1 2 3 4 A - SIPROTEC

SIPROTEC 

Proteção Diferencial 

7UT612 

V4.0 

Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Prefácio i 

Conteúdo v 

Introdução 1 

Funções 2 

Instalação e Comissionamento 3 

Dados Técnicos 4 

Apêndice A 

Índice

Isenção de Responsabilidade 

Verificamos o conteúdo deste manual quanto ao hardware 

e software aqui descritos. Apesar disso, podem ocorrer 

desvios de forma que não garantimos sua completa 

conformidade com o produto em si. 

O conteúdo deste manual será verificado em intervalos 

periodicos e as correções serão incluidas nas próximas 

edições. Agradecemos por suas sugestões no 

aprimoramento desta publicação. 

Reservamos o direito de excução de melhoramentos 

técnicos sem aviso prévio. 

4.00.03 

Siemens Aktiengesellschaft C53000–G1179–C148–1 

Copyright 

Copyright © SIEMENS AG 2008. Todos os direitos reservados. 

A cópia deste documento, seu fornecimento a terceiros ou 

divulgação de seu conteúdo, estão proíbidos sem autorização expressa. 

Os infratores serão penalizados com o ressarcimento dos 

danos. Todos os direitos são reservados, especialmente quanto a 

garantias de patente ou registro de um modelo ou desenho. 

Marcas Registradas 

SIPROTEC, SINAUT, SICAM, e DIGSI são marcas registradas da 

SIEMENS AG. Outros nomes e têrmos aqui usados podem ser 

marcas registradas e seu uso pode violar direitos de terceiros.

Prefácio 

Objetivo Deste 

Manual 

7UT612 Manual 

C53000–G1176–C148–1 

Este manual descreve as funções, operação, instalação e comissionamento do 

dispositivo. Particularmente você encontrará: 

• Descrição das funções do dispositivo e ajustes de manutenção → Capítulo 2, 

• Instruções para instalação e comissionamento → Capítulo 3, 

• Relação de dados técnicos → Capítulo 4, 

• Também, um resumo de dados mais significativos para usuários experientes no 

Apêndice. 

Informações gerais sobre design, configuração e operação dos dispositivos 

SIPROTEC ® podem ser encontrados no Manual do Sistema SIPROTEC ® 4, sob nº 

de pedido E50417–H1176–C151. 

Público Alvo Engenheiros de segurança e de comissionamento, pessoas envolvidas com ajustes, 

testes e serviços de proteção, automação e dispositivos de controle, assim como 

pessoal de operação de instalações elétricas e estações de energia. 

Aplicação deste 

Manual 

Outros Padrões ANSI C37.90.*. 

Este manual é válido para o dispositivo SIPROTEC ® 7UT612 de proteção diferencial 

na versão 4.0. 

Indicação de Conformidade 

Este produto está de acordo com as normas do Council of the European Communities 

(Conselho das Comunidades Européias), quanto à legislação estabelecida por seus 

membros em relação à compatibilidade eletromagnética (EMC Council Directive 89/ 

336/EEC) e no que diz respeito a equipamentos elétricos para uso dentro de limites 

de tensão específicos (Norma de Baixa Tensão 73/23 EEC) (Low-voltage Directive 

73/23/EEC). 

Esta conformidade foi comprovada por testes conduzidos pela Siemens AG de 

acordo com o Artigo 10 da Norma do Conselho (Council Directive) em concordância 

com os padrões genéricos EN 50081 e EN 50082 (para Normas EMC) e os padrões 

EN 60255-6 (para normas de baixa tensão). 

Este produto está desenhado e fabricado para aplicação em ambiente industrial. 

O produto está em conformidade com os padrões internacionais da IEC 60255 e com 

os padrões Germânicos DIN 57435 part 303 (correspondente a VDE 0435 

parte 303). 

i

Preface 

Suporte Adicional Desejando mais informações ou tendo necessidade de esclarecimentos de problemas 

que surjam e que não tenham sido aqui suficientemente cobertos nos propósitos 

do comprador, queira por favor dirigir a matéria para seu representante Siemens 

local. 

