescos(f - fc) = 9VoIocos(f - fc) onde: ● f = ângulo entre a Tensão de Polarização (-Vres) e a Corrente Residual ● fc = Parâmetro do Ângulo Característico do Relé (RCA) (ISEF> Ang. Caract) ● Vres = Tensão Residual ● Ires = Corrente Residual ● Vo = Tensão de Sequência Zero ● Io = Corrente de Sequência Zero A ação de definir o limiar de PN> em zero desactivaria efetivamente a função wattimétrica e o dispositivo operaria como um elemento direcional de defeito à terra sensitiva básico. Entretanto, se for necessário, a opção SEF pode ser selecionada na célula Opções SEF/REF no menu. Nota: O parâmetro de potência residual, PN>, é escalado pelas relações programadas de Transformador.

Um outro ponto a ser notado é que quando se seleciona um limiar de potência diferente de zero, uma pequena alteração é feita nos limites angulares da característica direcional. Em vez de serem ±90° do RCA, são colocados um pouco mais estreitos em ±85°. Os critérios de verificação direcional são os seguintes: Direcional directo: -85° < (ângulo(IN) - ângulo(VN + 180°) - RCA) < 85° Direcional inverso: -85° > (ângulo(IN) - ângulo(VN + 180°) - RCA) > 85°

8.4.2

CARACTERÍSTICA ICOS PHI / ISEN PHI

Em algumas aplicações, a corrente residual no alimentador saudável pode-se situar imediatamente dentro do limite de operação em seguida a uma condição de defeito. A corrente residual para o alimentador em defeito se situa próxima do limite de operação.

P14D-TM-PT-7

131

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

Alimentador defeituoso

Icos(φ1)

Tensão de polarização

φ1

Operação avante Icos(φ2)

Alimentador em bom estado

φ2

Operação reversa

Operação reversa

E00618

Figura 51: Característica de operação para Icos O diagrama ilustra o método de discriminação quando a componente real (cosf ) é considerada. Defeitos próximos da tensão de polarização terão uma amplitude mais alta que aqueles próximos do limite de operação. No diagrama assumimos que a amplitude da corrente é I nos alimentadores com e sem defeito. ● Para a componente ativa Icos, o critério de operação é: Icosf > Isef ● Para a componente reativa Isen, o critério de operação é: Isenf > Isef Onde Isef é o parâmetro de corrente de defeito à terra sensitiva para o estágio em questão Se qualquer estágio for definido como não direcional, o elemento reverte para operação normal com base na amplitude de corrente I sem decisão direcional. Neste caso, a discriminação correta é obtida por meio de uma característica Icos pois o alimentador em defeito terá uma grande componente ativa de corrente residual, enquanto que o alimentador saudável terá um valor pequeno. Para aplicações de terra isolada, é comum usar a característica Isen. Todos os parâmetros relevantes podem ser encontrados na coluna SEF.

132

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

8.4.3

LÓGICA SEF DIRECIONAL

Opções SEF

ISEF

ISEFsin(phi)

ISEF>1 Partida

ISEFcos(phi)

&

ISEF>1 Corrent

&

&

IDMT/DT

ISEF>1 Disparo

Inibir SEF I 2Harm.Partida

ISEF> Bloqueio

2H Bloq.ISEF>1

Timer Settings

&

ISEF>1 Direção

VN.ISEF.cos phi

&

PN> Ajuste

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares . O bloqueio de AR só está disponível nos estágios 3 e 4.

Opções SEF

Wattimétrica

VN

Directional check

ISEF> VNpol Ajus TPS Bloq.Lento

ISEF> Bloqueio

TPS Bloq.ISEF>1

&

ISEF>1 CarAng.

ISEF>1 DispAng.

Prot.Princ.Bloq .

ISEF> Bloqueio

REL.Bloq.ISEF>3

&

Bloqueio de AR disponível apenas nos estágios TD ISEF>1 Temp.Bloq

V00746

Figura 52: SEF direcional com polarização VN (estágio único) A proteção de falha à terra sensitiva pode ser configurada EM/FORA DE serviço usando o sinal DDB de inibição adequado, que pode ser enviado por uma entrada opto-acoplada ou por um comando de controle. A Supervisão VT (VTS) bloqueia seletivamente a proteção direcional ou faz com que ela volte a operação não direcional. Quando configurada para bloquear a proteção direcional, o bloqueio VTS é aplicado à verificação direcional, que também bloqueia de maneira eficaz as saídas de Partida. Os critérios de verificação direcional são dados abaixo para o elemento de falha à terra sensitivo padrão: ● Direcional direta: -90° < (ângulo(IN) - ângulo(VN + 180°) - RCA) < 90° ● Direcional reversa : -90° > (ângulo(IN) - ângulo(VN + 180°) - RCA) > 90° Existem três possibilidade para o tipo de elemento de proteção que você pode usar na detecção de falha à terra sensitiva: ● Um elemento de proteção de falha à terra direcional sensitivo adequado, com uma configuração de ângulo característico (RCA) de zero graus, e com a possibilidade de ajuste fino deste limiar. ● Um elemento de proteção wattométrico de sequência zero direcional sensitivo, com uma configuração de ângulo característico (RCA) de zero graus, e com a possibilidade de ajuste fino deste limiar. ● Um elemento de proteção de falha à terra direcional sensitivo com características Icosf e Isinf.

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133

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

Todos os estágios do elemento de falha à terra sensitivo podem ser definidos com 0,5% da corrente nominal.

8.5

NOTAS DE APLICAÇÃO

8.5.1

SISTEMAS ISOLADOS

Onde se usam sistemas isolados, não é possível detectar defeitos usando proteção padrão de defeitos à terra. É possível usar um dispositivo de sobretensão residual para se obter isto, mas mesmo com este método não é possível fazer discriminação completa. A proteção de defeito à terra totalmente discriminativa neste tipo de sistema só pode ser obtida usando um elemento de SEF (Defeito à Terra Sensitiva). Este tipo de proteção detecta o desequilíbrio resultante nas correntes de carga do sistema, que ocorre durante condições de defeito à terra. Para esta aplicação deve ser usado um TI com núcleo balanceado. Isto elimina a possibilidade de correntes residuais que possam surgir de pequenas diferenças entre TIs de linha conectados residualmente. Também permite a aplicação de uma relação de TI muito menor, possibilitando, assim, que a sensibilidade requerida da proteção seja obtida mais facilmente. O diagrama seguinte mostra um sistema isolado com um defeito na fase C.

E00627

Figura 53: Distribuição de corrente num sistema isolado com defeito na fase C Os IEDs nos alimentadores saudáveis verificam o desequilíbrio da corrente de carga para os seus próprios alimentadores. O IED do alimentador em defeito, no entanto, verifica a corrente de carga do resto do sistema (IH1 e IH2 nesse caso). A corrente de carga do seu próprio alimentador (IH3) é cancelada. Em relação ao diagrama vetorial associado, pode-se ver que o defeito da fase C para a terra faz com que as tensões das fases saudáveis se elevem por um fator de √3. A corrente de carga da fase A (Ia1), está adiantada em

134

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

relação à tensão da fase A de 90°. Da mesma forma, a corrente de carga da fase B está adiantada em relação à resultante Vb de 90°. Vaf Restricao Vapf IR1 Ib1 Operação Ia1 Vbf

Vcpf

Vbpf

Vres (=-3Vo) Um valor RCA além de 90° desloca o "centro da característica" para aqui

IR3 = - (IH1 + IH2)

E00628

Figura 54: Diagramas de fasores para o sistema isolado com defeito na fase C O desequilíbrio de corrente detectado por um transformador de corrente com núcleo balanceado nos alimentadores saudáveis é a soma vetorial de Ia1 e Ib1. Isto gera uma corrente residual adiantada em relação à tensão de polarização (–3Vo) de 90°. Como as tensões da fases saudáveis se elevaram por um fator de √3, as correntes de carga nestas fases são também √3 vezes maiores que seus valores em regime estacionário. Portanto, a amplitude da corrente residual IR1 é igual a 3 vezes o valor em regime estacionário para cada corrente de carga de fase. Os diagramas de fasores indicam que as correntes residuais nos alimentadores saudáveis e em defeito (IR1 e IR3 respectivamente) estão em oposição de fase. Um elemento direcional poderia, portanto, ser usado para proporcionar proteção de defeito à terra discriminativa. Se a tensão de polarização for deslocada de +90°, a corrente residual verificada pelo relé do alimentador em defeito estará dentro da região de operação da característica direcional e a corrente nos alimentadores saudáveis estará na região de restrição. Foi dito que o parâmetro do ângulo característico para o elemento SEF aplicado a sistemas isolados é +90°. Isto é para o caso em que o IED esteja conectado de forma tal que a sua direção de circulação da corrente para operação é a do barramento fonte em direção ao alimentador. Se a direção directa para operação fosse definida de forma tal que fosse a do alimentador para o barramento, (o que algumas concessionárias podem padronizar), então seria necessário um RCA de –90°. Nota: A discriminação pode ser fornecida sem a necessidade de controlo direcional. Isto apenas pode ser obtido, no entanto, se for possível programar o IED acima da corrente de carga do alimentador protegido e abaixo da corrente de carga para o restante do sistema.

8.5.2

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO (SISTEMAS ISOLADOS)

A corrente residual no alimentador em defeito é igual à soma das correntes de carga que circulam no restante do sistema. Além disso, a soma das correntes de carga das duas fases saudáveis em cada alimentador dá uma corrente de carga total que tem uma amplitude três vezes o valor por fase. Portanto, a corrente de desequilíbrio total é igual a três vezes a corrente de carga por fase do restante do sistema. Um parâmetro típico pode, portanto, ser da ordem de 30% deste valor, ou seja, igual à corrente de carga por fase do restante do sistema. Na prática, o

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135

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

parâmetro necessário pode ser determinado no local, onde parâmetros adequados podem ser adotados com base em resultados práticos obtidos. Quando se usa um transformador com núcleo balanceado, deve-se ter cuidado com o posicionamento do TI com relação ao aterramento da blindagem do cabo: Prensa-cabo Caixa de cabos

Conexão terra do prensa-cabo/blindagem

"Incorreto"

Não Operação SEF

"Correto"

Operação SEF

E00614

Figura 55: Posicionamento de transformadores de corrente com núcleo balanceado Se a blindagem do cabo estiver terminada no prensa-cabos e aterrada diretamente naquele ponto, não aparecerá um defeito no cabo (da fase para a blindagem) para qualquer corrente desbalanceada no TI de núcleo balanceado. Portanto, antes de aterrar, a conexão deve passar novamente através do CBCT e ser aterrada do lado do alimentador. Isto assegura a operação correta do relé durante condições de defeito à terra.

136

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P14D

9

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

ARRQ CARGA FRIO

Quando um disjuntor de alimentador é fechado para energizar a carga, os níveis de corrente que circulam por um período de tempo após a energização podem ser bem maiores que os níveis normais da carga. Consequentemente, os parâmetros de sobrecorrente que foram aplicados para proporcionar proteção de sobrecorrente podem não ser adequados durante este período de energização (carga fria), pois podem iniciar disparos indesejados do disjuntor. Este cenário pode ser evitado com a função de Arranque com Carga Fria (CLP). A lógica de Arranque com Carga Fria (CLP) funciona de duas maneiras: ● Inibindo um ou mais estágios da proteção de sobrecorrente por uma duração definida ● Elevando os parâmetros de sobrecorrente de estágios selecionados pelo período de carga fria. A lógica de CLP fornece, portanto, estabilidade, enquanto mantém a proteção durante o arranque.

9.1

IMPLEMENTAÇÃO

A proteção de carga fria é configurada na coluna PART. CARGA FRIO do grupo de configurações relevante. Esta função atua de acordo com as seguintes funções de proteção: ● Todos os estágios de sobrecorrente (não direcionais e direcionais, se aplicável). ● Todos os estágios 1 de falha de terra (ambos não-direcionais e direcionais, se aplicáveis). ● Todos os estágios 2 de falha de terra (ambos não-direcionais e direcionais, se aplicáveis). O princípio de operação é idêntico para a proteção trifásica de sobrecorrente e os primeiros estágios da proteção de sobrecorrente de falha à terra, para EF1 e EF2. A operação CLP ocorre quando o disjuntor permanece aberto por um tempo superior a tFrio e é fechado subsequentemente. A operação CLP é aplicada após o intervalo tFrio e permanece por um intervalo de tempo configurado, de tCLP, após o fechamento do disjuntor. O estado do disjuntor é fornecido ou pelos contatos auxiliares do disjuntor ou por um dispositivo externo, via entradas lógicas. Enquanto a operação CLP está em andamento, as configurações CLP são ativadas, após o término do atraso de tempo tCLP, os valores de sobrecorrente normais são aplicados e as configurações CLP são desativadas. Se desejado, em vez de se usarem limiares de corrente diferentes para o tempo de carga fria, também é possível bloquear totalmente a operação de sobrecorrente durante este intervalo, para qualquer um dos estágios de sobrecorrente. A operação dependente de tensão também pode afetar as configurações de sobrecorrente. Se surgir uma condição dependente de tensão, isto terá prioridade sobre a função CLP. Se a condição CLP predominar e a função dependente de tensão reiniciar, o dispositivo irá operar usando as configurações CLP. Os elementos com atraso de tempo são reiniciados em zero, caso sejam desativados durante as transições entre as configurações normais e as configurações CLP.

P14D-TM-PT-7

137

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

9.2

P14D

LÓGICA DE CLP Inicio CargaFrio

1

Disj.Aberto 3F

&

tFrio

S Q

1 Disj.Fechado 3F

Operaç.CargaFrio

R

Temp .Atr.tFrio

&

tCLP

Temp .Atr.tCLP PART. CARGA FRIO

Ativo

1

Current threshold setting in CLP column

Applied Current Threshold

Timer settings in CLP column

Applied Timer Settings

V00635

Figura 56: Lógica de Arranque com Carga Fria O sinal de Operação do CLP indica que a lógica de CLP está em operação. Isto acontece quando CLP está activado E CLP é iniciado seja externamente ou por uma condição de Disj. Aberto após o período de tFrio se ter esgotado. O indicador de Operação do CLP vai para nível baixo quando CLP está desactivado ou quando o disparo esterno de CLP é removido ou quando houver uma condição de Disj. fechado. tFrio e tCLP são iniciados através dos sinais Disj. aberto e Disj. fechado gerados dentro do dispositivo. Estes sinais são gerados conectando contatos auxiliares do disjuntor ou dispositivo de partida para entradas digitais do IED. Se não houver contatos duplos de Disj. disponíveis (um para Aberto (52a) e um para Fechado (52b)) pode-se configurar o dispositivo para ser acionado por um único contato (52a ou 52b). O dispositivo irá simplesmente inverter um sinal para criar o outro. Esta opção está disponível usando a célula de Estado Ent.Disj. na coluna de COMANDO DISJ. O parâmetro pode ser definido como Nenhuma, 52a, 52b ou 52a e 52b.

9.3

NOTAS DE APLICAÇÃO

9.3.1

CLP PARA CARGAS RESISTIVAS

Um exemplo típico de onde a lógica de CLP pode ser usada é para cargas resistivas de aquecimento tais como para sistemas de ar condicionado. Cargas resistivas oferecem tipicamente menor resistência quando frias do que quando quentes, portanto, a corrente de arranque será maior. Para definir o CLP, é preciso selecionar Activa na opção I> estado para activar os parâmetros temporários de corrente e tempo. Estes parâmetros devem ser escolhidos de acordo com o perfil esperado da carga. Onde não for necessário alterar o parâmetro de um estágio particular, os parâmetros de CLP devem ser definidos no mesmo nível que os parâmetros normais de sobrecorrente. Pode não ser necessário alterar os parâmetros de proteção de seguida a uma curta interrupção do fornecimento. Neste caso pode ser usado um parâmetro de temporizador de tFrio adequado.

9.3.2

CLP PARA ALIMENTADORES DE MOTORES

Em geral, alimentadores que alimentam cargas de motores são protegidos por um dispositivo dedicado de proteção de motores. Entretanto, se alógica de CLP estiver disponível num dispositivo alimentador, isto pode ser usado para modificar os parâmetros de sobrecorrente durante o arranque.

138

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Dependendo da amplitude e duração da corrente de arranque do motor, pode ser suficiente simplesmente bloquear a operação dos elementos instantâneos. Se a duração do arranque for muito longa, os parâmetros atrasados de proteção também podem precisar ser elevados. Pode ser adotada uma combinação de bloqueio e elevação dos parâmetros de sobrecorrente. Os parâmetros de sobrecorrente em CLP neste caso devem ser escolhidos considerando a característica de arranque do motor. Isto pode ser útil quando a proteção instantânea de defeito à terra precisar ser aplicada ao motor. Durante condições de arranque do motor, é provável que ocorra a operação incorreta do elemento de defeito à terra devido à saturação assimétrica do TI. Isto deve-se ao alto nível de corrente de arranque causando saturação de um ou mais dos TIs de linha que alimentam a proteção de sobrecorrente/defeito à terra. O desequilíbrio transiente resultante nos valores de corrente da linha do secundário é então detectado pelo elemento de defeito à terra residualmente conectado. Por este motivo, é normal aplicar-se um atraso nominal ao elemento ou usar a resistência de estabilização em série. A lógica de CLP pode ser usada para permitir que sejam aplicados tempos de operação ou parâmetros de corrente reduzidos ao elemento de defeito à terra sob condições normais de funcionamento. Estes parâmetros poderiam então ser elevados antes do arranque do motor, por meio da lógica.

9.3.3

CLP PARA CONDIÇÕES DE FECHO SOB DEFEITO

Em algumas aplicações de alimentadores, pode ser necessário disparo rápido se um defeito já estiver presente no alimentador quando é energizado. Tais defeitos podem ser devidos a uma condição de defeito que não foi removido do alimentador, ou devido a garras de terra deixadas após manutenção. Em ambos os casos, é desejável solucionar a condição de defeito rapidamente, do que aguardar o atraso imposto pela proteção de sobrecorrente IDMT. A lógica de CLP pode cuidar desta situação. Os estágios selecionados de sobrecorrente/defeito à terra poderiam ser definidos para operação instantânea por um período definido de seguida ao fecho do disjuntor (tipicamente 200 ms). Assim, seria obtida a solução instantânea da defeito para uma condição de fecho sob defeito (SOTF).

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139

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

10

P14D

LÓGICA DE SOBRECORRENTE SELETIVA

Com Lógica de Sobrecorrente Seletiva pode-se usar contatos de Arranque para controlar os atrasos de IEDs anteriores, como uma alternativa a simplesmente bloqueá-los. Isto fornece uma abordagem alternativa para se obter tipos de esquemas de sobrecorrente não encadeados, o que pode ser mais familiar para algumas concessionárias que esquemas de sobrecorrente bloqueados.

10.1

IMPLEMENTAÇÃO DE LÓGICA SELETIVA

A Lógica de Sobrecorrente Seletiva é implementada na coluna LÓGICA SELECTIVA do grupo de parâmetros relevante. A função de Lógica Seletiva funciona aumentando temporariamente os parâmetros de atraso dos elementos de sobrecorrente escolhidos. Esta lógica é iniciada energizando a entrada digital relevante no IED anterior. Esta função atua sob as seguintes funções de proteção: Sobrecorrente de fase Não Direcional/Direcional (3º, 4º e 6º estágios) Defeito à terra –1 Não Direcional/Direcional (3º, 4º e 6º estágios) Defeito à terra –2 Não Direcional/Direcional (3º, 4º e 6º estágios) Defeito à terra sensitiva Não Direcional/Direcional (3º, 4º e 6º estágios)

● ● ● ●

10.2

DIAGRAMA LÓGICO DE SOBRECORRENTE SELETIVA

SELECTIVE LOGIC timer settings

Applied Timer Settings

LOGICA SELETIVA

Ativo

&

I>3 Temp Bloq .

I>3 Partida - A Prot.Princ.Bloq.

&

Nota: a lógica seletora se aplica apenas aos estágios TD . Este diagrama mostra apenas o estágio 3 .

I> Bloqueio

RELIG. Bloq. I>3

V00647

Figura 57: Lógica de Sobrecorrente Seletiva O diagrama lógico a seguir é para sobrecorrente da fase A, mas é válido para todas as três fases para cada um dos estágios 3, 4 e 6. O princípio de operação também é idêntico para EF1, EF2 e SEF. Quando a função de lógica seletiva é activa a ação da entrada de bloqueio é a seguinte: Bloqueio não aplicado No caso de uma condição de defeito que force continuamente a saída de arranque, a função irá forçar um sinal de disparo após o atraso normal ter se esgotado. Bloqueio de entrada lógica aplicado No caso de uma condição de defeito que force continuamente a saída de arranque, a função irá forçar um sinal de disparo após o atraso da lógica seletiva ter se esgotado.

140

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Bloqueio de entrada de religação automática aplicado No caso de uma condição de defeito que force continuamente a saída de arranque, quando um bloqueio de religação automática é aplicado a função não irá disparar. O bloqueio de religação automática também sobrepõe o bloqueio de entrada lógica e irá bloquear o temporizador de lógica seletiva. Note que a função de Religação Automática gera dois sinais que bloqueiam a proteção, nominalmente; Prot.Princ.Bloq. e Prot.SEF Bloq.. Prot.Princ.Bloq. é comum para Sobrecorrente de Fase, Defeito à Terra 1 e Defeito à Terra 2, ao passo que Prot.SEF Bloq. é usado para proteção SEF.

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141

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

11

P14D

SELEÇÃO DO PARÂMETRO DO TEMPORIZADOR

As configurações usadas do temporizador dependem de haver uma condição de Sobrecorrente Seletiva ou uma condição de Arranque com Carga Fria. A função de Sobrecorrente seleciona a configuração de acordo com o seguinte diagrama de fluxo: Arranque

Existe uma condição de Sobrecorrente Seletiva?

Sim

Use os parâmetros do temporizador calculados pela função Lógica de Sobrecorrente Seletiva

Não

Existe uma condição de Arranque com Carga Fria?

Sim

Use os parâmetros do temporizador definidos na coluna ARR.CARGA FRIO

Não

Use os parâmetos do temporizador definidos na coluna SOBRECORRENTE

Fim

V00652

Figura 58: Selecionando a configuração do temporizador

142

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

12

PROTEÇÃO DE SOBRECARGA TÉRMICA

O calor gerado em um item da instalação, tal como um cabo ou um transformador, é a perda resistiva (I2Rt). A característica térmica no tempo é, portanto, baseada no quadrado da corrente integrado ao longo do tempo. O dispositivo automaticamente usa a maior corrente de fase como entrada para o modelo térmico. O equipamento foi projetado para operar continuamente a uma temperatura correspondente à sua carga nominal total, onde o calor gerado esta equilibrado com o calor dissipado. As condições de sobretemperatura ocorrem quando se permite que correntes superiores à sua capacidade máxima circulem por um período de tempo. É sabido que mudanças de temperatura durante o aquecimento seguem constantes de tempo exponenciais. O dispositivo fornece duas características que podem ser selecionadas de acordo com a aplicação; característica de constante de tempo simples e característica de constante de tempo dupla.

12.1

CARACTERÍSTICA DE CONSTANTE DE TEMPO ÚNICA

Esta característica é usada para proteger cabos, transformadores do tipo seco e bancos de capacitores. A característica térmica constante única é dada pela equação:

 I 2 − ( KI FLC )2  t = −τ log   I 2 − I p2    e  onde: ● t = tempo para desarme, seguindo a aplicação da corrente de sobrecarga I ● t = constante de tempo de resfriamento e aquecimento da planta protegida ● I = maior corrente de fase ● IFLC Corrente de carga plena nominal (a configuração de desarme térmico) ● Ip = Pré-carga estacionária antes da aplicação da sobrecarga ● K = uma constante, configurável entre 1 e 1,5, com o valor padrão de 1,05 (fator k)

12.2

CARACTERÍSTICA DE CONSTANTE DE TEMPO DUPLA

Esta característica é usada para proteger transformadores imersos em óleo com arrefecimento aéreo natural (p.ex. tipo ONAN). O modo térmico é semelhante ao da constante simples, exceto que precisam ser definidas duas constantes de temporizador. Para uma sobrecarga marginal, o calor fluirá dos enrolamentos para o volume do óleo isolante. Portanto, em baixa corrente, a curva de réplica é dominada pela constante de tempo longa para o óleo. Isto fornece proteção contra uma elevação geral na temperatura do óleo. Para sobrecargas severas, o calor acumula-se nos enrolamentos do transformador com pouca oportunidade de dissipação no óleo de isolamento adjacente. Portanto, em elevados níveis de corrente, a curva de réplica é dominada pela constante de tempo curta para os enrolamentos. Isto proporciona proteção contra o desenvolvimento de pontos quentes dentro dos enrolamentos do transformador. No geral, a característica de constante de tempo dupla serve para proteger contra o envelhecimento do isolamento do enrolamento e para minimizar a produção de gás por óleo superaquecido. Note, no entanto, que o modelo térmico não compensa os efeitos da mudança na temperatura ambiente. A característica térmica de constante de tempo dupla é dada pela equação:

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143

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

0.4e

( − t / τ1 )

+ 0.6e

( −t / τ 2 )

P14D

 I 2 − ( KI FLC )2  =  2 2  I − I p 

onde: ● t1 = constante de tempo de aquecimento e arrefecimento dos enrolamentos do transformador ● t2 = constante de tempo de aquecimento e arrefecimento dos enrolamentos do transformador

12.3

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SOBRECARGA TÉRMICA

O dispositivo incorpora uma característica térmica baseada em corrente, usando a corrente de carga RMS para modelar o aquecimento e arrefecimento da instalação protegida. O elemento pode ser definido com os estágios de alarme e disparo. A Proteção de Sobrecarga Térmica é implementada na coluna SOBRECARGA TÉRM. do grupo de parâmetros relevante. Esta coluna contém os parâmetros para o tipo de característica, os limiares de alarme e disparo e as constantes de tempo.

12.4

LÓGICA DE PROTEÇÃO DE SOBRECARGA TÉRMICA IA IB

Max RMS

Thermal State

IC

Disparo Térmico

Característica

Desactivado Simples

Thermal Calculation

Limiar de desarme térmico

Disparo Térmico

Dobro

Const.tempo 1

Const.tempo 2 Reset Térmico

Alarme Térmico

Alarme Térmico

V00630

Figura 59: Diagrama lógico da proteção de sobrecarga térmica As amplitudes das correntes de entrada das três fases são comparadas e a amplitude maior é tomada como entrada para a função de sobrecarga térmica. Se essa corrente exceder o limiar de disparo térmico emite-se uma condição de arranque. O sinal de Arranque é aplicado ao módulo de característica térmica escolhida, o qual tem três sinais de saída; alarme, disparo e medida de estado térmico. As medições de estado térmico são disponibilizadas na coluna MEDIDAS 3. O estado térmico pode sofrer reset seja por uma entrada digital (se associada a esta função usando o esquema lógico programável) ou o menu do painel da IHM. Esse comando de reset também é encontrado na coluna MEDIDAS 3.

144

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

12.5

NOTAS DE APLICAÇÃO

12.5.1

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO PARA CARACTERÍSTICA DE CONSTANTE DE TEMPO DUPLA

A maneira mais simples de resolver a equação de constante de tempo térmica dupla é expressar a corrente em termos de tempo e usar uma folha de cálculo para calcular a corrente para uma série de tempos de operação crescentes usando a seguinte equação e então traçar um gráfico.

I=

0.4 I p 2 .e( − t /τ 1) + 0.6 I p 2 .e( − t /τ 2) − k 2 .I FLC 2 0.4e( − t /

τ 1)

+ 0.6e( − t /τ 2) − 1

100000

Constante de tempo 1 = 5 min.

Tempo de operação (segundos)

10000

Constante de tempo 2 = 120 min. Corrente de pré-sobrecarga = 0,9 pu Valor térmico = 1 A

1000

100

10

1 1

Corrente como múltiplo do valor térmico

10

V00629

Figura 60: Característica de constante de tempo térmica dupla O parâmetro de corrente é calculado como: Disparo Térmico = Carga contínua permissível do item do transformador/relação do TI. Para um transformador de óleo de classe 400 a 1600 kVA, as constantes de tempo aproximadas são: ● t1 = 5 minutos ● t2 = 120 minutos Pode ser gerado um alarme ao atingir o estado térmico correspondente a uma percentagem do limiar de disparo. Um parâmetro típico poderia ser "Alarme Térmico" = 70% da capacidade térmica.

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145

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

Nota: As constantes de tempo térmicas dadas nas tabelas acima são apenas típicas. Deve-se sempre consultar o fabricante da instalação para se obter informações precisas.

12.5.2

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO PARA CARACTERÍSTICA DE CONSTANTE DE TEMPO SIMPLES

O tempo para o disparo varia dependendo da corrente de carga circulante antes da aplicação da sobrecarga, ou seja, se a sobrecarga foi aplicada a quente ou a frio. A constante de tempo térmica pode ser reescrita como:

θ − θ p  e( − t / τ ) =   θ −1  e  onde: ● θ = estado térmico = I2/K2IFLC2 ● θp = estado térmico pré-defeito = Ip2/K2IFLC2 Nota: uma corrente de 105% Is (KIFLC) tem que ser aplicada por várias constantes de tempo para provocar uma medição de estado térmico de 100% O parâmetro de corrente é calculado como: Disparo Térmico = Carga contínua permissível do item da instalação/relação do TI. As tabelas a seguir mostram a constante de tempo aproximada em minutos para diferentes tensões nominais de cabo com várias áreas de seção transversal de condutor, e para outros equipamentos da instalação. Área (mm2)

6 - 11 kV

22 kV

33 kV

66 kV

25 – 50

10 minutos

15 minutos

40 minutos

–

70 – 120

15 minutos

25 minutos

40 minutos

60 minutos

150

25 minutos

40 minutos

40 minutos

60 minutos

185

25 minutos

40 minutos

60 minutos

60 minutos

240

40 minutos

40 minutos

60 minutos

60 minutos

300

40 minutos

60 minutos

60 minutos

90 minutos

Tipo de instalação

Constante de Tempo (Minutos)

Transformador tipo seco <400 kVA

40

Transformadores tipo seco de 400 –800 kVA

60 - 90

Reatores com Núcleo de Ar

40

Bancos de Condensadores

10

Linhas aéreas com seção transversal > 100 mm2

10

Linhas Aéreas

10

Barramentos

60

146

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

13

PROTEÇÃO DE CONDUTOR QUEBRADO

Um tipo de defeito desbalanceado é o defeito em 'Série' ou em 'Circuito Aberto'. Este tipo de defeito pode surgir de condutores quebrados, entre outras coisas. Os defeitos em série não provocam um aumento da corrente de fase e por isso não podem ser detectadas por IEDs de sobrecorrente. Entretanto, produzem um desequilíbrio que resulta em corrente de sequência negativa de fase, o qual pode ser detectado. É possível aplicar um elemento de sobrecorrenete de sequência negativa de fase para detectar condutores quebrados. Entretanto, numa linha levemente carregada, a corrente de sequência negativa resultante de uma condição de defeito em série pode estar muito próxima, ou ser menor que, o desequilíbrio de regime em plena carga decorrente de erros de TI e desbalanceamentos de carga, tornando muito difícil a distinção. Um elemento normal de sequência negativa não funcionaria, portanto, em baixos níveis de carga. Para superar isto, o dispositivo incorpora um elemento especial de proteção de Condutor Quebrado. O elemento de Condutor Quebrado mede a relação das correntes de sequência negativa para positiva de fase (I2/ I1). Esta relação é aproximadamente constante com variações na corrente de carga, tornando-o assim mais sensível a defeitos em série que a proteção padrão de sequência negativa.

13.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE CONDUTOR QUEBRADO

A proteção de Condutor Quebrado é implementada na coluna CONDUTOR ROMPIDO do grupo de parâmetros relevante. Esta coluna contém os parâmetros para activar a função, para o limiar de detecção e o atraso.

LÓGICA DA PROTEÇÃO DE CONDUTOR QUEBRADO

13.2

A relação de I2/I1 é calculada e comparada com o limiar. Se o limiar for excedido, o temporizador de atraso é iniciado. O sinal de bloqueio do CTS é usado para bloquear a operação do temporizador de atraso. PartCond.Rompido

I2/I1

&

I2/I1 Ajuste

Disp. Cond.Rompid

I2 Corrente baixa

TCS Bloqueio

V00609

Figura 61: Lógica de condutor quebrado

13.3

NOTAS DE APLICAÇÃO

13.3.1

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO

Para um condutor quebrado que afete um sistema de potência aterrado num único ponto haverá uma pequena corrente de sequência zero e a relação de I2/I1 que circulam no circuito protegido chegará perto de 100%. No caso de um sistema de potência com aterramento múltiplo (assumindo impedâncias iguais em cada rede de sequência), a relação I2/I1 será de 50%.

P14D-TM-PT-7

147

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

Na prática, os níveis de corrente permanente de sequência negativa de fase presentes no sistema é que governam este parâmetro mínimo. Isto pode ser determinado por um estudo do sistema ou fazendo uso das facilidades de medição na etapa de comissionamento. Se o último método for adotado, é importante fazer as medidas durante condições de carga máxima do sistema, para assegurar que todas as cargas monofásicas sejam consideradas. Nota: Para uma operação bem sucedida é necessário um valor mínimo de 8% de corrente de sequência negativa de fase.

Uma vez que tenham sido empregados parâmetros sensíveis, pode-se esperar que o elemento irá operar para qualquer condição desbalanceada que ocorra no sistema (por exemplo, durante um ciclo de religação automática monofásica). Por este motivo, é necessário um atraso longo para garantir a coordenação com outros dispositivos de proteção. Um parâmetro de atraso de 60 segundos pode ser típico. O exemplo a seguir foi gravado por um IED durante o comissionamento:

Iplena carga = 500 A I2 = 50 A portanto a relação quiescente I2/I1 = 0,1 Para acomodar tolerâncias e variações de carga um parâmetro de 20% deste valor pode ser típico: Portanto defina:

I2/I1 = 0,2 Numa aplicação de circuito duplo (linha paralela), usar um parâmetro de 40% irá garantir que a proteção de condutor quebrado operará apenas para o circuito que foi afetado. Um parâmetro de 0,4 resulta em não detecção para o circuito saudável paralelo. Defina o Atraso de I2/I1 = 60 s para dar tempo adequado para a solução de defeito de curto circuito por proteções com tempo de atraso.

148

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

14

PROTEÇÃO DE BLOQUEIO DE SOBRECORRENTE

Com esquemas de Bloqueio de Sobrecorrente, conecta-se os contatos de arranque de IEDs posteriores às entradas de bloqueio de temporizador de IEDs anteriores. Isto permite o uso de parâmetros idênticos de corrente e tempo em cada um dos IEDs do esquema, porque o dispositivo mais próximo à falha não recebe um sinal de bloqueio e assim dispara discriminativamente. Esse tipo de esquema reduz o número de estágios de graduação necessários e consequentemente os tempos de solução de defeitos. O princípio de proteção de Bloqueio de Sobrecorrente pode ser ampliado configurando elementos de sobrecorrente de atuação rápida nos alimentadores de entrada de uma subestação, os quais são então configurados para serem bloqueados por contatos de arranque dos dispositivos que protegem os alimentadores de saída. Os elementos de atuação rápida podem então disparar por uma condição de defeito no barramento, mas são estáveis para defeitos no alimentador externo devido ao sinal de bloqueio. Esse tipo de esquema fornece tempos de solução de defeitos muito reduzidos para defeitos de barramento do que seria o caso com proteção convencional de sobrecorrente escalonada no tempo. A disponibilidade de múltiplos estágios de sobrecorrente e defeito à terra nos IEDs da GE Energy Connections permite proteção adicional de sobrecorrente escalonada no tempo para fins de reserva.

14.1

IMPLEMENTAÇÃO DE BLOQUEIO DE SOBRECORRENTE

Os esquemas de Bloqueio de Sobrecorrente são implementados usando o PSL. As saídas de arranque, disponíveis de cada estágio dos elementos de sobrecorrente e defeito à terra (incluindo o elemento de defeito à terra sensitiva) podem ser mapeadas para contatos de saída de relés. Estas saídas podem então ser conectadas às entradas de bloqueio do temporizador relevante dos IEDs anteriores através de entradas digitais.

LÓGICA DE BLOQUEIO DE SOBRECORRENTE

14.2

Para facilitar a implementação de esquemas de bloqueio de sobrecorrente, o dispositivo fornece a lógica seguinte para fornecer um sinal de Arranque de Bloqueio de Sobrecorrente I>Partida Bloq.: Alarm. Falha Disj

&

Remover Par.I>

1

Ativo

Desativado

I>Partida Bloq.

&

I>1 Partida

I>2 Partida

I>3 Partida

I>4 Partida

1

I>5 Partida

I>6 Partida

V00648

Figura 62: Lógica de bloqueio de sobrecorrente O sinal I>Partida Bloq. é derivado do OR lógico das saídas de arranque de sobrecorrente de fase. Esta saída é então combinada com o sinal DDB Alarm. Falha Disj. e o parâmetro Remover Par.I> .

14.3

LÓGICA DE DEFEITO À TERRA BLOQUEADA

Para facilitar a implementação de esquemas de bloqueio de sobrecorrente, o dispositivo fornece a lógica seguinte para fornecer um sinal de Defeito à Terra Bloqueada IN/SEF>PartBloq.:

P14D-TM-PT-7

149

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Alarm. Falha Disj

P14D

&

Remover Par.IN>

1

Ativo

Desativado

IN/ SEF>PartBloq.

&

IN1>1 Partida

IN1>2 Partida

IN1>3 Partida

IN1>4 Partida

IN2>1 Partida

IN2>2 Partida

IN2>3 Partida

1

IN2>4 Partida

ISEF>1 Partida

ISEF>2 Partida

ISEF>3 Partida

ISEF>4 Partida

V00649

Figura 63: Lógica de Defeito à Terra Bloqueada O sinal IN/SEF>PartBloq. é derivado do OR lógico das saídas de arranque de sobrecorrente de fase. Esta saída é então combinada com o sinal DDB Alarm. Falha Disj. e o parâmetro Remover Par.IN>.

14.4

NOTAS DE APLICAÇÃO

14.4.1

ESQUEMA DE BLOQUEIO DO BARRAMENTO De entrada

Elemento mais alto do bloco

IED

Desarme retroativo de falha do disjuntor

IED

IED

IED

IED

Contato de Desarme partida retroativo de O/P de falha do disjuntor

Alimentador 1

Alimentador 2

Alimentador 3

Alimentador 4

E00636

Figura 64: Esquema simples de bloqueio de barramento

150

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

10.0

1.0 Elemento IDMT de entrada

Tempo (segundos)

Margem IDMT Elemento IDMT do alimentador

0.1 0.08

Elemento de valor alto da entrada Contato de partida do

Tempo até ao bloqueio

alimentador 0.01 1.0

10.0

100.0

Corrente (kA)

E00637

Figura 65: Características do esquema simples de bloqueio de barramento

P14D-TM-PT-7

151

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

15

P14D

BLOQUEIO POR SEGUNDA HARMÓNICA

Quando um transformador é conectado inicialmente a uma fonte de tensão CA, pode haver um surto substancial de corrente através do enrolamento do primário chamado de corrente de irrupção. Isto é semelhante à corrente de irrupção apresentada por um motor elétrico que é ligado pela conexão repentina a uma fonte de potência, embora a corrente de irrupção de um transformador seja causada por um fenômeno diferente. Num transformador ideal, a corrente de magnetização sobe para aproximadamente o dobro do seu valor de pico normal, gerando a FMM necessária para criar este fluxo acima do normal. Entretanto, a maioria dos transformadores não são projetados com margem suficiente entre picos de fluxo normais e os limites de saturação para evitar saturação numa condição como esta, e assim o núcleo quase que certamente irá saturar durante este primeiro semiciclo da tensão. Durante a saturação, são necessárias quantias desproporcionais de FMM para gerar o fluxo magnético. Isto significa que a corrente do enrolamento, que cria a FMM para impor o fluxo no núcleo, poderia subir até um valor maior que seu valor de pico em regime estacionário. Além disso, se acontecer o transformador ter alguma magnetização residual no seu núcleo no momento da conexão da fonte, o problema pode ser exacerbado ainda mais. Pode-se ver que a corrente de irrupção é um fenômeno de ocorrência normal e não deve ser considerado um defeito, porque não se deseja que o dispositivo de proteção emita um comando de disparo sempre que um transformador ou máquina seja ligado. Isto cria um problema para o dispositivo de proteção, porque deveria sempre disparar por um defeito interna. O problema é que defeitos internos típicos de transformadores podem produzir sobrecorrentes que não são necessariamente maiores que a corrente de irrupção. Além disso, as defeitos tendem a manifestar-se durante a energização, devido a altas correntes de irrupção. Por esse motivo, é preciso encontrar um mecanismo que possa distinguir entre corrente de defeito e corrente de irrupção. Por sorte, isso é possível devido à natureza diferente das correntes respectivas. A forma de onda de uma corrente de irrupção é rica em harmónicas, enquanto que uma corrente de defeito interno consiste apenas da fundamental. Pode-se assim desenvolver um método restritivo baseado no teor de harmónicas da corrente de irrupção. O mecanismo pelo qual isso é obtido é chamado de bloqueio de segunda harmónica.

15.1

IMPLEMENTAÇÃO DO BLOQUEIO DE SEGUNDA HARMÓNICA

O bloqueio de segunda harmónica pode ser aplicado aos seguintes tipos de proteção de sobrecorrente: ● ● ● ●

Proteção de Sobrecorrente de Fase (POC) Proteção de Defeito à Terra (calculada e medida) (EF1 e EF2) Proteção de Defeito à Terra Sensitiva (SEF) Proteção de Sequência Negativa de Sobrecorrente de Fase (NPSOC)

O bloqueio de segunda harmónica é implementado na coluna GRUPO (n) CONFIG SISTEMA, onde (n) é o número do grupo de parâmetros. O bloqueio de segunda harmónica é aplicável a todos os estágios de cada um dos elementos. Para POC, o bloqueio de 2ª harmónica pode ser aplicado a cada fase individualmente (segregado por fase), ou a todas as três fases de uma vez (bloqueio cruzado). A função opera identificando e medindo as correntes de irrupção presentes na energização. Isto é efectuado comparando o valor dos componentes de segunda harmónica da corrente com o valor da componente fundamental. Se esta relação exceder os limiares definidos, o sinal de bloqueio é gerado. O limiar é definido pelo parâmetro 2Harm.Ajuste. Deseja-se apenas que a função bloqueie a proteção se a componente fundamental da corrente estiver no alcance normal. Se exceder o alcance normal, isto indica um defeito do qual se deve proteger. Por este motivo existe outro acionamento configurável I>2Har.Inib.Blq., que quando excedido interrompe a função de bloqueio de 2ª harmónica. Cada elemento de proteção de sobrecorrente possui um parâmetro I>Bloqueio com o qual se define o tipo de bloqueio. É com este parâmetro que o bloqueio de fase segregada ou trifásico é escolhido. O tipo de dado G14 é usado para o parâmetro I>Bloqueio:

152

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Número do Bit

Função I> Bloqueio

Bit 0

VTS Bloq. I>1

Bit 1

VTS Bloq. I>2

Bit 2

VTS Bloq. I>3

Bit 3

VTS Bloq. I>4

Bit 4

VTS Bloq. I>5

Bit 5

VTS Bloq. I>6

Bit 6

RELIG. Bloq. I>3

Bit 7

RELIG. Bloq. I>4

Bit 8

RELIG. Bloq. I>6

Bit 9

2H Bloqueio I>1

Bit 10

2H Bloqueio I>2

Bit 11

2H Bloqueio I>3

Bit 12

2H Bloqueio I>4

Bit 13

2H Bloqueio I>5

Bit 14

2H Bloqueio I>6

Bit 15

2H 1f BLOQUEIO

P14D-TM-PT-7

153

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

15.2

P14D

LÓGICA DE BLOQUEIO DE SEGUNDA HARMÓNICA &

IA fundamental

&

I>2Har.Inib.Blq.

I 2 Harm.Partida

1

& &

IA 2Harm.Partida

Corrente baixa (código fixo)

IB 2Harm.Partida IA 2 nd harm / IA fund

IA 2ndHarm

IC 2Harm.Partida

2Harm.Ajuste

IA fundamental I>2Har.Inib.Blq.

& & Corrente baixa (código fixo)

IB 2 nd harm / IB fund

IB 2 ndHarm 2Harm.Ajuste

IC 2ndHarm I>2Har.Inib.Blq.

& & Corrente baixa (código fixo)

IC 2 nd harm / IC fund

IC 2ndHarm 2Harm.Ajuste

V00626

Figura 66: Lógica de Bloqueio da 2ª Harmónica

15.3

NOTAS DE APLICAÇÃO

15.3.1

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO

Durante o período de energização, a componente de segunda harmónica da corrente de partida pode ser de até 70%. O nível da segunda harmónica pode ser diferente para cada fase, por isso está disponível o bloqueio segregado por fase. Se o parâmetro for muito baixo, o bloqueio de 2ª harmónica pode impedir o disparo durante alguns defeitos internos do transformador. Se o parâmetro for muito alto, o bloqueio pode não operar para baixos níveis de corrente de partida, o que poderia resultar em disparo indesejado do elemento de sobrecorrente durante o período de energização. Em geral, um parâmetro de 15% a 20% está adequado.

154

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

16

BLINDAGEM DE CARGA

Blindagem de carga é um mecanismo, pelo qual os IEDs são impedidos de disparar sob condições de carga elevada, mas saudáveis. No passado este mecanismo era usado principalmente para sistemas de transmissão e era raramente necessário em níveis de tensão de distribuição. Nos últimos anos, no entanto, as redes de distribuição tornaram-se sujeitas a períodos prolongados de cargas elevadas. Isto deve-se a uma série de motivos, um dos quais é o aumento da geração distribuída. Por este motivo, tornou-se muito desejável equipar IEDs de sobrecorrente, normalmente destinados a redes de distribuição, com a função de blindagem de carga. As blindagens de carga funcionam medindo não apenas os níveis de corrente do sistema, mas também os de tensão e tomando decisões de disparo com base na análise de ambas as medições. Isto é conhecido como Medição de impedância. Quando a corrente medida é maior que o normal, isto pode ser causado por duas coisas, um defeito ou uma carga elevada. Se a causa for um defeito, o nível de tensão do sistema irá reduzir significativamente. No entanto, se a causa for uma carga elevada, mas saudável, a tensão não vai cair significativamente. Portanto, medindo as tensões e correntes do sistema o IED pode tomar uma decisão de não disparar sob condições de cargas elevadas. O princípio da blindagem de carga é configurar um envelope de blindagem, que envolve os limites esperados de carga no pior caso, e bloquear o disparo para qualquer impedância medida dentro desta região de blindagem. Apenas impedâncias de defeito fora da área de carga têm permissão para provocar um disparo. È possível definir o parâmetro de impedância e de ângulo independentemente para as regiões directa e inversa no plano Z.

Operação Cego

Raio

Carga

Cego

Cego

Cego

Operação

V00645 Figura 67: Blindagem de carga e ângulo

16.1

IMPLEMENTAÇÃO DE BLINDAGEM DE CARGA

A função de blindagem de carga é implementada na coluna SOBRECORRENTE do grupo de parâmetros relevante, no subtítulo BLINDAGEM CARGA. Os parâmetros permitem definir os limites de impedância e ângulo para as direções directa e inversa, os limiares de subtensão e de corrente de sequência negativa para bloquear a função, e o modo de operação. Existem dois modos de operação, fase simples e três fases.

P14D-TM-PT-7

155

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

O modo de fase simples usa a impedância normal (Z) de cada fase. Quando o modo de fase simples é selecionado, o bloqueio de sobrecorrente de fase é segregado por fase e fica dependente dos parâmetros individuais de sobrecorrente por fase. No modo de fase simples, apenas o limiar de subtensão (Blind. VBloq.) e o limiar de subtensão (Blind. V
16.2

LÓGICA DE BLINDAGEM DE CARGA Z1 Angle

&

Frente Z Angulo

Aceitação Ciclos de

&

Blind.Z1 Frente

Queda Ciclos de

-1

X

Z1 Magnitude Frente Z Imped .

1

Blindaj.Z1 Carga

Modo Blindagem

Frente

1

Ambos

Z1 Angle Reversa Z Angulo

&

-180°

Aceitação Ciclos de

&

Blind.Z1 Reversa

Queda Ciclos de

+180 °

Z1 Magnitude Reversa Z Imped .

Modo Blindagem

Reversa

Ambos

1

V1 Blind. V
&

I2

Blinder I2
Ativo Função Blindag .

Trifásico (Z1)

TPS Bloq.Lento

TCS Bloqueio

V00650

Figura 68: Lógica de Blindagem de Carga 3 fases

156

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Para a direção directa, a amplitude da impedância de sequência positiva é comparada com um valor definido, e o ângulo da impedância de sequência positiva é comparado com dois valores que definem o alcance angular. Se os critérios forem satisfeitos e o modo de Blindagem estiver na direção Directa ou Ambas, os sinais de blindagem Blind.Z1 Direct e Blindaj.Z1 Carga são gerados. Para a direção inversa, a amplitude da impedância de sequência positiva é comparada com um valor definido, e o ângulo da impedância de sequência positiva é comparado com dois valores que definem o alcance angular. Se os critérios forem satisfeitos e o modo de Blindagem estiver na direção Inversa ou Ambas, os sinais de blindagem Blind.Z1 Inversa e Blindaj.Z1 Carga são gerados. Z1 Angle

&

Frente Z Angulo

Aceitação Ciclos de

&

Blind.A Frente

Queda Ciclos de

X

-1

Z1 Magnitude Frente Z Imped .

1

Blindaj.A Carga

Modo Blindagem

Frente

1

Ambos

Z1 Angle Reversa Z Angulo

&

-180°

Aceitação Ciclos de

&

Blind.A Reversa

Queda Ciclos de

+180 °

Z Magnitude Reversa Z Imped .

Modo Blindagem

Reversa

Ambos

1

V1 Blind. V
&

Estado Blindag .

Ativo Função Blindag .

Monofásico (Z1)

TPS Bloq.Lento

TCS Bloqueio

V00651

Figura 69: Lógica de Blindagem de Carga fase A

P14D-TM-PT-7

157

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

P14D

O diagrama mostra a lógica de Blindagem de Carga fase simples para a fase A. O mesmo princípio se aplica às fases B e C. A lógica de Blindagem de Carga fase simples é muito semelhante à lógica de Blindagem de Carga três fases. As diferenças principais são: A função de fase simples não usa impedância de sequência positiva, usa medição de impedância normal. Também não usa sobrecorrente de sequência negativa para bloquear a função.

158

P14D-TM-PT-7

P14D

17

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

PROTEÇÃO DE ADMITÂNCIA DE NEUTRO

A proteção de admitância de neutro funciona calculando a admitância de neutro a partir da corrente e da tensão de entrada do neutro (IN/VN). A entrada de corrente do neutro é medida com um transformador de corrente de falha à terra sensitivo ou de falha à terra, e a tensão do neutro é baseada na quantidade derivada internamente, TN. São fornecidos três elementos de estágio único: ● Superadmitância YN>: Não direcional, fornecendo saídas de desarme de partida e de atraso de tempo. O desarme pode ser bloqueado por uma entrada lógica. ● Supercondutância GN>: Não direcional ou direcional, Não direcional, fornecendo saídas de desarme de partida e de atraso de tempo. O desarme pode ser bloqueado por uma entrada lógica. ● Supersusceptância BN>: Não direcional ou direcional, fornecendo saídas de desarme de partida e de atraso de tempo. O desarme pode ser bloqueado por uma entrada lógica. Os elementos de superadmitância YN>, GN> e BN> irão operar desde que a tensão de Permaneça acima do nível configurado para o tempo de operação configurado para o elemento. São bloqueados pela operação do sinal de bloqueio VTS rápido, da função de supervisão do TP. Os elementos de superadmitância fornecem medições de admitância, condutância e susceptância que também aparecem no registro de falha. Os elementos de superadmitância são capazes de iniciar o Religador automático por meio das configurações YN>, GN> e BN> da coluna de menu RELIGADOR AUTO.

17.1

OPERAÇÃO DE ADMITÂNCIA DO NEUTRO

A proteção de admitância é não direcional. Consequentemente, o dispositivo irá operar desde que a magnitude da admitância ultrapasse o valor configurado em YN> Set e a magnitude da tensão do neutro ultrapasse o valor configurado no Limiar VN.

B

Y Ys G

Nota:

Operação Y>Ys

Y = G + jB

Admitância: Não-direcional

E00709

Figura 70: Proteção de admitância

P14D-TM-PT-7

159

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

17.2

P14D

OPERAÇÃO DE CONDUTÂNCIA

A proteção de condutância pode ser definida como direcional, não direcional ou direcional reversa. Portanto, o dispositivo irá operar desde que a magnitude e os critérios direcionais sejam atendidos com relação a condutância e a magnitude da tensão do neutro ultrapasse o valor configurado em Limiar VN. O ângulo de correção produz a rotação da fronteira direcional da condutância por meio do ângulo de correção configurado.

B

B Operação G<-Gs

Operação G>Gs

Gs

B

G

Condutância: Direcional avante

Operação G<-Gs

-Gs

G

Condutância: Direcional reversa

Operação G>Gs

-Gs

Gs

G

Condutância: Não-direcional

E00710

Figura 71: Operação de condutância Nota: Na operação direta, o centro da característica ocorre quando IN está em fase com VN.

Nota: Se o ângulo de correção estiver em +30°, isto gira a fronteira de 90° - 270° a 60° - 240°. Assume-se que a direção do eixo G indica 0°.

17.3

OPERAÇÃO DE SUSCEPTÂNCIA

A proteção de susceptância pode ser configurada como não direcional, direcional direta ou direcional reversa. Portando, o relé irá operar desde que a magnitude e os critérios direcionais sejam atendidos para susceptância e a magnitude da tensão do neutro ultrapasse o valor configurado para o limiar VN. O ângulo de correção provoca a rotação da fronteira direcional de susceptância por meio do ângulo de correção configurado.

160

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

B

B

B

Operação B>Bs

Operação B>Bs

Bs

Bs G

G

-Bs Operação B<-Bs

Susceptância: Direcional avante

Susceptância: Direcional reversa

G

-Bs Operação B<-Bs

Susceptância: Não-direcional

E00711

Figura 72: Operação de susceptância Nota: Para operação direta, o centro de característica ocorre quando IN avança 90° em relação a VN.

Nota: Se o ângulo de correção estiver em +30°, isto gira a fronteira de 0° - 180° a 330° - 150°. Assume-se que a direção do eixo G indica 0°.

P14D-TM-PT-7

161

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

18

P14D

DETECÇÃO DE DEFEITO DE ALTA IMPEDÂNCIA

Um Defeito de Alta Impedância, também conhecida como Condutor Caído, acontece quando um condutor primário faz contato elétrico indesejado com uma superfície de estrada, caminho, árvore etc., no qual devido à alta impedância do percurso de defeito, a corrente de defeito fica restrita a um nível abaixo daquele que pode ser confiavelmente detectado por dispositivos padrão de sobrecorrente. Mesmo em casos em que a corrente instantânea de defeito possa exceder os limites, a duração deste transiente normalmente é tão pequena que o IED padrão de sobrecorrente não detectará. É um problema bastante desafiante detectar estes defeitos e requer um método especial combinando múltiplas técnicas. Devido à natureza transiente e de alta impedância destes defeitos não é possível derivar os cálculos do defeito pela computação de curto-circuito. A detecção de HIF repousa, portanto na detecção das assinaturas das formas de onda da corrente e da tensão de defeito. Estas formas de onda podem ser muito diferentes de defeito para defeito, mas frequentemente possuem características comuns tipificadas por: ● Conteúdo da terceira harmónica ● O padrão de transientes (mudança intermitente da amplitude) Pode-se usar estes fenómenos para detectar o defeito. Pode ser necessário estabelecer a direção do defeito. Para isso, pode-se usar medição da potência instantânea. De onde se pode ver que existem três componentes necessários para fornecer uma função confiável de detecção de HIF: ● Análise das componentes harmónicas (CHA) ● Análise Fundamental (FA) (com ou sem análise direcional (DIR)

18.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE DEFEITO DE ALTA IMPEDÂNCIA

18.1.1

ANÁLISE FUNDAMENTAL

A Análise Fundamental (FA) captura a característica intermitente associada a uma corrente de defeito. Geralmente a corrente do sistema é bastante estável e isto mostra as condições da carga. Calcula-se uma média desta corrente fazendo continuamente a média das últimas amostras, este valor é armazenado num buffer. Este valor é continuamente comparado com o valor mais recente da corrente. Se houver um aumento súbito na corrente, o seu valor excederá significativamente o valor médio. É esse incremento que é usado para iniciar o processo de avaliação do defeito. A corrente média da carga acompanha as condições da carga do sistema usando um processo de cálculo de média. Uma discrepância entre a amplitude real e a amplitude média inicia o processo de avaliação do defeito. Se o incremento for maior que um limiar de arranque determinado pelo parâmetro FA>Limiar Arr., a FA iniciará a avaliação do defeito. Um limiar de Rajada Válida (BV), determinada pelo parâmetro FA>Limiar Expl., é usado para julgar se o incremento indica condução de corrente de defeito. Contando as mudanças dos estados de BV numa janela de tempo, um evento é emitido e é possível estabelecer se foi detectada um defeito intermitente. A detecção de FA pode ser acionada por qualquer aumento inesperado da amplitude. Entretanto, apenas aquelas séries prolongadas de mudanças dentro de uma janela de tempo especificada podem ser avaliadas como Defeitos de Alta Impedância (HIF). Os critérios de classificação de defeito podem ser determinados usando a cronologia e a contagem destas rajadas. A tabela seguinte mostra os critérios de classificação. Estado do Contador

Estado do Temporizador

Resultado

Mudanças de estado de BV excedem o limite de Dentro da janela de tempo de uma seção de FA contagem

HIF

As mudanças de estado de BV não excedem o limite de contagem, mas são mais de duas

Dentro da janela de tempo de uma seção de FA

Evento Transiente

Menos de duas mudanças

Enquanto a amplitude da fundamental permanece acima do Evento Permanente limiar de BV dentro da janela de tempo

162

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

Estado do Contador

Estado do Temporizador

Outros

18.1.2

Resultado Ruídos

ANÁLISE DAS COMPONENTES HARMÓNICAS

A função de Análise das Componentes Harmónicas (CHA) monitoriza a corrente de SEF medida, compara-a com o valor da corrente média e usa o incremento do valor amostrado para extrair a componente da 3ª harmónica. Avaliando as diferenças de fase e amplitude entre a fundamental e a terceira harmónica é possível estabelecer critérios que podem ajudar a determinar a presença de um Defeito de Alta Impedância. Nota: A CHA APENAS é aplicável a sistemas com aterramento direto ou usando resistências de baixas a médias.

Um conjunto de amostras de incrementos é obtido e usado para calcular a característica do defeito. O chamado Estado Satisfeito (SS) é um valor que atende os critérios de indicar uma não linearidade HIF. A avaliação e classificação do defeito são baseadas principalmente na medida da duração do Estado Satisfeito. O processo de avaliação do defeito pode ser acionado internamente ou externamente. Os critérios que determinam não linearidades características de defeitos de alta impedância consistem do seguinte: ● A amplitude da fundamental estar acima de um limiar definido (parâmetro CHA>Magnitude) ● A diferença de fase entre a 3ª harmónica e a fundamental está dentro de um alcance em torno de 180° (parâmetros CHA>Ang (180-x) e CHA>Ang (180+x)) ● A relação de amplitudes entre a 3ª harmónica e a fundamental está acima de um alcance definido (parâmetro CHA>3H% Limiar) e não acima de 90% da fundamental. ● Os requisitos acima permanecerem por um tempo significativo. A função CHA detecta um defeito temporizando a duração do Estado Satisfeito (SS). Se esta duração for maior que o tempo do parâmetro de HIF, um evento de HIF é informado. Se o período de tempo for mais curto, mas ainda maior que um tempo do parâmetro Transiente, um evento de Transiente é informado. Estado das Harmónicas

Estado do Temporizador de SS

Resultado

Estado Satisfeito Persistente

Dura pelo parâmetro de duração de HIF (CHA>tDuração)

HIF estabelecida

Estado Satisfeito Intermitente

Dura pelo tempo do parâmetro de transiente (CHA>tTransitório)

Evento Transiente estabelecido

Outros

Ruídos

De forma semelhante à Análise Fundamental, um Evento Transiente precisa de confirmação posterior. São ativados três temporizadores independentes assim que a função CHA inicia. ● Um temporizador de reset é usado para reiniciar todos os procedimentos de CHA. ● Um temporizador de duração de HIF é usado para medir a duração deste Estado Satisfeito para emitir a HIF. ● Um temporizador de Transiente é usado para detectar qualquer evento transiente. Se o Estado Satisfeito durar por toda a duração do tempo definido pelo temporizador de HIF, uma HIF é informada e todos os procedimentos sofrem reset. Se um Estado Satisfeito durar menos que a duração da HIF, mas ainda for maior que a duração do tempo de Transiente, um evento de Suspeita de Transiente é informado e o processo de detecção irá avaliar outra seção. Se qualquer requisito de HIF for satisfeito dentro do tempo de reset, uma HIF é informada e a detecção sofre reset. Se houver mais de três eventos de Suspeita de Transiente informados dentro do tempo de reset, uma HIF é informada.

P14D-TM-PT-7

163

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

18.1.3

P14D

ANÁLISE DIRECIONAL

O algoritmo descrito de FA não tem capacidade de detecção de direção. Pode ser usado num sistema com capacitância limitada ou num sistema com ponto de neutro aterrado diretamente. Nesses casos, a corrente de defeito em linhas saudáveis é limitada. Entretanto, quando um sistema é aterrado por resistência com uma capacitância distribuída relativamente grande, o transiente gerado pelo defeito pode ser distribuído pelas linhas saudáveis e em defeito devido à grande capacitância distribuída. Portanto, é necessário um elemento direcional para ampliar o desempenho da FA. A direção do transiente é obtida usando a direção da potência instantânea da componente de defeito. A potência instantânea é calculada diretamente das amostras da componente de defeito. Em situações de Transiente, este é um método mais preciso que usar cálculos de potência baseados em fasores. O circuito da componente de defeito é usado para a análise. A fonte é o defeito em si. O ramo capacitivo produz a potência reativa enquanto que o ramo da indutância absorve a potência reativa. O ramo da resistência absorve a potência ativa. A potência ativa vem da fonte. A potência reativa da fonte equilibra o consumo total da potência reativa pela outra parte do circuito. Resistência no Neutro

Bobina Peterson no Neutro

Isolado

Linha em Defeito

Linha Saudável

Linha em Defeito

Linha Saudável

Linha em Defeito

Linha Saudável

P

Inv

Directo

Inv

Directo

Inv

Directo

Q

Directo

Inv

-

-

Directo

Inv

Geralmente, a potência reativa é mais característica, uma vez que a capacitância distribuída é frequentemente maior que a condutância distribuída. Portanto, em sistemas aterrados por resistência ou isolados, a direção da potência reativa é usada para detecção da direção do transiente. Em sistemas aterrados via bobina de Peterson, a direção da potência ativa é usada para detectar a direção, porque a bobina de Peterson distorce o fluxo da potência reativa. A saída da função de detecção de direção (DIR) são sinalizadores indicando a direção do defeito: FA DIR Directa e FA DIR Inversa. Estes sinalizadores são definidos se o algoritmo estiver no estágio de Arranque e os critérios forem atendidos. A função FA usa o estado do sinalizador para determinar se é um defeito directo ou um defeito inverso. Também pode ser estabelecido um alarme para indicar a linha em defeito. Ao contar um pulso no contador da função FA, a FA primeiro consulta o sinalizador de direção. Apenas pulsos na direção directa (Transiente directo) são contados para avaliação do defeito.

18.1.4

RESUMO

O tipo de solução de detecção de Defeito de Alta Impedância deve ser selecionado de acordo com as diferentes condições de aterramento do sistema. A solução consiste em dois algoritmos principais e um algoritmo de instalação que formam uma matriz para cobrir estas diferentes condições. A CHA detecta situações onde existe uma harmónica de defeito à terra contínua. A CHA só deve ser usada para sistemas com aterramento direto ou por baixa resistência. A FA detecta defeitos intermitentes onde a corrente de defeito fica alternando entre conduzindo e não conduzindo. Isto pode ser usado em qualquer condição de aterramento do sistema. Entretanto, um defeito contínuo apenas será detectada como um evento permanente. A matriz de solução é a seguinte: Resistência

Sólido

Bobina de Peterson

Isolado

FA+DIR(Potência Activa)

Aplicável

Aplicável

Recomendada

Aplicável

FA+DIR(Potência React.)

Aplicável

Recomendada

Não aplicável

Recomendada

FA (não DIR)

Recomendada

Não aplicável

Não aplicável

Não aplicável

CHA

Recomendada

Recomendada

Não aplicável

Não aplicável

Solução Recomendada

CHA+FA

CHA+FA+DIR(Q)

FA+DIR(P)

FA+DIR(Q)

164

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P14D

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

18.2

LÓGICA DA PROTEÇÃO DE DEFEITO DE ALTA IMPEDÂNCIA VN (derived)

Directionaliser ISEF

Average Amplitude

Increment Amplitude

FA Decision FA Analysis

Average Sample Array

Transient Fault

FA>Transitoria

Steady Fault

FA>Estável

HIF

FA>HIF

CHA Decision Increment Amplitude HiZ>tPREPARACÃO

CHA Analysis

1

HIF Alarme

HIF

HARM.HIF

Transient Fault

Harm. Transitoria

HiZ>SEF Partida FA Settings

CHA Settings HIF Reset Forçad

Reset buffers

V00653

Figura 73: Lógica da Proteção HIF

P14D-TM-PT-7

165

Capítulo 6 - Funções de Proteção de Corrente

166

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PROTEÇÃO DE FALHA À TERRA RESTRITA CAPÍTULO 7

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

168

P14D

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P14D

1

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

O dispositivo fornece extensa funcionalidade a falhas de terra restritas. Este capítulo descreve a operação desta funcionalidade, incluindo os princípios de operação, diagramas lógicos e aplicações. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Princípios de proteção REF Implantação da proteção de falha à terra restrita Notas de uso

169 170 177 180

P14D-TM-PT-7

169

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

2

P14D

PRINCÍPIOS DE PROTEÇÃO REF

Falhas entre o enrolamento e o núcleo em um transformador podem ser causadas por rompimento no isolamento. Essas falhas podem permitir correntes de falha muito baixas, mas ainda assim precisam ser detectadas. Se essas falhas não forem identificadas, podem ocorrer danos extremos em equipamentos muito caros. Frequentemente, as correntes de falha são menores do que a corrente de carga nominal. Nem sobrecorrente, nem proteção diferencial percentual são suficientes nesse caso. Portanto, é necessário um tipo de arranjo de proteção diferente. Este arranjo não somente precisa ser sensível, mas deve criar uma zona de proteção limitada a cada enrolamento de transformador. A proteção de falha à terra restrita (REF) é o mecanismo de proteção usado para proteger os conjuntos de enrolamento do transformador individual. A figura a seguir mostra um arranjo de proteção REF para proteger o lado delta de um transformador deltaestrela.

Carga

IED

REF zona de proteção

V00620

Figura 74: Proteção REF para o lado delta Os transformadores de corrente que medem as corrente em cada fase são conectados em paralelo. As correntes das três fases são somadas para formar uma corrente diferencial, algumas vezes conhecida como corrente de fuga. Sob condições normais de operação, a soma das correntes das três fases resulta em zero e, portanto, em uma corrente de fuga também igual a zero. Uma falha no lado estrela também pode resultar em uma corrente de fuga, pois a corrente de falha simplesmente circularia nos enrolamentos delta. Contudo, se um dos enrolamentos delta desenvolver uma falha, a impedância do enrolamento falho mudará e isso resultará em uma não correspondência entre as correntes de fase, provocando uma corrente de fuga. Se a corrente de fuga for grande o suficiente, provocará um comando de desarme. A figura a seguir mostra um arranjo de proteção REF para o lado estrela de um transformador delta-estrela. REF zona de proteção

Carga

IED

V00621

Figura 75: Proteção REF para o lado estrela. Aqui, temos um arranjo similar de transformadores de corrente conectados em paralelo. A diferença é que precisamos medir a corrente de sequência zero, também na linha neutra. Uma falha desbalanceada externa

170

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P14D

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

provoca o fluxo de uma corrente de sequência zero através da linha neutra, resultando em correntes desiguais entre as fases, que podem provocar o mau funcionamento da proteção. Ao se medir esta corrente de sequência zero e colocá-la em paralelo com as outras três, as correntes são equilibradas e resultam em uma operação estável. Agora, apenas uma falha dentro do enrolamento estrela pode criar um desequilíbrio suficiente para causar um desarme.

2.1

ENROLAMENTOS ESTRELA ATERRADOS POR RESISTÊNCIA

A maioria dos sistemas de distribuição usam sistemas aterrados por resistência para limitar a corrente de falha. Considere o diagrama abaixo, que apresenta uma falha de terra no enrolamento estrela de um transformador Dyn aterrado por resistência (Dyn = delta-estrela com conexão neutra de ponto estrela).

Fonte

Corrente pu (x carga completa) Disparo

20%

100%

Enrolamento sem proteção

Posição de falha a partir do neutro (Impedância de aterramento)

V00669

Figura 76: Proteção REF para sistemas aterrados por resistência O valor da corrente de falha (IF) depende de dois fatores: ● O valor da resistência de aterramento (que torna a impedância do caminho de falha insignificante). ● A voltagem de ponto de falha (que é governada pela localização da falha). Porquê a corrente de falha (IF) é governada pela resistência, seu valor é diretamente proporcional à localização da falha. Um elemento de falha à terra restrita é conectado para medir I F diretamente. Isto fornece uma proteção de falha à terra muito sensível. A proteção diferencial geral é menos sensível, pois mede apenas a corrente HV, IS. O valor de IS é limitado elo número de voltas do secundário em falha em relação ao número de voltas HV.

2.2

ENROLAMENTOS ESTRELA SOLIDAMENTE ATERRADOS

A maioria dos sistemas de transmissão usa sistemas aterrados solidamente. Considere o diagrama abaixo, que apresenta uma falha de terra no enrolamento estrela de um transformador Dyn solidamente aterrado.

P14D-TM-PT-7

171

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

Fonte

P14D

Corrente pu (x carga completa)

20% 40%

60%

80%

100%

Posição de falha a partir do neutro (Aterramento sólido)

V00670

Figura 77: Proteção REF para sistema solidamente aterrado Neste caso, a corrente de falha IF depende de: ● A reatância de fuga do enrolamento ● A impedância do caminho de falha ● A tensão do ponto de falha (que é governado pela localização da falha). Neste caso, o valor da corrente de falha (IF) varia com a localização da falha de uma maneira complexa. Um elemento de falha à terra restrita é conectado para medir IF diretamente. Isto fornece uma proteção de falha à terra muito sensível. Para sistemas aterrados solidamente, a corrente de operação da proteção diferencial do transformador ainda é significativa para as falhas que ocorrem na maior parte do enrolamento. Por esta razão, uma proteção REF independente pode não ter sido considerada previamente, especialmente onde um dispositivo adicional seria necessário. Mas, com este produto, pode ser aplicada sem custo extra.

2.3

ESTABILIDADE SOB FALHA EXTERNA

Em um mundo ideal, os TCs de cada um dos lados de um sistema protegido diferencialmente seriam idênticos com características idênticas, para evitar a geração de correntes diferenciais. Contudo, na realidade os TCs nunca são iguais e, portanto, uma certa quantidade de corrente diferencial é inevitável. À medida que a corrente provocada por uma falha externa aumenta no primário, as discrepâncias introduzidas pelas diferenças entre os TCs são ampliadas, provocando o aumento da corrente diferencial. Eventualmente, o valor da corrente diferencial atinge o limiar da corrente de detecção, provocando o desarme do elemento. Nessas situações, o esquema diferencial é dito ter perdido a estabilidade. Para especificar a capacidade de um esquema diferencial de coibir desarmes devido a falhas externas, definimos um parâmetro chamado ‘Limite de estabilidade sob falhas externas’

2.4

TIPOS DE FALHA À TERRA RESTRITA

Existem dois tipos diferentes de falha à terra restrita; REF de baixa impedância (Também conhecida como REF polarizada) e REF de alta impedância. Cada método compensa o efeito de erros de falha externa de maneira diferente. Na REF de baixa impedância, a corrente de falha externa é medida e usada para alterar a sensibilidade do elemento REF de acordo, aplicando-se uma característica de polarização. Portanto, quanto mais alta a corrente de falha externa, mais alta deve ser a corrente diferencial para que o dispositivo emita um sinal de desarme. Frequentemente é acrescentado um componente de polarização transiente para melhorar a estabilidade durante as falhas externas. A proteção de baixa impedância usada é considerada menos segura do que a proteção de alta impedância. Isto não é mais verdadeiro à medida que IEDs numéricos aplicam algoritmos sofisticados para atingir o desempenho

172

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

de esquemas de alta impedância. A seguir são apresentadas algumas vantagens de se usar REF de baixa impedância: Não existe necessidade de TCs dedicados. Como resultado, o custo por TC é reduzido substancialmente. A fiação é mais simples pois não requer um resistor externo ou Metrosil. Podem ser usadas entradas de corrente de fase comum. Elas fornecem uma compensação de diferença de relação de TC. Podem compensar relações de TC de até 1:40, resultando em flexibilidade no projeto das subestações e em custos reduzidos. ● Algoritmos avançados tornam a proteção segura. Com REF de alta impedância, não existe característica de polarização, e o limiar de desarme é definido em um nível constante. Apesar disso, a técnica de diferencial de alta impedância assegura que a impedância do circuito é suficientemente elevada para que a tensão diferencial, sob condições de falha externa, seja inferior à tensão necessária para produzir corrente diferencial através do dispositivo. Isto garante estabilidade contra condições de falha externa de modo que o dispositivo irá operar apenas em falhas que ocorram dentro da zona de proteção. ● ● ● ●

A proteção REF de alta impedância responde a uma tensão que atravessa os pontos de junção diferencial. Durante falhas externas, mesmo com saturação severa de alguns dos TCs, a tensão não se eleva acima de certo nível porque os outros TCs fornecerão um caminho de impedância mais baixa, quando comparada com a impedância de entrada do dispositivo. Este princípio tem sido usado por mais de meio século. Algumas vantagens do uso da REF de alta impedância, são: ● Oferece um algoritmo simples e comprovado, que é rápido, robusto e seguro. ● É menos sensível a saturação do TC.

PRINCÍPIO DA REF DE BAIXA IMPEDÂNCIA.

2.4.1

A REF de baixa impedância pode ser usada em enrolamentos delta ou estrela, em sistemas aterrados por resistência ou solidamente aterrados. A conexão a um IED moderno é a seguinte:

Fase A

Fase A

Fase B

Fase B

Fase C

Fase C

I Fase A

I Fase A

I Fase B

I Fase B

I Fase C I

I Fase C

Neutro

IED

Conexão do IED em enrolamento estrela com REF de baixa impedância

IED

Conexão do IED em enrolamento delta com REF de baixa impedância

V00679

Figura 78: Conexão de baixa impedância 2.4.1.1

CARACTERÍSTICA DE POLARIZAÇÃO DE BAIXA IMPEDÂNCIA

Normalmente, é usada uma característica de polarização de rampa tripla, como a seguir:

P14D-TM-PT-7

173

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

P14D

Corrente diferencial

Inclinação superior Região de operação

Inclinação inferior

Região de restrição

Corrente mínima de operação

V00677

Primeiro ponto da curva do joelho

Segundo ponto da curva do joelho

Corrente de Bias

Figura 79: Curva de polarização REF de rampa tripla A área plana da característica é a corrente diferencial mínima requerida para provocar um desarme (corrente de operação) em correntes de polarização baixas. Do primeiro ponto de joelho em diante, a corrente de operação aumenta linearmente com a corrente de polarização, como mostrado pela rampa inferior da curva. Esta rampa inferior fornece sensibilidade para falhas externas. Do segundo e terceiro ponto em diante, a corrente de operação aumenta mais linearmente com a corrente de polarização, mas a uma taxa mais elevada. A segunda rampa fornece estabilidade sob condições de falha. Nota: Em aplicações REF (Falha de terra restrita), a Compensação de corrente de polarização também é conhecida como REF de baixa impedância.

2.4.2

PRINCÍPIO REF DE ALTA IMPEDÂNCIA

Este esquema é muito sensível e pode proteger contra os baixos níveis de corrente de falha, típicos de falhas de enrolamento. A proteção REF de alta impedância é baseada no princípio diferencial. Ele trabalha sobre o princípio de corrente de circulação, como mostrado no diagrama a seguir.

174

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P14D

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

TC Normal

TC Saturado Circuito protegido Ph-G

Zm1

Zm2

I = Is + IF

RTC1

IF

I IS

RL1

RL3

RST

Vs RL2

RTC2

R

RL4

V00671

Figura 80: Princípio REF de alta impedância Quando sujeito a falhas externas severas, o transformador de corrente de linha pode entrar em saturação desigualmente, resultando em um desequilíbrio. Para garantir estabilidade sob tais condições, é necessária uma série de resistores externos conectados, de modo que a maioria da corrente desbalanceada flua através do TC saturado. Como resultado, a corrente que flui pelo dispositivo será menor do que o valor configurado, mantendo assim a estabilidade durante as falhas externas. Tensão através do elemento REF Vs = IF (RCT2 + RL3 + RL4) Resistor de estabilização RST = Vs/Is –RR Onde: ● IF = Secundário máximo através de corrente de falha externa ● RR = carga do dispositivo ● RCT = Resistência do enrolamento secundário do TC ● RL2 and RL3 = Resistências dos terminais, do dispositivo ao transformador de corrente. ● RST = Resistor de estabilização A REF de alta impedância pode ser usada em enrolamentos delta e estrela, tanto em sistemas solidamente aterrados como em sistemas aterrados por resistência. A conexão a um IED moderno é feita da seguinte forma:

P14D-TM-PT-7

175

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

P14D

Fase A

Fase A

Fase B

Fase B

Fase C

RSTAB

I

Fase A

I

Fase B

I

Fase C

I

Neutro

IED

Conexão do IED em enrolamento estrela com REF de alta impedância

Fase C

I

Neutro

RSTAB IED

Conexão do IED em enrolamento delta com REF de alta impedância

V00680

Figura 81: Conexão REF de alta impedância

176

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

3

IMPLANTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE FALHA À TERRA RESTRITA

3.1

IMPLEMENTAÇÃO DE PROTEÇÃO DE DEFEITO À TERRA RESTRITA

A Proteção de Defeito à Terra Restrita é implementada na coluna DEFEIT/TERRA REST do grupo de parâmetros relevante. É ali que as constantes e as correntes de polarização são definidas. A proteção REF pode ser configurada para operar como um elemento polarizado ou de alta impedância.

3.2

REF DE BAIXA IMPEDÂNCIA

3.2.1

CONFIGURAÇÃO DA CARACTERÍSTICA DE POLARIZAÇÃO

A REF de baixa impedância usa uma curva de polarização para aumentar a sensibilidade e a estabilidade em falhas externas. A corrente necessária para desarmar o IED diferencial é chamada de corrente de operação. Esta corrente de operação é uma função da corrente diferencial e da corrente de polarização, conforme a curva de polarização. A corrente diferencial é definida como segue:

I diff = I A + I B + I C + K I N

(

)

A corrente de polarização é como segue:

I bias =

{

1 max  I A , I B , I C  + K I N 2

}

Onde: ● K = relação de TC neutro / relação de TC de linha (0,05 < K < 15) ● IN = corrente medida pelo TC neutro A corrente de operação é calculada conforme a seguinte curva:

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177

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

P14D

Idif

K2 Região de operação

K1

Região de restrição

Is1

Is1/K1

V00678

Is2

Ibias

Figura 82: Curva de polarização REF Para definir esta curva, são fornecidos os seguintes valores: ● IREF>Is1: define o limiar de desarme mínimo ● IREF>Is2: define o ponto de joelho da corrente de polarização, a partir do qual a corrente de desarme requerida começa a aumentar. ● IREF> k1: define a primeira rampa (normalmente ajustada para 0%) ● IREF> k2: define a segunda rampa Nota: Is1 e Is2 são relativas à linha do TC, que é sempre o TC de referência.

3.2.2

POLARIZAÇÃO ATRASADA

O valor de polarização usado é, de fato, atrasado um ciclo. Ele é o valor máximo dos valores de polarização médios calculados ao longo do ciclo anterior, onde a polarização média é a corrente de polarização fundamental. Isto significa o nível de polarização e, assim, a estabilidade a falhas externas é mantida após uma falha externa haver sido eliminada. O algoritmo, mostrado abaixo, é executado oito vezes a cada ciclo.

Ipolz. = Máx. [Ipolz. (n), Ipolz. (n-1), …Ipolz., (n – (K-1))] É esta polarização atrasada que é usada no cálculo da corrente de operação.

3.2.3

BIAS TRANSITORIO

Caso ocorra um aumento repentino na medição da polarização média, é introduzida uma quantidade adicional de polarização no cálculo de polarização. A polarização transitória oferece estabilidade sob falhas externas, onde pode ocorrer saturação do TC. A função de polarização transiente melhora a estabilidade do elemento diferencial durante as falhas externas e permite o atraso de tempo na saturação do TC, provocado por correntes de falha externas e relações X/R elevadas.

178

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Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

Nenhuma polarização transiente é produzida sob condições de mudança de carga, ou quando o TC sai de saturação.

3.3

REF DE ALTA IMPEDÂNCIA

O dispositivo oferece um recurso de proteção de falha de terra restrita de alta impedância. Um resistor externo é necessário para criar estabilidade na presença de transformadores de corrente de linha saturados. Os sinais de supervisão do transformador de corrente não bloqueiam a proteção REF de alta impedância. A lógica apropriada deve ser configurada no PSL para bloquear a REF de alta impedância, quando algum dos sinais acima for ativado.

3.3.1

PRINCÍPIOS DE CÁLCULO DE REF DE ALTA IMPEDÂNCIA

A corrente de operação do primário (Iop) é função da relação do transformador de corrente, da corrente de operação do dispositivo (IREF>Is), do número de transformadores de corrente em paralelo com um elemento REF (n) e da corrente de magnetização de cada transformador de corrente (Ie), na tensão de estabilidade (Vs). Este relacionamento pode ser expresso de três formas: 1.

A corrente de magnetização máxima do transformador de corrente para se atingir uma corrente de operação específica no primário, com uma corrente de operação particular.

Ie < 2.

 1  I op − [ IREF > Is ]   n  CT ratio 

O valor de configuração de corrente máximo para se atingir uma corrente de operação específica no primário, com uma determinada corrente de magnetização no transformador de corrente.



 − nI e   CT ratio 

[ IREF > Is ] <  3.

I op

A corrente de operação do primário de proteção para uma corrente de operação particular, com um nível específico de corrente de magnetização.

I op = ( CT ratio ) ([ IREF > Is ] + nI e ) Para se atingir a corrente de operação requerida no primário com os transformadores de corrente usados, você deve selecionar um valor de corrente para o elemento de alta impedância, como mostrado no item 2 acima. Você pode calcular o valor do resistor de estabilização (RST) do seguintes modo.

Rst =

I ( R + 2 RL ) Vs = F CT [ IREF > Is ] [ IREF > Is ]

Onde: ● RCT = a resistência do enrolamento do TC ● RL = ta resistência do terminal, do TC ao IED. Nota: A fórmula acima assume uma carga de relé insignificante.

Recomendamos um resistor de estabilização que seja ajustável continuamente até sua resistência nominal máxima.

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179

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

P14D

4

NOTAS DE USO

4.1

RESISTÊNCIA DE ENROLAMENTO ESTRELA ATERRADA

Considere o seguinte enrolamento estrela com a resistência aterrada abaixo.

Primário

Secundário

A

B

a

V2

V1

b c

C

x

V00681

Figura 83: Enrolamento estrela, resistência aterrada Uma falha de terra em tal enrolamento provoca uma corrente que depende do valor da impedância de aterramento. Esta corrente de falha à terra é proporcional à distância da falha ao ponto neutro, pois a tensão de falha é diretamente proporcional a essa distância. A relação de transformação entre o enrolamento primário e as voltas em curto-circuito também varia com a posição da falha. Portanto, a corrente que flui pelos terminais do transformador é proporcional ao quadrado da fração de enrolamento que está em curto. O resistor de aterramento tem um valor nominal que permite a passagem de toda a corrente de carga IFLC = V1/Ö3R Assumindo que V1 = V2, então T2 = Ö3T1 Para uma falha distante de x PU do neutro, a corrente de falha será If = xV1/Ö3R Portanto, a corrente de falha do secundário relacionada ao primário é Iprimário = x2.IFLC/Ö3 Se a falha for uma falha de alimentação de ponta única, a corrente do primário deveria ser maior do que 0,2 pu (Is1 valor padrão) para que a proteção diferencial opere. Portanto, x2/Ö3 > 20% O diagrama a seguir mostra que 41% do enrolamento está protegido pelo elemento diferencial.

180

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Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

X em % 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Idif em % 0,58 2,31 5,20 9,24 14,43 20,00 28,29 36,95 46,77 57,74

59% de enrolamento sem proteção

41% de enrolamento sem proteção

V00682

Figura 84: Percentagem do enrolamento protegida

4.2

APLICAÇÃO DE PROTEÇÃO REF DE BAIXA IMPEDÂNCIA

4.2.1

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO PARA OPERAÇÃO DIFERENCIAL POLARIZADA DIFF

Operação

Restrição

BIAS

E00622

Figura 85: Característica de REF polarizada A fórmula usada pelo dispositivo para calcular o valor necessário de polarização é a seguinte:

IBIAS = {(Valor mais alto de Ia, Ib ou Ic) + (Ineutro x Fator de Escala)}/2 Para IBIAS < Is1: Opera quando IDIFF > Is1 + K1(IBIAS) PaPara IBIAS = Is2: Opera quando IDIFF > Is1 + K1(Is2) Para IBIAS > Is2: Opera quando IDIFF > Is1 + K1(Is2) + K2(IBIAS-Is2) A característica REF possui dois parâmetros de polarização. O nível de polarização K1 é aplicado para correntes passantes até Is2, que é normalmente definida para o valor da corrente nominal do transformador. K1 deve normalmente ser definida como 0% para dar a melhor sensibilidade para defeitos internos. Entretanto, se houver

P14D-TM-PT-7

181

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

P14D

qualquer diferença no TI em condições normais, então K1 pode ser aumentado correspondentemente para compensar. A polarização K2 é aplicada para correntes passantes acima de Is2 e é definida tipicamente como 150%.

4.2.2

PROTEÇÃO DIFERENCIAL POLARIZADA

Os TIs da três linhas estão conectados às entradas de TI das três fases, e o TI do neutro está conectado à entrada de TI de EF1. Estas correntes são então usadas internamente para calcular tanto um valor de corrente de polarização como um de diferencial for para uso pela proteção REF (Lo-Z). A vantagem deste modo de conexão é que os TIs de linha e neutro não são conectados diferencialmente, assim o TI do neutro também pode ser usado para acionar a proteção de EF1 para proporcionar Proteção de Defeito à Terra de Reserva. Além disso, não é necessário nenhum componente externo tais como resistências de estabilização ou Metrosils. Transformador de potência

TCs de linha - Relação 1000/1

Fase A Fase B Fase C

TC do neutro - Relação 200/1

Resistor de aterramento

IED

Bias = (A maior de

(fator de escala x

Onde o fator de escala = TC do neutro - Relação TCs de linha - Relação

)

= 0.2 neste caso)

(factor de escala x

E00623

Figura 86: Princípio de REF polarizado Onde o TI do neutro também aciona o elemento da proteção EF1 para proporcionar proteção de Defeito à terra de reserva, pode-se requerer que o TI do neutro tenha uma relação menor que os TIs das linhas para poder proporcionar melhor sensibilidade de defeito à terra. Isto deve ser considerado na proteção REF, do contrário o valor usado da corrente do neutro estará incorreto. Por este motivo, o dispositivo automaticamente escala o nível usado da corrente do neutro no cálculo da polarização por um fator igual à relação entre os valores nominais do primário do TI e da linha. O uso deste fator de escala é mostrado na figura, onde são dadas as fórmulas para as correntes de polarização e diferencial.

4.2.3

CÁLCULO DOS PARÂMETROS

Considere um transformador solidamente aterrado de 90 MVA com um enrolamento estrela protegido por REF. Assuma que os TCs possuem uma relação de 400:1. Is1 é ajustada para 10% da corrente nominal do enrolamento:

182

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

= (0,1 x 90 x 106) / (Ö3 x 132 x 103) = 39 A no primário = 39/400 = 0,0975 A no secundário (aprox. 0,1 A) Is2 é definida no valor da corrente nominal do transformador:

= 90 x 106 / (Ö3 x 132 x 103) = 390 A no primário = 390/400 = 0,975 A no secundário (aprox. 1 A) Defina K1 em 0% e K2 em 150%

4.3

APLICAÇÃO DE PROTEÇÃO REF DE ALTA IMPEDÂNCIA

4.3.1

MODOS DE OPERAÇÃO REF DE ALTA IMPEDÂNCIA

Nos exemplos abaixo, os respectivos TCs de linha e TCs de medição devem ter as mesmas relações de TC e características de magnetização similares.