Cursos de 

Treinamento 

Ofertas de cursos individuais podem ser encontrados em nosso Catálogo de Treinamento 

ou as questões podem ser encaminhadas para nosso Centro de Treinamento. 

Favor contactar seu representante Siemens. 

Instruções e Avisos Os avisos e notas contidas neste manual servem para sua própria segurança e para 

a vida útil adequada do produto. Favor observá-las! 

Os seguintes termos são usados: 

PERIGO 

indica que morte, severos danos pessoais ou substanciais danos ao equipamento 

resultarão caso não sejam tomadas as devidas precauções. 

Atenção 

indica que morte, severos danos pessoais ou substanciais danos ao equipamento 

podem resultar caso não sejam tomadas as devidas precauções. 

Cuidado 

indica que menores danos pessoais ou à propriedade podem resultar caso as precauções 

adequadas não forem tomadas. Isso aplica-se particularmente para danos 

causados no próprio dispositivo com suas conseqüências naturais. 

Nota 

indica informação sobre o dispositivo ou parte respectiva do manual de instruções a 

qual tem destaque essencial. 

Atenção! 

Tensões perigosas estão presentes neste equipamento elétrico durante sua 

operação. Não observar as regras de segurança pode resultar em severos danos 

pessoais ou danos à propriedade. 

Somente pessoal qualificado deverá trabalhar no equipamento ou ao seu redor após 

estar fortemente familiarizado com todos os avisos e notas de segurança deste 

manual, assim como com as normas de segurança aplicáveis. 

A operação segura e bem sucedida deste dispositivo depende de seu manuseio 

adequado, instalação, operação e manutenção realizadas por pessoal qualificado e 

com observação a todos os avisos e sugestões contidas neste manual. 

Particularmente a montagem geral e as normas de segurança (por exemplo, IEC, 

DIN, VDE, EN ou outros padrões nacionais e internacionais) com respeito ao uso 

correto de guindastes devem ser observadas. A inobservância pode resultar em 

morte, danos pessoais ou substanciais danos à propriedade. 

ii 7UT612 Manual 

C53000–G1176–C148–1

Convenções 

Tipográficas e 

Símbolos 

7UT612 Manual 

C53000–G1176–C148–1 

Preface 

PESSOAL QUALIFICADO 

Para o propósito deste manual de instruções e identificações do produto, pessoal 

qualificado é aquele que tem familiaridade com a instalação, construção e operação 

do equipamento e dos perigos envolvidos. Em adição, deverá ter as seguintes 

qualificações: 

• Estar treinado e autorizado a energizar, desenergizar, limpar, aterrar e identificar 

circuitos e equipamentos de acordo com as práticas de segurança adotadas. 

• Estar treinado nos cuidados e utilizações adequadas de equipamento de proteção, 

conforme estabelecido pelas práticas de segurança. 

• Estar treinado em primeiros socorros. 

Os seguintes formatos de textos são usados quando informações literais do 

dispositivo ou para o dispositivo aparecerem no fluxo do texto: 

Nomes de parâmetros, isto é, designadores de parâmetros de configuração ou 

função que podem aparecer palavra-por-palavra no display do dispositivo ou na tela 

de um computador pessoal (com operação com o software DIGSI ® 4), estão assinalados 

com letras em negrito em tipo estilo monoespaço. 

Opções da parâmetros, isto é, possíveis ajustes de parâmetros de texto, que 

podem aparecer palavra-por-palavra no display do dispositivo ou na tela de um 

computador pessoal (com operação do software DIGSI ® 4), estão escritos no estilo 

itálico, adicionalmente. 

“Anunciações”, isto é, designadores para informação, os quais podem ser 

parametrizados pelo relé ou requeridos por outros dispositivos ou chaves, estão 

assinalados em tipo estilo monoespaço entre aspas. 

Desvios podem ser permitidos nos desenhos ou quando o tipo designador pode ser 

obviamente derivado da ilustração. 