TC1

A

a b

B

c

C TC TN1 TC TN2 TC TN3

TCN

Rst Varistor

V00684

Figura 87: Proteção Hi-Z REF para um enrolamento estrela aterrado

P14D-TM-PT-7

183

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

P14D

TC1

A

a

B

b c

C

Varistor

TC TN 1 TC TN 2 TC TN 3

Rst

V00685

Figura 88: Proteção Hi-Z REF para enrolamento delta

TC2 TC1

A

a

b

TCN B

c

C

TC TN1 Varistor

Rst

V00686

Figura 89: Proteção Hi-Z REF para configuração de autotransformador

4.3.2

ORIENTAÇÕES DE CONFIGURAÇÃO PARA OPERAÇÃO DE ALTA IMPEDÂNCIA

Este esquema é muito sensível e pode proteger contra níveis baixos de corrente de falha em sistemas aterrados por resistência. Nesta aplicação, os valores IREF>Is devem ser escolhidos de forma a fornecer uma corrente de operação de primário menor do que 10 a 25% do nível de falha de terra mínimo.

184

P14D-TM-PT-7

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Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

Este esquema também pode ser usado em um sistema solidamente aterrado. Nesta aplicação, o valor IREF>Is deve ser escolhido para fornecer uma corrente de operação de primário entre 10% e 60% da corrente nominal do enrolamento. O diagrama a seguir exibe a aplicação de um elemento REF de impedância elevada para proteger o enrolamento LV de um transformador de potência.

400:1

A

a RTC

B

b RL

c

C RL RL

Transformador:

Cargas:

90 MVA 33/132 kV Dyn11, X = 5%

Alta Z REF

RTC

RL

RTC = 0,5 W RL = 0,98 W

V00687

Figura 90: REF de alta impedância para o enrolamento LV 4.3.2.1

CÁLCULO DE TENSÃO DE ESTABILIDADE

A corrente de carga completa do transformador, IFLC, é:

IFLC = (90 x 106) / (132 x 103 x Ö3) = 394 A Para calcular a tensão de estabilidade, deve ser considerado o nível máximo de falha externa. O máximo nível de falha externa, ignorando a impedância da fonte, IF, é:

IF = IFLC / XTX = 394 / 0,05 = 7873 A A tensão de estabilidade requerida, VS, e considerando que um TC está saturado, é:

Vs = KIF(RCT + 2RL) A figura a seguir pode ser usada para determinar o fator K e o tempo de operação. O fator K é válido quando: ● 5 ≤ X/R ≤ 120 E ● 0,5In ≤ I f ≤ 40In Nós recomendamos um valor de VK/VS = 4.

P14D-TM-PT-7

185

P14D

0.06

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2

K

Tempo médio oper . (s) average op.detime (s)

0.05 0.04 0.03

Unstable Instável

0.02 0.01

Stable Estável

0 0

1

2

3

4

5

6

7

(s)(s) op. time average Tempo médio de oper.

K

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

8 9 10 11 12 13 14 15 16 Vk/Vs Vk/Vs

V00688

Figura 91: Variação de K e o tempo de operação médio como função de Vk/Vs Para obter os valores requeridos, siga o procedimento abaixo: Este exemplo assume um tempo de operação de 40 ms: 1. 2. 3.

Começando no eixo vertical (tempo de operação médio), desenhe uma linha horizontal no ponto de 40 ms, até que ela atinja a curva tracejada. Desenhe uma linha vertical a partir do ponto de intersecção de forma a determinar o valor de Vk/Vs no eixo x. Este valor é 3,5. Agora, desenhe uma linha horizontal a partir do ponto em que a linha vertical intercepta a curva sólida, de modo a determinar o valor de K requerido. Este valor é 0,9

Portanto, podemos concluir que os valores Vk/Vs = 3,5 e K = 0,9 produzem uma operação estável. Com o transformador em corrente de carga plena de 394 A e uma tensão de impedância percentual de 5%, a corrente de falha esperada é de 7873 A e a tensão de estabilização requerida Vs (considerando-se que um TC está saturado) é:

Vs = 0,9 x 7873 x (0,5 + 2 x 0,98) / 400 = 45,5 V A tensão de joelho dos TCs deveria ser pelo menos 4 vezes Vs, de modo a se atingir um tempo de operação médio de 40 ms. 4.3.2.2

CÁLCULO DA CORRENTE DO PRIMÁRIO

A corrente de operação do primário deve ficar entre 10 e 60 % da corrente nominal do enrolamento. Considerando que o valor efetivo do relé, ou a corrente de operação do primário, é aproximadamente 30% da corrente de carga plena, o cálculo abaixo mostra que é necessário um valor menor do que 0,3 A.

Valor efetivo = 0,3IFLC / Relação do TC = 30,3 x 394 / 400 = aproximadamente 0,3 A 4.3.2.3

CÁLCULO DO RESISTOR DE ESTABILIZAÇÃO

Considerando que foi escolhido um valor efetivo de 0,1A, o valor do resistor de estabilização requerido, RST, é:

186

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

RST = Vs / (IREF> Is1 (HV)) = 45,5 / 0,1 = 455 ohms Para se obter um tempo de operação médio de 40 ms, Vk/Vs deve ser igual a 3,5. A tensão do ponto de joelho é:

VK = 4Vs = 4 x 45,5 = 182 V. Se o VK real for superior a 4 vezes Vs, então, o fator K aumenta. Neste caso, Vs deve ser recalculado. Nota: K pode alcançar um valor máximo de aproximadamente 1.

4.3.2.4

CÁLCULO DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE

A corrente de operação efetiva do primário é:

IP = N(Is + nIe) Ao rearranjar esta equação, você poderá calcular a corrente de excitação de cada um dos transformadores de corrente na tensão de estabilização. Isto se torna:

Ie = (0,3 - 0,1) / 4 = 0,05 A Em resumo, os transformadores de corrente usados nesta aplicação devem ter uma tensão de ponto de joelho de 182 V, ou superior (note que o máximo Vk/Vs que pode ser considerado é 16, e o fator K máximo é 1), com uma resistência do enrolamento secundário de 0,5 ohms, ou inferior, e uma corrente de magnetização de menos de 0,05 A, sob 45,5 V. Considerando-se uma tensão de ponto de joelho de 200 V, a tensão de pico pode ser estimada assim:

VP = 2Ö2VK(VF-VK) = 2Ö2(200)(9004-200) = 3753 V Este valor está acima da tensão de pico de 3000 V e, portanto, é necessário um resistor não-linear. Nota: O valor de tensão de ponto de joelho usado na fórmula acima deve ser a tensão real obtida na curva de magnetização do TC, e não um valor calculado.

Nota: Podem ser usados: um resistor de estabilização, modelo Alstom No. ZB9016 756, e um varistor, modelo Alstom No. 600A/S1/ S256.

P14D-TM-PT-7

187

Capítulo 7 - Proteção de falha à terra restrita

188

P14D

P14D-TM-PT-7

PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR CAPÍTULO 8

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

190

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D

1

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

O dispositivo oferece a função de proteção de falha de disjuntor. Este capítulo descreve a operação desta função, incluindo os princípios, diagramas lógicos e aplicações. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Proteção de Falha de Disjuntor Implementação de Proteção de Falha de Disjuntor Lógica de Proteção de Falha de Disjuntor Subcorrente e lógica ZCD na falha de disjuntor Lógica de Proteção SEF de Falha de Disjuntor Lógica da Função de Proteção de Falha de Disjuntor Por Ausência de Corrente Mapeamento do Disjuntor Notas de uso

191 192 193 195 197 198 199 200 201

P14D-TM-PT-7

191

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

2

P14D

PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR

Quando ocorre uma falha, um ou mais dispositivos de proteção irão operar e emitir um comando de disparo aos disjuntores relevantes. A operação do disjuntor é essencial para isolar o defeito e evitar, ou ao menos limitar os danos ao sistema de potência. Para sistemas de transmissão e subtransmissão, a solução lenta de defeitos também pode ameaçar a estabilidade do sistema. Por estes motivos, é prática comum instalar proteção de Falha de Disjuntor (CBF). A proteção CBF monitoriza o disjuntor e estabelece se ele abriu dentro de um tempo razoável. Se a corrente de defeito não tiver sido interrompida após um atraso definido da iniciação do disparo do disjuntor, a proteção CBF irá operar, fazendo com que os disjuntores anteriores sejam disparados para garantir que o defeito seja isolado. A operação da CBF também pode aplicar reset a todos os contatos de saída de arranque, garantindo que qualquer bloqueio forçado na proteção anterior seja removido.

192

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P14D

3

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

IMPLEMENTAÇÃO DE PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR

A Proteção de Falha de Disjuntor é implementada na coluna FALHA DISJ & I< do grupo de parâmetros relevante.

3.1

TEMPORIZADORES DE FALHA DE DISJUNTOR

A proteção de falha de disjuntor incorpora dois temporizadores, F.Disj.Tempo 1 e F.Disj.Tempo 2, que permitem a configuração nos dois cenários a seguir: ● CBF simples, onde apenas F.Disj.Tempo 1 é habilitado. Em qualquer atuação da proteção, o F.Disj. Tempo 1 é acionado e, normalmente, reseta quando o disjuntor abre para isolar a falta. Se a abertura do disjuntor não for detectada, F.Disj.Tempo 1 encerra a temporização e fecha um contato de saída designado para a falha do disjuntor (usando o esquema de lógica programável). Este contato é usado para desarmar os disjuntores anteriores, geralmente dando trip em todos os alimentadores conectados na mesma seção do barramento. ● Um esquema de retrip, mais um back-trip temporizado. Aqui, F.Disj.Tempo 1 é usado para emitir um comando de desarme para um segundo circuito de desarme do mesmo disjuntor. Isto exige que o disjuntor tenha bobinas de desarme duplas. Este mecanismo é conhecido como retrip. Caso o mecanismo de desarme retrip não funcione, poderá ser emitido um sinal de back-trip, após um atraso de tempo adicional. O back-trip F.Disj.Tempo 2, que também foi iniciado no instante da atuação inicial do elemento de proteção. Você pode configurar os elementos de CBF, F.Disj.Tempo 1 e F.Disj.Tempo 2 para operarem usando como gatilho elementos de proteção dentro do dispositivo. Ou, poderá usar um trip por proteção externo designando uma das entradas ópticas para o sinal DDB de Disp. Externo no PSL. Você poderá rearmar a CBF a partir de uma indicação de disjuntor aberto (a partir da lógica de polo morto), ou a partir de um reset de proteção. Nesses casos, o reset é permitido apenas se os elementos de subcorrente também tiverem sido resetados. O mecanismo de reset é determinado pelas configurações Reset Prot.Tens. e Reset Prot.Ext.. Essas opções de reset estão resumidas na tabela a seguir: Início (Menu)

Mecanismo de reset do Temporizador de falha de disjuntor

Proteção baseada em corrente

O mecanismo de reset é fixo (por ex. 50/51/46/21/87) IA< opera E IB< opera E IC< opera E IN< opera

Elemento sensível de falha de terra

O mecanismo de reset é fixo. ISEF< Opera

Proteção não baseada em corrente (por ex. 27/59/81/32L)

Existem três opções disponíveis: ● Todos os elementos I< e IN< operam ● Reset dos elementos de proteção E todos os elementos I< e IN< operam ● Disjuntor aberto (todos os 3 polos) E todos os elementos I< e IN< operam

Proteção externa

Existem três opções disponíveis. ● Todos os elementos I< e IN< operam ● Reset de desarme externo E todos os elementos I< e IN< operam ● Disjuntor aberto (todos os 3 polos) E todos os elementos I< e IN< operam

3.2

DETECÇÃO DE CRUZAMENTO EM ZERO

Quando ocorre uma falha e o disjuntor interrompe a corrente primária do TC, o fluxo no núcleo do TC cai a um nível residual. Este fluxo decadente induz uma corrente CC decadente no circuito secundário do TC, conhecida como corrente de decaimento. Quanto mais próximo o TC estiver do ponto de saturação, maior será a corrente de decaimento.

P14D-TM-PT-7

193

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

P14D

A constante de tempo desta corrente de decaimento depende da constante de tempo do circuito secundário do TC e, geralmente, é grande. Caso a proteção elimine a falha, a função de falha de disjuntor deve reiniciar rapidamente para evitar um mau-funcionamento causado pela corrente de decaimento. Para compensar isto, o dispositivo possui um algoritmo de detecção de cruzamento em zero, que garante que os sinais de desarme repetitivo e desarme retroativo de falha de disjuntor não são ativados enquanto há corrente de decaimento. Se todas as amostras dentro de meio-ciclo estiverem acima ou abaixo de 0 A (10 ms em um sistema de 50 Hz), então a detecção de cruzamento em zero será acionada, bloqueando a função de falha de disjuntor, desse ponto em diante. O algoritmo de detecção de cruzamento em zero é usado após o disjuntor do sistema primário abrir, garantindo que a única corrente no circuito CA secundário é a corrente de decaimento.

194

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

4

LÓGICA DE PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Disp.Ext.3 Fases

1

Ent .Comando Disp

IA< Partida

&

IB< Partida

S

Q RD

1

CBF3PhStart

1

IC< Partida

IN< Partida ZCD IA<

&

ZCD IB< ZCD IC<

ZCD IN<

Alarm. Falha Disj S

Disp. Externo EF

Q RD

IN< Partida

1

ZCD IN< Disp. Ext. SEF

1

CBF SEF Trip

ISEF< Partida

S

Q RD

1

ZCD ISEF< CBF NonI Trip

S

Reset Prot.Tens.

Reset Prot . & I<

Q RD

&

1

I< Apenas

Disj.Aberto & I<

&

Todos Polos Mort S

Disp.Ext.3 Fases

Reset Prot.Ext.

&

Reset Prot . & I<

Q RD

Nota sobre os Latches SR Todos os latches são reset dominantes e são disparados pela borda positiva. Caso a borda ocorra enquanto o reset está ativo , a detecção da borda será atrasada até que o reset seja desativado .

1

I
Disj.Aberto & I<

&

Todos Polos Mort

V00634

Figura 92: Lógica de Proteção de Falha de Disjuntor Os elementos de CBF F.Disj.1 Tempo e F.Disj.2 Tempo podem ser configurados para operar para disparos acionados por elementos de proteção dentro do dispositivo ou via um disparo de proteção externo. O último é obtido alocando uma das entradas digitais "Disp. Externo" usando o esquema lógico programável. É possível aplicar reset à CBF de uma indicação de disjuntor aberto (da Lógica de Polo Morto) ou de um reset de proteção. Nestes casos o reset só é permitido se os elementos de subcorrente também tiverem sofrido reset. As opções de reset estão resumidas na seguinte tabela: Iniciação (Selecionável no Menu)

Mecanismo de Reset de Temporizador de Falha de Disj.

Proteção baseada em corrente

O mecanismo de reset é fixo (p.ex. 50/51/46/21/87) IA< opera E IB< opera E IC< opera E IN< opera

Elemento de Defeito à Terra Sensitiva

O mecanismo de reset é fixo. ISEF< Opera

P14D-TM-PT-7

195

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

Iniciação (Selecionável no Menu)

P14D

Mecanismo de Reset de Temporizador de Falha de Disj.

Proteção de corrente não baseada em corrrente (p.ex. 27/59/81/32L)

Estão disponíveis três opções: ● Todos os elementos I< e IN< operam ● Os elementos de proteção sofrem reset E todos os elementos I< e IN< operam ● O Disj. abre (todos os 3 polos) E todos os elementos I< e IN< operam

Proteção externa

Estão disponíveis três opções. ● Todos os elementos I< e IN< operam ● O disparo externo sofre reset E todos os elementos I< e IN< operam ● O Disj. abre (todos os 3 polos) E todos os elementos I< e IN< operam

Os parâmetros Remover Par.I> e Remover Par.IN> são usados para remover arranques emitidos pelos elementos de sobrecorrente e defeito à terra respectivamente em seguida a um tempo esgotado de falha de disjuntor. O arranque é removido quando a célula é definida como 'Activa'.

196

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

5

SUBCORRENTE E LÓGICA ZCD NA FALHA DE DISJUNTOR IA IA< Partida I< Ajust.Corrent

IB IB< Partida I< Ajust.Corrent

IC IC< Partida I< Ajust.Corrent

IN IN< Partida IN
ISEF ISEF< Partida ISEF
IA

ZCD IA<

IB

ZCD IB<

IC

Zero Crossing Detection

ZCD IC<

IN

ZCD IN<

ISEF

ZCD ISEF<

V00727

Figura 93: Subcorrente e lógica de Detecção de Cruzamento em Zero na falha de disjuntor

P14D-TM-PT-7

197

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

6

P14D

LÓGICA DE PROTEÇÃO SEF DE FALHA DE DISJUNTOR ISEF rel="nofollow">1 Disparo

ISEF>2 Disparo

1

CBF SEF Trip-1

ISEF>3 Disparo

ISEF>4 Disparo

Flh.Disj.Dsp1SEF

&

CBF SEF Trip

Ent .Comando Disp

V02002 Figura 94: Lógica de Proteção SEF de Falha de Disjuntor

198

P14D-TM-PT-7

P14D

7

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

LÓGICA DA FUNÇÃO DE PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR POR AUSÊNCIA DE CORRENTE V<1 Disparo

V<3 Disparo

V<2 Disparo

VN>1 Disparo

VN>3 Disparo

Pot>1 Disp.3Fase

Pot>1 Disp.B

Pot>2 Disp.3Fase

Pot>2 Disp.B

Pot<1 Disp.3Fase

Pot<1 Disp.B

Pot<2 Disp.3Fase

Pot<2 Disp.B

Disp.A Sensit.P1

Nív.1 f+t Disp.

Nív.1 df/dt+tDis

Nív.2 f+t Disp.

Nív.2 df/dt+tDis

Nív.3 f+t Disp.

Nív.3 df/dt+tDis

Nív.4 f+t Disp.

Nív.4 df/dt+tDis

Nív.5 f+t Disp.

Nív.5 df/dt+tDis

Nív.6 f+t Disp.

Nív.6 df/dt+tDis

Nív.7 f+t Disp.

Nív.7 df/dt+tDis

Nív.8 f+t Disp.

Nív.8 df/dt+tDis

Nív.9 f+t Disp.

Nív.9 df/dt+tDis

dv/dt1 Disp.A/AB

dv/dt1 Disp.C/CA

dv/dt2 Disp.A/AB

dv/dt2 Disp.C/CA

dv/dt3 Disp.A/AB

dv/dt3 Disp.C/CA

dv/dt4 Disp.A/AB

dv/dt4 Disp.C/CA

V02003

V<2 Disparo

V>1 Disparo

V>3 Disparo

VN>2 Disparo

V2> Disparo

Pot>1 Disp.A

Pot>1 Disp.C

Pot>2 Disp.A

Pot>2 Disp.C

Pot<1 Disp.A

Pot<1 Disp.C

Pot<2 Disp.A

Pot<2 Disp.C

Disp.A Sensit. P2

Dsp.f+df/dt Nív1

Dsp.f+df/dt Nív1

Dsp.f+df/dt Nív2

Dsp.f+df/dt Nív2

Dsp.f+df/dt Nív3

Dsp.f+df/dt Nív3

1

CBF Non I Trip-1

Dsp.f+df/dt Nív4

Dsp.f+df/dt Nív4

Dsp.f+df/dt Nív5

&

CBF Non I Trip

Ent.Comando Disp

Dsp.f+df/dt Nív5

Dsp.f+df/dt Nív6

Dsp.f+df/dt Nív6

Dsp.f+df/dt Nív7

Dsp.f+df/dt Nív7

Dsp.f+df/dt Nív8

Dsp.f+df/dt Nív8

Dsp.f+df/dt Nív9

Dsp.f+df/dt Nív9

dv/dt1 Disp.B/BC

dv/dt1 Disparo

dv/dt2 Disp.B/BC

dv/dt2 Disparo

dv/dt3 Disp.B/BC

dv/dt3 Disparo

dv/dt4 Disp.B/BC

dv/dt4 Disparo

Figura 95: Lógica da Função de Proteção de Falha de Disjuntor Por Ausência de Corrente

P14D-TM-PT-7

199

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

8

P14D

MAPEAMENTO DO DISJUNTOR Disj.Fechado 3F

Disj. em Serviço

V02026 Figura 96: Mapeamento do disjuntor

200

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

9

NOTAS DE USO

9.1

MECANISMOS DE RESET PARA TEMPORIZADORES DE FALHA DISJ.

É prática comum usar elementos de subcorrente com baixos limiares para indicar que os polos do disjuntor interromperam a corrente de defeito ou da carga. Isto cobre as seguintes situações: ● Onde os contatos auxiliares do disjuntor estão defeituosos ou não são confiáveis, para indicar definitivamente que o disjuntor atuou. ● Onde um disjuntor começou a abrir mas ficou emperrado. Isto pode resultar em formação contínua de arco nos contatos do primário, com uma resistência adicional para arcos no caminho da corrente de defeito. Se essa resistência limitar severamente a corrente de defeito, o elemento de proteção em iniciação pode sofrer reset. Portanto, o reset do elemento pode não dar uma indicação confiável de que o disjuntor abriu completamente. Para qualquer função de proteção que necessite corrente para operar, o dispositivo usa a operação dos elementos de subcorrente para detectar se os polos necessários do disjuntor atuaram e reiniciar os temporizadores de Falha Disj. Entretanto, os elementos de subcorrente podem não ser métodos confiáveis de dar reset em CBF em todas as aplicações. Por exemplo: ● Onde proteções não operadas por corrente, tais como sub/sobretensão ou sub/sobrefrequência, calculam medidas de um transformador de potencial conectado à linha. Aqui, I< apenas fornece um método de reset confiável se o circuito protegido tiver sempre corrente de carga fluindo. Nesse caso, detectar a queda do elemento de proteção iniciando deve ser um método mais confiável. ● Onde proteções não operadas por corrente, tais como sub/sobretensão ou sub/sobrefrequência, calculam medidas de um transformador de potencial conectado ao barramento. Novamente usar I< deve confiar no alimentador estar normalmente carregado. E disparar o disjuntor pode não remover a condição de iniciação do barramento, e por isso a queda do elemento de proteção pode não ocorrer. Nesses casos, a posição dos contatos auxiliares do disjuntor pode ser o melhor método de reset.

9.2

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO (TEMPORIZADOR DE FALHA DISJ.)

Os exemplos seguintes consideram disparo direto de um disjuntor de 2 ciclos. Os parâmetros típicos de temporizador a usar são: Mecanismo de Reset de Falha de Disj.

Atraso tBF

Atraso Típico para Disjuntor de 2 Ciclos

Reset do elemento iniciador

Tempo de interrupção do Disj.+ tempo de reset do elemento (máx.) + erro no temporizador tBF + margem de segurança

Disj. aberto

Tempo de abertura/fecho dos contatos auxiliares do Disj. (máx.) 50 + 10 + 50 = 110 ms + erro no temporizador tBF + margem de segurança

Elementos de subcorrente

Tempo de interrupção do Disj.+ elemento de subcorrente (máx.) 50 + 25 + 50 = 125 ms + margem de segurança do tempo de operação

50 + 50 + 10 + 50 = 160 ms

Nota: Todo reset de Falha Disj. envolve a operação dos elementos de subcorrente. Onde se usa reset de elementos ou reset de Disj. aberto, o parâmetro de tempo de subcorrente ainda deve ser usado se isso for comprovadamente o pior caso. Onde forem usados relés auxiliares de disparo, deve-se adicionar de 10-15 ms para compensar a operação do relé de disparo.

9.3

DIRETRIZES DE CONFIGURAÇÃO (SUBCORRENTE)

Os parâmetros de subcorrente de fase (I<) devem ser definidos abaixo da corrente de carga para assegurar que a operação de I< indique corretamente que o polo do disjuntor está aberto. Um valor típico para linha aérea ou circuitos de cabos é de 20% de In. Valores de 5% de In são comuns para CBF de disjuntor de gerador.

P14D-TM-PT-7

201

Capítulo 8 - Proteção de falha de disjuntor

P14D

A proteção SEF e os elementos padrão de subcorrente de defeito à terra devem ser definidos abaixo do parâmetro de disparo respectivo, tipicamente como segue:

ISEF< = (ISEF> disparo)/2 IN< = (IN> disparo)/2

202

P14D-TM-PT-7

REQUISITOS DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE CAPÍTULO 9

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

204

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D

1

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Requisitos do TC

205 206

P14D-TM-PT-7

205

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

2

P14D

REQUISITOS DO TC

Os requisitos para o transformador de corrente se baseiam em uma corrente de falha máxima 50 vezes maior do que a corrente nominal (In), com o dispositivo configurado para uma sobrecorrente instantânea de 25 vezes a corrente nominal. Os requisitos do transformador de corrente são concebidos para oferecer operação a todos os elementos de proteção. Quando os critérios de uma aplicação específica ultrapassam isto, ou a resistência terminal ultrapassa a resistência terminal limite, mostrada na tabela a seguir, poderá ser necessário modificar os requisitos do TC de acordo com a fórmula das seções a seguir: Classificação nominal

Saída nominal

Classe de precisão

Fator limitado por precisão

Resistência de terminal limite

1A

2,5 VA

10P

20

1,3 ohms

5A

7,5 VA

10P

20

0,11 ohms

Os índices da fórmula usados nas seções subsequentes são os seguintes: VK = Tensão de joelho do TC requerida (volts) If = Nível máximo de corrente de falha externa (A) In = Corrente nominal do secundário (A) RCT = Resistência do enrolamento secundário do transformador de corrente (ohms) RL = Resistência de um terminal único, do relé ao transformador de corrente (ohms) Rst = Valor do resistor de estabilização para aplicações REF (ohms) Is = Ajuste de corrente dos elementos REF (A) VS = Tensão de estabilidade requerida

PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE E DE DEFEITO À TERRA

2.1

Elementos de sobrecorrente de fase com atraso (direcional e não direcional)

VK =

I cp 2

( RCT + RL + R p )

Elementos de sobrecorrente de defeito à terra com atraso (não direcional)

VK =

I cn ( RCT + 2 RL + R p + Rn ) 2

Elementos de sobrecorrente instantânea de fase (não direcional)

VK = I sp ( RCT + RL + R p ) Elementos de sobrecorrente instantânea de defeito à terra (não direcional)

VK = I sn ( RCT + 2 RL + R p + Rn )

206

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

Elementos de sobrecorrente instantânea de fase (direcional)

VK =

I

fp

2

( RCT + RL + R p )

Elementos de sobrecorrente instantânea de defeito à terra (direcional)

VK = 2.1.1

I

fn

2

( RCT + 2 RL + R p + Rn)

ELEMENTOS DIRECIONAIS

Elementos temporizados de sobrecorrente de fase

VK =

I cp 2

( RCT + RL + R p )

Elementos instantâneo de sobrecorrente de fase

VK =

I

fp

2

( RCT + RL + R p )

ELEMENTOS NÃO DIRECIONAIS

2.1.2

Elementos temporizados de sobrecorrente de fase

VK =

I cp 2

( RCT + RL + R p )

Elementos instantâneo de sobrecorrente de fase

VK = I sp ( RCT + RL + R p ) 2.2

PROTEÇÃO DE FALHA À TERRA

2.2.1

ELEMENTOS DIRECIONAIS

Elementos instantâneo de sobrecorrente de falha à terra

VK =

I

fn

2

( RCT + 2 RL + R p + Rn)

ELEMENTOS NÃO DIRECIONAIS

2.2.2

Elementos temporizados de sobrecorrente de falha à terra

VK =

P14D-TM-PT-7

I cn ( RCT + 2 RL + R p + Rn ) 2

207

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

P14D

Elementos instantâneo de sobrecorrente de falha à terra

VK = I sn ( RCT + 2 RL + R p + Rn ) 2.3

PROTEÇÃO SEF (CONECTADO RESIDUALMENTE)

Proteção SEF com atraso (direcional e não direcional)

VK ≥

I cn ( RCT + 2 RL + R p + Rn) 2

Proteção SEF instantânea (não direcional)

VK ≥

I sn ( RCT + 2 RL + R p + Rn) 2

Proteção SEF instantânea (direcional)

VK ≥

I

fn

2

( RCT + 2 RL + R p + Rn)

ELEMENTOS DIRECIONAIS

2.3.1

Proteção SEF temporizada

VK ≥

I cn ( RCT + 2 RL + R p + Rn) 2

Proteção SEF instantânea

VK ≥

I

fn

2

( RCT + 2 RL + R p + Rn)

ELEMENTOS NÃO DIRECIONAIS

2.3.2

Proteção SEF temporizada

VK ≥

I cn ( RCT + 2 RL + R p + Rn) 2

Proteção SEF instantânea

VK ≥

208

I sn ( RCT + 2 RL + R p + Rn) 2

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

2.4

PROTEÇÃO SEF (TC DE NÚCLEO BALANCEADO)

Elemento com atraso (direcional e não direcional)

VK ≥

I cn ( RCT + 2 RL + Rn) 2

Elemento instantâneo (direcional)

VK ≥

I

fn

2

( RCT + 2 RL + Rn)

Elemento instantâneo (não direcional)

VK ≥ I sn ( RCT + 2 RL + Rn) Nota: Garanta que o erro de fase do transformador de corrente de núcleo balanceado aplicado seja menor que 90 minutos em 10% da corrente nominal e menor que 150 minutos em 1% da corrente nominal.

ELEMENTOS DIRECIONAIS

2.4.1

Elemento instantâneo

VK ≥

I

fn

2

( RCT + 2 RL + Rn)

Nota: Assegure-se de que o erro de fase do transformador de corrente do tipo core-balance (CBCT) usado é menor do que 90 minutos a 10% da corrente nominal, e menor do que 150 minutos em 1% da corrente nominal.

ELEMENTOS NÃO DIRECIONAIS

2.4.2

Elemento temporizado

VK ≥

I cn ( RCT + 2 RL + Rn) 2

Elemento instantâneo

VK ≥ I sn ( RCT + 2 RL + Rn) Nota: Assegure-se de que o erro de fase do transformador de corrente do tipo core-balance (CBCT) usado é menor do que 90 minutos a 10% da corrente nominal, e menor do que 150 minutos em 1% da corrente nominal.

P14D-TM-PT-7

209

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

2.5

P14D

PROTEÇÃO REF DE BAIXA IMPEDÂNCIA

Para X/R < 40 e If < 15In

VK ≥ 24 I n ( RCT + 2 RL ) Para 40 < X/R < 120 e 15In < If < 40In

VK ≥ 48 I n ( RCT + 2 RL ) Nota: Devem ser usados TIs de Classe x ou Classe 5P para aplicações de REF de baixa impedância.

2.6

PROTEÇÃO REF DE ALTA IMPEDÂNCIA

O elemento REF de alta impedância irá manter a estabilidade para defeitos passantes e opera em menos de 40 ms para defeitos internos, desde que as seguintes equações sejam atendidas:

Rst =

I f ( RCT + 2 RL ) Is

VK ≥ 4 I s Rst Nota: Devem ser usados TIs de Classe x para aplicações REF de alta impedância.

2.7

PROTEÇÃO DE BARRAMENTO DE ALTA IMPEDÂNCIA

O elemento da proteção de barramento de alta impedância manterá a estabilidade em falhas externas e irá operar nas falhas internas. Você deve selecionar os Vk/Vs com base no X/R do sistema. A equação é:

Vs=K*If*(RCT+RL) Para X/R <= 40

Vk/Vs >= 2 Tempo de operação típico = 25 ms Para X/R > 40

Vk/Vs>=4 Tempo de operação típico = 30 ms Nota: K é uma constante afetada pela resposta dinâmica do dispositivo. K é sempre igual a 1.

210

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

2.8

USO DE RESISTORES METROSIL NÃO LINEARES

Transformadores de corrente podem desenvolver picos de tensão elevados sob condições de falta interna. Os Metrosils são usados para limitar tais pico de tensão a um valor abaixo da tensão máxima suportada (normalmente 3 kV). Pode-se usar a fórmula a seguir para estimar a tensão de pico transiente, que poderia ser gerada por uma falha interna. A tensão de pico produzida durante uma falha interna é função da tensão de joelho do transformador de corrente e da tensão que se espera ser produzida por uma falta interna, caso não ocorra a saturação do transformador de corrente.

Vp = 2Ö(2VK(VF-VK)) Vf = I'f(RCT+2RL+RST) onde: ● Vp = Tensão de pico desenvolvida pelo TC sob condição de falha ● Vk = Tensão de joelho do TC ● Vf = Tensão máxima que seria produzida se a saturação do TC não ocorresse ● I'f = Máxima corrente interna de falha no secundário ● RCT = Resistência do enrolamento secundário do TC ● RL = Carga máxima do ponto do TC ao relé ● RST = Resistor de estabilização do relé Deve-se usar sempre Metrosils quando os valores calculados são superiores a 3000 V. Os Metrosils são conectados ao londo do circuito para desviar a corrente de saída do secundário do dispositivo, prevenindo tensões de secundário muito elevadas. Os Metrosils são instalados externamente e têm a forma de discos anelares. Suas características de operação, seguem a expressão:

V = CI0,25 onde: ● V = Tensão instantânea, aplicada ao Metrosil ● C = Constante do Metrosil ● I = Corrente instantânea através do Metrosil Com uma tensão sinusoidal aplicada no Metrosil, a corrente RMS seria aproximadamente 0,52 x a corrente de pico. Este valor de corrente pode ser calculado como segue:

I RMS

 2VS ( RMS )  = 0.52     C  

4

onde: ● VS(RMS) = valor RMS da tensão sinusoidal aplicada no Metrosil. Isto ocorre devido ao fato da forma de onda da corrente que passa através do Metrosil não ser sinusoidal, mas consideravelmente distorcida.

P14D-TM-PT-7

211

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

P14D

A característica do Metrosil deve ser tal que atenda aos seguintes requisitos: ● A corrente no Metrosil deve ser a mais baixa possível, e não superior a 30 mA RMS, no caso de transformadores de corrente de 1 A, ou 100 mA RMS, em transformadores de corrente de 5 A. ● Na corrente máxima de secundário, o Metrosil deve limitar a tensão em 1500 V RMS ou 2120 V de pico, por 0,25 segundos. Em dispositivo de tensões mais elevadas, nem sempre é possível limitar a tensão de falha em 1500 V rms, portanto, pode ser necessário tolerar tensões de falta mais elevadas. As tabelas a seguir mostram os tipos típicos Metrosil que serão necessários, dependendo da corrente nominal do relé, ajuste de tensão REF, etc. Metrosils para dispositivos com um TC de 1A. As unidades Metrosil com TCs de 1A foram concebidas para atender as seguintes restrições: ● A corrente do Metrosil deve ser inferior a 30 mA rms. ● Na máxima corrente de falta interna do secundário, o Metrosil deveria limitar a tensão a 1500 V rms, se possível. As unidades Metrosil normalmente recomendadas para uso com TCs de 1A são mostradas na tabela a seguir: Características nominais Ajuste de tensão do dispositivo

b

C

Tipo Metrosil recomendado Relé monopolar

Relé tripolar

Até 125 V RMS

450

0,25

600A/S1/S256

600A/S3/1/S802

125 a 300 V RMS

900

0,25

600A/S1/S1088

600A/S3/1/S1195

Nota: As unidades Metrosil monopolares são, normalmente fornecidas sem suportes de instalação, a menos que solicitado pelo cliente.

Metrosils para dispositivos com um TC de 5A. Estas unidades Metrosil foram concebidas para atender os seguintes requisitos: ● A corrente Metrosil deve ser menor do que 100 mA rms (as correntes máximas que passam pelos dispositivos são mostradas abaixo da descrição de seu tipo. ● Na máxima corrente de falta interna do secundário, o Metrosil deve limitar a tensão a 1500 V rms por 0,25 segundos. Nos relés de configurações mais elevadas, não é possível limitar a tensão de falha em 1500 V rms, portanto devem ser toleradas tensões de faltas mais elevadas. As unidades Metrosil normalmente recomendadas para uso com TCs de 5A e relés monopolares são mostradas na tabela a seguir: Corrente falta interna do secundário

Tipos de Metrosil recomendados para várias configurações de tensão

Amperes RMS

Até 200 V RMS

250 V RMS

275 V RMS

300 V RMS

50A

600A/S1/S1213 C = 540/640 35 mA RMS

600A/S1/S1214 C = 670/800 40 mA RMS

600A/S1/S1214 C =670/800 50 mA RMS

600A/S1/S1223 C = 740/870 50 mA RMS

100A

600A/S2/P/ S1217 C = 470/540 70 mA RMS

600A/S2/P/S1215 C = 570/670 75 mA RMS

600A/S2/P/S1215 C =570/670 100 mA RMS

600A/S2/P/S1196 C =620/740 100 mA RMS

150A

600A/S3/P/ S1219 C = 430/500 100 mA RMS

600A/S3/P/S1220 C = 520/620 100 mA RMS

600A/S3/P/S1221 C = 570/670 100 mA RMS

600A/S3/P/S1222 C =620/740 100 mA RMS

212

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

Em algumas situações, podem ser aceitáveis conjuntos de disco único. Solicitamos que contate a Alstom Grid para conhecer as aplicações em detalhe. Nota: Os Metrosils recomendados para uso com TCs de 5A também podem ser usados com dispositivos tripolares e consistem de unidades monopolar instaladas na mesma haste central, mas isoladas eletricamente uma da outra. Para adquirir essas unidades, por favor, especifique "Metrosil Tipo Tripolar", seguido pela referência do tipo monopolar. Caso necessário, existem Metrosils para configurações de tensões e corrente de faltas mais elevadas.

2.9

USO DE TIS ANSI CLASSE C

Onde se usam normas Americanas/IEEE para especificar TIs, a classe de tensão C pode ser usada para determinar a tensão de knee point equivalente de acordo com a IEC. A fórmula de equivalência é:

VK = 1.05(C rating in volts ) + 100 RCT

P14D-TM-PT-7

213

Capítulo 9 - Requisitos do transformador de corrente

214

P14D

P14D-TM-PT-7

FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE TENSÃO E FREQUÊNCIA CAPÍTULO 10

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

216

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D

1

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

O P14D fornece uma ampla gama de funções de proteção de tensão e frequência. Este capítulo descreve a operação destas funções incluindo os princípios, diagramas lógicos e aplicações. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão Geral do Capítulo Proteção de subtensão Proteção de sobretensão Taxa de Variação da Proteção de Tensão Proteção de Tensão Residual Proteção de Sobretensão de Sequência Negativa Proteção de subtensão de sequência positiva Proteção de sobretensão de sequência positiva Funções de tensão de valor média móvel

217 218 221 224 226 230 232 233 234

P14D-TM-PT-7

217

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

2

P14D

PROTEÇÃO DE SUBTENSÃO

Condições de subtensão podem ocorrer num sistema de energia por varios motivos, alguns dos quais estão indicados abaixo: ● Condições de subtensão podem estar associadas a cargas maiores, onde a tensão fornecida irá diminuir de amplitude. Esta situação seria normalmente corrigida por equipamentos de regulação de tensão, tais como AVRs (Reguladores Automáticos de Voltagem) ou Comutadores de Derivação sob Carga. Entretanto, quando estes equipamentos falham em trazer a tensão do sistema para dentro dos limites permitidos, isto deixa o sistema numa condição de subtensão, que precisa ser resolvida. ● Se os equipamentos de regulação não conseguirem restaurar a tensão normal do sistema, então é necessário efectuar um disparo por meio de um elemento de subtensão. ● Os defeitos que ocorrem no sistema de potência resultam numa redução na tensão das fases em defeito. A proporção pela qual a tensão decresce é dependente do tipo de defeito, do método de aterramento do sistema e da sua localização. Consequentemente, é essencial a coordenação com outros dispositivos de proteção baseados em corrente e tensão para se obter uma discriminação correta. ● Perda completa da tensão de barramento. Isto pode ocorrer devido a condições de defeito presentes na entrada ou no próprio barramento, resultando em isolamento total da fonte de alimentação de entrada. Para esta condição, pode ser necessário isolar cada um dos circuitos de saída, para que quando a tensão de alimentação for restabelecida, a carga não esteja conectada. Portanto, pode ser necessário o disparo automático de um alimentador na detecção de perda completa da tensão. Isto pode ser conseguido por um elemento de subtensão trifásico. ● Onde alimentadores de saída de um barramento estejam alimentando cargas de motor de indução, quedas excessivas na alimentação podem fazer os motores conectados parar e devem ser desligados para quedas de tensão que durem mais que um tempo predeterminado.

2.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SUBTENSÃO

A Proteção de Subtensão está implementada na coluna PROTEÇÃO VOLT do grupo de parâmetros relevante. Os parâmetros de Subtensão estão contidos dentro do subtítulo SUBTENSÃO. O produto fornece três estágios de proteção de Subtensão com características independentes de atraso no tempo. Os estágios 1 e 3 fornecem uma gama de características de operação, onde se pode selecionar entre: ● Uma característica IDMT ● DT (Tempo Definido) Você define isto usando as células de Função V<1 e a Função V<3 dependendo do estágio. A característica IDMT é definida pela seguinte fórmula:

t = K/( M-1) onde: ● K = configuração do Multiplicador de tempo ● t = Tempo de operação em segundos ● M = Tensão medida / tensão definida do IED (V< Ajust.Tensão) Os estágios de subtensão podem ser configurados como tensão fase-neutro ou fase-fase na célula V< Modo Medida. Não existe função Parar temporizador para Subtensão. O estágio 2 pode ter apenas característica de tempo definido. Isto é definido na célula de estado V<2.

218

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

Estão incluídos três estágios para fornecer múltiplos tipos de saída, tais como estágios de alarme e disparo. Alternativamente, podem ser necessários diferentes configurações de tempo dependendo da severidade da queda de tensão. Por exemplo, cargas de motor serão capazes de suportar uma pequena queda de tensão por um tempo maior que uma mais importante. Estão disponíveis saídas para condições monofásicas ou trifásicas através da célula V<Modo Operação para cada estágio.

2.2

LÓGICA DE PROTEÇÃO DE SUBTENSÃO V< Modo Medida V<1 PartidaA/AB

VA

VAB

&

V<1 Ajust.Tensão

&

V<1 Disparo A/ AB

V<1 Tempo Atraso

V< Modo Medida VB

V<1 PartidaB/BC

VBC

&

V<1 Ajust.Tensão

&

V<1 Disparo B/BC

V<1 Tempo Atraso

V< Modo Medida VC

V<1 PartidaC/CA

VCA

&

V<1 Ajust.Tensão

&

V<1 Tempo Atraso

V <1 Disparo C/ CA

1

&

Todos Polos Mort V<1 Inh Pol .Mort

Ativo

&

&

1

TPS Bloq.Rápido

V< Modo Operação

V<1 Partida

1

V<1 Disparo

&

&

V <1 Tempo Bloq .

&

1

&

Qualquer Fase

Trifásico

V00803

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares . O bloqueio rápido VTS se aplica apenas nos modelos direcionais .

Figura 97: Subtensão - modo de disparo mono e trifásico (estágio único) A função de proteção de Subtensão detecta quando a amplitude da tensão cai abaixo de um limiar definido para um certo estágio. Se isto acontecer é gerado um sinal de Partida, significando o "Arranque da proteção". Este sinal de Arranque pode ser bloqueado pelo sinal VTS Bloq.Rápido e um sinal Todos Polos Mort. Este sinal de Partida é aplicado ao módulo temporizador para produzir o sinal de Disparo, o qual pode ser bloqueado pelo sinal de bloqueio de temporizador de subtensão (V<(n) Temp Bloq). Para cada estágio, existem três módulos de detecção de subtensão para as fases, um para cada fase. Os três sinais de Partida de cada uma destas fases são somados para criar um sinal de Arranque trifásico (V<(n) Partida), o qual pode ser ativado quando qualquer uma das fases arrancar (Qualquer Fase), ou quando todas as três fases arrancarem (Trifásico), dependendo do parâmetro V<Modo Operação escolhido.

P14D-TM-PT-7

219

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

P14D

As saídas dos módulos temporizadores são os sinais de disparo, os quais são usados para acionar o relé de saída de disparo. Estes sinais de disparo também são somados para criar um sinal de Disparo trifásico, os quais também são controlados pelo parâmetro de V<Modo Operação. Se algum dos sinais acima estiver baixo, ou for para nível baixo antes do temporizador ter esgotado, o módulo temporizador é inibido (efetivamente sofre reset) até que o sinal de bloqueio vá para o nível alto. Em alguns casos, não desejamos que o elemento de subtensão dispare; por exemplo, quando o alimentador protegido estiver desenergizado ou o disjuntor estiver aberto, uma condição de subtensão será obviamente detectada, mas não desejamos que a proteção seja iniciada. Para atender isso, um sinal de "Todos Polos Mortos" bloqueia o sinal de Partida para cada fase. Isto é controlado pela célula V
2.3

NOTA DE USO

2.3.1

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO DE SUBTENSÃO

Na maioria das aplicações, não é necessário que a proteção de subtensão opere durante as condições de defeito à terra do sistema. se for este o caso deve selecionar medição de tensão fase-fase, uma vez que esta grandeza é menos afetada por quedas de tensão numa única fase devido a defeitos à terra. A definição do limiar de tensão para a proteção de subtensão deve ser feita num valor abaixo das excursões de tensão que podem ser esperadas nas condições normais de operação do sistema. Este limiar é dependente do sistema em questão, mas as excursões típicas de tensão para sistemas em bom funcionamento podem ser da ordem de 10% do valor nominal. O mesmo se aplica à configuração de tempo. O atraso de tempo necessário é dependente do tempo pelo qual o sistema é capaz de suportar uma tensão reduzida. Se estiverem conectadas cargas de motores, uma configuração típica de tempo é da ordem de 0,5 segundos.

220

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

3

PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO

As condições de sobretensão estão geralmente associadas a perda de carga, pela qual a amplitude da tensão de alimentação aumenta. Esta situação seria normalmente corrigida por equipamentos de regulação de tensão, tais como AVRs (Reguladores Automáticos de Voltagem) ou Comutadores de Derivação sob Carga. Entretanto, quando estes equipamentos falham em trazer a tensão do sistema para dentro dos limites permitidos, isso deixa o sistema numa condição de sobretensão, que precisa ser resolvida. Nota: Durante condições de defeito à terra num sistema de energia pode haver um aumento nas tensões da fase não afetada. Idealmente, o sistema deve ser projetado para suportar estas sobretensões por um período de tempo definido.

3.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO

A Proteção de Sobretensão está implementada na coluna PROTEÇÃO VOLT do grupo de parâmetros relevante. Os parâmetros de Sobretensão estão contidos dentro do subtítulo SOBRETENSÃO. O produto fornece três estágios de proteção de Sobretensão com características independentes de atraso no tempo. Os estágios 1 e 3 fornecem uma gama de características de operação, onde se pode selecionar entre: ● Uma característica IDMT ● DT (Tempo Definido) Você define isto usando as células de Função V>1 e a Função V>3 dependendo do estágio. A característica IDMT é definida pela seguinte fórmula:

t = K/( M - 1) onde: ● K = configuração do Multiplicador de tempo ● t = Tempo de operação em segundos ● M = Tensão medida / tensão definida (V> Ajust.Tensão) Os estágios de sobretensão podem ser configurados como tensão fase-neutro ou fase-fase na célula V> Modo Medida. Não existe função Parar temporizador para Sobretensão. O estágio 2 pode ter apenas característica de tempo definido. Isto é definido na célula de estado V>2. Estão incluídos três estágios para fornecer múltiplos tipos de saída, tais como estágios de alarme e disparo. Alternativamente, podem ser necessários diferentes configurações de tempo dependendo da severidade do aumento de tensão. Estão disponíveis saídas para condições monofásicas ou trifásicas através da célula V>Modo Operação para cada estágio.

P14D-TM-PT-7

221

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

3.2

P14D

LÓGICA DE PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO V> Modo Medida V>1 PartidaA/AB

VA

VAB V>1 Ajust.Tensão

&

V>1 Disparo A/ AB

V>1 Tempo Atraso

V> Modo Medida V>1 PartidaB/BC

VB

VBC V>1 Ajust.Tensão

&

V>1 Disparo B/BC

V>1 Tempo Atraso

V> Modo Medida V>1 PartidaC/CA

VC

VCA V>1 Ajust.Tensão

&

V >1 Disparo C/ CA

1

V>1 Tempo Atraso

&

1

&

V> Modo Operação

V>1 Partida

1

V>1 Disparo

&

&

V >1 Tempo Bloq .

&

1

&

Qualquer Fase

Trifásico

V 00804

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares. O bloqueio rápido VTS se aplica apenas nos modelos direcionais .

Figura 98: Sobretensão - modo de disparo mono e trifásico (estágio único) A função de proteção de Sobretensão detecta quando a amplitude da tensão excede um limiar definido para um certo estágio. Se isto acontecer é gerado um sinal de Partida, significando o "Arranque da proteção". Este sinal de Arranque pode ser bloqueado pelo sinal VTS Bloq.Rápido. Este sinal de Partida é aplicado ao módulo temporizador para produzir o sinal de Disparo, o qual pode ser bloqueado pelo sinal de bloqueio de temporizador de sobretensão (V>(n) Temp Bloq). Para cada estágio, existem três módulos de detecção de sobretensão para as fases, um para cada fase. Os três sinais de Partida de cada uma destas fases são somados para criar um sinal de Arranque trifásico (V>(n) Partida), o qual pode ser ativado quando qualquer uma das fases arrancar (Qualquer Fase), ou quando todas as três fases arrancarem (Trifásico), dependendo do parâmetro V>Modo Operação escolhido. As saídas dos módulos temporizadores são os sinais de disparo, os quais são usados para acionar o relé de saída de disparo. Estes sinais de disparo também são somados para criar um sinal de Disparo trifásico, os quais também são controlados pelo parâmetro de V>Modo Operação. Se algum dos sinais acima estiver baixo, ou for para nível baixo antes do temporizador ter esgotado, o módulo temporizador é inibido (efetivamente sofre reset) até que o sinal de bloqueio vá para o nível alto.

222

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

3.3

NOTA DE USO

3.3.1

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO DE SOBRETENSÃO

A existência dos dois estágios e suas respectivas características operacionais permitem várias aplicações possíveis: ● O Tempo Definido pode ser usado para ambos os estágios para fornecer os estágios necessários de alarme e disparo. ● O uso da característica IDMT permite graduação do atraso de tempo de acordo com a severidade da sobretensão. Como os parâmetros de tensão para ambos os estágios são independentes, o segundo estágio poderia ser definido menor que o primeiro para proporcionar um estágio de alarme atrasado no tempo. ● Se for necessário apenas um estágio de proteção de sobretensão, ou se o elemento for necessário para fornecer apenas um alarme, o estágio remanescente pode ser desabilitado. Este tipo de proteção deve ser coordenado com quaisquer outros dispositivos de sobretensão em outros locais do sistema.

P14D-TM-PT-7

223

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

4

P14D

TAXA DE VARIAÇÃO DA PROTEÇÃO DE TENSÃO

Onde existem cargas muito grandes, podem ocorrer desequilíbrios, o que poderia resultar em rápido declínio na tensão do sistema. A situação poderia ser tão má que desligar um ou dois estágios de carga provavelmente não interromperia o rápido declínio da tensão. Em tal situação, a proteção padrão de subtensão teria que ser complementada normalmente com proteção que responda à taxa de variação da tensão. É, portanto, necessário um elemento , que identifique a alta taxa de queda da tensão e adapte de acordo o esquema de redução da carga. Tal proteção pode identificar variações de tensão ocorrendo próximo à tensão nominal, fornecendo, desta forma, aviso antecipado de um problema de tensão em desenvolvimento. O elemento também pode ser usado como um alarme para alertar operadores sobre variações anormalmente altas da tensão do sistema. Proteção de Taxa de Variação de Tensão também é conhecida como proteção dv/dt.

4.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE TAXA DE VARIAÇÃO DA TENSÃO

As funções de proteção dv/dt podem ser encontradas na coluna PROTEÇÃO VOLT abaixo do subtítulo PROTEÇÃO DV/DT. A proteção dv/dt consiste de quatro estágios independentes, que podem ser configurados seja como fase-fase ou fase-neutro usando a célula dv/dt Modo medida.

224

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

4.2

LÓGICA DA TAXA DE VARIAÇÃO DE TENSÃO

dv/dt Mod .Medida

dv/dt 1 Temp.Atr.

VA

dV/ dt

VAB

Averaging

dv/dt1 Méd .Ciclo Freq. n/Encontr .

dv/dt 1 PartA/AB

&

1

dv /dt1 Disp.A/AB

DT

-1

Descartar

×

dv/dt 1 Ajuste

&

dv/dt Mod .Medida

dv/dt 1 Temp.Atr.

VB

dV/ dt

VBC

Averaging

dv/dt1 Méd .Ciclo Freq. n/Encontr .

dv/dt 1 PartB/BC

&

1

dv/dt 1 Disp.B/BC

DT

-1

Descartar

×

dv/dt 1 Ajuste

&

dv/dt Mod .Medida

dv/dt 1 Temp .Atr.

VC

dV/ dt

VCA

Averaging

dv/dt1 Méd .Ciclo Freq. n/Encontr .

1

-1

Descartar

×

dv/dt 1 Ajuste dv/dt 1 Função

dv/dt 1 partC/CA

&

&

1

dv/dt 1 Disp.C/CA

DT

1

&

&

1

dv/dt1 Partida

1

dv/dt1 Disparo

&

Positivo

Ambos Negativo

Desativado dv/dt 1 Bloqueio

1

1

1

&

&

&

V< Modo Operação

Qualquer Fase

Trifásico

V00806

Figura 99: Lógica de proteção da Taxa de Variação de Tensão A lógica dv/dt funciona pela diferenciação do valor RMS da tensão de entrada de cada fase, que pode ser em relação ao neutro ou em relação à outra fase, dependendo do modo de medição selecionado. Calcula-se então a média deste valor diferenciado durante um certo número de ciclos, determinado pelo parâmetro dv/ dt(n)Méd.Ciclo e comparando-o com um limiar (dv/dt(n)limiar) nas direções positiva e negativa. Um sinal de arranque é gerado dependendo da direção selecionada (positiva, negativa ou ambas), definido pelo parâmetro dv/dt(n)Função, que também pode desactivar a função com base no estágio. Cada estágio também pode ser bloqueado pelo sinal DDB dvV/dt(n)Bloqueio. O sinal de disparo é produzido passando o sinal de Arranque através de um temporizador de DT. A função também gera sinais de Arranque e Disparo trifásicos, os quais podem ser definidos como Qualquer Fase (onde qualquer uma das fases pode disparar o arranque) ou Trifásica (onde todas as três fases são necessárias para disparar o arranque). O buffer de média sofre reset quando o estágio é desactivado ou quando nenhuma frequência é encontrada (Sinal DDB Freq Não Encont).

P14D-TM-PT-7

225

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

5

P14D

PROTEÇÃO DE TENSÃO RESIDUAL

Num sistema de energia trifásico em bom funcionamento, a soma das tensões das três fases para a terra é nominalmente zero, da mesma forma que a soma vetorial dos três vetores equilibrados deslocados de 120° entre si. Entretanto, quando ocorre um defeito à terra no sistema primário, este equilíbrio é perturbado e é produzida uma tensão residual. Esta condição causa uma elevação na tensão do neutro com relação à terra. Consequentemente este tipo de proteção também é normalmente denominada de 'Deslocamento da Tensão do Neutro' ou NVD abreviadamente. Esta tensão residual pode ser calculada (a partir das tensões das fases) ou medida (a partir de um TT de medida em delta aberto ). Os valores calculados serão usados normalmente apenas onde o modelo não suporte funcionalidade de medição (um TT de medição dedicado). Se for usado um TT de medição para produzir uma Tensão Residual, ele não poderá ser usado para outras funções tais como Verificação de Sincronização. Isto permite uma forma alternativa de detecção de defeito à terra, a qual não requer nenhuma medição de corrente. Isto pode ser particularmente vantajoso em sistemas com aterramento de alta impedância ou isolados, onde a colocação de transformadores de corrente com núcleo equilibrado em cada alimentador pode ser ou impraticável ou antieconômico, ou para proporcionar proteção contra defeito à terra para dispositivos sem transformadores de corrente.

5.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO RESIDUAL

A Proteção de Sobretensão Residual está implementada na coluna SOBRETENS.RESID.NVD do grupo de parâmetros relevante. Algumas aplicações requerem mais de um estágio. Por exemplo, um sistema isolado pode requerer um estágio de alarme e um estágio de disparo. É comum em tais casos que o sistema seja projetado para suportar as sobretensões das fases boas associadas por um número de horas em seguida a um defeito à terra. Em tais aplicações, é gerado um alarme logo após a condição ser detectada, o que serve para indicar a presença de um defeito à terra no sistema. Isto dá tempo aos operadores do sistema para localizar e isolar o defeito. O segundo estágio da proteção pode emitir um sinal de disparo se a condição de defeito persistir. O produto fornece três estágios de proteção de Tensão Residual com características independentes de atraso no tempo. Os estágios 1 e 3 fornecem uma gama de características de operação, onde se pode selecionar entre: ● Uma característica IDMT ● DT (Tempo Definido) A característica IDMT é definida pela seguinte fórmula:

t = K/( M - 1) onde: ● K = configuração do Multiplicador de tempo ● t = Tempo de operação em segundos ● M = configuração de tensão residual calculada (VN> Ajust.Tensão) Define isto usando as células de Função VN>1 e a Função VN>3 dependendo do estágio. Os estágios 1 e 3 também fornecem uma função Parar Temporizador conforme descrito em Função Parar Temporizador (on page96) O estágio 2 pode ter apenas característica de tempo definido. Isto é definido na célula de estado VN>2. O dispositivo calcula a tensão residual internamente a partir das entradas de tensão das três fases fornecidas seja por um TT de 5 membros ou por três TTs monofásicos. Este tipo de projeto de TT fornece um caminho para o fluxo residual e consequentemente permite que o dispositivo calcule a tensão residual requerida. Além disso, o ponto

226

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

central estrela do primário do TT deve estar aterrado. TTs de três membros não possuem caminho para o fluxo residual e são, portanto, inadequados para este tipo de proteção.

5.2

LÓGICA DE SOBRETENSÃO RESIDUAL VN>1 Partida

VN VN>1 Ajus.Tensão

&

&

IDMT/DT

VN>1 Disparo

TPS Bloq.Rápido VN>1 Tempo Bloq.

V00802

Figura 100: Lógica de Sobretensão Residual O módulo de Sobretensão Residual (VN>) é um detector de nível que detecta quando a amplitude da tensão excede um limiar definido para cada estágio. Quando isto acontece, a saída do comparador produz um sinal de Partida (VN>(n) Partida), o qual significa o "Arranque da proteção". Este pode ser bloqueado por um sinal VTS Bloq Inst. Este sinal de Partida é aplicado ao módulo temporizador. A saída do módulo temporizador é o sinal VN> (n) Disparo, que é usado para acionar o relé de saída de disparo.

5.3

NOTA DE USO

5.3.1

CÁLCULOS PARA SISTEMAS COM ATERRAMENTO SÓLIDO

Considere um defeito da fase A para a Terra num sistema radial simples.

P14D-TM-PT-7

227

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

P14D

IED

E00800

Figura 101: Tensão residual para um sistema com aterramento sólido Como pode ser visto no diagrama acima, a tensão residual medida num sistema com aterramento sólido é dependente apenas da relação entre impedância da fonte atrás do IED e a impedância da linha na frente do IED, até o ponto de defeito. Para um defeito remoto distante, a relação: ZS/ZL será pequena, resultando numa tensão residual correspondentemente pequena. Portanto, a proteção apenas opera para defeitos que ocorram até uma certa distância do sistema. A distância máxima depende da configuração do dispositivo.

5.3.2

CÁLCULOS PARA SISTEMAS COM ATERRAMENTO VIA IMPEDÂNCIA

Considere um defeito da fase A para a Terra num sistema radial simples.

228

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

IED

E00801

Figura 102: Tensão residual para um sistema com aterramento via impedância Um sistema com aterramento via impedância irá gerar sempre um grau relativamente grande de tensão residual, uma vez que a impedância de fonte de sequência zero agora inclui a impedância de aterramento. Conclui-se então que a tensão residual gerada por um defeito à terra num sistema isolado terá o valor mais alto possível (3 x tensão fase-neutro), uma vez que a impedância de fonte de sequência zero é infinita.

5.3.3

CÁLCULOS PARA SISTEMAS COM ATERRAMENTO VIA IMPEDÂNCIA

A configuração de tensão aplicada aos elementos é dependente da amplitude da tensão residual que se espera ocorrer durante a condição de defeito à terra. Isto por sua vez é dependente do método empregado de aterramento do sistema. Além disso, você deve assegurar que o parâmetro do IED seja definido acima de qualquer nível persistente de tensão residual presente no sistema.

P14D-TM-PT-7

229

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

6

P14D

PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO DE SEQUÊNCIA NEGATIVA

Onde um alimentador de entrada estiver a fornecer a equipamentos de instalações rotativas, tais como um motor de indução, é essencial que a alimentação esteja balanceada e com as fases corretas. A rotação incorreta de fase irá resultar que os motores conectados girem na direção errada. Para aplicações sensíveis à direção, tais como elevadores e correias transportadoras, é inaceitável deixar que isto aconteça. Desequilíbrios na alimentação de entrada causam componentes de tensão de sequência de fase negativa. No caso de rotação incorreta de fase, a tensão de alimentação consistiria efetivamente apenas de 100% de tensão de sequência negativa de fase.

6.1

IMPLEMENTAÇÃO DE SOBRETENSÃO DE SEQUÊNCIA NEGATIVA

A proteção de sobretensão de sequência negativa é implementada na coluna SOBRETENS.SEQNEG do respectivo grupo de configurações. O dispositivo inclui um elemento de sobretensão de sequência de fase negativa. Só é possível tempo definido Este elemento monitora a rotação e a magnitude da tensão de entrada (normalmente, a partir de um transformador de tensão conectado ao barramento) e pode ser ligado ao contactor ou disjuntor do motor, para evitar que o motor seja energizado enquanto existir rotação de fase incorreta. O elemento é habilitado usando as células V2>1 Estado e V2>2 Estado.

6.2

LÓGICA DE SOBRETENSÃO DE SEQUÊNCIA NEGATIVA V2>1 Start

V2 V2>1 Ajus.Tensão

&

Start Counter

TPS Bloq.Rápido V2>1 Accelerate

&

DT

V2>1 Trip

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares. O bloqueio rápido VTS se aplica apenas nos modelos direcionais .

V00818

Figura 103: Lógica de sobretensão de sequência negativa O módulo de sobretensão de sequência negativa detecta quando a magnitude da tensão excede um limiar prédefinido. Quando isto acontece, o módulo comparador de sobretensão de saída, produz um sinal Partida (por ex., para o estágio 1: V2>1 Partida), que significa "Início da proteção". Isto pode ser bloqueado por um sinal TPS Bloq.Rápido. Este sinal de Partida é aplicado ao módulo temporizador DT. A saída do módulo temporizador DT é o sinal de desarme usado para acionar o relé de saída que está desarmando. O sinal V2>1 Acelerar acelera o tempo de operação da função, reduzindo o número de ciclos de confirmação necessários para iniciar a função. Em 50 Hz, isto significa que o Início da proteção é reduzido em 20 ms.

6.3

NOTA DE USO

6.3.1

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO

A preocupação primária é normalmente a detecção de rotação incorreta de fase (mais do que pequenos desequilíbrios), portanto não é necessário um parâmetro sensível. O parâmetro deve ser mais alto que qualquer tensão de NPS persistente, que possa estar presente devido a desequilíbrios no TT de medição, tolerâncias do dispositivo etc. Um parâmetro de aproximadamente 15% da tensão nominal pode ser típico.

230

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

Nota: Níveis persistentes de tensão de NPS (V2) são exibidos na célula Magnitude de V2 da coluna MEDIÇÕES 1.

O tempo de operação do elemento é altamente dependente da aplicação. Um parâmetro típico estaria na faixa de 5 segundos.

P14D-TM-PT-7

231

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

7

PROTEÇÃO DE SUBTENSÃO DE SEQUÊNCIA POSITIVA

7.1

IMPLEMENTAÇÃO DA SUBTENSÃO DE SEQUÊNCIA POSITIVA

P14D

A proteção de subtensão de sequência positiva é implementada no cabeçalho POS SEQ U/V na coluna PROTECAO.TENSÃO do respectivo grupo de configurações. O produto fornece dois estágios de Proteção de subtensão de sequência positiva, com características de atraso de tempo independentes. O estágio 1 permite escolher algumas características de operação, entre elas: ● Uma característica IDMT ● DT (Tempo Definido) Isto é configurado na célula V1<1 Função. A características IDMT é definida pela fórmula a seguir:

t = K/( M-1) onde: ● K = Valor do multiplicador de tempo ● t = Tempo de operação em segundos ● M = Tensão medida / Tensão de configuração do IED Não existe recurso de Retenção de tempo para subtensão. O estágio 2 pode ter apenas características de tempo definido. Isto é configurado na célula V1<2 Estado. São incluídos dois estágios de modo a permitir múltiplos tipos de saída, tais como alarme e estágios de desarme.

LÓGICA DE SUBTENSÃO DE SEQUÊNCIA POSITIVA

7.2

V1<1 Start

V1

&

V1<1 Ajust.Tens.

&

V1<1 Trip

V1<1 Temp Atraso

Todos Polos Mort V 1<1 Poledead Inh

Ativo

& Nota : Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares . O bloqueio rápido VTS se aplica apenas nos modelos direcionais .

VTS Blocks 1

Ativo TPS Bloq.Rápido

&

V1<1 Timer Block

V00816

Figura 104: Lógica de subtensão de sequência positiva

232

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

8

PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO DE SEQUÊNCIA POSITIVA

8.1

IMPLEMENTAÇÃO DE SOBRETENSÃO DE SEQUÊNCIA POSITIVA

A Proteção de sobretensão de sequência positiva é implementada no cabeçalho POS SEQ O/V na coluna PROTECAO.TENSÃO do respectivo grupo de configurações. O produto fornece dois estágios de Proteção de sobretensão de sequência positiva, com características de atraso de tempo independentes. O estágio 1 permite escolher algumas características de operação, entre elas: ● Uma característica IDMT ● DT (Tempo Definido) Isto é configurado na célula V1>1 Função. A características IDMT é definida pela fórmula a seguir:

t = K/( M-1) onde: ● K = Valor do multiplicador de tempo ● t = Tempo de operação em segundos ● M = Tensão medida / Tensão de ajuste do IED (V1> V<1 Ajust.Tensão) Não existe recurso de retenção de temporizador na sobretensão de sequência positiva. O estágio 2 pode ter apenas características de tempo definido. Isto é configurado na célula V1>2 Estado. São incluídos dois estágios de modo a permitir múltiplos tipos de saída, tais como alarme e estágios de desarme.

LÓGICA DE SOBRETENSÃO DE SEQUÊNCIA POSITIVA

8.2

V1>1 Start

V1

&

V1>1 Ajust.Tens.

&

V1>1 Trip

V1>1 Temp Atraso

Todos Polos Mort V 1>1 Poledead Inh

Ativo

&

VTS Blocks 1

Ativo TPS Bloq.Rápido

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares. O bloqueio rápido VTS se aplica apenas nos modelos direcionais .

&

V1>1 Timer Block

V00817

Figura 105: Lógica de sobretensão de sequência positiva

P14D-TM-PT-7

233

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

9

P14D

FUNÇÕES DE TENSÃO DE VALOR MÉDIA MÓVEL

As funções de tensão de valor média móvel estão disponíveis para: ● Subtensão (Vavg<) ● Sobretensão (Vavg>) ● Tensão de sequência zero (V0avg>) ● Tensão de sequência positiva (V1Avg>) ● Tensão de sequência negativa (V2Avg>) A tensão é amostrada a 5 Hz (uma amostra a cada 200 ms, para um sistema de 50 Hz). O período de atualização é de 3 segundos, o que significa que são coletadas 15 amostras a cada período de atualização. A tensão média para os 10 minutos anteriores é calculada, exibida como medições e usada como quantidades de energização para as funções de proteção. As seguintes quantidades são fornecidas: VA Mov Media: Tensão média RMS da fase A VB Mov Media: Tensão média RMS da fase B VC Mov Media: Tensão média RMS da fase C V0 Mov Media: Magnitude de tensão média de sequência zero V1 Mov Media: Magnitude de tensão média de sequência positiva V2 Mov Media: Magnitude de tensão média de sequência negativa

234

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

9.1

LÓGICA DE SUBTENSÃO DE MÉDIA MÓVEL Vmed<1 Estad.

VA Mov Average

VMed <1 Part. A

&

VMed <1 Disp. A

Vmed <1 VoltAjust

Vmed <1 PartTempo

Vmed<1 DispTemp

VMed <1 Part. B

Vmed<1 Estad.

VB Mov Average

&

VMed <1 Disp. B

Vmed <1 VoltAjust

Vmed <1 PartTempo

Vmed<1 DispTemp

Vmed <1 Estad.

VC Mov Average

VMed <1 Part. C

&

Vmed <1 VoltAjust

VMed <1 Disp. C

1

Vmed <1 PartTempo

Vmed <1 DispTemp

&

1

Vmed < Modo Oper

&

&

1

VMed <1 Part.

1

VMed <1 Disp.

&

&

&

Qualquer Fase

Trifásico

V00807

Figura 106: Lógica de subtensão de média móvel

P14D-TM-PT-7

235

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

9.2

P14D

LÓGICA DE SOBRETENSÃO DE MÉDIA MÓVEL Vmed >1 Estad.

VMed >1 Part. A

VA Mov Average

&

VMed >1 Disp. A

Vmed>1 VolAjust

Vmed >1 PartTemp

Vmed >1 DispTemp

VMed >1 Part. B

Vmed >1 Estad.

VB Mov Average

&

VMed >1 Disp. B

Vmed >1 VolAjust

Vmed >1 PartTemp

Vmed>1 DispTemp

Vmed >1 Estad.

VMed >1 Part. C

VC Mov Average

&

Vmed >1 VolAjust

VMed >1 Disp. C

1

Vmed >1 PartTemp

Vmed >1 DispTemp

&

1

&

Vmed > Oper Modo

&

1

VMed >1 Part.

1

VMed >1 Disp.

&

&

&

Qualquer Fase

Trifásico

V00808

Figura 107: Lógica de sobretensão de média móvel

LÓGICA DE TENSÃO DE SEQUÊNCIA ZERO DE MÉDIA MÓVEL

9.3

V0med >1 Estad.

V0 Med>1 Part.

V 0 Mov Average

&

V0Med >1 Disp.

V0med>1 VolAjust

V0med >1 Atraso

V Blocking 1

Ativo TPS Bloq.Rápido

& V00809

Figura 108: Lógica de tensão de sequência zero de média móvel

236

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

9.4

LÓGICA DE TENSÃO DE SEQUÊNCIA POSITIVA DE MÉDIA MÓVEL V1Med >1 Estad.

V1 Med>1 Part.

V 1 Mov Average

&

V1Med >1 Disp.

V1Med>1 VolAjust

V1Med >1 Atraso

V00810

V Bloqueio 1

Ativo TPS Bloq.Rápido

&

Figura 109: Lógica de tensão de sequência positiva de média móvel

9.5

LÓGICA DE TENSÃO DE SEQUÊNCIA NEGATIVA DE MÉDIA MÓVEL V2Med >1 Estad.

V2 Med>1 Part.

V 2 Mov Average

&

V2Med >1 Disp.

V2Med>1 VolAjust

V2Med>1 PartTemp V 2avg>1 DispTemp

V00811

Figura 110: Lógica de tensão de sequência negativa de média móvel

PSL DE BLOQUEIO DE TENSÃO MÉDIA

9.6

A função de proteção de tensão média não fornece bloqueio interno para uma condição VTS ou condições de Polo morto. Para conseguir isto, você deve configurar o PSL como segue: VMed <1 Disp.

VMed<2 Disp.

VMed >1 Disp.

VMed>2 Disp.

V0Med >1 Disp.

1

V0Med >2 Disp.

&

Para o esquema

V1Med >1 Disp.

V1Med >2 Disp.

V2Med >1 Disp.

V2Med >2 Disp.

TPS Bloq.Rápido

Qualq .Polo Morto

Todos Polos Mort

V00815

Figura 111: Bloqueio de proteção de tensão média

P14D-TM-PT-7

237

Capítulo 10 - Funções de Proteção de Tensão e Frequência

238

P14D

P14D-TM-PT-7

FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE FREQUÊNCIA CAPÍTULO 11

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

240

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D

1

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

O dispositivo fornece uma variedade de funções de proteção de frequência. Este capítulo descreve a operação destas funções, incluindo os princípios, diagramas lógicos e aplicações. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Visão Geral da Proteção de Frequência Proteção de subfrequência Proteção de sobrefrequência Proteção R.O.C.O.F independente Proteção R.O.C.O.F supervisionada em frequência Proteção de Taxa média de troca de frequência Redução e restauração de carga

241 242 244 246 248 251 254 257

P14D-TM-PT-7

241

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

2

P14D

VISÃO GERAL DA PROTEÇÃO DE FREQUÊNCIA

A geração e o uso da energia precisam ser bem equilibrados em qualquer rede de distribuição ou transmissão industrial. Estas redes elétricas são entidades dinâmicas, com cargas e fornecimento variando continuamente, os quais afetam continuamente a frequência do sistema. O aumento da carga reduz a frequência do sistema e a geração precisa ser aumentada para manter a frequência do fornecimento. Contrariamente, a diminuição da carga aumenta a frequência do sistema e a geração precisa ser reduzida. Flutuações bruscas na carga podem causar mudanças rápidas na frequência, que precisam ser tratadas rapidamente. A menos que sejam tomadas medidas corretivas em tempo apropriado, a queda da frequência pode ir além do ponto sem volta e causar um colapso amplo da rede, o que tem consequências terríveis. Os dispositivos de proteção capazes de detectar condições de baixa frequência são usados geralmente para desconectar cargas sem importância para restabelecer o equilíbrio geração/carga. Entretanto, com estes dispositivos, a ação é iniciada apenas após o evento, e esta forma de ação corretiva pode não ser efetiva o suficiente para lidar com aumentos bruscos na carga que causem grandes quedas de frequência em tempos muito curtos. Em tais casos, um dispositivo que possa antecipar a severidade da queda de frequência e agir para desconectar as cargas antes que a frequência atinja níveis perigosamente baixos é muito eficaz em conter os danos. Isto é chamado de proteção de taxa de variação instantânea de frequência. Durante perturbações severas, a frequência do sistema oscila conforme vários geradores tentam se sincronizar em uma frequência comum. A medição da taxa instantânea de variação de frequência pode ser enganadora durante este tipo de perturbação. A queda de frequência precisa ser monitorizada durante um período de tempo mais longo para tomar a decisão correta para redução de cargas. Isto é chamado de proteção de taxa de variação média de frequência. Normalmente os geradores são classificados para uma faixa de frequência particular. A operação fora desta faixa pode provocar danos mecânicos nas palhetas das turbinas. A proteção contra estas contingências é necessária quando a frequência não recupera mesmo após terem sido tomados passos de redução de carga. Este tipo de proteção pode ser usado para alarmes para o operador ou disparo da turbina em caso de queda severa da frequência. Certamente uma gama de métodos é necessária para assegurar estabilidade da frequência do sistema. Os dispositivos de frequência da GE Energy Connections fornecem vários meios de proteção: ● Proteção de subfrequência: abreviada como f+t< ● Proteção de sobrefrequência: abreviada como f+t> ● Proteção da Taxa de Variação de Frequência Independente: abreviada para R.O.C.O.F Independente, ou df/dt+t ● Proteção da Taxa de Variação de Frequência com Supervisão de Frequência: abreviada para R.O.C.O.F com Supervisão de Frequência, ou f+df/dt ● Proteção da Taxa de Variação de Frequência Média: abreviada para R.O.C.O.F Média, ou f+Df/Dt (note o D maiúsculo) ● Delastre (load shedding) e restauração de carga

2.1

IMPLANTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE FREQUÊNCIA

A proteção de frequência é implantada na coluna PROT.FREQUÊNCIA do respectivo grupo de configurações. O dispositivo inclui 9 estágios para os seguintes métodos de proteção de frequência: ● Proteção de subfrequência: abreviada como f+t< ● Proteção de sobrefrequência: abreviada como f+t> ● Proteção de taxa de mudança da frequência: abreviada como independente R.O.C.O.F, ou df/dt+t

242

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

● Proteção de taxa de mudança da frequência,: abreviada como frequência supervisionada R.O.C.O.F, ou f +df/dt ● Proteção de taxa média de mudança da frequência: abreviada como R.O.C.O.F, ou f+Df/Dt (note o 'D' maiúsculo) ● Redução e restauração de carga Cada estágio pode ser desabilitado ou habilitado através da Nível (n). A proteção de frequência também pode ser bloqueada por uma condição de subtensão, caso necessário.

P14D-TM-PT-7

243

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

3

P14D

PROTEÇÃO DE SUBFREQUÊNCIA

Uma frequência de sistema reduzida indica que a carga da rede é excessiva para a geração disponível. Essa condição pode surgir quando um sistema interconectado se divide e a carga restante conectada a um dos subsistemas está além da capacidade dos geradores desse subsistema específico. Plantas industriais que dependem da rede elétrica para suprir parte de suas cargas experimentarão condições de subfrequência, quando as linhas de entrada forem perdidas. Muitos tipos de cargas industriais possuem tolerâncias limitadas com relação à frequência e velocidade de operação (por ex. motores síncronos). A subfrequência sustentada possui implicações na estabilidade do sistema, pois qualquer distúrbio subsequente poderá danificar o equipamento e até mesmo levar a quedas totais de energia. Portanto, é essencial oferecer proteção para as condições de subfrequência.

3.1

IMPLANTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SUBFREQUÊNCIA

As configurações a seguir são relevantes para a subfrequência: ● Est.Freq.n f+t: determina se o estágio é subfrequência, sobrefrequência ou está desabilitado. ● Ajust.Freq.n f+t: define a configuração da coleta de frequência. ● Temp.Freq.n f+t: define o atraso de tempo.

3.2

LÓGICA DA PROTEÇÃO DE SUBFREQUÊNCIA Nív.1 f+t Par.

Freq

Averaging DT

&

Ajust.Freq.1 f+t

Nív.1 f+t Disp.

Nível 1

Ativo Est.Freq.1 f+t

Sub

ADV Freq. Inibir

1

Freq. n/Encontr.

Estado V
Ativo

1

Min Tens . Bloq.

V00850

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

Figura 112: Lógica de subfrequência (estágio simples) Se a frequência estiver abaixo do parâmetro e não bloqueada o temporizador de DT é iniciado. Se a frequência não puder ser determinada, a função é bloqueada.

3.3

NOTA DE USO

3.3.1

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO

Para minimizar os efeitos da subfrequência, um esquema de redução de carga multiestágio pode ser usado com as cargas da instalação priorizadas e agrupadas. Durante a condição de subfrequência, os grupos de cargas são desconectados sequencialmente, com o grupo de maior prioridade sendo o último a ser desconectado.

244

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

A efetividade de cada grupo de redução de carga depende da proporção de deficiência de energia que ele representa. Se o estágio de redução de carga for muito pequeno comparado com a deficiência de energia prevalecente, então poderá não haver melhoria na frequência. Isto deve ser levado em conta ao se formar os grupos de cargas. Os atrasos devem ser suficientes para superar qualquer queda transiente na frequência, bem como proporcionar tempo para que os controles de frequência no sistema respondam. Estes não podem ser excessivos, pois isso poderia prejudicar a estabilidade do sistema. Parâmetros de atraso de 5 - 20 s são típicos. Um exemplo de um esquema de redução de carga de quatro estágios para sistemas de 50 Hz é mostrado abaixo: Estágio

Elemento

Parâmetro de Frequência (Hz)

Parâmetro de Tempo (Seg.)

1

Nível 1(f+t)

49,0

20 s

2

Nível 2(f+t)

48,6

20 s

3

Nível 3(f+t)

48,2

10 s

4

Nível 4(f+t)

47,8

10 s

Os atrasos de tempo relativamente longos são destinados a fornecer tempo suficiente para que os controles do sistema respondam. Isto funcionará bem numa situação onde a queda da frequência do sistema é lenta. Para situações onde a queda rápida da frequência é esperada, este esquema de redução de carga deve ser complementado por elementos de proteção de taxa de variação de frequência.

P14D-TM-PT-7

245

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

4

P14D

PROTEÇÃO DE SOBREFREQUÊNCIA

Um aumento de frequência do sistema ocorre quando a entrada mecânica de um gerador ultrapassa a saída elétrica do mesmo. Isto pode acontecer, por exemplo, quando ocorre uma perda repentina de carga devido ao desligamento de um alimentador da planta para um centro de carga. Sob tais condições, o regulador normalmente responde rápido para obter um equilíbrio entre a potência mecânica e a demanda elétrica, restaurando, assim, a frequência a seu valor normal. A proteção de sobrefrequência é necessária como uma reserva para atender os casos onde a reação do equipamento de controle é excessivamente lenta.

4.1

IMPLANTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SOBREFREQUÊNCIA

As configurações a seguir são relevantes para a sobrefrequência: ● Est.Freq.n f+t: determina se o estágio é subfrequência, sobrefrequência ou está desabilitado. ● Ajust.Freq.n f+t: define a configuração da coleta de frequência. ● Temp.Freq.n f+t: define o atraso de tempo.

4.2

LÓGICA DA PROTEÇÃO DE SOBREFREQUÊNCIA Nív.1 f+t Par.

Freq

Averaging

&

Ajust.Freq.1 f+t

DT Nív.1 f+t Disp.

Nível 1

Ativo Est.Freq.1 f+t

Sobre

ADV Freq. Inibir

1

Freq. n/Encontr.

Estado V
Ativo

1

Min Tens . Bloq.

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

V00851

Figura 113: Lógica de sobrefrequência (estágio simples) Se a frequência estiver acima do parâmetro e não bloqueada o temporizador de DT é iniciado e depois que este esgotar, o disparo é produzido. Se a frequência não puder ser determinada, a função é bloqueada.

4.3

NOTA DE USO

4.3.1

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO

Em seguida as mudanças na rede causadas por defeitos ou outros requisitos operacionais é possível que vários subsistemas sejam formados dentro da rede de energia. É provável que estes subsistemas venham a sofrer de um desequilíbrio de geração/carga. As "ilhas" onde a geração exceda a carga existente estarão sujeitas a condições de sobrefrequência. Condições severas de sobrefrequência podem ser inaceitáveis para muitas cargas industriais, uma vez que a velocidade de rotação dos motores será afetada. O elemento de sobrefrequência pode ser definido adequadamente para detectar esta contingência.

246

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

Um exemplo de proteção de sobrefrequência de dois estágios é mostrado abaixo usando os estágios 5 e 6 dos elementos f+t. Entretanto, os parâmetros para um sistema real irão depender da frequência máxima que o equipamento pode tolerar por um dado período de tempo. Estágio

Elemento

Parâmetro de Frequência (Hz)

Parâmetro de Tempo (Seg.)

1

Nível 5(f+t)

50,5

30

2

Nível 6(f+t)

51,0

20

Os atrasos de tempo relativamente longos são destinados a fornecer tempo para que os controlos do sistema respondam e funcionarão bem numa situação em que o aumento da frequência do sistema seja lenta. Para situações onde o aumento rápido da frequência é esperado, o esquema de proteção acima poderia ser complementado por elementos de proteção de taxa de variação de frequência. No sistema mostrado abaixo, a geração no barramento de MT é dimensionada de acordo com as cargas naquele barramento, enquanto que os geradores ligados ao barramento de AT geram energia para exportar para a concessionária. Se as ligações à rede forem perdidas, a geração de IPP fará com que a frequência do sistema se eleve. Esta taxa de elevação poderia ser usada para isolar o barramento de MT do sistema de AT.

À rede elétrica

Geração IPP

Barramento HV

Carga

Barramento MV

Geração local Carga E00857

Figura 114: Segregação do sistema de energia com base nas medições de frequência

P14D-TM-PT-7

247

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

5

P14D

PROTEÇÃO R.O.C.O.F INDEPENDENTE

Onde existirem cargas muito grandes, poderão ocorrer desequilíbrios que resultem em um rápido declínio na frequência do sistema. Esta situação pode ser tão ruim que mesmo a remoção de um ou dois estágios de carga, provavelmente, não impedirá o declínio rápido da frequência. Em tais situações, a proteção padrão de subfrequência normalmente precisará ser complementada com uma proteção que responda à taxa de mudança na frequência. Portanto, é necessário um elemento que identifica a alta taxa de declínio na frequência e adapta o esquema de remoção de carga de acordo. Tal proteção pode identificar variações de frequência que ocorrem perto da frequência nominal, fornecendo portanto um aviso antecipado de um problema de frequência que está em desenvolvimento. O elemento também pode ser usado como um alarme para avisar os operadores a respeito de variações incomumente elevadas na frequência do sistema.

5.1

IMPLANTAÇÃO DA PROTEÇÃO R.O.C.O.F INDEPENDENTE

O dispositivo possui nove estágios de proteção independentes. Cada estágio responde tanto a condições de queda como de elevação de frequência. Isto depende do limiar de frequência ter sido ajustado acima ou abaixo da frequência nominal do sistema. Por exemplo, se o limiar de frequência for configurado acima da frequência nominal, o ajuste de taxa de mudança de frequência é considerado positivo e o elemento será acionado em condições de elevação de frequência. Se o limiar de frequência for estabelecido abaixo da frequência nominal, o ajuste é considerado negativo e o elemento será acionado em condições de queda de frequência. As seguintes configurações são importantes para a proteção df/dt+t: ● Estado df/dt+t (n): determina se o estágio está configurado para condições de queda ou elevação de frequência ● Conf. df/dt+t (n): define a taxa de mudança da configuração de coleta de frequência ● Temp. df/dt+t (n): define o atraso de tempo

248

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

5.2

LÓGICA DA PROTEÇÃO R.O.C.O.F INDEPENDENTE Frequency determination

V

df/dt

Nív.1 df/ dt+tPar

& df /dt Ciclo Med

1

Nív.1 df/dt+tDis

-1

&

X

df /dt+t 1 Ajuste

df/dt +t 1 Tempo Nível 1

Ativo

1

Estado df / dt+t 1

Positivo Ambos

1

Negativo

Desativado Estado V
Ativo

1

1

Min Tens . Bloq.

Nível 1 Bloq . ADV Freq. Inibir

1

Freq. n/Encontr.

Frequência Alta

Frequência Baixa

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

V00852

Figura 115: Lógica independente da taxa de mudança de frequência (estágio único)

5.3

NOTA DE USO

5.3.1

ORIENTAÇÕES DE CONFIGURAÇÃO

Deve ser tomado bastante cuidado quando se configura este elemento pois não é supervisionado por uma configuração de frequência. A configuração de um atraso de tempo ou aumento do número de ciclos de cálculo de média df/dt aumentará a estabilidade, porém aumentará os tempos de desarme. É provável que este elemento seja usado em conjunto com outros elementos de proteção baseados em frequência para estabelecer um esquema que trate flutuações de frequência severas. Abaixo é apresentado um exemplo desse tipo de esquema: Elementos "f+t [81U/81O]" de frequência Estágio

Configuração de frequência (Hz)

Configuração de tempo (s)

Elementos "f+df/dt [81RF]" de taxa de mudança de frequência supervisionados em frequência Configuração de frequência (Hz)

Taxa de mudança da configuração de frequência (Hz/s)

1

49

20

49,2

1,0

2

48,6

20

48,8

1,0

3

48,2

10

48,4

1,0

4

47,8

10

48,0

1,0

P14D-TM-PT-7

249

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

P14D

Elementos "f+t [81U/81O]" de frequência Configuração de frequência (Hz)

Estágio 5

-

Elementos "f+df/dt [81RF]" de taxa de mudança de frequência supervisionados em frequência

Configuração de tempo (s) -

Configuração de frequência (Hz) -

Taxa de mudança da configuração de frequência (Hz/s) -

Taxa de mudança de frequência Elementos "df/dt+t [81R]"

Estágio

Taxa de mudança da configuração de frequência (Hz/s)

Configuração de tempo (s)

1

-

-

2

-

-

3

-3,0

0,5

4

-3,0

0,5

5

-3,0

0,1

Neste esquema, o desarme dos dois últimos estágios é acelerado pelo uso do elemento de taxa de mudança de frequência independente. Se a frequência começar a cair em uma taxa elevada (> 3 Hz/s, neste exemplo), os estágios 3 e 4 serão removidos em torno de 48,5 Hz, com o objetivo de melhorar a estabilidade do sistema. O estágio 5 serve como um alarme e dá aos operadores um aviso antecipado de que a situação está crítica.

250

P14D-TM-PT-7

P14D

6

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

PROTEÇÃO R.O.C.O.F SUPERVISIONADA EM FREQUÊNCIA

A proteção de taxa de mudança de frequência supervisionada em frequência trabalha de forma similar à proteção de taxa de mudança de frequência independente. A única diferença é que, com a supervisão de frequência, a frequência real em si é monitorada e a proteção é acionada em ambos os casos, quando a frequência ou quando a taxa de mudança de frequência saem fora dos limites. A proteção de taxa de mudança de frequência supervisionada em frequência também é conhecida como proteção f+df/dt.

6.1

IMPLANTAÇÃO DA FREQUÊNCIA SUPERVISIONADA R.O.C.O.F

O dispositivo possui nove estágios de proteção independentes. Cada estágio responde tanto a condições de queda como de elevação de frequência. Isto depende do limiar de frequência ter sido ajustado acima ou abaixo da frequência nominal do sistema. Por exemplo, se o limiar de frequência for configurado acima da frequência nominal, o ajuste de taxa de mudança de frequência é considerado positivo e o elemento será acionado em condições de elevação de frequência. Se o limiar de frequência for estabelecido abaixo da frequência nominal, o ajuste é considerado negativo e o elemento será acionado em condições de queda de frequência. As seguintes configurações são relevantes para a proteção f+ df/dt: ● Estado f+df/dt 1: determina se o estágio está configurado para condição de queda ou elevação de frequência ● Freq. f+df/dt 1: define o ajuste de pickup da frequência ● f+df/dt 1 df/dt: define o ajuste de pickup da taxa de mudança da frequência O dispositivo também indicará quando uma configuração incorreta foi aplicada, caso o limiar de frequência esteja configurado na frequência nominal do sistema. Não existe nenhuma atraso de temporização intencional associado a este elemento, mas podem ser aplicados atrasos usando o PSL, caso seja necessário.

P14D-TM-PT-7

251

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

6.2

P14D

LÓGICA FREQUÊNCIA SUPERVISIONADA R.O.C.O.F Frequency determination

V

df/dt &

df /dt Ciclo Med

Frequency determination

Nív.1 df/dt+tDis

-1

&

X

df/dt f +df /dt 1

V

1

Frequency averaging

Méd .Freq.Ciclos

-1

X

Freq. f+df/dt 1

Nível 1

Ativo

Estado f +df/dt 1

1

Positivo Ambos

1

Negativo

Desativado Estado V
Ativo

1

1

Min Tens . Bloq.

Nível 1 Bloq . ADV Freq. Inibir

Freq. n/Encontr.

1

Frequência Alta

Frequência Baixa

V00853

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

Figura 116: Lógica de taxa de mudança de frequência; frequência supervisionada (estágio único)

6.3

NOTA DE USO

6.3.1

EXEMPLO DE R.O.C.O.F FREQUÊNCIA SUPERVISIONADA

No esquema de remoção de carga abaixo, assume-se que em condições de queda de frequência, o sistema pode ser estabilizado na frequência f2, removendo-se um estágio de carga. Para taxas de decaimento lentas, isto pode ser obtido usando o elemento de proteção de subfrequência configurado na frequência f1 com um atraso de tempo adequado. Entretanto, se o déficit de geração for substancial, a frequência diminuirá rapidamente e é possível que o atraso de tempo imposto pela proteção de subfrequência não permita a estabilização da frequência. Neste caso, a chance de recuperação do sistema será melhorada desconectando-se o estágio de carga com base em uma medição da taxa de mudança de frequência e desconsiderando-se o atraso de tempo.

252

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

Frequência

Decaimento lento

Decaimento rápido Tempo E00858

Figura 117: Proteção de taxa de mudança de frequência por frequência supervisionada

ORIENTAÇÕES DE CONFIGURAÇÃO

6.3.2

Recomendamos que o elemento (f+df/dt) da proteção de taxa de mudança de frequência por frequência supervisionada seja usado em conjunto com o elemento temporizado (f+t) da proteção de frequência. Pode-se configurar um esquema de remoção de carga de alta velocidade de quatro estágios, como mostrado abaixo, notando-se que, em cada estágio, ambos os elementos "f+t" e "f+df/dt" estão habilitados. Elementos "f+t [81U/81O]" de frequência Configuração de frequência (Hz)

Estágio

Elementos "f+df/dt [81RF]" de taxa de mudança de frequência supervisionados em frequência

Configuração de tempo (s)

Configuração de frequência (Hz)

Taxa de mudança da configuração de frequência (Hz/s)

1

49

20

49

1,0

2

48,6

20

48,6

1,0

3

48,2

10

48,2

1,0

4

47,8

10

47,8

1,0

Pode ser possível melhorar ainda mais a velocidade de remoção de carga, trocando a configuração de frequência do elemento f+df/dt. Nas configurações destacadas abaixo, as configurações de frequência deste elemento foram definidas ligeiramente acima das configurações de frequência do elemento f+t. Esta diferença acomodará o tempo de medição e resultará no desarme dos dois elementos aproximadamente no mesmo valor de frequência. Portanto, os cenários de declínio lento e rápido de frequência são monitorados independentemente e são otimizados sem o sacrifício da segurança do sistema. Elementos "f+t [81U/81O]" de frequência Configuração de frequência (Hz)

Estágio

Configuração de tempo (s)

Elementos "f+df/dt [81RF]" de taxa de mudança de frequência supervisionados em frequência Configuração de frequência (Hz)

Taxa de mudança da configuração de frequência (Hz/s)

1

49

20

49,2

1,0

2

48,6

20

48,8

1,0

3

48,2

10

48,4

1,0

4

47,8

10

48,0

1,0

P14D-TM-PT-7

253

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

7

P14D

PROTEÇÃO DE TAXA MÉDIA DE TROCA DE FREQUÊNCIA

Devido à dinâmica complexa dos sistemas de energia elétrica, as variações de frequência em momentos de desequilíbrio entre geração e consumo são altamente não-lineares. Oscilações de frequência ocorrerão quando o sistema tentar compensar esse desequilíbrio, tipicamente na faixa de 0,1 Hz a 1 Hz, além da alteração básica na frequência. Os elementos independente e supervisionado por frequência que monitoram a taxa de mudança de frequência, usam uma medição instantânea da taxa de mudança de frequência, com base em uma técnica de média móvel, filtrada de 3 ciclos. Devido à natureza oscilatória das excursões de frequência, este valor instantâneo poderá ser enganador, provocando uma operação inesperada ou instabilidade excessiva. Por esta razão, o dispositivo também possui um elemento que monitora a tendência de longo prazo, reduzindo os efeitos da não-linearidade do sistema. A proteção de taxa média de mudança de frequência também é conhecida como proteção f+Df/Dt (note o "D" maiúsculo).

7.1

IMPLANTAÇÃO DA PROTEÇÃO R.O.C.O.F. MÉDIA

Este dispositivo oferece nove estágios independentes de taxa média de mudança de proteção de frequência. Cada estágio responde tanto a condições de queda como de elevação de frequência. Isto depende do limiar de frequência ter sido ajustado acima ou abaixo da frequência nominal do sistema. Por exemplo, se o limiar de frequência for configurado acima da frequência nominal, o ajuste de taxa de mudança de frequência é considerado positivo e o elemento será acionado em condições de elevação de frequência. Se o limiar de frequência for estabelecido abaixo da frequência nominal, o ajuste é considerado negativo e o elemento será acionado em condições de queda de frequência. Quando a frequência medida cruza o limiar de frequência de supervisão, é acionado um temporizador. Ao final deste intervalo de tempo, a diferença de frequência é avaliada e, caso ultrapasse o valor d ajuste, é ativada uma saída de desarme.

Frequência de supervisão

Inclinação verdadeira para o tempo t

E00856

Figura 118: Característica de taxa média de mudança de frequência

254

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

Após um intervalo ∆t, a operação posterior do elemento é bloqueada até que a frequência volte a um valor acima do limiar de frequência de supervisão. Caso o elemento tenha sido acionado, o sinal de desarme DDB ficará ON (ATIVO) até que a frequência volte a um valor acima do limiar da frequência de supervisão. A taxa média de mudança de frequência é então medida com base na diferença de frequência, ∆f, ao longo do intervalo de tempo de ajuste, ∆t. As configurações a seguir são importantes para a proteção Df/Dt: ● Estado f+Df/Dt (n) : determina se o estágio está configurado para condição de queda ou elevação da frequência. ● Freq. f+Df/Dt (n) : define a configuração de coleta de frequência. ● DFreq. f+Df/Dt (n) : define a mudança de frequência que deve ser medida em um intervalo de tempo configurado. ● Dtemp. f+Df/Dt (n) : define o intervalo de tempo ao longo do qual a frequência é monitorada.

7.2

LÓGICA R.O.C.O.F MÉDIA

Frequency determination

V

Frequency Averaging

Nív.1 df/ dt+tPar

& Méd .Freq.Ciclos

Freq. f+Df/Dt 1

Frequency comparision

1

Nív.1 df/dt+tDis

-1

&

X

Dtemp.f+Df/Dt 1

Dtemp.f+Df/ Dt 1

Nível 1

Ativo Estado f +Df/Dt 1

1

Positivo Ambos

Negativo

1

Desativado Estado V
Ativo

1

1

Min Tens . Bloq.

Nível 1 Bloq . ADV Freq. Inibir

Freq. n/Encontr.

1

Frequência Alta

Frequência Baixa

V00859

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

Figura 119: Lógica de taxa de mudança de frequência média (estágio único)

P14D-TM-PT-7

255

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

P14D

7.3

NOTA DE USO

7.3.1

ORIENTAÇÕES DE CONFIGURAÇÃO

O elemento da taxa de mudança de frequência média pode ser ajustado para medir a taxa de mudança durante um intervalo tão curto quanto 20 ms (1 ciclo @ 50 Hz) ou relativamente longo até 2 s (100 ciclos @ 50 Hz). Com uma configuração de tempo, Dt, próxima à extremidade inferior desta faixa, o elemento se torna similar à função de taxa de mudança supervisionada em frequência, "f+df/dt". Com valores de Dt elevados, o elemento atua como um monitor de tendência de frequência. Embora o elemento possua uma faixa ampla de possibilidades de configuração, recomenda-se que o valor de Dt seja superior a 100 ms, para assegurar a precisão do elemento. Um esquema de remoção de carga de quatro estágios possível, usando o elemento de taxa de mudança de frequência média, é mostrado na tabela abaixo: Frequência Elementos "f+t [81U/81O]" Estágio

Configuração de frequência (f+t) f (Hz)

(f+t) t Configuração de tempo (s)

Elementos "f+Df/Dt [81RAV]" da taxa de mudança de frequência média Configuração de Configuração de dif. de Intervalo de tempo (f frequência (f+Df/Dt) frequência (f+Df/Dt) Df, +Df/Dt) Dt, (s) f, (Hz) (Hz)

1

49

20

49

0,5

0,5

2

48,6

20

48,6

0,5

0,5

3

48,2

10

48,2

0,5

0,5

4

47,8

10

47,8

0,5

0,5

No esquema acima, as decisões mais rápidas sobre remoção de carga são tomadas monitorando a mudança de frequência em um intervalo de 500 ms. Portanto, o desarme acontece mais lentamente do que nos esquemas onde se emprega df/dt supervisionada por frequência, mas a diferença não é muito grande nesta configuração Caso o atraso afete a estabilidade do sistema, o esquema pode ser melhorado aumentando-se a configuração "f" independente. Dependendo de quanto este valor é aumentado, a frequência na qual o elemento "f+Df/Dt" irá desarmar também aumenta, reduzindo o atraso de tempo sob flutuações de frequência mais severas. Por exemplo, com as configurações mostradas abaixo, o primeiro estágio de remoção de carga deve disparar aproximadamente 300 ms após 49.0 Hz serem atingidos e a uma frequência de aproximadamente 48,7 Hz. Frequência Elementos "f+t [81U/81O]" Estágio

Configuração de frequência (f+t) f (Hz)

(f+t) t Configuração de tempo (s)

Taxa de mudança de frequência média Elementos "f+Df/Dt [81RAV]" Configuração de Configuração de dif. de frequência (f+Df/Dt) frequência (f+Df/Dt) Df, f, (Hz) (Hz)

Intervalo de tempo (f+Df/Dt) Dt, (s)

1

49

20

49,2

0,5

0,5 s

2

48,6

20

48,8

0,5

0,5 s

3

48,2

10

48,4

0,5

0,5 s

4

47,8

10

48,0

0,5

0,5 s

256

P14D-TM-PT-7

P14D

8

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

REDUÇÃO E RESTAURAÇÃO DE CARGA

O objetivo da redução de carga é estabilizar uma frequência de sistema em queda. À medida que o sistema se estabiliza e a capacidade de geração aumenta, a frequência do sistema irá retornar a níveis próximos do normal, e após um certo tempo, pode-se considerar realizar a restauração de carga no sistema em bom estado. Contudo, a restauração de carga precisa ser realizada com cuidado e de forma sistemática de modo a não por em risco novamente a estabilidade do sistema. No caso de plantas industriais com geração cativa, a restauração de carga deve corresponder à capacidade de geração disponível, pois a conexão de carga adicional a uma fonte com capacidade inadequada provocará apenas queda na frequência e redução adicional de carga. Caso a geração na planta seja insuficiente para atender os requisitos de demanda, a restauração de carga deve ser sincronizada com a recuperação da geração de energia da rede elétrica. Embora a redução de carga leve a uma melhora na frequência do sistema, as cargas desconectadas precisam ser reconectadas quando o sistema estiver novamente estável. As cargas só devem ser restauradas se a frequência permanecer estável por algum tempo (excursões de frequência menores podem ser ignoradas durante este período de tempo). O número de passos para a restauração de carga é normalmente menor do que o número de passos para reduzir os distúrbios repetitivos que ocorrem enquanto se restaura a carga.

8.1

IMPLANTAÇÃO DA RESTAURAÇÃO DE CARGA

O dispositivo usa a medição da frequência do sistema como principal critério de restauração de carga. Para cada estágio de restauração de carga é necessário que o mesmo estágio de restauração tenha ocorrido anteriormente e que nenhum elemento desse estágio esteja configurado para sobrefrequência ou condições de elevação de frequência. Caso a remoção de carga não tenha ocorrido antes, a restauração de carga para o respectivo estágio fica inativa. O dispositivo oferece nove estágios independentes de restauração de carga. É implantado na coluna PROT.FREQUÊNCIA do grupo de configurações relevante. As configurações a seguir são relevantes para restauração de carga: ● Estado Restauro n: determina se o estágio está desabilitado ou habilitado. ● Freq.Restauro n: define a configuração de coleta de frequência. ● Temp.Restauro n: Intervalo de tempo para o qual a frequência medida deve ser superior à restauração do estágio. ● Temp.Retenção: Define o valor do temporizador

8.2

FAIXA DE RETENÇÃO

A restauração de carga de um determinado estágio começa quando a frequência do sistema se eleva acima da configuração de Freq.Restauro n do respectivo estágio e o temporizador de restauração do estágio Temp.Restauro n é acionado. Se a frequência do sistema permanecer acima do valor de frequência associado ao mesmo atraso de tempo, a restauração de carga do respectivo estágio será iniciada. Infelizmente, os perfis de recuperação de frequência são altamente não lineares e seria razoavelmente comum que a frequência do sistema caísse de forma transitória abaixo do limiar da frequência de restauração. Se o temporizador de restauração fosse reiniciado imediatamente, sempre que ocorresse uma queda de frequência, é provável que a restauração de carga nunca acontecesse de forma bem sucedida. Por esta razão, a proteção possui uma "faixa de retenção". Esta faixa é uma região definida pela frequência de restauração e pela configuração de frequência mais elevada utilizada nos elementos de remoção de carga do respectivo estágio. A diferença entre essas duas configurações deve ser sempre superior a 0,02 Hz, pois de outro modo, será gerado um alarme de Wrong Setting. Sempre que a frequência do sistema mergulha da faixa de retenção, a operação do temporizador de restauração do estágio é suspensa até que a frequência se eleve acima da configuração de frequência de restauração, ponto no qual a temporização irá ocorrer. Se a queda de frequência do sistema for suficientemente grande para provocar o disparo ou desarme de qualquer elemento de frequência neste estágio,

P14D-TM-PT-7

257

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

P14D

por ex. se a frequência cair abaixo do limite inferior da faixa de retenção, o temporizador de restauração será reiniciado imediatamente. Isto é demonstrado abaixo. Sistema Freq.

Restauração Frequência

Faixa de Retenção

Redução de carga Frequência

Operação do relé

Disparo Subfrequência Elemento Desligado Concluído Retenção Temporizador Desligado

Tempo menor que o Parâmetro do Temporizador de Retenção

Concluído Restauração Temporizador Desligado Ligado NivX Restaur Est Desligado Ligado NivX Restaur Hab Desligado

Tempo de Queda Parcial da Frequência do Continua a Recuperação da Restauração Sistema Temporizador de Frequência do Sistema Concluído Recuperação Suspenso Temporizador de Restauração de Recuperação Retoma Carga do Nível X Inicia a Recuperação da Frequência do Sistema Inicia o Tempo de Restauração

Levantamento do Elemento Redução de Carga por Disparo de Subfrequência de Subfrequência do Estágio X

V00854

Hora

Figura 120: Restauração de carga com desvio curto na faixa de retenção. Se a frequência do sistema permanecer na faixa de retenção por muito tempo, é provável que estejam ocorrendo outros problemas de frequência no sistema, e é prudente efetuar o reset do temporizador de restauração desse estágio. Por esta razão, tão logo se obtenha uma medição da frequência do sistema dentro da faixa de retenção, inicializa-se o "Temporizador de retenção". Caso a frequência do sistema não saia da faixa de retenção antes que a configuração do temporizador de retenção tenha sido excedida, o atraso de tempo de restauração de carga desse estágio será imediatamente reiniciado. Nota: O temporizador de retenção possui uma configuração comum para todos os estágios de restauração de carga.

Abaixo é mostrado um exemplo do caso em que a permanência na faixa de retenção é excessiva.

258

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

Sistema Freq.

Restauração Frequência

Faixa de Retenção

Redução de carga Frequência

Operação do relé Subfrequência Disparo Elemento Desligado Retenção Temporizador Restauração Temporizador

Concluído Desligado

Tempo maior que o Parâmetro do Temporizador de Retenção

Concluído Desligado

NivX Restaur Est

Ligado Temporiza dor de Retenção

Desligado NivX Restaur Hab Ligado Desligado

Levantamento do Elemento de Subfrequência

Queda Parcial da Redução de Carga Continua a Frequência do Sistema Recuperação da por Disparo de Temporizador de Frequência do Sistema Subfrequência do Estágio X Inicia a Recuperação da Recuperação Temporizador de Frequência do Sistema Suspenso Recuperação Retoma Inicia o Tempo de Restauração

V00855

Tempo de Restauração Concluído Restauração de Carga do Nível X

Hora

Figura 121: Restauração de carga com grande desvio dentro da faixa de retenção

P14D-TM-PT-7

259

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

8.3

P14D

LÓGICA DE RESTAURAÇÃO DE CARGA Nív.1 f+t Disp.

Nív.1 df/dt +tDis

1

Load Restoration Function

&

Dsp.f+df/dt Nív1

Cumulative Timer

Nível1 Rest.Part

Dsp.f+Df/Dt Nív1

&

Estado Restauro1

Nív1 Rest.Fecho

Temp .Restauro 1

Ativo Desativado Estado V
Ativo

1

1

Min Tens . Bloq. Nível 1 Bloq . ADV Freq. Inibir

1

Freq. n/Encontr.

Frequência Alta

Frequência Baixa

Frequency determination

V

Frequency Averaging

Méd .Freq.Ciclos

Holding function Freq.Restauro 1

Highest Freq setting Temp.Retencão 1

Nota : Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

V00860

Figura 122: Lógica de restauração de carga

8.4

NOTA DE USO

8.4.1

ORIENTAÇÕES DE CONFIGURAÇÃO

Abaixo é mostrado um esquema de restauração de quatro estágios e frequência única. A configuração de frequência foi escolhida de modo que haja uma separação suficiente entre a maior frequência de remoção de carga e a frequência de restauração, para evitar possíveis oscilações. Uma configuração de frequência mais próxima da frequência nominal poderá ser escolhida, caso seja inaceitável uma frequência de operação de 49,3 Hz. Estágio

Configuração de frequência de restauração (Hz)

Atraso de tempo de restauração (s)

Atraso de tempo de retenção (s)

1

49,3 Hz

240 s

20 s

2

49,3 Hz

180 s

20 s

3

49,3 Hz

120 s

20 s

4

49,3 Hz

60 s

20 s

260

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

Neste esquema, os atrasos de tempo garantem que as cargas mais críticas são reconectadas (considerando que os estágios mais elevados estão associados a cargas mais importantes). Ao se restaurar a carga de modo sequencial, a estabilidade do sistema normalmente é mantida. Estas configurações de tempo dependem do sistema; valores mais altos ou mais baixos poderão ser necessários, dependendo da aplicação específica. É possível estabelecer esquemas de restauração envolvendo frequências múltiplas. Isto permite a restauração mais rápida das cargas, mas existe a possibilidade de operação contínua do sistema em frequências bem distantes da frequência nominal. Um esquema típica usando duas frequências é ilustrado a seguir: Freq. Restauração Configuração de frequência de restauração (Hz)

Estágio

Atraso de restauração Atraso de tempo de restauração (s)

Atraso do tempo de retenção (s)

1

49,5 Hz

120 s

20 s

2

49,5 Hz

60 s

20 s

3

49,0 Hz

120 s

20 s

4

49,0 Hz

60 s

20 s

Este esquema também permite o uso de configurações de tempos escalonados, porém a separação de tempo entre os estágios de restauração será função do padrão de recuperação de frequência. Restauração coordenada no tempo só pode ser garantida para aqueles estágios com uma configuração comum de frequência de restauração.

P14D-TM-PT-7

261

Capítulo 11 - Funções de proteção de frequência

262

P14D

P14D-TM-PT-7

FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE POTÊNCIA CAPÍTULO 12

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

264

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D

1

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

A proteção de potência é usada na proteção de geradores. O produto descrito fornece proteção de potência básica para pequenos geradores distribuídos, tipicamente menores que 2 MW. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão Geral do Capítulo Proteção de sobrepotência Proteção de subpotência Proteção de Potência Sensível Proteção de falha de terra direcional wattimétrica

265 266 270 273 277

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265

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

2

P14D

PROTEÇÃO DE SOBREPOTÊNCIA

Com Sobrecarga de Potência devemos considerar duas condições distintas: Sobrecarga de Potência Direta e Inversa. A condição de sobrecarga de potência direta ocorre quando a carga do sistema se torna excessiva. Um gerador é projetado para fornecer uma potência específica e se tentar fornecer ao sistema uma potência maior que a sua capacidade nominal pode ficar danificado. Por isso, a proteção contra sobrecarga de potência na direção direta pode ser usada como uma indicação de carga excessiva. Também pode ser usada como proteção de reserva no caso de falha dos equipamentos de regulação e controlo. Geralmente o elemento de proteção de sobrecarga de potência é especificado acima da potência nominal máxima da máquina. A condição de sobrecarga de potência inversa ocorre se a unidade motriz do gerador falhar. Quando isto acontece o sistema de potência fornece energia para o gerador, fazendo com que ele atue como motor. Esta inversão do fluxo de energia devido à perda da unidade motriz pode causar danos, é importante ser capaz de ser detectada com um elemento de proteção de sobrecarga de potência inversa.

2.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE SOBRECARGA DE POTÊNCIA

A Proteção de Sobrecarga de Potência está implementada na coluna PROT POTÊNCIA do grupo de parâmetros relevante, abaixo do subtítulo SOBREPOTÊNIA. O elemento de Proteção de Sobrecarga de Potência proporciona 2 estágios de proteção direcional tanto para a potência ativa como para a reativa. O elemento direcional pode ser configurado como direto ou inverso e pode ativar disparo monofásico ou trifásico. Os elementos usam como valores elétricos as medidas de potência monofásica e trifásica. Ocorre uma condição de Início da proteção quando duas medidas consecutivas excedem o limiar do parâmetro. Ocorre uma condição de disparo da proteção se a condição de Início permanecer presente durante o tempo de atraso definido. Isto pode ser inibido pela lógica de TTS bloqueio lento e de polo morto se desejado. Os temporizadores de Início e Disparo reiniciam se a potência cair abaixo do nível de rejeição ou se ocorrer uma condição de inibição. O mecanismo de reinício é semelhante à função de sobrecorrente para uma condição de defeito intermitente, onde a percentagem de tempo decorrido do temporizador de operação é memorizada para um atraso do tipo set e reset. Se a condição de Início da proteção retorna antes que o temporizador de reset tenha esgotado, o tempo de operação reinicia a partir do valor memorizado. Ao contrário, o valor memorizado vai para zero após o tempo de reset se ter esgotado.

266

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

2.2

LÓGICA DA SOBRECARGA DE POTÊNCIA Potência>1 Arr.

P(A, B, or C)

&

Pot >1 1 Fase Watt

1

&

DT Potência >1 Disp.

Pot >1 1Fase Var

Pot>1 Temp.Atras Pot >1 Modo

Ativo

-1

X

&

Reativa

Pot >1 Part3Fases

P(3 phase )

DT

Pot>1 3 FasesWatt

&

1

&

Pot>1 Disp.3Fase

Pot >1 3 Fases Var

Pot>1 Temp.Atras

Pot >1 Modo

Ativo

-1

X

&

Reativa

Pot>1 Direção

Frente

Reversa Pot >1 Estado

Ativo TPS Bloq .Lento

V00900

Figura 123: Lógica da Sobrecarga de Potência

2.3

NOTAS DE APLICAÇÃO

2.3.1

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO DE SOBRECARGA DE POTÊNCIA DIRETA

Os limiares dos parâmetros relevantes de potência devem ser definidos com valores mais altos do que a potência nominal em plena carga da máquina. O modo de operação deve ser definido como Direto. Deve ser aplicado um parâmetro de tempo de atraso (Pot>(n) Temp.Atras). Este parâmetro é dependente da aplicação, mas tipicamente tem o valor de 5 segundos. O atraso no temporizador de reset (Pot>(n) tREPOSIÇÃO) normalmente é definido como zero.

2.3.2

CONSIDERAÇÕES SOBRE POTÊNCIA INVERSA

Espera-se que um gerador forneça potência ao sistema conectado em operação normal. Se a unidade motriz do gerador falha, este começa a atuar como motor (se o sistema de potência ao qual está conectado possuir outras fontes de geração). As consequências do gerador atuar como motor e o nível de potência drenada do sistema de potência dependerão do tipo de unidade motriz do gerador. Na tabela seguinte são dados os níveis típicos de potência drenada e os possíveis danos pela condição motora que podem ocorrer para vários tipos de instalação de geração.

P14D-TM-PT-7

267

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

Unidade motriz Motor Diesel

Potência na condição motora 5% - 25%

P14D

Danos possíveis (classificação percentual) Risco de incêndio ou explosão do combustível não queimado

O nível da condição motora depende da taxa de compressão e da rigidez da camisa do cilindro. É necessária uma desconexão rápida para limitar a perda de potência e o risco de danos. 10% - 15% (Veio-Separado) >50% (Veio-Único)

Turbina a Gás

Com alguns conjuntos acionados por engrenagem pode haver dano devido ao torque inverso nos dentes da engrenagem.

A carga do compressor em máquinas de veio único leva a energia motora elevada em comparação com máquinas de veio separado. É necessária uma rápida desconexão para limitar a perda de potência ou danos. Turbinas Hidráulicas

0,2 - >2% (Palhetas fora d'água) >2,0% (Palhetas na água)

Pode ocorrer dano às palhetas e rotor devido a um longo período de condição motora

A potência é baixa quando as palhetas estão acima do nível da água no canal de fuga. Dispositivos de detecção de fluxo hidráulico são normalmente os principais meios de detectar perda de propulsão. A desconexão automática é recomendada em operação autónoma. Turbinas a Vapor

0,5% - 3% (Com condensador) 3% - 6% (Sem condensador)

Pode ser infligido dano por stress térmico em palhetas de turbinas de baixa pressão quando o fluxo de vapor não está disponível para dissipar as perdas devidas à resistência do ar.

Pode ocorrer dano rapidamente em turbinas sem condensador ou quando há perda de vácuo em turbinas com condensador. A proteção de sobrecarga inversa pode ser usada como um método secundário de detecção e só deve ser usado para gerar um alarme.

Em algumas aplicações, o nível de potência inversa no caso de falha da unidade motriz pode flutuar. É o caso para um motor diesel em falha. Para evitar iniciação cíclica e reset do temporizador de disparo principal, foi estabelecido um tempo de atraso de reset ajustável. Será necessário definir este atraso maior que o período para o qual a potência inversa poderia cair abaixo do valor configurado. Este parâmetro deve ser levado em consideração ao definir o atraso no disparo principal. Nota: Um atraso maior que metade do período de oscilação da potência de qualquer sistema poderia resultar na operação da proteção de sobrecarga inversa durante as oscilações.

2.3.3

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO DE SOBRECARGA DE POTÊNCIA INVERSA

Cada estágio de proteção de sobrecarga de potência pode ser programado para operar como um estágio de sobrecarga de potência inversa selecionando a célula Pot>(n) Direção para Inversa. Os limiares dos parâmetros de potência relevantes devem ser estabelecidos em menos de 50% da potência na condição motora. O modo de operação deve ser definido como Inverso. A função de proteção de sobrecarga de potência inversa deve ser atrasada no tempo para evitar que sejam dados falsos disparos ou alarmes durante as perturbações do sistema de potência ou na sincronização que se segue. Um parâmetro de atraso de aproximadamente 5 s seria o normalmente aplicado. O atraso no temporizador de reset, Pot>1 tREPOSIÇÃO ou Pot>2 tREPOSIÇÃO seria normalmente zero. Quando são usados valores maiores que zero para o atraso do reset, o valor do atraso de pick-up pode ter que ser aumentado para assegurar que falsos disparos não resultem num evento de oscilação estável da potência. A proteção de sobrecarga de potência inversa também pode ser usada para aplicações de falta de energia. Se o gerador distribuído estiver conectado na rede, mas não for permitido exportar potência para a rede, é possível usar a detecção de potência inversa para desligar o gerador. Neste caso, o valor do limiar deve ser definido num

268

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P14D

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

valor sensível, tipicamente menos de 2% da potência nominal. Também deve ser atrasado no tempo para evitar que sejam dados falsos disparos ou alarmes durante as perturbações do sistema de potência ou na sincronização que se segue. Um atraso típico é de 5 segundos.

P14D-TM-PT-7

269

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

3

P14D

PROTEÇÃO DE SUBPOTÊNCIA

Embora a proteção de Potência Insuficiente seja direcional e possa ser configurada como direta ou inversa, a aplicação mais comum é em proteção de Potência Direta Baixa. Quando uma máquina está a produzir e o disjuntor que conecta o gerador ao sistema é disparado, a carga elétrica do gerador é desligada. Isto poderá levar o gerador a exceder a velocidade se a potência mecânica de entrada não for reduzida rapidamente. Grandes turboalternadores, com rotores de baixa inércia não possuem uma tolerância alta para sobrevelocidade. O vapor contido numa turbina, após uma válvula que acabou de fechar, pode levar rapidamente à sobrevelocidade. Para reduzir o risco de dano por sobrevelocidade pode ser desejável intertravar o disparo do disjuntor com a entrada mecânica através de um teste de potência direta baixa. Isto assegura que o disjuntor do gerador abre apenas após a entrada mecânica da unidade motriz ter sido removida e a potência de saída ter sido reduzida o suficiente para que a sobrevelocidade seja improvável. Este atraso no disparo do disjuntor pode ser aceitável para disparos de proteção não urgentes (p. ex. proteção de defeito à terra do estator para um gerador aterrado por alta impedância). No entanto, para disparos urgentes (p. ex. proteção diferencial de corrente do estator), este intertravamento de Potência Direta Baixa não deve ser usado.

3.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE POTÊNCIA INSUFICIENTE

A Proteção de Potência Insuficiente está implementada na coluna PROT POTÊNCIA do grupo de parâmetros relevante, abaixo do subtítulo SUBPOTÊNCIA. O elemento de Proteção de Potência Insuficiente proporciona 2 estágios de proteção direcional tanto para a potência ativa como para a reativa. O elemento direcional pode ser configurado como direto ou inverso e pode ativar disparos monofásicos ou trifásicos. Os elementos usam como valores elétricos as medidas de potência monofásica e trifásica. Ocorre uma condição de arranque da proteção quando duas medidas consecutivas caem abaixo do limiar do parâmetro. Ocorre uma condição de disparo da proteção se a condição de início permanecer presente durante o tempo de disparo definido. Isso pode ser inibido pela lógica de TTS bloqueio lento e de polo morto se desejado. Os temporizadores de Arranque e Disparo reiniciam se a potência exceder o nível de rejeição ou se ocorrer uma condição de inibição. O mecanismo de reinício é semelhante à função de sobrecorrente para uma condição de falha intermitente, onde a percentagem de tempo decorrido do temporizador de operação é memorizado para um atraso do tipo set e reset. Se a condição de Arranque da proteção retorna antes que o temporizador de reset tenha esgotado, o tempo de operação reinicia a partir do valor memorizado. Pelo contrário, o valor memorizado vai para zero após o tempo de reset ter se esgotado.

270

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

3.2

LÓGICA DE POTÊNCIA INSUFICIENTE Pot <1 PartA

A Phase Watts

A Phase VA Pot <1 1 Fase Watt

&

1

&

DT

Pot<1 Disp.A

Pot <1 1 Fase Var

Pot>1 Temp. Atras

Pot <1 Modo

Ativo

-1

&

X

Reativa Pot <1 Part3Fases

3 Phase Watts

3 Phase VA Pot<1 3 FasesWatt

&

1

&

DT

Pot<1 Disp.3Fase

Pot <1 3 Fases Var

Pot>1 Temp. Atras

Pot <1 Modo

Ativo

-1

&

X

Reativa Pot<1 Direção

Frente

Reversa Pot <1 Estado

Ativo Todos Polos Mort V<1 Inh Pol .Mort

&

1

Ativo

TPS Bloq .Lento

V00901

Figura 124: Lógica de Potência Insuficiente

3.3

NOTAS DE APLICAÇÃO

3.3.1

CONSIDERAÇÕES SOBRE POTÊNCIA DIRETA BAIXA

A proteção de Potência Direta Baixa pode ser combinada para intertravar disparos de proteção não urgentes usando o esquema lógico programável. Também pode ser combinada para prover um contato para intertravamento externo de disparo manual. Para evitar alarmes e sinalizadores indesejados, um elemento de proteção de Potência Direta Baixa pode ser desactivado quando o disjuntor é aberto pela lógica de 'Polo Morto'. A proteção de Potência Direta Baixa também pode ser usada para proporcionar proteção de perda de carga quando uma máquina está em condição motora. Pode ser usada, por exemplo, para proteger uma máquina que esteja a bombear de se tornar inoperante, ou parar um motor no caso de uma falha na transmissão mecânica. Uma aplicação típica seria para geradores de bombagem de reservatórios operando na condição motora, quando existe a necessidade de evitar que a máquina se torne inoperante, o que pode causar danos às palhetas e ao rotor. Durante a condição motora é típico para o IED alternar para outro grupo de parâmetros com a potência direta baixa activa e corretamente definida, com o modo de operação da proteção definido como 'Inverso'. Um elemento de potência direta baixa também pode ser usado para detectar uma condição de falha na rede ou falha na malha para aplicações onde um gerador distribuído não pode exportar energia para o sistema.

3.3.2

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO DE POTÊNCIA DIRETA BAIXA

Cada estágio de proteção de sobrecarga de potência pode ser programado para operar como um estágio de sobrecarga de potência inversa selecionando a célula Pot<(n) Direção para Direta.

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271

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

P14D

Quando necessário para interbloqueio de aplicações não urgentes de disparo de proteção, o valor do limiar da função de proteção de potência direta baixa deve ser menor do que 50% do nível de potência que poderia resultar numa condição perigosa de sobrevelocidade com a perda da carga elétrica. Quando necessária para aplicações de perda de carga, o valor do limiar da função de proteção de potência direta baixa é dependente do sistema, no entanto, é tipicamente definido como sendo de 10 - 20% abaixo da carga mínima. O modo de operação deve ser definido como 'Inverso' para esta aplicação. Para fazer interbloqueamento em aplicações não urgentes o atraso associado à função de proteção de potência direta baixa deve ser definido como zero. Entretanto, é desejável algum atraso de modo a não ser dada permissão para um disparo elétrico não urgente no caso de flutuações de potência decorrentes do fecho abrupto da válvula/ regulador de vapor. Um atraso típico é de 2 segundos. Para aplicações de perda de carga o atraso de pick-up é dependente da aplicação, mas normalmente é definido como sendo maior que o tempo entre a partida do motor e o estabelecimento da carga. Quando a potência nominal não pode ser atingida durante o arranque (por exemplo, onde o motor sofre arranque em vazio) e o tempo de operação requerido da proteção é menor que o tempo para estabelecimento da carga, neste caso será necessário inibir a proteção de potência durante este período. Isto pode ser feito no PSL usando a lógica AND e um temporizador pulsado disparado com a partida do motor, para bloquear a proteção de potência durante o tempo necessário. Quando necessário para aplicações de falha de rede ou falta de malha onde os geradores distribuídos não podem exportar energia para o sistema, o valor do limiar da função de proteção de potência inversa deve ser definido num valor sensível, tipicamente < 2% da potência nominal. A função de proteção de sobrecarga de potência direta baixa deve ser atrasada no tempo para evitar que sejam dados falsos disparos ou alarmes durante as perturbações do sistema de potência ou na sincronização que se segue. Tipicamente aplica-se um atraso de 5 s. O atraso nos temporizadores de reset são normalmente definidos como zero. Para evitar alarmes e sinalizadores indesejados, o elemento de proteção pode ser desactivado quando o disjuntor é aberto via lógica de Polo Morto.

272

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P14D

4

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

PROTEÇÃO DE POTÊNCIA SENSÍVEL

Em algumas aplicações é necessário ter precisão muito alta quando se aplica proteção de potência. Para estas aplicações é possível usar TIs de medição e elementos independentes de Potência Sensível. A Proteção de Potência Sensível é um elemento de potência monofásica usando corrente e tensão da fase A. Proporciona dois estágios independentes de proteção de Potência Direta Baixa, Potência Inversa e Sobrecarga de Potência com bloqueio por temporização e polo morto. Nota: A Proteção de Potência Sensível só está disponível para modelos equipados com um transformador de SEF.

4.1

IMPLEMENTAÇÃO DA PROTEÇÃO DE POTÊNCIA SENSÍVEL

A Proteção de Potência Sensível está implementada na coluna PROT POTÊNCIA do grupo de parâmetros relevante, abaixo do subtítulo POTÊNCIA SENSÍT. É um elemento de potência monofásica usando a corrente e a tensão da fase A. Existem dois estágios de proteção de Potência Sensível que podem ser selecionados independentemente como Potência Direta Baixa, Potência Inversa e Sobrecarga de Potência. Nota: Quando a função de potência sensível é usada, o TI de SEF deve ser conectado à corrente da Fase A, tornando a potência medida como ISEF x VA.

4.2

MEDIÇÕES DE POTÊNCIA SENSÍVEL

Três medições relativas à potência sensível são adicionadas à coluna Medidas, cuja visibilidade irá depender da configuração de proteção. ● Potência Ativa Sensível da Fase A em Watts (A Fase Sen Watts) ● Potência Reativa Sensível da Fase A em VArs (A Fase Sen VARs) ● Ângulo de Potência Sensível da Fase A (A Fase Ângulo Pot)

P14D-TM-PT-7

273

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

4.3

P14D

LÓGICA DE POTÊNCIA SENSÍVEL Pot.Sen.1 Arr. A

Aph Sen Watts DT

&

Sens.P>1 Ajuste

1

Disp.A Sensit.P 1

Sens Pot .1 Temp.

Aph Sen Watts

&

Sens .-P>1 Ajuste

Aph Sen Watts

&

Sens.P<1 Ajuste

Fase A Sens .Pot .

Ativo

Sens.Pot .1 Func.

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares . Também não mostra todas as fases . As demais fases seguem princípios similares .

Sobre

Reversa

Frente Baixo

Desativado P1 Inh Pol .Morto

1

Ativo

TPS Bloq .Lento

V00902

Figura 125: Diagrama da Lógica de Potência Sensível

4.4

NOTAS DE APLICAÇÃO

4.4.1

CÁLCULOS DE POTÊNCIA SENSÍVEL

Valores de Entrada A potência sensível é calculada da tensão VA F-N e da corrente I da entrada sensível (conectada à fase A). O cálculo da potência ativa com o ângulo de correção é:

PA = I ASVA cos( ϕ − θC ) Onde: ● VA = tensão da fase A ● IAS = corrente sensível da fase A ● Φ= o ângulo de IAS em relação a VA ● θC = o ângulo de correção do TI Os cálculos dentro do dispositivo estão baseados em componentes em quadratura obtidos da análise de Fourier dos sinais de entrada. Os valores em quadratura para VA e IAS são usados para os cálculos de potência sensível como mostrado:

274

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P14D

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

VA = VAr + jVAi I AS = I ASr + jI ASi VA

VA = Fase A-N volts IAS = corrente sensível da fase A IASC = corrente sensível da fase a compensada F = ângulo de IAS em relação a VA hc = ângulo de correção do TC IASC

F

hc

IAS

V00903

Figura 126: Vetores de entrada da Potência Sensível Correção do TI A correção do TI gira o vetor IAS pelo ângulo de correção. Esta correção é executada antes do cálculo da potência e pode ser obtida com o uso de uma matriz de rotação:

cos θC  sin θ C 

− sin θC  cos θC 

A corrente sensível da fase A corrigida IASC é então:

I   I  cos θC I ASC =  ASCr  = I AS =  ASr    I ASCi   I ASi   sin θC

− sin θC   I ASr cos θC − I ASi sin θC  = cos θC   I ASr sin θC + I ASi cos θC 

portanto:

I ASCr = I ASr cos θC − I ASi sin θC e

I ASCi = I ASr sin θC + I ASi cos θC Estes valores serão armazenados e apenas calculados quando o parâmetro do ângulo de compensação for alterado. Os valores armazenados podem então ser usados para calcular IASC e IASC. Cálculo da Potência Ativa O vetor corrigido da corrente sensível da fase A pode agora ser usado para calcular a potência ativa sensível da Fase A PAS. Usando a equação * PAS = Re VA I ASC

PAS = Re (VAr + jVAi ) ( I ASCr + jI ASCi )

P14D-TM-PT-7

275

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

P14D

= Re (VAr + jVAi ) ( I ASCr − jI ASCi ) = Re (VAr I ASCr + VAi I ASCi ) + j (VAi I ASCrr − VAr I ASCi ) = VAr I ASCr + VAi I ASCi 4.4.2

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO DA POTÊNCIA SENSÍVEL

Para proteção de potência direta baixa e inversa, se forem usados parâmetros maiores que 3% de Pn, os erros de ângulo de fase de transformadores de corrente para medição adequados não irão resultar em qualquer risco de mau funcionamento. Entretanto, se forem usados parâmetros menores que 3%, recomenda-se que a entrada de corrente seja alimentada por um transformador de corrente de medição conectado corretamente. A proteção de potência sensível possui uma precisão mínima de 0,5% de Pn. Usa o TI sensitivo de In para calcular a potência ativa monofásica. Também fornece compensação de fase para remover erros introduzidos pelos transformadores de entrada primária.

276

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P14D

5

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

PROTEÇÃO DE FALHA DE TERRA DIRECIONAL WATTIMÉTRICA

Nota: A proteção de falha de terra wattimétrica (WDE) só está disponível no P14D modelo H.

Alguns sistemas de distribuição funcionam completamente isolados do terra. Tais sistemas são chamados de sistemas desaterrados. A vantagem de um sistema desaterrado é que uma falha entre uma única fase e o terra não provoca o fluxo de uma corrente de falha de terra. Isto significa que todo o sistema permanece operacional e que a alimentação não é interrompida. O sistema deve ser concebido para suportar sobretensões estacionárias e transientes elevados, porém, seu uso normalmente é restrito a sistemas de distribuição de baixa a média tensão. Quando existe uma falha de terra em um sistema trifásico desaterrado, a tensão da fase em falha é reduzida ao potencial de terra. Isto faz com que a tensão das outras duas fases se eleve, provocando uma corrente de carga significativa entre as capacitâncias fase-a-terra. Isto poderá provocar arcos voltaicos no local da falha. Muitos sistemas usam uma bobina de Petersen para compensar isto, eliminando, assim, o problema do arco. Esses sistemas são chamados de redes compensadas. A rede é aterrada com um reator indutivo, onde sua reatância é feita nominalmente igual à capacitância total do sistema ao terra. Sob esta condição, uma falha de terra monofásica não resulta em uma corrente de falha de terra estacionária. O uso de uma bobina de Petersen introduz grandes dificuldades quando se trata de determinar a direção da falha. Isto acontece porque a corrente da linha em falha é a soma da corrente induzida, introduzida pela bobina de Petersen, com a corrente capacitiva da linha, as quais têm fases opostas entre si. Caso sejam iguais em magnitude, a corrente da linha em falha será zero. Se a corrente indutiva for maior do que a corrente capacitiva, a direção da corrente da linha em falha parecerá ter a mesma direção daquela da linha em bom funcionamento. Técnicas de direcionamento padrão, usadas por dispositivos de proteção de alimentação convencionais, não são adequadas neste cenário e, portanto, precisamos de um método diferente para determinar a direção da falha. Dois métodos comumente usados são o método da Primeira Meia Onda e o método de Potência Ativa Residual. Método da Primeira Meia Onda A onda transiente inicial, gerada no ponto de falha viaja em direção ao barramento, ao longo da linha em falha, até atingir a linha em bom estado. Nas falhas diretas, os componentes de corrente e tensão de falha de alta frequência estão em direções opostas, durante a primeira meia onda, enquanto nas falhas inversas, estão em fase. Este fato pode ser usado para determinar a direção da falha. Este método, entretanto, está sujeito às seguintes desvantagens: ● A duração de tempo da característica é muito curta, não sendo maior do que 3 ms, na maioria dos casos. Por causa disto, é necessária uma frequência de amostragem muito alta (3000 Hz ou mais). ● É necessário um filtro analógico passa-altas, o que requer hardware especial. ● O método é afetado pelo ângulo de início da falha. Por exemplo, quando o ângulo de início da falha é de 0°, não existem ondas iniciais. Método de Potência Ativa Residual O método de Potência Ativa Residual, algumas vezes usado para detectar uma amostra de falha, também pode, em alguns casos, ser usado para detectar a direção da falha. Embora as correntes capacitivas possam ser compensadas pela corrente indutiva gerada por uma bobina de Petersen, a corrente ativa (instantânea) nunca poderá ser compensada e isto ainda é o oposto de uma linha em bom funcionamento. Este fato também pode ser usado para detectar a direção da falha. Para uma falha direcional direta, a potência ativa de sequência zero é a perda de potência na bobina de Petersen, que é negativa. Para uma falha inversa, a potência ativa de sequência zero é a perda de potência na linha de transmissão, que é positiva. Este método, entretanto, está sujeito às seguintes desvantagens:

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277

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

P14D

● A potência ativa de sequência zero será muito pequena em magnitude, no caso de uma falha direcional inversa. Seu valor dependerá da perda de potência na linha de transmissão. ● A potência ativa de sequência zero poderá ser demasiado pequena em magnitude para ser detectada em uma falha direcional direta. Seu valor dependerá da perda de potência na bobina de Petersen. ● São necessários TCs de alta resolução. Devido à baixa magnitude dos valores medidos, a confiabilidade fica comprometida. Este produto não usa as técnicas acima para estabelecimento de direção. Este produto usa uma técnica inovadora patenteada que determina a direção de falha de terra em redes compensadas. Este método envolve o uso da Potência Ativa Residual (RAP) juntamente com a Potência Reativa Transiente (TRP).

5.1

IMPLEMENTAÇÃO WDE

O modelo P14D oferece dois estágios de Proteção de Falha de Terra Wattimétrica (WDE). Cada estágio pode ser ativado ou desativado com as configurações WDE>1 Função e WDE>2 Função. O estágio 1 usa sempre a entrada de neutro do TC, mas o estágio 2 pode usar a entrada de neutro do TC ou uma das entradas de fase do TC. Você pode selecionar qual entrada de TC será usada com a configuração WDE>2 Res Corr.

5.2

278

LÓGICA WDE

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

VN

IN

RAP DPA_POS

WDE>1 Ativ Pot

DPA_NEG Invert

VN

TRP

IN

Qtran_POS

WDE>1 Ativ Pot

*K

Qtran_NEG Invert

DPA_NEG_ RegPerm DPA_NEG

Qtran_NEG

Negative Power Detection

Forward Direction Determination

DPN

WDE>1 Part Frent

WDE>1 Temp Espe

Trip Delay

WDE>1 Frt. Temp

WDE>1 Disp.

WDE Inib Atrs. Qtran_POS DPA_POS

Positive Power Detection

IIM DPP Inhibition

WDE>1 Inib Temp

WDE Reset

Reverse Direction Determination

WDE Inibit.

WDE>1 Rev Start

WDE Função

V00904

Figura 127: Diagrama lógico de proteção de falha de terra wattimétrico A potência ativa residual (RAP) é calculada e comparada com o valor configurado de limiar de potência ativa, para gerar o sinal interno DPA_POS (potência ativa residual positiva). Ele é comparado com o inverso do limiar de potência ativa para gerar o sinal interno DPA_NEG (potência ativa residual negativa). Devido ao fato da impedância indutiva da bobina Peterson ser muito grande em altas frequências, os componentes de alta frequência associados aos transientes de falha não podem ser filtrados. Portanto, podemos direcionar a falha de terra selecionando corretamente os componentes de corrente e tensão de alta frequência. Fazemos isso passando os sinais de tensão e corrente residual através de filtros passa-faixa. A potência reativa transiente resultante (TRP) é calculada e comparada com um valor proporcional ao limiar de potência ativa (K*WDE>(n) Ativ Pot), para gerar o sinal interno Qtran_POS (potência reativa transiente positiva). Ele é comparado com o inverso deste valor para produzir o sinal interno Qtran_NEG (potência reativa transiente negativa).

P14D-TM-PT-7

279

Capítulo 12 - Funções de Proteção de Potência

P14D

Os sinais acima são, então, introduzidos na lógica WDE (mostrada acima) para produzir sinais de partida direto e reverso, e um sinal de desarme. As configurações também estão disponíveis para três temporizadores diferentes: WDE>1 Temp Espe, WDE>2 Temp Espe: Configurações do temporizador de retenção, estágio 1 e estágio 2. WDE>1 Frt. Temp, WDE>2 Frt Temp: Configurações do atraso de tempo direto, estágio 1 e estágio 2. WDE>1 Inib Temp, WDE>2 Inib Temp: Configurações do tempo de inibição, estágio 1 e estágio 2.

280

P14D-TM-PT-7

RELIGAÇÃO AUTO. CAPÍTULO 13

Capítulo 13 - Religação auto.

282

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D

1

Capítulo 13 - Religação auto.

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Alguns modelos deste produto fornecem uma função sofisticada de Religação Automática (Relig). O objetivo deste capítulo é descrever a operação desta função incluindo os princípios, diagramas lógicos e aplicações. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão Geral do Capítulo Introdução à Religação Automática trifásica Implementação Entradas da Função Religação Automática Saídas da Função Religação Automática Alarmes da Função de Religação Automática Operação da Religação Automática Diretrizes para Configuração

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Capítulo 13 - Religação auto.

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INTRODUÇÃO À RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA TRIFÁSICA

Sabe-se que aproximadamente 80 - 90% das falhas são de natureza transiente. Isto significa que a maioria dos defeitos são de duração curta e resolvem-se automaticamente. Um exemplo comum de um defeito transiente é a formação de arco num isolador, que pode ser causada por raios, atrito entre condutores ou detritos trazidos pelo vento. Uma defeito transiente, como o arco num isolador, é um defeito resolvido automaticamente e sem danos. O arco fará um ou mais disjuntores atuarem, mas isso também pode ter o efeito de resolver o defeito. Se o defeito se resolve automaticamente, não reaparece quando a linha é reenergizada. Os restantes 10 - 20% dos defeitos são semipermanentes ou permanentes. Um pequeno galho de árvore caindo sobre a linha pode causar um defeito semipermanente. Neste caso o defeito não será removido pelo disparo imediato do circuito, mas poderia ser dissipado até o fim durante um disparo com atraso. Defeitos permanentes poderiam ser condutores partidos, defeitos de transformadores, defeitos em cabos ou em máquinas, que precisam ser localizados e reparados antes que a energia possa ser restabelecida. Na maioria dos incidentes de defeito, a linha em defeito é desligada imediatamente, sendo dado tempo para que o arco do defeito se desionize, a religação dos disjuntores resultará na reenergização bem-sucedida da linha. Os esquemas de religação automática são usados para religar automaticamente um disjuntor num tempo definido após ter sido aberto pela operação de um elemento de proteção. Em redes de distribuição AT/MT, a religação automática é aplicada principalmente a alimentadores radiais, onde normalmente não surgem problemas de estabilidade do sistema. As principais vantagens do uso da Religação Automática são: ● Interrupção mínima do fornecimento para o consumidor ● Redução dos custos de operação - menor quantidade de homens-hora para reparar danos e a possibilidade de operar subestações não tripuladas. ● Com a Religação Automática, a proteção instantânea pode ser usada, o que significa defeitos de menor duração. Isto, por sua vez, significa menos danos por defeitos e menor quantidade de defeitos permanentes A religação automática fornece um benefício importante em circuitos que usam proteção escalonada no tempo, permitindo o uso de proteção instantânea para proporcionar um primeiro disparo em alta velocidade. Com o disparo rápido, a duração do arco resultante de um defeito em linha aérea é reduzida ao mínimo. Isto diminui a probabilidade de danos na linha, o que poderia, não sendo assim, fazer um defeito transiente transformar-se num defeito permanente. Usar a proteção instantânea também evita o rebentamento de fusíveis de alimentadores teed, bem como reduz a manutenção de disjuntores eliminando o aquecimento pré-arco. Quando a proteção instantânea é usada com religação automática, o esquema é normalmente organizado para bloquear a proteção instantânea após o primeiro disparo. Portanto, se o defeito persistir após a religação, a proteção escalonada no tempo fornecerá disparo discriminante resultando no isolamento da seção em defeito. No entanto, para certas aplicações, onde a maioria dos defeitos provavelmente é transiente, é prática comum permitir mais de um disparo instantâneo antes da proteção instantânea ser bloqueada. Alguns esquemas permitem um número de religações e disparos escalonados no tempo após o primeiro disparo instantâneo, que pode resultar na dissipação total e resolução de defeitos semipermanentes. Esse esquema também pode ser usado para permitir que fusíveis operem em alimentadores teed, onde a corrente de defeito é baixa. Ao considerar alimentadores que parcialmente são linhas aéreas e parcialmente cabos subterrâneos, qualquer decisão de instalar religação automática deve estar sujeita a análise dos dados (conhecimento da frequência de defeitos transientes). Isto será porque este tipo de configuração provavelmente tem uma maior proporção de defeitos semipermanentes e permanentes do que alimentadores puramente aéreos. Neste caso, as vantagens da religação automática são pequenas. Pode ainda ser desvantajoso, porque religar um cabo em defeito pode provavelmente exacerbar os danos.

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IMPLEMENTAÇÃO

A função de religação automática é uma opção de software selecionada quando se adquire o dispositivo, por isso esta descrição aplica-se apenas a modelos com esta opção. A religação automática funciona para proteção de sobrecorrente de fase (POC), defeito à terra (EF) e defeito à terra sensitiva(SEF). Ela está implementada na coluna RELIGADOR AUTO. do grupo relevante de parâmetros. Além dos parâmetros contidos nesta coluna, também precisará fazer algumas configurações nas células de bloqueio das colunas de proteção relevantes. A função de Religação Automática pode ser definida para executar um ciclo de disparo único, duplo, triplo ou quádruplo. Seleciona isto na célula Número Ciclos na coluna RELIGADOR AUTO.. Pode iniciar também um ciclo independente de Religação Automática para a proteção SEF, com um número diferente de ciclos, selecionado pela célula Núm. SEF Ciclos. Os tempos mortos de cada ciclo podem ser ajustados separadamente. Um ciclo de Religação Automática pode ser iniciado internamente pela operação de um elemento de proteção, ou externamente por um dispositivo de proteção separado. O tempo morto inicia-se de duas formas, quando o disjuntor tiver disparado ou quando a proteção for reiniciada. Seleciona isto usando a célula Par.Temp.Mort.ON. No final do tempo morto relevante é gerado um sinal Disj.Fechado 3F, desde que seja seguro o disjuntor fechar. Isto é determinado verificando se certas condições do sistema são atendidas conforme especificado na função Verific.Sistema. É seguro fechar o disjuntor desde que: ● apenas um lado do disjuntor esteja vivo (seja linha morta / barramento vivo ou linha viva / barramento morto), ou ● se os lados da linha e do barramento do disjuntor estiverem vivos e as tensões do sistema estiverem sincronizadas. Além disso, a fonte de energia que alimenta o disjuntor (por exemplo, a mola de fecho) deve estar totalmente carregada. Isto é indicado pela entrada DDB Disj.Pronto. Quando o Disjuntor fechar inicia o tempo de recuperação. Se o disjuntor não disparar novamente, a função Religação Automática reinicia no final do tempo de recuperação definido. Se a proteção operar durante o tempo de recuperação o dispositivo ou avança para o próximo ciclo de religação, ou se todas as tentativas de religação tiverem sido efectuadas, entra em bloqueio. Os sinais de Estado Disj também devem estar disponíveis, assim a definição padrão para Estado Ent Disj deve ser modificada de acordo com a aplicação. O PSL padrão requer as entradas lógicas 52A, 52B e Disj Pronto, por isso é necessária uma definição para 52A e 52B para o Estado Ent Disj.

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ENTRADAS DA FUNÇÃO RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA

A função Religação Automática possui várias entradas lógicas que podem ser mapeadas a qualquer uma das entradas digitais ou a um ou mais sinais de saída DDB gerados pelo PSL. As funções dessas entradas estão descritas abaixo.

4.1

DISJ. PRONTO

É necessário estabelecer se existe energia suficiente no disjuntor (acionado por mola, pressão de gás etc.) antes que o Disj possa ser religado. Esta entrada Disj. Pronto é usada para assegurar isso antes de iniciar um comando Disj.Fechado 3F. Se ao concluir o tempo morto a entrada Disj. Pronto estiver em nível baixo, e permanecer assim por um período de tempo dado pelo temporizador Tempo Disj Pronto, ocorrerá o bloqueio e o disjuntor permanecerá aberto. A maioria dos disjuntores só é capaz de realizar um único ciclo de disparo-fecho-disparo, em cujo caso o sinal Disj.Pronto permanecerá baixo após um ciclo de Religação Automática, resultando em bloqueio. Este teste pode ser desactivado não alocando uma entrada ótica para o sinal Disj.Pronto, com o qual o sinal ficará por padrão em um estado Alto.

4.2

BLOQUEIO RELIG.

A entrada Bloqueio Relig. bloqueia a função Religação Automática e força um bloqueio. Pode ser usada quando for necessário operar a proteção sem Religação Automática. Um exemplo típico é um alimentador de transformador, onde a Religação Automática pode ser iniciada pela proteção do alimentador, mas bloqueada pela proteção do transformador.

4.3

RESET BLOQUEIO

A entrada Reset Bloqueio pode ser usada para reiniciar a função Religação Automática após o bloqueio. Também reinicia qualquer alarme de Religação Automática, desde que os sinais que iniciaram o bloqueio tenham sido removidos.

4.4

RELIG.MODO AUTO

A entrada Modo Automatico é usada para selecionar o modo de operação Automático. Neste modo, a função Religação Automática está em uso.

4.5

RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA MODO LINHA VIVA

A entrada Modo Linha Viva é usada para selecionar o modo de operação Linha Viva quando a Religação Automática está fora de serviço e todos os bloqueios de proteções instantâneas pela Religação Automática estão desativados. Este modo de operação tem precedência sobre todos os outros modos por motivos de segurança, pois indica que o pessoal da concessão está a trabalhar próximo de equipamentos vivos.

4.6

MODO TELECONTROL

A entrada Telecontrolé usada para selecionar o modo de operação de Telecontrolo para que os modos de operação Auto e Não Auto possam ser selecionados remotamente.

4.7

CIRC VIVO/MORTO OK (CIRCUITOS VIVO/MORTO OK)

O sinal Circuitos OK é um sinal que indica o estado das condições Linha Viva / Barramento Morto ou Barramento Vivo / Linha Morta do sistema (Alto = OK, Baixo = Não OK). A lógica necessária pode ser criada no PSL a partir dos sinais Linha Viva, Linha Morta, Barramento Vivo e Barramento Morto na lógica de Verificações do Sistema, ou pode vir de uma fonte externa dependendo da aplicação.

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REL. VER. SIST. OK (RELIG VERIFICAÇÕES DO SISTEMA)

O sinal Rel. Ver. Sist. OK pode ser mapeado da saída Ver.Sist.Desact. das verificações do sistema, para activar a religação automática sem nenhuma verificação pelo sistema, desde que o parâmetro Verific.Sistema na coluna CONFIGURAÇÃO esteja desactivado. Este mapeamento não é essencial, porque o parâmetro Não Verif.Sist na coluna RELIGADOR AUTO pode ser activado para obter o mesmo efeito. Este DDB também pode ser mapeado para uma entrada digital para permitir que o IED receba um sinal de um dispositivo de monitorização de um sistema externo, indicando que as condições do sistema são adequadas para fecho do Disjuntor. Isto normalmente não deve ser necessário, uma vez que o IED possui funcionalidades abrangentes incorporadas de verificação do sistema.

4.9

DISPEXT. REL. PROT. (DISPARO EXTERNO DE PROTEÇÃO DA RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA)

O sinal DispExt.Rel.Prot permite o início da Religação Automática por um Disparo de um dispositivo de proteção independente.

4.10

ARR.EXT.REL.PROT (INÍCIO EXTERNO DE PROTEÇÃO DA RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA)

O sinal Arr.Ext.Rel.Prot permite o início da Religação Automática por um Arranque de um dispositivo de proteção independente.

4.11

RELIG. COMPLETO (RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA ATRASADA CONCLUÍDA)

Algumas concessionárias requerem a função Religação Automática Atrasada (Relig. Completo). O sinal Relig.Completo pode, se necessário, ser mapeado no PSL para fornecer um pulso curto quando um comando de Fecho Disj for dado no final do tempo morto. Se Relig.Completo for ativado durante um ciclo de Religação automática, é feito reset na saída Relig.em Curso 1, muito embora o tempo de recuperação possa ainda estar em andamento, e Relig.em Curso permanece ativo até o final do tempo de recuperação. Para a maioria das aplicações, Relig.Completo pode ser ignorado (não mapeado no PSL). Nestes casos a saída Relig.em Curso 1 opera e sofre reset em paralelo com Relig.em Curso.

4.12

DISJ EM SERVIÇO (DISJUNTOR EM SERVIÇO)

Este sinal deve estar alto até o instante da operação da proteção para que um ciclo de Religação Automática seja iniciado. Para a maioria das aplicações, este DDB pode ser mapeado simplesmente da Disj.Fechado 3F. Um mapeamento mais complexo de PSL pode ser programado se necessário, por exemplo onde for necessário confirmar não apenas que o Disj está fechado, mas também que o TV da linha e/ou barramento esteja realmente vivo até o instante da operação da proteção.

4.13

RELIG.REARRANQUE

Em algumas aplicações às vezes é necessário iniciar um ciclo de Religação Automática por meio da conexão de um sinal externo a uma entrada digital. Isto ocorreria quando as condições normais de intertravamento não forem todas satisfeitas, ou seja, quando o Disj estiver aberto e o alimentador associado estiver morto. Se a entrada Relig.RePartida estiver mapeada para uma entrada digital, a ativação daquela entrada iniciará um ciclo de Auto Religação independente do estado da entrada Disj. em Serviço, desde que as outras condições de intertravamento ainda estejam satisfeitas.

4.14

TM OK P/ARRANQUE (TEMPO MORTO OK PARA ARRANQUE)

Este é um intertravamento extra opcional na lógica de iniciação de tempo morto. Além do Disj estar aberto e a proteção em reset, TM OK p/Partida tem que estar definido como alto para permitir que a função de tempo morto esteja pronta após um ciclo de Religação Automática ter iniciado. Assim que a função de tempo morto

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esteja pronta, este sinal não tem efeito - a função de tempo morto permanece pronta mesmo se o sinal for depois para nível baixo. Um mapeamento típico no PSL para esta entrada é do sinal Linha Morta da lógica de Verificações do Sistema. Isso permitiria que o tempo morto estivesse pronto apenas quando o alimentador estivesse morto após o Disj ter disparado. Se este intertravamento extra da preparação do tempo morto não for necessário, TM OK p/Partida pode não ser mapeado, e irá para um estado alto por padrão.

4.15

TEMPO MORTO ACTIVO

Este é outro intertravamento opcional na lógica de tempo morto. Este sinal tem que estar alto para permitir que o tempo morto funcione. Se este sinal ficar baixo o tempo morto interrompe e reinicia, mas fica pronto e irá reiniciar do zero quando este ficar alto novamente. Um mapeamento típico no PSL é da entrada Disj.Pronto ou de sinais selecionados da lógica de Verificações de Sistema. Também pode ser mapeado para uma entrada digital para proporcionar uma função 'suspensão' para o Disj escravo numa aplicação 'mestre/escravo' de 2 Disj. Se este intertravamento opcional não for necessário, Temp.Mort.Activo pode não ser mapeado, e irá para um estado alto como padrão.

4.16

TESTEDISPRELINIC (INICIAR TESTE DE DISPARO)

Se TesteDispRelInic estiver mapeado a uma entrada digital e esta entrada for ativada momentaneamente, o IED gera uma saída de disparo do Disj via Teste Disp.Relig. O PSL padrão então mapeia isto para saída no relé de saída de disparo e inicia um ciclo de Religação Automática.

4.17

OMIT.CICLO1 REL.

Se Omit.Ciclo1 Rel. estiver mapeado a uma entrada digital, e aquela entrada for ativada momentaneamente, a lógica do IED fará o contador de sequência de Religação Automática incrementar 1 unidade. Isto diminuirá o número de ciclos de religação disponíveis e bloqueia o religador.

4.18

INIB.TEMP.RECUP. (INIBIR TEMPO DE RECUPERAÇÃO)

Se Inib.Temp.Recup. estiver mapeado a uma entrada digital, e esta entrada estiver ativa no início do tempo de recuperação, a lógica do IED fará os temporizadores de recuperação ficarem bloqueados.

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SAÍDAS DA FUNÇÃO RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA

A função Religação Automática possui várias saídas lógicas, que podem ser associadas a contatos de relé de saída, bits de monitorização na coluna de TESTES COMISSION ou ao PSL. As funções destas saídas estão descritas abaixo.

5.1

RELIG.EM CURSO

Este sinal está presente durante todo o ciclo de religação desde o início da proteção até o fim do tempo de recuperação ou bloqueio.

5.2

RELIG.EM CURSO 1

Este opera juntamente com o sinal Relig.em Curso no início da Religação Automática. Se Relig.Completo não operar, Relig.em Curso 1 permanece operado até que Relig.em Curso sofra reset ao final do ciclo. Se Relig.Completo for para alto durante o ciclo de Religação Automática, Relig.em Curso 1 sofre reset.

5.3

SINAIS DDB DO ESTADO DO CONTADOR DE SEQUÊNCIA

Durante cada ciclo de Religação Automática um contador de sequência incrementa em 1 unidade após cada disparo e reinicia a zero ao fim do ciclo. ● ● ● ● ●

Contador Seq. = 0 quando o contador está em zero Contador Seq. = 1 quando o contador está em 1 Contador Seq. = 2 quando o contador está em 2 Contador Seq. = 3 quando o contador está em 3 Contador Seq. = 4 quando o contador está em 4

5.4

FECHO C/SUCESSO

A saída Fecho c/Sucesso indica que um ciclo de Religação Automática foi concluído com sucesso. Um sinal de Religação Automática bem sucedido é gerado após a proteção ter disparado o Disj e ter religado com sucesso. A saída de Religação Automática bem sucedida sofre reset no próximo disparo do Disj ou de um dos métodos de travamento de reset.

5.5

RELIG.EM SERVIÇO

A saída Relig.Em Serviço indica se a Religação Automática está em serviço ou não. A Religação Automática está Em Serviço quando o dispositivo está em modo Auto e Fora de Serviço quando está nos modos Não Auto e Linha Viva.

5.6

PROT.PRINC.BLOQ. (BLOQUEIO DA PROTEÇÃO PRINCIPAL)

O sinal Prot.Princ.Bloq. bloqueia estágios DT apenas (estágios instantâneos) dos elementos principais de proteção de corrente. São eles I>3, I>4, I>6, IN1>3, IN1>4, IN2>3, e IN2>4. Bloqueia os estágios instantâneos para cada disparo do ciclo de Religação Automática usando os parâmetros de Sobrecorrente e Defeito à Terra 1 e2, I> Bloqueio, IN1> Bloqueio, IN2> Bloqueio e os parâmetros Disparo 1/2/3/4/5 Principal.

5.7

PROT.SEF BLOQ. (BLOQUEIO DE PROTEÇÃO SEF)

O sinal Prot.SEF Bloq. bloqueia estágios TM apenas (estágios instantâneos) dos elementos de proteção SEF. Que são ISEF>3, e ISEF>4. Bloqueia estágios instantâneos de SEF para cada disparo do ciclo de Religação Automática usando o parâmetro de PROTEÇÃO SEF ISEF> Bloqueio, e os parâmetros Disparo 1/2/3/4/5 SEF.

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Capítulo 13 - Religação auto.

5.8

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VERIF.RELIGAÇÃO

A saída Verif.Religação indica que Verificações de Religações do Sistema estão em progresso.

5.9

TMP.MORT.E/CURSO

A saída Tmp.Mort.e/Curso indica que o tempo morto está em progresso. Esse sinal é definido quando Verif.Religação está definido e a entrada AND Tempo MortoActivo está alta. Isso pode ser útil durante o comissionamento para verificar a operação do ciclo de Religação Automática.

5.10

TMP.MORT.COMPLET (TEMPO MORTO CONCLUÍDO)

Tmp.Mort.Complet (Tempo morto concluído) opera ao final do tempo morto estabelecido, permanecendo operado até que ou o esquema reinicie no final do tempo de recuperação ou até que ocorra outra operação da proteção ou uma iniciação da Religação Automática. Pode ser aplicado puramente como uma indicação, ou incluído no mapeamento do PSL para a entrada lógica Relig.Completo.

5.11

RELIG.VERIF.SIST (VERIFICAÇÃO DE SINCRONIZAÇÃO DA RELIG)

Relig.Verif.Sist indica que as verificações de sincronismo da Religação Automática foram satisfatórias. Isso acontece quando ambos os módulos de verificação de sincronização (CS1 ou CS2) confirmam uma condição de Em Sincronismo.

5.12

REL.VER.SIST.OK (RELIG VERIFICAÇÕES DO SISTEMA OK)

Rel.Ver.Sist.OK indica que as verificações de Sistema da Religação Automática foram satisfatórias. Isto ocorre quando qualquer condição de verificação do sistema selecionada (verificação de sincronismo, barramento vivo/ linha morta etc.) é confirmada.

5.13

FECHO AUTOMATICO

A saída Fecho Automatico indica que a lógica da Religação Automática enviou um sinal Fecho para o Disj. Esta saída aciona um sinal para o temporizador de controlo de pulso de fecho e permanece ativa até que o Disj tenha fechado. Este sinal pode ser útil durante o comissionamento para verificar a operação do ciclo de Religação Automática.

5.14

BLOQUEIO PROT. (BLOQUEIO DA PROTEÇÃO)

Bloqueio Prot. (Bloqueio da Proteção) opera se Relig.Bloqueado for disparado por operação da proteção seja durante o período de inibição seguinte ao fecho manual do Disj ou quando o dispositivo está em modo Não auto ou Linha Viva.

5.15

RESET ALARM.BLOQ (ALARME DE RESET DE BLOQUEIO)

Reset Alarm.Bloq opera quando o dispositivo está no modo Não auto, se o parâmetro Reset Bloqueio está definido como Seleção Não Auto.

5.16

TMP.REC.EM/CURSO

A saída Tmp.Rec.em/Curso indica que um temporizador de recuperação está em progresso e vai cair assim que o temporizador de recuperação sofrer reset.

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Capítulo 13 - Religação auto.

TMP.REC.COMPLETO

Tmp.Rec.Completo opera ao final do tempo de recuperação definido e é um reset rápido. Para manter a indicação de saída um temporizador de permanência tem que ser implementado no PSL.

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ALARMES DA FUNÇÃO DE RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA

Os seguintes sinais DDB irão produzir um alarme. Eles são descritos abaixo.

6.1

REL.SIS.VER.FALH

O alarme Rel.Sis.Ver.Falh indica que as tensões do sistema não são adequadas para religação automática ao final do tempo de verificação do sistema (parâmetro Tempo Verif.Sist), levando a uma condição de bloqueio. Este alarme é memorizado e precisa sofrer reset manual.

6.2

REL.DISJ.FALHA

O alarme Rel.Disj.Falha indica que a entrada Disj Pronto não foi energizada ao final do Tempo Disj Pronto, levando a uma condição de bloqueio. Este alarme é memorizado e precisa sofrer reset manual.

6.3

RELIG.BLOQUEIO

O alarme Relig.Bloqueio indica que o dispositivo está em estado de bloqueio e não serão feitas novas tentativas de religação. Este alarme pode ser configurado para sofrer reset automaticamente (auto-reset) ou manualmente conforme determinado pelo parâmetro Reset Bloq.por na coluna COMANDO DISJ.

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Capítulo 13 - Religação auto.

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OPERAÇÃO DA RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA

7.1

MODOS DE OPERAÇÃO

A função de Religação Automática possui três modos de operação: ● Modo Auto: A Religação Automática está em serviço ● Modo Não auto: A Religação Automática está fora de serviço E as funções de proteção escolhidas estão bloqueadas se o parâmetro Relig. não Selec. = Bloq.Prot.Inst. ● Modo Linha Viva: A Religação Automática está fora de serviço, mas as funções de proteção NÃO estão bloqueadas, mesmo se o parâmetro Relig. não Selec. = Bloq.Prot.Inst.. Nota: O Modo Linha Viva proporciona segurança extra para trabalhos em linha viva no alimentador protegido.

A função Religação Automática deve inicialmente ser activada na coluna CONFIGURAÇÃO. Pode então selecionar o modo de operação de acordo com os requisitos da aplicação. O método básico de seleção é determinado pelo parâmetro Sel.Mod.Relig. na coluna RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA, conforme resumido na tabela seguinte: Parâmetro de Seleção do Modo Relig

Descrição

Modo de Comando

A seleção de modo Auto ou Não auto é determinada pela célula de comando Modo Religador na coluna COMANDO DISJ.

Modo Ajust.Opto

A seleção de modo Auto ou Não auto é determinada por uma entrada digital mapeada para Relig Modo Auto Se a entrada Relig Modo Auto estiver alta, o modo de operação Auto é selecionado. Se a entrada Relig Modo Auto estiver baixa, o modo de operação Não Auto é selecionado.

Modo Ajust.Util.

A seleção dos modos Auto ou Não auto é controlada pela entrada Telecontrol Modo. Se a entrada Modo Telecontrol estiver alta, o parâmetro Modo Religador na coluna COMANDO DISJ é usado para selecionar o modo de operação Auto ou Não Auto. Se a entrada Modo Telecontrol estiver baixa, ele comporta-se de acordo com o parâmetro 'Modo Ajust.Opto'.

Modo Ajust.Pulso

A seleção do modo Auto ou Não auto é determinada pelo flanco descendente de Telecontrol. Se a entrada Telecontrol estiver alta, o modo de operação é alternado entre Auto e Não Auto pelo flanco descendente quando for para nível baixo. Os pulsos de Modo Auto são produzidos pelo sistema SCADA. Se a entrada Telecontrol estiver baixa, comporta-se de acordo com o parâmetro Modo Ajust.Opto.

O Modo Linha Viva é controlado pelo Modo Relig Linha Viva. Se este estiver alto, o esquema é forçado para o Modo Linha Viva independente dos outros sinais.

7.1.1

IMPLEMENTAÇÃO COM CHAVE SELETORA DE QUATRO POSIÇÕES

É muito comum que algumas concessionárias usem uma chave seletora de quatro posições para controlar o modo de operação. Esta aplicação pode ser implementada usando os sinais DDB Modo Linha Viva, Relig.Modo Auto e Modo Telecontrol. Isto é demonstrado no diagrama seguinte.

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Capítulo 13 - Religação auto.

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CONFIGURAÇÕES DE MODO

INTERRUPTOR SELETOR DE 4 POSIÇÕES

MODO DE COMANDO AUTO MODO DE AJUSTE OPTO MODE DE AJUSTE USUÁRIO MODO DE AJUSTE DE PULSO

NÃO AUTOMÁTICO

MODOS DE OPERAÇÃO

ENTRADA LÓGICA TELECONTROL

Não Automático

AUTO

ENTRADA LÓGICA AUTO

AUTO

ENTRADA LÓGICA LINHA VIVA

LINHA VIVA

LINHA VIVA

TELECONTROL

IED

E00500

Figura 128: Implementação com Chave Seletora de Quatro Posições A tabela requerida de verdade da lógica para esta configuração é a seguinte: Posição da chave

Relig.Modo Auto

Religação Automática Modo Linha Viva

Modo Telecontrol

Não Automático

0

0

0

Telecontrol

0 ou pulso SCADA

1

0

Auto

1

0

0

Linha Viva

0

0

1

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Capítulo 13 - Religação auto.

7.1.2

LÓGICA DE SELEÇÃO DO MODO DE OPERAÇÃO

Religador Auto.

Autoreclose disabled

Desativado

Ativar

Live Line Mode (int)

&

Modo Linha Viva

Sel. Mod. Relig.

Modo Ajust .Opto

Modo Ajust .Util.

Modo Ajust .Pulso Modo de Comando

&

&

&

&

Auto Não Operação

Não Automático

&

&

1

& 1

Modo Religador

Non Auto Mode

&

S Q

& 1

&

& Auto Mode (int)

R

&

&

&

Enable Output pulse on rising edge of ‘Tele’

& Modo Automatico

Enable Output pulse on falling edge of ‘Auto’

&

&

Modo Telecontrol

V00501

Figura 129: Lógica de seleção do modo de Religação Automática A lógica de seleção de modo inclui um atraso de 100 ms nas entradas lógicas Modo Auto, Telecontrol e Linha Viva, para garantir uma mudança previsível dos modos de operação. Isto é de particular importância para o caso quando a chave de quatro posições não tem contatos do tipo que fecham antes de abrir. A lógica também garante que quando a chave é movida da posição Auto para Não Auto para Telecontrol, o esquema permanece no modo previamente selecionado (Auto ou Não Auto) até que um modo diferente seja selecionado por controlo remoto. Para aplicações em que não seja necessário o modo de operação de linha viva e a seleção remota dos modos Auto e Não Auto, uma chave simples de duas posições pode ser configurada para ativar a entrada Modo Auto. Nesse caso, as entradas Linha Viva e Telecontrol não serão usadas.

7.2

INICIAÇÃO DA RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA

A Religação Automática normalmente é iniciada a partir da função interna de proteção do IED. Diferentes estágios de proteção de sobrecorrente de fase e defeito à terra podem ser programados para iniciar ou bloquear a função principal da Religação Automática. Os estágios de proteção de defeito à terra de alta sensibilidade também podem ser programados para iniciar ou bloquear tanto a função de Religação Automática Principal como a função de Religação Automática SEF.

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Capítulo 13 - Religação auto.

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Os parâmetros associados são encontrados na coluna RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA abaixo do subtítulo RELIG INICIAR. Por exemplo: Se I>1 Religador for definido como Inic.Relig.Princ., a operação do estágio da proteção I>1 irá iniciar a Religação Automática. Se ISEF>1 Religador for definido como Sem Acção, a operação do estágio de proteção ISEF>1 levará a um disparo do Disj, mas sem religação. Nota: Deve ser feita uma seleção para cada estágio de proteção que estiver activo.

Um dispositivo de proteção independente também pode iniciar a Religação Automática. A Religação Automática pode ser iniciada a partir de um Disparo de proteção, ou quando é necessária a coordenação de sequência a partir de um Arranque da proteção. Se for necessário o disparo externo da Religação Automática os seguintes sinais do DDB devem ser mapeados para entradas digitais: ● DispExt.Rel.Prot ● Arr.Ext.Rel.Prot (se aplicável) Além disso, o parâmetro Protecção Extern deve ser definido como Inic.Relig. Princ.. Embora um arranque da proteção e um disparo da proteção possa iniciar um ciclo de Relig. Auto., várias verificações devem ser realizadas antes que seja dado o sinal de inicialização. Algumas das verificações estão listadas abaixo: Modo Auto tenha sido selecionado Modo Linha viva esteja desactivado O número de ciclos da proteção principal e de SEF não tenha sido alcançado A coordenação de sequência esteja activa (para o arranque da proteção iniciar a Relig. Auto., isto não é necessário se um disparo da proteção efectuar a iniciação). ● O sinal DDB Disj.Oper.Bloq. não esteja definido ● O sinal DDB Disj em Serviço esteja alto

● ● ● ●

Nota: O disparo relevante da proteção deve estar mapeado no DDB Ent.Comando Disp.

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Capítulo 13 - Religação auto.

7.2.1

LÓGICA DO SINAL DE ARRANQUE PartExt.Rel.Prot

&

Protecção Extern

Inic.Relig. Prin.

I>1 Partida

&

I>1 RELIGADOR

Inic.Relig. Prin.

IN1>1 Partida

&

IN1>1 RELIGADOR

1

Main Protection Start

Inic.Relig. Prin.

IN2>1 Partida

&

IN2>1 RELIGADOR

Inic.Relig. Prin.

ISEF>1 Partida

&

ISEF>1 RELIGADOR

Inic.Relig. Prin.

Inic.Relig.SEF

SEF Protection Start

V00502

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

Figura 130: Lógica do Sinal de Arranque

LÓGICA DO SINAL DE DISPARO

7.2.2

TesteDispRelInic Teste Religador

1

Teste Disp.Relig

Teste 3 Polos DispExt.Rel.Prot Protecção Extern

&

Inic.Relig. Prin.

Ent.Comando Disp I>1 Disparo I>1 RELIGADOR

&

Inic.Relig. Prin.

IN1>1 Disparo IN1>1 RELIGADOR

&

Inic.Relig. Prin.

1

&

Main Protection Trip

&

SEF Protection Trip

IN2>1 Disparo IN2 >1 RELIGADOR

&

Inic.Relig. Prin.

ISEF>1 Disparo ISEF>1 RELIGADOR

&

Inic.Relig. Prin.

Inic.Relig.SEF

V00503

Nota: Este diagrama não mostra todos os estágios . Os outros estágios seguem princípios similares .

Figura 131: Lógica do sinal de disparo

P14D-TM-PT-7

297

Capítulo 13 - Religação auto.

7.2.3

P14D

LÓGICA DE SINAL DE BLOQUEIO

Alarm.Falha Disj Bloqueio Relig . Relay 3 Output I>3 Disparo

IREF> Disparo

&

I>3 RELIGADOR

I 2>1 Disparo

Bloqueio Relig .

Disp. Cond.Rompid

Disparo Térmico

I>4 Disparo

V<1 Disparo

I>4 RELIGADOR

V<2 Disparo

Bloqueio Relig .

V>1 Disparo

&

I>6 Disparo

V>2 Disparo

&

I>6 RELIGADOR

VN>1 Disparo

Bloqueio Relig .

VN>2 Disparo

Trip V2>2

IN1>3 Disparo

Nív.1 f+t Disp.

1

Dsp.f+Df/ Dt Nív1 Nív. 1 df/dt +tDis

Bloqueio Relig .

Dsp.f +df/ dt Nív1

IN1>4 Disparo

VMed <1 Disp.

IN1>4 RELIGADOR

VMed <2 Disp.

Bloqueio Relig .

VMed >1 Disp.

&

IN1>3 RELIGADOR

&

1

&

1

Block autoreclose

IN2>3 Disparo

VMed >2 Disp.

&

IN2>3 RELIGADOR

V0Med >1 Disp.

Bloqueio Relig .

V0Med >2 Disp.

V1Med>1 Disp.

IN2>4 Disparo

V1Med>2 Disp.

IN2>4 RELIGADOR

V2Med>1 Disp.

Bloqueio Relig .

V2Med>2 Disp.

&

ISEF>3 Disparo

&

ISEF>3 RELIGADOR

Bloqueio Relig .

ISEF>4 Disparo

&

ISEF>4 RELIGADOR

Bloqueio Relig .

V00522

Figura 132: Lógica de sinal de bloqueio

LÓGICA DE CICLOS EXCEDIDOS

7.2.4

Main Protection Start

&

S

SC Count >= Main Shots

Q

Main High Shots

Q

SEF High Shots

R

SEF Protection Start

&

S

SC Count >= SEF Shots R

V00504

Figura 133: Lógica de Ciclos Excedidos

298

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 13 - Religação auto.

7.2.5

LÓGICA DE INICIO RELIG.

Auto Mode (int)

&

Alarme Bloqueio

Main Protection Trip

Main Protection Start

1 &

Main High Shots

SEF Protection Trip

SEF Protection Start

1 &

SEF High Shots

Sequência Cord .

Ativo Desativado

Autoreclose Start

&

1

S Q

Relig.em Curso 1

R

Disj.em Serviço

Autoreclose Initiate

S Q

Autoreclose Inhibit

Relig.em Curso

R

Relig.RePartida

Increment on falling edge

Relig.Completo

1 SC Counter

Tmp.Rec.Completo

1

Autoreclose Disabled

Live Line Mode

Contador Seq .= 1

Contador Seq .= 2

Alarme Bloqueio

Non Auto Mode

Contador Seq .= 0

Reset

Contador Seq .= 3

Contador Seq .= 4

SC Count > 4

Numero Ciclos

SC Count >= Main Shots

Num.SEF Ciclos

SC Count >= SEF Shots

V00505

Figura 134: Lógica de Inicio Relig.

7.3

BLOQUEANDO A PROTEÇÃO INSTANTÂNEA PARA DISPAROS SELECIONADOS

A proteção instantânea pode ser bloqueada ou não para cada disparo em um ciclo de Religação Automática. Isto é selecionado usando os parâmetros Disparo Principal (n) e Disp SEF (n), onde n é o número do disparo no ciclo de religação automática. Estes permitem que os elementos instantâneos de proteção de fase, defeito à terra e SEF sejam bloqueados seletivamente para uma sequência de disparo de Disj. Por exemplo, se Disp.Princip 1 estiver definido como Sem Bloqueio e Disp.Princip 2 estiver definido como Bloq. Prot.Inst., os elementos instantâneos da proteção de fase e defeito à terra estarão disponíveis para o primeiro disparo, mas bloqueados em seguida para o segundo disparo durante o ciclo de Religação Automática. A lógica é mostrada abaixo.

P14D-TM-PT-7

299

Capítulo 13 - Religação auto.

P14D

Contador Seq.= 0 Disp.Princip.1

&

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

Contador Seq.= 1 Disp.Princip.2

&

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

Contador Seq.= 2 Disp.Princip.3

&

1

Block Main Prot Trips

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

Contador Seq.= 3 Disp.Princip.4

&

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

AR SeqCounter 4

1

SC Count > 4

&

Disp.Princip.5

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

Contador Seq.= 0 Disparo SEF 1

&

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

Contador Seq.= 1 Disparo SEF 2

&

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

Contador Seq.= 2 Disparo SEF 3

&

1

Block SEF Prot Trips

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

Contador Seq .= 3 Disparo SEF 4

&

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

Contador Seq .= 4

1

SC Count > 4 Disp.Princip.5

&

Bloq. Prot.Inst. Sem Bloqueio

V00506

Figura 135: Bloqueando a Proteção Instantânea para Disparos Selecionados

300

P14D-TM-PT-7

P14D

7.4

Capítulo 13 - Religação auto.

BLOQUEANDO A PROTEÇÃO INSTANTÂNEA PARA BLOQUEIOS

A proteção instantânea também pode ser bloqueada para certas condições de bloqueio: É bloqueada quando o contador de bloqueios de manutenção de Disj ou o bloqueio de frequência de falha excessiva tiverem atingido o penúltimo valor. Por exemplo, se o parâmetro Não. Ops.Bloq.Disj na coluna CONF.SUP.DISJ. estiver definido como 100 e Não CB Ops Manut= '99', a proteção instantânea pode ser bloqueada para garantir que o último disparo do Disj antes do bloqueio será devido a operação discriminativa da proteção. Isto é controlado usando o parâmetro Bloq.Manut.EFF (bloqueio de manutenção por Frequência Excessiva de defeito). Se for definido como 'Bloq.Prot.Inst.' a proteção instantânea será bloqueada para o último Disparo do Disj antes de ocorrer o bloqueio. A proteção instantânea também pode ser bloqueada quando o IED estiver bloqueado, usando o parâmetro Relig.Bloqueio. Também pode ser bloqueada após um fecho manual usando o parâmetro Fecho Manual. Quando o IED está no modo Não Auto pode ser bloqueado usando o parâmetro Relig.não.Selec.. A lógica para estes recursos é mostrada abaixo.

P14D-TM-PT-7

301

Capítulo 13 - Religação auto.

P14D

Autoreclose disabled

Alarme Bloqueio

Pré-Bloqueio

Bloq.Manut . EFF

&

Bloq .Prot.Inst. Sem Bloqueio

Block Main Prot Trips

&

&

&

Main Protection Start

S

1

Q

1

&

Prot. Princ.Bloq.

Q

1

&

Prot.SEF Bloq.

R

Live Line Mode (int)

Block SEF Prot Trips

&

&

&

SEF Protection Start

S

1

R

Live Line Mode (int)

Alarme Bloqueio Relig.Bloqueio

&

1

Bloq .Prot.Inst. Sem Bloqueio

Non Auto Mode Relig.não Selec .

Bloq .Prot.Inst.

&

Sem Bloqueio

Relig. em Curso

Disj.Fechado 3F Auto Mode (int)

&

1

& 20ms

Autoreclose inhibit

Fecho Manual

Bloq .Prot.Inst. Sem Bloqueio

V00507

Figura 136: Bloqueando a Proteção Instantânea para Bloqueios

7.5

CONTROLO DE TEMPO MORTO

Quando o parâmetro CS Relig.Imediat está activo é permitida a religação imediata do disjuntor desde que ambos os lados deste estejam vivos e em sincronismo a qualquer momento após o tempo morto ser iniciado. Isto possibilita a restauração rápida da carga, pois não é necessário aguardar a conclusão do tempo morto. Se CS Relig.Imediat estiver desactivo, ou nem a Linha nem o Barramento estiverem vivos, o temporizador do tempo morto continuará a correr se o sinal Tempo Morto Activo estiver alto. A função Tempo Morto Activo poderia ser mapeada para uma entrada digital para indicar que o disjuntor está a funcionar correctamente.