Os seguintes símbolos são usados nos desenhos: 

Earth fault sinal de entrada lógica interna do dispositivo 

U L1–L2 

FNo 567 

Earth fault sinal de saída lógica interna do dispositivo 

sinal de entrada interna de uma grandeza analógica 

>Release sinal de entrada binária externa com número de função Fnº 

FNo 5432 

Dev. Trip sinal de saída binária externa com número de função Fnº 

Parameter address 

Parameter name 

1234 FUNCTION 

On 

Off 

Parameter options 

exemplo de uma chave de parâmetro designada FUNCTION com o 

endereço 1234 e possíveis ajustes On e Off 

iii

Preface 

Além disso, símbolos gráficos são usados conforme IEC 60617–12 e IEC 60617–13 

ou equivalente. Alguns dos mais freqüentemente utilizados estão descritos abaixo: 

Além disso, símbolos gráficos conforme IEC 60617–12 e IEC 60617–13 ou 

equivalente, são usados na maioria dos casos. 

 

≥1 Porta OR 

& Porta AND 

signal inversion 

=1 

= 

≥1 

2610 Iph>> 

I ph> 

2611 T Iph>> 

T 

0 

0 T 

S 

R 

T 

Sinal de entrada de uma grandeza analógica 

Porta OR-Exclusiva (antivalência): saída está ativa, se apenas uma 

das entradas está ativa 

Porta Coincidência (equivalência): saída esta ativa se ambas as 

entradas estão ativas ou inativas ao mesmo tempo 

Entradas dinâmicas (borda-disparada) 

acima com borda positiva, abaixo com borda negativa 

Formatação de um sinal de saída analógico de um número de sinais 

de entrada analógica (exemplo: 3) 

Estágio lim. c/ endereço de ajuste e designador de parâmetro(nome) 

Temporizador (temporização T, exemplo ajustável) 

com endereço de ajuste e designador de parâmetro (nome) 

Temporizador (temporização de dropout T, exemplo não-ajustável) 

T timer de pulso disparado dinâmico (monoflop) 

Q Memória estática (RS–flipflop) com entrada de ajuste (S), 

Q 

entrada de reset (R), saída (Q) e saída invertida (Q) 

iv 7UT612 Manual 

C53000–G1176–C148–1

Conteúdo 

Prefácio.................................................................................................................................................. i 

Conteúdo .............................................................................................................................................. v 

1 Introdução ............................................................................................................................................ 1 

1.1 Visão Geral da Operação....................................................................................................... 2 

1.2 Aplicações .............................................................................................................................. 5 

1.3 Recursos ................................................................................................................................ 7 

2 Funções .............................................................................................................................................. 13 

2.1 Geral..................................................................................................................................... 14 

2.1.1 Configuração do Escopo de Funções .................................................................................. 14 

2.1.2 Dados do Sistema de Potência 1 ......................................................................................... 20 

2.1.2.1 Visão Geral de Ajustes......................................................................................................... 30 

2.1.2.2 Visão Geral de Informações................................................................................................. 33 

2.1.3 Grupos de Ajustes................................................................................................................ 33 

2.1.3.1 Visão Geral de Ajustes......................................................................................................... 34 


2.1.4 Dados de Proteção Geral (Dados do Sistema de potência 2).............................................. 34 


2.2 Proteção Diferencial ............................................................................................................. 36 

2.2.1 Fundamentos da Proteção Diferencial ................................................................................. 36 

2.2.2 Proteção Diferencial para Transformadores......................................................................... 46 

2.2.3 Proteção Diferencial para Geradores, Motores, e Reatores em Série................................. 52 

2.2.4 Proteção Diferencial para Reatores Shunt .......................................................................... 54 

2.2.5 Proteção Diferencial para Mini-Barramentos, Pontos de Derivação e Linhas Curtas .......... 55 

2.2.6 Proteção Diferencial Monofásica para Barramentos............................................................ 56 

2.2.7 Ajuste de Parâmetros de Funções ....................................................................................... 61 

2.2.8 Visão Geral de Ajustes......................................................................................................... 66 

2.2.9 Visão Geral de Informações................................................................................................. 68 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

v

Índice do Conteúdo 

2.3 Proteção de Falta à Terra Restrita ....................................................................................... 70 

2.3.1 Descrição da Função............................................................................................................ 72 

2.3.2 Ajustando Parâmetros de Funções ...................................................................................... 78 

2.3.3 Visão Geral de Ajustes ......................................................................................................... 79 

2.3.4 Visão Geral de Informações .................................................................................................79 