302

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 13 - Religação auto.

Mapear a função Tempo Morto Activo no PSL aumenta a flexibilidade ao permitir que ela seja despoletada por outras condições tais como Linha Viva/Barramento Morto. Se Tempo Morto Activo não estiver mapeado no PSL, ele fica em nível alto por padrão, assim o tempo morto pode ser contado. A lógica de controlo de tempo morto é mostrada abaixo. Relig.com C/S

Ativar Desativado

Esquema 2 (somente modelos de tensão )

&

1 Relig.Verif.Sist

&

1 Temp.Mort .Activo

Contador Seq.= 1

&

Contador Seq .= 2

&

Contador Seq.= 3

&

Contador Seq .= 4

&

1

Tmp.Mort.Complet

&

Disj.Aberto 3F

Tmp.Mort.e/Curso

1

TM OK p /Partida

&

S Q

Verif.Religação

R

Autoreclose Start

1

&

1

Autoreclose Initiate

Relig.em Curso

Sequência Cord .

Ativar Desativado

Par.Temp .Mort. ON

Reset Proteção

&

&

Disj.Disparo

V00508

Figura 137: Lógica de Controlo de Tempo Morto

7.5.1

CONTROLO DE FECHO DO DISJ DA RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA

Assim que o tempo morto for concluído ou uma verificação de sincronismo for confirmada, o sinal Fecho Automatico é enviado, desde que tanto Disj Pronto comoVerific. Sistema sejam atendidos. O sinal Fecho Automatico activa um comando de Fecho Disj através da função Comando Disj. A Lógica de Controlo de Fecho do Disj da Relig. Automática é mostrada abaixo.

P14D-TM-PT-7

303

Capítulo 13 - Religação auto.

P14D

Reset Tot .Relig.

Sim

Total Shot Counter (Increment on +ve edge )

Não

Disj.Fecho Falha

Disj.Aberto 3F

&

Fecho Automatico

&

Hold Reclaim Output

&

S Q R

&

S

Tmp. Mort.Complet

Autoreclose Start

Q R

&

Alarme Bloqueio

&

S Q R

Disj.Fechado 3F

Disj.Pronto

&

Rel.Disj. Falha

&

Rel.Disj. Falha

&

Rel. Ver.Sist. OK

V00509

Figura 138: Lógica de Controlo de Fecho do Disj da Religação Automática

7.6

VERIFICAÇÕES DO SISTEMA DA RELIG. AUTOM.

A permissão para iniciar uma Religação Automática depende dos seguintes parâmetros de verificação do sistema da Relig. Auto.. São encontrados na coluna RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA abaixo do subtítulo RELIG. VERIFIC. SISTEMA, não devendo ser confundidos com os parâmetros principais de verificação do sistema na coluna VERIF. SISTEMA. As RELIG VERIFIC. SISTEMA são as seguintes: ● Circ Vivo/Morto: quando activo este parâmetro enviará um sinal Rel.Ver.Sist.OK quando o sinal Circuitos OK estiver alto. Esta entrada lógica do DDB normalmente seria mapeada no PSL com combinações adequadas dos sinais de Linha Viva, Linha Morta, Barramento Vivo e Barramento Morto. ● Ver.Sist.Desact. : quando activo este parâmetro desactiva completamente as verificações do sistema permitindo, assim, a iniciação da Religação Automática sob qualquer condição do sistema. ● Ver.Sist.Ciclo 1: pode ser usada para desactivar verificações do sistema no primeiro ciclo da Relig. ● Relig.com C/S: apenas permite a Religação Automática quando o sistema satisfaz os parâmetros de Verific. Sincr. Nível 1 (CS1) no menu principal de VERIFIC. SISTEMA. ● Relig.com S/S: apenas permite a Religação Automática quando o sistema satisfaz os parâmetros de Verific. Sincr. Nível 2 (CS2) no menu principal de VERIFIC. SISTEMA. A lógica de Verificação do Sistema da Relig. é a seguinte:

304

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 13 - Religação auto.

Rel.Ver.Sist.OK

1

Rel.Ver.Sist.OK

Ver.Sist.Ciclo1

Ativo

&

Contador Seq .= 1 Não Verif.Sist.

Ativo

1

Rel.Ver.Sist.OK

Vivo/ Morto C/S

Ativo

&

Circuitos OK

Relig.com C /S

Ativo

&

Verif.Sincro1 OK

1

Relig.Verif. Sist

Relig. com S/S

Ativo

&

Verif.Sincro1 OK Verif.Religação

V00510

Figura 139: Lógica da Verificação do Sistema da Relig. Autom.

7.7

INICIALIZAÇÃO DO TEMPORIZADOR DE RECUPERAÇÃO

O parâmetro tRecup Estend permite controlar se o temporizador está suspenso ou não pelos contatos de arranque da proteção. Quando é usado um parâmetro de Não Operação o temporizador de recuperação opera a partir do instante em que o Disj é fechado e continua até esgotar o tempo. O Tempo Recuper. deve, portanto, ser definido em excesso do tempo de operação da proteção atrasada, para garantir que a proteção possa operar antes que a função Religação Automática sofra reset. Para certas aplicações é vantajoso definir tRecup Estend como Partida Proteção. Este recurso permite que a operação do temporizador de recuperação seja suspensa após a religação do Disj por um sinal do arranque da proteção principal ou por sinais do arranque da proteção SEF. Este recurso garante que o tempo de recuperação não se esgote e dê reset na Religação Automática antes que a proteção atrasada tenha operado. Uma vez que o temporizador de recuperação vai ser suspenso, é necessário usar um parâmetro do temporizador maior que o tempo de operação da proteção, portanto, pode ser usado um tempo de recuperação menor. Parâmetros de tempo de recuperação menores podem ajudar a evitar o bloqueio desnecessário para uma sucessão de defeitos transientes num curto período, por exemplo durante uma tempestade de raios.

P14D-TM-PT-7

305

Capítulo 13 - Religação auto.

P14D

Reset Bloqueio

Sim

1

IHM Clear Reset Bloqueio

Alarme Bloqueio

Descartar Bloqueio

&

Disj.Fechado 3 F

Reset Bloq. por

Disj.Fechado Interface Usua.

Reset Alarm.Bloq

Disj.Aberto 3F

Fecho Automatico

Disj.Fechado 3F

Relig.em Curso

&

S Q

1

Não Operação

Main Protection Start

SEF Protection Start

S

Fecho c/Sucesso

Q R

&

Tmp .Rec.em/Curso

tRecup Estend

Partida Proteção

&

R

&

& 1

&

Tmp.Rec.Completo

1

Tmp. Mort.Complet

1

&

Autoreclose Start

Sequência Cord .

Ativo Hold Reclaim Output Contador Seq.= 1

&

nc Reset

Contador Seq .= 2

&

nc Reset

Contador Seq.= 3

&

nc Reset

Contador Seq.= 4

&

nc Reset

Disj.Aberto 3F

&

Relig.Bloqueio

nc Reset

Successful 1st shot Counter

Successful 2nd shot Counter

Successful 3rd shot Counter

Successful 4th shot Counter

Persistant Faults Counter

Reset Tot .Relig.

Sim

V00511

Figura 140: Lógica do Tempo de Recuperação

7.8

INIBIÇÃO DA RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA

Para garantir que a religação automática não seja iniciada para um fecho manual do Disj devido a um defeito preexistente (fecho sob defeito), o parâmetro Relig.Fecho Man. pode ser definido como Inibido. Com este parâmetro, a inicialização da Religação Automática é inibida por um período igual ao parâmetro Temp.Relig.Inib. em seguida a um fecho manual do Disj. A lógica para a Inibição da Relig. é a seguinte:

306

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 13 - Religação auto.

Pulse to start inhibit timer

Disj.Fechado 3F

Relig.em Curso

&

1

&

Autoreclose inhibit

Relig.Fecho Man .

Inibido

Ativo

&

Main Protection Start

SEF Protection Start

1

Auto Mode (int)

V00512

Figura 141: Inibição da Inicialização da Relig. Se uma operação da proteção ocorrer durante o período de inibição a Religação Automática não é iniciada. Uma outra opção é fornecida pelo parâmetro Fecho Man.Falha. Se estiver definido como Bloqueio, a Religação Automática é bloqueada (Relig.Bloqueio) para um defeito durante o período de inibição seguinte a um fecho manual do Disj. Se Fecho Man.Falha estiver definido como Não Bloqueado, o Disj dispara sem religação, mas a Religação Automática não está bloqueada. Pode ter que bloquear proteções rápidas não selecionadas discriminativas para poder obter disparos totalmente discriminativos durante o período de inibição da iniciação da Relig. seguinte a um fecho manual do Disj. Isto pode ser feito definindo Fecho Manual como Bloq.Prot.Inst.. Um parâmetro Sem Bloqueio irá activar todos os elementos de proteção imediatamente ao fecho do Disj. Se o parâmetro Relig.Fecho Man. estiver definido como Activo, a Religação Automática pode ser iniciada imediatamente no fecho do Disj, e os parâmetros Temp.Relig.Inib., Fecho Man.Falha e Fecho Manual são irrelevantes.

7.9

BLOQUEIO DA RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA

Se a proteção operar durante o tempo de recuperação de seguida à tentativa final de religação, o IED é bloqueado e a função de Religação Automática é desactiva até que a condição de bloqueio seja reiniciada. Isto gera o alarme, Relig.Bloqueio. A entrada Bloqueio Relig bloqueia a Religação Automática e provoca um bloqueio se estiver em progresso. O bloqueio da Religação Automática também pode ser causado pelo fecho do Disj devido ao disjuntor estar em mau estado (molas do Disj não acionadas ou baixa pressão de gás) ou se não houver sincronismo entre as tensões do sistema. Estas duas condições são indicadas pelos alarmes Disj.Falha e Rel.Disj.Falha. Isto está mostrado no diagrama lógico de Relig. Bloqueio como segue:

P14D-TM-PT-7

307

Capítulo 13 - Religação auto.

Tmp.Rec.Completo

P14D

&

Disj.Aberto 3F

Tmp. Mort.Complet

&

Autoreclose Start

Relig.em Curso

S

&

Q

Block Autoreclose R

Rel. Disj.Falha

1 Disj.Estad .Alarm

Disj.Fecho Falha S

IHM Clear

Q

1

Reset Bloqueio

Relig. Bloqueio

R

Sim

Descartar Bloqueio

Reset Bloqueio

Alarme Bloqueio

&

Disj.Fechado 3F

Reset Bloq. por Interface Usua. Disj.Fechado

Reset Alarm.Bloq

Main Protection Trip

Autoreclose Initiate

&

Main High Shots

SEF Protection Trip

Autoreclose Initiate

&

1

SEF High Shots Man n/Verif.Sinc Bloqueio Prot .

V00513

Figura 142: Lógica Global de Bloqueio Relig. Bloqueio também pode ser devido a uma operação da proteção quando o IED estiver nos modos de Linha Viva ou Não Auto quando o parâmetro Disp.Relig.Inact estiver definido como Bloqueio. O bloqueio da Religação Automática também pode ser causado por uma operação da proteção após fecho manual durante o Temp.Relig.Inib. quando o parâmetro Fecho Man.Falha está definido como Bloqueio. Isto é mostrado a seguir:

308

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 13 - Religação auto.

Disp.Ext.3 Fases

Main Protection Trip

1

&

SEF Protection Trip

1

Bloqueio Prot .

Autoreclose inhibit

Fecho Man.Falha

Bloqueio Não Bloqueio

Live Line Mode Non Auto mode

1

&

Alarme Bloqueio

Disp.Relig.Inat

Bloqueio Não Bloqueio

V00514

Figura 143: Bloqueio para disparo de proteção quando Relig. não está disponível Nota: O bloqueio também pode ser causado pelas funções de monitorização da condição do Disj na coluna CONF.SUP.DISJ.

A entrada Reset Bloqueio pode ser usada para reiniciar a função de Religação Automática após o bloqueio e reiniciar qualquer alarme de Religação Automática, desde que os sinais que tenham iniciado o bloqueio tenham sido removidos. O bloqueio também pode ser reiniciado pela tecla clear ou pelo comando Reset Bloqueio na coluna COMANDO DISJ. Existem dois parâmetros Reset Bloq.por diferentes. Um na coluna COMANDO DISJ. e um na coluna RELIGÃDOR AUTO.. O parâmetro Reset Bloq.por na coluna COMANDO DISJ. é usado para activar ou desactivar o reset do bloqueio automaticamente a partir de um fecho manual após o tempo de fecho manual Temp.Res.Fec.Man. O parâmetro Reset Bloq.por na coluna RELIGÃDOR AUTO. é usado para activar/desactivar o reset do bloqueio quando o IED estiver no modo de operação Não Auto. Os métodos de reset de bloqueio estão resumidos na tabela seguinte: Método de Reset de Bloqueio

Disponível quando?

Interface de utilizador via tecla Clear. Nota: isto irá fazer reset também em todos os outras sinalizadores de proteção

Sempre

Interface de utilizador através do comando Reset Bloqueio de COMANDO DISJ

Sempre

Reset bloqueio de entradas digitais

Sempre

Após um fecho manual bem sucedido se o parâmetro Reset Bloqueio do COMANDO DISJ estiver definido como Fecho Disj

Apenas quando definido

Ao selecionar o modo Não Auto, desde que o parâmetro Reset Bloqueio da RELIGÃDOR Apenas quando definido AUTO. tenha sido definido como Seleção Não Auto

7.10

COORDENAÇÃO DE SEQUÊNCIA

O parâmetro Sequência Cord no menu RELIGÃDOR AUTO. permite a coordenação de sequência com outros dispositivos de proteção, tais como religadores em postes situados adiante. Os sinais de arranque da proteção principal ou de arranque da proteção de SEF indicam quando a corrente de defeito está presente, avançam de um a contagem de sequência e iniciam o tempo morto, quer o Disj esteja

P14D-TM-PT-7

309

Capítulo 13 - Religação auto.

P14D

aberto ou fechado. Quando o tempo morto estiver concluído e as entradas de arranque da proteção estiverem baixas, o temporizador de recuperação é iniciado. Deve-se programar ambos os IED de Religação Automática situados a montante e jusante com o mesmo número de ciclos para bloqueamento e o mesmo número de disparos instantâneos antes que a proteção instantânea seja bloqueada. Isto irá assegurar que para um defeito persistente a jusante, ambos os IED de Religação Automática estarão na mesma contagem de sequência e irão bloquear as proteções instantâneas ao mesmo tempo. Quando a coordenação de sequência está desactivada, o disjuntor tem que ser disparado para iniciar o tempo morto e a contagem de sequência é avançada de uma unidade. Quando se usa a coordenação de sequências para algumas aplicações tais como religadores montados em poste a jusante, pode ser desejável reactivar a proteção instantânea quando o religador estiver bloqueado. Quando o religador a montante estiver bloqueado não existe necessidade de discriminação. Isto permite disparos instantâneos, depois IDMT, e depois disparos instantâneos novamente durante um ciclo de Religação Automática. A proteção instantânea pode ser bloqueada ou não para cada disparo num ciclo de Religação Automática usando os parâmetros Disp.Princip.(n) e Disparo SEF (n), onde n é o número de disparos no ciclo de religação automática.

7.11

VERIFICAÇÕES DO SISTEMA PARA PRIMEIRA RELIGAÇÃO

O parâmetro Ver.Sist.Ciclo 1 no submenu de VERIFIC. SISTEMA da coluna RELIGÃDOR AUTO. é usado para activar ou desactivar verificações do sistema para a primeira tentativa de religação num ciclo de Religação Automática. Isto pode ser preferível quando se aplica Religação Automática de alta velocidade, para evitar o tempo extra para uma verificação de sincronismo. As tentativas posteriores de religação num ciclo múltiplo, no entanto, ainda requerem uma verificação de sincronismo.

310

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 13 - Religação auto.

8

DIRETRIZES PARA CONFIGURAÇÃO

8.1

NUMERO CICLOS

Não existem regras claras para definir o número de ciclos para uma aplicação em particular. Geralmente os sistemas de média tensão usam esquemas de Religação Automática com apenas dois ou três ciclos. Entretanto, em certos países, para aplicações específicas, um esquema de quatro ciclos não é incomum. Um esquema de quatro ciclos tem a vantagem de o tempo morto final poder ser definido suficientemente longo para permitir que qualquer tempestade de raios passe antes de religar pela última vez. Esta configuração evita bloqueio desnecessário para defeitos transientes consecutivos. Tipicamente, o primeiro disparo, e às vezes o segundo, serão causados por proteção instantânea. Como a maioria dos defeitos é transiente, os disparos subsequentes serão atrasados, todos com tempos mortos crescentes para limpar os defeitos semipermanentes. Uma consideração importante é a capacidade do disjuntor realizar várias operações de abrir-fechar em sucessão rápida e o efeito destas operações no período de manutenção do circuito. Em circuitos de transmissão em EAT com altos níveis de falha, normalmente aplica-se apenas uma religação, por causa dos danos que poderiam ser causados por religações múltiplas.

8.2

CONFIGURAÇÃO DO TEMPORIZADOR DE TEMPO MORTO

A escolha do tempo morto depende do sistema. Os principais fatores que podem influenciar a escolha do tempo morto são: ● ● ● ● ● ●

Requisitos de estabilidade e sincronismo Conveniência operacional Carga O tipo de disjuntor Tempo de desionização do defeito O tempo de reset da proteção

8.2.1

REQUISITOS DE ESTABILIDADE E SINCRONISMO

Pode ser que o nível de transferência de potência num alimentador específico seja tal que os sistemas em ambas os extremos do alimentador possam sair rapidamente de sincronismo se o alimentador for aberto. Se for este o caso, normalmente é necessário religar o alimentador tão rápido quanto possível para evitar perda de sincronismo. Isto é chamado de religação automática de alta velocidade (HSAR). Nesta situação, o parâmetro do tempo morto deve ser ajustado para o tempo mínimo necessário. Este parâmetro de tempo deve atender as limitações de tempo morto mínimo impostas pelo disjuntor e a proteção associada, que deve ser suficiente para permitir a desionização completa do trajeto do defeito e restauração do nível total da tensão de ruptura. Os valores típicos de tempo morto para HSAR estão entre 0,3 e 0,5 segundos. Num sistema de transmissão altamente interconectado, onde caminhos alternativos de transferência de potência normalmente mantêm todo o sistema em sincronismo mesmo quando um alimentador específico se abre, ou num sistema de fornecimento radial onde não existem implicações de estabilidade, prefere-se normalmente deixar um alimentador aberto por alguns segundos após o desaparecimento do defeito. Isso permite que o sistema estabilize e reduz o choque no sistema com a religação. Isto é chamado de religação automática atrasada ou lenta (DAR). O parâmetro do tempo morto para DAR é escolhido normalmente pela conveniência operacional.

8.2.2

CONVENIÊNCIA OPERACIONAL

Quando o HSAR não é necessário, o tempo morto escolhido para a primeira religação seguinte a um disparo por defeito não é crítico. Poderia ser longo o suficiente para permitir a queda de qualquer transiente resultante, mas

P14D-TM-PT-7

311

Capítulo 13 - Religação auto.

P14D

não tão longo para causar inconvenientes importantes aos consumidores afetados pela perda do alimentador. O parâmetro escolhido frequentemente depende da experiência com a manutenção do alimentador específico. Os valores típicos de tempo morto na primeira tentativa em sistemas de distribuição de 11 kV são de 5 a 10 segundos. Em situações em que dois circuitos paralelos de uma subestação são levados pelas mesmas torres, normalmente é estipulado que os tempos mortos dos dois circuitos sejam escalonados, p. ex., um a 5 segundos e o outro a 10 segundos, de forma que os dois disjuntores não religuem simultaneamente após um defeito que afete os dois circuitos. Para ciclos múltiplos de Religação Automática, os tempos mortos do segundo ciclo e dos seguintes são normalmente mais longos que o do primeiro ciclo, para permitir que defeitos semipermanentes queimem até o fim e para que o disjuntor recarregue. Os valores típicos de tempo morto para o segundo e terceiro ciclo são 30 segundos e 60 segundos respectivamente.

8.2.3

REQUISITOS PARA A CARGA

Alguns tipos de carga elétrica podem ter requisitos específicos para tempo morto máximo e/ou mínimo, para evitar danos e minimizar a interrupção. Por exemplo, motores síncronos apenas são capazes de tolerar interrupções de fornecimento de duração extremamente curta sem perder sincronismo. Na prática é desejável desconectar o motor da rede no caso de um defeito; o tempo morto normalmente seria suficiente para permitir um desligamento controlado. Por outro lado, os motores de indução podem suportar interrupções de fornecimento de até 0,5 segundos tipicamente e reacelerar com sucesso.

8.2.4

DISJUNTOR

Para HSAR o tempo morto mínimo do sistema de potência irá depender do atraso mínimo imposto pelo disjuntor durante uma operação de disparo e religação. Após o disparo, deve ser dado tempo para o mecanismo reiniciar antes de aplicar um pulso de fecho, de outra forma o disjuntor pode falhar em fechar corretamente. O tempo de reset irá variar dependendo do disjuntor, mas é tipicamente 0,1 segundos. Assem que o mecanismo tenha reiniciado, um sinal de Fecho Disj. pode ser aplicado. O intervalo de tempo entre energizar o mecanismo de fecho e fechar os contatos é chamado de tempo de fecho. Um mecanismo de fecho por solenoide pode levar até 0,3 segundos. Um disjuntor operado por mola, por outro lado, pode fechar em menos de 0,1 segundos. Quando o HSAR é necessário, para a maioria das aplicações de média tensão, o tempo de reset do mecanismo do disjuntor por si mesmo define o tempo morto mínimo. Que será o tempo de reset do mecanismo mais o tempo de fecho do disjuntor. Um mecanismo de solenoide não é adequado para Religação Automática de alta velocidade, pois o tempo de fecho é geralmente muito longo. Para a maioria dos disjuntores, após uma religação é necessário recarregar a fonte de energia do mecanismo de fecho antes que possa ocorrer outra religação. Portanto o tempo morto para o segundo ciclo e os seguintes numa sequência de múltiplos ciclos deve ser definido maior que o tempo de recarga da mola ou da pressão do gás.

8.2.5

TEMPO DE DESIONIZAÇÃO DO DEFEITO

Para o HSAR, o tempo de desionização do defeito pode ser o fator mais importante quando se considera o tempo morto. Esse é o tempo requerido para que o ar ionizado se disperse em volta da posição do defeito de forma que o nível de isolamento do ar seja restabelecido. Não se pode prever isto com precisão, mas pode-se obter uma aproximação com a seguinte fórmula: Tempo de desionização = (10,5 + ((tensão do sistema em kV)/34,5))/frequência Exemplos: Em 66 kV 50 Hz, o tempo de desionização é de aproximadamente 0,25 s Em 132 kV 60 Hz, o tempo de desionização é de aproximadamente 0,29 s

312

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8.2.6

Capítulo 13 - Religação auto.

TEMPO DE RESET DA PROTEÇÃO

É essencial que qualquer proteção escalonada no tempo seja totalmente reiniciada durante o tempo morto, de forma que seja mantida uma discriminação correta do tempo após religar por um defeito. Para o HSAR é necessário o reset instantâneo da proteção. Entretanto no nível da distribuição, onde as proteções são feitas predominantemente com dispositivos de sobrecorrente e defeito à terra, o tempo de reset da proteção pode não ser instantâneo. No caso do disjuntor religar por um defeito e a proteção não ter sofrido reset totalmente, pode ser perdida a discriminação com a proteção adiante. Para evitar esta condição o tempo morto deve ser definido como maior que o tempo de reset mais lento seja do dispositivo local ou de qualquer proteção adiante. Os parâmetros típicos de tempo morto para 11/33 kV no Reino Unido são os seguintes: primeiro tempo morto = 5 - 10 segundos segundo tempo morto = 30 segundos terceiro tempo morto = 60 - 180 segundos quarto tempo morto = 1 - 30 minutos Nota: Um quarto tempo morto é incomum no Reino Unido, entretanto isso pode ser comum em outros países como a África do Sul.

8.3

CONFIGURAÇÃO DO TEMPORIZADOR DE RECUPERAÇÃO

Vários fatores influenciam a escolha do temporizador de recuperação: ● Continuidade do fornecimento: tempos de recuperação grandes resultam em bloqueio desnecessário por defeitos transientes. ● Incidência de defeitos/Experiência passada: pequenos tempos de recuperação podem ser necessários onde haja uma grande incidência de queda de raios, para evitar o bloqueio desnecessário por defeitos transientes. ● Tempo de acionamento da mola: para o HSAR o tempo de recuperação pode ser definido maior que o tempo de acionamento da mola para garantir que haja energia suficiente no disjuntor para realizar um ciclo de abrir-fechar-abrir. Para Religação Automática atrasada não há necessidade pois o tempo morto pode ser estendido por um tempo extra de janela de verificação de estado do Disj se houver energia suficiente no Disj. Se não houver energia suficiente após o tempo da janela de verificação o IED bloqueia. ● Manutenção em equipamento de manobra: operação excessiva resultante de tempos de recuperação curtos podem significar períodos de manutenção mais curtos. Um tempo mínimo de recuperação de mais de 5 segundos pode ser necessário para dar tempo ao disjuntor para recuperar após uma abertura e fecho antes que possa realizar outro ciclo de abrir-fechar-abrir. Este tempo irá depender da classificação de trabalho do disjuntor. O tempo de recuperação deve ser longo o suficiente para permitir que qualquer Religação Automática iniciada por proteção atrasada opere. Deixar de fazer isto resultaria em reset prematuro do esquema de Religação Automática e reabilitação da proteção instantânea. Se essa condição surgisse, um defeito permanente pareceria efetivamente com vários defeitos transientes, resultando numa religação contínua, a menos que sejam tomadas medidas adicionais tais como bloqueio de proteção por frequência excessiva de defeitos. A proteção de defeito de terra de alta sensibilidade é aplicada para detectar defeitos de terra de alta resistência e normalmente possui um logo atraso de 10 - 15 segundos típicos. Esse tempo mais longo deve ser levado em consideração se a religação automática for por proteção SEF. Os defeitos de terra de alta resistência raramente são transientes e podem ser um perigo para o público. É uma prática comum, portanto, bloquear a Religação Automática pela operação da proteção de defeito à terra de alta sensibilidade com bloqueio do disjuntor. Um tempo de recuperação típico para 11/33 kV no Reino Unido é de 5 - 10 segundos. Isto evita bloqueio desnecessário durante tempestades de raios. No entanto, tempos de recuperação de até 60 - 180 segundos podem ser usados noutros locais do mundo.

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313

Capítulo 13 - Religação auto.

314

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MONITORIZAÇÃO E CONTROLO CAPÍTULO 14

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

316

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1

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Além de fornecer uma gama de funções de proteção, o produto inclui uma funcionalidade abrangente de monitorização e controlo. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão Geral do Capítulo Registos Registo de perturbação Medições Monitorização da Condição do Disjuntor Monitorização do Estado do Disjuntor Controle do disjuntor Função Polo Morto Verif.Sistema

317 318 322 323 327 329 331 336 337

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317

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

2

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REGISTOS

O IED regista três tipos de registos diferentes. Que são os registos de Eventos, Defeitos e Manutenção, os quais são armazenados na memória não volátil do IED. É importante fazer registos porque permite que se estabeleça a sequência de eventos que ocorreu, por exemplo, de seguida a uma condição particular do sistema de potência. Este dispositivo é capaz de armazenar até: ● 2048 registos de evento ● 10 registos de defeito ● 10 registos de manutenção Quando o espaço disponível se esgota, o registo mais antigo é sobrescrito automaticamente pelo mais novo. O relógio interno do IED fornece uma etiqueta de horário para cada evento, com uma resolução de 1 ms. A coluna de VER REGISTOS contém detalhes destes registos de Eventos, Defeitos e Manutenção, os quais podem ser exibidos no painel frontal do IED, embora seja muito mais fácil visualizá-los usando o software aplicativo de configuração. O dispositivo é capaz de armazenar até 2048 registros de eventos. Além do registro de eventos, não existem registros adicionais que contenham duplicatas dos últimos 10 registros de manutenção e dos 10 últimos registros de falha. A finalidade disto é prover um acesso conveniente aos eventos de manutenção e falha mais recentes.

2.1

TIPOS DE EVENTO

Existem vários tipos diferentes de evento: ● ● ● ● ● ● ● ●

2.1.1

Eventos de entradas digitais (mudança de estado da entrada digital) Eventos de contatos (mudança de estado do contato do relé de saída) Eventos de alarme Eventos de proteção (arranques e disparos) Notificações de registos de falhas Notificações de relatório de manutenção Eventos de Segurança Eventos de Plataforma

EVENTOS DE ENTRADAS DIGITAIS

Se uma ou mais entradas digitais tiver mudado de estado desde a última execução do algoritmo de proteção, o novo estado lógico é registado como um evento. Detalhes do evento são exibidos na coluna VER REGISTOS. Um carimbo de Hora e Data está sempre associado com o evento em questão e é sempre mostrado primeiro. A descrição do tipo de evento na célula Record Text para este tipo de evento é sempre Entradas Lógicas # onde # é o número de grupo das entradas digitais. É '1' para o primeiro grupo de 32 entradas digitais e'2' para o segundo grupo de 32 entradas digitais (se aplicável). O valor do evento mostrado na célula Record Value para este tipo de evento é uma string binária do tipo de dado G8 ilustrando seus estados lógicos, no qual o BmS (da direita) corresponde à primeira entrada digital. A mesma informação também está na célula Estados Ent.Digi na coluna DADOS SISTEMA.

2.1.2

EVENTOS DE CONTATO

Se um ou mais relés de saída tiver mudado de estado desde a última vez que o algoritmo de proteção foi executado, o novo estado lógico é registado como um evento. Detalhes do evento são exibidos na coluna VER REGISTOS.

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Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

Um carimbo de Hora e Data está sempre associado com o evento em questão e é mostrado primeiro. A descrição do tipo de evento na célula Record Text para este tipo de evento é sempre Contacto Saída # onde # é o número de grupo dos contatos de saída do relé. Este é '1' para o primeiro grupo de 32 contatos de saída e'2' para o segundo grupo de 32 contatos de saída (se aplicável). O valor do evento mostrado na célula Record Value para este tipo de evento é uma string binária do tipo de dado G9 ilustrando os seus estados lógicos, no qual o BmS (da direita) corresponde ao primeiro contato de saída. A mesma informação também está na célula Estad.Relés.Said na coluna DADOS SISTEMA.

2.1.3

EVENTOS DE ALARME

O IED regista qualquer condição de alarme que gera como evento individual. Detalhes do evento são exibidos na coluna VER REGISTOS. Um carimbo de Hora e Data está sempre associado com o evento em questão e é sempre mostrado primeiro. A descrição do tipo de evento na célula Record Text para este tipo de evento é dependente do tipo de alarme dos quais existem muitos. Estes estão definidos nos tipos de dados G96-1, G96-2 e G228 como mostrado abaixo: A mesma informação também está nas células Estado Alarme 1, Estado Alarme 2 and Estado Alarme 3 na coluna DADOS SISTEMA. Nota: Estado Alarme 1 está duplicado nas células 22 e 50.

O valor do evento não está mostrado na célula Record Value para este tipo de evento. É destinado ao uso pelo software de extração.

2.1.4

EVENTOS DE REGISTO DE DEFEITO

Um registo de evento é criado cada vez que um registo de defeito é gerado. Este registo de evento é diferente do Registo de Defeito em si. O registo de evento simplesmente informa que um registo de defeito foi gerado, mas não contém nenhum detalhe do defeito. Detalhes do evento são exibidos na coluna VER REGISTOS. Um carimbo de Hora e Data está sempre associado com o evento em questão e é sempre mostrado primeiro. A descrição do tipo de evento na célula Record Text para este tipo de evento é apenas Registo de Defeito.

2.1.5

EVENTOS DE SEGURANÇA

Um registo de evento é gerado cada vez que uma configuração é executada, requerendo um nível de acesso. Um carimbo de Hora e Data está sempre associado com o evento em questão e isto é sempre mostrado primeiro. A descrição do tipo de evento mostrada na célula Record Text exibe o tipo de alteração. Estas são as seguintes: Valor do Evento

Texto do Evento

Descrição

0

ENTRADA UTILIZ.

Um utilizador fez login

1

SAÍDA UTILIZADOR

Um utilizador fez logoff

2

P/WORD EM BRANCO

Foi definida uma senha em branco

3

Password N/NERC

A senha não é compatível com NERC

4

P/WORD ALTERADA

A senha foi alterada

5

P/WORD BLOQUEADA

Uma senha foi bloqueada

6

P/WORD N/BLOQUE.

A senha foi desbloqueada

7

P/W ENT.EM BRANC

Foi introduzida uma senha enquanto estava bloqueada

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319

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

Valor do Evento

P14D

Texto do Evento

Descrição

8

P/W Introd.Inval

Foi introduzida uma senha inválida

9

P/W Temp.Expirad

O tempo limite da senha expirou

10

RECUP.P/W INTROD

A senha de recuperação foi introduzida

11

IED COD.SEG.LIDO

O código de segurança do IED foi lido

12

IED COD.SEG.EXP.

O código de segurança do IED expirou

13

PORTA DESACTIVA

Uma porta foi desactivada

14

PORTA ACTIVA

Uma porta foi activada

15

Def.Disp.N/NERC

O display inicial não é compatível com NERC

16

PSL PARAM.DESCAR

Os parâmetros do PSL foram transferidos para o IED

17

DNP PARAM.DESCAR

Os parâmetros de DNP foram transferidos para o IED

18

DADOS TRA.DESCAR

Os Dados de Rastreio foram transferidos para o IED

19

IED CONFIG DESCAR

Um arquivo de configuração foi transferidos para o IED

20

CURVA UTL.DESCAR

Uma curva de utilizador foi transferida para o IED

21

Param.Grp.Descar

Um grupo de parâmetros foi transferido para o IED

22

DR Param.Descar.

Uma configuração do Gravador de Osciloperturbografia foi transferida para o IED

23

PSL PARAM.CARREG

Os parâmetros do PSL foram carregados do IED

24

DNP PARAM.CARREG

Os parâmetros de DNP foram carregados do IED

25

DADOS TRA.CARREG

Os Dados de Rastreio foram carregados do IED

26

IED CONFIGCARREG

Um arquivo de configuração foi carregado do IED

27

CURVA UTL.CARREG

Uma curva de utilizador foi carregada do IED

28

PSL CONF.CARREG.

Uma configuração de PSL foi carregada do IED

29

PARAM.CARREGADOS

Parâmetros foram carregados do IED

30

Eventos Extraid.

Os eventos foram extraídos

31

Desel. Grp.Activo Por "Interface"

O grupo ativo deixou de ser selecionado por um interface

32

Desel. Grp Select By "Interface"

O grupo ativo foi selecionado por uma interface

33

Desel. Grp.Activo Por Opto

O grupo ativo deixou de ser selecionado por uma entrada digital

34

Desel. Grp Select By Opto

O grupo ativo foi selecionado por uma entrada digital

35

C & S Alterados

Um parâmetro de controlo e suporte foi alterado

36

DR Alterados

Um parâmetro do Gravador de Osciloperturbografia foi alterado

37

PARAM.ALTERADOS

Parâmetros foram alterados

38

Defeit.Param.Utl

A configuração padrão foi restaurada

39

Defeit.Curva Utl

A curva padrão foi restaurada

40

LIGAR ALIMENT.

A energia foi ligada

41

Aplic.Descarg.

Um aplicativo foi transferido para o IED

42

IRIG-B Set None

A interface IRIG-B foi definida como "Nenhuma"

43

IRIG-B Set Port1

A interface IRIG-B foi definida como "RP1"

44

IRIG-B Definido Port2

A interface IRIG-B foi definida como "RP2"

2.1.6

EVENTOS DE MANUTENÇÃO

As falhas internas detectadas pelos circuitos de automonitorização são registados como registos de manutenção. Um registo de evento é criado cada vez que isto acontece. Detalhes do evento são exibidos na coluna VER REGISTOS. Um carimbo de Hora e Data está sempre associado com o evento em questão e isto é sempre mostrado primeiro.

320

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Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

A descrição do tipo de evento na célula Record Text para este tipo de evento é apenas Registo Manuten. A célula Record Value também fornece um código binário único, o qual deve ser anotado.

2.1.7

EVENTOS DE PROTECÇÃO

O IED regista arranques e disparos da proteção como eventos individuais. Detalhes do evento são exibidos na coluna VER REGISTOS. Um carimbo de Hora e Data está sempre associado com o evento em questão e é sempre mostrado primeiro. A descrição do tipo de evento na célula Record Text para este tipo de evento é dependente do evento de proteção que ocorreu. Cada vez que ocorre um evento de proteção, um sinal DDB muda de estado. É o nome deste sinal DDB seguido por ON ou OFF que aparece na célula Record Text. O valor do evento não está mostrado na célula Record Value para este tipo de evento. Ele é destinado ao uso pelo software de extração. Entretanto, as strings binárias podem ser vistas na coluna TESTES COMISSION no grupo de células DDB relevante.

2.1.8

EVENTOS DE PLATAFORMA

Existe um grupo de eventos que veio classificado como Eventos Gerais. Um carimbo de Hora e Data está sempre associado com o evento em questão e isto é sempre mostrado primeiro. A descrição do tipo de evento mostrado na célula Record Text exibe o tipo de alteração. São as seguintes: Valor do Evento

Texto do Evento

Descrição

0

Alarmes Apagados

O registo de alarmes foi apagado

1

Eventos Apagados

O registo de eventos foi apagado

2

Defeitos Apagados

O registo de defeitos foi apagado

3

Manuten.Apagados

O registo de manutenção foi apagado

4

IRIG-B Activo

IRIG-B está activo

5

IRIG-B Inactivo

IRIG-B está desactivo

6

Tempo Sincroniz.

O horário foi sincronizado

7

Reset Indicações

As indicações dos LEDs sofreram reset

14

NIC Falha Lig.

A Placa de Interface de Rede falhou

15

Reg.Osc.Apagados

Os registos de oscilografia foram apagados

16

IO Upgrade OK

A E/S foi atualizada com sucesso

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321

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

3

P14D

REGISTO DE PERTURBAÇÃO

O gravador de osciloperturbografia pode registar formas de onda dos canais analógicos calibrados, mais os valores dos sinais digitais. O gravador de osciloperturbografia recebe dados uma vez por ciclo e coleta os dados recebidos num registo de oscilografia. Os registos de oscilografia podem ser extraídos usando um software aplicativo ou o sistema SCADA, os quais também podem armazenar os dados no formato COMTRADE, permitindo o uso de outros pacotes para visualizar os dados gravados. O gravador de osciloperturbografia possui uma área de memória reservada especificamente para armazenar registos de oscilografia. O número de registos que podem ser armazenados é dependente da duração da gravação. O tempo de gravação total máximo é de 94,5 segundos, no qual a duração mínima é de 0,1 s e a máxima é de 10,5 s. Quando a memória disponível se esgota, os registos mais antigos são sobrescritos pelos mais novos. O gravador de osciloperturbografia armazena as amostras a uma taxa de 24 amostras por ciclo. Cada registo de oscilografia consiste de 8 canais de dados analógicos e 32 canais de dados digitais. As relações relevantes de TI e TT para os canais analógicos também são extraídas para permitir escalar os valores para o primário. Os tempos de gravação de defeito são definidos por uma combinação das células Duração e Posição Partida. A célula Duração define o tempo total de gravação e a célula Posição Partida define o ponto de acionamento como uma porcentagem da duração. Por exemplo, os parâmetros padrão mostram que o tempo total de gravação está definido como 1,5 s e o ponto de acionamento como 33,3% desta, dando tempos de gravação de 0,5 s pré-defeito e 1 s pós-defeito. Com o Modo Partida definido como Simples, se ocorrer outro acionamento enquanto estiver a efectuar uma gravação, o gravador irá ignorar o acionamento. Entretanto, com o Modo Partida for definido como Ampliado, o temporizador pós-acionamento voltará para zero, ampliando assim o tempo de gravação. Pode-se selecionar qualquer uma das entradas analógicas do IED como canal analógico a ser gravado. Pode-se também mapear qualquer uma das entradas digitais para os canais digitais. Além disso, pode-se também mapear um número de sinais DDB internos tais como Arranques e LEDs para canais digitais. Pode escolher qualquer um dos canais digitais para acionar o gravador de osciloperturbografia numa tansição de baixo para alto ou de alto para baixo, através da célula Ent.Dig. Arr. Os parâmetros padrão são tais que qualquer contato de saída de disparo dedicado irá acionar o gravador. Não é possível ver os registos de oscilografia localmente através do LCD do painel frontal. É preciso extraí-los usando um software adequado como o MiCOM S1 Agile.

322

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P14D

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

4

MEDIÇÕES

4.1

GRANDEZAS MEDIDAS

O dispositivo mede diretamente e calcula várias grandezas do sistema, que são atualizadas a cada segundo. Pode-se ver estes valores na coluna MEDIDAS ou com o Visualizador de Medidas do MiCOM S1 Agile. Dependendo do modelo, o dispositivo pode medir e exibir algumas das seguintes grandezas: ● ● ● ● ● ●

Correntes medidas e sequência calculada e correntes RMS Tensões medidas e sequência calculada e tensões RMS Valores de potência e energia valores de demanda de pico, fixa e móvel Medidas de frequência Outras medidas

CORRENTES MEDIDAS E CALCULADAS

4.1.1

O dispositivo mede valores de corrente entre fases e entre fase e neutro. Os valores são produzidos amostrando os valores das entradas analógicas, convertendo-os em valores digitais e usando algoritmos especiais para apresentar os valores de amplitude e fase. Os valores de sequência são produzidos processando os valores medidos. Estes também são exibidos como valores de amplitude e ângulo de fase. Os valores de tensão e corrente RMS de fase são calculados usando a soma das amostras elevada ao quadrado durante um ciclo de dados amostrados. Estas medidas estão contidas na coluna MEDIDAS 1.

TENSÕES MEDIDAS E CALCULADAS

4.1.2

O dispositivo mede valores de tensão entre fases e entre fase e neutro. Os valores são produzidos amostrando os valores das entradas analógicas, convertendo-os em valores digitais e usando algoritmos especiais para apresentar os valores de amplitude e fase. Os valores de sequência são produzidos processando os valores medidos. Estes também são exibidos como valores de amplitude e ângulo de fase. Os valores de tensão e corrente RMS de fase são calculados usando a soma das amostras elevada ao quadrado durante um ciclo de dados amostrados. Estas medidas estão contidas na coluna MEDIDAS 1.

VALORES DE POTÊNCIA E ENERGIA

4.1.3

Usando as tensões e correntes medidas o dispositivo calcula os valores de potência aparente, real e reativa. Estas são produzidas para cada fase com os valores trifásicos baseados na soma dos valores individuais das três fases. Os sinais das medidas de potência real e reativa podem ser controlados usando o parâmetro de modo de medição. As quatro opções estão definidas na seguinte tabela: Modo Medida

Parâmetro

Sinal

0 (Por Defeito)

Potência Exportada Potência Importada VArs Atrasada VArs Adiantada

+ – + –

1

Potência Exportada Potência Importada VArs Atrasada VArs Adiantada

– + + –

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323

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

Modo Medida

P14D

Parâmetro

Sinal

2

Potência Exportada Potência Importada VArs Atrasada VArs Adiantada

+ – – +

3

Potência Exportada Potência Importada VArs Atrasada VArs Adiantada

– + – +

O dispositivo também calcula os fatores de potência de cada fase e trifásico. Estes valores de potência também são usados para incrementar as medidas de energia total, real e reativa. Medidas separadas de energia são mantidas para a energia total exportada e importada. As medidas de energia são acumuladas até os valores máximos de 1000 GWhr ou 1000 GVARhr a partir do qual reiniciam a zero, também é possível reiniciar estes valores usando o menu ou interfaces remotas com a célula de Reset Demanda. Estas medidas estão contidas na coluna MEDIDAS 2.

4.1.4

VALORES DE DEMANDA

O dispositivo produz valores de demanda fixa, móvel e de pico. É possível reiniciar estes valores usando a célula Reset demanda. O valor da demanda fixa é a média de um valor num intervalo especificado. Os valores são produzidos para cada corrente de fase e para a potência trifásica real e reativa. Os valores de demanda fixa exibidos são aqueles do intervalo anterior. Os valores são atualizados ao final do período da demanda fixa. Os valores da demanda móvel são semelhantes aos da demanda fixa, a diferença consistindo no uso de uma janela móvel. A janela da demanda móvel consiste de vários subintervalos menores. A resolução da janela móvel é o comprimento do subintervalo, os valores exibidos são atualizados no final de cada subintervalo. Os valores da demanda de pico são produzidos para cada corrente de fase e para a potência real e reativa. Estes exibem o valor máximo da grandeza medida desde o último reset dos valores de demanda. Estas medidas estão contidas na coluna MEDIDAS 2. Nota: Do P14D, versão 55 em diante, foi incluído um sinal DDB de entrada opto-acoplada Reset Demanda.

4.1.5

MEDIDAS DE FREQUÊNCIA

O dispositivo produz uma gama de estatísticas e medidas de frequência relativas à função de Proteção de Frequência. Estas incluem medidas de Verificação de sincronização e de Frequência de deslizamento encontradas na coluna MEDIDAS 1, medidas de Taxa de Variação de Frequência encontradas na coluna MEDIDAS 3 e estatísticas de Proteção de Frequência encontradas na coluna ESTATISTIC. FREQ. O dispositivo produz as medidas de frequência de deslizamento medindo a taxa de alteração do ângulo de fase entre as tensões do barramento e da linha, durante o período de um ciclo. A medida de frequência de deslizamento assume que o fasor de referência é o da tensão do barramento.

4.1.6

OUTRAS MEDIDAS

Dependendo do modelo, o dispositivo produz uma gama de outras medidas como as de 2ª harmônica, térmicas, potência SEF, impedância e medidas adicionais de frequência. Estas medidas estão contidas na coluna MEDIDAS 3.

324

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P14D

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

4.2

CONFIGURAÇÃO DE MEDIÇÃO

Você pode definir a forma como as medições são configuradas e exibidas por meio da coluna CONFIG.MEDIDAS e as medições serão exibidas nas respectivas tabelas MEDIDAS.

4.3

LOCALIZADOR DE DEFEITO

Alguns modelos fornecem a função de localização do defeito. É possível identificar a localização do defeito medindo a amplitude e as fases da tensão e corrente de defeito e apresentando estas informações a uma Função de Localização de Defeito. O localizador de defeito é acionado sempre que um registo de defeito é gerado e os dados subsequentes de localização do defeito são incluídos como parte do registo do defeito. Esta informação é também mostrada na célula Localiz.Falha na coluna VER REGISTOS. Esta célula define a localização do defeito em metros, milhas, ohms ou percentagem, dependendo da unidade escolhida na célula Localiz.Falha na coluna CONFIG.MEDIDAS. O Localizador de Defeitos usa 12 ciclos dos sinais de entrada analógica para calcular a localização do defeito. O resultado está incluído no registo da defeito. As tensões pré-falha e pós-falha também são apresentadas no registo de defeito. Os parâmetros associados ao Localizador de Defeito podem ser encontrados na coluna LOCALIZ. DEFEITO.

EXEMPLO DE PARÂMETROS DO LOCALIZADOR DE DEFEITO

4.3.1

Assumindo os seguintes dados para a linha protegida: Parâmetro

Valor

Relação do TI

1200/5

Relação do TT

230000/115

Compriment.Linha

10 km

Impedância de linha de sequência positiva ZL1 (por km|)

0,089+j0,476 Ohms/km

Impedância de linha de sequência zero ZL0

0,34+j1,03 ohms/km

Impedância mútua de sequência zero ZM0

0,1068+j0,5712 Ohms/km

Os parâmetros de amplitude e ângulo da impedância de linha são calculados como segue: ● Relação de impedância do primário para o secundário = relação de TI/relação de TT = 0,12 ● Impedância de linha de sequência positiva ZL1 (total) = 0,12 x 10(0,484Ð79,4°) = 0,58 Ð79,4° ● Portanto o comprimento definido da linha = 0,58 ● Ângulo da linha = 79° A amplitude e ângulo de compensação da impedância residual são calculados usando a seguinte fórmula:

KZn =

ZL0 − ZL1 ( 0.34 + j1.03) − ( 0.089 + j 0.476 ) 0.6∠65.2° = = = 0.41∠ − 14.2° 3ZL1 3 ( 0.484∠79.4° ) 1.45∠79.4°

Portanto os parâmetros são: ● KZN Residual = 0,41 ● Ângulo de KZN Resid. = -14

4.4

CARIMBO DE TEMPO AMPLIADO

Cada entrada digital tem o horário carimbado com uma tolerância de +/- 1 ms em relação ao Relógio de Tempo Real. Estes carimbos de tempo são usados para os registos de eventos de entradas digital e para a gravação de oscilografia. O dispositivo precisa ser sincronizado com precisão a uma origem de relógio externa tal como o sinal IRIG-B ou com um sinal de relógio mestre fornecido no protocolo de dados relevante.

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325

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

P14D

Para ambas as entradas digitais filtradas ou não, o carimbo de tempo de um evento de mudança de entrada digital é o horário de amostragem no qual a mudança de estado ocorreu. Se uma mistura de entradas digitais filtradas e não filtradas mudar de estado no mesmo intervalo de amostragem, estas mudanças de estado serão informadas como um único evento. O carimbo de tempo ampliado de entradas digitais é consistente em todos os protocolos implementados. As mensagens GOOSE são publicadas de forma oportuna e não são atrasadas por nenhum mecanismo de filtragem de eventos.

326

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5

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

MONITORIZAÇÃO DA CONDIÇÃO DO DISJUNTOR

O dispositivo regista várias estatísticas relacionadas a cada operação de disparo de disjuntor permitindo que seja feita uma avaliação precisa da condição do disjuntor. Os contadores de monitorização da condição do disjuntor são incrementados cada vez que o dispositivo emite um comando de disparo. Estas estatísticas estão disponíveis na coluna CONDIÇÃO DISJ. e são mostradas abaixo. As células mostradas no menu são apenas valores de contador e não podem ser definidas diretamente. Os contadores, no entanto, podem sofrer reset durante a manutenção. Isto é obtido com o parâmetro Reset Disj.Dados. Nota: Quando no modo de teste de Comissionamento os contadores de monitorização do Disj. não são atualizados.

5.1

NOTAS DE APLICAÇÃO

5.1.1

DEFININDO OS LIMIARES PARA A CORRENTE INTERROMPIDA TOTAL

Onde as linhas de transmissão de energia forem protegidas por disjuntores a óleo (OCB), a troca do óleo representa uma parte significativa dos custos de manutenção do dispositivo de manobra. Frequentemente, as trocas de óleo são realizadas após um número fixo de operações de falha do Disj. Entretanto, isto pode resultar em manutenção prematura onde as correntes de defeito tenham a tendência de serem baixas, porque a degradação do óleo pode ser mais lenta do que se esperaria normalmente. O Acumulador da Corrente Total (contador de I^) armazena e acumula o valor total da corrente interrompida pelo disjuntor, proporcionando uma avaliação mais precisa da condição do disjuntor. A rigidez dielétrica do óleo geralmente diminui como uma função de I2t, onde 'I' é a corrente de falha interrompida e 't' é o tempo de arco no tanque do disjuntor. O tempo de arco não pode ser determinado com precisão, mas é geralmente dependente do tipo de disjuntor usado. Em vez disto, define-se um fator (I^ Partido) com um valor entre 1 e 2, dependendo do disjuntor. A maioria dos disjuntores teria este valor definido como '2', mas para alguns tipos de disjuntor, especificamente aqueles que operam em sistemas de tensão mais elevada, um valor 2 pode ser muito alto. Nestas aplicações I^ Partido pode ser definida mais baixo, tipicamente 1,4 ou 1,5. A faixa de definição para I^ Partido varia entre 1,0 e 2,0 em passos de 0,1. Nota: Qualquer programa de manutenção deve atender completamente as instruções do fabricante do dispositivo de manobra.

5.1.2

DEFININDO OS LIMIARES PARA O NÚMERO DE OPERAÇÕES

Toda a operação de disjuntor resulta em algum grau de desgaste para os seus componentes. Portanto, a manutenção rotineira, tal como a lubrificação dos mecanismos, deve estar baseada no número de operações. Uma definição adequada do limiar de manutenção permitirá a criação de um alarme, indicando quando a manutenção preventiva é necessária. Caso a manutenção não seja realizada, o dispositivo pode ser definido para bloquear a função de religação automática ao atingir um segundo limiar de operações (No. Ops.Bloq.Disj). Isto evita religação posterior quando o disjuntor não tiver sofrido manutenção com o padrão exigido pelas instruções de manutenção do fabricante do dispositivo de manobra. Alguns disjuntores, tais como disjuntores a óleo (OCB) podem apenas realizar um certo número de interrupções de falha antes de requerer cuidados de manutenção. Isso ocorre porque cada interrupção de falha provoca a carbonização do óleo, degradando suas propriedades dielétricas. O limiar do alarme de manutenção (parâmetro No. Ops.Man. Disj.) pode ser definido para indicar a necessidade de testes dielétricos do óleo, ou manutenção mais abrangente. Novamente, o limiar de bloqueio No. Ops.Bloq.Disj pode ser definido para desactivar a

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327

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

P14D

religação automática quando não puderem ser garantidas novas interrupções de falhas repetidas. Isto minimiza o risco de fogo no óleo ou explosão.

5.1.3

DEFININDO OS LIMIARES PARA O TEMPO DE OPERAÇÃO

Uma operação lenta do Disj. indica a necessidade de manutenção do mecanismo. Os limiares de alarme e bloqueio (Tempo Manut.Disj e Tempo Bloq.Disj.) são fornecidos para fazer isso. Eles podem ser definidos na faixa de 5 a 500 ms. Este tempo está relacionado ao tempo de interrupção do disjuntor.

5.1.4

DEFININDO OS LIMIARES PARA FREQUÊNCIA EXCESSIVA DE DEFEITO

Defeitos permanentes geralmente irão causar o bloqueio da religação automática, com atenção de manutenção subsequente. Defeitos intermitentes tais como conflito com a vegetação podem repetir-se fora de qualquer tempo de recuperação e a causa comum nunca ser investigada. Por este motivo é possível definir um contador de operações frequentes, que permita que o número de operações Cont.Freq.Falha num período de tempo definido Tempo Freq.Falha seja monitorizado. Podem ser definidos limiares de alarme e bloqueio separados.

328

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P14D

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

6

MONITORIZAÇÃO DO ESTADO DO DISJUNTOR

A monitorização de Estado do Disj. é usada para verificar o estado aberto ou fechado de um disjuntor. A maioria dos disjuntores possui contatos auxiliares através dos quais transmitem os estados (aberto ou fechado) para equipamentos de controlo como IEDs. Estes contatos auxiliares são conhecidos como: ● 52A para contatos que sigam o estado do Disj. ● 52B para contatos que estejam em oposição ao estado do Disj. Todos os nossos dispositivos podem ser definidos para monitorizar ambos os tipos de disjuntor. Se o estado é desconhecido por algum motivo, pode ser gerado um alarme. Alguns Disj. fornecem os dois conjuntos de contatos. Se for este o caso, estes contatos estarão normalmente em estados opostos. Caso os dois conjuntos de contatos estejam abertos, isto indicaria uma das seguintes condições: ● Contatos auxiliares/electrificação defeituosos ● Disjuntor (Disj.) defeituoso ● O Disj. em posição isolada Caso os dois conjuntos de contatos estejam fechados, apenas uma das seguintes condições se aplicaria: ● Contatos auxiliares/electrificação defeituosos ● Disjuntor (Disj.) defeituoso Se alguma das condições anteriores existir, será emitido um alarme após um atraso de 5 s. Um contato de saída pode ser atribuído a esta função via o esquema lógico programável (PSL). O atraso é definido para evitar operação indesejada durante operações normais de troca de estado. Na coluna COMANDO DISJ existe uma célula de parâmetro chamada Estado Ent Disj. Esta célula pode ser definida numa das seguintes opções: ● ● ● ●

Nenhuma 52A 52B Ambas 52A e 52B

Onde Nenhuma for selecionada nenhum estado do Disj. fica disponível. Se apenas 52A for usada, o dispositivo assumirá um sinal 52B na ausência de um sinal 52A. As informações de estado do disjuntor estarão disponíveis neste caso, mas nenhum alarme de discrepância estará disponível. O acima também é válido quando apenas 52B é usada. Se forem usados 52A e 52B então as informações de estado estarão disponíveis e um alarme de discrepância será possível de acordo com a seguinte tabela. Posição dos Contatos Auxiliares

Estado do Disj. Detectado

Ação

52A

52B

Aberto

Fechado

Disjuntor aberto

Disjuntor operacional

Fechado

Aberto

Disjuntor fechado

Disjuntor operacional

Fechado

Fechado

Falha de disjuntor

Alarme criado se a condição persistir por mais de 5 s

Aberto

Aberto

Estado desconhecido

Alarme criado se a condição persistir por mais de 5 s

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329

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

6.1

P14D

LÓGICA DE MONITORIZAÇÃO DO ESTADO DO DISJ. Estado Ent .Disj.

Nenhum 52A

52B Ambos 52A e 52B

& Disj. Aux.3F(52A)

&

1

&

Disj.Fechado 3F

1 Planta Estad.

Disj.1 Fechado

X1

&

&

Disj.1 Aberto

1

1

Disj.Aberto 3F

&

X1

&

Disj.Estad.Alarm

Disj. Aux.3F(52B)

V01200

Figura 144: Lógica de Monitorização do Estado do Disj.

330

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P14D

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

7

CONTROLE DO DISJUNTOR

Embora alguns disjuntores não ofereçam contatos auxiliares, a maioria deles fornece esses contatos para informar o estado do disjuntor. São eles: ● Disjuntores com contatos 52A (onde o contato auxiliar segue o estado do disjuntor) ● Disjuntores com contatos 52B (onde o contato auxiliar está em estado oposto do estado do disjuntor) ● Disjuntores com contatos 52A e 52B O controle de disjuntores só é possível se o disjuntor em questão fornecer contatos auxiliares. A célula Estado Ent.Disj. na coluna DISJ CONTROLE deve ser configurada para o tipo de disjuntor. Se não existirem contatos auxiliares de disjuntor disponíveis, esta célula deverá ser definida com valor Nenhum e, neste caso, não será possível nenhum controle de disjuntor. Para controle local, a célula CB Controle por deveria ser configurada de forma correspondente. O contato de saída pode ser configurado para operar de acordo com um atraso de tempo definido pelo valor da célula Temp.Man.Fecha. Uma das razões para este atraso é dar ao pessoal tempo para se afastar de forma segura do disjuntor que recebeu um comando de fechamento. O ciclo de controle de fechamento pode ser cancelado a qualquer momento, antes da operação do contato de saída, por qualquer sinal de desarme apropriado, ou pela ativação do sinal DDB Reset Atr. Fecha. O comprimentos dos pulsos de desarme e fechamento podem ser configurados nas células Imp.Tempo Abert. e Dur impul Fechar, respectivamente. Estes valores devem ser grandes o suficiente para garantir que o disjuntor conseguiu completar seu ciclo de fechamento, ou abertura, antes do final do pulso. Se estiver em andamento uma tentativa de fechar o disjuntor e for gerado um sinal de desarme de proteção, o comando de desarme de proteção terá prioridade sobre o comando de fechamento. A configuração Reset Bloq.por é usada para ativar ou desativar o bloqueio automaticamente a partir de um fechamento manual, após o tempo estabelecido por Temp.Res.Fec.Man. Caso o disjuntor falhe em responder ao comando de controle (o que será indicado por não ocorrer nenhuma mudança no estado das entradas de estado do disjuntor), será gerado um alarme após o término dos respectivos pulsos de desarme ou fechamento. Esses alarmes podem ser vistos no mostrador LCD remotamente, ou podem ser atribuídos a contatos de saída por meio do Esquema de lógica programável (PSL). Nota: Os valores Tempo Disj.Pront e Tempo Verif.Sinc definido sob esta seção de menu são aplicáveis apenas a operações manuais de disjuntor. Essas configurações estão duplicadas no menu RELIGADOR AUTO. para uso nas aplicações de religamento automático.

Os valores Reset Bloqueio e Reset Bloq.por são aplicáveis a bloqueios de disjuntor associados ao fechamento manual de disjuntores, ao monitoramento de condições de disjuntores (Número de operações de disjuntor, por exemplo) e bloqueios de religamento automático. O dispositivo inclui as seguintes opções para controle de um único disjuntor: ● ● ● ● ●

O menu do IED (controle local) As teclas de atalho (Hotkeys) (controle local) As teclas de função (controle local) As entradas opto-acopladas (controle local) Comunicação via SCADA (controle remoto)

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331

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

7.1

P14D

CONTROLO LOCAL USANDO O MENU DO IED

Pode-se controlar disparos e fechos manuais com o comando Disj.Disp./Fecho na coluna DADOS SISTEMA. Pode ser definido como Sem Operação, Disparo, ou Fecho correspondentemente. Para que isto funcione tem que definir a célula Comando Disj.por na opção 1 Local, opção 5 Opto+Local, ou opção 7 Opto+Local+Remoto na coluna COMANDO DISJ.

7.2

CONTROLO LOCAL USANDO AS TECLAS DE ACESSO DIRETO

As hotkeys permitem o disparo ou fecho manual do Disj. sem a necessidade de entrar na coluna DADOS SISTEMA. Para que isto funcione tem que definir a célula Comando Disj.por na opção 1 Local, opção 5 Opto+Local, ou opção 7 Opto+Local+Remoto na coluna COMANDO DISJ. O controlo do Disj. usando a hotkey é obtido pressionando o botão direito diretamente abaixo do display do LCD. Este botão só fica activo se: ● O parâmetro Comando Disj.por estiver definido em uma das opções onde o controlo local é possível (opções 1, 3, 5 ou 7) ● O Estado Ent.Disj. estiver definido como 52A, 52B, ou Ambos 52A e 52B Se o Disj. estiver fechado atualmente, o texto do comando no canto inferior direito do display do LCD mostrará Disparo. Pelo contrário, se o Disj.estiver atualmente aberto, o texto do comando mostrará Fecho. Se executar um Disparo, será exibido um ecrã com o estado do Disj. assim que o comando estiver concluído. Se executar um 'Fecho', aparecerá um ecrã com uma barra de temporização enquanto o comando estiver a ser executado. Este ecrã também oferece a opção de cancelar ou reiniciar o procedimento de fecho. O atraso é determinado pelo parâmetro Tempo Fecho Man. no menu de COMANDO DISJ. Quando o comando tiver sido executado será exibido um ecrã confirmando o estado atual do disjuntor. Será então solicitado a selecionar o próximo comando apropriado ou a sair. Se nenhuma tecla for pressionada por um período de 25 segundos enquanto se espera a confirmação do comando, o dispositivo voltará a exibir o Estado do Disj. Se nenhuma tecla for pressionada por um período de 25 segundos enquanto se exibe o ecrã de estado do Disj., o dispositivo voltará para o ecrã inicial. Para evitar operação acidental da função disparo ou fecho, os comandos de controlo do Disj. por hotkey são desactivados por 10 segundos após a saída do menu de hotkey. A função de acesso direto é resumida graficamente abaixo:

332

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P14D

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

Ecran por Def. HOTKEY

DJ.CTRL

Hotkey Menu Disj. aberto

Disj. Fechado <ESTADO DISJUNTOR>

EXECUTAR

<ESTADO DISJUNTOR>

EXECUTAR

FECHADO

DISJ.DISPARO

ABERTO

DISJ.FECHO

DISPARO

SAIR

CONFIRMAR CANCELAR

SAIR

FECHAR

CANCELAR CONFIRMAR

EXECUTAR FECHO 30 seg.

CANCELAR

REINICIAR

E01209

Figura 145: Navegação no menu de Acesso Direto

7.3

CONTROLO LOCAL USANDO AS TECLAS DE FUNÇÃO

Também pode usar as teclas de função para permitir o controlo direto do disjuntor. Isto possui uma vantagem sobre as hotkeys, que os LEDs associados às teclas de função podem indicar o estado do Disj. O PSL padrão está definido de forma que a Tecla de função 2 inicia um disparo e a Tecla de função 3 inicia um fecho. Para que isto funcione tem que definir a célula Comando Disj.por na opção 5 Opto+Local, ou opção 7 Opto+Local +Remoto na coluna COMANDO DISJ. A lógica do PSL padrão para o mapeamento de tecla de função é mostrada abaixo. Como se pode ver, as teclas de função 2 e 3 já foram associadas ao controlo do Disj. no PSL padrão. Tecla Fn 1

Blq.Rem.Ops.Disj

TeclFn LED1 Verm

Tecla Fn 2

Inicio Disp.Disj

TeclFn LED2 Verm

FnKey LED 2 Grn

Tecla Fn 3

Inic.Fecho.Disj

1

TeclFn LED3 Verm

Fecho em Curso FnKey LED 3 Grn

V02025 Figura 146: PSL padrão de tecla de função Os LEDs programáveis de tecla de função foram mapeados de forma a indicarem amarelo enquanto as teclas estiverem ativadas.

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333

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

7.4

P14D

CONTROLO LOCAL USANDO ENTRADAS DIGITAIS

Certas aplicações podem requerer o uso de botões ou de outros sinais externos para controlar as várias operações de controlo do Disj. É possível conectar estes botões e sinais a entradas digitais e mapeá-los aos sinais DDB correspondentes. Para que isto funcione tem que definir a célula Comando Disj.por na opção 2 Remoto, opção 4 opto, opção 5 Opto+Local, opção 6 Opto + Remoto ou opção 7 Opto+Local+Remoto na coluna COMANDO DISJ.

7.5

CONTROLO REMOTO

O Controlo Remoto do Disj pode ser alcançado definindo a célula Disj.Disp./Fecho na coluna de DADOS SISTEMA para disparar ou fechar usando um comando Courier para a interface traseira RP1. Para que isso funcione você tem que definir a célula Comando Disj.por na opção 2 Remoto, opção 3 Local +Remoto, opção 6 Opto+Remoto ou opção 7 Opto+Local+Remoto na coluna COMANDO DISJ. Recomenda-se que sejam alocados contatos separados de relé de saída para controlo remoto do Disj. e disparo de proteção. Isto permite que selecione as saídas de controlo usando um simples comutador local/remoto conforme mostrado abaixo. Quando este recurso não é necessário o mesmo contato(s) de saída pode ser usado para disparo da proteção e disparo remoto.

Disparo da proteção Disparo

Remoto Controle Disparo

Fecho Remoto Controle Fecho

Local Remoto

Disparo

Fecho

E01207

Figura 147: Controlo Remoto do Disjuntor

7.6

VERIFICAÇÃO DE SINCRONIZAÇÃO

Onde estiver definida a função verificar sincronismo, pode ser activada para supervisionar comandos manuais de Fecho do disjuntor. Um comando de Fecho do disjuntor apenas será emitido se os critérios de Verificar Sincronização forem satisfeitos. Pode ser definido um atraso com o parâmetro Tempo Verif.Sinc. Se os critérios de Verificar Sincronização não forem satisfeitos dentro do período de tempo seguinte a um comando de Fecho o dispositivo bloqueará e emite alarme.

334

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P14D

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

7.7

VERIFICAÇÃO DE DISJ. OPERACIONAL

Uma verificação de Disj Operacional também está disponível se necessária. Esta facilidade aceita uma entrada numa das entradas digitais para indicar que o disjuntor é capaz de fechar (p.ex., que ele está totalmente carregado). Pode ser definido um atraso com o parâmetro Tempo Disj.Pront. Se o Disj. não indicar uma condição operacional dentro do período de tempo seguinte a um comando de Fecho o dispositivo bloqueará e emite alarme.

7.8

LÓGICA DE CONTROLO DO DISJ. DISJ CONTROLE

Desativado

Optico

Local

Optico+local

Remoto

Optico+Remoto

Local+Remoto

Opto+Rem+Local

Disparo da IHM

1

1

&

Habilitar disparo e fechamento de Disj . iniciado por entrada optoisolada

Controlo Disparo S

&

Q

Inicio Disp.Disj

&

R

&

1

Inic.Fecho.Disj

Fecho da IHM

Fecho em Curso

Tempo de fechamento de controle com atraso

&

S R

&

1

S

Fecho Automatico

Q R

Somente modelos com Relig. Reset Temp .Fecho

Ent.Comando Disp

Controlo Fecho

Pulso de fechamento

Q

Relig.em Curso

DisjDispManFalha

&

Saída pulsada memorizada na IHM Disj.Fecho Falha

1

1

1

Disp.Ext.3 Fases

Controlo Disparo

Disj.Aberto 3F

1

Disj.Fechado 3F

Janela Disj. Saudável

&

Man Disj.Falha

Disj.Pronto

Somente modelos de tensão

Janela C/S

&

Man n/Verif.Sinc

Man Verif .Sincr.

V01208

Figura 148: Lógica de Controlo do Disj.

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335

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

8

P14D

FUNÇÃO POLO MORTO

A Lógica de Polo Morto é usada para indicar que uma ou mais fases da linha estão mortas. Também pode ser usada para bloquear a operação de elementos de subfrequência e subtensão onde aplicável. Uma condição de Polo Morto é determinada pela medição das correntes e/ou tensões de linha ou pela monitorização do estado dos contatos auxiliares do disjuntor.

8.1

LÓGICA DE POLO MORTO IA Hardcoded threshold

&

1

Polo A Morto

&

1

Polo B Morto

&

1

Polo C Morto

VA Hardcoded threshold

IB Hardcoded threshold

VB Hardcoded threshold

IC Hardcoded threshold

VC

1

Qualq.Polo Morto

&

Todos Polos Mort

Hardcoded threshold TPS Bloq. Lento

Disj. Aberto 3F

V01201 Figura 149: Lógica de Polo Morto Se a corrente e a tensão de linha caírem abaixo de um certo limiar o dispositivo iniciará uma condição de Polo Morto. Os limiares de subtensão (V<) e subcorrente (I<) estão em código fixo internamente. Se um ou mais polos estiverem mortos, o dispositivo indicará qual a fase que está morta e também forçará o sinal DDB Qualq.Polo Morto. Se todas as fases estiverem mortas o sinal Qualq.Polo Morto será acompanhado pelo sinal Todos Polos Mort. Se o TT falhar, um sinal VTS Bloq.Lento é retirado da lógica de VTS para bloquear as indicações de Polo Morto que seriam geradas pelos limiares de subtensão e subcorrente. Entretanto, a lógica de VTS não bloqueará as indicações de Polo Morto se forem iniciadas por um sinal Disj.Aberto 3F. Um sinal Disj.Aberto 3F inicia automaticamente uma condição de Polo Morto independente da medição de corrente e tensão.

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9

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

VERIF.SISTEMA

Em algumas situações é possível que os lados do "barramento" e "linha" de um disjuntor estejam vivos quando o disjuntor estiver aberto - por exemplo, nas extremidades de um alimentador que tem uma fonte de energia em cada ponta. Portanto, normalmente é necessário verificar se as condições da rede em ambos os lados são adequadas, antes de fechar o disjuntor. Isto aplica-se ao fecho manual do disjuntor e à religação automática. Se um disjuntor estivesse para fechar quando as tensões da linha e do barramento estão vivas, com uma grande diferença de ângulo de fase, frequência ou amplitude entre elas, o sistema poderia ficar sujeito a um choque inaceitável, resultando em perda de estabilidade e possíveis danos às máquinas conectadas. A função de Verificações de Sistema envolve monitorizar as tensões em ambos os lados de um disjuntor, e se ambos os lados estão vivos, realizando uma verificação de sincronização para determinar se quaisquer diferenças em amplitude, ângulo de fase ou frequência da tensão estão dentro dos limites permitidos. As condições pré-fecho do sistema para um dado disjuntor dependem da configuração do sistema, e para religação automática, do programa de religação escolhido. Por exemplo, num alimentador com religação automática atrasada, os disjuntores nas duas pontas da linha estão normalmente programados par fechar em tempos diferentes. A primeira ponta da linha a fechar normalmente possui um barramento vivo e uma linha morta imediatamente antes da religação. O disjuntor da segunda ponta da linha agora verifica um barramento vivo e uma linha viva. Se houver uma conexão em paralelo entre as pontas do alimentador disparado as frequências serão as mesmas, mas qualquer aumento de impedância poderia fazer com que o ângulo de fase entre as duas tensões aumentasse. Portanto, imediatamente antes de fechar o segundo disjuntor, pode ser necessário realizar uma verificação de sincronização, para garantir que o ângulo de fase entre as duas tensões não aumentou para um nível que causaria um choque inaceitável para o sistema quando o disjuntor fechar. Se não houver interconexões em paralelo entre as pontas do alimentador disparado, os dois sistemas poderiam perder sincronismo juntos e a frequência numa ponta poderia se deslocar em relação à outra ponta. Nesta situação, o segundo extremo da linha requer uma verificação de sincronização compreendendo tanto testes de ângulo de fase como de frequência. Se o barramento do segundo extremo da linha não tiver fonte de energia além do alimentador que disparou, o disjuntor verá uma linha viva e um barramento morto, assumindo que o primeiro disjuntor religou. Quando o disjuntor do segundo extremo da linha fecha o barramento irá carregar pela linha viva (carga de barramento morto).

9.1

IMPLEMENTAÇÃO DE VERIFICAÇÕES DO SISTEMA

A função de Verificações do Sistema é activada ou desactivada pelo parâmetro Verif.Sistema na coluna CONFIGURAÇÃO. Se Verif.Sistema estiver desactivada, o menu VERIFIC.SISTEMA fica invisível, e é definido um sinal DDB Ver.Sist.Desact.. A função de Verificações do sistema fornece Monitorização de Tensão Vivo/Morto, dois estágios de Verificação de Sincronização e indicação de Sistema Dividido.

9.1.1

CONEXÕES TP

O dispositivo provê conexões para um "TP principal" trifásico e pelo menos um TP monofásico para verificação de sincronismo. Dependendo do arranjo do sistema primário, o TP principal pode ficar localizado em qualquer um dos lados de linha da lateral do barramento do disjuntor, com Check Sync TP no outro lado. Normalmente, o TP principal fica localizado na lateral da linha (configuração padrão), mas este não é sempre o caso. Por esta razão, é permitido que você defina a configuração onde aplicável. Esta é a configuração de Localiz.TP Princ, encontrada na coluna RELAÇÃO TC E TP. Check Sync TP pode ser conectado a uma das tensões fase-a-fase ou fase-a-neutro. Isto precisa ser definido na configuração Entrada CS, na coluna RELAÇÃO TC E TP. As opções são, A-B, B-C, C-A, A-N, B-N ou C-N.

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337

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

9.1.2

P14D

MONITORAMENTO DE TENSÃO

Os atributos de configuração no sub-título MONITOR TENSÕES da coluna VERIFIC.SISTEMA permitem que você defina o limiar no qual uma tensão é considerada viva, e um limite no qual a tensão é considerada morta. Esses limiares se aplicam a ambos os lados da linha e barramento. Se a tensão medida cair abaixo do valor de configuração Tensão Morta, é gerado um sinal DDB (Barr. Morto, ou Linha Morta, dependendo de qual lado está sendo medido). Se a tensão medida for superior ao valor configurado em Tensão Viva, é gerado um sinal DDB(Barr. Vivo ou Linha Viva, dependendo de que lado está sendo medido).

9.1.3

VERIFICAÇÃO DE SINCRONIZAÇÃO

O dispositivo fronece dois estágios de Verificação de Sincronização. O primeiro estágio (CS1) foi projetado para uso geral, no qual as frequências e ângulos de fase de ambos os extremos são comparados e se a diferença estiver dentro de limites definidos, o disjuntor pode fechar. O segundo estágio (CS2) é semelhante ao estágio 1, mas possui um parâmetro adaptativo adicional. O CS2 é usado para casos onde os dois lados estão fora de sincronismo e uma frequência está continuamente a se deslocar em relação à outra. Se o tempo de fecho do Disjuntor for conhecido, o comando de fecho pode ser emitido num ponto definido do ciclo, de forma a que o Disj. feche no ponto em que ambos os extremos estão em fase. Os parâmetros específicos para Verificação de Sincronização são encontrados no subtítulo VERIFIC. SINCRO. na coluna VERIFIC.SISTEMA. A única diferença entre os parâmetros de CS1 e de CS2 é que o parâmetro CS2 Contr.Desliz tem uma opção para fecho preventivo do Disj. (Freq. + Disj. Comp.). As configurações específicas da verificação de sincronismo são encontradas no sub-título VERIFIC. SINCRO., na coluna VERIFIC.SISTEMA. A única diferença entre as configurações CS1 e CS2 é que o atributo CS2 Contr.Desliz tem uma opção para o fechamento preditivo do disjuntor(Freq.+Disj.Comp.).

9.1.4

DIAGRAMA DE VETORES DE VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO

O seguinte diagrama de vetores representa as condições da funcionalidade de Verificação de sincronismo. A configuração tensão morta é exibida como um círculo em torno da origem cujo raio é igual ao maior valor de tensão por meio do qual a tensão pode ser considerada morta. A magnitude de tensão nominal da linha é representada por um círculo em torno da origem cujo raio é igual à magnitude de tensão nominal da linha. A magnitude de tensão mínima na qual o sistema pode ser considerado vivo, é a diferença de magnitude entre o barramento e as tensões de linha.

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P14D

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

Verif. Sincron. Limites do estágio 2 Verif. Sincron. Limites do estágio 1

Vbus Tensão viva

Vetor rotativo

Tensão nominal

Linha V Tensão morta

E01204

Limites de divisão do sistema +/- 180°

Figura 150: Diagrama de vetor de verificação de sincronismo

9.1.5

SISTEMA DIVIDIDO

Se o extremo da linha e do barramento tiverem a mesma frequência (ou seja, em sincronismo) mas tiverem um grande ângulo de fase entre eles (180° +/- os limites definidos), o sistema é considerado Dividido. Se for este o caso, o dispositivo detectará esta situação e emitirá um sinal de alarme indicando-a. Os parâmetros específicos para a função de Sistema Dividido são encontrados no subtítulo SISTEMA PARTIDO na coluna VERIFIC.SISTEMA.

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339

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

9.2

P14D

LÓGICA DE VERIFICAÇÃO DO SISTEMA VERIFIC.SISTEMA Desativado Ativo

Ver.Sist.Desact. CS1 Criteria OK

VAN

CS2 Criteria OK

VBN

VCN

SS Criteria OK

Select

VAB

VBC

CS1 Slip Freq >

VCA

CS1 Slip Freq < VBus

CS2 Slip Freq >

CS2 Slip Freq <

CS Vline >

CS Vbus> Check Synchronisati on Function

CS Vline <

CS Vbus<

CS Vline> Vbus

CS Vline< Vbus

CS1 Fline > Fbus

CS1 Fline < Fbus

CS1 Angle not OK+

CS1 Angle not OK-

CS2 Fline > Fbus

CS2 Fline < Fbus

CS2 Angle not OK+

CS2 Angle not OK-

Angle rotating anticlockwise

TPS Bloq.Rápido

Angle rotating clockwise

1

&

&

&

&

CS1 Desliz.Freq >

&

CS1 Desliz.Freq <

&

CS2 Desliz.Freq >

&

CS2 Desliz.Freq <

&

CS Vlinha>

&

CS Vbarra>

&

CS Vlinha<

&

CS Vbarra<

&

CS Vlinha>Vbarra

&

CS Vlinha
&

CS1 Flinh >Fbarra

&

CS1 Flinh
&

CS1 Angul.n/OK +

&

CS1 Angul.n/OK -

&

CS2 Flinh >Fbarra

&

CS2 Flinh
&

CS2 Angul.n/OK +

&

CS2 Angul.n/OK -

&

CS AngRot. SensAH

&

CS AngRot. SensH

F Fora de Passo

CS1 Estado Ativo

&

Verif.Sincro1 OK

&

Verif.Sincro1 OK

&

SISTEMA PARTIDO

CS1 Activo

CS2 Estado Ativo

CS2 Activo

SS Estado Ativo

Sist.Part.Activo V01205

Figura 151: Lógica de Verificação do Sistema

340

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

9.3

PSL DE VERIFICAÇÃO DO SISTEMA Ver.Sist.Desact.

Verif.Sincro1 OK

Verif.Sincro1 OK Man Verif .Sincr.

Linha Viva

&

Barra Morta

1

Rel. Ver. Sist.OK

& Linha Morta

& Barra Viva

V02028

Figura 152: PSL de Verificação do Sistema

9.4

NOTAS DE APLICAÇÃO

9.4.1

CONTROLO DE DESLIZAMENTO

O controlo de deslizamento pode ser obtido por temporizador, frequência ou ambos. Os parâmetros CS1 Contr.Desliz e CS2 Contr.Desliz servem para determinar qual tipo de controlo de deslizamento deve ser usado. Como o dispositivo suporta medição direta de frequência, normalmente usa-se apenas frequência. Se você estiver usando Controlo de Deslizamento por Temporizador, a combinação de parâmetros de Ângulo de Fase e de Temporizador determina uma frequência máxima efetiva de deslocamento, calculada como:

2A/360T – para CS1 A/360T – para CS2 onde: ● A = parâmetro de Ângulo de Fase em graus ● T = parâmetro do Temporizador de Deslocamento em segundos Exemplos Para CS1, onde o parâmetro do Ângulo de Fase for 30° e o parâmetro do Temporizador 3,3 s, o vetor de “deslocamento” tem que permanecer dentro de +/- 30° do vetor de referência por pelo menos 3,3 segundos. Portanto não haverá uma saída de verificação de sincronização se o deslizamento for maior que 2 x 30° e, 3,3 segundos. Portanto, a frequência máxima de deslocamento = 2x30/360x3,3 = 0,0505 hz. Para CS2, onde o parâmetro do Ângulo de Fase é 10° e o parÂmetro do Temporizador é 0,1 seg., o vetor de deslocamento tem que permanecer dentro de 10° do vetor de referência, com o ângulo decrescendo, por 0,1 seg. Quando ângulo passa pelo zero e começa a crescer, a saída de verificção de sincronização é bloqueada. Portanto não haverá uma saída se o deslizamento for maior que 10° em 0,1 segundos. Portanto, a frequência máxima de deslocamento = 10/360x0,1 = 0,278 Hz. O controlo de deslizamento por Temporizador não é prático para aplicações com "grande deslizamento/pequeno ângulo de fase" porque os parâmetros requeridos do temporizador são muito pequenos, às vezes menores que 0,1 segundos. Para estas situações o controlo de deslizamento por frequência é melhor.

P14D-TM-PT-7

341

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

P14D

Se for selecionado Controlo de Deslizamento por Frequência + Temporizador, para que seja gerada uma saída, a frequência de deslocamento deve ser menor que AMBOS o valor definido de Desliz.Freq. e o valor determinado pelos parâmetros de Ângulo de Fase e Temporizador.

9.4.2

USO DE VERIF SINCRO 2 E SISTEMA PARTIDO

As funções Verif Sincro 2 (CS2) e Sistema Dividido estão incluídas para uso em situações em que o deslocamento máximo permitido de frequência e ângulo de fase para verificações de sincronismo podem mudar devido a condições adversas do sistema. Uma aplicação típica é em um sistema bastante interconectado, onde o sincronismo normalmente é mantido quando um alimentadoe é disparado. Mas sob certas circunstâncias, com interconexões paralelas fora de serviço, as pontas do alimentador podem desviar-se do sincronismo quando o alimentador é disparado. Dependendo das características do sistema e da máquina, as condições para fecho seguro do disjuntor podriam ser, por exemplo: Condição 1: Para sistema sincronizado, com deslizamento zero ou muito pequeno: ● Desvio <50 mHz; ângulo de fase <30° Condição 2: Para sistemas não sincronizados, com deslizamento significativo: ● Desvio <250 mHz; ângulo de fase <10° e decrescente ao activar CS1 e CS2, o dispositivo pode ser configurado para permitir fecho do Disj. se ambas as condições forem detectadas. Para fecho manual do disjuntor com verificação de sincronismo, algumas concessionárias podem preferir configurar a lógica para veriificar inicialmente apenas a condição 1. Entretanto, se um Sistema Dividido for detectado antes dos parâmetros da condição 1 estarem satisfeitos, o dispositivo mudará para verificar os parâmetros da condição 2, com base no pressuposto de que um grau significativo de deslizamento deveria estar presente quando as condições de sistema partido foram detectadas. Isto pode ser configurado por uma lógica de PSL adequada, usando os sinais DDB de Verificação de Sistema.

9.4.3

FECHO PREVENTIVO DO DISJUNTOR

O parâmetro CS2 Contr.Desliz contém uma opção para compensar o tempo tomado para fechar o Disj.. Quando definido para compensar o Tempo de Fecho do Disj., usa-se uma abordagem preventiva para fechar o disjuntor assegurando que o fecho ocorra próximo a 0º, minimizando assim o impacto para o sistema de potência. O ângulo de fecho real está sujeito às limitações de arquitetura do produto existente, ou seja, a tarefa de proteção roda duas vezes por ciclo do sistema de potência, com base em rastreamento de frequência na faixa de 40 Hz a 70 Hz.

9.4.4

CORREÇÃO DE TENSÃO E ÂNGULO DE FASE

Para a função de Verificação de Sincronização, o dispositivo precisa de converter tensões medidas no secundário em valores do primário. Em algumas aplicações, TTs em ambos os lados do disjuntor podem ter diferentes relações de TT. Nestes casos é necessário um fator de correção de amplitude. Existem algumas aplicações onde o TT principal está do lado de AT de um transformadoe e o TT de Verif Sincr está do lado de BT ou vice-versa. Se o grupo de vetores do transformador não é "0", as tensões não estarão em fase, assim também é necessária a correção de fase. Os fatores de correção são conforme a seguir e estão localizados na coluna RELAÇÂO TI E TT: ● C/S V kSM, onde kSM é o fator de correção da tensão. ● C/S Fase kSA, onde kSA é o fator de correção do ângulo. Assumindo que o parâmetro da entrada C/S é A-N, então: As amplitudes de tensão da linha e do barramento serão iguais se Va sec = Vcs sec x C/S V kSA Os ângulos da tensão da linha e do barramento serão iguais se ÐVa sec = ÐVcs sec + C/S Fase kSA

342

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

Nota: Definir as relações corretas de TV não ajustará os fatores k e não terá impacto na função de Verificação de Sincronização. A Verificação de Sincronização somente leva em conta a definição dos fatores k.

Nota: As relações de TT têm impacto na apresentação das medidas ou parâmetros reacionados em termos de valores do primário ou secundário.

Nota: O parâmetro de tensão de CS na coluna VERIFIC. SISTEMA estão todos referenciados pelas relações do TT Princ.

Nota: A medida de C/S Bar-Lin.Ang. leva em conta o parâmetro C/S Fase kSA.

Os seguintes cenários de aplicação mostram onde os fatores de correção de tensão e ângulo são aplicados para compatibilizar diferentes relações de TT: Relações Físicas (valores f-n) Cenário

Relação do TT Princ. Pri (kV)

Sec (V)

Relação de TT CS Pri (kV)

Sec (V)

Fatores de Correção de CS

Relações de Parâmetros Relação do TT Relação de TT CS principal (f-f) Sempre Pri (kV)

Sec (V)

Pri (kV)

kSM

kSA

Sec (V)

1

220/√3

110/√3

132/√3

100/√3

220

110

132

100

1,1

30º

2

220/√3

110/√3

220/√3

110

220

110

127

110

0,577

0º

3

220/√3

110/√3

220/√3

110/3

220

110

381

110

1,732

0º

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343

Capítulo 14 - Monitorização e Controlo

344

P14D

P14D-TM-PT-7

SUPERVISÃO CAPÍTULO 15

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

346

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D

1

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo descreve as funções de supervisão. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Monitor de alimentação CC Supervisão do transformador de tensão Supervisão do transformador de corrente Supervisão do circuito de trip

347 348 350 354 356

P14D-TM-PT-7

347

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

2

P14D

MONITOR DE ALIMENTAÇÃO CC

Este produto pode ser alimentado com tensão CC ou CA. Como normalmente se usa tensão CC, o produto possui um recurso de monitoramento de alimentação CC para indicar o estado da alimentação CC. O valor nominal da tensão de alimentação é de 48 V CC, que é fornecido por um banco de baterias. Algumas vezes, é possível que este valor de alimentação caia abaixo, ou se eleve acima, dos limites de operação aceitáveis. Se a tensão estiver muito elevada, isso poderá indicar sobrecarga. Se a tensão estiver muito baixa, isso pode indicar uma bateria defeituosa. Nesses casos, é muito útil ter o recurso de monitoramento de alimentação CC. Os produtos P40 Agile oferecem esse recurso medindo a alimentação CC auxiliar consumida pelo dispositivo e processando essa informação com certos limites estabelecidos por valores configuráveis. Além disso, o valor de alimentação CC auxiliar pode ser exibido no LCD do painel dianteiro com uma resolução de 0,1 V CC. A faixa de medição vai de 19 V CC a 300 V CC.

2.1

IMPLANTAÇÃO DO MONITOR DE ALIMENTAÇÃO CC

Os produtos P40 Agile oferecem três zonas de monitoramento de alimentação CC; zona 1, zona 2 e zona 3. Isto permite que sejam estabelecidos múltiplos critérios de monitoramento. Cada zona deve ser configurada para corresponder a uma condição de sobretensão ou de subtensão. Não é possível configurar uma única zona para criar alarmes de subtensão e de sobretensão. Normalmente, se configura as zonas 1 e 2 para condições de subtensão, onde o menor limite é definido muito baixo, e a zona 3 para uma condição de sobretensão, onde o limite superior é estabelecido muito elevado. Isto é melhor expresso na forma de um diagrama: Vcc3 Lim. Inf. Zona 3 (sobretensão)

Vcc3 Lim. Sup. Vcc nominal Vcc1 Lim. Inf. Zona 1 (subtensão)

Vcc1 Lim. Sup. Vcc2 Lim. Inf. Zona 2 (subtensão)

Vcc2 Lim. Sup. V01221

Figura 153: Zonas de monitor de alimentação CC É possível a definição de zonas sobrepostas onde o limite superior da zona 2 fica abaixo do limite inferior da zona 1, no exemplo acima. A função de monitoramento da alimentação CC é implantada usando-se os valores de configuração na MONITOR ALIM. CC coluna Existem três conjuntos de valores de configuração; um para cada uma das zonas. Os valores de configuração permitem que você: ● ● ● ●

348

Ative ou desative a função de cada zona Defina um limite de tensão menor para cada zona Defina um limite de tensão maior para cada zona Defina uma temporização para cada zona

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

2.2

LÓGICA DE MONITOR DE ALIMENTAÇÃO CC Vcc1 Partida

Vdc Vcc1 Lim. Sup .

&

Vcc1 Disparo

Vdc Vcc1 Lim. Inf.

Vcc1 Estados Ativo

InibSigVccSupMon

V01220

Figura 154: Lógica de monitor de alimentação CC O diagrama mostra apenas a lógica de monitoramento de alimentação CC do estágio 1. Os estágios 2 e 3 são idênticos, em princípio. A função lógica será executada quando o valor da célula Vcc1 Estados for ativado E o sinal de inibição de monitoramento da alimentação CC (InibSigVccSupMon) for baixo. Se a tensão de alimentação auxiliar (Vcc) ultrapassar o limite inferior E cair abaixo do limite superior, a tensão estará dentro da zona não saudável e o Sinal de partida será gerado. O sinal de alarme Falha Vcc é resultado da operação lógica OU executada nos sinais de desarme Vcc(n) de todos os estágios.

P14D-TM-PT-7

349

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

3

P14D

SUPERVISÃO DO TRANSFORMADOR DE TENSÃO

A função de supervisão do transformador de tensão é usada para detectar falha das entradas de tensão CA na proteção. Isto pode ser causado por falhas do transformador de tensão, sobrecarga, ou falhas da fiação, o que normalmente resulta no rompimento de um ou mais fusíveis do transformador de voltagem. Se ocorrer uma falha na entrada de tensão CA, o IED pode "entender" isto incorretamente como uma falha nas tensões de fase reais do sistema de energia, o que pode provocar o desarme desnecessário de um disjuntor. A lógica TPS foi concebida para evitar essa situação detectando falhas na tensão de entrada, que NÃO são causadas por falhas de tensão nas fases do sistema de energia, e automaticamente bloquear os elementos de proteção que dependem das tensões associadas. Existe uma saída de alarme temporizada para avisar sobre uma condição de TPS. Os cenários a seguir são possíveis com respeito à falha de entradas de TP. ● Perda de uma ou duas tensões de fase ● Perda de todas as três tensões de fase sob condições de carga ● Ausência de tensões trifásicas sob energização da linha

3.1

PERDA DE UMA OU DUAS TENSÕES DE FASE

Se as tensões do sistema de energia estão funcionando corretamente, não haverá nenhuma corrente de fase de sequência negativa. Se, contudo, ocorrer queda em uma ou duas das entradas de tensão CA, haverá uma tensão de fase de sequência negativa presente, mesmo se as tensões de fase reais do sistema de energia estiverem saudáveis. A TPS funciona detectando tensões de sequência negativas (NPS) sem a presença de corrente de sequência negativa. Portanto, se houver tensão NPS presente, mas não houver corrente NPS presente, é certo que existe um problema com os transformadores de tensão e deve ser aplicado um bloqueio TPS nas funções de proteção dependentes de tensão, para evitar mau funcionamento. O uso de quantidade de sequência negativa, assegura a operação correta, mesmo onde são usados transformadores de tensão de três membros ou conectados em V.

3.2

QUEDA DAS TRÊS TENSÕES DE FASE

Caso todas as três fases de tensão sejam perdidas, não aparecerão quantidades de sequência de fase negativas, mas o dispositivo sentirá que não existe entrada de tensão. Se isso for causado por uma falha do sistema de energia, ocorrerá um aumento no valor das correntes de fase. No entanto, se a causa não for uma falha do sistema de energia, não haverá alteração em nenhuma das fases de corrente. Portanto, se não houver tensão medida em nenhuma das três fases de tensão, e não houver nenhuma mudança em nenhuma das três fases de corrente, isto indica que existe um problema com os transformadores de tensão e deve ser aplicado um bloqueio por TPS nas funções de proteção dependentes de tensão, para evitar mal funcionamento.

3.3

AUSÊNCIA DE TODAS AS FASES DE TENSÃO NA ENERGIZAÇÃO DE LINHA

Na energização de linha deve ocorrer uma mudança nas fases de corrente como resultado da carga ou da corrente de carregamento da linha. Sob esta condição, precisamos de um método alternativo para detecção de falha trifásica do TP. Caso não exista tensão medida em nenhuma das três fases durante a energização da linha, podem ser aplicadas duas condições: ● Falha trifásica do TP ● Falha trifásica proxima ao TP A primeira condição requer que o TPS bloqueie as funções dependentes de tensão. Na segunda condição, as funções dependentes de tensão não devem ser bloqueadas, pois os desarmes são necessários.

350

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

Para diferenciar entre essas duas condições são usados detectores de sobrecorrente, (TPS I> Inibir e TPS I2> Inibir). Estes impedem que um bloqueio TPS seja gerado no caso de uma falha genuína. Esses elementos devem ser ajustados além de quaisquer correntes sem falhas, na energização da linha (carga, corrente de carga da linha, corrente de energização do transformador, se aplicável), mas abaixo do nível de corrente produzido por uma falha trifásica interna. Se a linha estiver sido fechada onde há uma falha de TP trifásico, o detector de sobrecorrente não irá operar e será aplicado um bloqueio de TPS. O fechamento em uma falha trifásica resultará em operação do detector de sobrecorrente e impedirá a aplicação de um bloqueio de TPS.

3.4

IMPLANTAÇÃO TPS

A TPS é implantada na coluna SUPERVISÃO do respectivo grupo de configurações. As configurações a seguir são importantes para supervisão de um TP: ● TPS Estado: determina se o contato de operação do TPS será para bloqueio ou apenas uma indicação de alarme. ● TPS Ajuste: determina o limiar no qual os detectores de fase de tensão são acionados. ● TPS Modo reset: determina se o Reset é manual ou automático. ● TPS Temp.Atraso: determina o tempo de operação. ● TPS I> Inibir: inibe a operação TPS no caso de uma falha de sobrecorrente de fase. ● TPS I2> Inibir: inibe a operação TPS no caso de uma falha de sobrecorrente de sequência negativa. A TPS só é ativada durante uma condição de linha viva (conforme indicado pela lógica de polo morto) para evitar a operação sob condições de sistema morto.

3.5

LÓGICA TPS

Esta lógica será ativada durante uma condição de linha viva (conforme pela lógica de polo morto) para evitar a operação sob condições de sistema morto (por ex. quando não houver tensão e o elemento de sobrecorrente TPS I> Inibir não for acionado).

P14D-TM-PT-7

351

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

P14D

Todos Polos Mort

IA TPS I> Inibir

IB

1

TPS I> Inibir

IC TPS I> Inibir

VA TPS Ajuste

VB

&

1

TPS Ajuste

S

&

Q

VC

1

R

&

TPS Bloq.Lento

&

TPS Bloq .Rápido

1

Alarme Falha TP

TPS Ajuste

Delta IA

1

Hardcoded threshold Delta IB

&

1

S Q

Hardcoded threshold

R

Delta IC

Hardcoded threshold V2

&

Hardcoded threshold I2

&

I 2>1 Ajuste Corr

TPS Modo reset

Manual

Auto

&

1

MCB/TPS

TPS Estado

Indicação

Bloqueio

&

Qualq .Polo Morto

1

S Q R

& TPS Entrada Inic

V01202

Figura 155: Lógica TPS

352

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

Como pode ser visto no diagrama, a função TPS será inibida se: ● ● ● ●

Houver um sinal DDB Todos Polos Mort presente Está presente qualquer condição de sobrecorrente de fase Existe uma corrente de fase de sequência de negativa Se a corrente de fase muda no intervalo de 1 ciclo

3.6

LÓGICA DE INDICAÇÃO DE ACELERAÇÃO TPS Ent .Comando Disp

TPS Entrada Inic

V02001 Figura 156: Lógica de indicação de aceleração TPS

P14D-TM-PT-7

353

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

4

P14D

SUPERVISÃO DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE

A função de supervisão do transformador de corrente (CTS) é usada para detectar a falha das entradas de corrente CA na proteção. Isto pode ser causado por falhas internas do transformador de corrente, sobrecarga ou falhas na fiação. Se houver uma falha na entrada de corrente CA, a proteção pode interpretar esse evento incorretamente como uma falha das correntes de fase reais do sistema de energia, o que poderia resultar em mal funcionamento. Além disso, uma interrupção nos circuitos de corrente CA pode causar a geração de tensões perigosas no secundário do TC.

4.1

IMPLANTAÇÃO DA CTS

Se as correntes do sistema de energia estão saudáveis, não é gerada nenhuma tensão de sequência zero. Contudo, se uma ou mais entradas de corrente CA forem perdidas, será gerada uma corrente de sequência zero, mesmo se as fases de correntes do sistema de energia estiverem saudáveis. A CTS padrão funciona detectando uma corrente de sequência zero gerada onde não existe nenhuma tensão de sequência zero gerada correspondente. A conexão com o transformador de tensão usado deve ser capaz de transferir tensões de sequência zero do lado primário para o lado secundário. Portanto, este elemento só deve ser ativado nos casos em que o TP é construído com cinco membros, ou contém três unidades de fase simples com o ponto estrela do primário aterrado. A função CTS é implementada na coluna SUPERVISÃO do respectivo grupo de configurações, sob o subtítulo SUPERVISÃO TC. As configurações a seguir são relevantes para a supervisão de TC: ● ● ● ●

TCS Estado: para ativar ou desativar a CTS TCS VN< Inibir: inibe a CTS, se a tensão de sequência zero ultrapassar este valor TCS IN> Ajuste: determina o nível de corrente de sequência zero TCS Temp.Atraso: determina o tempo de operação

LÓGICA CTS

4.2 IN2

TCS Bloqueio TCS IN> Ajuste

&

Alarme Falha TC

VN TCS VN< Inibir

V01203

Figura 157: Diagrama da lógica CTS Se a corrente de falha de terra derivada (corrente de sequência zero) ultrapassar o limiar estabelecido em TCS IN> Ajuste, um sinal DDB de bloco CTS será gerado, desde que não esteja inibida. O sinal será inibido se a tensão residual for menor do que o limiar definido em TCS VN< Inibir. Um alarme CTS é gerado após um atraso curto configurado em TCS Temp.Atraso.

354

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P14D

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

4.3

NOTAS DE APLICAÇÃO

4.3.1

ORIENTAÇÕES DE CONFIGURAÇÃO

A configuração da tensão residual, TCS VN< Inibir e a configuração da corrente residual, TCS IN> Ajuste, devem ser ajustadas de modo a evitar acionamentos indesejados durante condições saudáveis do sistema. Por exemplo: ● TCS VN< Inibir deve ser ajustado em 120% da máxima tensão residual contínua. ● TCS IN> Ajuste é tipicamente ajustado abaixo da corrente de carga mínima. ● TCS Temp.Atraso é geralmente ajustada em 5 segundos. Quando a magnitude de uma tensão residual, durante uma falha de terra, é imprevisível, o elemento poderá ser desativado para evitar que os elementos de proteção sejam bloqueados durante as condições de falha.

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355

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

5

P14D

SUPERVISÃO DO CIRCUITO DE TRIP

Na maioria dos esquemas de proteção, o circuito de trip se estende além da caixa do IED e inclui componentes como elos, contatos de relés, interruptores auxiliares e outras placas de terminais. Tais arranjos complexos podem exigir esquemas dedicados para sua supervisão. Existem duas partes separadas distintas no circuito de trip; o caminho no circuito de trip e a bobina de desarme. O caminho de trip é o trajeto de circuito entre a caixa do IED e a caixa do disjuntor. Este trajeto contém componentes auxiliares como cabos, fusíveis e conectores. Uma interrupção neste trajeto é possível e, portanto, é desejável supervisionar este trajeto e gerar alarmes para as situações de interrupção neste trajeto. A bobina de desarme em si também é parte do circuito geral de trip, e também é possível ocorrer uma falha e abertura no circuito da mesma. Este produto proporciona uma variedade de esquemas de supervisão de circuitos de desarme (TCS).

5.1

ESQUEMA 1 DE SUPERVISÃO DE CIRCUITO DE DESARME

Este esquema provê supervisão da bobina de desarme com o disjuntor aberto ou fechado, contudo, ele não oferece supervisão do caminho de desarme enquanto o disjuntor está aberto. O estado do disjuntor pode ser monitorado quando se usam contatos de trip com rearme automático. Contudo, este esquema é incompatível com contatos de desarme memorizado (latched contact), pois estes irão colocar a entrada opto-acoplada em curto-circuito por um tempo que excede ao valor recomendado para o temporizador de drop-out (DDO), de 400 ms, e, portanto não oferece suporte ao monitoramento de estado do disjuntor. Se você precisa de monitoramento de estado do disjuntor, devem ser usadas entradas opto-acopladas adicionais. Nota: Um contato auxiliar de disjuntor, 52a, segue a posição do disjuntor. Um contato auxiliar, 52b, faz o oposto.

+ve Relé de Saída de Disparo

Caminho de disparo

52A

Bobina de disparo

Diodo de bloqueio 52B R1 V01214

Entrada optoacoplada

Disjuntor

-ve

Figura 158: Esquema 1 TCS Quando o disjuntor está fechado, a corrente de supervisão flui através da entrada opto-acoplada, diodo de bloqueio e a bobina de desarme. Quando o disjuntor está aberto, a corrente de supervisão flui através da entrada opto-acoplada e pela bobina de desarme, através do contato auxiliar 52b. Isto significa que existe supervisão de Bobina de desarme tanto com o disjuntor aberto como fechado, porém a supervisão do Caminho de Trip somente ocorre quando o disjuntor está fechado. Não existe supervisão do caminho de trip enquanto o disjuntor está aberto (supervisão pré-fechamento). Qualquer falha no circuito de trip será detectada apenas no fechamento do disjuntor, após um atraso de 400 ms.

5.1.1

VALORES DE RESISTORES

A corrente de supervisão é bem menor do que a corrente exigida pela bobina de desarme para desarmar um disjuntor. As entradas opto-acopladas limitam esta corrente de supervisão a menos de 10 mA. Entretanto, se as entradas opto-acopladas sofrerem curto-circuito, é possível que a corrente de supervisão atinja um nível que desarma o disjuntor. Por este motivo, frequentemente se usa um resistor R1 para limitar a corrente, no caso de

356

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P14D

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

haver curto-circuito em uma entrada opto-acoplada. Este resistor limita a corrente a menos de 60 mA. A tabela abaixo mostra o valor de resistor apropriado e o valor de configuração de tensão para este esquema. Tensão de circuito de desarme

Resistor R1

24/27

620 Ohms a 2 Watts

30/34

820 Ohms a 2 Watts

48/54

1.2 k Ohms a 5 Watts

110/125

2.7 k Ohms a 10 Watts

220/250

5.2 k Ohms a 15 Watts

Advertência: Caso o seu IED tenha as configurações de modo óptico (Opto 9 Modo, Opto 10 Modo, Opto 11 Modo) na coluna CONFIG.ENTRADAS, estes valores DEVEM Ser definidos em TCS.

5.1.2

ESQUEMA 1 PSL PARA TCS 0

Entrada Optica

0 rejeição

direto

400 &

0

*Output Relay

50 detecção

0

Memorizando

LED

Alarme do Usuário

*NF significa Normalmente Fechado

V01217

Figura 159: Esquema 1 PSL para TCS A entrada opto-acoplada pode ser usada para acionar um relé de saída normalmente fechado, que por sua vez pode ser usado para acionar equipamento de alarme. O sinal também pode ser invertido para acionar um LED programável memorizado e um sinal DDB de alarme de usuário. O temporizador DDO é acionado assim que a entrada opto-acoplada é energizada, mas levará 400 ms para resetar / reiniciar, na eventualidade de uma falha no circuito de trip. O atraso de 400 ms evita alarmes falsos devido a pequenas quedas de tensão provocadas por falhas em outros circuitos, ou durante operações normais de trip, quando a entrada opto-acoplada é curto-circuitada por um contato de trip com rearme automático (selfreset). Quando o temporizador é acionado, o relé de saída NF (normalmente fechado) se abre e os alarmes de LED e do usuário são reiniciados. O ajuste de 50 ms do temporizador evita indicações falsas de LED e alarme de usuário, durante a inicialização e após interrupções da alimentação elétrica.

5.2

ESQUEMA 2 DE SUPERVISÃO DE CIRCUITO DE DESARME

O esquema fornece supervisão da bobina de desarme com o disjuntor aberto ou fechado, mas não fornece supervisão de pré-fechamento do caminho de desarme. Contudo, o uso de duas entradas opto-acopladas permite que o IED monitore corretamente o estado do disjuntor, uma vez que estas são conectadas em série com os contatos auxiliares do disjuntor. Isto é obtido atribuindo-se uma entrada opto-acoplada ao contato 52a e outra entrada opto-acoplada ao contato 52b. Se o valor de Estado Disjuntor, na coluna DISJ.CONTROLE, for igual a Ambos 52A e 52B, o IED irá monitorar corretamente o estado do disjuntor. Este esquema também é totalmente compatível com contatos tipo latch, uma vez que a corrente de supervisão será mantida através do contato 52b, quando o contato de trip fecha.

P14D-TM-PT-7

357

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

P14D

+ve Relé de Saída de Disparo

Caminho de disparo

Bobina de disparo

52A

52B R1

V01215

Entrada Optica 1

R2

Disjuntor

-ve

Entrada Optica 2

Figura 160: Esquema 2 TCS Quando o disjuntor está fechado, a corrente de supervisão passa através da entrada opto-acoplada 1 e da bobina de desarme. Quando o disjuntor está aberto, a corrente flui pela entrada opto-acoplada 2 e pela bobina de desarme. Não existe supervisão do circuito de trip enquanto o disjuntor está aberto. Qualquer falha no circuito de trip será detectada apenas no fechamento do disjuntor, após um atraso de 400 ms.

5.2.1

VALORES DE RESISTORES

Como no esquema 1, os resistores opcionais R1 e R2 podem ser adicionados para evitar o desarme, se houver alguma entrada opto-acoplada em curto-circuito. A tabela abaixo mostra o valor de resistor apropriado e o valor de configuração de tensão para este esquema. Tensão de circuito de desarme

Resistor R1 e R2

24/27

620 Ohms a 2 Watts

30/34

820 Ohms a 2 Watts

48/54

1.2 k Ohms a 5 Watts

110/125

2.7 k Ohms a 10 Watts

220/250

5.2 k Ohms a 15 Watts

Advertência: Caso o seu IED tenha as configurações de modo óptico (Opto 9 Modo, Opto 10 Modo, Opto 11 Modo) na coluna CONFIG.ENTRADAS, estes valores DEVEM Ser definidos em TCS.

5.2.2

ESQUEMA 2 PSL PARA TCS

Entrada Optica 1

Disj.Aux.3F(52 A)

1

0

0 rejeição

direto

400

0

Entrada Optica 2

*Output Relay Disj.Aux.3F(52 B)

&

50 detecção

0

Memorizando

LED

Alarme do Usuário

*NF significa Normalmente Fechado

V01218

Figura 161: Esquema 2 PSL para TCS

358

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P14D

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

No esquema 2 de TCS, ambas as entradas opto-acopladas devem estar baixas antes que seja gerado um alarme de falha no circuito de trip.

5.3

ESQUEMA 3 DE SUPERVISÃO DE CIRCUITO DE DESARME

O esquema 3 TCS é projetado para fornecer supervisão da bobina de desarme, com o disjuntor aberto ou fechado. Também provê supervisão de pré-fechamento do circuito de trip. Uma vez que este esquema usa apenas uma entrada opto-acoplada, ele não é compatível com contatos de desarme memorizados (latched). Se você precisa de monitoramento de estado do disjuntor, devem ser usadas entradas opto-acopladas adicionais. +ve Relé de Saída

R3

Caminho de disparo

52A

Bobina de disparo

R2 52B

V01216

Entrada optoacoplada

R1

Disjuntor

-ve

Figura 162: Esquema 3 TCS Quando o disjuntor está fechado, a corrente passa pela entrada opto-acoplada, pelo resistor R2 e pela bobina de desarme. Quando o disjuntor está aberto, a corrente flui através da entrada opto-acoplada, resistores R1 e R2 (em paralelo), resistor R3 e pela bobina de desarme. A corrente de supervisão é mantida através do caminho de desarme com o disjuntor em ambos os estados, fornecendo portanto supervisão pré-fechamento.

VALORES DE RESISTORES

5.3.1

Assim como no esquemas TCS 1 e 2, os resistores R1 e R2 são usados para evitar desarmes falsos, quando as entradas opto-acopladas sofrem curto-circuito. Contudo, diferentemente dos outros dois esquemas, este depende da posição e valor desses resistores. A remoção deles resultaria no monitoramento incompleto do circuito de desarme. A tabela abaixo mostra os valores do resistor e as configurações de tensão requeridas para a operação satisfatória. Tensão de circuito de desarme

Resistor R1 e R2

Resistor R3

24/27

620 Ohms a 2 Watts

330 Ohms a 5 Watts

30/34

820 Ohms a 2 Watts

430 Ohms a 5 Watts

48/54

1.2 k Ohms a 5 Watts

620 Ohms a 10 Watts

110/125

2.7 k Ohms a 10 Watts

1.5 k Ohms a 15 Watts

220/250

5.2 k Ohms a 15 Watts

2.7 k Ohms a 25 Watts

Advertência: Caso o seu IED tenha as configurações de modo óptico (Opto 9 Modo, Opto 10 Modo, Opto 11 Modo) na coluna CONFIG.ENTRADAS, estes valores DEVEM Ser definidos em TCS.

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359

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

5.3.2

P14D

ESQUEMA 3 PSL PARA TCS 0

0

Entrada Optica

rejeição

direto

400

*Output Relay

0

50

&

detecção

LED

Memorizando

0

Alarme do Usuário

V01217

*NF significa Normalmente Fechado

Figura 163: Esquema 3 PSL para TCS

5.4

ESQUEMA 4 DE SUPERVISÃO DE CIRCUITO DE DESARME

O esquema 4 é idêntico àquele oferecido pelo MVAX31 (um relé de supervisão de circuito de desarme) e, consequentemente, é totalmente compatível com a especificação H7 ENA. Para se obter esta conformidade, existem três configurações na coluna CONFIG.ENTRADAS. Essas configurações (Opto 9 Modo, Opto 10 Modo e Opto 11 Modo) deve ser definidas com valor TCS, antes que o esquema possa ser usado. Tipicamente, apenas duas dessas entradas opto-acopladas seriam usadas. No diagrama abaixo, a entrada opto-acoplada 1 e 2 corresponderiam às entradas opto-acopladas mencionadas acima. +ve Relé de saída

Caminho de disparo

52 A

Entrada optoisolada 2 R1 V01222

Bobina de disparo

52 B

R2 Entrada optoisolada 1

Disjuntor

-ve

Figura 164: Esquema 4 TCS Sob condições normais sem falhas, uma corrente de 2 mA flui através de um dos seguintes circuitos: a) Supervisão pós fechamento: quando o disjuntor está em um estado fechado, a corrente flui através de, da entrada opto-acoplada 1, do contato 52A e da bobina de desarme. b) Supervisão pré-fechamento: quando o disjuntor está em um estado aberto, a corrente flui através de R1, da entrada opto-acoplada 1, do contato 52B, da entrada opto-acoplada 2 e da bobina de desarme. c) Desarme momentâneo com contato Self-reset: quando um contato de reinício automático está em um estado fechado, a corrente flui através do contato de desarme, do contato 52A e da bobina de desarme. d) Desarme com contato memorizado: quando um contato de desarme memorizado é usado e quando ele está em um estado fechado, a corrente flui através do contato de desarme, do contato 52A, da bobina de desarme, mudando para o contato de caminho de desarme, R2, contato 52B, entrada opto-acoplada 2 e a bobina de desarme. Uma corrente de 2 mA através da bobina de desarme não é suficiente para provocar a operação do contato de desarme, porém é suficiente para energizar as entradas opto-acopladas. Sob esta condição, ambas as entradas opto-acopladas apresentarão valor lógico 1, de modo que o relé de saída (saúde TCS) será fechado e o alarme de usuário será desativado. Caso ocorra uma interrupção no circuito de desarme, a corrente cessará de fluir,

360

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Capítulo 15 - SUPERVISÃO

resultando em ambas as entradas opto-acopladas apresentando saída 0. Isto provocará a abertura do relé de saída e irá energizar o alarme do usuário.

5.4.1

VALORES DE RESISTORES

As entradas opto-acopladas TCS drenam uma corrente constante de 2 mA. Os valores dos resistores externos R1 e R2 são escolhidos para limitar a corrente a um máximo de 60 mA no caso de uma entrada opto-acoplada sofrer curto-circuito. O valor desses resistores depende da tensão do circuito de desarme. Para atingir conformidade com a especificação H7 ENA, realizamos testes extensos e recomendamos os seguintes valores de resistores. Tensão de circuito de desarme

Resistor R1 e R2 (ohms)

24/27

620 Ohms a 2 Watts

30/34

820 Ohms a 2 Watts

48/54

1.2 k Ohms a 5 Watts

110/125

2.7 k Ohms a 10 Watts

220/250

5.2 k Ohms a 15 Watts

Para a condição de desarme momentâneo, nenhuma das entradas opto-acopladas é energizada. Para sobrepor esta operação normal do disjuntor, é adicionado ao PSL um atraso de tempo de queda de cerca de 400 ms.

Advertência: Caso o seu IED tenha as configurações de modo óptico (Opto 9 Modo, Opto 10 Modo, Opto 11 Modo) na coluna CONFIG.ENTRADAS, estes valores DEVEM Ser definidos em TCS.

5.4.2

ESQUEMA 4 PSL PARA TCS

Entrada Optica 1

1

0

0

rejeição

direto

400

0

*Output Relay

Entrada Optica 2

&

50 detecção

0

Memorizando

LED

Alarme do Usuário

V01223 *NF significa Normalmente Fechado

Figura 165: Esquema 4 PSL para TCS

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361

Capítulo 15 - SUPERVISÃO

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CONFIGURAÇÃO DA PSL E E/S DIGITAIS CAPÍTULO 16

Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

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1

Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo apresenta o editor de PSL (Esquema de Lógica Programável) e descreve a configuração das entradas e saídas digitais. Ele fornece uma visão geral dos conceitos de esquemas lógicos e do editor PSL. Em seguida, são apresentados detalhes sobre a alocação das entradas e saídas digitais, que exigem o uso do editor PSL. Existe um documento separado, denominado "Software aplicativo de configuração", que apresenta uma descrição completa dos PSL. Porém, este capítulo fornece informações suficientes para que você faça a alocação das principais entradas e saídas digitais. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Configuração das entradas e saídas digitais Esquema de lógica Configuração de entradas opticamente isoladas Atribuição dos relés de saída LEDs de função fixa Configuração de LEDs programáveis Teclas de função

365 366 367 370 371 372 373 375

Controlo Entradas Entradas e saídas Inter-PSL.

376 377

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365

Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

2

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CONFIGURAÇÃO DAS ENTRADAS E SAÍDAS DIGITAIS

A configuração das entradas e saídas digitais neste produto é muito flexível. Você pode usar uma combinação de configurações e de lógica programável para adaptá-las à sua aplicação. Você pode acessar algumas das configurações usando o teclado do painel dianteiro, mas será necessário um computador e a execução do software aplicativo de configuração para verificar e configurar totalmente as propriedades das entradas e saídas digitais. O software de configuração inclui um módulo chamado Editor PSL (Editor de Esquema de Lógica Programável). O editor PSL permite que você aloque entradas e saídas de acordo com sua necessidade específica. Isso permite que você associe atributos a alguns dos sinais, como, por exemplo, uma temporizaçãode drop-off em um contato de saída. Neste produto, as entradas e saídas digitais configuráveis são: ● Entradas digitais com isolamento óptico (opto-acopladas). Estas podem ser usadas para monitorar o estado da planta associada. ● Relés de saída. Estes podem ser usados para fins como, por exemplo, iniciar o disparo de disjuntores, fornecer alarmes, etc. ● LEDs programáveis. O número e cor dos LEDs programáveis varia de acordo com o produto específico ao qual estão associados. ● Teclas de função e indicações de LED associadas Estas não fazem parte de todos os produtos, mas onde são fornecidas, cada tecla possui um LED tricolor associado. ● Entradas e saídas IEC 61850 GOOSE. Existem apenas em produtos cuja especificação inclui a conexão a um sistema IEC61850, e os detalhes GOOSE são apresentados na documentação da IEC61850.

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3

Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

ESQUEMA DE LÓGICA

O produto é fornecido com um Esquema de Lógica Fixo pré-definido (FSL) e um Esquema de Lógica Programável (PSL). O esquema de lógica é um módulo funcional dentro do IED, através do qual é feito todo o mapeamento de entradas e saídas. O esquema de lógica pode ser dividido em duas partes; o Esquema de Lógica Fixo (FSL) e o Esquema de Lógica Programável (PSL). Esses esquemas são construídos sobre o conceito de barramento de dados digital (DDB). O DDB inclui todos os sinais digitais (DDBs) que são usados no FSL e PSL. O DDB inclui as entradas, saídas e sinais internos. O FSL consiste em lógica que foi codificada no produto. É fundamental corrigir a interação entre vários elementos de proteção e/ou controle. É fixa e não pode ser alterada. O PSL oferece a facilidade de desenvolver esquemas adequados a cada aplicação específica, caso os esquemas PSL padrão programados em fábrica não atendam suas necessidades. Os esquemas PSL padrão são programados antes do produto deixar a fábrica. Tais esquemas PSL padrão foram concebidos para atender aplicações típicas e, caso atendam suas necessidades, você não precisará alterar nada. Contudo, se você desejar mudar os mapeamentos entrada/saída ou implantar um esquema de lógica personalizado, poderá mudá-los ou criar novos esquemas PSL usando o editor PSL. O PSL consiste de componentes como portas lógicas e temporizadores, que combinam e condicionam os sinais DDB. As portas lógicas podem ser programadas para realizar uma série de funções lógicas AND. O número de entradas em uma porta lógica não tem limite. Os temporizadores pode ser usados, ou para criar um atraso programável, ou para condicionar as saídas lógicas. Os contatos de saída e LEDs programáveis possuem condicionadores dedicados. A lógica PSL é acionada por evento. Apenas é processada a parte da lógica PSL que é afetada particularmente pela alteração da entrada que ocorreu. Isto minimiza a quantidade de tempo de processamento usado pelo PSL, assegurando um desempenho líder de mercado. O diagrama a seguir mostra como o esquema de lógica interage com o restante do IED.

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367

Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

Valores de energização

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LEDs fixos

Saídas SL

Entradas SL

Funções de proteção

Entradas ópticas

LEDs programáveis PSL e FSL

Relés de saída

Módulo de controle de entrada

Saídas GOOSE

Entradas GOOSE

Entradas de controle

Teclas de função

Módulo de processamento Ethernet

V02011 Figura 166: Interfaces do esquema de lógica

3.1

EDITOR PSL

O esquema de lógica programável (PSL) é um módulo de portas lógicas e temporizadores programáveis no IED, que pode ser usado para criar lógica personalizada, qualificando como o produtos responde a condições do sistema. As entradas digitais do IED são combinadas com sinais digitais gerados internamente através de portas lógicas, temporizadores e condicionadores. Os sinais resultantes são, então, mapeados para sinais de saída digital, incluindo relés e LEDs de saída. O editor PSL é uma ferramenta do Software de Configuração que permite que você crie e edite diagramas de esquemas lógicos. Você pode usar o esquema lógico padrão, concebido para atender a maioria das aplicações, mas poderá alterá-lo, caso ele não seja adequado para a sua aplicação. Caso você crie um esquema de lógica diferente com o software, precisará carregá-lo no dispositivo para usá-lo.

368

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3.2

Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

ESQUEMAS PSL

O produto é fornecido com arquivos de esquemas padrão. Estes podem ser usados sem modificação na maioria das aplicações, ou você poderá escolher usá-los como ponto de partida para criar seu próprio esquema. Também é possível criar um esquema novo a partir do zero. Para criar um esquema novo, ou alterar um já existente, é necessário executar o Software de Configuração. É necessário, então, abrir um arquivo PSL existente, ou criar um novo, para o produto específico que você usa e, então, abrir um arquivo PSL. Caso queira criar um novo arquivo PSL, você deve selecionar Arquivo , Novo e, finalmente, Esquema em branco... Esta ação abre um arquivo padrão apropriado para o dispositivo em questão, mas apaga os componentes do diagrama do arquivo padrão, deixando um diagrama em branco com as informações de configuração carregadas. Para abrir um arquivo existente, ou um arquivo padrão, simplesmente dê um duplo clique nele.

3.3

CONTROLE DE VERSÃO DO ESQUEMA PSL.

Para ajudar você a rastrear os PSL carregados nos produtos, o software possui um recurso de controle de versão. A interface com o usuário possui DADOS PSL uma coluna, que pode ser usada para rastrear as modificações PSL. Existe um total de 12 células DADOS PSL coluna; 3 para cada grupo de configurações. Refer.PSL Grp.n: Quando se faz o download de um esquema PSL em um IED, o sistema pedirá o número do grupo relevante e um identificador de referência. Os primeiros 32 caracteres do identificador de referência são exibidos nesta célula. As teclas de cursor horizontais podem percorrer os 32 caracteres, uma vez que o mostrador só exibe 16 caracteres por vez. Exemplo: Refer.PSL Grp.n

Data/Hora: Esta célula exibe a data e hora em que o esquema PSL foi baixado no IED. Exemplo: 18 Nov 2002 08:59:32.047

ID PSL Grp.n: Esta célula exibe um número identificador (ID) exclusivo que foi associado ao esquema PSL. Exemplo: ID PSL Grp.n ID - 2062813232

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Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

4

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CONFIGURAÇÃO DE ENTRADAS OPTICAMENTE ISOLADAS

O número de entradas de estado opticamente isoladas (opto-acopladas) depende do modelo específico fornecido. O uso das entradas dependerá da aplicação, e sua alocação é definida no esquema lógico programável (PSL). Além da configuração PSL, você também precisa especificar a tensão de entrada esperada. Geralmente, todas as entradas opto-acopladas compartilham a mesma faixa de tensão de entrada, mas este dispositivo poderá acomodar outras faixas de tensão. Na coluna CONFIG.ENTRADAS há uma configuração de tensão nominal. Se todas as entradas opto-acopladas forem ser energizadas com a mesma faixa de tensão, esse valor será selecionado com esta configuração. Se você selecionar Custom na configuração, então as células Entrada Óptica 1, Entrada Óptica 2, etc. se tornarão visíveis. Você usa estas células para configurar faixas de tensão para cada entrada individual opto-acoplada. Se você estiver usando o software de configuração recomendado (MiCOM S1 Agile), a função de monitoramento de alimentação CC do produto detecta a tensão de alimentação CC e fornece alguma automação para a tensão nominal global. Esta característica é encontrada, clicando-se em Dispositivo, selecionando-se Supervisionar dispositivo ® Auto-configuração de tensão óptica. Esta detecção automática somente funciona em entradas CC. Dentro da coluna CONFIG.ENTRADAS também existem configurações para controlar os filtros aplicados às entradas, bem como a característica pick-up/drop-out. A configuração de controle de filtros fornece uma cadeia de bits, onde cada bit está associado a uma entrada opto-acoplada. O valor ‘1’ em um bit indica a aplicação de um filtro de meio ciclo. Isto ajuda a evitar a operação incorreta na eventualidade de interferência de frequência na fiação do sistema de geração. O valor ‘0’ em um bit remove a aplicação do filtro e torna a operação mais rápida. Note-se que a remoção do filtro reduz a imunidade CA. Isso significa que a filtragem de interferências fora de faixa se torna menos eficaz. A configuração característica é um valor único aplicado a todas as entradas opto-acopladas. Ela é usada para estabelecer as relações de pick-up/drop-out dos sinais de entrada. O padrão de drop-out é 60% do valor de entrada CC máximo e o limiar de pick-up é 80% do valor de entrada CC mínimo. Você pode mudar isto para outros limiares disponíveis, caso necessário. Outros limiares disponíveis são: 50% a 70%, e 58% a 75%.

370

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5

Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

ATRIBUIÇÃO DOS RELÉS DE SAÍDA

A ação de contato dos relés é controlada usando o PSL. Os sinais DDB são mapeados no PSL e acionam os relés de saída. O acionamento de um relé de saída é controlado por meio de um condicionador do relé de saída. Existem várias opções disponíveis para condicionamento dos contatos dos relés de saída. Por exemplo, você pode escolher se a operação de um relé se saída será memorizada por um latch, se terá um atraso no pick-up, ou um atraso no drop-out. Você seleciona isto na janela Propriedade de contato associada ao condicionador do respectivo relé de saída. Para mapear um relé de saída no PSL você deve usar o botão Condicionador de contato, que aparece na barra de ferramentas, para importá-lo. Então, deverá condicioná-lo de acordo com suas necessidades. A saída do condicionador respeitará os atributos que você atribuiu. O botão Condicionador de contato da barra de ferramentas é semelhante a isto:

A contribuição PSL associada se parece com isto:

Nota: Os condicionadores de contato somente aparecerão como disponíveis se não houverem sido todos usados. Em alguns esquemas de PSL padrão, todos os Condicionadores de contato podem ter sido usados. Nesse caso, se você quiser usá-los para outra coisa, precisará reatribuí-los.

Na barra de ferramentas, existe um outro botão associado às saídas de relé. Este botão se parece com isto:

Este é o botão "Sinal de contato". Ele permite que você crie réplicas de um relé condicionado no PSL, evitando que você tenha de fazer conexões entre páginas que poderiam diminuir a clareza do esquema.

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Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

6

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LEDS DE FUNÇÃO FIXA

Quatro LEDs de função fixa no lado esquerdo do painel frontal indicam as seguintes condições. ● O LED Desarme (Vermelho) ACENDE quando o IED emite um sinal de desarme. Ele é apagado quando o registo de falha associado é apagado do mostrador frontal. O LED Desarme também pode ser configurado como self-reset. ● Alarme (Amarelo) pisca quando o IED regista um alarme. Isto pode ser ativado por um registo de falha, evento ou registro de manutenção. O LED pisca até que os alarmes tenham sido aceitos (lidos) e, então, muda para continuamente ACESO. Quando os alarmes são desligados, o LED muda para APAGADO. ● Fora de serviço (Amarelo) fica ACESO quando as funções do IED não estão disponíveis. ● Saudável (Verde) está ACESO quando o IED está em perfeito funcionamento, devendo ficar ACESO o tempo todo. O LED APAGA se o autoteste da unidade mostrar que existe um erro no hardware ou software. O estado do LED saudável é refletido no contato watchdog na parte traseira do equipamento.

6.1

LÓGICA DO LED DE DISPARO

Quando ocorre um disparo, o LED de disparo acende. É possível fazer reset disto de várias maneiras: ● Diretamente com um comando de reset (pressionando a Tecla Clear) ● Com uma entrada lógica de reset ● Com lógica de reset automático Activa-se o reset automático com a célula Lig. Func. Sist. na coluna DADOS SISTEMA. Um '0' desactiva o reset automático e um '1' activa o reset automático. O reset ocorre quando o circuito é religado e o sinal Qualq.Polo Morto sofreu reset por três segundos desde que o sinal Qualquer Partida esteja inativo. O reset é impedido se o sinal Qualquer Partida estiver ativo após o fecho do disjuntor. Isto é útil quando usado em conjunto com a lógica de Religação Automática, pois impedirá que sinalizadores de disparo indesejado sejam exibidos após uma religação bem sucedida do disjuntor. A lógica do LED de Disparo é a seguinte: Qualquer Disparo PartLED Disparo

Reinício

1 Reset Relés/LED Lig. Func. Sist .

Trip LED S/Reset

& Qualq.Polo Morto

Qualquer Partida

V01211

Figura 167: Lógica do LED de Disparo

372

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7

Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

CONFIGURAÇÃO DE LEDS PROGRAMÁVEIS

Existem três tipos de sinais de LEDs programáveis, que variam de acordo com o modelo usado. São eles: ● LED programável de cor única. Estes LED são de cor vermelha. ● LED programável tricolor. Estes acedem nas cores vermelha, verde e amarelo. ● LED programáveis tricolores associados com uma tecla de função. Estes acedem nas cores vermelha, verde e amarelo. Os sinais DDB são representados no PSL e usados para acender os LEDs. No caso dos LEDs programáveis de cor única, existe um sinal DDB associado a cada LED. No caso dos LEDs tricolores, existem dois sinais DDB associados ao LED. Ativar o sinal LED # Verd acenderá a cor verde do LED. Ativar o sinal LED # Verm acenderá a cor vermelha do LED. A ativação de ambos os sinais DDB acenderá a cor amarelo. O acendimento de um LED é controlado por meio de um condicionador. Usando um condicionador, você pode decidir se os LEDs refletem o estado dos sinais DDB em tempo real, ou se fica aceso (memorizado) aguardando intervenção do usuário. Para representar um LED no PSL você deve usar o botão Condicionador de LED da barra de ferramentas para importá-lo. Então, deverá condicioná-lo de acordo com suas necessidades. A(s) saída(s) do condicionador respeita(m) o(s) atributo(s) que você associou. O botão da barra de ferramentas de um LED tricolor se parece com isto:

A contribuição PSL associada se parece com isto:

O botão da barra de ferramentas de um LED de cor única se parece com isto:

A contribuição PSL associada se parece com isto:

Nota: Os condicionadores de LED estão disponíveis apenas no caso de não estarem sendo todos usados, o que poderá acontecer em alguns esquemas PSL. Se esse for o caso e você quiser usá0los para algo mais, será necessário reatribuí-los.

Na barra de ferramentas, existe outro botão associado com os LEDs. O botão associado a um LED tricolor é similar a isto:

O botão associado a um LED de cor única é similar a isto:

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Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

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É o botão do "Sinal de LED" Ele permite que você crie réplicas de um LED condicionado no PSL, evitando que tenha de efetuar conexões entre páginas que poderiam reduzir a clareza do esquema.

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Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

TECLAS DE FUNÇÃO

Nos modelos montados em caixas de 30TE ou maiores, estão disponíveis várias teclas de função programáveis. Isto permite que se atribua teclas de função a funcionalidades de controlo através do esquema lógico programável (PSL). Cada tecla de função está associada a um LED tricolor programável, que se pode programar para fornecer a indicação desejada quando da ativação da tecla de função. Estas teclas de função podem ser usadas para acionar qualquer função à qual estiverem conectadas como parte do PSL. Os comandos de tecla de função podem ser encontrados na coluna TECLAS FUNÇÃO. Cada tecla de função está associada a um sinal DDB conforme mostrado na tabela DDB. Pode-se mapear estes sinais DDB a qualquer função disponível no PSL. A célula Estado Tcls Func exibe o estado (energizado ou desenergizado) das teclas de função por meio de uma string binária, onde cada bit representa uma tecla de função começando com 0 para a tecla de função 1. Cada tecla de função tem três parâmetros associados a ela, como abaixo: ● Modo Tecl.Func.(n), que permite que se configure a tecla como alternada ou normal ● Tecla Função (n), que activa ou desactiva a tecla de função ● Etiq.Tecl.Func.(n), que permite que se defina o texto da tecla de função que é exibido Quando a célula Modo Tecl.Func.(n) está definida como Alternado, a saída do sinal DDB da tecla de função permanece no estado ativo até que seja dado um comando de reset. No modo Normal, o sinal DDB da tecla de função permanecerá energizado pelo tempo em que a tecla de função estiver pressionada e depois sofre reset automaticamente. Neste modo, pode-se programar uma duração mínima de pulso adicionando um temporizador de pulso mínimo ao sinal de saída DDB da tecla de função. A célula Tecla Função (n) é usada para activar (desbloquear) ou desactivar os sinais da tecla de função no PSL. O parâmetro de Bloqueio foi fornecido para impedir ativação posterior ao se pressionar a tecla em sequência. Isto permite que teclas de função definidas no modo Alternado e os seus sinais DDB ativos em alto sejam bloqueados no estado ativo evitando assim que qualquer ativação posterior da tecla desative a função associada. Bloquear uma tecla de função que esteja definida no modo 'Normal' faz com que os sinais DDB associados fiquem permanentemente desativados. Este recurso de segurança impede que qualquer ativação inadvertida da tecla de função ative ou desative funções críticas. A célula Etiq.Tecl.Func. possibilita alterar o texto associado a cada tecla de função. Este texto será exibido quando uma tecla de função é acedida no menu de tecla de função, ou pode ser exibido no PSL. Os estados de todas as teclas de função são armazenados em memória não volátil, para o caso de interrupção da alimentação auxiliar. Nota: O dispositivo apenas reconhece uma única ativação de tecla de função de cada vez.

Nota: É necessária uma duração da ativação da tecla de pelo menos 200 ms antes que seja reconhecida no PSL. Este recurso de eliminação de erro evita ativações duplas acidentais.

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Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

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CONTROLO ENTRADAS

As entradas de controlo são comutadores de software, que podem ser fechados ou abertos localmente ou remotamente. Estas entradas podem ser usadas para acionar qualquer função do PSL às quais estejam conectadas. Existem três colunas de parâmetros associadas às entradas de controlo.

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10

Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

ENTRADAS E SAÍDAS INTER-PSL.

Para tornar a concepção dos esquemas PSL mais fácil, o P40 Agile oferece uma série de sinais DDB para conexão de entradas PSL a saídas PSL. Estas são chamadas entradas e saídas Inter-PSL Este dispositivo permite que você mapeie muitos sinais de entrada PSL a um único sinal de saída Inter-PSL, muitos sinais de saída PSL a um único sinal de entrada Inter-PSL e a junção do sinal de entrada Inter-PSL com um sinal de saída Inter-PSL. Os sinais de entrada Inter-PSL também podem ser usados para disparar diretamente o Gravador de distúrbios.

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Capítulo 16 - Configuração da PSL e E/S digitais

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COMUNICAÇÃO SCADA CAPÍTULO 17

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Os produtos MiCOM suportam comunicação de sistemas de automação de subestações e SCADA com base em duas tecnologias, serial e Ethernet. As comunicações seriais são usadas há muito tempo, existindo ainda muitas subestações ligadas desta maneira. A Ethernet é um meio mais moderno, sendo que todas as comunicações de subestações modernas estão baseadas nesta tecnologia. Os produtos MiCOM da GE Energy Connections suportam ambas as tecnologias de comunicação. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão Geral do Capítulo Interfaces de Comunicação Comunicação serie Comunicação padrão Ethernet Comunicação Ethernet redundante Visão geral dos Protocolos de Dados Modo de Leitura Sincronização Horária

381 382 383 386 387 393 435 437

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381

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

2

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INTERFACES DE COMUNICAÇÃO

Os produtos MiCOM P40 Agile possuem vários interfaces de comunicação padrão e opcionais. O hardware e protocolos padrão e opcionais estão resumidos abaixo: Porta

Disponibilidade

Camada Física

Uso

Protocolos de Dados

Frontal

Norma

USB

Configuração local Download de firmware

Courier

Porta serie traseira 1

Norma

RS485 / K-Bus

SCADA Configuração remota IRIG-B

Courier, MODBUS, IEC 60870-5-103, DNP3.0

Porta serie traseira 2 (opção de pedido)

Opcional

RS485

SCADA Configuração remota IRIG-B

Courier

Porta Ethernet traseira

Opcional

Ethernet/cobre

SCADA Configuração remota

Courier, DNP3.0 sobre Ethernet, IEC 61850 (opção de pedido)

Porta Ethernet traseira

Opcional

Ethernet/fibra

SCADA Configuração remota

Courier ou DNP3.0 sobre Ethernet (opção de pedido)

Nota: As placas de comunicação opcionais são sempre encaixadas na posição C e apenas na posição C. Só é possível encaixar uma placa de comunicação opcional, portanto, a comunicação Serie e Ethernet são mutuamente exclusivas.

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3

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

COMUNICAÇÃO SERIE

Os padrões de camada física que são usados na comunicação serie para SCADA são: ● Barramento serie universal (USB) ● EIA(RS)485 (normalmente abreviado para RS485) ● K-Bus (uma implementação proprietária da RS485) O USB é um padrão relativamente novo, que substitui a EIA(RS232) para comunicação local com o IED (para transferir configurações e extrair atualizações de firmware) A RS485 é semelhante à RS232, mas para distâncias mais longas, permitindo o encadeamento em série e multiderivações de IEDs. O K-Bus é um protocolo proprietário muito semelhante ao RS485, mas não pode ser misturado no mesmo link com o RS485. Diferente do RS485, os sinais K-Bus aplicados entre dois terminais não são polarizados. É importante notar que estes não são protocolos de dados. Apenas descrevem as características físicas requeridas para que dois dispositivos comuniquem entre si. Para a descrição do padrão K-Bus veja K-Bus (on page384) e o manual do interface K-Bus da GE Energy Connections referência R6509. Uma descrição completa do RS485 está disponível na publicação da norma.

3.1

BARRAMENTO SÉRIE UNIVERSAL

A porta USB é usada para conectar computadores localmente para transferir configurações, medidas e registos entre o computador e o IED e para extrair atualizações de firmware de um computador local para o IED.

3.2

BARRAMENTO EIA(RS)485

A conexão a dois fios RS485 fornece ao IED uma conexão série half duplex totalmente isolada. A conexão é polarizada, mas não existe definição de qual terminal represente o que. Se o mestre for incapaz de comunicar com o produto e os parâmetros de comunicação estiverem corretos, é possível que a conexão a dois fios esteja invertida. O barramento RS485 deve terminar em cada ponta com resistências de 120 Ω 0,5 W entre os fios de sinal. O padrão RS485 requer que cada dispositivo seja ligado diretamente ao barramento físico. São proibidos ramais ou derivações em T. As topologias de barramento em loop e em estrela não fazem parte do padrão RS485 e também são proibidas. Deve ser usado um cabo blindado com dois condutores trocados. A especificação completa do cabo depende da aplicação, embora um condutor multifilar de 0,5 mm2 por núcleo seja normalmente adequado. O comprimento total do cabo não pode exceder 1000 m. É importante evitar correntes circulantes, que podem provocar ruído e interferência, especialmente quando o cabo passa entre edifícios. Por este motivo, a blindagem deve ser contínua e ligada à terra apenas num extremo, normalmente no ponto de conexão do mestre. O sinal RS485 é um sinal diferencial e não existe ligação de terra de sinal. Se houver uma ligação de terra de sinal no cabo do barramento esta deve ser ignorada. Em nenhum local deve ser ligada à blindagem do cabo ou ao chassis do produto. Tanto por razões de segurança como de ruído. Pode ser necessário polarizar os fios de sinal para evitar inconsistências. As inconsitências ocorrem quando o nível de sinal possui um estado intermitente porque o barramento não está a ser corretamente referenciado. Isto pode ocorrer quando todos os escravos estão em modo de recepção e o mestre é lento na mudança do modo de recepção para o de transmissão. O motivo para isto ocorrer pode ser por o mestre estar a aguardar no modo de recepção, em estado de alta impedância, até ter algo para transmitir. A inconsistência faz com que o(s) dispositivo(s) de recepção perca(m) os primeiros bits do primeiro caractere do pacote, o que faz com que o escravo rejeite a mensagem e por isso não responda. Os sintomas disto são: tempos de resposta longos (devido às

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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tentativas), contagens crescentes de erros de mensagens, comunicação errática, e no pior caso, falha completa na comunicação.

3.2.1

REQUISITOS DE POLARIZAÇÃO DA EIA(RS)485

A polarização requer que as linhas de sinal sejam referenciadas a um nível de tensão definido de aproximadamente 1 V. Deve haver apenas um ponto de polarização no barramento, que fica melhor situado no ponto de conexão do mestre. A fonte de CC usada para a polarização deve ser limpa para evitar a injeção de ruído no circuito. Nota: Alguns dispositivos podem ser capazes de fornecer a polarização do barramento, neste caso não serão necessários componentes externos.

6 – 9 V CC

180 Ω polarização

Mestre

120 Ω 180 Ω polarização

0V

120 Ω

Escravo

Escravo

Escravo

V01000

Figura 168: Circuito de polarização RS485 Advertência: É extremamente importante que sejam usadas as resistências de terminação de 120 Ω. Caso contrário a tensão de polarização pode ser excessiva e pode danificar os dispositivos conectados ao barramento.

3.3

K-BUS

O K-Bus é um método robusto de sinalização baseado nos níveis de tensão do RS485. O K-Bus incorpora uma estrutura de mensagens com base em um protocolo HDLC síncrono de 64 kbps com modulação FM0 para aumentar a velocidade e a segurança. A interface traseira é usada para fornecer uma ligação permanente para o K-bus, o que permite uma ligação com várias derivações. Um ramal K-Bus consiste até 32 IEDs ligados numa configuração multiderivada usando cabos de pares trocados. A conexão K-Bus em par trocado não é polarizada. Deve ser usado um cabo blindado com dois condutores trocados. A especificação completa do cabo depende da aplicação, embora um condutor multifilar de 0,5 mm2 por núcleo seja normalmente adequado. O comprimento total do cabo não pode exceder 1000 m. É importante evitar correntes circulantes, que podem provocar ruído e interferência, especialmente quando o cabo passa entre edifícios. Por este motivo, a blindagem deve ser contínua e ligada à terra apenas num extremo, normalmente no ponto de conexão do mestre.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

O sinal K-Bus é um sinal diferencial e não existe ligação de terra do sinal. Se houver uma ligação de terra de sinal no cabo do barramento esta deve ser ignorada. Em nenhum local deve ser ligada à blindagem do cabo ou ao chassis do produto. Tanto por razões de segurança como de ruído. Não é possível usar um conversor padrão de EIA(RS)232 para EIA(RS)485 para converter amostras IEC 60870-5 FT1.2 para K-Bus. Para esta finalidade deve ser usado um conversor de protocolo KITZ101, KITZ102 ou KITZ201. Consulte a GE Energy Connections para obter informações sobre a especificação e fornecimento de dispositivos KITZ. A figura seguinte mostra uma conexão K-Bus típica.

IED

IED

IED

Barramento K

RS232

Computador

Conversor RS232-USB

Conversor de protocolo KITZ

V01001 Figura 169: Comunicação remota usando K-Bus Nota: Apenas é necessário um conversor RS232-USB se o computador local não tiver uma porta RS232.

Maiores informações sobre o K-Bus estão disponíveis na publicação R6509: Manual do Interface K-Bus, disponível a pedido.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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COMUNICAÇÃO PADRÃO ETHERNET

O interface Ethernet é necessário para IEC 61850 ou DNP3 sobre Ethernet (o protocolo deve ser selecionado no momento do pedido). Com qualquer um destes protocolos, o interface Ethernet também oferece comunicação com o MiCOM S1 Studio para configuração remota e extração de registos. O uso de conexão por fibra ótica é recomendado em conexões permanentes num ambiente de subestação, pois oferece vantagens em termos de rejeição de ruído. A porta de fibra ótica permite comunicação a 100 Mbps e usa conectores tipo LC. O dispositivo também pode ser conectado a um hub ou switch Ethernet 10Base-T ou 100Base-TX usando a porta RJ45. A porta detecta automaticamente o tipo de hub conectado. Este tipo de conexão só é recomendado para conexões de pequena duração e para pequenas distâncias por motivo de ruído e interferência. Os pinos do conector RJ45 são os seguintes: Pino

Nome do sinal

Definição do sinal

1

TXP

Transmissão (positivo)

2

TXN

Transmissão (negativo)

3

RXP

Recepção (positivo)

4

-

Não usado

5

-

Não usado

6

RXN

Recepção (negativo)

7

-

Não usado

8

-

Não usado

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

COMUNICAÇÃO ETHERNET REDUNDANTE

A redundância é necessária quando não é tolerável nem um único ponto de falha. É necessária em aplicações críticas como na automação de subestações. A redundância atua como uma política de segurança, oferecendo uma rota alternativa, no caso de falha de uma das rotas. A redundância das comunicações Ethernet é disponível na maioria dos produtos da GE Energy Connections, usando um equipamento de Ethernet redundante. Este equipamento tem uma Placa de Interface de Rede (NIC) que possui um switch de Ethernet integrado. A interface possui dois pares transmissor/receptor Ethernet, ambos para a mesma mídia física (dois para cobre e dois para fibra óptica). Além dos dois pares de transmissor/receptor Ethernet, a REB (placa ethernet redundante) possui uma indicação de atividade do elo. Tanto o protocolo PRP (Parallel Redundancy Protocol) como o HSR (High-availability Seamless Redundancy), ambos padrão de mercado, estão disponíveis, mediante indicação de uma opção no pedido de compra.

5.1

PROTOCOLOS SUPORTADOS

Um dos requisitos chave das comunicações de subestação redundantes é a redundância "ininterrupta". Isto significa a habilidade de efetuar a transferência de uma linha de comunicação para outra sem consequências notáveis. Os protocolos padrão da época às vezes não atendiam os exigentes requisitos de disponibilidade de rede das soluções de automação de subestações. Os tempos de comutação eram inaceitavelmente longos. Por esta razão, as empresas desenvolveram protocolos proprietários. Mais recentemente, contudo, foram desenvolvidos protocolos padrão capazes de suportar a redundância sem impactos (especificamente o PRP e o HSR). A versão 56 e posteriores do P40Agile suportam Ethernet redundante. Existem variantes para cada um dos protocolos a seguir: ● PRP (Parallel Redundancy Protocol) ● HSR (High-availability Seamless Redundancy) O PRP e o HSR são padrões abertos, de modo que sua implementação é compatível com qualquer dispositivo PRP ou HSR padrão, respectivamente. O PRP oferece redundância "ininterrupta". Nota: O protocolo que você precisa deverá ser selecionado no momento do pedido.

5.2

PROTOCOLO DE REDUNDÂNCIA PARALELA

O PRP (Parallel Reundancy Protocol) é definido pela IEC 62439-3. O PRP oferece redundância ininterrupta e atende as necessidades mais exigentes da automação de subestações. A implementação do PRP da REB é compatível com qualquer dispositivo padrão PRP. O PRP usa duas redes Ethernet independente que operam em paralelo. Os sistemas PRP são concebidos de modo que não haja nenhum ponto de falha comum entre as duas redes e, portanto, as redes têm fontes de alimentação independentes e não são conectadas diretamente. Os dispositivos concebidos para aplicações PRP possuem duas portas conectadas às duas redes separadas e são chamados de Nós duplamente conectados (DAN). Cada DAN possui duas portas, um endereço MAC e um endereço IP. O nó transmissor replica cada quadro que chega primeiro e descarta o duplicado. O nó receptor processa o quadro que chega primeiro e descarta o duplicado. Portanto, não existe distinção entre os trajetos principal e de reserva. O nó receptor verifica se todos os quadros chegam na sequência e se os quadros estão sendo recebidos corretamente em ambas as portas. Dispositivos, como por exemplo impressoras, que têm uma única porta Ethernet, podem ser conectados a qualquer uma das redes, porém não se beneficiarão dos princípios PRP. Esses dispositivos são chamados Nós de

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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conexão simples (SAN). Dispositivos com uma única porta Ethernet poderão se conectar a ambas as LANs, caso necessário, por meio de Dispositivos de Interligação Redundante (algumas vezes chamados de RedBox). Dispositivos com uma única porta Ethernet e que se conectam a ambas as LANs por meio de uma RedBox são conhecidos como DAN virtual (VDAN). A figura abaixo resume a conectividade de DANs, SANs, VDANs, LANs e RedBoxes.

DAN

DAN

DAN

SAN

LAN B

LAN A

REDUNDÂNCIA CAIXA

VDAN VDAN

SAN

SAN

VDAN E01028

Figura 170: IED conectado a LANs separadas Em um DAN, ambas as portas compartilham o mesmo endereço MAC, de modo que isso não afeta o modo como os dispositivos "falam" uns com os outros em uma rede Ethernet (Protocolo de resolução de endereço, na camada 2). Cada quadro de dados é visto por ambas as portas. Quando um DAN envia um quadro de dados, o quadro é duplicado em ambas as portas e, portanto, em ambos os segmentos da LAN. Isto cria um trajeto redundante para o quadro de dados, no caso de falha de um dos segmentos. Sob condições normais, ambos os segmentos de LAN estarão funcionando e cada porta receberá quadros idênticos.

5.3

REDUNDÂNCIA TRANSPARENTE DE ALTA DISPONIBILIDADE (HSR)

O HSR é padronizado pela IEC 62439-3 (cláusula 5) para uso em redes de topologia em anel. Da mesma forma que o PRP, o HSR oferece redundância ininterrupta atendendo as necessidades mais exigentes da automação de subestações. O HSR se tornou o padrão de referência para redes de topologia em anel no ambiente de subestações. A implementação HSR da placa de Ethernet redundante (REB) é compatível com qualquer dispositivo HSR padrão. O HSR trabalha com a premissa de que cada dispositivo conectado no anel é um nó com conexão dupla operando o HSR (chamado de DANH). De forma similar, ao PRP, nós com uma única conexão, como impressoras, são conectados através de um Dispositivo de Interligação Redundante (RedBox).

5.3.1

TOPOLOGIA HSR DE MULTIDIFUSÃO (MULTICAST)

Quando um DANH envia um quadro multidifusão, o quadro (Quadro C) é duplicado (Quadro A e Quadro B), e cada quadro duplicado A/B recebe uma etiqueta com o endereço MAC de destino e o número de sequência. Os quadros A e B diferem apenas em seu número de sequência, que é usado para discernir um quadro do outro. Cada quadro é enviado para a rede através de uma porta separada. O DANH destino recebe dois quadros idênticos, remove a

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

etiqueta HSR do primeiro quadro recebido e o envia (quadro D) para processamento. O outro quadro duplicado é descartado. Os nós encaminham quadros de uma porta a outra, a menos que seja o nó que injetou o quadro na rede.

Fonte

DANH

DANH

Redbox

Armação C

Armação D Armação A

Interruptor

Armação D Armação B

Nós conectados individualmente

Armação D

DANH

Armação D

DANH

Armação D

DANH V01030

Figura 171: Topologia HSR de multidifusão (Multicast) Somente cerca de metade da largura de banda da rede está disponível no HSR para os quadros de multidifusão ou de transmissão ampla (broadcast) porque ambos os quadros A e B circulam por todo o anel.

5.3.2

TOPOLOGIA HSR DE DIFUSÃO ÚNICA (UNICAST)

No caso dos quadros Unicast, existe apenas um destino e os quadros são enviados apenas para esse destino. Todos os dispositivos não receptores simplesmente repassam os quadros. Não os processam de nenhuma forma. Em outras palavras, os quadros D são produzidos apenas para o DANH receptor. Isto é ilustrado abaixo.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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Fonte

DANH

DANH

Redbox

Interruptor

Armação C

Armação A

Armação B

Nós conectados individualmente

Armação D

DANH

DANH Destino

DANH V01031

Figura 172: Topologia HSR de difusão única (Unicast) No caso dos quadros unicast, toda a largura de banda fica disponível, pois ambos os quadros A e B param no nó destino.

5.3.3

390

USO DO HSR NA SUBESTAÇÃO

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

switch T1000 SCADA do PC Gateways DS Agile

Px4x

H49

Px4x

H49

H49

Px4x

Px4x

Bay 1

Px4x

Px4x

Px4x

Bay 2

Px4x

Bay 3

E01066

Figura 173: Uso do HSR na subestação

PROTOCOLO RAPID SPANNING TREE

5.4

O RSTP é um padrão usado para reconexão rápida em uma falha de rede, pela busca de um trajeto alternativo. Ele impede os circuitos de rede ao mesmo tempo que permite redundância. Pode ser usado em conexões estrela ou anel, como mostrado na figura a seguir.

Comutador Switch 11

IED 1

Comutador Switch 22

Comutador Switch 11

Comutador Switch 2 2

IED 2

IED 1

IED 2

Star connection with redundant ports Conexão em estrela com portas redundantes gerenciadas pela função de bloqueio RSTP managed by RSTP blocking function . .

V01010

Ring connection managed pela by RST P Conexão em anel gerenciada função de bloqueio RSTP switches blocking function on nos upper switches superiores e IED conectados diretamente. and IEDs interconnected directly .

Figura 174: IED conectado a um circuito Ethernet redundante, estrela ou anel. A implementação do RSTP neste produto é compatível com qualquer dispositivo que use o RSTP.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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O RSTP é capaz de recuperar falhas de rede rapidamente, mas o tempo de recuperação depende do número de dispositivos conectados à rede e da topologia. Um valor típico para o tempo de recuperação são cerca de 300 ms. Portanto, o RSTP não oferece a redundância “ininterrupta” que outros protocolos oferecem. Consulte o padrão IEEE 802.1D 2004 para obter informações detalhadas sobre a operação do protocolo.

5.5

CONFIGURAÇÃO DO ENDEREÇO IP

O dispositivo de interconexão redundante não possui nenhum requisito especial de configuração de endereço IP. Existe apenas um endereço IP para o dispositivo, que pode ser configurado usando o configurador IEC61850, como dispositivo Ethernet padrão. O configurador IED exibirá automaticamente os parâmetros de configuração PRP/HSR.

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6

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

VISÃO GERAL DOS PROTOCOLOS DE DADOS

Os produtos suportam uma ampla gama de protocolos para permitir o uso em muitos setores e aplicações. Os protocolos de dados suportados por um produto específico dependem da aplicação escolhida, mas a seguinte tabela fornece uma lista dos protocolos de dados tipicamente disponíveis. Protocolos de dados para SCADA Protocolo de Dados

Protocolo de camada 1

Descrição

Courier

K-Bus, RS485, Ethernet, USB

Padrão para comunicações SCADA, desenvolvido pela GE Energy Connections.

MODBUS

RS485

Padrão para comunicações SCADA, desenvolvido pela Modicon.

IEC 60870-5-103

RS485

Padrão IEC para comunicações SCADA

DNP 3.0

RS485, Ethernet

Padrão para comunicações SCADA, desenvolvido pela Harris. Usado principalmente na América do Norte.

IEC 61850

Ethernet

Padrão IEC para automação de subestações. Facilita a interoperabilidade.

A relação destes protocolos com os protocolos de mais baixo nível da camada física são como segue: IEC 60870-5-103 Protocolos de Dados Camada de Ligação de Dados

MODBUS

IEC 61850

DNP3.0

DNP3.0

Courier

Courier

Courier

Courier

EIA(RS)485

Ethernet

USB

K-Bus

Camada Física

6.1

Cobre ou Fibra Ótica

COURIER

Esta secção fornecerá informações suficientes para permitir a compreensão do protocolo Courier num nível adequado para a maioria dos utilizadores. Para situações em que o nível das informações contidas neste manual for insuficiente, estão disponíveis a pedido outras publicações (R6511 e R6512) contendo detalhes completos sobre o protocolo e seu uso. O Courier é um protocolo de comunicação proprietário da GE Energy Connections. O Courier usa um conjunto padrão de comandos para aceder a um banco de dados de configurações e dados no IED. Isto permite que um mestre comunique com vários dispositivos escravos. Os elementos específicos da aplicação estão contidos no banco de dados em vez de nos comandos usados para consultá-lo, o que significa que a estação mestre não precisa ser pré-configurada. O Courier também fornece um mecanismo de extração de registo de sequência de eventos (SOE) e de registo de perturbações.

6.1.1

CONEXÃO FÍSICA E CAMADA DE LIGAÇÃO

Nos produtos P40 Agile o Courier pode ser usado com três protocolos de camada física: K-Bus, EIA(RS)485 e USB. Existem três opções de conexão disponíveis para o Courier: ● A porta USB frontal - para conexão ao software aplicativo de configuração em, por exemplo, um laptop ● Porta serie traseira 1 - para conexão permanente de SCADA via RS485 ou K-Bus ● A porta serie traseira 2 (opcional) - para conexão permanente de SCADA via RS485 ou K-Bus O endereço e a taxa de transmissão do IED podem ser selecionados usando o menu do painel frontal ou por uma aplicação adequada como o MiCOM S1 Agile.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

6.1.2

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BASE DE DADOS DO COURIER

A base de dados do Courier é bidimensional e é semelhante a uma tabela. Cada célula na base de dados é referenciada pelos endereços de linha e coluna. Tanto a linha como a coluna podem assumir valores na faixa de 0 a 255 (0000 a FFFF em hexadecimal). Os endereços na base de dados estão em valores hexadecimais, por exemplo, 0A02 significa coluna 0A linha 02. As configurações ou dados associados fazem parte da mesma coluna. A linha zero da coluna possui uma string de texto para identificar o conteúdo e para funcionar como cabeçalho da coluna. O menu base de dados de produtos específicos contém a definição completa da base de dados. Estas informações também são apresentadas no capítulo de Configurações.

6.1.3

CATEGORIAS DE CONFIGURAÇÕES

Existem duas categorias principais de configuração em IEDs de proteção: ● Configurações de controle e suporte ● Configurações de proteção Com a excepção das configurações do Gravador de Osciloperturbografia, as alterações feitas nas configurações de controle e suporte são implementadas imediatamente e armazenadas em memória não volátil. As alterações feitas nas configurações de proteção e nas do Gravador de Osciloperturbografia são armazenadas em memória temporária e não são implementadas imediatamente. Estas necessitam ser confirmadas escrevendo na célula Guard.Alterações na coluna CONFIGURAÇÃO.

6.1.4

TROCAR CONFIGURAÇÕES

O Courier fornece dois mecanismos para fazer alterações de configuração. Os dois métodos podem ser usados para editar qualquer configuração na base de dados. Método 1 Este usa uma combinação de três comandos para realizar uma alteração de configuração: Primeiro, entre no modo de configuração: isto verifica se a célula pode ser definida e retorna os limites. 1.

Configuração de Pré-Carga: Isto coloca um novo valor na célula. É exibido o eco do valor para garantir que a configuração não foi corrompida. A validade da configuração não é verificada por esta ação. 2. Execute a configuração: Isto confirma a alteração da configuração. Se a alteração for válida é retornada uma resposta positiva. Se a alteração de configuração falhar é retornada uma resposta de erro. 3. Abortar Configuração: Este comando pode ser usado para abandonar a alteração da configuração. Este é o método mais seguro. É ideal para editores on-line porque os limites da configuração são extraídos antes de fazer a alteração. Entretanto, este método pode ser moroso se muitas configurações estiverem a ser alteradas, porque são necessários três comandos para cada alteração. Método 2 O comando Definir Valor pode ser usado para alterar diretamente uma configuração. A resposta a este comando pode ser uma confirmação ou um código de erro para indicar a natureza de uma falha. Este comando pode ser usado para implementar uma configuração mais rápida que o método anterior, entretanto, os limites não são extraídos. Este método é, portanto, mais adequado para editores de configuração off-line, tais como o MiCOM S1 Agile, ou para a emissão de comandos de controlo pré-configurados.

6.1.5

EXTRAÇÃO DE EVENTOS

Pode extrair eventos automaticamente (pela porta serie traseira apenas) ou manualmente (por qualquer porta serie). Na extração automática, todos os eventos serão extraídos em ordem sequencial usando o mecanismo padrão para eventos do Courier. Isto inclui dados de falhas e manutenção se for adequado. A opção manual permite selecionar dados de eventos, falhas ou manutenção conforme desejado.

394

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

6.1.5.1

EXTRAÇÃO AUTOMÁTICA DE REGISTOS DE EVENTOS

Este método é destinado à extração contínua de informações de eventos e falhas assimq ue são geradas. Apenas é suportada pela porta Courier traseira. Quando novas informações de eventos são criadas, o bit Evento é marcado no byte de Estado. Isto indica ao dispositivo mestre que estão disponíveis informações de eventos. O evento não extraído mais antigo pode ser extraído do IED usando o comando Enviar Evento. O IED responde com os dados do evento. Assim que um evento é extraído, o comando Aceitar Evento pode ser usado para confirmar que o evento foi extraído com sucesso. Quando todos os eventos tiverem sido extraídos, o bit Evento é reiniciado. Se houver mais eventos a serem extraídos, o próximo evento pode ser acedido usando o comando Enviar Evento como anteriormente. 6.1.5.2

EXTRAÇÃO MANUAL DE REGISTO DE EVENTO

A coluna VER REGISTOS (posição 01) é usada para visualização manual do registo do evento, falha ou manutenção. O conteúdo desta coluna depende da natureza do registo selecionado. Pode selecionar eventos pelo número do evento e selecionar diretamente um registo de falha ou manutenção pelo número. Seleção de registo de evento (célula 'Selecionar Evento': 0101) Esta célula pode ser definida com o número de eventos armazenados. Para registos simples de eventos (Tipo 0), as células 0102 a 0105 contêm os detalhes do evento. Uma única célula é usada para representar cada um dos campos do evento. Se o evento selecionado for um registo de falha ou manutenção (Tipo 3), o restante da coluna contém as informações adicionais. Seleção de Registo de Falha (célula 'Selecionar Falha': 0105) Esta célula pode ser usada para selecionar diretamente um registo de falha, usando um valor entre 0 e 4 para selecionar um entre cinco registos de falha armazenados. (sendo 0 a falha mais recente e 4 a mais antiga). A coluna conterá os detalhes do registo de falha selecionado. Seleção de registo de manutenção (célula 'Selec Manut': 01F0) Esta célula pode ser usada para selecionar um registo de manutenção usando um valor entre 0 e 4. Opera de forma semelhante à seleção do registo de falha. Se esta coluna for usada para extrair informações de eventos, o número associado a um registo é alterado quando ocorre um novo evento ou falha. Tipos de Evento O IED gera eventos sob certas circunstâncias, tais como: ● ● ● ● ● ●

Alteração do estado do relé de saída Alteração do estado de entrada digital Operação de elemento de proteção Condição de alarme Alteração de configuração Senha introduzida/tempo limite expirado

Formato de Registo de Evento O IED devolve os seguintes campos quando o comando Enviar Evento é fornecido: ● ● ● ●

Referência da Célula Carimbo de Tempo Texto da célula Valor da célula

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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O Menu Base de dados contém tabelas de possíveis eventos e mostra como o conteúdo dos campos acima é interpretado. Os registos de Falha e Manutenção retornam um evento Courier tipo 3, que contém os campos acima e dois campos adicionais: ● Coluna de Extração de Evento ● Número do Evento Estes eventos contêm informações adicionais, que são extraídas do IED usando a coluna B4. A linha 01 da coluna contém uma configuração Selecção Registo que permite a seleção do registo de falha ou manutenção. Esta configuração deve ser definida com o valor do número do evento retornado no registo. Os dados ampliados podem ser extraídos do IED carregando o texto e os dados da coluna.

6.1.6

EXTRAÇÃO DO REGISTO DE OSCILOPETURBOGRAFIA

Os registos de Osciloperturbografia armazenados estão acessíveis através da interface do Courier. Os registos são extraídos usando a coluna (B4). A célula Selecção Registo pode ser usada para selecionar o registo a ser extraído. O registo 0 é o mais antigo não extraído. Os registos mais antigos que já foram extraídos recebem valores positivos, enquanto os mais recentes recebem valores negativos. Para auxiliar a extração automática pela porta traseira, o IED define o bit Perturbação do byte de Status, sempre que existirem registos de perturbação não extraídos. Quando um registo tiver sido selecionado, usando a célula acima, a data e a hora do registo podem ser lidas a partir da célula (B402) Tempo Partida. O registo de Osciloperturbografia pode ser extraído usando o mecanismo de transferência de blocos da célula B40B e ser salvo no formato COMTRADE. O aplicativo de configuração faz isto automaticamente.

6.1.7

CONFIGURAÇÕES DE ESQUEMA LÓGICO PROGRAMÁVEL

As configurações de esquema lógico programável (PSL) podem ser carregadas do IED e descarregadas para o IED usando o mecanismo de transferência de blocos. As células a seguir são usadas para realizar a extração: ● Célula (B204) Domínio: Usada para selecionar as configurações de PSL (upload ou download) ou dados de configuração de PSL (apenas upload). ● Célula (B208) Subdomínio: Usada para selecionar o Grupo de configuração de proteção para ser carregado ou descarregado. ● Célula (B20C) Versão : Usada num download para verificar a compatibilidade do arquivo a ser descarregado. ● Célula (B21C) Modo Transfer.: Usada para definir o processo de transferência. ● Célula (B120) Dados Transfer.: Usada para realizar upload ou download. A configuração de PSL pode ser carregada do IED ou descarregada para o IED usando este mecanismo. O software de configuração MICOM S1 Agile deve ser usado para editar os parâmetros. Também realiza a verificação da validade dos parâmetros antes de ser transferidos para o IED.

6.1.8

SINCRONIZAÇÃO HORÁRIA

A data/hora pode ser definida usando o recurso de sincronização horária do protocolo do Courier. O dispositivo corrigirá o atraso na transmissão. A mensagem de sincronização horária pode ser enviada como um comando global ou para qualquer endereço individual do IED. Se a mensagem de sincronização horária for enviada para um endereço individual, o dispositivo responderá com uma mensagem de confirmação. Se for enviada como um comando global, o (mesmo) comando deve ser enviado duas vezes. Um evento Courier de sincronização horária será gerado/produzido quer a mensagem de sincronização horária seja enviada como comando global ou para qualquer endereço individual do IED.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Se o relógio estiver a ser sincronizado usando a entrada IRIG-B, então não será possível definir o horário do dispositivo usando a interface do Courier. Uma tentativa de definir o horário usando a interface fará com que o dispositivo crie um evento com a data/hora atual tirada do relógio interno sincronizado pela IRIG-B.

6.1.9

CONFIGURAÇÃO COURIER

Para configurar o dispositivo: 1.

Selecione a coluna CONFIGURAÇÃO e verifique se a célula Ajustes Comunic. está com valor Visível.

2. 3.

Selecione a coluna COMUNICAÇÕES. Seguindo para a primeira célula abaixo (RP1 Protocolo). Esta é uma célula não editável que exibe o protocolo de comunicação escolhido, neste caso o Courier. COMUNICAÇÕES RP1 Protocolo Courier

4.

Seguindo para a próxima célula abaixo (RP1 Endereço). Esta célula controla o endereço da porta RP1 no dispositivo. Podem ser conectados até 32 IEDs em um hub. Portanto, é necessário que cada IED possuam um endereço exclusivo de modo que as mensagens provenientes da estação de controle mestre sejam aceitas por um único IED. O protocolo Courier usa um número inteiro entre 1 e 254 para designar os endereços dos relés. Seu valor padrão é 255, que precisa ser alterado. Um fato importante é que nenhum endereço de IED se repete. COMUNICAÇÕES RP1 Endereço 100

5.

Seguindo para a próxima célula (RP1 Temp.Inativ). Esta célula controla o temporizador de inatividade. O temporizador de inatividade controla como o IED aguarda a ausência de mensagens na porta traseira, antes de revogar um acesso por senha concedido anteriormente, e descartar mudanças adicionais. No caso da porta traseira, este tempo pode ser configurado entre 1 e 30 minutos. COMUNICAÇÕES RP1 Temp.Inativ 10,00 min.

6.

Se os conectores ópticos opcionais estiverem em uso, a célula RP1 Lig.Fisica ficará visível. Esta célula controla a mídia física usada na comunicação (Cobre ou fibra óptica). COMUNICAÇÕES RP1 Lig.Fisica Cobre

7.

Seguindo para a próxima célula abaixo (RP1 Estado Placa). Esta célula é não editável. Ela exibe o estado do protocolo de camada física da RP1.

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397

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

P14D

COMUNICAÇÕES RP1 Estado Placa Barramento K OK 8.

Seguindo para a próxima célula abaixo (RP1 Conf.Porta). Esta célula controla o tipo de conexão serial. Pode-se selecionar entre Barramento K e RS485. COMUNICAÇÕES RP1 Conf.Porta Barramento K-Bus

9.

Caso esteja sendo usada EIA(RS)485, a próxima célula (RP1 Modo Comunic) seleciona o modo de comunicação. As opções são: IEC 60870 FT1.2 para operação normal, com modems de 11 bits, ou 10 bits sem paridade. Caso esteja sendo usado o Barramento K-Bus, esta célula não será exibida. COMUNICAÇÕES RP1 Modo Comunic IEC 60870 FT1.2

10.

Caso esteja sendo usada EIA(RS)485, a próxima célula abaixo controla a velocidade de comunicação serial (baud rate). O dispositivo suporta três velocidades, 9600, 19200 e 38400. Caso esteja sendo usado o Barramento K-Bus, esta célula não aparecerá, pois a velocidade serial será fixada em 64 kbps. COMUNICAÇÕES RP1 Veloc.Trans. 19200

6.2

IEC 60870-5-103

A especificação IEC 60870-5-103 (Equipamentos e Sistemas de Telecontrolo Parte 5 Seção 103: Protocolos de Transmissão), define o uso das normas IEC 60870-5-1 a IEC 60870-5-5, que foram criadas para comunicação com equipamentos de proteção. Esta seção descreve como a norma IEC 60870-5-103 é aplicada na plataforma Px40. Não é uma descrição da norma em si. Esta seção foi escrita considerando que o leitor já esteja familiarizado com a norma IEC 60870-5-103. Esta seção fornecerá detalhes suficientes para permitir o entendimento da norma num nível necessário pela maioria dos utilizadores. A interface IEC 60870-5-103 é uma interface mestre/escravo com o dispositivo na posição de escravo. O dispositivo atende o nível de compatibilidade 2, como definido na norma IEC 60870-5-103. As seguintes funcionalidades da IEC 60870-5-103 são suportadas por esta interface: ● ● ● ● ● ● ● ●

398

Inicialização (reset) Sincronização horária Extração de registos de evento Consultas gerais Medições cíclicas Comandos gerais Extração do Registo de Oscilopeturbografia Códigos privados

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6.2.1

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

CONEXÃO FÍSICA E CAMADA DE LIGAÇÃO

Existe apenas uma opção para a IEC 60870-5-103: ● Porta serie traseira 1 - para conexão permanente de SCADA via RS485 O endereço e a taxa de transmissão do IED podem ser selecionados usando o menu do painel frontal ou por uma aplicação adequada como o MiCOM Agile.

6.2.2

INICIALIZAÇÃO

Sempre que o dispositivo for energizado, ou se os parâmetros de comunicação tiverem sido alterados é necessário um comando de reset para inicializar as comunicações. O dispositivo responderá a ambos os comandos de reset; Reset CU ou Reset FCB (Unidade de Comunicação (CU) ou Bit de Contagem de Quadro (FCB)). A diferença entre os dois comandos é que o comando Reset CU apagará quaisquer mensagens não enviadas do buffer de transmissão, enquanto o comando Reset FCB não exclui nenhuma mensagem. O dispositivo responderá ao comando de reset com uma mensagem de identificação ASDU 5. A Causa da Transmissão (COT) desta resposta será o Reset CU ou o Reset FCB dependendo da natureza do comando de reset. O conteúdo da ASDU 5 é descrito na IEC 60870-5-103, na seção do Menu Banco de dados, disponibilizado separadamente pela GE Energy Connections se solicitado. Além da mensagem de identificação acima, ele também produzirá um evento de energização.

6.2.3

SINCRONIZAÇÃO HORÁRIA

A data/hora pode ser definida usando o recurso de sincronização horária do protocolo IEC 60870-5-103. O dispositivo corrigirá o atraso na transmissão conforme especificado na IEC 60870-5-103. A mensagem de sincronização é enviada como uma mensagem enviar/confirmar, por isso o dispositivo responderá com uma mensagem de confirmação. Um evento de sincronização horária Classe 1 será gerado/produzido quer a mensagem de sincronização horária seja enviada como uma mensagem enviar/confirmar ou como difusão (enviar/sem resposta). Se o relógio estiver sendo sincronizado usando a entrada IRIG-B, então não será possível definir o horário do dispositivo usando a interface IEC 60870-5-103. Uma tentativa de definir o horário através da interface fará com que o dispositivo crie um evento com a data/hora atual tirada do relógio interno sincronizado pela IRIG-B.

6.2.4

EVENTOS ESPONTÂNEOS

Os eventos são categorizados usando as seguintes informações: ● Tipo de função ● Número da informação O perfil IEC 60870-5-103 no Menu Banco de dados contém uma listagem completa de todos os eventos produzidos pelo dispositivo.

6.2.5

CONSULTAS GERAIS (GI)

A solicitação GI pode ser usada para ler o status do dispositivo, os números das funções e os números das informações que serão retornados durante o ciclo da GI. Estes estão mostrados no perfil IEC 60870-5-103 no Menu Banco de dados.

6.2.6

MEDIÇÕES CÍCLICAS

O dispositivo produzirá valores medidos usando a ASDU 9 de forma cíclica, isto pode ser lido do dispositivo usando uma consulta Classe 2 (note que a ADSU 3 não é usada). A taxa com que o dispositivo produz novos valores medidos pode ser controlada usando a configuração de período de medição. Esta configuração pode ser editada pelo menu do painel frontal ou usando o MiCOM S1 Agile. Ela fica ativa imediatamente após uma alteração.

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399

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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O dispositivo transmite suas medições a 2,4 vezes o valor nominal do valor analógico.

6.2.7

COMANDOS

O Menu Banco de dados contém uma lista dos comandos suportados. O dispositivo responderá a outros comandos com uma ASDU 1, com uma causa de transmissão (COT) indicando ‘confirmação negativa’.

6.2.8

MODO TESTE

É possível desligar os relés de saída do dispositivo, para permitir que testes de injeção no secundário sejam realizados, usando o menu do painel frontal ou a porta serie frontal. A norma IEC 60870-5-103 interpreta isto como ‘modo de teste’. Serão produzidos eventos para indicar a entrada e a saída do modo de teste. Os eventos espontâneos e os dados medidos ciclicamente transmitidos enquanto o dispositivo está no modo de teste terão uma COT de ‘modo de teste’.

REGISTROS DE OSCILOPETROGRAFIA

6.2.9

Os registros de Oscilopetrografia são armazenados em um formato não comprimido e podem ser extraídos usando os mecanismos padrão descritos na IEC 60870-5-103. Nota: A IEC 60870-5-103 somente suporta até 8 registros.

6.2.10

BLOQUEIO DE COMANDO/MONITOR

O dispositivo suporta uma funcionalidade para bloquear mensagens para o monitor (dados do dispositivo) e também na direção do comando (dados para o dispositivo). As mensagens podem ser bloqueadas na direção do monitor e do comando usando um dos seguintes métodos: ● O menu comando RP1 CS103Bloq. na coluna COMUNICAÇÕES ● O DDB sinaliza Monitor Bloqueado e Comando Bloqueado

6.2.11

CONFIGURAÇÃO IEC 60870-5-103

Para configurar o dispositivo: 1.

Selecione a coluna CONFIGURAÇÃO e verifique se a célula Ajustes Comunic. está com valor Visível.

2. 3.

Selecione a coluna COMUNICAÇÕES. Seguindo para a primeira célula abaixo (RP1 Protocolo). Esta é uma célula não editável, que exibe o protocolo de comunicação escolhido, neste caso o IEC 60870-5-103. COMUNICAÇÕES RP1 Protocolo IEC 60870-5-103

4.

400

Seguindo para a próxima célula abaixo (RP1 Endereço). Esta célula controla o endereço IEC 60870-5-103 do IED. Podem ser conectados até 32 IEDs em um hub. Portanto, é necessário que cada IED possuam um endereço exclusivo de modo que as mensagens provenientes da estação de controle mestre sejam aceitas por um único IED. O protocolo IEC 60870-5-103 usa um número inteiro entre 0 e 254 como endereço. É importante o fato de que dois IEDs nunca têm o mesmo endereço IEC 60870 5 103. O endereço IEC 60870-5-103 é então usado pela estação mestre na comunicação com o IED.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

COMUNICAÇÕES RP1 Endereço 162 5.

Seguindo para a próxima célula (RP1 Veloc.Trans.). Esta célula controla a velocidade serial (baud rate) a ser usada. O IED trabalha com duas baud rates, 9600 bits/s e 19200 bits/s. Assegure-se de que a baud rate configurada no IED é igual à configurada na estação mestre. COMUNICAÇÕES RP1 Veloc.Trans. 9600 bits/s

6.

Seguindo para a próxima célula (RP1 Periodo Med.). A próxima célula controla o intervalo entre as medições IEC 60870-5-103. O protocolo IEC 60870-5-103 permite que o IED forneça medições a intervalos regulares. O intervalo entre as medições é controlado pelo valor desta célula, que pode ser configurado entre 1 e 60 segundos. COMUNICAÇÕES RP1 Periodo Med. 30.00 s

7.

Se os conectores ópticos opcionais estiverem em uso, a célula RP1 Lig.Fisica ficará visível. Esta célula controla a mídia física usada na comunicação (Cobre ou fibra óptica). COMUNICAÇÕES RP1 Lig.Fisica Cobre

8.

A próxima célula para baixo (RP1 CS103 Bloq.) pode ser usada para monitoramento ou bloqueio de comandos. COMUNICAÇÕES RP1 CS103 Bloq. Desativado

9.