2.4 Proteção de Sobrecorrente Temporizada para Correntes de Fase e Residual.................... 80 

2.4.1 Descrição da Função............................................................................................................ 80 

2.4.1.1 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Definida .............................................................. 80 

2.4.1.2 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Inversa................................................................ 83 

2.4.1.3 Comando de Fechamento Manual ....................................................................................... 87 

2.4.1.4 Pickup de Carga Fria Dinâmico............................................................................................87 

2.4.1.5 Restrição de Inrush............................................................................................................... 88 

2.4.1.6 Proteção de Barramento Rápida Usando Intertravamento Reverso .................................... 89 

2.4.2 Ajuste de Parâmetros de Funções ....................................................................................... 90 

2.4.2.1 Estágios de Corrente de Fase.............................................................................................. 91 

2.4.2.2 Estágios de Corrente Residual............................................................................................. 98 

2.4.3 Visão Geral de Ajustes ....................................................................................................... 102 

2.4.4 Visão Geral de Informações ............................................................................................... 104 

2.5 Proteção de Sobrecorrente Temporizada para Corrente de Terra..................................... 107 

2.5.1 Descrição da Função.......................................................................................................... 107 

2.5.1.1 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Definida ............................................................ 107 

2.5.1.2 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso................................................................... 109 

2.5.1.3 Comando de Fechamento Manual ..................................................................................... 111 

2.5.1.4 Pickup Dinâmico de Carga Fria.......................................................................................... 112 

2.5.1.5 Restrição de Inrush............................................................................................................. 112 

2.5.2 Ajuste de Parâmetros de Funções ..................................................................................... 113 



2.6 Pickup de Carga Fria Dinâmico para Proteção de Sobrecorrente Temporizada................ 120 


2.6.2 Ajustando Parâmetros de Funções .................................................................................... 123 



2.7 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Monofásica ....................................................... 126 


2.7.2 Proteção Diferencial de Alta Impedância............................................................................ 128 

2.7.3 Proteção de Vazamento de Tanque................................................................................... 130 

2.7.4 Ajuste de Parâmetros da Função ....................................................................................... 131 



vi 7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


2.8 Proteção de Carga Desbalanceada ................................................................................... 137 


2.8.1.1 Estágios de Tempo Definido .............................................................................................. 138 

2.8.1.2 Estágio de Tempo Inverso.................................................................................................. 138 

2.8.2 Ajuste de Parâmetros das Funções ................................................................................... 140 

2.8.3 Visão Geral de Ajustes....................................................................................................... 143 

2.8.4 Visão Geral de Informações............................................................................................... 144 

2.9 Proteção de Sobrecarga Térmica....................................................................................... 145 

2.9.1 Proteção de Sobrecarga Usando uma Réplica Térmica .................................................... 145 

2.9.2 Cálculo de Hot-Spot e Determinação de Taxa de Envelhecimento ................................... 148 

2.9.3 Ájuste de Parâmetros da Função....................................................................................... 152 



2.10 Thermoboxes para proteção de Sobrecarga...................................................................... 159 


2.10.2 Ajuste de Parâmetros da Função....................................................................................... 159 


2.10.4 Visão Geral de informações ............................................................................................... 166 

2.11 Proteção de Falha do Disjuntor.......................................................................................... 168 


2.11.2 Ajuste dos Parâmetros da Função ..................................................................................... 171 


2.11.4 Visão Geralde Informações................................................................................................ 172 

2.12 Processamento de Sinais Externos.................................................................................... 173 





2.13 Funções de Monitoramento................................................................................................ 176 


2.13.1.1 Monitoramento do Hardware.............................................................................................. 176 

2.13.1.2 Monitoramento do Software ............................................................................................... 177 

2.13.1.3 Monitoramento de Grandezas Medidas ............................................................................. 177 

2.13.1.4 Supervisão de Circuito de Trip ........................................................................................... 179 

2.13.1.5 Reações ao mau funcionamento do dispositivo................................................................. 182 

2.13.1.6 Grupo de Alarmes .............................................................................................................. 183 

2.13.1.7 Erros de Ajustes ................................................................................................................. 184 