Existem três configurações associadas com esta célula. São elas: Configuração:

Descrição

Desativado

Bloqueio não selecionado

Bloq.Supervisão

Quando o sinal DDB de bloqueio monitor é ativado com valor alto, tanto pela energização de uma entrada opto-acoplada ou de uma entrada de controle, não é permitida a leitura das informações de estado ou dos registros de distúrbios. Quando está neste modo, o dispositivo envia uma mensagem de "Finalização de interrogação geral" (Término de questionamento geral) para a estação mestre.

Bloq.Comando

Quando o sinal de DDB de bloqueio de comando é ativado com valor alto, tanto pela energização de uma entrada opto-acoplada ou de uma entrada de controle, todos os comandos remotos serão ignorados (por ex. Desarme/Fechamento de disjuntor, Grupo de config. de mudança, etc.). Quando neste modo, o dispositivo envia uma mensagem "Reconhecimento negativo de comando” para a estação mestre.

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401

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

6.3

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DNP3.0

Esta seção descreve como o padrão DNP 3.0 é aplicado à plataforma Px40. Não é uma descrição da norma em si. Esta seção foi escrita considerando que o leitor já esteja familiarizado com o padrão DNP 3.0. As descrições feitas aqui são destinadas a acompanhar o documento do perfil do dispositivo que está incluído no documento do Menu Base de dados. O protocolo DNP 3.0 não é descrito aqui, consulte a documentação disponível no grupo de utilizador. O documento de perfil do dispositivo especifica todos os detalhes da implementação do DNP 3.0. Este é o documento do formato padrão do DNP 3.0 que especifica quais objetos, variações e qualificadores são suportados. O documento do perfil do dispositivo também especifica quais dados do dispositivo estão disponíveis usando o DNP 3.0. O IED opera como um escravo DNP 3.0 e suporta o subconjunto nível 2, como descrito no padrão DNP 3.0, e mais alguns recursos do nível 3. O protocolo DNP 3.0 é definido e administrado pelo Grupo de utilizadores do DNP. Para mais informação sobre o DNP 3.0 e as especificações do protocolo, consulte a página internet DNP (www.dnp.org).

6.3.1

CONEXÃO FÍSICA E CAMADA DE LIGAÇÃO

O DNP 3.0 pode ser usado com dois protocolos de camada física: EIA(RS)485 ou Ethernet. Existem várias opções de conexão disponíveis para o DNP 3.0 ● Porta serie traseira 1 - para conexão permanente de SCADA via RS485 ● A porta traseira Ethernet RJ45 na placa Ethernet opcional - para conexão permanente Ethernet de SCADA ● A porta traseira Ethernet em fibra na placa Ethernet opcional - para conexão permanente Ethernet de SCADA O endereço e a taxa de transmissão do IED podem ser selecionados usando o menu do painel frontal ou por uma aplicação adequada como o MiCOM Agile. Quando se usa a interface serie, o formato de dados é: 1 bit de start, 8 bits de dados, 1 bit de stop e um bit de paridade opcional configurável.

6.3.2

OBJETO 1 ENTRADAS BINÁRIAS

Objeto 1, entradas binárias, contém informações que descrevem o estado dos sinais no IED, os quais em sua maioria fazem parte do barramento de dados digitais (DDB). Em geral estes incluem o estado dos contatos de saída e das entradas digitais, sinais de alarme e sinais de início da proteção e de acionamento. A coluna ‘número do DDB’ no documento de perfil do dispositivo fornece os números do DDB para os dados de pontos para o DNP 3.0. Estes podem ser usados para fazer referência cruzada com a lista de definições do DDB. Consulte o documento relevante do Menu Base de Dados. Os pontos de entradas binárias também podem ser lidos como eventos de alteração usando o Objeto 2 e o Objeto 60 para dados de eventos classe 1-3.

6.3.3

OBJETO 10 SAÍDAS BINÁRIAS

Objeto 10, saídas binárias, contém comandos que podem ser operados usando DNP 3.0. Portanto os pontos aceitam comandos do tipo por impulso (nulo, disparo, fecho) e permanece lig/desl conforme detalhado no perfil do dispositivo no documento relevante do Menu Base de Dados, executando o comando uma vez a cada comando. Os outros campos são ignorados (colocar em fila, apagar, disparo/fecho, dentro do tempo e fora de tempo). Existe uma imagem adicional das Entradas de Controlo. Denominadas de Entradas de Controle Alias, refletem o estado das Entradas de Controlo, mas com uma natureza dinâmica. ● Se o sinal DDB da Entrada de Controlo já esta ATIVO e é enviado um novo comando DNP SET para a Entrada de Controlo, o sinal DDB da Entrada de Controlo vai momentaneamente para INATIVO e depois volta para ATIVO. ● Se o sinal DDB da Entrada de controlo já esta INATIVO e é enviado um novo comando DNP RESET para a Entrada de Controlo, o sinal DDB da Entrada de Controlo vai momentaneamente para ATIVO e depois volta para INATIVO.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

DNP com memória ON

DNP com memória ON

DNP com memória OFF

DNP com memória OFF

Entrada de controle (Bloqueado)

Entrada de controle amostrada (Bloqueado)

Entrada de controle (Impulso)

Entrada de controle amostrada (Impulso)

A largura do pulso é igual à duração de uma iteração da proteção

V01002

Figura 175: Comportamento da entrada de controlo Muitas das funções do IED são configuráveis, assim alguns dos comandos Objeto 10 descritos nas seções seguintes podem não estar disponíveis. Uma leitura do Objeto 10 informa que o ponto está off-line e um comando de operar para o Objeto 12 gera uma resposta de erro. Exemplos de pontos do Objeto 10 que podem ser informados como off-line são: ● ● ● ● ● ●

Ativar grupos de configurações: Assegurar que grupos de configurações estão ativos Disparo/fecho do DJ: Assegurar que o controlo do DJ remoto está ativo Reset de proteção térmica de NPS: Assegurar que a proteção térmica de NPS esteja ativa Reset proteção térmica de O/L: Assegurar que a proteção térmica de sobrecarga esteja ativa Reset sinalizadores RTD: Assegurar que as entradas de RTD estão ativas Entradas de controlo: Assegurar que as entradas de controlo estão ativas

6.3.4

OBJETO 20 CONTADORES BINÁRIOS

Objeto 20, contadores binários, contêm contadores cumulativos e medições. Os contadores binários podem ser lidos pelo seu valor atual de ‘contagem’ no Objeto 20, ou pelo valor ‘congelado’ no Objeto 21. Os contadores ativos do objeto 20 aceitam as funções de ler, congelar e apagar. A função congelar pega o valor atual do contador ativo do Objeto 20 e armazena-o no contador congelado correspondente do Objeto 21. A função congelar e apagar reinicia o contador ativo do Objeto 20 em zero após congelar seu valor. Os valores do evento de mudança do contador binário e do contador congelado estão disponíveis para serem informados pelo Objeto 22 e Objeto 23 respectivamente. Os eventos de mudança de contador (Objeto 22) apenas informam a mudança mais recente, assim o número máximo de eventos suportados é o mesmo que o número total de contadores. Os eventos de mudança de contador congelado (Objeto 23) são gerados sempre que é realizada uma operação de congelamento e tenha ocorrido uma mudança desde o comando congelar anterior. A fila de eventos de contador congelado armazena os pontos para até duas operações de congelamento.

6.3.5

OBJETO 30 ENTRADA ANALÓGICA

Objeto 30, entradas analógicas, contém informações das colunas de medições do IED no menu. Todos os pontos de Objeto 30 podem ser reportados como valores inteiros de 16 ou 32 bits com sinalizador, valores inteiros de 16 ou 32 bits sem sinalizador, bem como valores com precisão limitada em ponto flutuante.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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Os valores analógicos podem ser reportados à estação mestre como valores do primário, secundário ou normalizados (que têm em conta as relações de TI e TT do IED), isto é configurável na coluna de COMUNICAÇÕES no IED. As configurações correspondentes de zona morta podem ser exibidas como valores do primário, secundário ou normalizados. Os valores da zona morta de pontos podem ser reportados e escritos usando variações do Objeto 34. A zona morta é a configuração usada para determinar se um evento de mudança deve ser gerado para cada ponto. Os eventos de mudança podem ser lidos usando o Objeto 32 ou o Objeto 60. Estes eventos são gerados para qualquer ponto que tenha o seu valor alterado por um valor maior que a configuração da zona morta desde a última vez que o valor do dado foi reportado. Qualquer medição analógica que esteja indisponível quando é lida é informada como off-line. Por exemplo, a frequência estará off-line se a frequência da corrente e da tensão estiverem fora da gama de medição do IED. Todos os pontos do Objeto 30 são reportados como valores do secundário no DNP 3.0 (com respeito às relações de TI e TT).

6.3.6

OBJETO 40 SAÍDA ANALÓGICA

A conversão para formato de ponto fixo requer o uso de um fator de escala, que é configurável para os vários tipos de dados do IED, tais como corrente, tensão, e ângulo de fase. Todos os pontos do Objeto 40 reportam os valores inteiros do fator de escala e o Objeto 41 está disponível para configurar valores inteiros do fator de escala.

6.3.7

OBJETO 50 SINCRONIZAÇÃO HORÁRIA

Os códigos de função 1 (leitura) e 2 (escrita) são suportados para a variação 1 do Objeto 50 (hora e data). A função Solicitação de Horário do DNP (o tempo aguardado antes de solicitar outra sincr. horária para o mestre) é suportada, sendo configurável na faixa de 1 - 30 minutos. Se o relógio estiver a ser sincronizado usando a entrada IRIG-B, então não será possível definir o horário do dispositivo usando a interface do Courier. Uma tentativa de definir o horário usando a interface fará com que o dispositivo crie um evento com a data/hora atual tirada do relógio interno sincronizado pela IRIG-B.

6.3.8

PERFIL DO DISPOSITIVO DNP3

Esta seção descreve a implementação específica da versão DNP 3.0 nos IEDs da GE Energy Connections que usam o MiCOM P40 Agile, nas faixas modulares e compactas. Os dispositivos usam a versão 3 da biblioteca de código fonte de dispositivos escravos DNP 3.0 da Triangle MicroWorks Inc. Este documento, juntamente com o conjunto de documentos DNP 3.0 Básico 4 e com o documento de Definições de subconjunto DNP, oferecem informações completas sobre como se comunicar com dispositivos usando o protocolo DNP 3.0. Esta implementação do protocolo DNP 3.0 é totalmente compatível com a Definição de subconjunto DNP 3.0, nível 2. Ela também contém muitas características do subconjunto nível 3, e descritas acima. 6.3.8.1

TABELA DE PERFIL DO DISPOSITIVO DNP3

A tabela a seguir fornece o perfil do dispositivo em um formato similar àquele definido no documento de Definições do subconjunto DNP 3.0. Embora ele seja chamado de "documento" de Definições de subconjunto DNP 3.0, é apenas um dos componentes do Guia de interoperabilidade total. Esta tabela, juntamente com as tabelas de Implementação subsequente e Lista de pontos oferece um guia completo de interoperabilidade/configuração do dispositivo. A tabela a seguir fornece o perfil do dispositivo em um formato similar àquele definido no documento de Definições do subconjunto DNP 3.0. Embora ele seja chamado de "documento" de Definições de subconjunto DNP 3.0, é apenas um dos componentes do Guia de interoperabilidade total. Esta tabela, juntamente com as tabelas de Implementação subsequente e Lista de pontos oferece um guia completo de interoperabilidade/configuração do dispositivo.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

DNP 3.0 Documento de perfil do dispositivo Nome do fornecedor:

ALSTOM GRID

Nome do dispositivo:

Relés de proteção MiCOM P40Agile – faixa compacta e modular

Modelos abordados

Todos os modelos

Nível DNP mais elevado que é suportado*: *Este é o nível DNP mais elevado que é TOTALMENTE suportado. Partes do nível 3 também são suportadas

Para solicitações: Nível 2 Para respostas: Nível 2

Função do dispositivo:

Escravo

Objetos, funções e/ou qualificadores especiais suportados além dos níveis DNP mais altos suportados (a lista completa é apresentada na tabela de implementação DNP 3.0): Para solicitações de objetos estáticas (evento sem mudança), são suportados os códigos qualificadores de solicitação 00 e 01 (início-parada), 07 e 08 (quantidade limitada), e 17 e 28 (índice), além do código qualificador de solicitação 06 (nenhuma faixa (todos os pontos)) Solicitações de objetos estáticas, enviadas com os qualificadores 00, 01, 06, 07 ou 08, serão respondidas com os qualificadores 00 ou 01. Solicitações de objetos estáticas, enviadas com os qualificadores 17 ou 28, serão respondidas com os qualificadores 17 ou 28. Solicitações de objetos referentes a eventos de alteração, com os qualificadores 17 ou 28, serão sempre respondidas. Eventos de alteração analógicos no tempo de 16 ou 32 bits poderão ser solicitadas. A variação 1 do código de função de leitura do objeto 50 (data e hora) é suportada. As variações 1 e 3 são suportadas para Bandas mortas de entradas analógicas no objeto 34. O estado de saída analógico de ponto flutuante e o bloco de saída, dos objetos 40 e 41, são suportados. As variações de 1 a 7 de Transferência de arquivos sequencial, do objeto 70, são suportadas. O atributo do dispositivo do objeto 0 é suportado. Tamanho máximo de quadro do enlace de dados (octetos):

Transmitido: 292 Recebido: 292

Tamanho máximo de fragmento de aplicação (octetos)

Transmitido: Configurável (100 a 2048). Padrão 2048 Recebido: 249

Máximo de novas tentativas do Enlace de dados:

Fixo em 2

Máximo de novas tentativas da camada Aplicação.

Nenhum

Requer confirmação da camada de Enlace de dados

Configurável para Nunca ou Sempre

Requer confirmação da camada Aplicação

Quando se reporta dados de eventos (apenas dispositivos escravos) Quando se envia respostas multifragmentos (apenas dispositivos escravos)

Tempos máximos de espera Confirmação do Enlace de dados:

Configurável

Fragmento completo da Aplicação:

Nenhum

Confirmação da Aplicação:

Configurável

Resposta completa da Aplicação

Nenhum

Outras Tempo de espera de confirmação do Enlace de dados.

Configurável de 0 (Desabilitado) a 120s, Padrão 10s.

Tempo de espera de confirmação da Aplicação:

Configurável de 1 a 120s, padrão 2s.

Tempo de espera de Seleção/Operação de braço:

Configurável de 1 a 10s, padrão 10s.

Intervalo de tempo necessário (Set IIN1-4):

Configurável de 1 a 30, padrão 10 min.

Tempo de espera do arquivo da Aplicação

60 s

Período de escaneamento de eventos de mudança analógica.

Fixo em 0,5 segundos

Período de escaneamento de eventos de mudança de contador

Fixo em 0,5 segundos

Período de escaneamento de eventos de mudança de contador congelado

Fixo em 1 segundos

Erro máximo de medição de atraso:

2,5 ms

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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DNP 3.0 Documento de perfil do dispositivo Desvio da base de tempo de intervalo de 10 minutos:

7 ms

Operações de controle de Envios/Execuções: Saídas binárias de escrita:

Nunca

Seleção/Operação:

Sempre

Operação Direta:

Sempre

Operação direta - Sem Reconh:

Sempre

Contagem > 1

Nunca

Pulso ativo

Sempre

Pulso inativo

Algumas vezes

Memoriz. Ativa

Sempre

Memoriz. Inativa

Sempre

Fila

Nunca

Limpar fila

Nunca

Nota: Pontos de controle pareados aceitarão comandos Pulso Ativo/Desarme e Pulso Ativo/Fechamento, mas apenas pontos de controle simples aceitarão o comando de controle Pulso Inativo. Reporta eventos de mudança de entrada binária quando não é solicitada nenhuma variação específica.

Configurável para enviar um ou outro

Reporta eventos de mudança de entradas binárias quando não é Mudança de entrada binária com tempo solicitada nenhuma variação específica: Envia respostas não solicitadas:

Nunca

Envia dados estáticos em respostas não solicitadas:

Nunca Nenhuma outra opção é permitida

Objeto contador padrão/Variação:

Configurável, lista ponto-a-ponto anexa Objeto padrão: 20 Variação padrão:

Os contadores voltam a zero em:

32 bits

Envia respostas multifragmentos:

Sim

Suporte a transferência de arquivos sequenciais: Modo arquivo anexo

Não

Cadeias de códigos de estado personalizadas

Não

Campo de permissões

Sim

Eventos sobre arquivos associados a classe

Não

Eventos de arquivos enviados imediatamente

Sim

Blocos múltiplos em um fragmento

Não

Número máximo de arquivos abertos

1

6.3.8.2

TABELA DE IMPLEMENTAÇÃO DNP3

A tabela de implementação fornece uma lista de objetos, variações e códigos de controle suportados pelo dispositivo:

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Solicitação (Biblioteca irá buscar)

Objeto Número do objeto

Número de variação

Descrição

Códigos de função (dec)

Códigos qualificadores (hex)

Resposta (Biblioteca responderá com) Códigos de função (dec)

Códigos qualificadores (hex)

1

0

Entrada binária (Variação 0 é usada para solicitar variação padrão)

1 22

(leitura) (classe associada)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

1

1 (padrão - ver nota 1)

Entrada binária

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

1

2

Entrada binária com flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

2

0

Mudança de entrada binária Qualquer variação

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada)

2

1

Mudança de entrada binária sem tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

2

2

Mudança de entrada binária com tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

10

0

Estado de saída binária - Qualquer 1 variação

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

10

2 (padrão - ver nota 1)

Estado de saída binária

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

12

1

Bloco de saída de relé de controle

3 4 5 6

(seleção) (operação) (op direta) (op dir., sem reconh.)

17, 28

(índice)

129

resposta

20

0

Contador binário - Qualquer variação

1 22

(leitura) (classe associada)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

7 8 9 10

(congelar) (congelar sem reconh.) (congelar limpar) (cong. limp. sem rec.)

00, 01 06 07, 08

(início-parada) (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada)

eco da solicitação

20

1

Contador binário de 32 bits com flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

20

2

Contador binário de 16 bits com flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

20

5 (padrão - ver nota 1)

Contador binário de 32 bits sem flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

20

6

Contador binário de 16 bits sem flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

21

0

Contador congelado - Qualquer variação

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

21

1

Contador congelado de 32 bits com flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

21

2

Contador congelado de 16 bits com flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

P14D-TM-PT-7

407

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

P14D

Solicitação (Biblioteca irá buscar)

Objeto Número do objeto

Número de variação

Descrição

Códigos de função (dec)

Códigos qualificadores (hex)

Resposta (Biblioteca responderá com) Códigos de função (dec)

Códigos qualificadores (hex)

21

5

Contador congelado de 32 bits com Tempo para congelar

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 1)

21

6

Contador congelado de 16 bits com Tempo para congelar

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) 17, 28 (índice - ver nota 1)

21

9 (padrão - ver nota 1)

Contador congelado de 32 bits sem flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

21

10

Contador congelado de 16 bits sem flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

`22

0

Evento de mudança de contador Qualquer variação

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada)

22

1 (padrão - ver nota 1)

Evento de mudança de contador de 32 bits sem tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

22

2

Evento de mudança de contador de 16 bits sem tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

22

5

Evento de mudança de contador de 32 bits com tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

22

6

Evento de mudança de contador de 16 bits com tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

23

0

Evento de contador congelado (A 1 variação 0 é usada para solicitar a variação padrão)

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada)

23

1 (padrão - ver nota 1)

Evento de contador congelado de 32 bits

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

23

2

Evento de contador congelado de 16 bits

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

23

5

Evento de contador congelado de 32 bits com tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

23

6

Evento de contador congelado de 16 bits com tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

30

0

Entrada analógica - Qualquer variação

1 22

(leitura) (classe associada)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

30

1

Entrada analógica de 32 bits

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

30

2

Entrada analógica de 16 bits

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

30

3 (padrão - ver nota 1)

Entrada analógica de 32 bits sem flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

30

4

Entrada analógica de 16 bits sem flag

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

30

5

Ponto flutuante curto

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

32

0

Evento de mudança analógica Qualquer variação

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada)

408

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Solicitação (Biblioteca irá buscar)

Objeto Número do objeto

Número de variação

Descrição

Códigos de função (dec)

Códigos qualificadores (hex)

Resposta (Biblioteca responderá com) Códigos de função (dec)

Códigos qualificadores (hex)

32

1 (padrão - ver nota 1)

Evento de mudança analógica de 32 bits sem tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

32

2

Evento de mudança analógica de 16 bits sem tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

32

3

Evento de mudança analógica de 32 bits com tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

32

4

Evento de mudança analógica de 16 bits com tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

32

5

Evento de mudança analógica de ponto flutuante curto sem tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

32

7

Evento de mudança analógica de ponto flutuante curto com tempo

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) 129 (qtde limitada)

resposta

17, 28

(índice)

34

0

Banda morta de entrada analógica (A variação 0 é usada para solicitar a variação padrão)

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

34

1

Banda morta de entrada analógica de 16 bits

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

2

(escrita)

00, 01 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (qtde limitada) (índice)

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

2

(escrita)

00, 01 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (qtde limitada) (índice)

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

2

(escrita)

00, 01 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (qtde limitada) (índice)

34

34

2 (padrão - ver nota 1)

3

Banda morta de entrada analógica de 32 bits

Banda morta de entrada analógica de ponto flutuante curto

40

0

Estado de saída analógica (A 1 variação 0 é usada para solicitar a variação padrão)

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

40

1 (padrão - ver nota 1)

Estado de saída analógica de 32 bits

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

40

2

Estado de saída analógica de 16 bits

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

40

3

Estado de saída analógica de ponto flutuante curto

1

(leitura)

00, 01 06 07, 08 17, 27, 28

(início-parada) 129 (nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada) (índice)

resposta

00, 01 17, 28

(início-parada) (índice - ver nota 2)

41

1

Bloco de saída analógica de 32 bits

3 4 5 6

(seleção) (operação) (op direta) (op dir., sem reconh.)

17, 28 27

(índice) (índice)

129

resposta

eco da solicitação

41

2

Bloco de saída analógica de 16 bits

3 4 5 6

(seleção) (operação) (op direta) (op dir., sem reconh.)

17, 28 27

(índice) (índice)

129

resposta

eco da solicitação

P14D-TM-PT-7

409

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

P14D

Solicitação (Biblioteca irá buscar)

Objeto Número do objeto

Número de variação

Descrição

41

3

50

1 (padrão - ver nota 1)

Data e hora

60

0

Indefinido

60

1

60

2

60

3

Dados classe 2

60

4

Dados classe 3

70

0

Evento de arquivo - Qualquer variação

70

2

Autenticação de arquivo

70

3

70

Códigos de função (dec)

Bloco de saída analógica de ponto 3 flutuante curto 4 5 6

Códigos qualificadores (hex)

Resposta (Biblioteca responderá com) Códigos de função (dec)

Códigos qualificadores (hex)

(seleção) (operação) (op direta) (op dir., sem reconh.)

17, 27, 28

(índice)

129

resposta

1

(leitura)

07

(Qtde limitada = 1)

129

resposta

2

(escrita)

07

(Qtde limitada = 1)

Dados classe 0

1

(leitura)

06

(nenhuma faixa, ou todas)

Dados classe 1

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada)

22

(classe associada)

06

(nenhuma faixa, ou todas)

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada)

22

(classe associada)

06

(nenhuma faixa, ou todas)

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada)

22

(classe associada)

06

(nenhuma faixa, ou todas)

1

(leitura)

06 07, 08

(nenhuma faixa, ou todas) (qtde limitada)

22

(classe associada)

06

(nenhuma faixa, ou todas)

29

(autenticar)

5b

(formato livre)

129

resposta

5B (formato livre)

Comando de arquivo

25 27

(aberto) (apagar)

5b

(formato livre)

4

Estado de comando de arquivo

26 30

(fechar) (descartar)

5b

(formato livre)

129

resposta

5B (formato livre)

70

5

Transferência de arquivo

1

(leitura)

5b

(formato livre)

129

resposta

5B (formato livre)

70

6

Estado de transferência de arquivo

129

resposta

5B (formato livre)

70

7

Descritor de arquivo

28

(obter info de arquivo)

5b

(formato livre)

129

resposta

5B (formato livre)

80

1

Indicações internas

1

(leitura)

00, 01

(início-parada)

129

resposta

Nenhum objeto (apenas código de 13 função)

(reinício frio)

Nenhum objeto (apenas código de 14 função)

(reinício quente)

Nenhum objeto (apenas código de 23 função)

(medição de atraso)

eco da solicitação

07

00, 01

(Qtde limitada = 1)

(início-parada)

Nota: Uma variação padrão se refere à resposta da variação, quando a variação solicitada é 0, e/ou os escaneamentos têm classes 0, 1, 2 ou 3.

Nota: Para objetos estáticos (eventos sem mudança), os qualificadores 17 ou 28 são respondidos apenas quando é enviada uma solicitação com qualificadores 17 ou 28, respectivamente. De outra forma, as solicitações de objetos estáticos enviadas com qualificadores 00, 01, 06, 07 ou 08 serão respondidas com qualificadores 00 ou 01. No caso de objetos de mudança de evento, os qualificadores 17 ou 28 sempre recebem resposta.

410

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

6.3.8.3

INDICAÇÕES INTERNAS DNP3

A tabela a seguir lista as indicações internas (IIN) DNP3.0 e identifica aquelas que são suportadas pelo dispositivo. As IINs formam um elemento de informações usado para transmitir os estados internos e resultados de diagnóstico de um dispositivo. Estas informações podem ser usadas por uma estação receptora para executar recuperações de erros ou outras funções adequadas. A IIN é um campo de dois octetos que segue o código de função em todas as respostas do dispositivo. Quando uma solicitação não pode ser processada devido a erros de formatação, ou devido a indisponibilidade dos dados solicitados, a IIN é sempre retornada com os bits apropriados ativados. Bit

Indicação

Descrição

Suportado

Octeto 1 Recebida mensagem Todas as estações

Ativado, quando é recebida uma solicitação com o endereço destino igual ao endereço de todas as estações (6553510). Ela é limpa após a próxima resposta (mesmo se for requerida uma resposta a uma solicitação global). Sim Esta IIN é usada para informar a estação mestre que o dispositivo recebeu uma mensagem de "divulgação" (broadcast).

Dados de classe 1 disponíveis

Ativado quando existem dados, configurados como classe 1, prontos para serem enviados para a estação mestre. A estação mestre deve solicitar esses dados de classe do dispositivo, quando este bit está ativado em uma resposta.

Sim

Dados de classe 2 disponíveis

Ativado quando existem dados, configurados como classe 2, prontos para serem enviados para a estação mestre. A estação mestre deve solicitar esses dados de classe do dispositivo, quando este bit está ativado em uma resposta.

Sim

Dados de classe 3 disponíveis

Ativado quando existem dados, configurados como classe 3, prontos para serem enviados para a estação mestre. A estação mestre deve solicitar esses dados de classe do dispositivo, quando este bit está ativado em uma resposta.

Sim

Sincronismo de tempo requerido

O relé requer sincronismo de tempo a partir da estação mestre (usando o objeto Data e hora). Esta IIN é limpa uma vez que o horário tenha sido sincronizado. Também pode Sim ser limpa escrevendo-se explicitamente 0 neste bit do objeto de Indicação interna.

5

Local

Ativo, quando algum, ou todos os relés de pontos de saída digital (Objeto 10/12) estão em estado local. Ou seja, as saídas de controle de relés NÃO estão acessíveis por meio do protocolo DNP. Não Esta IIN é limpa quando o relé está no estado remoto. Ou seja, as saídas de controle de relés estão totalmente acessíveis por meio do protocolo DNP.

6

Dispositivo com problemas

Ativo quando existe uma condição anormal no relé. Esta IIN é usada apenas quando o estado não pode ser descrito por uma combinação de um ou demais Não bits da IIN.

7

Reinício do dispositivo

Ativo quando o aplicativo de software do dispositivo reinicia. Esta IIN é limpa quando a estação mestre escreve 0, explicitamente, neste bit do objeto de Indicações internas.

0

1

2

3

4

Sim

Octeto 2 0

Código de função não implementado

1

O relé não tem os objetos específicos ou não existem objetos atribuídos à classe solicitada. Objeto(s) solicitados desconhecidos Sim Esta IIN deve ser usadas para fins de depuração e, normalmente, indica uma não correspondência nos perfis do dispositivo ou problemas de configuração.

P14D-TM-PT-7

O código de função recebido não está implementado dentro do relé.

Sim

411

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Bit

P14D

Indicação

Descrição

Suportado

Fora de Medida

Os parâmetros nos campos qualificador, faixa ou dados não são válidos ou estão fora da faixa. Isto é um erro geral para erros de formatação de solicitações de aplicação. Só deve ser usado para fins de depuração. Esta IIN normalmente indica problemas de configuração.

3

Estouro de buffer

O(s) buffer(s) de eventos, ou outro(s) buffer(s) de aplicação sofreram estouro de capacidade. A estação mestre deve tentar a maior quantidade possível de Sim dados e indicar ao usuário que podem haver dados perdidos. O usuário deve iniciar os procedimentos de recuperação de erros apropriados.

4

Já em execução

A solicitação recebida foi entendida, porém a operação solicitada já está em execução.

5

Configuração incorreta

Ativo para indicar que a configuração atual do dispositivo está corrompida. A estação mestre deve baixar outra configuração no relé.

6

Reserva

Retornado sempre como zero.

7

Reserva

Retornado sempre como zero.

2

6.3.8.4

Sim

Sim

CÓDIGOS DE ESTADO DE RESPOSTA DNP3

Quando o dispositivo processa solicitações de Blocos de saída de relé de controle (Objeto 12), ele retorna um conjunto de códigos de estado; um para cada ponto contido na solicitação original. A lista completa dos códigos consta na tabela a seguir: Número do código 0

Nome identificador

Descrição

Sucesso

A solicitação recebida foi aceita, iniciada ou está em fila para ser executada.

1

Fim Tempo

A solicitação não foi executada porque a mensagem ‘operar’ foi recebida após o temporizador do braço atingir o tempo limite (Selecionar antes de operar). O temporizador do braço foi acionado quando a operação de seleção foi recebida para o mesmo ponto.

2

Nenhuma seleção

A solicitação não foi aceita porque não existe nenhuma solicitação prévia do tipo ‘seleção’ que corresponda a ela. (Foi enviada uma mensagem ‘operar’ para ativar uma saída que não foi armada previamente com uma mensagem ‘seleção’ correspondente).

3

Erro de formato

A solicitação não foi aceita porque existem erros de formatação na solicitação de controle (‘seleção’, ‘operação’ ou ‘operação direta’).

4

Não suportado

A solicitação não foi aceita porque uma operação de controle não é suportada neste ponto.

5

Já ativa

A requisição não foi aceita porque a fila de controle está cheia ou o ponto já está ativo.

6

Erro de hardware

A solicitação não foi aceita devido a problemas do hardware de controle.

7

Local

A solicitação não foi aceita porque o acesso local está em andamento.

8

Operações demais

A solicitação não foi aceita porque foram solicitadas muitas operações.

9

Não autorizado

A solicitação não foi aceita devido a autorização insuficiente.

127

Indefinido

A solicitação não foi aceita por outra razão indefinida.

Nota: Os números de código de 10 a 126 estão reservados para uso futuro.

6.3.9

CONFIGURAÇÃO DNP3

Para configurar o dispositivo: 1.

Selecione a coluna CONFIGURAÇÃO e verifique se a célula Ajustes Comunic. está com valor Visível.

2.

Selecione a coluna COMUNICAÇÕES.

412

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3.

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Seguindo para a primeira célula abaixo (RP1 Protocolo). Esta célula é não editável, e exibe o protocolo de comunicação escolhido, neste caso o DNP3.0. COMUNICAÇÕES RP1 Protocolo DNP3.0

4.

Seguindo para a próxima célula abaixo (RP1 Endereço). Esta célula controla o endereço DNP3.0 do IED. Até 32 IEDs podem ser conectados em um hub e, portanto, é necessário que cada IED tenha um endereço único de modo que mensagens da estação de controle mestre sejam aceitas por apenas um IED. O DNP3.0 usa um número decimal entre 1 e 65519 para o endereço do relé. É importante que não haja dois ou mais IEDs com o mesmo endereço. COMUNICAÇÕES RP1 Endereço 1

5.

Seguindo para a próxima célula (RP1 Veloc.Trans.). Esta célula controla a velocidade serial (baud rate) a ser usada. O IED suporte seis velocidades de comunicação serial: 1200 bps, 2400 bps, 4800 bps, 9600 bps, 19200 bps e 38400 bps. Assegure-se de que a baud rate configurada no IED é igual à configurada na estação mestre. COMUNICAÇÕES RP1 Veloc.Trans. 9600 bits/s

6.

Seguindo para a próxima célula (RP1 Paridade). Esta célula controla o formato de paridade usado nas estruturas de dados. A paridade pode ser definida como Nenhuma, Ímpar ou Par. Assegure-se de que o formato de paridade selecionado no IED é igual ao selecionado na estação mestre. COMUNICAÇÕES RP1 Paridade Nenhum

7.

Se os conectores ópticos opcionais estiverem em uso, a célula RP1 Lig.Fisica ficará visível. Esta célula controla a mídia física usada na comunicação (Cobre ou fibra óptica). COMUNICAÇÕES RP1 Lig.Fisica Cobre

8.

Seguindo para a próxima célula abaixo (RP1 Tempo Sincr.). Esta célula afeta a solicitação de sincronismo de tempo proveniente da estação mestre para o IED. Ela pode ser definida como SEF Ativo ou Inativo. Se ativo, permitirá que o mestre DNP3.0 sincronize o tempo no IED. COMUNICAÇÕES RP1 Tempo Sincr. Ativo

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413

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

6.3.9.1

P14D

CONFIGURADOR DNP3

Um pacote de apoio a PC para DNP3.0 é fornecido como parte do software aplicativo de configuração (MiCOM S1 Agile) e permite a configuração da resposta DNP3.0 do dispositivo. Os dados de configuração são carregados do dispositivo para o PC em um bloco de dados de formato comprimido e descarregados, de forma similar, após as modificações. A nova configuração DNP3.0 entra em efeito após o término do download. Para restaurar a configuração padrão a qualquer momento, a partir da coluna CONFIGURAÇÃO selecione a célula Parametr.Fábrica e, por fim, selecione Todos Parametros. No MiCOM S1 Agile, os dados DNP3.0 são apresentados em três pastas principais, uma pasta para cada configuração de ponto, escala de inteiro e variação padrão (formato de dados). A configuração de ponto também inclui telas de entradas binárias, saídas binárias, contadores e configuração de entrada analógica.

6.3.10

REPORTE DNP3 NÃO SOLICITADA

Nas versões anteriores, o DNP3 só suporta transmissão de dados baseada em solicitações de consulta ("polling") feitas pela estação mestre. Desta versão em diante, é suportado um novo modo de transmissão chamado Reporte não solicitado. Este é um modo de operação onde a estação externa transmite espontaneamente uma resposta sem ter recebido uma solicitação de dados associada. Este modo é útil quando o sistema tem muitas estações externas e a mestre requer notificação tão logo quanto possível, quando ocorre uma mudança. Ao invés de esperar por um ciclo de consultas ("polling"), a estação externa transmite a mudança imediatamente. Portanto, este comportamento é mais direcionado por eventos do que por consultas. Este recurso requer um novo conjunto de configurações, que são encontradas sob a coluna DNP SETTINGS (Faixa de células 1B Courier). Estas podem ser encontradas nas tabelas de configuração, como um PDF interativo, na parte traseira do manual. Nota: Recomendamos que você não ative o Reporte não solicitado em uma linha serial multi-drop. Isto devido ao fato de que poderão ocorrer colisões entre múltiplos IEDs que estejam reportando eventos concorrentes. Se o Reporte não solicitado estiver ativado em uma linha serial, recomendamos conectar apenas um IED em cada enlace com um mestre. Esta restrição não se aplica se for usado DNP3 over Ethernet.

6.4

MODBUS

Esta seção descreve como o padrão MODBUS é aplicado à plataforma Px40. Não é uma descrição da norma em si. Esta seção foi escrita considerando que o leitor já esteja familiarizado com o padrão MODBUS. O protocolo MODBUS é um protocolo mestre/escravo, definido e administrado pela Organização MODBUS. Para outras informações sobre o MODBUS e as especificações do protocolo consulte a página web (www.modbus.org).

6.4.1

CONEXÃO FÍSICA E CAMADA DE LIGAÇÃO

Existe apenas uma opção disponível para conectar o MODBUS: ● Porta serie traseira 1 - para conexão permanente de SCADA via EIA(RS)485 A interface MODBUS usa o modo de comunicação ‘RTU’ em vez do modo ‘ASCII’ pois proporciona um uso mais eficiente da largura de banda de comunicação. Este modo de comunicação é definido pelo padrão MODBUS. O endereço e a taxa de transmissão do IED podem ser selecionados usando o menu do painel frontal ou por uma aplicação adequada como o MiCOM Agile. Quando se usa a interface serie, o formato de dados é: 1 bit de start, 8 bits de dados, 1 bit de paridade com 1 bit de stop ou 2 bits de stop (um total de 11 bits por caractere).

414

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P14D

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

6.4.2

FUNÇÕES DO MODBUS

Os seguintes códigos de função do MODBUS são suportados: ● ● ● ● ● ● ● ● ●

01: Ler Status da Bobina 02: Ler Status da Entrada 03: Ler Registos 04: Ler Registos de Entrada 06: Predefinir Registo Único 08: Diagnósticos 11: Buscar Contador de Eventos de Comunicação 12: Buscar Registo de Eventos de Comunicação 16: Predefinir Múltiplos Registos 127 máx.

Eles são interpretados pelo IED MiCOM da seguinte maneira: ● ● ● ● ● ●

01: Ler status de relés de saída (endereços 0xxxx) 02: Ler status de entradas optoisoladas (endereços 1xxxx) 03: Ler valores de configuração (endereços 4xxxx) 04: Ler valores medidos (endereços 3xxxx) 06: Escrever valor de configuração única (endereço 4xxxx) 16: Escrever valores de configurações múltiplas (endereços 4xxxx)

CÓDIGOS DE RESPOSTA

6.4.3 MCode 01

Descrição do MODBUS

Interpretação do MiCOM

Código de Função Ilegal

O código de função transmitido não é suportado pelo escravo.

02

Endereço Ilegal de Dado

O endereço de dados inicial na solicitação não é um valor permitido. Se nenhum dos endereços da faixa puder ser acedido devido a proteção por senha, todas as mudanças da solicitação serão descartadas e será devolvida esta resposta de erro. Nota: Se o endereço inicial estiver correto, mas a faixa incluir endereços não implementados esta resposta não será gerada.

03

Valor Ilegal

Um valor referenciado no campo de dados transmitido pelo mestre está fora da faixa. Outros valores transmitidos no mesmo pacote serão executados se estiverem dentro da faixa.

06

Dispositivo Escravo Ocupado

O comando de escrita não pode ser implementado porque o banco de dados está bloqueado por outro interface. Esta resposta também será produzida se o software estiver ocupado executando uma solicitação anterior.

6.4.4

MAPEAMENTO DE REGISTOS

O dispositivo suporta as seguintes referências de página de memória: ● ● ● ● ●

Página de Memória: Interpretação 0xxxx: Acesso para leitura e escrita nos relés de saída 1xxxx: Acesso apenas para leitura das entradas digitais 3xxxx: Acesso apenas para leitura de dados 4xxxx: Acesso para leitura e escrita de configurações

onde xxxx representa o endereço disponível na página (0 a 9999). Um mapa completo dos endereços MODBUS suportados pelo dispositivo está contido no menu banco de dados relevante, disponível a pedidos.

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415

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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Nota: O "arquivo de memória estendida" (6xxxx) não é suportado.

Nota: A convenção do MODBUS é documentar os endereços dos registos como números ordinais apesar de que os endereços reais do protocolo são valores literais. Os relés do MiCOM começam os endereços de registos em zero. Portanto, o primeiro registo numa página de memória tem o endereço zero. O segundo registo tem o endereço 1 e assim por diante.

Nota: A notação do número da página não faz parte do endereço.

6.4.5

EXTRAÇÃO DE EVENTOS

O dispositivo suporta dois métodos de extração de eventos, extração automática ou manual dos registos de evento, falha e manutenção armazenados. 6.4.5.1

EXTRAÇÃO AUTOMÁTICA DE REGISTOS DE EVENTOS

As facilidades de extração automática permitem que todos os tipos de registo sejam extraídos assim que ocorrem. Registos de eventos são extraídos em ordem sequencial, incluindo qualquer dado de falha ou manutenção que possa estar associado ao evento. O mestre MODBUS pode determinar se o dispositivo possui eventos armazenados que ainda não foram extraídos. Isto é realizado lendo o registrado de status 30001 (tipo de dado G26). Se o bit de evento deste registrado estiver ativo então o dispositivo possui eventos não extraídos disponíveis. Para selecionar o próximo evento para extração sequencial, a estação mestre escreve o valor 1 no registo de seleção de registos 40400 (tipo de dado G18). Os dados do evento juntamente com qualquer dado de falha/manutenção podem ser lidos dos registrados especificados abaixo. Assim que os dados forem lidos, o registo de evento pode ser marcado como tendo sido lido escrevendo o valor '2' no registrador 40400. 6.4.5.2

EXTRAÇÃO MANUAL DE REGISTO DE EVENTO

Existem três registos disponíveis para selecionar manualmente registos armazenados e três registadores de apenas leitura permitindo que o número de registos armazenados seja determinado. ● 40100: Selecionar Evento ● 40101: Selecionar Falha ● 40102: Selecionar Registo de Manutenção Para cada um dos registadores acima o valor 0 representa o registo armazenado mais recente. Os registadores seguintes ao serem lidos indicam o número dos vários tipos de registos armazenados. ● 30100: Número de registos armazenados ● 30101: Número de registos de falha armazenados ● 30102: Número de registos de manutenção armazenados Cada registo de falha ou manutenção guardado provoca a criação de um registo de evento. Se este registo de evento for selecionado, os registadores adicionais que guardam os detalhes do registo de falha ou manutenção também serão populados. 6.4.5.3

DADOS DE REGISTO

A localização e formato dos registadores usados para aceder aos dados do registo são os mesmos quer eles tenham sido selecionados usando extração automática ou manual.

416

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Descrição do Evento

Endereço MODBUS

Comprimen to

Comentários

Data e Hora

30103

4

Ver descrição do tipo de dado G12

Tipo de Evento

30107

1

Ver descrição do tipo de dado G13

Valor do Evento

30108

2

A natureza do valor depende do tipo de evento. Este conterá o status como um sinalizador binário para contato, entrada digital, alarme e eventos de proteção.

Endereço MODBUS

30110

1

Este indica o endereço MODBUS do registador onde a mudança ocorreu. Alarme 30011 Relés 30723 Entradas Opto. 30725 Eventos de proteção – como os endereços de relés e entradas digitais este mapeará no endereço MODBUS do registador de status do DDB adequado, dependendo de qual o bit do DDB em que ocorreu a mudança. Estes variarão de 30727 a 30785. Para eventos de plataforma, eventos de falha e eventos de manutenção o padrão é 0.

Índice de Eventos

30111

1

Este registador conterá o ordinal do DDB para eventos de proteção ou o número do bit para eventos de alarme. A direção da mudança será indicada pelo bit mais significativo; 1 para mudança de 0 – 1 e 0 para mudança de 1 – 0.

1

0 significa que não há dados adicionais. 1 significa que os dados do registo de falha podem ser lidos de 30113 a 30199 (o número de registadores depende do produto). 2 significa que os dados do registo de manutenção podem ser lidos de 30036 a 30039.

Dado Adicional Presente

30112

Se um registo de falha ou de manutenção for diretamente selecionado usando o mecanismo manual, então os dados podem ser lidos das faixas de registadores especificadas acima. Os dados do registo de evento nos registadores 30103 a 30111 não estarão disponíveis. É possível usando o registador 40401(tipo de dado G6) apagar independentemente os registos armazenados de evento/falha e manutenção do relé. Este registador também fornece uma opção para reiniciar as indicações do dispositivo, o que tem o mesmo efeito sobre o relé que pressionar a tecla apagar no visualizador de alarmes usando o menu do painel de IHM.

6.4.6

EXTRAÇÃO DO REGISTO DE OSCILOPETROGRAFIA

O IED fornece facilidades para extração manual e automática de registos de oscilopetrografia. Os registos extraídos pelo MODBUS de dispositivos Px40 são apresentados no formato COMTRADE. Isto envolve extrair um arquivo de configuração com texto em ASCII e então extrair um arquivo de dados binário. Cada arquivo é extraído lendo uma série de páginas de dados do IED. A página de dados é composta por 127 registadores, proporcionando uma transferência máxima de 254 bytes por página. O seguinte conjunto de registadores é apresentado à estação mestre para suportar a extração de registos de perturbação não comprimidos:

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417

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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Registadores do MODBUS Registador do MODBUS

Nome

Descrição

3x00001

Registador de status

Fornece o status do relé na forma de bits de sinalização: b0: Fora de serviço b1: Falha de baixa importância no autoteste b2: Evento b3: Sincronização horária b4: Perturbação b5: Falha b6: Acionamento b7: Alarme b8 a b15: Não usado Um ‘1’ em b4 indica a presença de uma oscilopetrografia

3x00800

Nº de oscilopetrografias armazenadas

Indica o número total de registros de perturbação armazenados atualmente no relé, tanto extraídos como não extraídos.

3x00801

Indica o valor do identificador exclusivo para o registro de oscilopetrografia mais antigo armazenado no relé. Este é um valor inteiro Identificador exclusivo do registo usado em conjunto com o valor do ‘Número de perturbações de oscilopetrografia mais antigo armazenadas’ para calcular um valor para selecionar registos manualmente.

4x00250

Gravador de seleção manual de registos de perturbação

Este gravador é usado para selecionar manualmente registos de perturbação. Os valores escritos nesta célula são um delta aplicado ao valor do identificador exclusivo do registo mais antigo. O valor do delta, que varia de 0 até o Número de perturbações armazenadas - 1, é somado ao identificador do registo mais antigo para gerar o identificador do registo desejado.

4x00400

Gravador de comando de seleção de registo

Este registo é usado durante o processo de extração e possui vários comandos. Estes são: b0: Selecionar próximo evento b1: Aceitar evento b2: Selecionar próximo registo de perturbação b3: Aceitar registo de perturbação b4: Selecionar próxima página de dados de perturbação b5: Selecionar arquivo de dados

3x00930 - 3x00933

Carimbo de tempo do registo

Estes registos retornam o identificador do tempo do registo de perturbação.

3x00802

Nº de registos na página de dados

Este registo informa à estação mestre o número de registos populados da página de dados.

3x00803 - 3x00929

Registos da página de dados

Estes 127 registos são usados para transferir dados do relé para a estação mestre. São inteiros sem sinal de 16-bits

3x00934

Registo de estado do Gravador de perturbação

O registo de estado do gravador de perturbação é usado durante o processo de extração para indicar à estação mestre quando os dados estão prontos para extração. Ver próxima tabela.

4x00251

Seleção de formato do ficheiro de dados

Este é usado para selecionar o formato desejado do ficheiro de dados. Este está reservado para uso futuro.

Nota: Os endereços de registos são fornecidos no formato código de referência + endereço. P.ex. 4x00001 é formado pelo código de referência 4x e o endereço 1 (que é especificado como código de função 03 e endereço 0x0000 na especificação do MODBUS).

O registo de estado do gravador de perturbação informará um dos seguintes valores:

418

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Estados do gravador de perturbação Estado

Descrição

Repouso

Este será o estado informado quando nenhum registo está selecionado; como após a energização ou após um registo ser marcado como extraído.

Ocupado

O relé está atualmente processando dados.

Página pronta

A página de dados foi preenchida e a estação mestre pode ler os dados com segurança.

Configuração completa

Todos os dados de configuração foram lidos sem erro.

Registo completo

Todos os dados de perturbação foram extraídos.

Perturbação rescrita

Ocorreu um erro durante o processo de extração no qual a perturbação a ser extraída foi rescrita por um novo registo.

Sem perturbações não extraídas

Foi feita uma tentativa pela estação mestre de selecionar automaticamente a próxima perturbação mais antiga não extraída quando todos os registos já haviam sido extraídos.

Não é uma perturbação válida

Foi feita uma tentativa pela estação mestre de selecionar manualmente um registo que não existia no relé.

Comando fora de sequência

A estação mestre emitiu um comando para o relé que não era esperado durante o processo de extração.

6.4.6.1

PROCEDIMENTO DE EXTRAÇÃO MANUAL

O procedimento usado para extrair uma perturbação manualmente é mostrado abaixo. O método de extração manual não permite a aceitação de registos de perturbação.

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419

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

P14D

Arranque

Obtém o número de oscilografias do registrador 3x00800

Não

Existem oscilografias?

Sim

Obtém o ID da oscilografia mais antiga do registrador 3x00801

Seleciona a oscilografia requerida escrevendo o valor do ID do registro requerido no registrador 4x00250

Extrair dados de oscilografia

Obtém a estampa de tempo da oscilografia dos registradores 3x00930 – 3x00933

Fim

V01003

Figura 176: Seleção manual de um registo de perturbação 6.4.6.2

PROCEDIMENTO DE EXTRAÇÃO AUTOMÁTICA

Existem dois métodos que podem ser usados para extrair perturbações automaticamente: Método 1 O método 1 é mais simples e é melhor para extrair registos unitários de osciloperturbografia (quando o registador de osciloperturbografia é consultado regularmente).

420

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P14D

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Arranque

Lê a palavra de estado do registrador 3x0001

O bit da oscilografia (bit 4) esta ativado?

Erro

Não

Sim Seleciona o próximo registro mais antigo não extraído escrevendo 0x04 no registrador 4x00400

Extrair dados de oscilografia

Envia comando para aceitar o registro escrevendo 0x08 no registrador 4x00400

V01004

Figura 177: Seleção automática de registo de perturbação - método 1 Método 2 O método 2 é mais complexo de implementar, mas é mais eficiente para extrair grandes quantidades de registos de perturbação. Isto pode ser útil quando o gravador de osciloperturbografia é consultado apenas ocasionalmente e, portanto, pode ter muitos registos armazenados.

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421

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

P14D

Arranque

FirstTime = Verdadeiro

Lê a palavra de estado do registrador 3x0001

FirstTime = Verdadeiro O bit da oscilografia (bit 4) Não esta ativado?

Sim

Seleciona o próximo registro mais antigo não extraído escrevendo 0x04 no registrador 4x00400

Sim

FirstTime = Verdadeiro?

FirstTime = Falso

Não

FirstTime = Verdadeiro

Erro

Extrair Registro de Oscilografia

V01005

Envia comando para aceitar e selecionar o próximo registro escrevendo 0x0C no registrador 4x00400

Figura 178: Seleção automática de registo de perturbação - método 2 6.4.6.3

EXTRAINDO OS DADOS DE PERTURBAÇÃO

A extração do registo de perturbação é um processo de dois estágios que envolve extrair primeiro o ficheiro de configuração e depois o ficheiro de dados. Primeiro o ficheiro de configuração necessita ser extraído, seguido pelo arquivo de dados:

422

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P14D

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Extraindo o ficheiro de configuração Comtrade Arranque (Registro selecionado)

Ler o valor do estado de DR do registrador 3x00934

Configuração completada

Qual é o valor do estado de DR?

Para o procedimento de nível superior Ocupado Confere se estado de DR tem condições de erro ou estado de Erro Ocupado

Outro

Página pronta Lê o número de registros na página de dados com endereço 3x00802

Leia os registradores de página de dados que começam em 3x00803

Configuração completada (começe a extrair o arquivo de dados)

Armazena os dados no arquivo ASCII na ordem em que os dados foram recebidos

Envia ‘Obtenha a próxima página de dados’ para o registrador 4x00400

V01006

Figura 179: Extração do ficheiro de configuração

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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Extraindo o ficheiro de dados comtrade Arranque (Configuração completada)

Envie ‘Selecione Arquivo de Dados’ para o registrador 4x00400

Ler o valor do estado de DR do registrador 3x00934

Registro completado

Qual é o valor do estado de DR?

Para o procedimento de nível superior Ocupado Confere se estado de DR tem condições de Erro erro ou estado de Ocupado Outro

Página pronta Lê o número de registros na página de dados com endereço 3x00802

Leia os registradores de página de dados que começam em 3x00803

Registro completado (marque o registro como extraído; somente extração automática)

Armazena os dados no arquivo binário na ordem em que os dados foram recebidos

Envia ‘Obtenha a próxima página de dados’ para o registrador 4x00400

V01007

Figura 180: Extração do ficheiro de dados Durante a extração dos ficheiros COMTRADE, pode ocorrer um erro, que será reportado no registo de Status DR 3x00934. Neste caso, deve reiniciar a extração do registo ou abortar de acordo com a tabela abaixo. Valor

Estado

Descrição

0

Repouso

Este será o estado informado quando nenhum registo está selecionado; como após a energização ou após um registo ser marcado como extraído.

1

Ocupado

O relé está atualmente processando dados.

2

Página pronta

A página de dados foi preenchida e a estação mestre pode ler os dados com segurança.

3

Configuração completa Todos os dados de configuração foram lidos sem erro.

4

Registo completo

Todos os dados de perturbação foram extraídos.

5

Perturbação rescrita

Ocorreu um erro durante o processo de extração no qual a perturbação a ser extraída foi escrita por um novo registo.

424

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P14D

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Valor

Estado

Descrição

6

Sem perturbações não Foi feita uma tentativa pela estação mestre de selecionar automaticamente a próxima perturbação extraídas mais antiga não extraída quando todos os registos já tinham sido extraídos.

7

Não é uma perturbação válida

Foi feita uma tentativa pela estação mestre de selecionar manualmente um registo que não existia no relé.

8

Comando fora de sequência

A estação mestre emitiu um comando para o relé que não era esperado durante o processo de extração.

6.4.7

TROCAR CONFIGURAÇÕES

Todas as configurações do IED estão em páginas com endereço 4xxxx. Os pontos a seguir devem ser considerados quando se fazem alterações nas configurações: ● As configurações implementadas usando múltiplos registos devem ser escritas usando uma operação de escrita para múltiplos registos. ● O primeiro endereço de uma escrita em múltiplos registos deve ser um endereço válido. Se houver endereços não mapeados na faixa que está a ser escrita, os dados associados a estes endereços serão descartados. ● Se uma operação de escrita for realizada com valores que estejam fora da faixa, será gerada uma resposta de dados ilegais. Valores válidos de configuração dentro da mesma operação de escrita serão executados. ● Se for realizada uma operação de escrita que tente alterar registos que necessitem um nível mais elevado de permissão por senha do que o que está atualmente permitido, todas as alterações de configuração na operação de escrita serão descartadas.

PROTEÇÃO POR SENHA

6.4.8

Os seguintes registos estão disponíveis para controlar a proteção por senha: Função

Registos do MODBUS

Introdução de senha

4x00001 a 4x00002 e 4x20000 a 4x20003

Configuração para alterar senha nível 1 (4 caracteres)

4x00023 a 4x00024

Configuração para alterar senha nível 1 (8 caracteres)

4x20008 a 4x20011

Configuração para alterar senha nível 2

4x20016 a 4x20019

Configuração para alterar senha nível 3

4x20024 a 4x20027

Pode ser lido para indicar o nível de acesso atual

3x00010

6.4.9

CONFIGURAÇÃO DE PROTEÇÃO E DO GRAVADOR DE PERTURBAÇÕES

As alterações de configuração para qualquer destas áreas são armazenadas numa área temporária e não serão usadas pelo IED a menos que sejam confirmadas. O registo 40405 pode ser usado tanto para confirmar como para abortar as alterações de configuração na área temporária. O IED suporta quatro grupos de configurações de proteção. Os endereços MODBUS para cada um dos quatro grupos são repetidos dentro das seguintes faixas de endereço. ● ● ● ●

Grupo 1: 4x1000 - 4x2999 Grupo 2: 4x3000 - 4x4999 Grupo 3: 4x5000 - 4x6999 Grupo 4: 4x7000 - 4x8999

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425

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

P14D

Além das funções básicas de edição dos grupos de configurações de proteção, existem as seguintes funções: ● Os valores padrão podem ser restaurados para um grupo de configurações ou para todas as configurações do relé escrevendo no registo 4x0402. ● É possível copiar o conteúdo de um grupo de configurações para outro escrevendo o grupo de origem no registo 40406 e o grupo de destino no 4x0407. As alterações de configuração realizadas por qualquer uma das operações definidas acima são feitas na área temporária. Estas alterações devem ser confirmadas escrevendo no registo 4x0405. Os grupos de configurações de proteção ativos podem ser selecionados escrevendo no registo 40404. Será enviada uma resposta de dados ilegais se for feita uma tentativa de definir como ativo um grupo que tenha sido desactivado.

6.4.10

SINCRONIZAÇÃO HORÁRIA

O tipo de dado G12 de data/hora permite que informações reais de data e hora sejam transmitidas com uma resolução de 1 ms. A estrutura do tipo de dado respeita o formato IEC 60870-5-4 Tempo binário 2a. Os sete bytes do quadro de data/hora são colocados em quatro registos de 16-bits e são transmitidos em sequência começando pelo byte 1. Isto é seguido por um byte null, totalizando oito bytes. Os dados de registos são normalmente transmitidos começando pelo byte de ordem mais elevada. Portanto o byte 1 estará na posição do byte de maior ordem seguido pelo byte 2 na posição de menor ordem para o primeiro registo. O último registo conterá apenas o byte 7 na posição de maior ordem, o byte de menor ordem conterá o valor zero. Estrutura do tipo de dado G12 data e hora Posição do bit Byte

7

6

5

4

3

2

1

0

1

m7

m6

m5

m4

m3

m2

m1

m0

2

m15

m14

m13

m12

m11

m10

m9

m8

3

IV

R

I5

I4

I3

I2

I1

I0

4

SU

R

R

H4

H3

H2

H1

H0

5

W2

W1

W0

D4

D3

D2

D1

D0

6

R

R

R

R

M3

M2

M1

M0

7

R

Y6

Y5

Y4

Y3

Y2

Y1

Y0

Legenda da tabela: ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

m = milissegundos: 0 a 59.999 I = minutos: 0 a 59 H = horas: 0 a 23 W = dia da semana: 1 a 7 iniciando na segunda-feira D = dia do mês: 1 a 31 M = mês do ano: 1 a 12 iniciando em janeiro Y = ano do século: 0 a 99 R = reservado: 0 SU = horário de verão: 0 = GMT, 1 = horário de verão IV = inválido: 0 = valor inválido, 1 = valor válido

Uma vez que a faixa do tipo de dado é de apenas 100 anos, o século deve ser deduzido. O século é calculado como aquele que produzirá o valor mais próximo do tempo para a data atual. Por exemplo: 30-12-99 é 30-12-1999 quando recebida em 1999 e 2000, mas é 30-12-2099 quando recebida em 2050. Esta técnica permite

426

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

que anos de 2 dígitos sejam convertidos com precisão para 4 dígitos em uma janela de ±50 anos em volta da data atual. O bit inválido tem duas aplicações: ● Pode indicar que a informação de data/hora é considerada imprecisa, mas é a melhor informação disponível. ● Pode indicar que a informação de data/hora não está disponível. O bit horário de verão é usado para indicar que o horário de verão está a ser usado, e mais importante, para resolver a descontinuidade de fuso e horário que ocorre quando inicia e termina o horário de verão. Isto é importante para a correlação correta no tempo de registos com identificador temporal. O campo de dia da semana é opcional e se não for calculado será colocado em zero. O conceito de fuso horário não é considerado para este tipo de dado e pelo relé em questão. Depende do utilizador final determinar o fuso horário. A prática normal é usar o UTC (horário coordenado universal).

6.4.11

FORMATOS DE DADOS PARA MEDIÇÃO DE POTÊNCIA E ENERGIA

As medidas de potência e energia estão disponíveis em dois formatos de dados: Tipo de dado G29: um formato inteiro usando 3 registos Tipo de dado G125: um formato de ponto flutuante com 32 bits usando 2 registos Os registos G29 estão listados na primeira parte da coluna MEDIÇÕES 2 da base de dados do Courier. Os G125 equivalentes aparecem no final da coluna MEDIÇÕES 2. Tipo de dado G29 O tipo de dado G29 consiste em três registos: O primeiro registo é a medida de potência ou energia por unidade (ou normalizada). É um valor de 16 bits com assinatura. Este registo é do tipo de dado G28. O segundo e terceiro registo contem um multiplicador para converter o valor por unidade para um valor real. São valores sem assinatura de 32-bits. Estes dois registos juntos são do tipo de dado G27. O valor geral de potência ou energia transmitido pelo tipo de dado G29 é, portanto, G29 = G28 x G27. O IED calcula o valor G28 de potência ou energia por unidade como: G28 = (quantia medida no secundário/secundário do TI)(110V/(secundário do TT). Como o tipo de dado G28 é um inteiro de 16-bits com assinatura, a sua gama dinâmica está restrita a +/- 32768. Deve ter esta limitação em consideração para as medições de energia, já que o valor G29 saturará muito antes do que o equivalente G125. O multiplicador G27 associado é calculado como: G27 = (primário do TI)(primário do TP/110V) quando for selecionada a medição de valores do primário e G27 = (secundário do TI)(secundário do TT/110V) quando for selecionada a medição de valores do secundário. Por causa dos truncamentos necessários na conversão de valores em virgula flutuante para valores inteiros nos cálculos das partes componentes do G29 e da sua gama dinâmica limitada, apenas recomendamos usar valores G29 quando o mestre MODBUS não puder tratar os equivalentes G125 IEEE754 em virgula flutuante. Nota: Os valores G29 devem ser lidos em múltiplos de três registos. Não é possível ler as partes do G28 e G27 com comandos de leitura separados.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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Exemplo de tipo de dado G29 Assumindo que as configurações de TI/TT são as seguintes: ● ● ● ●

Primário do TT principal 6,6 kV Secundário do TT principal 110V Primário do TI de fase 3150 A Secundário do TI de fase 1 A

A potência ativa trifásica exibida no painel de medida no display frontal do IED seria 21,94 MW Os registos relacionados com a potência ativa trifásica são: 3x00327, 3x00328 e 3x00329 Endereço do Registo

Dados lidos destes registos

Formato dos dados

3x00327

116

G28

3x00328

2

G27

3x00329

57928

G27

O valor do Equivalente G27 = [216 * Valor no endereço 3x00328 + Valor no endereço 3x00329] = 216*2 + 57928 = 189000 O valor Equivalente da potência G29 = G28 * Equivalente G27 =116 * 189000 =21,92 MW Nota: O valor calculado acima (21,92 MW) é o mesmo que o valor medido da potência no display do painel frontal.

Tipo de dado G125 O tipo de dado G125 é um formato de virgula flutuante IEEE754 de precisão simples, que ocupa 32 bits em dois registos consecutivos. O byte mais significativo do formato está no primeiro (ordem baixa) registo e o byte menos significativo no segundo registo. O valor da medida G125 é tão preciso quanto a capacidade do IED de calcular a medida após ter aplicado os fatores de escala do secundário ou do primário. Não sofre os erros de truncamento ou limitações da gama dinâmica associados ao formato de dado G29.

6.4.12

CONFIGURAÇÃO MODBUS

Para configurar o dispositivo: 1.

Selecione a coluna CONFIGURAÇÃO e verifique se a célula Ajustes Comunic. está com valor Visível.

2. 3.

Selecione a coluna COMUNICAÇÕES. Seguindo para a primeira célula abaixo (RP1 Protocolo). Esta é uma célula não editável, que exibe o protocolo de comunicação escolhido, neste caso Modbus. COMUNICAÇÕES RP1 Protocolo Modbus

4.

428

Seguindo para a próxima célula abaixo (RP1 Endereço). Esta célula define o endereço Modbus do IED. Até 32 IEDs podem ser conectados em um hub e, portanto, é necessário que cada IED tenha um endereço único de modo que mensagens da estação de controle mestre sejam aceitas por apenas um IED. O Modbus usa um número decimal entre 1 e 247 para endereço do relé É importante que não haja dois ou mais IEDs com o mesmo endereço.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

COMUNICAÇÕES RP1 Endereço 1 5.

Seguindo para a próxima célula (RP1 Temp.Inativ). Esta célula controla o temporizador de inatividade. O temporizador de inatividade controla quanto tempo o IED aguarda sem receber nenhuma mensagem na porta traseira, antes de revertê-la a seu estado padrão, incluindo a revogação de qualquer acesso via senha que tenha sido ativado. No caso da porta traseira, este tempo pode ser configurado entre 1 e 30 minutos.

COMUNICAÇÕES RP1 Temp.Inativ 10,00 min.

6.

Seguindo para a próxima célula (RP1 Veloc.Trans.). Esta célula controla a velocidade serial (baud rate) a ser usada. O IED suporta seis baud rates, 1200 bits/s, 2400 bits/s, 4800 bits/s, 9600 bits/s, 19200 bits/s e 38400 bits/s. Assegure-se de que a baud rate configurada no IED é igual à configurada na estação mestre. COMUNICAÇÕES RP1 Veloc.Trans. 9600 bits/s

7.

Seguindo para a próxima célula (RP1 Paridade). Esta célula controla o formato de paridade usado nas estruturas de dados. A paridade pode ser definida como Nenhuma, Ímpar ou Par. Assegure-se de que o formato de paridade selecionado no IED é igual ao selecionado na estação mestre. COMUNICAÇÕES RP1 Paridade Nenhum

8.

Seguindo para a próxima célula abaixo (Tempo IEC Modbus). Esta célula controla a ordem na qual os bytes de informação são transmitidos. Há uma escolha entre Padrão e Reverso Quando se seleciona Padrão, o formato da data e hora atende os requisitos da IEC 60870-5-4, de modo que o byte 1 dos dados é transmitido primeiro, seguido pelos bytes 2 a 7. Se for selecionado Reverso, a transmissão da informação é feita em ordem reversa. COMUNICAÇÕES Tempo IEC Modbus Padrão

6.5

IEC 61850

Esta seção descreve o modo como a norma IEC 61850 é aplicada aos produitos da GE Energy Connections. Não é uma descrição da norma em si. Esta seção foi escrita considerando que o leitor já está familiarizado com a norma IEC 61850. IEC 61850 é a norma internacional para comunicações baseadas em Ethernet nas subestações. Permite a integração de todas as funções de proteção, controlo, medição e monitorização numa subestação, e além disso providencia os meios para interbloqueio e interdisparo. Combina a conveniência da Ethernet com a segurança que é tão essencial nas subestações hoje em dia.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

6.5.1

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BENEFÍCIOS DA IEC 61850

A norma proporciona: ● ● ● ●

Modelos padronizados para IEDs e outros equipamentos da subestação Serviços de comunicação padronizados (os métodos usados para aceder e trocar dados) Formatos padronizados para arquivos de configuração Comunicação ponto a ponto

A norma segue os requisitos estabelecidos pelo modelo ISO OSI, proporcionando assim total interoperabilidade e flexibilidade entre fornecedores nos tipos de transmissão e protocolos usados. Isto inclui mapeamento de dados para Ethernet, que está a tornar-se cada vez mais amplamente usada em subestações, ao invés do RS485. Usar Ethernet na subestação oferece muitas vantagens, incluindo com maior importância: ● A Ethernet permite dados em alta velocidade (atualmente 100 Mbps, ao invés de dezenas de kbps, ou menos, usada pela maioria dos protocolos serie) ● A Ethernet possibilita ter clientes múltiplos ● A Ethernet é um padrão aberto de uso diário ● Existe uma ampla gama de produtos compatíveis com Ethernet que podem ser usados para complementar a instalação da LAN (hubs, bridges, switches)

6.5.2

INTEROPERABILIDADE DA IEC 61850

Um benefício importante da IEC 61850 é a interoperabilidade. A IEC 61850 padroniza o modelo de dados de IEDs de subestações, o que permite a interoperabilidade entre produtos de vários fabricantes. Um dispositivo compatível com a IEC 61850 pode ser interoperável, mas isto não significa que seja intercambiável. Não se pode simplesmente substituir um produto de um fabricante pelo de outro sem fazer reconfiguração. Entretanto, a terminologia está predefinida, e qualquer um com conhecimento prévio do IEC 61850 deve ser capaz de integrar um novo dispositivo muito rapidamente, sem ter que mapear todos os novos dados. A IEC 61850 traz melhoria nas comunicações da subestação e interoperabilidade para o utilizador final, a um custo menor.

6.5.3

O MODELO DE DADOS DA IEC 61850

O modelo de dados de qualquer IED IEC 61850 pode ser visto como uma hierarquia de informações, cuja nomenclatura e categorização são definidas e padronizadas na especificação da IEC 61850.

430

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

Atributos de dados

stVal

q

t

FA

FB

FC

Objetos de dados

Pos

A Nós Lógicos : 1 a n

LN1: XCBR

LN2: MMXU

Dispositivo Lógico : IEDs 1 a n Dispositivo Físico (endereço de rede) V01008

Figura 181: Camadas de Modelos de Dados em IEC 61850 Os níveis desta hierarquia podem ser descritos como segue: Formato da Estrutura de Dados Camada

Descrição

Dispositivo Físico

Identifica o IED físico num sistema. Tipicamente pode ser usado o nome do dispositivo ou o endereço IP (por exemplo Alimentador_1 ou 10.0.0.2

Dispositivo Lógico

Identifica grupos de Nós Lógicos relacionados no Dispositivo físico. Para os IED MiCOM, existem 5 Dispositivos lógicos: Controlo, Medições, Proteção, Registos, Sistema

Wrapper/Instância do nó lógico

Identifica as principais áreas funcionais no modelo de dados da IEC 61850. São usados 3 ou 6 caracteres como prefixo para definir o grupo funcional (wrapper) enquanto a funcionalidade real é identificada por um nome de Nó lógico de 4 caracteres com um número de instância como sufixo. Por exemplo, XCBR1 (disjuntor), MMXU1 (medidas), FrqPTOF2 (proteção de sobrefrequência, estágio 2).

Objeto de Dados

Esta próxima camada é usada para identificar o tipo de dado que será apresentado. Por exemplo, Pos (posição) do Nó lógico tipo XCBR

Atributo de Dados

Este é o dado real (valor da medição, estado, descrição etc.). Por exemplo, stVal (valor do estado) indicando a posição real do disjuntor para o Objeto de Dados tipo Pos do Nó lógico tipo XCBR

6.5.4

IEC 61850 NOS IED MICOM

A IEC 61850 é implementada usando uma placa Ethernet separada. Esta placa Ethernet gere a maior parte da implementação e transferência de dados da IEC 61850 para evitar qualquer impacto no desempenho das funções de proteção. Para comunicar com um IED IEC 61850 por Ethernet, é necessário apenas saber o endereço IP. Este pode então ser configurado para: ● Um cliente IEC 61850 (ou mestre), por exemplo um computador PACiS (MiCOM C264) ● Um IHM ● Um browser MMS, com o qual o modelo de dados completo pode ser recuperado do IED, sem qualquer conhecimento prévio do IED

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431

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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O padrão de interface compatível com IEC 61850 proporciona capacidade para o seguinte: Acesso de leitura às medições Atualização de todas as medidas a uma taxa de uma vez por segundo. Geração de relatórios voláteis sobre mudança de estado ou de medição Sincronização de tempo SNTP sobre um link Ethernet. (Isto é usado para sincronizar o relógio de tempo real interno do IED. ● Comunicação GOOSE ponto a ponto ● Extração de registo de perturbação por transferência de ficheiro. O registo é extraído como um arquivo COMTRADE com formato ASCII ● ● ● ●

● Controlos (Direto e Selecione antes de operar) Nota: Alterações de configuração não são suportadas na implementação atual da IEC 61850. Atualmente estas mudanças de configuração são feitas usando o MICOM S1 Agile.

6.5.5

IMPLEMENTAÇÃO DO MODELO DE DADOS DA IEC 61850

Os nomes do modelo de dados adotados nos IED MiCOM foram padronizados para haver consistência. Por isso os Nós lógicos estão alocados a um dos cinco Dispositivos Lógicos, como apropriado. O modelo de dados está descrito no documento Declaração de conformidade de implementação de modelo (MICS), disponível como um documento separado.

6.5.6

IMPLEMENTAÇÃO DOS SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DA IEC 61850

Os serviços de comunicação do IEC 61850 que estão implementados nos IED estão descritos no documento Declaração de conformidade na implementação de protocolo (PICS), que está disponível como um documento separado.

6.5.7

COMUNICAÇÕES PONTO A PONTO IEC 61850 (GSSE)

A implementação do Evento genérico de subestação com orientação a objetos (GOOSE) do IEC 61850 permite comunicação mais rápida entre IEDs, oferecendo a possibilidade de uma distribuição rápida e confiável de valores de dados de entrada e saída em âmbito sistêmico. O modelo GOOSE usa serviços multicast para transmitir informações de eventos. A transmissão multicast de mensagens significa que são enviadas para todos os dispositivos da rede, mas somente aqueles dispositivos que foram configurados adequadamente receberão as frames. Além disso, os dispositivos receptores podem aceitar especificamente frames de certos dispositivos e descartar frames de outros dispositivos. Isto também é chamado de sistema publicador/assinante. Quando um dispositivo detecta uma alteração num dos seus pontos com estado monitorizado, ele publica uma nova mensagem. Qualquer dispositivo que esteja interessado na informação faz uma assinatura para receber os dados que ela contém. Nota: As mensagens multicast não podem ser roteadas através de redes sem equipamentos especiais.

Cada nova mensagem é retransmitida a intervalos configuráveis para prevenir possível corrupção por interferência e colisões, garantindo assim a entrega. Na prática, os parâmetros que controlam a transmissão de mensagens não podem ser calculados. Deve-se alocar tempo para teste dos esquemas de GOOSE antes ou durante o comissionamento, da mesma forma que um esquema a fio deve ser testado.

432

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

6.5.8

MAPEANDO MENSAGENS GOOSE A ENTRADAS VIRTUAIS

Cada sinal GOOSE contido numa mensagem GOOSE assinada pode ser mapeado a qualquer das 32 entradas virtuais no PSL. As entradas virtuais permitem o mapeamento em funções lógicas internas para controlo de proteção, diretamente para contatos de saída ou LEDs para monitorização. Um IED pode assinar todas as mensagens GOOSE, mas apenas os seguintes tipos de dados podem ser decodificados e mapeados para uma entrada virtual: ● ● ● ● ● ● ● ●

BOOLEANO BSTR2 INT16 INT32 INT8 UINT16 UINT32 UINT8

6.5.8.1

CONFIGURAÇÃO GOOSE IEC 61850

Todas as configurações GOOSE são realizadas usando a ferramenta IEC 61850 Configurator disponível no software MiCOM S1 Agile. Todas as configurações de publicação GOOSE podem ser encontradas na aba GOOSE Publishing na janela do editor de configuração. Todos os parâmetros de configuração de assinatura GOOSE estão na aba External Binding na janela do editor de configuração. As configurações para activar a sinalização GOOSE e para aplicar o Modo de teste estão disponíveis usando o IHM.

6.5.9

FUNCIONALIDADE ETHERNET

As configurações relativas a uma falha no link de Ethernet estão disponíveis na coluna COMUNICAÇÕES do IHM do IED. 6.5.9.1

DESCONEXÃO ETHERNET

As Associações IEC61850 são exclusivas e feitas entre o cliente e o servidor. Se a ligação Ethernet for perdida por algum motivo, as associações serão perdidas e precisarão ser reestabelecidas pelo cliente. O IED possui uma função TCP_KEEPALIVE para monitorizar cada associação e encerrar qualquer uma que não esteja ativa. 6.5.9.2

FALTA DE ENERGIA

O IED permite o reestabelecimento de associações sem interromper a operação, mesmo após a alimentação ser desligada. Como o IED atua como um servidor neste processo, o cliente precisa requisitar a associação. As configurações não aplicadas são canceladas quando falta energia e os relatórios solicitados por clientes conectados são excluídos. O cliente deve activá-los novamente quando for criar a nova associação com o IED.

6.5.10

CONFIGURAÇÃO IEC 61850

Não se pode configurar o dispositivo para a IEC 61850 edição 1, usando o painel de IHM do produto. Primeiro, deve-se usar o Configurador IEC 61850, que é parte do software aplicativo de configuração. Caso o dispositivo seja compatível com a edição 2, contudo, você poderá configurá-lo com a IHM. Para configurar a IEC61850 edição 2 usando a interface IHM, deve-se primeiro habilitar o IP ajustando através da interface IHM, após o quê, pode-se definir a mídia (cobre ou fibra), o endereço IP, a máscara subnet e o endereço de gateway.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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A IEC 61850 permite que os IEDs sejam configurados diretamente a partir de um arquivo de configuração. As capacidades de configuração do sistema do IED são determinadas por um Arquivo de Descrição de Capacidades (ICD), fornecido com o produto. Quando se usam arquivos ICD dos produtos a serem instalados, pode-se desenhar, configurar e testar (por meio de ferramentas de simulação) o esquema de proteção de toda uma subestação, antes que esses produtos sejam instalados na subestação. Para ajudar nesse processo, o software de configuração possui uma ferramenta Configurador IEC 61850, que permite que o arquivo de configuração IEC 61850 pré-definido seja importado e transferido para o IED. Você também pode criar manualmente arquivos de configuração para todos os produtos, com base em suas descrições de capacidades IED (arquivo ICD). Outros recursos incluem: ● A extração de dados de configuração para visualização e edição. ● Uma sequência de verificação de erros para validação dos dados de configuração, antes de serem enviados ao IED. Nota: Alguns dados de configuração estão disponíveis na coluna IEC61850 CONFIG., que permite acesso de apenas leitura a dados básicos de configuração.

6.5.10.1

BANCOS DE CONFIGURAÇÃO IEC 61850

Existem dois bancos de configuração: ● Banco de configuração ativa ● Banco de configuração inativa Qualquer configuração nova enviada ao IED é armazenada automaticamente no banco de configuração inativa, portanto, não afetando imediatamente a configuração corrente. Após uma atualização de versão, a ferramenta Configurador IEC 61850 poderá ser usada para transmitir um comando que autoriza a ativação da nova configuração armazenada no banco de configuração inativa. Isto é feito invertendo-se os bancos de configuração inativo e ativo. A capacidade de inverter os bancos de configuração também está disponível por meio da coluna IEC61850 CONFIG. na IHM. O nome SCL(linguagem de configuração da subestação) e os atributos e revisão de ambos os bancos de configuração estão disponíveis na coluna IEC61850 CONFIG. da IHM. 6.5.10.2

CONECTIVIDADE DE REDE IEC 61850

A configuração dos parâmetros IP e parâmetros de sincronização no tempo do protocolo SNTP (Simple Network Time Protocol) é efetuada pela ferramenta Configurador IEC 61850. Se esses parâmetros não estiverem disponíveis em um arquivo SCL (Linguagem de Configuração de Subestação), devem ser configurados manualmente. Cada endereço IP da LAN (Rede de Área Local) deve ser exclusivo. Endereços IP duplicados resultam em conflito e devem ser evitados. A maioria dos IEDs verifica a existência de conflitos a cada alteração de IP e na inicialização e disparam um alarme caso seja detectado conflito. O IED pode ser configurado para aceitar dados de outras redes, usando a configuração de Gateway . Se forem usadas múltiplas redes, os endereços de IP devem ser únicos em todas as redes.

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

7

MODO DE LEITURA

Com as funcionalidades de comunicação IEC 61850 e Ethernet/Internet, a segurança tornou-se um ponto importante. Tendo isto em consideração, todos os dispositivos MiCOM atendem as normas de Cyber-Security (on page439) mais recentes. Além disto, o dispositivo fornece uma facilidade para o utilizador activar ou desactivar as interfaces físicas. Este recurso está disponível para produtos que usam Courier, IEC 60870-5-103 ou IEC 61850. Nota: Para IEC 60870-5-103, a função Modo Só Leitura é diferente do recurso do bloco de Comando.

7.1

PROTOCOLO IEC 60870-5-103

Se o Modo Só Leitura estiver activado para RP1 ou RP2 com IEC 60870-5-103, os seguintes comandos são bloqueados na interface: ● Escrever parâmetros (=alterar configuração) (ASDUs privadas) ● Comandos Gerais (ASDU20), especificamente: ○ INF16 religação automática on/off ○ INF19 reset ao LED ○ INFs privadas (por exemplo: abrir/fechar DISJ, Entradas de Controlo) Os seguintes comandos ainda são permitidos: ● ● ● ● ● ●

Consulta Classe 1 (Leitura de eventos espontâneos) Consulta Classe 2 (Leitura de medidas) Sequência de GI (ASDU7 'Iniciar GI', Consulta Classe 1) Transmissão de sequência de Registos de Osciloperturbografia (ASDU24, ASDU25, Consulta Classe 1) Sincronização horária (ASDU6) Comandos Gerais (ASDU20), especificamente: ○ INF23 ativar característica 1 ○ INF24 ativar característica 2 ○ INF25 ativar característica 3 ○ INF26 ativar característica 4

7.2

PROTOCOLO COURIER

Se o Modo Só Leitura for activado para RP1 ou RP2 com Courier, os seguintes comandos serão bloqueados na interface: ● Escrever Parâmetros ● Todos os controlos, incluindo: ○ Reset Indicação (LED Disparo) ○ Operar Entradas Controlo ○ Operações Disj. ○ Operações de Religação Automática ○ Reset Procura ○ Apagar registos de eventos/defeitos/manutenção/oscilo ○ Testar LEDS e contatos Os seguintes comandos ainda são permitidos: • Ler configurações, estados, medidas

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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• Ler registos (eventos, falhas, perturbações) • Sincronização Horária • Alterar grupo de configuração activo

7.3

PROTOCOLO IEC 61850

Se o Modo Só Leitura estiver activo para a interface Ethernet com IEC 61850, os seguintes comandos são bloqueados na interface: ● Todos os controlos, incluindo: ○ activar/desactivar proteção ○ Operar Control Entradas ○ Operações Disj. (Fecho/Disp., Bloq.) ○ Reset aos LEDs Os seguintes comandos ainda são permitidos: ● ● ● ● ●

7.4

Ler estados, medições Gerar relatórios Extrair registos de osciloperturbografia Sincronização horária Alterar grupo de configuração ativo

CONFIGURAÇÕES DE SÓ LEITURA

As seguintes configurações estão disponíveis para activar ou desactivar o Modo Só Leitura. ● RP1 Só Leitura ● RP2 Só Leitura ● NIC Só Leitura (quando Ethernet está disponível) Estas configurações não estão disponíveis para MODBUS e DNP3.

7.5

SINAIS DDB DE SÓ LEITURA

O modo só leitura remoto também está disponível no PSL usando três sinais dedicados do DDB: ● RP1 Só Leitura ● RP2 Só Leitura ● NIC Só Leitura (quando Ethernet está disponível) Usando o PSL estes sinais podem ser ativados por entradas digitais, Entradas de controlo e teclas de função se necessário.

436

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Capítulo 17 - Comunicação SCADA

8

SINCRONIZAÇÃO HORÁRIA

Em esquemas modernos de proteção é necessário sincronizar o relógio de tempo real do IED de forma a que eventos de dispositivos diferentes possam receber um identificador de temporal e ser colocados em ordem cronológica. Isto é obtido de várias formas dependendo das opções e dos protocolos de comunicação escolhidos. ● Usando a entrada IRIG-B (se equipada) ● Usando o protocolo de tempo SNTP (para versões IEC61850 Ethernet + DNP3 OE) ● Usando a funcionalidade de sincronização horária inerente aos protocolos de dados

8.1

IRIG-B DEMODULADO

IRIG significa Inter Range instrumentation Group (Grupo de Instrumentação Interescalas), que é um organismo normalizador responsável por normalizar diferentes formatos de código temporal. Existem vários formatos diferentes começando com o IRIG-A, depois o IRIG-B e assim por diante. A letra após "IRIG" especifica a resolução do sinal de tempo em pulsos por segundo (PPS). IRIG-B, o que usamos, tem uma resolução de 100 PPS. O IRIG-B é usado quando se precisa de identificadores temporais precisos. O diagrama a seguir mostra uma aplicação típica numa subestação sincronizada por GPS. Os sinais RF do satélite são captados por uma parabólica e enviados para o receptor. O receptor converte o sinal num sinal de tempo adequado para a rede da subestação. Os IEDs na subestação usam este sinal para comandar os seus relógios internos e gravadores de eventos.

Sinal GPS

Satélite GPS

IRIG-B

Antena receptora de satélite

Receptor

IED

IED

IED

V01040

Figura 182: Sinalização temporal por Satélite de GPS O sinal de código de tempo IRIG-B é uma sequência de frames temporais de um segundo. Cada frame é dividida em dez intervalos de 100 mS como a seguir: ● ● ● ● ● ●

Intervalo de tempo 1: Segundos Intervalo de tempo 2: Minutos Intervalo de tempo 3: Horas Intervalo de tempo 4: Dias Intervalo de tempo 5 e 6: Funções de controlo Intervalos de tempo 7 a 10: Horário binário direto do dia

Os quatro primeiros intervalos de tempo definem o horário em BCD (Binário Codificado em Decimal). Os intervalos de tempo 5 e 6 são usados para funções de controlo, as quais controlam comandos de exclusão e permitem

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437

Capítulo 17 - Comunicação SCADA

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diferentes agrupamentos de dados entre as strings de sincronização. Os intervalos de tempo 7-10 definem o horário em SBS (Segundo Binário Direto do dia).

8.1.1

IMPLEMENTAÇÃO DE IRIG-B DEMODULADO

Todos os modelos possuem a opção de aceitar uma entrada de IRIG-B demodulado. Esta é uma opção de hardware que usa os mesmos terminais que as entradas RP1 (ou RP2 se aplicável). Não é possível ter IRIG-B e uma porta serie na mesma posição. Isto significa que modelos de 20Te não podem ter sincronização horária por IRIG-B e capacidade de comunicação serie ao mesmo tempo. Para modelos de 30TE entretanto, é possível ter IRIG-B numa posição e uma porta serie noutra, desde que esta opção seja adquirida. Para configurar o dispositivo para usar IRIG-B, use a célula de configuração IRIG-B Sincron. na coluna DATA E HORA . Pode ser definida como Nenhum (para não usar IRIG-B), RP1 (para a opção onde o IRIG-B usa os terminais 54 e 56) e RP2 (para a opção onde o IRIG-B usa os terminais 82 e 84) O estado do IRIG-B pode ser visto na célula IRIG-B Estado na coluna DATA E HORA.

8.2

SNTP

O SNTP é usado para sincronizar os relógios de sistemas de computadores em redes de dados por comutação de pacotes de latência variável, tais como redes IP. O SNTP pode ser usado como método de sincronização horária para modelos que usem IEC 61850 com Ethernet. O dispositivo é sincronizado pelo servidor SNTP principal. Isto é obtido introduzindo o endereço IP do servidor SNTP no IED usando o software IED Configurator descrito no capítulo S61850 Agile. Um segundo servidor também é configurado com um endereço IP diferente para fins de redundância. O menu do IHM não contém qualquer parâmetro configurável relacionado a SNTP, já que a única forma de configurá-lo é usando o IEC 61850 Configurator. Entretanto, é possível visualizar alguns parâmetros na coluna COMUNICAÇÕES abaixo do subtítulo parâmetros de SNTP. Aqui podem ser vistos os endereços dos servidores SNTP e a frequência de aquisição SNTP nas células SNTP Servidor 1, SNTP Servidor 2 e SNTP Freq.Aquis. respectivamente. O estado da sincronização horária SNTP é exibido na célula SNTP Estado na coluna DATA E HORA.

8.3

SINCRONIZAÇÃO HORÁRIA USANDO OS PROTOCOLOS DE COMUNICAÇÃO

Todos os protocolos de comunicação possuem mecanismos de sincronização horária embutidos. Se nem o IRIG-B nem o SNTP forem usados para sincronizar os dispositivos, o mecanismo de sincronização horária do protocolo serie relevante é usado. O relógio de tempo real normalmente é definido na estação mestre e comunicado aos IEDs relevantes através de uma das portas serie traseiras usando o protocolo escolhido. Também é possível definir o horário localmente usando parâmetros na coluna DATA E HORA . A sincronização horária para cada protocolo está descrita na seção de descrição do protocolo relevante como segue: ● ● ● ●

438

Sincronização horária no Courier (on page396) Sincronização horária no IEC 60870-5-103 (on page399) Sincronização horária no DNP 3 (on page404) Sincronização horária no Modbus (on page426)

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SEGURANÇA CIBERNÉTICA CAPÍTULO 18

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

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1

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

VISÃO GERAL

No passado, as redes nas subestações eram tradicionalmente isoladas e os protocolos e formatos dos dados usados para transferir informações entre os dispositivos eram, frequentemente prioritários. Por estes motivos, o ambiente das subestações era muito seguro contra ataques cibernéticos. Os termos usados para este tipo inerente de segurança são: ● Segurança por isolamento (se a rede da subestação não está conectada ao mundo exterior, esta não pode ser acedida a partir de um local exterior). ● Segurança por obscuridade (se os formatos e protocolos forem proprietários, é muito difícil interpretá-los). O aumento da sofisticação dos esquemas de proteção juntamente com o avanço da tecnologia e o desejo de interoperabilidade entre fornecedores resultou na normalização das redes e no intercâmbio de dados entre as subestações. Hoje em dia, os dispositivos no interior das subestações usam protocolos padronizados para comunicação. Além disso, as subestações podem ser interligadas a redes abertas, tais como a Internet ou redes de âmbito corporativo, que utilizam protocolos padronizados de comunicação. Isto introduz um importante risco de segurança tornando a rede elétrica vulnerável a ataques cibernéticos, que poderão por sua vez levar a importantes apagões elétricos. Claramente existe, agora, uma necessidade de proteger a comunicação e os equipamentos nos ambientes das subestações. Este capítulo descreve as medidas de segurança que foram implementadas para a linha de Dispositivos Eletrónicos Inteligentes (IED). Nota: Dispositivos compativeis com segurança cibernética não forçam o cumprimento NERC, apenas o facilitam. É responsabilidade do utilizador garantir a compatibilidade como e quando necessária.

Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral A necessidade de segurança cibernética Normas Implementação da Segurança Cibernética

441 442 443 447

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441

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

2

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A NECESSIDADE DE SEGURANÇA CIBERNÉTICA

A segurança cibernética fornece proteção contra acesso não autorizado, transferência, modificação ou destruição não autorizada de informações ou de sistemas de informações, quer sejam acidentais ou intencionais. Para obter isto, existem vários requisitos de segurança: ● Confidencialidade (impedir acesso não autorizado a informações) ● Integridade (prevenir modificações não autorizadas) ● Disponibilidade / Autenticação (impedir a negação de serviços e assegurar acessos autorizados a informações) ● Não repúdio (impedir a negação de uma ação que ocorreu) ● Rastreabilidade/Detecção (monitorização e registo de atividades para detectar intrusão e analisar incidentes) As ameaças à segurança cibernética podem ser não intencionais (p. ex., desastres naturais, erros humanos) ou intencionais (p. ex., ataques cibernéticos por hackers). Uma boa segurança cibernética pode ser obtida com uma gama de medidas, tais como fechar brechas de vulnerabilidade, implementar processos e procedimentos de segurança adequados e disponibilizar tecnologias para ajudar a obter este objectivo. Exemplos de vulnerabilidades são: ● Indiscrições cometidas por pessoas (p. ex., utilizadores que deixam as senhas nos seus computadores) ● Maus hábitos (utilizadores não trocam as senhas padrão, ou todos usam a mesma senha para aceder aos equipamentos da subestação) ● Desativação de controlos (p.ex., utilizadores desativam medidas de segurança) ● Tecnologia Inadequada (subestação não possuí firewall) Exemplos de problemas de disponibilidade são: ● Sobrecarga do equipamento, resultando numa redução ou falta de desempenho ● Expiração da validade de um certificado impedindo o acesso ao equipamento Para ajudar a resolver estas questões, organizações de normas produziram várias normas. O cumprimento destas normas reduz significativamente as ameaças associadas à falta de segurança cibernética.

442

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3

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

NORMAS

Existem várias normas que se aplicam à segurança cibernética de subestações. As normas atualmente aplicáveis aos IED da GE Energy Connections são a NERC e a IEEE1686. Norma

País

Descrição

NERC CIP (Corporação para a Confiabilidade Elétrica da América do Norte)

EUA

Estrutura para a proteção dos Ativos Cibernéticos críticos da rede elétrica

BDEW (Associação Alemã dos Setores de Energia e Água)

Alemanha

Requisitos para controlo seguro e sistemas de telecomunicações

ANSI ISA 99

EUA

Voltado para ICS, portanto, relevante para EPU, completando a norma existente e identificando novos tópicos tais como gestão de patches

IEEE 1686

Internacional

Norma Internacional para recursos de segurança cibernética em IED de subestação

IEC 62351

Internacional

Dados e protocolo de comunicação de sistemas de energia

ISO/IEC 27002

Internacional

Estrutura para a proteção dos Ativos Cibernéticos críticos da rede elétrica

NIST SP800-53 (Instituto Nacional de Normas e Tecnologia)

EUA

Estrutura completa para SCADA SP800-82 e segurança cibernética de ICS

Diretrizes CPNI (Centro para a Proteção da Infraestrutura Nacional)

PT

Boas práticas, claras e valiosas, para segurança de Controlo de Processo e SCADA

3.1

CONFORMIDADE NERC

A Corporação para a Confiabilidade Elétrica da América do Norte (NERC) criou um conjunto de normas para a proteção de infraestrutura crítica. São conhecidas como as normas CIP (Critical Infrastructure Protection). Foram criadas para garantir a proteção de Ativos Cibernéticos Críticos que controlam ou influenciam a confiabilidade dos sistemas de produção e distribuição de eletricidade da América do Norte. Estas normas têm sido obrigatórias nos EUA há vários anos. A auditoria de conformidade foi iniciada em junho de 2007, as concessionárias recebem multas extremamente pesadas pela falta de conformidade. Normas CIP da NERC Norma CIP

Descrição

CIP-002-1 Ativos Cibernéticos Críticos

Define e documenta os Ativos Críticos e os Ativos Cibernéticos Críticos

CIP-003-1 Controlos de Gestão da Segurança

Define e documenta os Controlos de Gestão da Segurança necessários para proteger os Ativos Cibernéticos Críticos

CIP-004-1 Pessoal e Formação

Define e documenta o tratamento e formação de pessoal necessário para proteger os Ativos Cibernéticos Críticos

CIP-005-1 Segurança Eletrónica

Define e documenta os perímetros de segurança lógica onde os ativos cibernéticos críticos residem. Define e documenta medidas para controlar os pontos de acesso e monitorizar o acesso eletrónico

CIP-006-1 Segurança Física

Define e documenta os Perímetros Físicos de Segurança nos quais se situam os Ativos Cibernéticos Críticos

CIP-007-1 Gestão da Segurança dos Sistemas

Define e documenta procedimentos de teste dos sistemas, gestão de contas e senhas, gestão de patch de segurança, vulnerabilidade do sistema, registos do sistema, controlo de alterações e configuração necessários para todos os Ativos Cibernéticos Críticos

CIP-008-1 Relato de Incidentes e Planeamento de Resposta

Define e documenta procedimentos necessários quando são identificados Incidentes de Segurança Cibernética relativos a Ativos Cibernéticos Críticos

CIP-009-1 Planos de Recuperação

Define e documenta planos de Recuperação para Ativos Cibernéticos Críticos

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443

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

3.1.1

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CIP 002

A CIP 002 preocupa-se com a identificação de: ● Ativos críticos, tais como linhas aéreas e transformadores ● Ativos Cibernéticos Críticos, tais como IEDs que usem protocolos roteáveis de comunicação fora ou dentro de um Perímetro de Segurança Eletrónica, ou são acessíveis por linha dial-up Responsabilidades da concessionária de energia: Criar a lista de ativos

3.1.2

Contribuição da GE Energy Connections: Podemos ajudar as concessionárias de energia a criar este registo de ativos automaticamente. Podemos fornecer auditorias para listar os Ativos Cibernéticos

CIP 003

A CIP 003 requer a implementação de uma política de segurança cibernética, com uma documentação associada, que demonstre o compromisso da administração e a capacidade de proteger os seus Ativos Cibernéticos Críticos. A norma também requer práticas de controlo de alterações pela qual todas as alterações em componentes de hardware e software relacionadas com a entidade ou fornecedores sejam documentadas e mantidas. Responsabilidades da concessionária de energia: Criar uma política de Segurança Cibernética

3.1.3

Contribuição da GE Energy Connections: Podemos ajudar as concessionárias de energia a ter controlo de acesso a seus ativos críticos fornecendo um Controlo de acesso centralizado. Podemos ajudar o cliente com o controlo de alterações fornecendo uma seção na documentação onde é descrito as alterações que afetam o hardware e o software.

CIP 004

A CIP 004 requer que o pessoal que tenha acesso cibernético autorizado ou acesso físico autorizado a Ativos Cibernéticos Críticos (incluindo prestadores de serviços e fornecedores de manutenção) tenham um nível adequado de formação. Responsabilidades da concessionária de energia: Providenciar formação adequada ao seu pessoal

3.1.4

Contribuição da GE Energy Connections: Podemos fornecer formação em segurança cibernética

CIP 005

A CIP 005 requer o estabelecimento de um Perímetro de Segurança Eletrónica (PSE), que proporciona: ● Desactivar as portas e serviços que não são necessários ● Monitorização permanente e acesso aos registos (24x7x365) ● Avaliações de vulnerabilidade (no mínimo anualmente) ● Documentação de Alterações na Rede Responsabilidades da concessionária de energia: Monitorizar o acesso ao PSE Executar avaliações de vulnerabilidade Documentar alterações na rede

444

Contribuição da GE Energy Connections: Desactivar todas as portas não usadas no IED Monitorizar e registar todos os acessos ao IED

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P14D

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

3.1.5

CIP 006

A CIP 006 diz que devem ser implementados e documentados controlos de Segurança Física que forneçam monitorização de perímetro e registo juntamente com controlos de acesso robustos. Todos os ativos cibernéticos usados para Segurança Física são considerados críticos e devem ser tratados como tal: Responsabilidades da concessionária de energia: Fornecer controlos de segurança física e monitorização de perímetro. Garantir que pessoas que tenham acesso a ativos cibernéticos críticos não tenham cadastro criminal.

3.1.6

Contribuição da GE Energy Connections: A GE Energy Connections não pode fornecer ajuda adicional neste aspecto.

CIP 007

A CIP 007 cobre os seguintes pontos: ● ● ● ● ● ● ●

Procedimentos de testes Portas e serviços Gestão de patches de segurança Antivírus Gestão de contas Monitorização Deve ser realizada uma avaliação anual de vulnerabilidade

Responsabilidades da concessionária de energia:

Fornecer uma equipa de resposta ao incidente e ter os processos adequados implementados

3.1.7

Contribuição da GE Energy Connections: Procedimentos de testes : podemos fornecer consultoria e ajudar nos testes Portas e serviços : os nossos dispositivos podem desactivar portas e serviços não usados Gestão de patches de segurança : podemos fornecer assistência Antivírus : podemos fornecer consultoria e assistência Gestão de contas : podemos fornecer consultoria e assistência Monitorização : o equipamento monitoriza e regista acessos

CIP 008

A CIP 008 requer que seja desenvolvido um plano de resposta ao incidente, incluindo a definição de uma equipa de resposta ao incidente, às suas responsabilidades e procedimentos associados. Responsabilidades da concessionária de energia: Fornecer uma equipa de resposta ao incidente e ter os processos adequados implementados.

3.1.8

Contribuição da GE Energy Connections: A GE Energy Connections não pode fornecer ajuda adicional neste aspecto.

CIP 009

A CIP 009 diz que deve ser criado um plano de recuperação de desastres e testado com exercícios anuais. Responsabilidades da concessionária de energia: Implementar um plano de recuperação

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Contribuição da GE Energy Connections: Fornecer diretrizes sobre planos de recuperação e fazer backup/restaurar a documentação

445

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

3.2

P14D

IEEE 1686-2007

A IEEE 1686-2007 é uma norma do IEEE para recursos de segurança cibernética em IED de subestação. Propõe mecanismos práticos e possíveis para atingir operações seguras. As seguintes caracteristicas descritas neste padrão são aplicadas: As senhas têm 8 caracteres e podem conter maiúsculas, minúsculas, caracteres numéricos e especiais. As senhas nunca são exibidas ou transmitidas a um utilizador. As funções e características do IED são atribuídas a diferentes níveis de senha. A atribuição é fixa. A pista de auditoria é registada, listando eventos na ordem em que eles ocorrem, guardada em um buffer circular. ● Os registos contêm todos os campos definidos pela norma e registam todos os tipos definidos de eventos da função onde ela é suportada. ● Não existe nenhum mecanismo para desconsiderar a senha. No seu lugar está implementado um esquema seguro de recuperação de senha. ● Portas não usadas (físicas e lógicas) podem ser desactivadas.

● ● ● ●

446

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Capítulo 18 - Segurança Cibernética

4

IMPLEMENTAÇÃO DA SEGURANÇA CIBERNÉTICA

Os IED da GE Energy Connections sempre foram e continuarão a ser equipados com medidas de segurança de ponta. Por causa da tecnologia de comunicação sempre em evolução e das novas ameaças à segurança, este requisito não é estático. As medidas de segurança para hardware e software são continuamente desenvolvidas e implementadas para minimizar as ameaças e riscos associados. Esta secção descreve a implementação actual de segurança cibernética. Isto é válido para o lançamento da plataforma de software do qual este manual pertence. Esta implementação de segurança cibernética atual é conhecida como Segurança Cibernética Fase 1. Ao nível do IED foram implementadas as seguintes medidas de segurança cibernética: ● ● ● ● ● ● ●

Display inicial compatível com a NERC Acesso em quatro níveis Maior segurança de senha Procedimento de recuperação de senha Desactivar as portas físicas e lógicas não usadas Temporizador de inatividade Gestão de eventos de segurança

Externamente aos IEDs foram implementadas as seguintes medidas de segurança cibernética: ● Antivírus ● Gestão de patches de segurança

4.1

DISPLAY COMPATÍVEL COM NERC

Para que o Dispositivo seja compatível com NERC, ele deve fornecer a opção de um display inicial compatível com NERC. O display inicial que está implementado no conceito de segurança cibernética contém um aviso de que o IED pode ser acedido por utilizadores autorizados. Se requerido pode alterar isto pelo Utiliz.Banner configuração na coluna CONFIG SEGURANÇA. ACESSO APENAS PARA UTILIZADORES AUTORIZADOS HOTKEY Se for tentado alterar o display inicial a partir do display compatível com NERC é exibida outra mensagem: DISPLAY NÃO NERC CONFORME OK?

O mapa de navegação do display inicial mostra como a compatibilidade com NERC é obtida com o conceito de display inicial do produto.

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Capítulo 18 - Segurança Cibernética

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Faixa em conformidade com a NERC Aviso de conformidade com a NERC

Aviso de conformidade com a NERC

Medições do sistema de corrente

Nível de acesso

Medições do sistema de tensão

Frequência do sistema

Medições do sistema de potência

Ref. da planta

Data e horário

Descrição

V00403

Figura 183: Navegação no display inicial

4.2

ACESSO EM QUATRO NÍVEIS

A estrutura do menu contém quatro níveis de acesso, três dos quais são protegidos por senha. Níveis de senha Nível

0

Significado

Ler alguns Escrever o mínimo

Operação de leitura Coluna de DADOS SISTEMA: Descrição Ref. Instalação Num.Modelo Num.Serie Ref. SW Nível Acesso Disposit.Seguran

Operação de escrita

Introdução de senha Contraste LCD (apenas UI)

Coluna CONFIG SEGURANÇA: Utiliz.Banner Tentat.Restantes Tmp.Bloq.Restant Niv.Seg.Password Código Segurança (apenas UI)

448

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Nível

1

2

3

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

Significado Ler todos Escrever poucos

Ler todos Escrever alguns

Ler todos Escrever todos

4.2.1

Operação de leitura

Operação de escrita

Todos os dados e parâmetros podem ser lidos. Consultar Medidas

Todos os itens são alteráveis no nível 0. Definição de senha no nível 1 Extrair Registo de Osciloperturbografia Selecionar Evento, Menu Principal e Falha (upload) Extrair Eventos (p.ex., via MiCOM S1 Studio)

Todos os dados e parâmetros podem ser lidos. Consultar Medidas

Todos os itens são alteráveis no nível 1. Células de parâmetros que mudam a visibilidade (Visível/ Invisível). Seletor de Valores de parâmetros (Primário/Secundário) Comandos: Reset Indicações Reset Procura Reset Estatisticas Reset Dados Disjuntor / contadores Definição de senha no nível 2

Todos os dados e parâmetros podem ser lidos. Consultar Medidas

Todos os itens são alteráveis no nível 2. Alterar todas as Células de parâmetros Operações: Extrair e fazer download do Arquivo de configuração. Extrair e fazer download do PSL Extrair e fazer download do MCL61850 (CONFIG IEC61850) Extração automática do Gravador de Osciloperturbografia Aceitar Evento Courier/Modbus (extração automática de evento, p.ex., via A2R) Comandos: Alterar definição do Grupo Activo Fechar / Abrir DISJUNTOR Alterar endereço do dispositivo de Comunicações Definir Data e Hora Trocar bancos MCL / Trocar Configurações Banco em UI (IEC61850 CONFIG) Activar / Desactivar portas do dispositivo (na coluna CONFIG SEGURANÇA) Definição de senha no nível 3

SENHAS EM BRANCO

Uma senha em branco é efetivamente uma senha de comprimento zero. É inserido através do painel frontal, confirmando a introdução da senha, sem realmente introduzir quaisquer caracteres da senha. Através de uma porta de comunicação os protocolos Courier e Modbus possuem meios para introduzir uma senha em branco no IED. Uma senha em branco desativa a necessidade de uma senha no nível em que esta senha é aplicada. Senhas em branco possuem um procedimento de validação ligeiramente diferente. Se uma senha em branco for introduzida pelo painel frontal, o seguinte texto é exibido, após o qual o procedimento é o mesmo que já foi descrito: PASSWORD E/BRANC CONFIRMA INTROD?

Senhas em branco não podem ser configuradas se a senha do nível inferior não for em branco. Senhas em branco afetam o nível de retorno após término do tempo limite de inatividade ou saída do sistema.

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Capítulo 18 - Segurança Cibernética

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O nível de retorno é o nível de senha adotado pelo IED após um período de inatividade ou após o utilizador sair do sistema. Este será ou o nível da senha de maior nível que esteja em branco ou o nível 0 se nenhuma senha estiver em branco.

4.2.2

REGRAS PARA SENHAS

As senhas padrão são em branco para o nível 1 e AAAA para os níveis 2 e 3 As senhas podem ter qualquer tamanho entre 0 e 8 caracteres As senhas podem ou não ser compatíveis com NERC As senhas podem conter qualquer caracter ASCII na gama compreendida entre o Código ASCII 33 (21 Hex) e o código ASCII 122 (7A Hex) inclusive ● Apenas uma senha é necessária para todas as interfaces do IED ● ● ● ●

DDBS DE NÍVEL DE ACESSO

4.2.3

Além da existência da célula Nível Acesso na coluna DADOS SISTEMA (endereço 00D0), o nível corrente de acesso de cada interface também está disponível para uso no Esquema de lógica programável (PSL) ao se fazer o mapeamento para esses sinais do Barramento digital de dados (DDB): ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

HMI Nível1 Acess HMI Nível2 Acess HMI Nível3 Acess PortaF Nív1Acess PortaF Nív2Acess PortaF Nív3Acess PortaT1Nív1Acess PortaT1Nív2Acess PortaT1Nív3Acess PortaT2Nív1Acess PortaT2Nív2Acess PortaT2Nív3Acess

Chave: IHM = Interface Homem Máquina FPort = Porta dianteira RPrt = Porta traseira Lvl = Nível

4.3

SEGURANÇA DE SENHA MELHORADA

A segurança cibernética requer senhas fortes e validação da compatibilidade com NERC.

4.3.1

FORTALECIMENTO DA SENHA

Senhas compatíveis com NERC possuem os seguintes requerimentos: ● ● ● ● ●

450

Pelo menos um caracter alfabético maiúsculo Pelo menos um caracter alfabético minúsculo Pelo menos um caracter numérico Pelo menos um caracter especial (%, $...) Pelo menos 6 caracteres de comprimento

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4.3.2

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

VALIDAÇÃO DA SENHA

O IED verifica a compatibilidade com NERC. Se a senha for introduzida através do painel frontal esta é temporariamente visualizada no LCD. Se a senha introduzida for compatível com NERC, o seguinte texto é exibido. Conforme NERC PASWORD GUARDADA

Se a senha introduzida não for compatível com NERC, o utilizador é solicitado a confirmar, neste caso a não compatibilidade é registada. Se a senha introduzida não for compatível com NERC, o seguinte texto é exibido: CONFORMIDAD NERC NAO HÁ CONFIRM?

Ao ser confirmada, a senha não compatível é armazenada e a seguinte mensagem de confirmação é exibida por 2 segundos. N/NERC PASSWORD GUARDADO OK

Se a ação for cancelada, a senha é rejeitada e a seguinte mensagem exibida por 2 segundos. N/NERC PASSWORD NÃO GUARDADO

Se a senha é introduzida através de uma porta de comunicação usando Courier ou protocolos Modbus, o dispositivo irá armazenar a senha, independentemente de ser compatível NERC ou não. De seguida, usa códigos de resposta adequados para informar o cliente do estado compatível NERC. Pode optar por escolher uma nova senha compatível com NERC ou aceitar a senha não compatível com NERC introduzida.

4.3.3

BLOQUEIO DE SENHA

O utilizador fica bloqueado temporariamente após um número definido de tentativas erradas de introduzir a senha. Cada tentativa de introdução de senha inválida decrementa de 1 a célula de dados Tentat.Restantes. Quando o número máximo de tentativas for alcançado o acesso é bloqueado. Se o temporizador de tentativas expirar, ou a senha correta for introduzida antes que o contador de tentativas atinja o número máximo, o contador de tentativas é reiniciado em 0. Uma tentativa só é contada se a senha introduzida usar apenas caracteres na gama válida e a senha não estiver correta (não combina com a senha correspondente no IED). Qualquer tentativa onde um ou mais caracteres da senha introduzida não estiverem na gama válida não será contada. Assim que a introdução de senha for bloqueada, um temporizador de bloqueio é iniciado. As tentativas de aceder ao interface enquanto o temporizador de bloqueio estiver ativo resulta numa mensagem de erro, independentemente se a senha introduzida for correta ou não. Quando o temporizador de bloqueio expirar, o acesso ao interface é desbloqueado e o contador de tentativas é reiniciado a zero.

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Capítulo 18 - Segurança Cibernética

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Se tentar introduzir uma senha enquanto o interface estiver bloqueado, a seguinte messagem será apresentada durante 2 segundos. NAO ACEITE ENTRADA BLOQUEAD

Uma resposta similar ocorre se tentar introduzir a senha através de uma porta de comunicação. Os parametros podem ser configurados usando os campos Conta Tentativas, Tempo Tentativas e Tempo Bloqueio na coluna CONFIG SISTEMA. Configuração de bloqueio de senha Célula col lin

Configuração Limite Tentativas

25 02

Tempo Tentativas

25 03

Tempo Bloqueio

25 04

4.4

Unidades

Definição padrão

Definições disponíveis

3

de 0 a 3 em passos de 1

Minutos

2

de 1 a 3 em passos de 1

Minutos

5

de 1 a 30 em passos de 1

RECUPERAÇÃO DE SENHA

Se perder a senha do dispositivo, esta pode ser recuperada. Para obter a senha de recuperação deve contactar o Contact Centre e fornecer o Número de Série e respectivo Código de Segurança. O Contact Centre usará estes dados para gerar a Senha de Recuperação. O código de segurança é uma sequência de 16 caracteres maiúsculos. É um parâmetro só de leitura. O Dispositivo gera o seu próprio código de segurança aleatoriamente. Um novo código é gerado nas seguintes condições: ● ● ● ●

Ao ser ligado Sempre que as configurações são definidas de volta às iniciais Quando expira o temporizador de validade (ver abaixo) Quando a senha de recuperação é introduzida

Assim que o código de segurança é exibido no LCD inicia-se um temporizador de validade. Este temporizador de validade está definido para 72 horas e não é configurável. Isto permite tempo suficiente para o centro de atendimento gerar manualmente e enviar uma senha de recuperação. O Acordo de Nível de Serviço (ANS) para geração da senha de recuperação é de um dia útil, assim 72 horas é tempo suficiente, mesmo considerando o fecho do centro de atendimento nos fins de semana e feriados. Para evitar leitura acidental do código de segurança do IED a célula inicialmente exibirá uma mensagem de alerta: PULSE ENTER PARA LER COD. SECRETO

O código de segurança é exibido por confirmação. O temporizador de validação é então iniciado. O código de segurança só pode ser lido pelo painel frontal.

4.4.1

RECUPERAÇÃO DE SENHA

A senha de recuperação é destinada apenas à recuperação. Não é uma senha de substituição que possa ser usada continuamente. Pode ser usada apenas uma vez, para recuperação da senha.

452

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P14D

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

A entrada da senha de recuperação faz com que o IED reinicie todas as senhas para as padrão. Isto é tudo o que foi projetado fazer. Após as senhas tenham sido revertidas para as padrão, é função do utilizador introduzir senhas novas. Cada senha deve ser apropriada à sua função, garantindo compatibilidade NERC se requerido. Com esta ação a seguinte mensagem é exibida: COM PASSWORD AJUST.P/Falha

A senha de recuperação pode ser aplicada através de qualquer interface, local ou remoto. Alcançará o mesmo resultado independentemente do interface onde foi aplicada.

SENHA CRIPTOGRAFADA

4.4.2

O IED suporta criptografia de senhas entradas remotamente. A chave criptográfica pode ser lida através do IED por uma célula específica disponível apenas através das interfaces de comunicação, não no painel frontal. Cada vez que a chave é lida o IED gera uma nova chave que é válida apenas para a próxima escrita de criptografia de senha. Uma vez usada, a chave fica inválida e uma nova chave deve ser lida para a nova escrita de senha criptografada. O mecanismo de criptografia é transparente para o utilizador.

4.5

DESACTIVANDO PORTAS FÍSICAS

É possível desactivar portas físicas não utilizadas. É necessário uma senha de nível 3 para executar esta ação. Para evitar desactivar uma porta por acidente, uma mensagem de alerta é exibida de acordo com a porta que está a ser desactivada. Por exemplo, se a porta traseira 1 deve ser desactivada, aparece a seguinte mensagem: PORTA TRASEIRA 1 A SER DESACT.CONFIRMA

As seguintes portas podem ser desactivadas, dependendo do modelo. ● ● ● ●

Porta Frontal (campo Porta Frontal) Porta Traseira 1 (campo Porta Traseira 1) Porta Traseira 2 (campo Porta Traseira 2) Porta Ethernet (campo Ethernet)

Nota: Não é possível desactivar a porta que está a ser usada para executar o comando de desactivação.

Nota: Normalmente não aconselhamos desactivar a porta Ethernet fisica.

4.6

DESACTIVANDO PORTAS LÓGICAS

É possível desactivar portas lógicas não utilizadas. É necessário uma senha de nível 3 para executar esta ação.

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453

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

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Nota: As células de configuração de desactivação de porta não são fornecidas no ficheiro de configurações. Só é possível efectuar isto usando o painel frontal do HMI.

Os protocolos seguintes podem ser desactivados. ● IEC 61850 (campo IEC61850) ● DNP3 Por Ethernet (campo DNP3 PE) ● Courier Tunnelling (campo Courier Tunnel) Nota: Se quaisquer um destes protocolos são activados ou desactivados, a placa Ethernet será reiniciada

4.7

GESTÃO DE EVENTOS DE SEGURANÇA

Para implementar segurança cibernética compativel com NERC, uma gama de registos de Eventos necessitam ser gerados. Estes problemas de registo como a introdução de uma senha não compatível NERC, ou a selecção de um display padrão não compatível NERC. Valores de eventos de segurança Valor do Evento

Display

NÍVEL DE SENHA DESBLOQUEADO

ENTRADA UTILIZ. NO {int} NÍVEL {n}

NÍVEL DE SENHA REINICIADO

SAÍDA UTILIZADOR NO {int} NÍVEL {n}

SENHA DEFINIDA EM BRANCO

SENHA EM BRANCO POR {int} NÍVEL {p}

SENHA DEFINIDA NÃO CONFORME

SENHA N/NERC POR {int} NÍVEL {p}

SENHA MODIFICADA

SENHA ALTERADA POR {int} NÍVEL {p}

INTRODUÇÃO DE SENHA BLOQUEADA

SENHA BLOQUEADA NA {int}

INTRODUÇÃO DE SENHA DESBLOQUEADA

SENHA N/BLOQUEADA NA {int}

SENHA INTRODUZIDA INVÁLIDA

SENHA INT INVAL NA {int}

SENHA EXPIRADA

SENHA EXPIRADA NA {int}

SENHA INTRODUZIDA ENQUANTO BLOQUEADA

S/A ENT.EM BRANCO NA {int}

SENHA DE RECUPERAÇÃO INTRODUZIDA

RECUP.S/A INTROD NA {int}

CÓDIGO DE SEGURANÇA DO EID LIDO

IED COD.SEG.LIDO NA {int}

TEMPORIZADOR DO CÓDIGO DE SEGURANÇA DO IED IED COD.SEG.EXP. EXPIRADO PORTA DESACTIVA

454

PORTA DESACTIVA POR ON {int} PORTA {prt}

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P14D

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

Valor do Evento

Display

PORTA ACTIVA

PORTA ACTIVA POR ON {int} PORTA {prt}

DEF. DISPLAY NÃO COMPATÍVEL COM NERC

DEF.DISP.N/NERC

PARÂMETROS DO PSL DESCARREGADOS

PSL PARAM.DESCAR POR {int} GRUPO {grp}

PARÂMETROS DNP DESCARREGADOS

DNP PARAM.DESCAR POR {int}

DADOS DE RASTREIO DESCARREGADOS

DADOS RAS.DESCAR POR {int}

CONFIG IEC61850 DESCARREGADO

IED CONFIG DESCAR POR {int}

CURVAS DO UTILIZADOR DESCARREGADAS

CURVA UTL.DESCAR POR {int} GRUPO {crv}

CONFIG DO PSL DESCARREGADA

PSL CONFG DESCAR POR {int} GRUPO {grp}

PARÂMETROS DESCARREGADOS

PARAM. DESCAR POR {int} GRUPO {grp}

PARÂMETROS DO PSL CARREGADOS

PSL PARAM.CARREG POR {int} GRUPO {grp}

PARÂMETROS DNP CARREGADOS

DNP PARAM.CARREG POR {int}

DADOS RASTREIO CARREGADOS

DADOS RAS.CARREG POR {int}

CONFIG IEC61850 CARREGADA

IED CONFIG CARREG POR {int}

CURVAS DO UTILIZADOR CARREGADAS

CURVA UTL.CARREG POR {int} GRUPO {crv}

CONFIG DO PSL CARREGADA

PSL CONF.CARREG. POR {int} GRUPO {grp}

PARÂMETROS CARREGADOS

PARAM.CARREGADOS POR {int} GRUPO {grp}

OS EVENTOS FORAM EXTRAÍDOS

Eventos Extraid. POR {int} {nov} EVNTOS

GRUPO ATIVO ALTERADO

GRP ACTIVO ALT POR {int} GRUPO {grp}

PARÂMETROS CS ALTERADOS

C & S ALTERADOS POR {int}

PARÂMETROS DR ALTERADOS

DR ALTERADOS POR {int}

GRUPO PARÂMETROS ALTERADO

PARAM.ALTERADOS POR {int} GRUPO {grp}

LIGAR ALIMENT.

LIGAR ALIMENT. -

SOFTWARE DESCARREGADO

S/W DESCARREGADO -

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455

Capítulo 18 - Segurança Cibernética

P14D

onde: ● ● ● ● ● ● ●

int é a definição do interface (IU, PF, PT1, PT2, TNL, TCP) prt é o ID da porta (PF, PT1, PT2, TNL, DNP3, IEC, ETHR) grp é o número do grupo (1, 2, 3, 4) crv é o número do grupo de Curvas (1, 2, 3, 4) n é o novo nível de acesso (0, 1, 2, 3) p é o nível da senha(1, 2, 3) nov é o número de eventos (1 – nnn)

Cada novo evento tem um numero único incrementado. por isso eventos em falta aparececem como lacuna na sequência. O identificador único faz parte do registo do evento que é lido ou carregado do IED. Nota: Não é possível eliminar Registos de Evento, Falha, Manutenção e Osciloperturbografia.

4.8

SAIR DO SISTEMA

Se estava a configurar o IED, deve fazer logout. Efectue isto no topo da árvore do menu. Quando estiver no nível de Título de Coluna e pressionar o botão Cima, será solicitado a fazer logout com o seguinte display: DESEJA FAZER LOGOUT?

Será questionado se o seu nível de senha for maior que o nível de retorno. Se confirmar, a seguinte mensagem será exibida por 2 segundos: SAIDA Nível Acesso #

Onde x é o nível de retorno atual. Se decidir não sair, a seguinte mensagem será exibida por 2 segundos. SAIDA CANCELADA Nível Acesso #

onde # é o nível de acesso atual.

456

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INSTALAÇÃO CAPÍTULO 19

Capítulo 19 - Instalação

458

P14D

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1

Capítulo 19 - Instalação

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo fornece informações sobre a instalação do produto. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Manuseio dos produtos Montagem do dispositivo Cabos e conectores Dimensões da caixa

459 460 461 468 472

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459

Capítulo 19 - Instalação

2

P14D

MANUSEIO DOS PRODUTOS

Os nossos produtos são robustos, mas requerem um tratamento cuidadoso antes de serem instalados no local. Esta seção discute os requisitos de recepção e desembalagem dos equipamentos, bem como as considerações necessárias sobre os cuidados a ter com o produto e a sua segurança pessoal. Cuidado: Antes de levantar ou mover os equipamentos, você deve estar familiarizado com o capítulo sobre Informações de Segurança deste manual.

2.1

RECEPÇÃO DOS PRODUTOS

Ao fazer a recepção, certifique-se que foi entregue o produto correto. Desembale o produto imediatamente, para ter certeza de que não ocorreram danos externos durante o transporte. Se o produto foi danificado, faça uma reclamação com a transportadora e notifique-nos imediatamente. Para produtos cuja instalação não é imediata, volte novamente a embalá-los em suas embalagens originais.

2.2

DESEMBALAGEM DOS PRODUTOS

Ao desembalar e instalar os produtos, tome cuidado para não danificar nenhuma das peças e garanta que componentes adicionais não sejam esquecidos na embalagem ou perdidos. Não descarte nenhum CD-ROM ou a documentação técnica. Estes devem acompanhar as unidades até à subestação de destino e ser colocados num local dedicado. O local deve ser bem iluminado para auxiliar na inspeção, deve ser limpo, seco e razoavelmente livre de poeira e vibração excessiva. Isto aplica-se particularmente em locais onde a instalação esteja sendo construída em paralelo com a instalação do equipamento.

2.3

ARMAZENAGEM DOS PRODUTOS

Se a unidade não for instalada imediatamente, armazene-a num local livre de poeira e umidade, na sua embalagem original. Mantenha na embalagem todos os sacos desumidificadores. Os cristais desumidificadores perdem a eficiência se forem expostos às condições ambientes. Recupere os cristais antes de recolocá-los na embalagem. A recuperação deve ser feita idealmente em um forno com ventilação e recirculação a aproximadamente 115 ºC. Os sacos devem ser colocados em prateleiras planas e espaçados, para permitir a circulação entre eles. O tempo de recuperação dependerá do tamanho do saco. Se não houver um forno com ventilação e recirculação disponível, use um forno comum e abra a porta em intervalos regulares para deixar sair o vapor libertado pela sílica gel. Na próxima vez que desembalar o equipamento, garanta que nenhuma poeira depositada sobre a caixa caia no equipamento. Evite armazenar em locais de elevada umidade. Em locais muito úmidos a embalagem pode ficar contaminada pela umidade e os cristais desumidificadores perderão a eficiência. O dispositivo pode ser armazenado entre –25º e +70ºC, por períodos ilimitados, ou entre -40°C e + 85°C, por até 96 horas (ver as especificações técnicas).

2.4

DESMONTAGEM DOS PRODUTOS

Caso precise desmontar o dispositivo, observe sempre as precauções padrão ESD (descarga eletroestática) As precauções mínimas a serem seguidas são: ● Usar uma pulseira antiestática ligada a um ponto de aterramento adequado. ● Evitar tocar nos componentes eletrônicos e nas placas de circuito impresso.

460

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3

Capítulo 19 - Instalação

MONTAGEM DO DISPOSITIVO

Os produtos estão disponíveis nas seguintes formas ● Para montagem embutida em painel ou bastidor ● Para substituição de modelos da série K ● Apenas software (para atualizações)

3.1

MONTAGEM EMBUTIDA EM PAINEL

Os dispositivos de montagem em painel são montados embutidos usando parafusos auto-roscantes SEMS Taptite M4, com arruelas cativas de 3 mm de espessura (também conhecidos como unidade SEMS). Cuidado: Não use parafusos auto-roscantes convencionais, porque eles possuem cabeças maiores e poderiam danificar a face frontal.

Alternativamente, pode-se usar furos roscados se o painel tiver uma espessura mínima de 2,5 mm. Para aplicações em que o produto precise ser montado com projeção ou semi-projetado, estão disponíveis vários suportes. Se vários produtos forem montados em um mesmo bastidor do painel, agrupe-os mecanicamente na horizontal ou vertical, em conjuntos rígidos, antes da instalação no painel. Cuidado: Não fixe os produtos com rebites pop, porque isto torna difícil a remoção em caso de ser necessário reparar.

Se o produto for montado num painel que atenda a BS EN60529 IP52, coloque uma tira metálica de selagem entre produtos adjacentes (código GN2044 001) e coloque um anel de selagem em torno de todo o conjunto, de acordo com a seguinte tabela. Largura

Anel de selagem para fileira simples

Anel de selagem para fileira dupla

10TE

GJ9018 002

GJ9018 018

15TE

GJ9018 003

GJ9018 019

20TE

GJ9018 004

GJ9018 020

25TE

GJ9018 005

GJ9018 021

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461

Capítulo 19 - Instalação

Largura

P14D

Anel de selagem para fileira simples

Anel de selagem para fileira dupla

30TE

GJ9018 006

GJ9018 022

35TE

GJ9018 007

GJ9018 023

40TE

GJ9018 008

GJ9018 024

45TE

GJ9018 009

GJ9018 025

50TE

GJ9018 010

GJ9018 026

55TE

GJ9018 011

GJ9018 027

60TE

GJ9018 012

GJ9018 028

65TE

GJ9018 013

GJ9018 029

70TE

GJ9018 014

GJ9018 030

75TE

GJ9018 015

GJ9018 031

80TE

GJ9018 016

GJ9018 032

3.1.1

MONTAGEM EM BASTIDOR

As variantes para montagem em painel também podem ser montadas em bastidor usando sub-bastidor de fileira simples (nosso código de peça FX0021 101), como mostrado na figura abaixo. Estes sub-bastidores são projetados com dimensões que atendem a IEC 60297 e são fornecidos montados, prontos para uso. Num bastidor padrão de 483 mm (19 pol.) são possíveis combinações de larguras de caixa até um tamanho total equivalente de 80TE, montadas lado a lado. Os dois trilhos horizontais do sub-bastidor possuem furos espaçados a intervalos de aproximadamente 26 mm. Fixe os produtos pelas flanges de montagem usando parafusos auto-roscantes Taptite M4 com arruelas cativas de 3 mm de espessura (também conhecidos como unidades SEMS).

462

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P14D

Capítulo 19 - Instalação

Cuidado: Risco de danos à moldura da tampa frontal. Não use parafusos auto-roscantes convencionais, incluindo aqueles fornecidos para montagem de produtos MiDOS, porque eles possuem cabeças ligeiramente maiores.

Assim que a fileira está completa, os sub-bastidores são presos nos bastidores usando flanges de montagem em cada extremidade da fileira.

Figura 184: Montagem dos produtos em bastidor Os produtos podem ser agrupados mecanicamente em fileira simples (4U) ou em combinações de múltiplas fileiras usando sub-bastidores. Isto permite que esquemas que usem produtos de diferentes linhas sejam précablados juntos, antes da montagem. Use placas de acabamento para fechar todos os espaços vazios. Os espaços podem ser usados para instalar futuros produtos, ou porque o tamanho total é menor do que 80TE em uma fileira qualquer. As placas de acabamento também podem ser usadas para montar componentes auxiliares. Os códigos das peças são os seguintes: Soma do tamanho das caixas

Código de peça da placa de acabamento

5TE

GJ2028 101

10TE

GJ2028 102

15TE

GJ2028 103

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463

Capítulo 19 - Instalação

P14D

Soma do tamanho das caixas

Código de peça da placa de acabamento

20TE

GJ2028 104

25TE

GJ2028 105

30TE

GJ2028 106

35TE

GJ2028 107

40TE

GJ2028 108

3.2

SUBSTITUIÇÃO DE MODELOS DA SÉRIE K

Uma das principais vantagens da plataforma P14D é sua compatibilidade retroativa com os produtos da série K. Os produtos P14D foram desenhados de forma que a caixa e o leiaute das configurações de terminais do painel traseiro são idênticos aos dos predecessores da série K e podem ser trocados sem o trabalho costumeiro associado à troca e repasse de fiação em dispositivos. Isto permite a atualização fácil do sistema de proteção com um impacto mínimo e um tempo de parada mínimo do alimentador. A equivalência entre os modelos é a seguinte: Largura da caixa (TE)

Largura da caixa (mm)

Série K equivalente

Produtos

20TE

102,4 mm (4 pol.)

KCGG140/142

P14N

30TE

154,2 mm (6 pol.)

KCEG140/142

P14D

Os produtos da antiga série K podem ser removidos retirando-se a armação da caixa. A nova armação Agile P40 poderá, então, ser inserida na caixa antiga como mostrado abaixo:

464

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P14D

Capítulo 19 - Instalação

Figura 185: Inserindo a unidade na caixa Tanto os produtos da série K como os Agile P40 estão equipados com conexões para curto-circuito de TCs. Dependendo do modelo, seu dispositivo pode ou não estar equipado com TCs. Se houver TCs, contatos acionados por mola (ver abaixo) garantem que os terminais aos quais os TCs se conectam entrem em curto, antes que os contatos dos TI sejam desfeitos durante a retirada da armação da caixa. Isto garante que não haja nenhuma tensão entre os dois terminais quando se desfazem as conexões do TC. Se não houver TCs, os terminais para TC ficam em curto interno permanentemente.

E01407

Figura 186: Contatos acionados por mola para curto-circuito de TCs

P14D-TM-PT-7

465

Capítulo 19 - Instalação

P14D

Antes de remover a unidade é importante: ● Verificar a existência de danos na caixa atual ● Verificar se a fiação está em boas condições, especialmente a ligação ao terra ● Verificar a continuidade da ligação ao terra para a barra de terra do cubículo. Se houver qualquer dúvida sobre a integridade de qualquer um destes aspectos, contate o seu representante local. Cuidado: Após remover o produto da série K da sua caixa, coloque-o na caixa que veio com o novo dispositivo, para guardar ou usar noutro local.

A diferença entre um dispositivo normal da série K e um de reposição é que este último possui conexões internas entre os terminais 7 e 13 e os terminais 8 e 14. Isto é assim para que os equipamentos alimentados pela tensão de campo da série K ligada aos terminais 7 e 8 continuem a ser alimentados indiretamente através dos terminais 13 e 14, quando houver substituição pelos produtos Agile P40. Um dispositivo da série K fornece uma tensão de campo de 48 V CC entre os terminais 7 e 8. Esta tensão de campo é destinada a alimentar equipamentos auxiliares tais como entradas com isolamento óptico. Os dispositivos Agile P40 NÃO fornecem esta tensão de campo. Por este motivo, os dispositivos Agile P40 aplicados em retrofit possuem derivações internas entre os terminais 7 e 13 e os terminais 8 e 14. A intenção disto é fornecer a tensão auxiliar de alimentação aos terminais 7 e 8 no lugar da tensão de campo. Cuidado: A tensão nos terminais 7 e 8 é um espelho da tensão auxiliar de alimentação. Se a tensão auxiliar de alimentação nos terminais 13 e 14 não for 48 V CC, então a tensão nos terminais 7 e 8 também não será 48 V CC.

Cuidado: Ao substituir um dispositivo da série K, garanta que a carga nos terminais 7 e 8 esteja limitada a um máximo de 5 A. Existe um cabo de curto-circuito, com um fusível cerâmico de 5A, instalado internamente.

3.2.1

CONVENÇÕES

Os produtos Agile P40 possuem convenções diferentes dos produtos da série K, no que se refere à numeração de alguns componentes de hardware. É muito importante estar ciente disto. Esta é apenas uma questão de convenção e não afeta a compatibilidade dos terminais. A equivalência é a seguinte: Produtos Agile P40

Componente

Produtos da série K

Relé de saída

RL1

RL0

Relé de saída

RL2

RL1

Relé de saída

RL3

RL2

Relé de saída

RL4

RL3

Relé de saída

RL5

RL4

Relé de saída

RL6

RL5

Relé de saída

RL7

RL6

466

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P14D

Capítulo 19 - Instalação

Componente

Produtos Agile P40

Produtos da série K

Relé de saída

RL8

RL7

Entrada c/ isol. óptico

L1

L0

Entrada c/ isol. óptico

L2

L1

Entrada c/ isol. óptico

L3

L2

Entrada c/ isol. óptico

L4

L3

Entrada c/ isol. óptico

L5

L4

Entrada c/ isol. óptico

L6

L5

Entrada c/ isol. óptico

L7

L6

Entrada c/ isol. óptico

L8

L7

3.3

APENAS SOFTWARE

É possível atualizar um dispositivo existente adquirindo apenas o software (desde que o dispositivo já esteja equipado com o hardware requerido). Existem duas opções para alteração exclusiva do software: ● O dispositivo é enviado para a fábrica da Alstom para atualização. ● O software é enviado para ser atualizado pelo usuário. Contate seu representante local, se desejar contratar os serviços de um engenheiro de comissionamento para auxiliar na atualização do dispositivo. Nota: Os produtos de software são licenciados para uso em dispositivos com números de série específicos.

Cuidado: Não tente atualizar um dispositivo existente, se o software não houver sido licenciado para este dispositivo específico.

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467

Capítulo 19 - Instalação

4

P14D

CABOS E CONECTORES

Esta seção descreve os tipos de cabos e conexões que devem ser usados quando se instala o dispositivo. Para detalhes dos contatos, consulte o capítulo sobre Projeto de hardware, ou os diagramas de fiação. Cuidado: Antes de realizar qualquer trabalho no equipamento, o usuário deve estar familiarizado com a seção Segurança e com os valores nominais apresentados na etiqueta do equipamento.

4.1

BLOCOS DE TERMINAIS

O dispositivo usa blocos de terminais MiDOS, como mostrado a seguir.

Figura 187: Bloco de terminais MiDOS O bloco de terminais MiDOS consiste em até 28 terminais com parafusos M4 x 28. Os fios devem ter terminais de olhal de 90º e não devem ser usados mais do que dois terminais por contato. Os produtos são fornecidos com uma quantidade suficiente de parafusos M4. Estão disponíveis terminais em olhal M4 com 90º para crimpagem em três tamanhos diferentes, dependendo da seção do condutor. Cada tipo está disponível em sacos com 100 unidades. Código da peça

Seção do condutor

Cor do isolamento

ZB9124 901

0,25 - 1,65 mm2 (22 – 16 AWG)

Vermelho

ZB9124 900

1,04 - 2,63 mm2 (16 – 14 AWG)

Azul

4.2

CONEXÕES DE ALIMENTAÇÃO

Elas devem ser cabladas com fio flexível de cobre isolado com PVC de 1,5 mm, com terminais em olhal M4.

468

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 19 - Instalação

O fio deve ter tensão mínima nominal de 300 V RMS. Cuidado: Proteja a tensão auxiliar de alimentação com um fusível NIT ou TIA de grande capacidade de corte (HRC) de 16 A.

4.3

CONEXÃO TERRA

Todo dispositivo deve ser conectado ao barramento terra do cubículo usando o terminal de terra M4. Use um fio de pelo menos 2,5 mm2 terminado com um terminal em olhal. Devido às limitações físicas do terminal em olhal, a seção máxima do condutor que pode ser usado é de 6,0 mm2 com terminais em olhal que não sejam pré-isolados. Caso sejam usados terminais em olhal pré-isolados, a seção máxima do condutor é reduzida para 2,63 mm2 por terminal em olhal. Se for necessária uma área de seção transversal maior, use dois fios em paralelo, cada um terminado em um terminal em olhal separado. O condutor deve ter classificação de tensão mínima de 300 V RMS. Nota: Para evitar qualquer possibilidade de reação eletrolítica entre condutores de latão ou cobre e o painel traseiro do produto, devem ser tomadas precauções para isolá-los um do outro. Isto pode ser feito de várias maneiras, incluindo colocar uma arruela niquelada ou isolante entre o condutor e a caixa do produto, ou usando terminais em olhal estanhados.

4.4

TRANSFORMADORES DE CORRENTE

Os transformadores de corrente geralmente são cablados com fio flexível de múltiplas pernas, com isolamento de PVC de 2,5 mm2, terminado com terminais em olhal M4. Devido às limitações físicas do terminal em olhal, a seção máxima do condutor que pode ser usado é de 6,0 mm2 com terminais em olhal que não sejam pré-isolados. Caso sejam usados terminais em olhal pré-isolados, a seção máxima do condutor é reduzida para 2,63 mm2 por terminal em olhal. Se for necessária uma área de seção transversal maior, use dois fios em paralelo, cada um terminado em um terminal em olhal separado. O condutor deve ter classificação de tensão mínima de 300 V RMS. Cuidado: Os circuitos de transformadores de corrente não podem nunca ter fusíveis.

Nota: Se houver TCs, os contatos acionados por mola garantem que os terminais aos quais os TCs se encontram conetados entrem em curto-circuito, antes que os contatos dos TCs sejam desfeitos.

Nota: Nos secundários dos TCs de 5A, recomenda-se usar fio de cobre de múltiplas pernas de 2 x 2,5 mm2, com isolamento de PVC.

4.5

CONEXÕES DOS TRANSFORMADORES DE TENSÃO

Os transformadores de tensão devem ser cablados com fio condutor flexível de cobre isolado com PVC de 2,5 mm2 e terminado com terminais em olhal M4.

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469

Capítulo 19 - Instalação

P14D

O condutor deve ter classificação de tensão mínima de 300 V RMS.

4.6

CONEXÕES DE WATCHDOG

Elas devem ser cabladas com fio flexível de cobre isolado com PVC de 1 mm, com terminais em olhal M4. O condutor deve ter classificação de tensão mínima de 300 V RMS.

4.7

CONEXÕES K-BUS E EIA(RS)485

Para conectar as portas EIA(RS485) / K-Bus use cabo blindado com dois condutores de comprimento máximo de 1000 m, ou capacitância total do cabo de 200 nF. Uma especificação típica para este cabo seria: ● Cada núcleo: 16/0,2 mm2 condutores de cobre com isolamento em PVC ● Área nominal do condutor: 0,5 mm2 por condutor ● Blindagem: Malha completa, blindagem em PVC Para garantir o desempenho segundo as especificações, deve-se assegurar a continuidade da blindagem, quando se fazem ligações em série. O dispositivo é fornecido com uma interligação de terra (código de peça ZA0005092) consistindo em um contato de terra com um parafuso auto-roscante para facilitar esta função. O contato de terra é preso ao bloco Midos bem abaixo do terminal número 56, como mostrado:

E01402

Figura 188: Conexão do terra à blindagem do cabo Não existe conexão elétrica da blindagem do cabo ao dispositivo. O contato é fornecido meramente para interligar as duas blindagens de cabo.

4.8

CONEXÃO IRIG-B

A entrada IRIG-B opcional usa os mesmos terminais que a porta RP1 EIA(RS)485. Fica claro, portanto, que a comunicação RS485 e a entrada IRIG-B são mutuamente exclusivas. Uma especificação típica para este cabo seria: ● Cada núcleo: 16/0,2 mm2 condutores de cobre com isolamento em PVC ● Área nominal do condutor: 0,5 mm2 por condutor ● Blindagem: Malha completa, blindagem em PVC

470

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P14D

4.9

Capítulo 19 - Instalação

CONEXÕES DE ENTRADAS C/ ISOL. ÓPTICO

Devem ser cabladas com fio flexível de cobre isolado com PVC de 1 mm2, terminado com terminais em olhal M4. Cada entrada c/ isolamento óptico possui um filtro selecionável predefinido de ½ ciclo. Isto torna a entrada imune a ruído induzido na fiação. Isto pode, entretanto, tornar a resposta lenta. Se for preciso desligar o filtro de 1/2 ciclo, use a ligação em dois polos na entrada, ou cabo trançado blindado no circuito de entrada. Cuidado: Proteja as entradas c/ isolamento óptico e sua fiação com um fusível tipo NIT de grande capacidade de corte (HRC), com corrente máxima de 16 A. Ou fusível TIA

4.10

CONEXÕES DE RELÉ DE SAÍDA

Elas devem ser cabladas com fio flexível de cobre isolado com PVC de 1 mm com terminais em olhal M4.

4.11

CONEXÕES ETHERNET METÁLICAS

Se o dispositivo tiver uma conexão Ethernet metálica, ele pode ser conectado a um hub Ethernet 10Base-T ou 100Base-TX. Devido à sensibilidade a ruído, recomendamos este tipo de ligação apenas para curtas distâncias, idealmente onde os produtos e hubs estejam no mesmo bastidor. Para maior imunidade a ruído, podem ser usados cabos e conectores CAT 6 (categoria 6) STP (par trançado blindado). O conector da porta Ethernet é um RJ-45 blindado. A ordem dos pinos é a seguinte: Pino

Nome do sinal

Definição do sinal

1

TXP

Transmissão (positivo)

2

TXN

Transmissão (negativo)

3

RXP

Recepção (positivo)

4

-

Não usado

5

-

Não usado

6

RXN

Recepção (negativo)

7

-

Não usado

8

-

Não usado

4.12

CONEXÕES DE ETHERNET POR FIBRA

Recomendamos o uso de conexões de fibra óptica para ligações permanentes em subestações. A porta de fibra óptica de 100 Mbps usa a norma 100BaseFx e conectores tipo LC. Elas são compatíveis com fibras multimodo de 50/125µm, ou 62,5/125 µm, no comprimento de onda de 1300 nm.

4.13

CONEXÃO USB

O IED possui um conector USB tipo B no painel frontal. Pode ser usado um cabo padrão de impressora USB (Tipo A numa ponta, tipo B na outra) para conectar um PC local ao IED. Este cabo é o mesmo usado para conectar uma impressora a um PC.

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471

Capítulo 19 - Instalação

5

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DIMENSÕES DA CAIXA 99.0mm 10.5mm

A = Furos de espaçamento B = Furos de montagem

78.0mm

A

B

B

A

159.0mm 168.0mm

243.1mm A

23.5mm

B

B

52.0mm

A

8 furos

3.4mm 213.1mm

177.0mm

102.4mm

E01403

Figura 189: Dimensões da caixa 20TE

472

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P14D

Capítulo 19 - Instalação

151,0 mm 129,5 mm

10,75

A B

A = Furo de espaçamento B = Furo de montagem B A

159,0 mm 168,0 mm

A B

B A 242,7 mm

23,7 mm

8 furos

103,6 mm

3,4 mm

213,1 mm

177,0 mm

154,2 mm

E01404

Figura 190: Dimensões da caixa 30TE

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473

Capítulo 19 - Instalação

474

P14D

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INSTRUÇÕES DE ENTRADA EM FUNCIONAMENTO CAPÍTULO 20

Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

476

P14D

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1

Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Orientações gerais Menu de testes de entrada em funcionamento Entrada em funcionamento do equipamento Verificações de produto Verificação de configuração Verificações de temporização de segurança Verificações sob carga Verificações finais

477 478 479 482 483 491 493 495 497

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477

Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

2

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ORIENTAÇÕES GERAIS

Os IEDs da GE Energy Connections são dispositivos com verificação automática e irão gerar um alarme na eventualidade improvável de uma falha. Aí está porquê os testes de entrada em funcionamento são menos extensos do que aqueles de dispositivos eletrônicos não-numéricos, ou relativos a relés eletromecânicos. Para colocar os dispositivos em funcionamento, você (o engenheiro de comissionamento) não precisa testar cada função. Você precisa apenas verificar se o hardware está funcionando corretamente e se as configurações específicas da aplicação foram estabelecidas. Você pode verificar o estado das configurações através do software aplicativo de configuração, ou através da interface no painel frontal (painel da IHM). O idioma das telas é selecionável pelo usuário e, portanto, você poderá alterá-lo se isso for necessário para a entrada em operação. Nota: Lembre-se de restaurar a configuração de idioma com a opção preferida pelo usuário, ao final.

Cuidado: Antes de realizar qualquer trabalho no equipamento, você deve estar familiarizado com o conteúdo da Seção de segurança, ou Guia de segurança SFTY/4LM, bem como com os valores nominais que constam na etiqueta do equipamento. Advertência: Com exceção da verificação dos contatos de curto do TC, não desmonte nada mais do dispositivo, durante a entrada em funcionamento.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

MENU DE TESTES DE ENTRADA EM FUNCIONAMENTO

O IED fornece várias facilidades de teste sob o título de menu TESTES COMISSION. Existem células de menu que permitem que você monitore o estado das entradas opto-acopladas, dos contatos de relés de saída, dos sinais de Barramento digital de dados (DDB) e dos LEDs programáveis pelo usuário. Esta seção descreve esses recursos de testes de entrada em funcionamento.

3.1

CÉLULA DE ESTADO OPTO E/O (ESTADO DAS ENTRADAS OPTO-ACOPLADAS)

Esta célula pode ser usada para monitorar o estado das entradas opto-acopladas enquanto estas são energizadas sequencialmente com um tensão CC adequada. A célula é uma sequência binária que exibe o estado das entradas opto-acopladas, onde '1' significa energizada e '0' desenergizada. Se você mover o cursor ao longo dos números binários, o texto da etiqueta correspondente é exibido para cada entrada lógica.

3.2

CÉLULA DE ESTADO DE RELÉ S/O (ESTADO DE SAÍDA DE RELÉ)

Esta célula pode ser usada para monitorar o estado das saídas de relé. A célula é uma sequência binária que exibe o estado das saídas de relé, onde '1' significa energizada e '0' desenergizada. Se você deslocar o cursor ao longo dos números binários, o texto correspondente será exibido para cada saída de relé. A célula indica o estado dos relés de saída quando o IED está em serviço. Você pode verificar a existência de danos em relés comparando o estado dos contatos de saída com os respectivos bits associados. Nota: Quando a célula Modo Teste é colocada no valor Contatos Bloq., o estado de saída do relé indica que contatos iriam operar se o IED estivesse em serviço. Ela não mostra o estado real dos relés de saída, pois estão bloqueados.

3.3

CÉLULA DE ESTADO DA PORTA DE TESTE

Esta célula exibe o estado dos sinais DDB que foram alocados às células Monitor Bit . Se você deslocar o cursor ao longo dos números binários, a cadeia de caracteres do sinal DDB correspondente será exibida para cada bit de monitor. Ao se usar esta célula com configurações de bits de monitor adequados, o estado dos sinais DDB pode ser exibido à medida que várias condições de operação ou sequências são aplicadas no IED. Isto permite que você teste o Esquema de lógica programável (PSL).

3.4

MONITOR BIT 1 PARA 8 CÉLULAS

As oito células Monitor Bit permitem que você selecione oito sinais DDB que podem ser observados na célula de estado da porta de teste. Cada célula de Monitor Bit pode ser atribuída a um sinal DDB específico. Você o define introduzindo o número de sinal DDB requerido a partir da lista de sinais DDB disponíveis.

3.5

CÉLULA DE MODO DE TESTE

Esta célula permite que você realize teste de injeção secundária. Também permite que você teste os contatos de saída diretamente aplicando sinais de teste controlados por menu. Para entrar em modo de teste, selecione a opção Modo Teste na célula Modo Teste. Isto tira o IED fora de serviço provocando o registro de uma condição de alarme e o acendimento do LED Fora de serviço. Isto também congela todas as informações armazenadas na coluna CONDIÇÃO DISJ.. Nas versões IEC 60870-5-103, isso altera a Causa de transmissão (COT) para Modo Teste.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

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No modo de teste, os contatos de saída ainda são ativos. Para desabilitar os contatos de saída, você deverá selecionar a opção Contatos Bloq.. Uma vez que os testes estejam completos, volte o dispositivo ao serviço alterando a célula Modo Teste de volta ao valor Desabilitado. Cuidado: Quando a célula está em Modo Teste, o esquema de lógica ainda controla os relés de saída, o que pode provocar o desarme de disjuntores. Para evitar isso, mude a célula Modo Teste para Contatos Bloq..

Nota: Os modos de Modo Teste e de Contatos Bloq. também podem ser selecionados energizando-se uma entrada optoacoplada mapeada para o sinal Modo Teste, e para o sinal Contatos Bloq., respectivamente.

3.6

CÉLULA DE PADRÃO DE TESTE

A célula Teste Padrão é usada para selecionar os contatos do relé de saída que serão testados, quando a célula Contato Test recebe o valor Iniciar Teste. A célula possui uma cadeia binária onde cada bit corresponde a um contato de saída configurável pelo usuário, que pode ser definido em '1' para operar a saída, ou '0' para não operá-la.

3.7

CÉLULA DE TESTE DE CONTATO

Quando o comando Aplicar Teste desta célula é emitido, os contatos configurados para operação mudam de estado. Uma vez que o teste tenha sido aplicado, o texto do comando no LCD mudará para Não Operação e os contatos permanecerão em estado de teste até ao reinício, efetuado através de um comando Remove Test. O texto de comando no LCD exibirá Não Operação após a emissão do comando Remove Test. Nota: Quando a célula Modo Teste recebe o valor Contatos Bloq., a célula Relé O/P Estad. não exibe o estado corrente dos relés de saída e, portanto, não pode ser usada para confirmar a operação dos relés de saída. Portanto, será necessário monitorar o estado de cada contato.

3.8

CÉLULA DE LEDS DE TESTE

Quando o comando Aplicar teste é emitido nesta célula, os LEDs programáveis se acendem por aproximadamente 2 segundos, antes de se apagarem, e o texto do comando no LCD muda para Não Operação.

3.9

CÉLULA TESTE RELIGADOR

Onde o IED fornece uma função de religamento, esta célula ficará disponível para teste de sequência de desarme de disjuntores e ciclos de fechamento automático. O comando Teste 3 Polos faz com que o dispositivo efetue o primeiro ciclo de desarme de três fases/ religamento, de modo que os contatos de saída associados possam ser verificados com relação a operação nos momentos corretos durante o ciclo. Uma vez que a saída de desarme tenha sido acionada, o texto do comando mudará para Não Operação enquanto o resto do ciclo de fechamento automático é executado. Para testas os ciclos de fechamento automático subsequentes, você repete o comando Teste 3 Polos.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

Nota: Os valores de configuração padrão do esquema de lógica programável possuem os sinais Teste Disp.Relig mapeados aos sinais Entrada Disp.. Se o esquema de lógica programável houver sido alterado, é essencial que esses sinais mantenham esse mapeamento para que o recurso de Teste Religador funcione.

3.10

CÉLULAS DE ESTADO DE LED VERMELHO E VERDE

Essas células contém sequências binárias que indicam quais dos LEDs vermelhos e verdes programáveis pelo usuário são acesos quando são acessados a partir de um local remoto. Um '1' indica que um LED particular está iluminado. Nota: Quando o estado de ambas as células LED Verm Estad. e LED Verde Estad. é ‘1’, isto indica que a iluminação dos LEDs é amarela.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

4

ENTRADA EM FUNCIONAMENTO DO EQUIPAMENTO

4.1

RECOMMENDED COMMISSIONING EQUIPMENT

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No mínimo, são necessários os seguintes equipamentos: ● ● ● ●

4.2

Conjunto multifuncional de teste de injeção de tensão e corrente (onde aplicável). Multímetro com faixa CA adequada, e faixas de tensão CC de 0 a 440 V, e 0 a 250 V, respectivamente. Testador de continuidade Um computador pessoal portátil, instalado com o software apropriado

EQUIPAMENTO DE COMISSIONAMENTO ESSENCIAL

Como um mínimo absoluto, o seguinte equipamento é requerido: ● ● ● ●

Fonte de corrente CA acoplada com uma fonte de tensão CA. Alimentação CC variável (0 a 250V) Multímetro capaz de medir tensão e corrente CC e CA (0 a 440V CA, 0 a 250V CC). Temporizador

● Comutadores de teste ● Terminais de teste elétrico apropriados ● Testador de continuidade

4.3

EQUIPAMENTO DE TESTE RECOMENDADO

O equipamento de teste recomendado pode ser requerido para procedimentos de comissionamento estendidos. ● Medidor garra de corrente ● Plugue de teste ○ P992 para bloco de teste do tipo P991 ○ MMLB para bloco de teste do tipo blocos MMLG ● Testador de isolamento sem escovas ou eletrônico com saída CC não excedendo 500 V. ● Conversor de protocolo Barramento KITZ - K-Bus – EIA(RS) 232, para teste da porta de barramento EIA(RS)485 K-Bus ● Conversor EIA(RS)485 para EIA(RS)232, para teste da porta EIA(RS)485 Courier/MODBUS/IEC60870-5-103/ DNP3 ● Uma impressora portátil (para impressão de um registro de configuração a partir do PC) e dispositivo de memória destacável e gravável. ● Medidor de ângulo de fase ● Medidor de rotação de fase ● Medidor de potência de fibra óptica ● Terminais de teste de fibra óptica (mínimo 2). Comprimento mínimo de 10m, multimodo 50/125 µm ou 62,5µm terminado com conectores BFOC (ST) 2.5 para teste da porta RP1 de fibra óptica.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

VERIFICAÇÕES DE PRODUTO

Estas verificações de produto são concebidas para garantir que o dispositivo não foi danificado fisicamente antes da entrada em operação, que está funcionando corretamente e que todas as medições de valores de entrada estão dentro das tolerâncias especificadas. Caso os valores específicos da aplicação tenham sido configurados no IED antes da entrada em operação, você deve salvar uma cópia dos mesmos. Isto permitirá que você os restaure em uma data futura, se necessário. Isto pode ser feito por: ● Obtenção de um arquivo de configuração do cliente. ● Extração dos valores de configuração do IED, usando um computador portátil com o software de configuração apropriado. Caso o cliente tenha alterado a senha que protege algumas configurações contra alterações não autorizadas, antes dos testes, deve ser fornecida a senha atualizada ou a senha original restaurada. Nota: Caso a senha tenha sido perdida, pode ser obtida uma nova senha com a GE Energy Connections.

5.1

VERIFICAÇÕES DE PRODUTO COM O IED DESENERGIZADO. Advertência: O grupo de testes a seguir deve ser realizado sem a conexão da energia auxiliar no IED, se aplicável, com o circuito de desarme isolado.

As conexões do transformador de tensão e corrente devem ser isoladas do IED para essas verificações. Se for fornecido um bloco de teste P991, o isolamento necessário poderá ser obtido inserindo-se um plugue de teste do tipo P992. Isto abre os circuitos de toda a fiação roteada através do bloco de teste. Antes de se inserir o plugue de teste, você deve verificar o diagrama esquemático para garantir que isto não provocará danos ou um risco de segurança (o bloco de teste pode, por exemplo, ser associado com circuitos de proteção do transformador de corrente). Os soquetes no plugue de teste, que correspondem ao enrolamento secundário do transformador, devem ser conectados antes que o plugue de teste seja inserido no bloco de teste. Advertência: Nunca abra o circuito do secundário de um transformador de corrente pois a alta tensão produzida poderá ser letal e pode danificar o isolamento. Se não for fornecido um bloco de teste, a alimentação do transformador de tensão ao IED deve ser isolada por meio dos elos do painel ou de blocos de conexão. Os transformadores de corrente de linha devem ser curtocircuitados e desconectados dos terminais do IED. Sempre que forem fornecidos para isolamento da alimentação auxiliar e do circuito de desarme (por exemplo, elos de isolamento, fusíveis e MCB), estes devem ser usados. Caso isto não seja possível, a fiação que vai até esses circuitos deve ser desconectada e os terminais expostos devem ser terminados para evitar que se tornem um risco de segurança.

5.1.1

INSPEÇÃO VISUAL Cuidado: Verifique as informações de valores nominais que são fornecidas com o dispositivo. Verifique se o IED sob teste é o tipo correto para a linha ou circuito em questão.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

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Examine cuidadosamente o IED para ver se não ocorreram danos físicos desde a instalação. Assegure-se de que as conexões de aterramento da caixa (esquerda inferior, na traseira da caixa do IED) estão sendo usadas para conectar o IED a uma barra de terra local, usando um condutor adequado. Verifique se as chaves de curto-circuito do transformador de corrente em questão estão conectadas no circuito correto. Assegure-se de que, durante a retirada, elas estão fechadas, usando um testador de continuidade. As chaves de curto-circuito ficam entre os terminais 21 e 22, 23 e 24, 25 e 26, e 27 e 28.

5.1.2

ISOLAMENTO

Testes de resistência do isolamento só são necessários durante a entrada em funcionamento, se requerido explicitamente. Isole toda a fiação da terra e teste o isolamento com um testador de isolamento sem escovas, ou eletrônico, com uma tensão CC que não exceda os 500 V. Os terminais dos mesmos circuitos devem ser conectados juntos temporariamente. A resistência de isolamento deve ser maior do que 100 MW a 500 V. Ao término dos testes de resistência, assegure-se de que toda a fiação externa está conectada corretamente ao IED.

5.1.3

FIAÇÃO EXTERNA Cuidado: Verifique se a fiação externa está correta de acordo com os IEDs relevantes e os diagramas de esquema. Assegure que a rotação de fase aparece como esperado.

A alimentação de tensão CC auxiliar usa os terminais 13 (alimentação positiva) e 14 (alimentação negativa). Diferentemente dos produtos da série k, a série P40Agile não oferece uma alimentação de tensão de campo. No caso de aplicações de reformas da série K, onde é necessária compatibilidade pino a pino, os produtos P40 Agile emulam o suprimento de tensão de campo, tendo elos internos entre os pinos 7 e 13, e os pinos 8 e 14, respectivamente.

5.1.4

CONTATOS WATCHDOG

Usando um testador de continuidade, verifique se os contatos do watchdog estão nos seguintes estados: Terminais

Contato desenergizado

3-5

Fechado

4-6

Aberto

5.1.5

ALIMENTAÇÃO ELÉTRICA

O IED aceita uma tensão nominal de 24 V CC a 250 V CC, ou uma tensão nominal CA de 110 V CA a 240 V CA, em 50 Hz ou 60 Hz. Garanta que a alimentação elétrica está dentro desta faixa de operação. A alimentação elétrica deve fornecer 12 Watts ou mais. Advertência: Não energize o IED ou a unidade de interface usando o carregador de bateria com a bateria desconectada, pois isto pode danificar de forma irreparável os circuitos de alimentação elétrica.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

Cuidado: Energize o IED apenas se a alimentação auxiliar estiver dentro das faixas de operação especificadas. Se for fornecido um bloco de teste, poderá ser necessário fazer a conexão através da frente do plugue de teste, de modo a se conectar a alimentação auxiliar ao IED.

5.2

VERIFICAÇÕES DE PRODUTO COM O IED ENERGIZADO Advertência: As conexões dos transformadores de tensão e corrente devem ficar isoladas do IED, durante estas verificações. O circuito de desarme deve também permanecer isolado para evitar a operação acidental do disjuntor associado.

O seguintes grupo de testes verifica se o hardware e software do IED estão funcionando corretamente e devem ser realizados com a alimentação aplicada ao IED.

CONTATOS WATCHDOG

5.2.1

Usando um testador de continuidade, verifique se os contatos do watchdog estão nos seguintes estados: Terminais

Contato energizado

3-5

Aberto

4-6

Fechado

5.2.2

TESTE DO LCD

O Mostrador de Cristal Líquido (LCD) é concebido para operar em uma ampla gama de temperaturas de ambiente de subestação. Por este motivo, os IEDs possuem uma configuração Contraste LCD. O contraste é préconfigurado em fábrica, mas pode ser necessário ajustá-lo para que forneça a melhor exibição possível. Para alterar o contraste, você pode aumentar ou reduzir a célula Contraste LCD na coluna CONFIGURAÇÃO. Cuidado: Antes de aplicar a configuração de contraste, certifique-se de que não tornará o mostrador claro ou escuro demais, de modo que o menu se torne ilegível. É possível restaurar a visibilidade de um mostrador descarregando-se o arquivo de configuração, com o contraste LCD definido dentro da faixa típica de 7 a 11.

5.2.3

DATA E HORA

A data e hora são armazenadas em uma memória não volátil. Se os valores não estiverem corretos, ajuste-os para que fiquem corretos. O método de ajuste dependerá do fato da precisão estar sendo mantida pela porta IRIG-B ou pelo relógio interno do IED. Quando se usa o IRIG-B para manter o relógio, o IED deve primeiro ser conectado ao equipamento GPS (normalmente um P594), que deverá estar energizado e funcionando. 1.

Mude a célula IRIG-B Sincron. na coluna DATA E HORA para o valor Ativo.

2.

Assegure-se de que o IED está recebendo o sinal IRIG-B, conferindo de que a célula IRIG-B Estado possui o valor Ativo.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

3. 4. 5.

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Uma vez que o sinal IRIG-B esteja ativo, ajuste o deslocamento de horário do Horário coordenado universal (Horário de relógio de satélite) no equipamento de relógio de satélite de forma a exibir o horário local. Verifique se a hora, data e mês estão corretos na célula Data/Hora O sinal IRIG-B não contém o ano corrente e, portanto, precisará ser definido manualmente nesta célula. Reconecte o sinal IRIG-B.

Se a data e hora não estiverem sendo mantidas por um sinal IRIG-B, assegure-se de que a célula IRIG-B Sincron., na coluna DATA E HORA está com valor Desativa. 1.

5.2.4

Defina a data e hora do horário local correto usando a célula Data/Hora ou através do protocolo serial.

TESTE LEDS

Na inicialização, todos os LEDs devem piscar em amarelo. Em seguida, o LED verde "Ok" deverá acender, indicando que o dispositivo está pronto. A memória não volátil do IED armazena os estados do alarme, o desarme e os indicadores LED programáveis pelo usuário (se configurados para memorização). Esses indicadores também poderão acender quando se aplica a energia auxiliar). Caso algum desses LED esteja em ON, deve ser reiniciado antes de se prosseguir com mais testes. Se os LEDs reiniciarem com sucesso (O LED se apaga), não será necessário mais nenhum teste desse LED, uma vez que obviamente está funcionando.

5.2.5

TESTE DE LEDS "FORA DE SERVIÇO" E DE ALARME

Os LEDs "Fora de serviço" e de alarme podem ser testados através da coluna menu TESTES COMISSION. 1.

Altere o valor da célula Modo Teste para Contatos Bloq..

2. Verifique se o LED "Fora de serviço" se acende continuamente e se o LED de alarme pisca. Não é necessário voltar a célula Modo Teste para Desativado neste ponto, porque o modo teste será necessário para testes posteriores.

5.2.6

TESTE DO LED DE DESARME

O LED de desarme pode ser testado efetuando-se um desarme manual de disjuntor. Apesar disso, o LED de desarme irá operar durante as verificações de configuração efetuadas mais tarde. Portanto, não é necessário teste posterior do LED de desarme, neste estágio.

5.2.7

TESTE DE LEDS PROGRAMÁVEIS PELO USUÁRIO

Para testar esses LEDs, mude o valor da célula Teste LEDs para Iniciar Teste. Verifique se todos os LEDs programáveis pelo usuário acendem.

5.2.8

TESTA DAS ENTRADAS OPTO-ACOPLADAS

Este teste verifica se todas as entradas opto-acopladas do IED estão funcionando corretamente. As entradas opto-acopladas devem ser energizadas uma por vez. Para os números terminais, consulte os diagramas de conexão no capítulo "Diagramas de conexão". Assegurando a polaridade correta, conecte a tensão de alimentação aos terminais apropriados para a entrada sob teste. O estado de cada entrada opto-acoplada pode ser visualizado através da célula Estados Ent.Digi da coluna DADOS SISTEMA, ou na célula Estados Ent.Digi, da coluna TESTES COMISSION. Um '1' indica uma entrada energizada e um '0' indica uma entrada desenergizada. Quando cada entrada optoacoplada é energizada, um dos caracteres da linha inferior do mostrador exibe alterações que indicam o novo estado da entrada.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

5.2.9

TEST DE RELÉS DE SAÍDA

Este teste verifica se os relés de saída estão funcionando corretamente. 1.

Assegure-de que o IED ainda está em modo de teste verificando o estado da célula Modo Teste, na coluna TESTES COMISSION. Assegure-se de que ele tem o valor Contatos Bloq..

2.

4.

Os relés de saída devem ser energizados um por vez. Para selecionar o relé de saída 1 para teste, altere o conteúdo da célula Teste Padrão para o valor apropriado. Conecte o testador de continuidade nos terminais do relé de saída 1 correspondente, como mostrado no diagrama de conexões externas. Para acionar o relé de saída mude o valor da célula Contato Test para Iniciar Teste.

5. 6. 7.

Verifique a operação com o testador de continuidade. Meça a resistência dos contatos no estado fechado. Rearme o relé de saída mudando o valor da célula Contato Test para Remove Test.

8. 9.

Repita o teste para os relés de saída restantes. Retorne o IED a serviço mudando o valor da célula Modo Teste, no menu TESTES COMISSION, para Desativado.

3.

5.2.10

TESTE DA PORTA DE COMUNICAÇÃO SERIAL RP1

Este teste só precisa ser efetuado se o IED for ser acessado a partir de uma localização remota por meio de uma conexão serial permanente via porta de comunicação. O escopo deste teste não inclui verificar a operação com o equipamento conectado além de qualquer conversor de protocolo fornecido. Ele verifica a operação da porta de comunicações traseira (e, se aplicável, o conversor de protocolo), e varia de acordo com o protocolo ajustado. 5.2.10.1

VERIFICAÇÃO DA CONECTIVIDADE FÍSICA

A porta de comunicação traseira RP1 é apresentada nos terminais 54 e 56. Um cabo de par trançado blindado é usado para efetuar a conexão com a porta. A blindagem do cabo deve ser conectada ao elo terra, imediatamente abaixo do pino 56.

E01402

Figura 191: Conexão física RP1. Nas aplicações de barramento K, os pinos 54 e 56 não são sensíveis à polaridade e não importa de que modo os fios são conectados. A EIA(RS)485 é sensível à polaridade e, portanto, você deve garantir que os fios são conectados da forma correta (o pino 54 é positivo, o pino 56 é negativo). Se o barramento K-Bus estiver sendo usado, um conversor de protocolo Kitz (KITZ101, KITZ102 OR KITZ201) terá sido instalado para converter os sinais do barramento K-Bus em RS232. Do mesmo modo, se estiver sendo usada

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

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RS485, terá sido instalado um conversor RS485-RS232. Neste caso em que um conversor de protocolo está sendo usado, pode ser conectado um laptop com o software apropriado (como o MiCOM S1 Agile) no lado de entrada do conversor de protocolo. Abaixo é mostrado um exemplo de conversão de barramento K-Bus para RS232. A conversão RS485 para RS232 segue o mesmo princípio, usando apenas um RS485-RS232. A maioria dos laptops modernos têm portas USB e, portanto, é provável que você precise também de um conversor RS232 para USB.

IED

IED

IED

Barramento K

RS232

Computador

Conversor RS232-USB

Conversor de protocolo KITZ

V01001 Figura 192: Comunicação remota usando barramento K-Bus 5.2.10.2

VERIFICAÇÃO DA CONECTIVIDADE LÓGICA

A conectividade lógica depende do protocolo de dados escolhido, mas os princípios de teste permanecem os mesmos para todas as variantes de protocolo. 1. 2. 3.

Assegure que as configurações de taxa de comunicação (baud rate) e paridade são as mesmas no software aplicativo e no conversor de protocolo. Nos modelos Courier, garanta que você definiu o endereço RP1 correto. Verifique se as comunicações podem ser estabelecidas com este IED através da estação portátil PC/Master.

5.2.11

TESTE DA PORTA DE COMUNICAÇÃO SERIAL RP2

A RP2 só está disponível em alguns modelos específicos. Se aplicável, este teste é o mesmo aplicado na RP1, exceto pelo fato de que os terminais relevantes são 82 e 84, neste caso.

5.2.12

COMUNICAÇÃO ETHERNET DE TESTE

Para produtos que usam comunicações Ethernet, recomendamos que os testes sejam limitados a uma verificação visual de que as portas corretas foram conectadas e de que não existem danos físicos. Caso não exista nenhuma placa instalada ou a placa em questão esteja defeituosa, será emitido um alarme de elo NIC (desde que esta opção tenha sido configurada na célula NIC Lig.Relator., na coluna COMUNICAÇOES).

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

5.2.13

TESTE DAS ENTRADAS CORRENTES

Este teste verifica se as entradas atuais de medição estão configuradas corretamente. Todos os dispositivos deixam a fábrica ajustados para uma frequência de sistema de 50 Hz. Se for necessária operação em 60 Hz, isto precisará ser alterado na célula Frequência, na coluna DADOS SISTEMA. 1. 2. 3.

Aplique corrente igual à corrente nominal do enrolamento secundário do transformador de corrente de linha em cada entrada de transformador de corrente. Verifique a magnitude usando um multímetro ou leitura de conjunto de teste. A leitura correspondente poderá então ser verificada na coluna MEDIDAS 1. Registre o valor exibido Os valores de corrente medidos estarão serão em Amperes do primário ou secundário. Se a célula Valores locais da coluna CONFIG.MEDIDAS contiver o valor Primário, os valores exibidos devem ser iguais à corrente aplicada multiplicada pela relação do transformador de corrente correspondente (definida na coluna RELAÇÃO TC E TP), como mostrado abaixo. Se a célula Valores Locais contiver o valor Secundário, o valor exibido deve ser igual à corrente aplicada.

Nota: O processo será similar, se estiver sendo usado um computador pessoal (PC), conectado ao IED através da porta de comunicações traseira, para exibir a corrente medida. Contudo, o valor da célula Valores Remotos, na coluna CONFIG.MEDIÇÃO, determinará se os valores exibidos são a corrente do primário ou do secundário, exibida em Amperes.

A precisão de medição do IED é de ±1%. Contudo, uma tolerância adicional deve ser considerada para a precisão do equipamento de teste sendo usado. Célula em MEDIDAS 1

Relação do TC correspondente (na coluna RELAÇÃO TC E TP)

IA Magnitude IB Magnitude IC Magnitude

Fase CT Primário / Fase CT Secund.

IN Magnit.medido

E/F CT Primário / E/F CT Secundário

ISEF Magnitude

SEF CT Primário / SEF CT Secundário

5.2.14

ENTRADAS DE TENSÃO DE TESTE

Este teste verifica se as entradas de medição de tensão estão configuradas corretamente. 1. 2. 3.

Aplique a tensão nominal a cada entrada do transformador de tensão. Verifique a magnitude usando um multímetro ou a leitura de um conjunto de testes. A leitura correspondente poderá então ser verificada na coluna MEDIDAS. Registro do valor exibido Os valores de tensão medidos serão lidos no primário ou secundário em Volts. Se a célula Valores Locais, da coluna CONFIG. MEDIÇÃO contiver o valor Primário, os valores exibidos serão iguais `tensão aplicada multiplicada pela relação do transformador de tensão correspondente (definida na coluna RELAÇÃO TRANSF.), como mostrado abaixo. Se a célula Valores Locais contiver o valor Secundário, o valor exibido deveria ser igual à tensão aplicada.

Nota: O processo será similar, se estiver sendo usado um computador pessoal (PC), conectado ao IED através da porta de comunicações traseira, para exibir a corrente medida. Contudo, o valor da célula Valores Remotos, na coluna CONFIG.MEDIÇÃO, determinará se os valores exibidos são a corrente do primário ou do secundário, exibida em Amperes.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

Célula em MEDIDAS 1

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Relação TC correspondente (na coluna RELAÇÃO TRANS.)

VCN Magnitude VBN Magnitude VCN Magnitude

Primário do TV principal / Secundário do TV principal

C/S Mag.Tensão

C/S TV Primário / C/S TV Secundário

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

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VERIFICAÇÃO DE CONFIGURAÇÃO

As verificações de configuração asseguram que todas as configurações específicas da aplicação (tanto a função do IED e as configurações do esquema de lógica programável) foram aplicadas corretamente. Nota: Se aplicável, o circuito de desarme deve ficar isolado durante essas verificações para evitar a operação acidental dos disjuntor associado.

6.1

APLICAÇÃO DE CONFIGURAÇÕES ESPECÍFICAS DA APLICAÇÃO

Existem dois métodos diferentes de aplicação das configurações ao IED. ● A transferência das configurações para o IED, a partir de uma configuração pré-definida, usando o MiCOM S1 Agile. ● Insira as configurações manualmente usando o painel de IHM dianteiro do IED.

TRANSFERÊNCIA DE CONFIGURAÇÕES A PARTIR DE UM ARQUIVO DE CONFIGURAÇÕES.

6.1.1

Este é o método preferido para transferência de configurações de função. É muito mais rápido e há uma margem inferior para erro. 1.

2. 3. 4. 5.

Conecte um computador pessoal executando o software aplicativo de configuração à porta dianteira do IED. Alternativamente, conecte a porta de comunicações Courier traseira, usando o conversor de protocolo KITZ, se necessário. Energia no IED Insira o endereço IP do dispositivo se estiver ativo para Ethernet. Clique com o botão direito no nome do dispositivo apropriado na janela do System Explorer e selecione Enviar Na caixa de diálogo Enviar para selecione os arquivos de configuração e clique em Enviar

Nota: O nome do dispositivo pode não existir ainda no sistema mostrado no System Explorer. Neste caso, execute uma Conexão Rápidacom o IED, e adicione manualmente o arquivo de configurações ao nome do dispositivo no sistema. Consulte a ajuda do software aplicativo de configurações para obter detalhes de como fazer isso.

INTRODUÇÃO DE VALORES DE CONFIGURAÇÃO ATRAVÉS DA IHM

6.1.2 1.

Partindo da tela inicial, pressione a tecla de cursor para exibir o primeiro título de coluna.

2. 3. 4.

Use as teclas de cursor horizontais para selecionar o título de coluna requerido. Use as teclas de cursor verticais para ver os dados de configuração na coluna. Para retornar ao título de coluna, pressione a tecla de cursor "Para cima" por aproximadamente um segundo, ou pressione a tecla Cancela uma vez. Só é possível se deslocar através das colunas no nível dos títulos de colunas. Para retornar à tela inicial, pressione a tecla "Para cima", ou a tecla "Cancela", em qualquer um dos títulos de coluna. Se você usar a função de repetição automática da tecla "Para cima", não poderá voltar direto à tela inicial a partir de uma das células de coluna, pois a repetição automática para no título de coluna. Para mudar o valor da configuração, vá para a célula relevante do menu, então pressione a tecla Entrar para alterar o valor da célula. Um cursor piscante no LCD mostra que o valor pode ser mudado. O sistema poderá pedir uma senha primeiro.

5.

6.

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491

Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

7.

8. 9.

P14D

Para alterar o valor configurado, pressione as teclas de cursor verticais. Se o valor a ser alterado é um valor binário, ou uma cadeia de caracteres, selecione o bit requerido ou o caractere a ser alterado com as teclas de cursor direita e esquerda. Pressione a tecla Entrar para confirmar o valor da nova configuração ou a tecla Apagar para descartá-lo. O novo valor será descartado automaticamente, se não for confirmado em 15 segundos. Para configurações do grupo de proteção e de registro de distúrbios, as alterações devem ser confirmadas antes de serem usadas. Quando todas as mudanças necessárias houverem sido inseridas, retorne ao nível dos títulos de coluna e pressione a tecla "Para baixo". Antes de retornar à tela inicial, aparecerá a seguinte pergunta: Atualizar configurações? ENTRAR ou APAGAR

10.

Pressione a tecla Entrar para aceitar os novos valores ou pressione a tecla Apagar para descartá-los.

Nota: Se o temporizador do menu expirar antes dos valores de configuração serem confirmados, estes valores serão descartados. As configurações de controle e suporte são atualizadas imediatamente após introduzidas, sem a confirmação de atualização. Não é possível alterar o PSL usando a IHM do painel frontal do IED.

Cuidado: Sempre que a instalação precisar de PSL específico da aplicação, os arquivos .psl relevantes devem ser transferidos para o IED, para cada e para todos os grupos de configuração a serem usados. Caso você não faça isso, a PSL padrão de fábrica permanecerá residente. Isto poderá ter sérias consequências operacionais e de segurança.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

7

VERIFICAÇÕES DE TEMPORIZAÇÃO DE SEGURANÇA

Não há necessidade para verificar todas as funções de proteção. Apenas uma função de proteção precisa ser verificada pois a finalidade é verificar se a temporização do processador está funcionando corretamente.

7.1

VERIFICAÇÃO DE SOBRECORRENTE

Se a função de proteção de sobrecorrente estiver em uso, teste-a para o estágio 1. 1. 2.

Verifique se existe alguma condição de dependência e simule se for apropriado. Na coluna CONFIGURAÇÃO, desabilite todos os elementos de proteção além daqueles que estão sendo testados. Anote quais elementos precisam ser reativados após o teste. Conecte o circuito de teste. Execute o teste. Verifique o tempo operacional.

3. 4. 5. 6.

7.2 1. 2. 3.

CONEXÃO DO CIRCUITO DE TESTE Use o PSL para determinar que relé de saída irá operar quando ocorre um desarme de sobrecorrente. Use o relé de saída atribuído a Saida Disparo A. Use o PSL para mapear o estágio de proteção sob teste diretamente para um relé de saída.

Nota: Se estiver usando o PSL padrão, use o relé de saída 3, uma vez que já está mapeado no sinal DDB Said.Comand.Disp.

Nota: Se o temporizador não parar quando for aplicada corrente e o estágio 1 estiver configurado para operação direcional, as conexões poderão estar incorretas para a direção do conjunto de operação. Tente novamente com as conexões atuais invertidas.

EXECUÇÃO DO TESTE

7.3 1. 2. 3.

Assegure-se de que o temporizador é reiniciado. Aplique uma corrente de duas vezes o valor mostrado na célula I>1 Ajuste Corr., na coluna SOBRECORRENTE. Anote o horário exibido quando o temporizador parar.

4.

Verifique se o LED de desarme vermelho se iluminou.