2.13.4 Visão Geral de Informações .............................................................................................. 185 

vii


2.14 Controle de Função de Proteção........................................................................................ 187 

2.14.1 Lógica de Pickup de Todo o Dispositivo............................................................................. 187 

2.14.2 Lógica de Trip de Todo o Dispositivo ................................................................................. 188 

2.14.3 Ajustes de Parâmetros da Função ..................................................................................... 190 



2.15 Funções Subordinadas....................................................................................................... 192 

2.15.1 Processamento de Mensagens .......................................................................................... 192 

2.15.1.1 Geral................................................................................................................................... 192 

2.15.1.2 Registro de Eventos (Mensagens Operacionais) ............................................................... 194 

2.15.1.3 Registro de Trip (Mensagens de Faltas) ............................................................................ 194 

2.15.1.4 Anunciações Espontâneas .................................................................................................195 

2.15.1.5 Interrogação Geral.............................................................................................................. 195 

2.15.1.6 Estatísticas de Manobras ................................................................................................... 196 

2.15.2 Medição Durante Operação................................................................................................ 196 

2.15.3 Gravação de Falta .............................................................................................................. 201 

2.15.4 Ajuste de Parâmetros da Função ....................................................................................... 201 



2.16 Processamento de Comandos ........................................................................................... 207 

2.16.1 Tipos de Comandos............................................................................................................ 207 

2.16.2 Estágios na Seqüência de Comando ................................................................................. 208 

2.16.3 Intertravameto..................................................................................................................... 209 

2.16.3.1 Manobra Intertravado/ Não-Intertravado ............................................................................ 210 

2.16.4 Gravação e Reconhecimento de Comandos...................................................................... 213 


3 Instalação e Comissionamento ...................................................................................................... 215 

3.1 Montagem e Conexões....................................................................................................... 216 

3.1.1 Instalação ........................................................................................................................... 216 

3.1.2 Variantes de Terminais....................................................................................................... 219 

3.1.3 Modificações no Hardware ................................................................................................. 223 

3.1.3.1 Geral................................................................................................................................... 223 

3.1.3.2 Desmontagem do Dispositivo............................................................................................. 225 

3.1.3.3 Ajustes de Jumpers nas Placas de Circuito Impresso........................................................ 228 

3.1.3.4 Módulos Interface ............................................................................................................... 232 

3.1.3.5 Para Remontar o Dispositivo..............................................................................................236 

3.2 Verificação de Conexões.................................................................................................... 237 

3.2.1 Conexões de Dados das Interfaces Seriais........................................................................ 237 

3.2.2 Verificação das Conexões da Instalação de Energia ......................................................... 240 

viii 7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


3.3 Commissionamento............................................................................................................ 242 

3.3.1 Modo de Teste e Bloqueio de Transmissão....................................................................... 243 

3.3.2 Verificação da Interface de Sistema (SCADA)................................................................... 243 

3.3.3 Verificação de Entradas e Saídas Binárias ........................................................................ 245 

3.3.4 Verificação da Consistência dos Ajustes............................................................................ 248 

3.3.5 Verificação para Proteção de Falha do Disjuntor............................................................... 249 

3.3.6 Testes de Corrente Simétrica no Objeto Protegido............................................................ 251 

3.3.7 Testes de Corrente de Seqüência Zero no Objeto Protegido ............................................ 259 

3.3.8 Verificação para Proteção de Barramento ......................................................................... 264 

3.3.9 Verificação para Entrada de Corrente I8............................................................................ 266 

3.3.10 Teste de Funções Especificadas pelo Usuário .................................................................. 267 

3.3.11 Verificação de Estabilidade e Disparo de Gravações Oscilográficas................................. 267 

3.4 Preparação Final do Dispositivo......................................................................................... 269 

4 Dados Técnicos ............................................................................................................................... 271 

4.1 Dados Gerais do Dispositivo .............................................................................................. 272 

4.1.1 Entradas Analógicas .......................................................................................................... 272 

4.1.2 Fonte de Alimentação ........................................................................................................ 273 

4.1.3 Entradas e Saídas Binárias................................................................................................ 273 

4.1.4 Interfaces de Comunicação................................................................................................ 274 

4.1.5 Testes Elétricos.................................................................................................................. 278 

4.1.6 Testes de Fadiga Mecânica ............................................................................................... 280 

4.1.7 Testes de Fadiga Climática................................................................................................ 281 

4.1.8 Condições de Serviço......................................................................................................... 281 

4.1.9 Construção ......................................................................................................................... 282 

4.2 Proteção Diferencial ........................................................................................................... 283 

4.2.1 Geral................................................................................................................................... 283 

4.2.2 Transformadores ................................................................................................................ 284 

4.2.3 Geradores, Motors, Reatores............................................................................................. 286 

4.2.4 Barramentos, Pontos de Derivação, Linhas Curtas ........................................................... 287 

4.3 Proteção de Falta à Terra Restrita ..................................................................................... 288 

4.4 Proteção de Sobrecorrente Temporizada para Correntes de Fase e Residual ................. 290 

4.5 Proteção de Sobrecorrente Temporizada para Corrente de Terra..................................... 297 

4.6 Pickup de Carga Fria Dinâmico para Proteção de Sobrecorrente Temporizada ............... 298 

4.7 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Monofásica....................................................... 299 

4.8 Proteção de Carga Desbalanceada ................................................................................... 300 

ix


4.9 Proteção de Sobrecarga Térmica....................................................................................... 301 

4.9.1 Proteção de Sobrecarga Usando uma Réplica Térmica .................................................... 301 

4.9.2 Cálculo de Hot Spot e Determinação de Taxa de Envelhecimento.................................... 303 

4.10 Thermoboxes para Proteção de Sobrecarga...................................................................... 303 

4.11 Proteção de Falha do Disjuntor .......................................................................................... 304 

4.12 Comandos de Trip Externos............................................................................................... 304 

4.13 Funções de Monitoramento................................................................................................ 305 

4.14 Funções Subordinadas....................................................................................................... 305 

4.15 Dimensões.......................................................................................................................... 308 

A Apêndice........................................................................................................................................... 311 

 

A.1 Informações sobre Pedidos e Acessórios .......................................................................... 312 

A.1.1 Accessórios ........................................................................................................................ 314 

A.2 Diagramas Gerais............................................................................................................... 317 

A.2.1 Montagem Embutida ou Montagem em Cubículo .............................................................. 317 

A.2.2 Montagem Sobreposta ....................................................................................................... 318 

A.3 Exemplos de Conexões...................................................................................................... 319 

A.4 Designação das Funções de Proteção para Objetos Protegidos....................................... 330 

A.5 Configurações de Pré-ajustes ............................................................................................ 332 

A.6 Funções Dependentes de Protocolo ................................................................................. 334 

A.7 Lista de Ajustes .................................................................................................................. 335 

A.8 Lista de Informações .......................................................................................................... 351 

A.9 Lista de Valores Medidos .................................................................................................. 370 

Índice................................................................................................................................................. 373 

x 7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1

Introdução 1 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Os dispositivos SIPROTEC ® 4 7UT612 são apresentados neste capítulo. Uma visão 

geral dos dispositivos é apresentada quanto a suas aplicações, recursos e escopo de 

funções. 

1.1 Visão Geral da Operação 2 

1.2 Aplicações 5 

1.3 Recursos 7 

1

1 Introdução 

1.1 Visão Geral da Operação 

Entradas 

Analógicas 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

U aux 

I 7 

I 8 

O dispositivo de proteção diferencial numérico SIPROTEC ® 7UT612 está equipado 

com um sistema de microcomputador poderoso. Isso fornece completo processamento 

de todas as funções no dispositivo, desde a aquisição de valores medidos até 

a saída de comandos para os disjuntores. A Figura 1-1 mostra a estrutura básica do 

dispositivo. 

As entradas de medição “MI” transformam as correntes derivadas dos transformadores 

de instrumentos e as faz casar com os níveis de sinais internos para processamento 

no dispositivo. O dispositivo inclui 8 entradas de correntes. 