7.4

VERIFIQUE O TEMPO DE OPERAÇÃO

Verifique se o tempo de operação registrado pelo temporizador está dentro da faixa mostrada abaixo. Para todas as características, deve ser considerada uma tolerância para a precisão do equipamento de teste em uso. Característica

Tempo operacional em duas vezes o valor da configuração de corrente e multiplicador de tempo / posição do botão de tempo em 1.0 Nominal (segundos)

Faixa (segundos)

Tempo Definido

I>1 Conf. atraso de tempo

Config. ±2%

IEC S Inversa

10,03

9,53 - 10,53

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

Característica

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Tempo operacional em duas vezes o valor da configuração de corrente e multiplicador de tempo / posição do botão de tempo em 1.0 Nominal (segundos)

Faixa (segundos)

IEC M Inversa

13,50

12,83 - 14,18

IEC E Inversa

26,67

24,67 - 28,67

UK LT Inversa

120,00

114,00 - 126,00

IEEE M Inversa

3,8

3,61 - 4,0

IEEE V Inversa

7,03

6,68 - 7,38

IEEE E Inversa

9,50

9,02 - 9,97

US Inversa

2,16

2,05 - 2,27

US ST Inversa

12,12

11,51 - 12,73

Nota: Com exceção da característica de tempo definido, os tempos de operação dados são de uma Configuração de Multiplicador de Tempo (TMS) ou Configuração de Botão de Tempo (TDS) de 1. Para outros valores de TMS ou TDS, os valores precisam ser modificados de acordo.

Nota: Para tempo definido e características inversas, existe um atraso adicional de até 0,02 segundo e 0,08 segundos respectivamente. Você poderá necessitar de incluir isto na faixa aceitável de tempos de operação do IED.

Cuidado: Ao completar os testes, você deve restaurar todas as configurações para as especificações do cliente.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

8

VERIFICAÇÕES SOB CARGA Advertência: As verificações sob carga são potencialmente muito perigosas e somente podem ser realizadas por pessoal qualificado e autorizado.

As verificações sob carga só podem ser realizadas se não existirem restrições que impeçam a energização da planta, e se os demais dispositivos do grupo já houverem sido colocados em operação. Remova todos os terminais de teste e elos de curto-circuito temporários e substitua toda a fiação externa que tenha sido removida para permitir os testes. Advertência: Se alguma fiação houver sido desconectada por causa do processo de entrada em operação, substitua-a de acordo com o respectivo diagrama de conexões externas.

8.1 1. 2.

3. 4.

CONFIRMAÇÃO DAS CONEXÕES ATUAIS Meça os valores do secundário do transformador de corrente para cada entrada usando um multímetro conectado em série com a entrada de corrente correspondente. Verifique se as polaridades do transformador de corrente estão corretas medindo o ângulo de fase entre a corrente e a tensão, ou usando um medidor de fase já instalado no local e que se sabe está indicando corretamente, ou determinando a direção do fluxo de energia por informações fornecidas pelo Centro de controle. Garanta que a corrente que flui no circuito do neutro dos transformadores de corrente é desprezível. Compare os valores das correntes de fase e os ângulos de fase do secundário com os valores medidos, que podem ser encontrados na coluna MEDIDAS 1.

Se a célula Valores Locais contiver o valor Secundário, os valores exibidos deverão ser iguais à tensão aplicada no secundário. Os valores devem estar dentro de 1% das tensões aplicadas no secundário. Contudo, uma tolerância adicional deve ser considerada para a precisão do equipamento de teste sendo usado. Se a célula Valores Locais contiver o valor Primário, os valores exibidos serão iguais à tensão aplicada no primário multiplicada pela correspondente relação do transformador de tensão, definida na coluna RELAÇÃO TRANS.. Os valores devem estar dentro de 1% do valor esperado, mais uma tolerância adicional para a precisão do equipamento de teste em uso.

CONFIRMAR CONEXÕES DE TENSÃO

8.2 1. 2. 3.

Usando um multímetro, meça as tensões do secundário do transformador de tensão para garantir que estão dentro dos valores nominais. Verifique se a rotação de fase do sistema está correta usando um medidor de rotação de fase. Compare os valores das tensões de fase do secundário com os valores medidos, que podem ser encontrados na coluna do menu MEDIDAS 1.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

Célula na coluna MEDIDAS 1 VAB Magnitude VBC Magnitude VCA Magnitude VCN Magnitude VBN Magnitude VCN Magnitude C/S Mag.Tensão.

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Relação de TP correspondente em ‘TRANS. Coluna RELAÇÃO

Primário do TV principal / Secundário do TV principal

CS TV Primário / CS TV Secundário

Se a célula Valores Locais contiver o valor Secundário, os valores exibidos deverão ser iguais à tensão aplicada no secundário. Os valores devem estar dentro de 1% das tensões aplicadas no secundário. Contudo, uma tolerância adicional deve ser considerada para a precisão do equipamento de teste sendo usado. Se a célula Valores Locais contiver o valor Primário, os valores exibidos serão iguais à tensão aplicada no primário multiplicada pela correspondente relação do transformador de tensão, definida na coluna RELAÇÃO TRANS.. Os valores devem estar dentro de 1% do valor esperado, mais uma tolerância adicional para a precisão do equipamento de teste em uso.

8.3

TESTE DIRECIONAL SOB CARGA

Este teste assegura que a sobrecorrente direcional e as funções de localização de falha possuem resposta de avanço/recuo para condições de falha e carga. Para este teste, você deve saber primeiro a direção do fluxo de energia real, no sistema. Caso você ainda não tenha esta informação, deve determiná-la usando a instrumentação ou a proteção que já está em serviço. ● Para corrente de carga que flui na direção direta (exportação de energia para a extremidade de linha remota), a célula A Fase Watts da coluna MEDIDAS 2 deveria apresentar sinalização de energia positiva. ● Para corrente de carga que flui na direção inversa (importação de energia da extremidade de linha remota), a célula A Fase Watts na coluna MEDIDAS 2 deve apresentar sinalização de energia negativa. Nota: Esta verificação se aplica apenas aos Modos de medição 0 (padrão), e 2. Isto deve ser verificado na coluna CONFIG. MEDIÇÃO, (Modo Medida = 0 ou 2). Se os modos de medição 1 ou 3 são usados, a sinalização do fluxo de energia esperado seria o oposto daquele mostrado abaixo.

No evento de uma incerteza, verifique o ângulo de fase das correntes de fase com relação a sua fase de tensão.

496

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

9 1. 2.

3. 4. 5. 6.

7. 8. 9.

VERIFICAÇÕES FINAIS Remova todos os terminais de teste e terminais de curto-circuito temporários. Caso você tenha de desconectar qualquer fiação externa para efetuar os testes de verificação da fiação, substitua toda a fiação, fusíveis e elos de acordo com as conexões externas relevantes ou com o diagrama esquemático. As configurações usadas devem ser verificadas cuidadosamente contra as configurações específicas da aplicação, para garantir que estão corretas, e que não foram alteradas por engano durante os testes. Assegure-se de que todos os elementos de proteção necessários foram configurados como Ativo na coluna CONFIGURAÇÃO. Assegure-se de que o IED voltou ao serviço verificando se o valor da célula Modo Teste, da coluna TESTES COMISSION está com o valor ‘Desativado’. Caso esta seja a instalação de um novo IED, ou o disjuntor tenha acabado de receber manutenção, a manutenção do disjuntor e os contadores de corrente devem indicar zero. Esses contadores podem ser reiniciados através da célula Reset t/ Valores. Se o nível de acesso exigido não estiver ativo, o dispositivo solicitará uma senha para permitir a alteração da configuração. Se o idioma do menu houver sido alterado para permitir testes mais precisos, deverá ser retornado ao idioma de preferência do usuário. Se um bloco de teste P991/MMLG for instalado, remova o plugue de teste P992/MMLB e substitua a tampa de modo a colocar a proteção em operação. Assegure-se de que todos os registros de eventos, falhas e distúrbios, alarmes, LEDs e estatísticas de comunicação foram reiniciadas.

Nota: Lembre-se de restaurar a configuração de idioma com a opção preferida pelo usuário, ao final.

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Capítulo 20 - Instruções de entrada em funcionamento

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MANUTENÇÃO E RESOLUÇÃO DE PROBLEMAS CAPÍTULO 21

Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

500

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1

Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

VISÃO GERAL DO CAPITULO

O capitulo de Manutenção e resolução de problemas contém detalhes, de como efectuar Manutenção e resolução de problemas para a gama Px4x e P40Agile. Cumpra sempre os avisos deste capitulo. O não cumprimento dos mesmo pode provocar lesões ou avaria do equipamento. Cuidado: Antes de executar qualquer trabalho no equipamento, deve estar familiarizado com o conteudo da secção de segurança SFTY/4LM e as tensões de alimentação do equipamento

A parte de solução de problemas do capítulo permite uma condição de erro no IED para ser identificado de forma a que ações corretivas apropriadas possam ser tomadas. Se o equipamento desenvolve uma falha, é normalmente possível identificar qual o módulo que necessita ser substituido. Não é possível efectuar uma reparação no local de um módulo com defeito. Se enviar a unidade defeituosa ou módulo para o fabricante ou um dos seus centros de serviços aprovados, deve incluir uma cópia preenchida do formulário da reparação ou modificação de autorização de devolução (RMA). Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do Capitulo Manutenção Solução de problemas

501 502 505

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501

Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

2

MANUTENÇÃO

2.1

TESTES DE MANUTENÇÃO

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Em virtude da natureza crítica da aplicação, os produtos da GE Energy Connections devem ser testados a intervalos regulares para confirmar que estejam a funcionar corretamente. Os produtos da GE Energy Connections foram projetados para durar mais que 20 anos. Os dispositivos são autossupervisionados e por isso requerem menos manutenção que projetos anteriores de dispositivos de proteção. A maioria dos problemas resultará em um alarme, indicando que se deve tomar ação corretiva. Entretanto, alguns testes periódicos devem ser realizados para garantir que eles estejam a funcionar corretamente e que a electrificação externa esteja intacta. É responsabilidade do cliente definir o intervalo entre os períodos de manutenção. Se a sua organização possuir uma Política de Manutenção Preventiva, os testes recomendados do produto devem ser incluídos no programa regular. Os períodos de manutenção dependem de muitos fatores, tais como: ● ● ● ● ●

O ambiente operacional A acessibilidade do local O volume de mão de obra disponível A importância da instalação no sistema elétrico As consequências da falha

Embora algumas verificações de funcionalidades possam ser realizadas a partir de um local remoto, estas estão predominantemente restritas a verificar se a unidade está a medir com precisão as correntes e tensões aplicadas e a verificar os contadores de manutenção do disjuntor. Por este motivo, as verificações de manutenção devem também ser realizadas localmente na subestação. Cuidado: Antes de executar qualquer operação no equipamento deve-se estar familiarizado com o conteúdo da Seção de segurança ou do Manual de segurança SFTY/4ML, bem como com os valores da etiqueta de valores nominais do equipamento.

2.1.1

ALARMES

Primeiro verifique o LED de estado de alarme para ver se existe alguma condição de alarme. Se houver, pressione a tecla Ler repetidamente para percorrer os alarmes. Após tratar os problemas, apague os alarmes. Isto apagará os LEDs relevantes.

2.1.2

OPTOACOPLADORES

Verifique as entradas digitais repetindo o teste de comissionamento detalhado no capítulo Comissionamento.

2.1.3

RELÉS DE SAÍDA

Verifique os relés de saída repetindo o teste de comissionamento detalhado no capítulo Comissionamento.

2.1.4

PRECISÃO DE MEDIÇÃO

Se o sistema de alimentação está energizado, os valores medidos podem ser comparados com os valores conhecidos do sistema para verificar que estão dentro do intervalo esperado. Se estão compreendidos num intervalo definido, isto indica que a conversão A/D e os cálculos estão a ser realizados corretamente. Métodos de ensaio adequados podem ser encontrados no capítulo de Comissionamento. Alternativamente, os valores medidos podem ser comparados com os valores conhecidos injetados no dispositivo usando o bloco de teste (se instalado) ou injetado diretamente nos terminais do dispositivo. Métodos de ensaio

502

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Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

adequados podem ser encontrados no capítulo de Comissionamento. Estes testes irão comprovar se a precisão da calibração está a ser mantida.

2.2

SUBSTITUIÇÃO DA UNIDADE

Se o produto desenvolver uma avaria, quando em serviço, dependendo da natureza da avaria, os contatos de watchdog mudarão de estado e uma condição de alarme será sinalizada. No caso de uma avaria, normalmente deve ser substituido o suporte que desliza facilmente para fora da caixa. Isto pode ser conseguido sem perturbar o esquema de electrificação. No caso improvável do problema ser na electrificação e / ou terminais, então deve substituir o dispositivo completo, a electrificação e efectuar novo comissionamento do dispositivo. Cuidado: Se a reparação não for realizada por um centro de serviços aprovado, a garantia será invalidada. Cuidado: Antes de realizar qualquer trabalho no equipamento, deve estar familiarizado com o conteúdo da seção de Informações de Segurança deste guia ou o Guia de Segurança SFTY/4LM, bem como as avaliações na etiqueta de classificação do equipamento. Isto deve garantir que nenhum dano é causado por uso incorrecto dos componentes electrónicos. Advertência: Antes de iniciar o trabalho na traseira do dispositivo, isolar toda a tensão e corrente de fornecimento.

Nota: Os produtos da GE Energy Connections possuem interruptores integrais de curto-circuito de transformador de corrente que vão fechar, por razões de segurança, quando o bloco terminal é removido.

Para substituir o suporte sem perturbar a caixa e a electrificação: 1. 2. 3.

Remova o painel frontal. Retire cuidadosamente o suporte da frente. Para reinstalar a unidade, siga as instruções acima pela ordem inversa, garantindo que cada bloco terminal é recolocado na posição correta e todas as conexões são substituídas. Os blocos de terminais são etiquetados alfabeticamente com "A", no lado esquerdo, quando visto a partir da retaguarda. Uma vez que a unidade tenha sido reinstalada, deve ser efectuado novo comissionamento, tal como estabelecido no capítulo Comissionamento.

2.3

LIMPEZA Advertência: Antes de limpar o dispositivo, certifique-se que todas as fontes AC e DC e conexões de transformadores estão isoladas, para evitar qualquer possibilidade de choque elétrico durante a limpeza.

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Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

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Apenas limpe o equipamento com um pano que não solte pêlos umedecido com água limpa. Não use detergentes, solventes ou produtos de limpeza abrasivos pois podem danificar a superfície do produto e deixar um resíduo condutivo.

504

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Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

3

SOLUÇÃO DE PROBLEMAS

3.1

SOFTWARE DE AUTO-DIAGNÓSTICO

O equipamento contém várias funcionalidades de auto-diagnóstico quando em serviço, para verificação do seu hardware e software. Se existir um problema com o software ou hardware, o equipamento deve conseguir detectar o problema e elaborar um relatório, na tentativa de resolver o problema irá efectuar um reboot. Neste caso o equipamento deve estar fora de serviço durante um curto periodo, durante o qual o "Healthy Led" na face frontal estará apagado e o contacto do Watchdog estara activo. Se o restart não solucionar o problema, a unidade ira ficar fora de serviço permanentemente, ficando o "Healthy Led" apagado e o contacto do Watchdog permanece activo. Se um problema é detectado pelo auto-diagnóstico, o equipamento tenta gravar um registo de manutenção para comunicar o tipo de problema ao utilizador. A auto-monitorização é implementada em duas etapas: Em primeiro lugar numa verificação que é efectuada no arranque e posteriormente um self-diagnóstico continuo, que verifica as funções criticas durante a operação.

3.2

ERROS AO ENERGIZAR

Se o IED não ligar, use as seguintes verificações para determinar se a falha está na electrificação externa, fusível auxiliar, módulo de alimentação ou no painel frontal do IED. Teste

Verificar

Acção

1

Medir a tensão nos terminais 13 e 14. Verifique o nível Se a tensão auxiliar é correta, vá para o teste 2. Caso contrário, verifique a de tensão e polaridade com a etiqueta de electrificação e os fusíveis na alimentação auxiliar. classificação

2

Se o fundo luminoso LED e LCD ligar, ou os contactos Watchdog fecharem e Verifique se o fundo luminoso LED e LCD liga na nenhum código de erro é exibido, o erro é provavelmente na placa do energização. Verifique também o contacto watchdog processador principal. N/A (normalmente aberto) nos terminais 4 e 6 para Se o fundo luminoso LED e LCD não ligar e o contato Watchdog N/A não ver se fecham. fechar, a falha é provavelmente o módulo de alimentação do IED.

3.3

MENSAGEM OU CÓDIGO DE ERRO AO LIGAR

O IED executa um autoteste durante a energização. Se ele detectar um erro aparecerá uma mensagem no LCD e a sequência de energização será interrompida. Se o erro ocorrer quando o software aplicativo do IED estiver rodando é criado um registro de manutenção e o dispositivo é reiniciado. Teste

Verificação

Ação

1

Uma mensagem ou código de erro é exibido permanentemente durante a energização?

Se o IED travar e exibir em código de erro permanentemente, vá para o teste 2. Se o IED solicitar uma informação do usuário, vá para o teste 3. Se o IED reiniciar automaticamente, vá para o teste 4.

2

Registre o erro exibido e religue a alimentação do IED.

Registre se o mesmo código de erro é exibido quando o IED é reiniciado, então contate o centro de serviços local informado o código de erro e os dados do produto.

3

O IED exibe uma mensagem de parâmetros corrompidos Os testes de energização detectaram parâmetros corrompidos do IED. e solicita que os valores padrão sejam restaurados para Restaure os parâmetros padrão para permitir que a energização se os parâmetros afetados. complete e depois reaplique os parâmetros específicos da aplicação.

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Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

Teste

Verificação

O IED reinicia quando a energização se completa. É exibido um código de erro de registro

4

3.4 Teste

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Ação Erro de esquema lógico programável devido a tempo de execução excessivo. Restaure os parâmetros padrão ligando com ambas as teclas horizontais de cursor pressionadas, depois confirme a restauração dos padrões ao ser solicitado, usando a tecla Entrar. Se o IED obtiver sucesso em ligar, verifique a existência de caminhos de realimentação na lógica programável. Os outros códigos de erro relacionam-se a erros de software na placa do processador principal, contate o centro de serviços local.

LED FORA DE SERVIÇO ACTIVO NA ENERGIZAÇÃO Verificar

Acção

1

Usando o menu do IED, confirme se a configuração do Teste de Comissionamento ou do Modo de Teste está ativa. Se não está Activo, vá para o teste 2.

2

Verificar pelo registo de Falha Verificação H/W. Isto indica uma discrepância entre o número do modelo do IED e o hardware. Examine a Selecione a coluna VER REGISTOS, de seguida, visualize o célula Data Manutenção; Isto indica as causas da falha usando campos último registo de manutenção a partir do menu. de bits: Significado do Bit

3.5

Se o parâmetro estiver Activo, desactive o modo de teste e certifique-se que o LED Fora de Serviço está desactivo.

0

O campo 'tipo' no Cortec da aplicação não coincide com o ID do software

1

O campo 'subconjunto' no numero do modelo não coincide com o ID do software

2

O campo 'plataforma' no numero do modelo não coincide com o ID do software

3

O campo 'tipo produto' no numero do modelo não coincide com o ID do software

4

O campo 'protocolo' no Cortec não coincide com o ID do software

5

O campo 'modelo' no Cortec não coincide com o ID do software

6

O primeiro campo 'versão software' no Cortec não coincide com o ID do software

7

O segundo campo 'versão software' no Cortec não coincide com o ID do software

8

Nenhum TT instalado

9

Nenhum TI instalado

10

Nenhum Toro instalado

11

Nenhum Toro de Neutro instalado

CÓDIGO DE ERRO DURANTE A OPERAÇÃO

O IED executa autoverificação continuamente. Se ele detectar um erro, exibe uma mensagem de erro, guarda um registro de manutenção e após um curto período reinicia a si mesmo. Um problema permanente (por exemplo, devido a uma falha de hardware) normalmente é detectado na sequência de energização. Neste caso o IED exibe um código de erro e para. Se o problema era passageiro, ele reinicia corretamente e continua a funcionar correctamente. Examinando o registro de manutenção guardado, pode-se determinar a natureza da falha detectada.

506

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Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

3.6

FALHA DE OPERAÇÃO DURANTE OS TESTES

3.6.1

FALHA DOS CONTACTOS DE SAÍDA

Uma aparente falha dos contatos de saída do relé pode ser causado pela configuração. Execute os seguintes testes para identificar a verdadeira causa da falha. Os auto-testes verificam se as bobinas dos contatos do relé de saída foram energizadas. Um erro será exibido se houver uma falha na placa do relé de saída. Teste

Verificar

Acção

1

Está o LED Fora de Serviço activo?

Se este LED está Activo, o relé pode estar em modo de teste ou a proteção foi desativada devido a um erro na verificação de hardware.

2

Examine o estado do Contato na seção de Comissionamento do menu.

Se os bits relevantes do estado do contato são operados, vá para o teste 4; se não, vá para o teste 3.

3

Examine o registo de falha ou use a porta de teste para verificar se o elemento de proteção está a funcionar corretamente.

Se o elemento de proteção não operar, verifique se o teste é aplicado correctamente. Se o elemento de proteção operar, verifique a lógica programável para certificar-se que o elemento de proteção está corretamente mapeado para os contatos.

4

Usando o Comissionamento ou a função do modo de Teste, aplique um padrão de teste para os relés de contatos de saída relevantes. Consulte o diagrama correcto de conexão externa e use um verificador de continuidade na parte traseira do relé para verificar os contatos de saída do relé a operar.

Se o relé de saída opera, o problema deve estar na electrificação externa do relé. Se o relé de saída não opera os seus contatos podem ter falhado (auto-testes verificam se a bobina do relé está energizada). Assegure que a resistência fechada não é demasiado elevada para o verificador de continuidade detectar.

3.6.2

FALHA DAS ENTRADAS ÓPTICAS

As entradas opto-isoladas são mapeadas em sinais internos DDB do IED usando o esquema lógico programável. Se uma entrada não é reconhecida pelo esquema lógico, use a célula Estado ENT Opto na coluna TESTES COMISSION para verificar se o problema está na própria entrada-opto, ou no mapeamento do seu sinal para as funções lógicas do esquema. Se o dispositivo não ler corretamente o estado entrada-opto, teste o sinal aplicado. Verifique as conexões para a entrada-opto usando o esquema de electrificação e as definições de tensão nominal na coluna CONFIG.ENTRADAS. Para fazer isto: 1. 2.

Selecione a tensão nominal da bateria para todas as entradas-opto, selecionando uma das cinco classificações padrão na coluna V Nominal Global . Selecione Customizada para definir cada entrada-opto individualmente a uma tensão nominal.

3.

Usando um voltímetro, verifique se a tensão nos terminais de entrada é maior do que o mínimo nível de aceitação (Veja o capítulo Especifiações Técnicas para níveis de aceitação opto). Se o sinal é aplicado correctamente, indica falha de uma entrada-opto, caso em que o compartimento completo deve ser substituído.

SINAIS ANALÓGICOS INCORRECTOS

3.6.3

Se as grandezas analógicas medidas não parecem correctas, utilize a função de medição para determinar o tipo de problema. As medições podem ser configuradas em termos primários ou secundários. 1. 2. 3. 4.

Compare os valores de medição exibidos com as magnitudes reais nos terminais. Verifique se os terminais corretos são usados. Verifique se as relações dos TIs e TTs estão correctas. Verifique o desfasamento das fases para confirmar se as entradas estão conectadas corretamente.

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Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

3.7

P14D

SOLUÇÃO DE PROBLEMAS NO EDITOR DE PSL

A falha em abrir uma conexão poderia ser devida a um ou mais dos seguintes pontos: ● ● ● ● ● ●

3.7.1

O endereço do IED é inválido (este endereço é sempre 1 para a porta frontal) A senha é inválida A configuração de comunicação (Porta COM, Velocidade, ou Estrutura) é incorreta Os valores de transação não são adequados para o IED ou para o tipo de conexão O cabo de conexão não está ligado corretamente ou está quebrado Os interruptores de configuração em qualquer conversor de protocolo utilizado podem estar definidas incorretamente

RECUPERAÇÃO DE DIAGRAMA

Embora possa ser extraído um esquema do IED, é fornecida uma facilidade para recuperar um esquema se o arquivo original não puder ser obtido. Um esquema recuperado é logicamente correto, mas muitas das informações gráficas originais são perdidas. Muitos sinais são desenhados em uma linha vertical descendo o lado esquerdo do papel. As ligações são desenhadas ortogonalmente usando o caminho mais curto entre A e B. Qualquer anotação acrescida no diagrama original, tais como títulos e notas, é perdida. Às vezes um tipo de porta não aparece como esperado. Por exemplo, uma porta E com uma entrada no esquema original aparece como uma porta OU quando feito o upload. Portas programáveis com um valor de 1 entre entradas e trigger também aparecem como portas OU

3.7.2

VERIFICAÇÃO DA VERSÃO PSL

O PSL é guardado com uma referência da versão, carimbo de tempo e de verificação VRC (Verificação de Redundância Cíclica). Isto dá uma verificação visual se o PSL default está em vigor ou se uma nova aplicação foi carregada.

3.8

PROCEDIMENTO DE REPARAÇÃO E MODIFICAÇÃO

Por favor siga estes passos para nos devolver um produto de automação: 1.

2.

3.

508

Obtenha o formulário de devolução de Autorização de Reparação e Modificação (RMA) Uma versão digital do formulário de RMA está disponível na seguinte página da web: www.gegridsolutions.com/contact Preencha o formulário RMA Preencha só a parte branca do formulário. Certifique-se que todos os campos marcados com (M) são completados, tais como: ○ Modelo do equipamento ○ Modelo e Nº Série ○ Descrição da falha ou modificação necessária (por favor, seja específico) ○ Valores aduaneiros (no caso de o produto requerer exportação) ○ Endereços de entrega e facturação ○ Detalhes de contacto Envie o formulário de RMA para o seu contacto local Para obter uma lista de contatos de serviços locais por todo o mundo, visite a seguinte página web: www.gegridsolutions.com/contact

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

4.

O contato do serviço local fornece as informações de envio Seu contato serviço local oferece-lhe todas as informações necessárias para enviar o produto: ○ Detalhes de Orçamentos ○ Numero RMA ○ Endereço do centro de reparação Se necessário, uma aceitação da citação deve ser entregue antes de seguir para a próxima fase.

5.

Envie o produto para a Assistência técnica ○ Remeta o envio para o centro de reparação especificada pelo seu contato local ○ Certifique-se que todos os items são embalados num saco anti-estático e com proteção de espuma ○ Certifique-se que uma cópia da factura de importação está anexada com a unidade devolvida ○ Certifique-se que uma cópia do formulário de RMA está anexada com a unidade devolvida ○ Envie por e-mail ou fax uma cópia da nota fiscal de importação e documento das despesas de envio aéreo para o seu contato local.

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509

Capítulo 21 - Manutenção e resolução de problemas

510

P14D

P14D-TM-PT-7

ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS CAPÍTULO 22

Capítulo 22 - Especificações técnicas

512

P14D

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P14D

1

Capítulo 22 - Especificações técnicas

VISÃO GERAL DO CAPÍTULO

Este capítulo descreve as especificações técnicas do produto. Este capítulo contém as seguintes seções: Visão geral do capítulo Interfaces Desempenho das funções de proteção correntes Desempenho das funções de proteção de tensão Desempenho das funções de proteção de frequência Funções de proteção de potência Desempenho das funções de monitoramento e controle Medições e registro Conformidade com padrões Especificações mecânicas Valores nominais Alimentação elétrica

513 514 516 521 523 526 527 529 530 531 532 533

Conexões entradas / saídas Condições ambientais Testes de tipo Compatibilidade eletromagnética

534 536 537 539

P14D-TM-PT-7

513

Capítulo 22 - Especificações técnicas

2

INTERFACES

2.1

PORTA USB FRONTAL

P14D

Porta USB frontal Uso

Para conexão local do laptop para fins de configuração e downloads de firmware

Conector

USB tipo B

Isolamento

Isolamento ao nível ELV

Restrições

Comprimento máximo de cabo de 5m

2.2

PORTA SERIAL TRASEIRA 1 Porta serial traseira 1 (RP1)

Uso

Para comunicações SCADA (multi-drop)

Padrão

EIA(RS)485, Barramento K

Conector

Bloco de uso geral, parafusos M4 (2 fios)

Cabo

Par trançado blindado (STP)

Protocolos suportados *

Courier, IEC-60870-5-103, DNP3.0, MODBUS

Isolamento

Isolamento ao nível SELV

Restrições

Comprimento máximo de cabo de 1000m

* Nem todos os modelos suportam todos os protocolos ver opções de pedido

2.3

PORTA SERIAL TRASEIRA 2 Porta serial traseira opcional (RP2)

Uso

Para comunicações SCADA (multi-drop)

Padrão

EIA(RS)485, K-Bus, EIA(RS)232

Conector

Bloco de uso geral, parafusos M4 (2 fios)

Cabo

Par trançado blindado (STP)

Protocolos suportados

Courier

Isolamento

Isolamento ao nível SELV

Restrições

Comprimento máximo de cabo de 1000m

2.4

PORTA IRIG-B Interface IRIG-B (Demodulado)

Uso

Sinal de sincronismo de relógio externo

Padrão

IRIG 200-98 formato B00X

Tipo de terminal

MiDOS

Conector

Bloco de uso geral, parafusos M4 (2 fios)

Tipo de cabo

Par trançado blindado (STP)

Isolamento

Isolamento ao nível SELV

Restrições

Comprimento máximo de cabo de 1000m

Precisão

< +/- 1 s por dia

514

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

2.5

COBRE DA PORTA ETHERNET TRASEIRA Porta Ethernet traseira usando fiação CAT 5/6/7

Uso principal

Comunicações de Ethernet da subestação

Protocolo de comunicação

10BaseT/100BaseTX

Conector

RJ45

Tipo de cabo

Par trançado blindado (STP)

Isolamento

1 kV

Protocolos suportados

IEC 61850, DNP3.0 OE

Restrições

Comprimento máximo de cabo de 100m

2.6

PORTA ETHERNET TRASEIRA - FIBRA Porta Ethernet traseira de cabo de fibras ópticas

Uso principal

Comunicações IEC 61850 ou DNP3 OE SCADA

Conector

UNI SONET OC-3 LC (1 para cada, para Tx e Rx)

Protocolo de comunicação

100 Base FX

Tipo de fibra

Multimodo 50/125 µm ou 62,5/125 µm

Protocolos suportados

IEC 61850, DNP3.0 OE

Comprimento de onda

1300 nm

2.6.1

CARACTERÍSTICAS DE RECEPTOR 100 BASE FX Parâmetro

Sim.

Min.

Tip.

Máx.

Unit.

Potência mínima de saída óptica na borda da janela

PIN Mín. (W)

-33,5

–31

Média dBm

Potência mínima de saída óptica no centro do circulo

PIN Mín. (C)

-34,5

-31,8

Média Bm

Potência máxima de saída óptica

PIN Máx.

-14

-11,8

Média dBm

Condições: TA = 0°C a 70°C

2.6.2

CARACTERÍSTICAS DO TRANSMISSOR 100 BASE FX Parâmetro

Sim.

Min.

Tip.

Máx.

Unit.

Potência de saída óptica BOL 62,5/125 µm NA = 0,275 Fibra EOL

PO

-19 -20

-16,8

-14

Média dBm

Potência de saída óptica BOL 50/125 µm NA = 0,20 Fibra EOL

PO

-22,5 -23,5

-20,3

-14

Média dBm

10 -10

% dB

-45

Média dBm

Relação de extinção óptica Potência de saída óptica em estado lógico "0"

PO

Condições: TA = 0°C a 70°C

P14D-TM-PT-7

515

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

3

DESEMPENHO DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO CORRENTES

3.1

PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE TRIFÁSICA

Detecção IDMT

1,05% x configuração +/- 5%

Detecção DT

Configuração +/- 5%

Declínio (IDMT e DT)

0,95% x configuração +/- 5%

Operação IDMT (para as curvas IEC e UK)

+/- 5% ou 60 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 5% ou 40 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Operação IDMT (Curvas IEEE e US) Para configuração TD < 100s

+/- 5% ou 60 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 5% ou 40 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Operação IDMT (Curvas IEEE e US) Para configuração TD > 100s

+/- 15% (1,05 - 20) Is

Desengate

< 40 ms

Operação DT

+/- 2% ou 70 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 2% ou 50 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Reset DT

Configuração +/- 5%

Repetibilidade

+/- 2,5%

Superação dos elementos de corrente

<30 ms

3.1.1

PARÂMETROS DIRECIONAIS DE SOBRECORRENTE TRIFÁSICA

Precisão da fronteira direcional (RCA +/-90%)

+/-2° com histerese <3°

Operação IDMT

+/- 5% ou 70 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 2% ou 50 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Desengate

< 40 ms

Operação DT

+/- 2% ou 80 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 2% ou 60 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Reset DT

Configuração +/- 5%

3.2

PROTEÇÃO DE FALHA À TERRA Medida e derivada

Detecção IDMT

1,05% x configuração +/- 5%

Detecção DT

Configuração +/- 5%

Declínio (IDMT e DT) para IN1

0,95% x configuração +/- 5%

Declínio (IDMT e DT) para IN2

0,9% x configuração +/- 5%

Operação IDMT

+/- 5% ou 60 ms, o que for maior (1,05 – 2) Is +/- 5% ou 40 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Desengate

< 40 ms

Operação DT

+/- 2% ou 70 ms, o que for maior (1,05 – 2) Is +/- 2% ou 50 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Reset DT

Configuração +/- 5%

Repetibilidade

+/- 2,5% (medido), +/-5% (derivado)

516

P14D-TM-PT-7

P14D

3.2.1

Capítulo 22 - Especificações técnicas

PARÂMETROS DIRECIONAIS DE FALHA À TERRA Precisão de polarização de sequência zero

Detecção de fronteira direcional (RCA +/- 90°)

+/-2°

Histerese

<3°

VN> detecção

Configuração +/- 10%

VN> declínio

0,9% x configuração +/- 10% Precisão de polarização de sequência negativa

Detecção de fronteira direcional (RCA +/- 90°)

+/-2°

Histerese

<3°

VN2> detecção

Configuração +/- 10%

VN2> declínio

0,9% x configuração +/- 10%

IN2> detecção

Configuração +/- 10%

IN2> declínio

0,9% x configuração +/- 10%

3.3

PROTEÇÃO DE FALHA DE TERRA SENSÍVEL

Detecção IDMT

1,05% x configuração +/- 5%

Detecção DT

Configuração +/- 5%

Declínio (IDMT + DT)

0,95% x configuração +/- 5%

Operação IDMT

+/- 2% ou 70 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 2% ou 50 ms, o que for maior (2 - 20) Is

Desengate

< 40 ms

Operação DT

+/- 2% ou 70 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 2% ou 50 ms, o que for maior (2 - 20) Is

Reset DT

Configuração +/- 5%

Repetibilidade

+/- 5%

Nota: As especificações SEF se aplicam às correntes de entrada SEF de não mais do que 2 x In. Para faixas de entrada acima de 2 x In, a especificação não é suportada.

3.3.1

PARÂMETROS DIRECIONAIS SEF Precisão SEF de wattímetro

Detecção para P = 0 W

ISEF > +/-5% ou 5 mA

Detecção para P > 0 W

P > +/-5%

Detecção para P = 0 W

0,95 x ISEF> +/- 5% ou 5 mA

Detecção para P > 0 W

0,9 x P> +/- 5% ou 5 mA

Precisão da fronteira

+/-5% com histerese < 1°

Repetibilidade

+/- 5%

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517

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

Precisão SEF CosΦ Detecção

Configuração +/-5% para ângulos RCA+/-60°

Declínio

0,9 x configuração

Repetibilidade

+/- 2%

Precisão SEF SenΦ Detecção

Configuração +/-5% para ângulos RCA+/-60° a RCA+/-90°

Declínio

0,9 x configuração

Repetibilidade

+/- 2%

3.4

PROTEÇÃO DE FALHA À TERRA RESTRITA Precisão de falha à terra (REF) restrita de alta impedância

Detecção

Fórmula de configuração +/- 5%

Declínio

0,95 x Fórmula de configuração +/-5%

Tempo de operação

< 60 ms

Alta detecção

Configuração +/- 10%

Tempo de operação alto

< 30 ms

Repetibilidade

< 15%

Precisão de falha à terra (REF) restrita de baixa impedância Detecção

Fórmula de configuração +/- 5%

Declínio

0,9 x Fórmula de configuração +/-5%

Tempo de operação

< 60 ms

Alta detecção

Configuração +/- 5%

Tempo de operação alto

< 30 ms

Repetibilidade

< 15%

3.5

PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE SEQUÊNCIA NEGATIVA

Detecção IDMT

1,05% x configuração +/- 5%

Detecção DT

Configuração +/- 5%

Declínio (IDMT + DT)

0,95% x configuração +/- 5%

Operação IDMT

+/- 5% ou 60 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 5% ou 40 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Desengate

< 40 ms

Operação DT

+/- 2% ou 70 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 2% ou 50 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Reset DT

Configuração +/- 5%

3.5.1

PARÂMETROS DIRECIONAIS NPSOC

Detecção de fronteira direcional (RCA +/-90%)

518

+/- 2°

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

Histerese de fronteira direcional

< 1°

Operação IDMT

+/- 5% ou 70 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 5% ou 50 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Reset de IDMT

< 40 ms

Operação DT

+/- 2% ou 80 ms, o que for maior (1,05 - <2) Is +/- 2% ou 60 ms, o que for maior (2 – 20) Is

Reset DT

Configuração +/- 5%

3.6

FALHA DE DISJUNTOR E PROTEÇÃO DE SUBCORRENTE

I< Detecção

Configuração +/- 5% ou 20 mA, o que for maior

I< Detecção

100% da configuração +/- 5% ou 20 mA, o que for maior

Temporizadores

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Tempo Reset

< 35 ms

3.7

PROTEÇÃO DE CONDUTOR ROMPIDO

Detecção

Configuração +/- 2,5%

Declínio

0,95 x configuração +/- 2,5%

Operação DT

+/- 2% ou 55 ms, o que for maior

3.8

PROTEÇÃO DE SOBRECARGA TÉRMICA

Detecção de alarme térmico

Tempo de desarme calculado +/- 10%

Detecção de sobrecarga térmica

Tempo de desarme calculado +/- 10%

Precisão de tempo de resfriamento

+/- 15% do teórico

Repetibilidade

<5%

Nota: Tempo de operação medido com a corrente aplicada de 20% acima do valor de configuração térmica.

3.9

PROTEÇÃO DE DETECÇÃO DE CARGA A FRIO

I> Detecção

Configuração +/- 1,5%

IN> Detecção

Configuração +/- 1,5%

I> Declínio

0,95% x configuração +/- 1,5%

IN> Declínio

0,95% x configuração +/- 1,5%

Operação DT

+/- 0,5% ou 50 ms, o que for maior

Repetibilidade

+/- 1%

P14D-TM-PT-7

519

Capítulo 22 - Especificações técnicas

3.10

P14D

PROTEÇÃO SELETIVA DE SOBRECORRENTE

Operação de bloco rápido

< 25 ms

Reset de bloco rápido

< 30 ms

Atraso de tempo

Configuração +/- 2% ou 20 ms, o que for maior

3.11

PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DEPENDENTE DE TENSÃO

Detecção de limiar VCO/VRO

Configuração +/- 5%

Detecção de sobrecorrente

Fator K x configuração +/- 5%

Limiar de declínio VCO/VRO

1,05% x configuração +/- 5%

Declínio de sobrecorrente

0,95(Fator K x configuração) +/- 5%

Tempo de operação

+/- 5% ou 60 ms, o que for maior

Repetibilidade

< 5%

3.12

PROTEÇÃO DE ADMITÂNCIA DE NEUTRO

Medições YN, BN, GN

+/-5%

Detecção YN, BN, GN

Configuração +/- 5%

Detecção YN, BN, GN

0,85 x configuração +/-5%

Operação DT

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Reset DT

Configuração +/- 5%

Desengate

< 40 ms

Precisão de fronteira direcional

+/- 2°

VN

Configuração +/- 5%

520

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

4

DESEMPENHO DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE TENSÃO

4.1

PROTEÇÃO DE SUBTENSÃO

Detecção (IDMT e DT)

Configuração +/- 5%

Declínio (IDMT e DT)

1,02% x configuração +/- 5%

Operação IDMT

+/- 3,5% ou 40 ms, o que for maior (<10 V) +/- 5% ou 40 ms, o que for maior (>10 V)

Desengate

<40 ms

Operação DT

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Reset DT

Configuração +/- 5%

Repetibilidade

+/- 1%

4.2

PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO

Detecção IDMT

Configuração +/- 2%

Detecção DT

Configuração +/- 1%

Declínio (IDMT e DT)

0,98% x configuração +/- 5%

Operação IDMT

+/-5% ou 50 ms

Desengate

< 40 ms

Operação DT

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Reset DT

Configuração +/- 5%

Repetibilidade

+/- 5%

4.3

PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO RESIDUAL

Detecção IDMT

1,05% x configuração +/- 5%

Detecção DT

Configuração +/- 5%

Declínio (IDMT e DT)

0,95% x configuração +/- 5%

Operação IDMT

+/- 5% ou 65 ms, o que for maior

Desengate

< 35 ms

Operação DT

+/- 2% ou 70 ms, ou o que for maior

Reset DT

Configuração +/- 5%

Repetibilidade

<10%

4.4

PROTEÇÃO DE TENSÃO DE SEQUÊNCIA NEGATIVA

Detecção

Configuração +/- 5%

Declínio

0,95% x configuração +/- 5%

P14D-TM-PT-7

521

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

Operação DT

+/- 2% ou 65 ms, o que for maior (70 Hz - 45 Hz) +/- 5% ou 70 ms, o que for maior (<45 Hz)

Repetibilidade

+/- 1%

4.5

TAXA DE ALTERAÇÃO DA PROTEÇÃO DE TENSÃO Precisão para TV de 110 V

Tolerância

1% ou 0,07, o que for maior

Detecção

Configuração +/- tolerância

Declínio da direção positiva

(Configuração – 0,07)+/- tolerância

Declínio da direção negativa

(Configuração + 0,07)+/- tolerância

Tempo de operação em 50 Hz

(Ciclo médio x 20) +60 ms

Tempo de reinício em 50 Hz

40 ms

522

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

5

DESEMPENHO DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE FREQUÊNCIA

5.1

PROTEÇÃO DE SOBREFREQUÊNCIA Precisão

Detecção

Configuração +/- 10 mHz

Declínio

Configuração -20 mHz +/- 10 mHz

Temporizador de operação

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Tempo de operação e de reinício Tempo de operação (Relação Fs/Ff menor do que 2)

<125 ms

Tempo de operação (Relação Fs/Ff entre 2 e 30)

<150 ms

Tempo de operação (Relação Fs/Ff maior do que 30)

<200 ms

Tempo Reset

<200 ms

Condições de referência: Testadas usando o passo alterado na frequência com a configuração Ciclos Freq. Média = 0 e sem atraso de tempo intencional. Fs = frequência inicial – configuração de frequência Ff = configuração de frequência – frequência final

5.2

PROTEÇÃO DE SUBFREQUÊNCIA Precisão

Detecção

Configuração +/- 10 mHz

Declínio

Configuração + 20 mHz +/- 10 mHz

Temporizador de operação

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Tempo de operação e de reinício Tempo de operação (Relação Fs/Ff menor do que 2)

<100 ms

Tempo de operação (Relação Fs/Ff entre 2 e 6)

<160 ms

Tempo de operação (Relação Fs/Ff maior do que 6)

<230 ms

Tempo Reset

<200 ms

Condições de referência: Testadas usando o passo alterado na frequência com a configuração Ciclos Freq. Média = 0 e sem atraso de tempo intencional. Fs = frequência inicial – configuração de frequência Ff = configuração de frequência – frequência final

5.3

TAXA DE ALTERAÇÃO SUPERVISIONADA DA PROTEÇÃO DE FREQUÊNCIA Precisão

Detecção (f)

Configuração +/- 10 mHz

Detecção (df/dt)

Configuração +/- 3% ou +/- 10 mHz/s, o que for maior

P14D-TM-PT-7

523

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

Precisão Declínio (f, subfrequência)

(Configuração + 20 mHz) +/- 10 mHz

Declínio (f, sobrefrequência)

(Configuração - 20 mHz) +/- 10 mHz

Declínio (df/dt, queda, para valores entre 10 mHz/s e 100 mHz/s)

(Configuração + 5 mHz/s) +/- 10 mHz/s

Declínio (df/dt, queda, para valores acima de 100 mHz/s)

(Configuração + 50 mHz/s) +/- 5% ou +/- 55 mHz/s, o que for maior

Declínio (df/dt, queda, para valores 10 mHz/s e 100 mHz/s )

(Configuração - 5 mHz/s) +/- 10 mHz/s

Declínio (df/dt, queda, para configurações acima de 100 mHz/s)

(Configuração - 50 mHz/s) +/- 5% ou +/- 55 mHz/s, o que for maior

Tempo de operação e de reinício Tempo de operação instantâneo (Freq AvCycles configuração = 0)

<125 ms

Tempo de reset (configuração df/dt AvCycles = 0)

<400 ms

5.4

TAXA DE MUDANÇA INDEPENDENTE DA PROTEÇÃO DE FREQUÊNCIA Precisão

Detecção (df/dt)

Configuração +/- 3% ou +/- 10 mHz/s, o que for maior

Declínio (df/dt, queda, para valores entre 10 mHz/s e 100 mHz/s)

(Configuração + 5 mHz/s) +/- 10 mHz/s

Declínio (df/dt, queda, para valores acima de 100 mHz/s)

(Configuração + 50 mHz/s) +/- 5% ou +/- 55 mHz/s, o que for maior

Declínio (df/dt, subida, para valores entre 10 mHz/s e 100 mHz/s)

(Configuração - 5 mHz/s) +/- 10 mHz/s

Declínio (df/dt, queda, para configurações acima de 100 mHz/s)

(Configuração - 50 mHz/s) +/- 5% ou +/- 55 mHz/s, o que for maior

Temporizador de operação

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Tempo de operação e de reinício Tempo de operação (para rampas 2 x o valor de configuração ou acima)

<200 ms

Tempo de operação (para rampas 1,3 x o valor de configuração ou acima)

<300 ms

Tempo de reset (configuração df/dt AvCycles = 0 para valores de configuração df/dt acima de 0,1 Hz/s, sem atraso de tempo intencional)

<250 ms

Condições de referência: Testadas com ciclos Médios, df/dt AvCycles = 0, para valores de configuração df/dt maiores do que 0,1 Hz/s, sem atraso de tempo.

5.5

TAXA MÉDIA DE MUDANÇA DA FREQUÊNCIA DE PROTEÇÃO Precisão

Detecção (f)

Configuração +/- 10 mHz

Detecção (df/dt)

Configuração +/- 100 mHz/s

Declínio (queda)

(Configuração + 20 mHz) +/- 10 mHz

Declínio (subida)

(Configuração - 20 mHz) +/- 10 mHz

Temporizador de operação

+/- 2% ou 30 ms, o que for maior

524

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

Tempo de operação Tempo de operação (config. de Freq. Av Cycles = 0)

<125 ms

Condições de referência: Para manter a precisão, o atraso de tempo mínimo deve ser: Dt> 0,375 x Df + 0,23 (para valor Df <1 Hz) Dt> 0,156 x Df + 0,47 (para valor Df >= 1 Hz)

5.6

RESTAURAÇÃO DA CARGA

Detecção

Configuração +/- 2,5%

Declínio

0,95% x configuração +/- 2,5%

Temporizador de restauração

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Temporizador de retenção

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

P14D-TM-PT-7

525

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

6

FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE POTÊNCIA

6.1

PROTEÇÃO CONTRA SOBREPOTÊNCIA / SUBPOTÊNCIA

Detecção

Configuração +/- 10%

Declínio reverso/sobrepotência

0,95% x configuração +/- 10%

Declínio de potência avante baixo

1,05 x configuração +/- 10%

Detecção de variação de ângulo

+/- 2°

Declínio de variação de ângulo

+/- 2,5°

Tempo de operação

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Repetibilidade

< 5%

Tempo de desengate

<50 ms

tRESET

+/- 5%

Tempo de operação instantâneo

< 50 ms

6.2

PROTEÇÃO DE POTÊNCIA SENSÍVEL

Detecção

Configuração +/- 10%

Declínio reverso/sobrepotência

0,9% x configuração +/- 10%

Declínio de potência avante baixo

1,1 x configuração +/- 10%

Detecção de variação de ângulo

+/- 2°

Declínio de variação de ângulo

+/- 2,5°

Tempo de operação

+/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Repetibilidade

< 5%

Tempo de desengate

<50 ms

tRESET

+/- 5%

Tempo de operação instantâneo

< 50 ms

6.3

PROTEÇÃO DE FALHA À TERRA WATTIMÉTRICA

Disparo

Configuração +/- 10%

Declínio

0,95% x configuração +/- 10%

Tempo de operação

+/- 5% ou 50 ms, o que for maior

Tempo de desengate

< 50 ms

Tempo de operação instantâneo

< 50 ms

526

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

7

DESEMPENHO DAS FUNÇÕES DE MONITORAMENTO E CONTROLE

7.1

SUPERVISÃO DO TRANSFORMADOR DE TENSÃO

Operação de bloco rápido

< 25 ms

Reset de bloco rápido

< 40 ms

Atraso de tempo

+/- 2% ou 40 ms, o que for maior

7.2

SUPERVISÃO DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE

IN> Detecção

Configuração +/- 5%

VN< Detecção

Configuração +/- 5%

IN> Declínio

0,9% x configuração +/- 5%

VN< Declínio

1,05 x configuração +/-5% ou 1 V, o que for maior

Operação de atraso de tempo

Configuração +/-2% ou 20 ms, o que for maior

Operação de bloco CTS

< 1,1 ciclos

Reset CTS

< 40 ms

7.3

ESTADO DO DISJUNTOR E MONITORAMENTO DE CONDIÇÃO

Temporizadores

+/- 40 ms ou 2%, o que for maior

Precisão de corrente interrompida

< +/- 5%

7.4

TEMPORIZADORES PSL

Temporizador de cond. de saída

Configuração +/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Temporizador de cond. Permanente

Configuração +/- 2% ou 50 ms, o que for maior

Temporizador de cond. de pulso

Configuração +/- 2% ou 50 ms, o que for maior

7.5

VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO

Temporizadores

7.6

MONITOR DE ALIMENTAÇÃO CC

Faixa de medição

P14D-TM-PT-7

+/- 25 ms ou 2%, o que for maior

19 V-310 V ±5%

527

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

Tolerância

±1,5 V para 19-100 V ±2% para 100-200 V ±2,5% para 200-300 V

Disparo

100% de configuração ± tolerância *

Declínio

Histerese 2% 102% da configuração ± tolerância para o limite superior * 98% de configuração ± tolerância para o limite inferior *

Tempo de operação

Configuração ± (2% ou 500 ms, o que for maior)

Tempo de desengate

< 250 ms

Nota: * Testado a 21°C

528

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

8

MEDIÇÕES E REGISTRO

8.1

GERAL Precisão geral de medição a 20° C

Precisão geral de medição

Tipicamente +/- 1%, mas +/- 0,5% entre 0,2 - 2 In/Vn

Magnitude de corrente

0,05 a 4 In +/- 0,5% de leitura (entrada de 1A) 0,05 a 4 In +/- 1,0% de leitura (entrada de 5A)

Magnitude de tensão

0,05 a 2 Vn +/- 1,0% de leitura

Fase de corrente

0° a 360° +/- 0,5° (0,05 a 4 In para entrada de 1A) 0° a 360° +/- 1° (0,05 a 4 In para entrada de 5A)

Fase de tensão

0° a 360° +/- 0,5° (0,2 a 2 Vn) 0° a 360° +/- 1° (0,05 a 2 Vn)

Frequência

40 a 70 Hz +/- 0,025 Hz

Potência (W)

0,2 a 2 Vn e 0,05 a 3 In +/- 5,0% de leitura com fator de potência unitário

Potência reativa (Vars)

0,2 a 2 Vn e 0,05 a 3 In +/- 5,0% de leitura com fator de potência zero

Potência aparente (VA)

0,2 a 2 Vn e 0,05 a 3 In +/- 5,0% de leitura

Energia (Wh)

0,2 a 2 Vn e 0,2 a 3 In +/- 5,0% de leitura com fator de potência zero

Energia (Varh)

0,2 a 2 Vn e 0,2 a 3 In +/- 5,0% de leitura com fator de potência zero

8.2

REGISTROS DE DISTÚRBIO Precisão de medição de registros de distúrbio

Duração de registro mínimo

0,1 s

Duração de registro máximo

10,5 s

Número mínimo de registros 10,5 segundos

15

Precisão da magnitude e das fases relativas

±5% das quantidades aplicadas

Precisão da duração

±2%

Precisão da posição de disparo

±2% (disparo mínimo de 100 ms)

8.3

REGISTROS DE EVENTOS, FALHAS E DE MANUTENÇÃO Registros de eventos, falhas e de manutenção

Localização de registros

Memória flash

Método de visualização

Mostrador do painel frontal ou MiCOM S1 Agile

Método de extração

Extraído via porta USB

Número de registros de eventos

Até 2048 registros de eventos com marcação de tempo

Número de registros de falha

Até 10

Número de registros de manutenção

Até 10

8.4

LOCALIZ.FALHA Precisão

Localiz. Falha

P14D-TM-PT-7

+/- 3,5% do comprimento da linha até SIR 30 Condições de referência: falha sólida aplicada na linha

529

Capítulo 22 - Especificações técnicas

9

P14D

CONFORMIDADE COM PADRÕES

A conformidade com a European Commission Directive (Diretriz da Comissão Européia) referente a EMC e LVD é por certificação própria nos padrões internacionais.

9.1

CONFORMIDADE EMC: 2004/108/EC

A conformidade com a EN60255-26:2009 foi usada para estabelecer conformidade.

9.2

SEGURANÇA DE PRODUTO: 2006/95/EC

A conformidade com a EN60255-27:2005 foi usada para estabelecer conformidade. Classe de proteção IEC 60255-27: 2005 Classe 1 (a menos que especificado de outra forma na documentação do equipamento). Este equipamento exige um condutor de proteção (terra) para garantir a segurança do usuário. Categoria de instalação Categoria 3 de sobretensão IEC 60255-27: 2005. Equipamentos nesta categoria são testados para qualificação com uma tensão de pico de 5kV, 1,2/50 mS, 500 Ohms, 0,5 J, entre todos os circuitos de alimentação e o terra, e também entre circuitos independentes. Ambiente IEC 60255-27: 2005, IEC 60255-26:2009. O equipamento foi concebido apenas para uso interno. Caso seja necessário seu uso ao ar livre, deve ser instalado dentro de um gabinete com o grau apropriado de proteção contra ingresso de materiais estranhos.

9.3

CONFORMIDADE R&TTE

Equipamento terminal de rádio e telecomunicações (R&TTE) diretiva 99/5/EC. A conformidade é demonstrada pela conformidade com a Diretiva EMC e com a diretiva de baixa tensão, para zero volts.

9.4

CONFORMIDADE UL/CUL

Se marcado com este logo, o produto tem conformidade com os requisitos da Underwriters Laboratories (UL) do Canadá e EUA. O número e ID do respectivo registro UL é exibido pelo equipamento.

9.5

PADRÃO IDMT

A faixa de curvas IDMT usada para atender os seguintes padrões: IEC 60255-151:2009

530

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

10

ESPECIFICAÇÕES MECÂNICAS

10.1

PARÂMETROS FÍSICOS Medições físicas

Tipos de caso

20TE 30TE

Peso (Caso 20TE)

2 kg a 3 kg (dependendo das opções escolhidas)

Peso (Caso 30TE)

3 kg a 4 kg (dependendo das opções escolhidas)

Dimensões em mm (l x a x c) (Caso 20TE)

L: 102,4mm A: 177,0mm P: 243,1mm

Dimensões em mm (l x a x c) (Caso 30TE)

L: 154,2mm A: 177,0mm P: 243,1mm

Instalação

Painel, gabinete ou reforma

10.2

PROTEÇÃO DO GABINETE

Contra pó, respingos de água (face dianteira)

IP52 conforme a IEC 60529:2002

Proteção contra pó (todo o caso)

IP50 conforme a IEC 60529:2002

Proteção para os lados da caixa (segurança)

IP30 conforme a IEC 60529:2002

Proteção para a traseira da caixa (segurança)

IP10 conforme a IEC 60529:2002

10.3

ROBUSTEZ MECÂNICA

Teste de vibração conforme a EN 60255-21-1:1996

Resposta: classe 2, Resistência: classe 2

Imunidade a choques e impactos conforme a EN 60255-21-2:1995

Resposta a choques: classe 2, Resistência a choques: classe 1, Resistência a impactos: classe 1

Teste sísmico conforme a EN 60255-21-3: 1995

Classe 2

10.4

DESEMPENHO DA EMBALAGEM DE TRANSPORTE

Proteção da caixa de embalagem primária

ISTA 1C

Testes de vibração

3 orientações, 7 Hz, amplitude 5,3 mm, aceleração 1,05g

Testes de queda

10 quedas de 610 mm de altura em múltiplas faces da caixa, bordas e cantos

P14D-TM-PT-7

531

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

11

VALORES NOMINAIS

11.1

ENTRADAS DE MEDIÇÃO Entradas de medição

Frequência nominal

50 Hz ou 60 Hz (configurável)

Faixa de operação

40 Hz a 70 Hz (Versão de software 55: 40 Hz a 65 Hz)

Rotação de fase

ABC ou CBA

11.2

ENTRADAS DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE Corrente CA

Corrente nominal (In)

1A e 5A, dois valores nominais*

Carga nominal por fase

< 0,05 VA a In

Resistência térmica a corrente CA

Contínua: 4 x In 10 s: 30 x In 1 s: 100 x In Linear a 40 x In (corrente CA sem compensação)

Nota: Uma entrada simples é usada em ambas as aplicações de 1A e 5A. A operação de 1 A ou 5 A é determinada por meio do software na base de dados do produto.

Nota: Essas especificações são aplicáveis a todos os TCs.

11.3

ENTADAS DO TRANSFORMADOR DE TENSÃO Tensão CA

Tensão nominal

100 V a 120 V

Carga nominal por fase

< 0,1 VA a Vn

Resistência térmica

Contínua: 2 x Vn, 10 s: 2,6 x Vn

532

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

12

ALIMENTAÇÃO ELÉTRICA

12.1

TENSÃO DE ALIMENTAÇÃO DA ENERGIA AUXILIAR

Faixa de operação nominal

24-250 V CC +/-20% 110-240 V CA -20% + 10%

Faixa de operação máxima

19 a 300 V CC

Faixa de frequência da alimentação CA

45 – 65 Hz

Ripple

<15% para uma alimentação CC (conformidade com a IEC 60255-11:2008)

12.2

CARGA NOMINAL

Carga em repouso

20TE

5 W máx.

30TE

6 W máx.

30TE com comunicações da 2nda 6,2 W máx. traseira 30TE com Ethernet ou TCS

7 W máx.

Acréscimos para saídas de relé energizadas

0,26 W por relé de saída

Carga de entrada opto-acoplada

24 V

0,065 W máx.

48 V

0,125 W máx.

110 V

0,36 W máx.

220 V

0,9 W máx.

12.3

INTERRUPÇÃO DA ALIMENTAÇÃO DE ENERGIA AUXILIAR

Padrão

IEC 60255-11:2008 (CC) IEC 61000-4-11:2004 (CA) Quiescente / Meia carga

Carga plena

19,2 V – 110 V CC

>110 VCC

19,2 V – 110 V CC

>110 VCC

20TE

50 ms

100 ms

50 ms

100 ms

30TE

50 ms

100 ms

30 ms

50 ms

30TE com comunicações da 2nda traseira

30 ms

100 ms

20 ms

50 ms

30TE com Ethernet ou TCS

50 ms

100 ms

20 ms

100 ms

Nota: Carga máxima = todas as entradas/saídas energizadas

Nota: Quiescente ou 1/2 carga = 1/2 de todas as entradas/saídas energizadas.

P14D-TM-PT-7

533

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

13

CONEXÕES ENTRADAS / SAÍDAS

13.1

ENTRADAS DIGITAIS ISOLADAS Entradas digitais com isolamento ótico (entradas opto-acopladas)

Conformidade

ESI 48-4

Tensão nominal

24 a 250 V CC

Faixa de operação

19 a 265 V CC

Resistência

300 V CC

Tempo de reconhecimento com o filtro de < 2 ms imunidade CC de meio ciclo removido Tempo de reconhecimento com o filtro ativo

13.1.1

< 12 ms

DETECÇÃO NOMINAL E LIMIARES DE RESET

Tensão nominal da bateria

Níveis lógicos: 60 a 80% DO/PU

Níveis lógicos: 50 a 70% DO/PU

Níveis lógicos: 58 a 75% DO/PU

24/27 V

Lógica 0 < 16.2V, Lógica 1 > 19.2V

Lógica 0 < 12V, Lógica 1 > 16,8V

Lógica 0 < 15,7V, Lógica 1 > 18V

30/34

Lógica 0 < 20.4V, Lógica 1 > 24V

Lógica 0 < 15V, Lógica 1 > 21V

Lógica 0 < 19.7V, Lógica 1 > 22.5V

48/54

Lógica 0 < 32.4V, Lógica 1 > 38.4V

Lógica 0 < 24V, Lógica 1 > 33.6V

Lógica 0 < 31.3V, Lógica 1 > 36V

110/125

Lógica 0 < 75V, Lógica 1 > 88V

Lógica 0 < 55,0 V, Lógica 1 > 77V

Lógica 0 < 72.5V, Lógica 1 > 82.5V

220/250

Lógica 0 < 150V, Lógica 1 > 176V

Lógica 0 < 110V, Lógica 1 > 154V

Lógica 0 < 145V, Lógica 1 > 165V

Nota: O filtro é necessário para tornar as entradas opto-acopladas imunes a tensões CA induzidas.

13.2

CONTATOS DE SAÍDA PADRÃO

Conformidade

Em conformidade com a IEC 60255-1:2009

Uso

Saídas de relé de uso geral, para sinalização, desarme e geração de alarmes.

Tensão nominal

300 V

Corrente contínua máxima

10 A

Transporte de resistência de curta duração

30 A por 3 s 250 A por 30 ms

Condução e Interrupção, CC Resistivo

50 W

Condução e Interrupção, CC Indutivo

62,5 W (L/R = 50 ms)

Condução e Interrupção, CA Resistivo

2500 VA Resistivo (cos phi = unidade)

Condução e Interrupção, CA Indutivo

2500 VA Indutivo (cos phi = 0,7)

Condução e Interrupção, CC Resistivo

30 A por 3 s, 10000 operações (sujeito aos limites acima)

Condução, continuamente e Interrupção, 4 A por 1,5 s, 10000 operações (sujeito aos limites acima) CC Resistivo Condução, continuamente e interrupção, 0,5 A por 1 s, 10000 operações (sujeito aos limites acima) cc Indutivo

534

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

Condução, continuamente, e interrupção, 30 A por 200 ms, 2000 operações (sujeito aos limites acima) ca Indutivo Condução, continuamente, e interrupção, 10 A por 1,5 s, 10000 operações (sujeito aos limites acima) ca Indutivo Contato carregado

1000 operações por min.

Contato descarregado

10000 operações por min.

Tempo de operação

< 5 ms

Tempo Reset

< 10 ms

13.3

CONTATOS DE WATCHDOG

Uso

Contatos não programáveis para indicação de bom funcionamento/falha de relé

Capacidade de desarme, CC Resistiva

30 W

Capacidade de desarme, CC Indutiva

15 W (L/R = 40 ms)

Capacidade de desarme, CA Indutiva

375 VA Indutivo (cos phi = 0,7)

13.4

ELO DE CURTO-CIRCUITO

Tensão de operação máxima

300 Vrms, 300 Vdc

Corrente de operação máxima

20 A

P14D-TM-PT-7

535

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

14

CONDIÇÕES AMBIENTAIS

14.1

FAIXA DE TEMPERATURA AMBIENTE

Conformidade

IEC 60255-27: 2005

Método de teste

IEC 60068-2-1:2007 e IEC 60068-2-2 2007

Faixa de temperatura operacional

-25°C a +55°C (contínua)

Faixa de temperatura de armazenamento e transporte

-25°C a +70°C (contínua)

14.2

TESTE DE RESISTÊNCIA À TEMPERATURA Teste de resistência à temperatura

Método de teste

IEC 60068-2-1: 2007 e 60068-2-2: 2007

Faixa de temperatura operacional

-40°C (96 horas) +70°C (96 horas)

Faixa de temperatura de armazenamento e transporte

-40°C (96 horas) +85°C (96 horas)

14.3

FAIXA DE UMIDADE AMBIENTE

Conformidade

IEC 60068-2-78: 2001 e IEC 60068-2-30: 2005

Durabilidade

56 dias a 93% de umidade relativa e +40°C

Calor úmido cíclico

ciclos de seis horas (12 + 12), 93% RH, +25 to +55°C

14.4

AMBIENTES CORROSIVOS

Conformidade

IEC 60068-2-42: 2003, IEC 60068-2-43: 2003

Ambiente industrial corrosivo/Controle ambiental ruim, Dióxido de enxofre

Exposição de 21 dias em concentrações elevadas (25ppm) de SO2 com umidade relativa de 75% e +25°C

Ambiente industrial corrosivo/Controle ambiental ruim, Sulfureto de hidrogênio

Exposição de 21 dias a concentrações elevadas (10ppm) de H2S com umidade relativa de 75% e +25°C

Névoa salina

IEC 60068-2-52: 1996 KB severidade 3

536

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

15

TESTES DE TIPO

15.1

ISOLAMENTO

Conformidade

IEC 60255-27: 2005

Resistência ao isolamento

> 100 M ohm em 500 V CC (Usando apenas um testador de isolamento eletrônico/sem escovas)

15.2

FOLGAS E DISTÂNCIAS DE FUGA

Conformidade

IEC 60255-27: 2005

Grau de poluição

3

Categoria de sobretensão

Lll

Tensão de teste de impulso (não RJ45)

5 kV

Tensão de teste de impulso (RJ45)

1 kV

15.3

RESISTÊNCIA (DIELÉTRICO) A ALTA TENSÃO

Conformidade IEC

IEC 60255-27: 2005

Entre entradas opto-acopladas independentes ou Vx e outros circuitos

2,82kV CC por 1 minuto

Entre todos os outros circuitos independentes

2 kV CA rms por 1 minuto

Entre Vx, ou entradas opto-acopladas, e o terminal terra de proteção

2,82kV CC por 1 minuto

Entre todos os outro circuitos independentes e o terminal terra de proteção

2 kV CA rms por 1 minuto

Entre contatos abertos de watchdog

1 kV CA rms por 1 minuto

Entre contatos abertos de relés de saída de troca

1 kV CA rms por 1 minuto

Entre todos os contatos RJ45 e o terminal terra de proteção

1 kV CA rms por 1 minuto

Entre todos os contatos tipo parafuso EIA(RS)485 e o terminal terra de proteção

1 kV CA rms por 1 minuto

Conformidade ANSI/IEEE

Conformidade ANSI/IEEE C37.90-2005

Entre os contatos abertos de relés de saída normalmente abertos

1.5 kV CA rms por 1 minuto

Entre contatos abertos de relés de saída de variante normalmente abertos

1 kV CA rms por 1 minuto

Entre contatos abertos de watchdog

1 kV CA rms por 1 minuto

15.4

TESTE DE RESISTÊNCIA DE TENSÃO DE IMPULSO

Conformidade

IEC 60255-27: 2005

Entre todos os circuitos independentes

Tempo frontal: 1,2 µs, Tempo até meio valor: 50 µs, Valor de pico: 5 kV, 0,5 J

Entre os terminais de todos os circuitos independentes

Tempo frontal: 1,2 µs, Tempo até meio valor: 50 µs, Valor de pico: 5 kV, 0,5 J

Entre todos os circuitos independentes e o terminal condutor do terra de proteção.

Tempo frontal: 1,2 µs, Tempo até meio valor: 50 µs, Valor de pico: 5 kV, 0,5 J

P14D-TM-PT-7

537

Capítulo 22 - Especificações técnicas

P14D

Nota: As exceções são as portas de comunicação e os contatos de saída normalmente abertos, onde aplicável.

538

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

16

COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA

16.1

TESTE DE DISTÚRBIOS DE PULSO DE ALTA FREQUÊNCIA DE 1 MHZ

Conformidade

IEC 60255-22-1: 2008, Classe III, IEC 60255-26:2013

Tensão de teste de modo comum (nível 3)

2,5 kV

Tensão diferencial de teste (nível 3)

1,0 kV

16.2

TESTE OSCILATÓRIO AMORTECIDO

Conformidade

EN61000-4-18: 2011: Nível 3, 100 kHz e 1 MHz. Nível 4: 3 MHz, 10 MHz e 30 MHz, IEC 60255-26:2013

Tensão de teste de modo comum (nível 3)

2,5 kV

Tensão de teste de modo comum (nível 4)

4,0 kV

Tensão de teste de modo diferencial

1,0 kV

16.3

IMUNIDADE A DESCARGA ELETROESTÁTICA

Conformidade

IEC 60255-22-2: 2009 Classe 3 e Classe 4, IEC 60255-26:2013

Condição de classe 4

Descarga de 15 kV no ar contra a interface com o usuário, mostrador e carcaça metálica

Condição de classe 3

Descarga de 8 kV no ar contra todas as portas de comunicação

16.4

REQUISITOS DE RUPTURA E TRANSIENTES ELÉTRICOS RÁPIDOS

Conformidade

IEC 60255-22-4: 2008 e EN61000-4-4:2004. Severidade do teste nível lll e lV, IEC 60255-26:2013

Aplicado nas entradas de comunicação

Amplitude: 2 kV, frequência de estouro 5 kHz and 100 KHz (nível 4)

Aplicado na alimentação elétrica e em todas as outras entradas exceto nas entradas de comunicação.

Amplitude: 4 kV, frequência de estouro 5 kHz and 100 KHz (nível 4)

16.5

CAPACIDADE DE RESISTÊNCIA A SURTOS

Conformidade

IEEE/ANSI C37.90.1: 2002

Condição 1

Transiente rápido de 4 kV e 2.5 kV oscilatório aplicados a modo comum e modo diferencial às entradas opto-acopladas, relés de saída, TCs, TPs e alimentação elétrica.

Condição 2

Transiente rápido de 4 kV e 2.5 kV oscilatório e modo comum aplicados a comunicações, IRIG-B

P14D-TM-PT-7

539

Capítulo 22 - Especificações técnicas

16.6

P14D

TESTE DE IMUNIDADE DE SURTO

Conformidade

IEC 61000-4-5: 2005 Nível 4, IEC 60255-26:2013

Duração do pulso

Tempo para meio valor: 1,2/50 µs

Entre todos os grupos e terminal condutor de terra de proteção

Amplitude 4 kV

Entre os terminais de cada grupo (excluindo as portas de comunicação, onde aplicável)

Amplitude 2 kV

16.7

IMUNIDADE A ENERGIA ELETROMAGNÉTICA IRRADIADA

Conformidade

IEC 60255-22-3: 2007, Classe III, IEC 60255-26:2013

Faixa de frequência

80 MHz a 3.0 GHz

Efetuar testes em:

80, 160, 380, 450, 900, 1850, 2150 MHz

Resistência de campo de teste

10 V/m

Teste usando AM

1 kHz @ 80%

Conformidade

IEEE/ANSI C37.90.2: 2004

Faixa de frequência

80 MHz a 1 GHz

Efetuar testes em:

80, 160, 380, 450 MHz

Forma de onda

1 kHz @ 80% AM e pulso modulado

Resistência de campo

35 V/m

16.8

IMUNIDADE IRRADIADA PELAS COMUNICAÇÕES DIGITAIS

Conformidade

IEC 61000-4-3: 2006, Nível 4, IEC 60255-26:2013

Faixas de frequência

800 a 960 MHz, 1,4 a 2,0 GHz

Resistência de campo de teste

30 V/m

Teste usando AM

1 kHz / 80%

16.9

IMUNIDADE RADIADA POR TELEFONES DE RÁDIO

Conformidade

IEC 61000-4-3: 2006, IEC 60255-26:2013

Faixas de frequência

900 MHz e 1,89 GHz

Resistência de campo de teste

10 V/m

16.10

IMUNIDADE A DISTÚRBIOS CONDUZIDOS, INDUZIDOS POR CAMPOS DE FREQUÊNCIAS DE RÁDIO

Conformidade

IEC 61000-4-6: 2008, Nível 3, IEC 60255-26:2013

Faixas de frequência

150 kHz a 80 MHz

540

P14D-TM-PT-7

P14D

Capítulo 22 - Especificações técnicas

Tensão de distúrbio de teste

10 V rms

Teste usando AM

1 kHz @ 80%

Testes pontuais

27 MHz e 68 MHz

16.11

IMUNIDADE DE CAMPO MAGNÉTICO

Conformidade

IEC 61000-4-8: 2009 nível 5 IEC 61000-4-9/10: 2001 nível 5

Teste IEC 61000-4-8

100 A/m aplicada continuamente, 1000 A/m aplicada por 3 s

Teste IEC 61000-4-9

1000 A/m aplicada em todos os planos

Teste IEC 61000-4-10

100 A/m aplicada em todos os planos a 100 kHz/1 MHz com uma duração de ruptura de 2 segundos

16.12

EMISSÕES CONDUZIDAS

Conformidade

EN 55022: 2010, IEC 60255-26:2013

Teste de alimentação elétrica 1

0,15 a 0,5 MHz, 79 dBµV (semi-pico) 66 dBµV (média)

Teste de alimentação elétrica 2

0,5 a 30 MHz, 73 dBµV (semi-pico) 60 dBµV (média)

Teste RJ45 (onde aplicável)

0,15 a 0,5 MHz, 97 dBµV (semi-pico) 84 dBµV (média)

Teste RJ45 (onde aplicável)

0,5 a 30 MHz, 87 dBµV (semi-pico) 74 dBµV (média)

16.13

EMISSÕES IRRADIADAS

Conformidade

EN 55022: 2010, IEC 60255-26:2013

Teste 1

30 a 230 MHz, 40 dBµV/m à distância de medição de 10 m

Teste 2

230 a 1 GHz, 47 dBµV/m à distância de medição de 10 m

Teste 3

1 a 2 GHz, 76 dBµV/m à distância de medição de 10 m

16.14

FREQUÊNCIA DE ENERGIA

Conformidade

IEC 60255-22-7:2003, IEC 60255-26:2013

Entradas opto-acopladas (A conformidade é obtida usando o filtro opto-acoplado).

300 V modo comum (Classe A) 150 V modo diferencial (Classe A)

Nota: A conformidade é obtida usando o filtro de entrada opto-acoplada.

P14D-TM-PT-7

541

Capítulo 22 - Especificações técnicas

542

P14D

P14D-TM-PT-7

OPÇÕES DE PEDIDO APÊNDICE A

Apêndice A - Opções de Pedido

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D Variável

Apêndice A - Opções de Pedido Número do pedido 1-4

Tipo do modelo IED de Proteção de Gerenciamento do Alimentador - Direcional

5

6

7

8

9

10 11 12-13 14 15

P14D

Aplicação Adaptado ao caso 20TE Base Gerador pequeno Gerenciamento de Carga / Linha HIF (Somente TC SEF) * PWH (Falha de Terra Direcional Watimétrica) (Apenas TC de terra padrão) *Disponível até sw55 Transformadores de Corrente / Tensão TC de terra padrão TC SEF Opções de hardware EIA RS485/IRIG-B (demodulado) EIA RS485/IRIG-B (demodulada) e Ethernet - Fibra de canal simples/Cobre (configurável como Failover *) EIA RS485/IRIG-B (demodulada) e EIA RS485 EIA RS485/IRIG-B (demodulada) e Ethernet redundante dupla de cobre - 2x Cobre RJ45 (configurável como Failover) EIA RS485/IRIG-B (demodulada) e Ethernet redundante dupla de fibra - 2x fibra multimodo (configurável como Failover) EIA RS485/IRIG-B (demodulada) e Ethernet redundante dupla de cobre - 2x Cobre RJ45 (configurável como RSTP) EIA RS485/IRIG-B (demodulada) e Ethernet redundante dupla de fibra - 2x fibra multimodo (configurável como RSTP) EIA RS485/IRIG-B (demodulada) Ethernet redundante dupla de cobre - 2x Cobre RJ45 (configurável como PRP ou HSR) EIA RS485/IRIG-B (demodulada) Ethernet redundante dupla de fibra - 2x fibra multimodo (configurável como PRP ou HSR)

A B G L Z H

1 2

1 6 8 A B C D E F

* O Failover está disponível nas versões de software '55' e posteriores Opções de I/O Padrão (8 entradas lógicas + 8 saídas de relé) Total (11 entradas lógicas + 12 saídas de relé) Total (11 entradas lógicas + 12 saídas de relé) adequado para supervisão de circuitos de desarme Total (13 entradas lógicas + 12 saídas de relé) Total (3 entradas lógicas + 4 saídas de relé) Total (6 entradas lógicas + 8 saídas de relé) adequado para supervisão de circuitos de desarme Protocolo de comunicação Courier Modbus IEC60870-5-103 (VDEW) DNP3.0 IEC 61850 sobre Ethernet e Courier via RS485 traseira IEC 61850 sobre Ethernet e IEC60870-5-103 via RS485 traseira DNP3.0 sobre Ethernet e Courier via RS485 traseira IEC 61850 sobre Ethernet e Modbus via RS485 traseira IEC 61850 sobre Ethernet e DNP3.0 via RS485 traseira Caixa 20TE Flush (sem teclas de função, 4 LEDs programáveis) 30TE Flush (3 teclas de função com LEDs, 8 LEDs programáveis) Apenas software 30TE Flush (Tensão de campo adaptada pra adaptação KCEG) 30TE Flush (sem jumpers de tensão de campo para a adaptação KCEG) 30TE Flush (Elo de curto-circuito adicional) Idioma Multilíngue (Inglês, Francês, Alemão, Espanhol) Multilíngue (Inglês, Russo, Italiano, Português) Chinês, Iglês ou Francês via IHM, com Inglês ou Francês somente via porta de comunicação Referência de software Será fornecida a versão mais recente, a menos que especificado o contrário Personalização / Regionalização Padrão Específico do cliente Com função de frequência (Modelo P14DB apenas no caso 20TE) Sufixo de projeto de hardware Versão inicial

P14D-TM-PT-7

A B C D E F

1 2 3 4 6 7 8 9 A

B C 0 3 5 6

0 6 C

**

0 A F

A

A1

Apêndice A - Opções de Pedido

A2

P14D

P14D-TM-PT-7

PARAMETROS & SINAIS APÊNDICE B

Apêndice B - Parametros & Sinais

P14D

Tabelas, contendo uma lista completa das configurações, dados de medição e sinais DDB de cada modelo de produto, estão disponíveis em um arquivo PDF interativo separado, o qual é enviado anexo como um recurso incorporado. As tabelas são organizadas em um sistema de menu simples, que permite a seleção do idioma (se disponível), do tipo e modelo de tabela, e pode ser visualizado e/ou impresso com uma versão atualizada do Adobe Reader. Parametros & Sinais

P14D-TM-PT-7

DIAGRAMAS DE FIAÇÃO APÊNDICE C

Apêndice C - Diagramas de fiação

P14D

P14D-TM-PT-7

P14D

MODELO

P14D

Apêndice C – Diagramas De Fiação

OPÇÕES DE CORTEC*

CONEXAO EXTERNO DIAGRAMA TÍTULO

DIAGRAMA -FOLHA

EDIÇÃO

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (8 I/P e 8 O/P)

10P14D01-1

B.1

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (8 P/E e 8 P/S)

10P14D02-1

C

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (8 P/E E 8 P/S) COM ETHERNET

10P14D03-1

C

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (8 P/E e 8 P/S) COM ETHERNET DE COBRE DUPLA

10P14D03-2

B

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA EARTH FAULT (8 P/E e 8 P/S) COM ETHERNET DE COBRE DUPLA

10P14D03-3

B

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (8 P/E & 8 P/S) COM ETHERNET E LINK DE CURTO OPCIONAL

10P14D04-1

C

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (8 P/E E 8 P/S) COM ETHERNET DE COBRE DUPLA

10P14D04-2

B

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA EARTH FAULT (8 P/E E 8 P/S) COM ETHERNET DE FIRBA DUPLA

10P14D04-3

B

Opções de I/O B

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (11 P/E E 12 P/S) COM 2 RS485

10P14D05-1

B

Opções de I/O B

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (11 P/E E 12 P/S) COM 2 RS485

10P14D06-1

C

Opções de I/O C

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (11 P/E E 12 P/E) COM TCS

10P14D07-1

B

Opções de I/O C

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (11 P/E E 12 P/S) COM TCS

10P14D08-1

C

Opções de I/O D

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (13 P/E E 12 P/S)

10P14D09-1

B

Opções de I/O D

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (13 P/E E 12 P/S)

10P14D10-1

C

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (8 P/E E 8 P/S) PARA RETROFIT KCEG 140/142

10P14D11-1

B.1

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA COM ENTRADA DE TENSÃO RESIDUAL SEPARADA 8 P/E E 8 P/S

10P14D12-1

B

Opções de I/O E

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (3 P/E E 4 P/S)

10P14D13-1

C

Opções de I/O F

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (6 P/E E 8 P/S) COM TCS

10P14D14-1

C

Opções de I/O A

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (8 P/E E 8 P/S) COM LINK DE TERRA OPCIONAL

10P14D15-1

C

* Ao selecionar o(s) diagrama(s) de ligação(ções) aplicável(eis), pode ser útil fazer referência ao modelo de CORTEC apropriado.

P14D-TM-EN-7

C1

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (8 I/P e 8 O/P)

B.1 Data: Data:

28/06/2012

Nome: Verif.:

P.WIGGIN

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D01

Flh: Flh:

1 -

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (8 P/E e 8 P/S)

C Data: Data:

11/03/2016

Nome: Verif.:

S.WOOTTON

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D02

Flh: Flh:

1 -

C Data: Data:

29/02/2016

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (8 P/E E 8 P/S) COM ETHERNET

CID SWOO-A6HC9T. PROX. FOLHA 2 ADICIONADA NOTA 3 MODIFICADA

Nome: Verif.:

S.WOOTTON

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D03

Flh:

1

Flh:

2

A P2

A B C

B

C

P1 S2

A

B

S1

C C

B

A

N

21 IA 22 23

N IB

24 25 IC 26 27 IN 28 17 VA 18 VB 19 VC

NOTAS:

20

46

(a) (b)

TERMINAIS CURTO, INTERROMPER ANTES (c).

(c)

TERMINAL LONGO

(d)

PINO TERMINAL (TIPO P.C.B.)

1

48

FAZER LINKS CURTO NO TC DESCONECTAR ANTES (b) E (c)

50 52 45 47

49 51

53

1 3

4

5

6

7

8

9

10

13

14

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

55

SK2

+

13

-

14

SK3

(COM CINTA DE ATERRAMENTO DA CAIXA)

B Data: Data:

29/02/2016

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (8 P/E e 8 P/S) COM ETHERNET DE COBRE DUPLA

CID SWOO-A6HC9T. PROBLEMA INICIAL

Nome:

S.WOOTTON

Verif.:

CP.TEOH

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D03

Flh:

2

Flh:

3

A P2

P1

A S2

B C

B

C

A

B

S1

C C

B

A

N

21 IA 22 23

N IB

24 25 IC 26 27 IN 28 17 VA 18 VB 19 VC

NOTAS:

20

46

(a)

1

48

FAZER LINKS CURTO NO TC DESCONECTAR ANTES (b) E (c)

(b)

TERMINAIS CURTO, INTERROMPER ANTES (c).

(c)

TERMINAL LONGO

(d)

PINO TERMINAL (TIPO P.C.B.)

50 52 45 47

49 51

53

1 3

4

5

6

7

8

9

10

13

14

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

55

+

13

-

14

SK2

SK3

(COM CINTA DE ATERRAMENTO DA CAIXA)

B Data: Data:

29/02/2016

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE

CID SWOO-A6HC9T. PROBLEMA INICIAL

Nome:

S.WOOTTON

Verif.:

CP.TEOH

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D03

Flh: Flh:

3 -

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (8 P/E & 8 P/S) COM ETHERNET E LINK DE CURTO OPCIONAL

C Data: Data:

11/03/2016

Nome: Verif.:

S.WOOTTON

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D04

Flh:

1

Flh:

2

B Data: Data:

29/02/2016

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (8 P/E E 8 P/S) COM ETHERNET DE COBRE DUPLA

CID SWOO-A6HC9T. PROBLEMA INICIAL

Nome:

S.WOOTTON

Verif.:

CP.TEOH

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D04

Flh:

2

Flh:

3

A P2

P1

A S2

B C

B

C

A

B

S1

C C

B

A

N

21 IA 22 23

N

24 25

26 27

28 VA

17 18

VB 19 VC

20

46

NOTAS:

1

48 (a)

FAZER LINKS CURTO NO TC DESCONECTAR ANTES (b) E (c)

(b)

TERMINAIS CURTO, INTERROMPER ANTES (c).

(c)

TERMINAL LONGO

(d)

PINO TERMINAL (TIPO P.C.B.)

50 52 45 47

49 51 1 3

4

5

6

7

8

9

10

13

14

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

53 55

+

13

-

14

SK2

SK3

(COM CINTA DE ATERRAMENTO DA CAIXA)

B Data: Data:

29/02/2016

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E

CID SWOO-A6HC9T. PROBLEMA INICIAL

Nome:

S.WOOTTON

Verif.:

CP.TEOH

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D04

Flh: Flh:

3 -

B Data: Data:

03/12/2011

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (11 P/E E 12 P/S) COM 2 RS485

NOVO PROBLEMA CID PWIG-8NVMDK

Nome: Verif.:

P.WIGGIN

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D05

Flh: Flh:

1 -

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (11 P/E E 12 P/S) COM 2 RS485

C Data: Data:

11/03/2016

Nome: Verif.:

S.WOOTTON

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D06

Flh: Flh:

1 -

B Data: Data:

03/12/2011

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (11 P/E E 12 P/E) COM TCS

NOVO PROBLEMA CID PWIG-8NVMDK

Nome: Verif.:

P.WIGGIN

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D07

Flh: Flh:

1 -

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (11 P/E E 12 P/S) COM TCS

C Data: Data:

11/03/2016

Nome: Verif.:

S.WOOTTON

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D08

Flh: Flh:

1 -

B Data: Data:

03/12/2011

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (13 P/E E 12 P/S)

NOVO PROBLEMA CID PWIG-8NVMDK

Nome: Verif.:

P.WIGGIN

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D09

Flh: Flh:

1 -

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E SEF (13 P/E E 12 P/S)

C Data: Data:

11/03/2016

Nome: Verif.:

S.WOOTTON

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D10

Flh: Flh:

1 -

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (8 P/E E 8 P/S) PARA RETROFIT KCEG 140/142

B.1 Data: Data:

09/05/2012

Nome: Verif.:

P.WIGGIN

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D11

Flh: Flh:

1 -

B Data: Data:

03/12/2011

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA

NOVO PROBLEMA CID PWIG-8NVMDK

Nome: Verif.:

P.WIGGIN

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D12

Flh: Flh:

1 -

A P2

P1

A S2

B C

B

C

A

B

S1

C C

B

A

N

VER NOTA 2 & 3

21 IA 22 23

N IB

24 25 IC 26 27 IN 28 VA

17 18

VB 19 VC

20

46 48 NOTAS: (a)

1

FAZER LINKS CURTO NO TC DESCONECTAR ANTES (b) E (c)

(b)

TERMINAIS CURTO, INTERROMPER ANTES (c).

(c)

TERMINAL LONGO

(d)

PINO TERMINAL (TIPO P.C.B.)

3

4

5

6

7

8

9

10

13

14

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

50 52

13 + 14

-

(COM CINTA DE ATERRAMENTO DA CAIXA)

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (3 P/E E 4 P/S)

C Data: Data:

20/11/2015

Nome: Verif.:

S.WOOTTON

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D13

Flh: Flh:

1 -

A P2

P1

A S2

B C

B

C

A

B

S1

C C

B

A

N

21 IA 22 23

N IB

24 25 IC 26 27 IN 28 VA

17 18

VB 19 VC

20

NOTAS: 46 (a)

48

FAZER LINKS CURTO NO TC DESCONECTAR ANTES (b) E (c)

(b)

TERMINAIS CURTO, INTERROMPER ANTES (c).

(c)

TERMINAL LONGO

(d)

PINO TERMINAL (TIPO P.C.B.)

50 52

74 76 78 1

57

58

3

4

59

60

5

6

61

62

7

8

63

64

9

10

65

66

67

68

13

14

69

70

71

72

17

18

73

74

19

20

75

76

21

22

77

78

23

24

79

80

25

26

81

82

27

28

83

84

80 82 84

13 + 14

-

(COM CINTA DE ATERRAMENTO DA CAIXA)

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E FALHA DE TERRA (6 P/E E 8 P/E) COM TCS

C Data: Data:

20/11/2015

Nome: Verif.:

S.WOOTTON

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D14

Flh: Flh:

1 -

C Data: Data:

29/02/2016

SOBRECORRENTE DE FASE DIRECIONAL P14D E

CID SWOO-A6HC9T. NOTA 3 MODIFICADA PARA INCLUIR 'TC/TP'

Nome: Verif.:

S.WOOTTON

DADOS CAD 1:1 DIMENSOES: mm

ALSTOM GRID UK LTD (STAFFORD)

Drg No.:

10P14D15

Flh: Flh:

1 -

Imagination at work

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