MI IA AD µC OA 

Painel Operador 

de controle 

PS 

ESC ENTER 

∩ 

# 

7 8 9 

4 5 6 

1 2 3 

. 0 +/- 

Entradas binárias, programáveis 

Fonte de Alimentação 

Display no 

painel frontal 

2 7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

µC 

ERROS 

PROGRESSO 

Relés de saída¦ 

programáveis 

pelo usuário 

LEDs 

no painel frontal 

programáveis 

pelo usuário 

Interface de 

Operação 

serial -frontal 

Sinconização de 

tempo 

Interface serial de 

serviço traseira 

service interface 

Interface Serial do 

sistema 

para PC 

rádio 

relógio 

PC/modem/ 

thermobox 

para 

SCADA 

Figura 1-1 Estrutura de hardware na proteção diferencial numérica 7UT612 para um transformador 

com dois enrolamentos com lados S1 e S2

Sistema 

Microcomputador 

Entradas e Saídas 

Binárias 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

1.1 Visão Geral da Operação 

As três entradas de correntes são fornecidas para as correntes de fase em cada 

terminal da zona protegida, um outro ponto de medição, entrada (I7) pode ser usado 

para qualquer corrente desejada, por exemplo, a corrente à terra medida entre o 

ponto estrela de um enrolamento de transformador e a terra. A entrada I8 está 

designada para detecção de corrente altamente sensitiva permitindo assim, por 

exemplo, a detecção de pequenas correntes de vazamento de tanque de 

transformadores de potência ou reatores ou — com um resistor em série externo — 

processamento de uma tensão (por exemplo para proteção de unidade de alta 

impedância). 

Os sinais analógicos são então encaminhados para o grupo amplificador da entrada 

“IA”. 

O grupo amplificador da entrada “IA” assegura uma terminação de alta impedância 

para os sinais medidos. Ele contém filtros que são otimizados em termos de largura 

de banda e velocidade, no que diz respeito ao processamento do sinal. 

O grupo conversor analógico/digital “AD” tem um multiplexador e módulos de 

memória para transferência de dados para o sistema microcomputador “µC”. 

Além do processamento dos valores medidos, o sistema microcomputador “µC” 

também executa a proteção real e funções de controle. Em particular inclui-se o 

seguinte: 

− Filtragem e condicionamento de sinais medidos. 

− Supervisão contínua de sinais medidos. 

− Monitoramento das condições de pickup de cada função de proteção. 

− Condicionamento dos sinais medidos, isto é, conversão de correntes conforme o 

grupo de conexão do transformador protegido (quando usado para proteção 

diferencial de transformador) e casamento das amplitudes de corrente. 

− Formação das grandezas diferenciais e de restrição. 

− Análise de freqüência das correntes de fases e grandezas de restrição. 

− Cálculo dos valores RMS das correntes para réplica térmica e escaneamento do 

aumento de temperatura do objeto protegido. 

− Questionamento dos valores limite e seqüências de tempo. 

− Processamento de sinais para as funções lógicas 

− Alcance de decisões de comandos de trip 

− Armazenamento de mensagens de faltas, anunciações de faltas, assim como 

dados de faltas oscilográficas para análise de faltas do sistema. 

− Sistema de operação e gerenciamento de funções relacionadas, tais como 

gravação de dados, relógio em tempo real, comunicação, interfaces, etc. 

A informação é fornecida via um amplificador de saída “OA”. 

O sistema microcomputador obtém informação externa através de entradas binárias, 

tais como reset remoto ou comandos de bloqueio para os elementos de proteção. O 

“µC” emite informação para o equipamento externo via contatos de saídas. Essas 

saídas incluem, em particular, comandos de trip para os disjuntores e sinais para 

anunciação remota de eventos e condições importantes. 

3


Elementos Frontais Diodos emissores de luz (LEDs) e uma tela de display (LCD) no painel frontal fornece 

informações tais como os alvos, valores medidos, mensagens relacionadas aos 

eventos de faltas, status e status funcional do 7UT612. 

Controle integrado e teclas numéricas em conjunto com o LCD, facilitam a integração 

local com o 7UT612. Toda informação do dispositivo pode ser acessada usando o 

controle integrado e as teclas numéricas. A informação inclui ajustes de controle e de 

proteção, mensagens operacionais e de faltas e valores medidos (veja também 

Manual do Sistema SIPROTEC ® , nº de pedido E50417–H1176–C151). Os ajustes 

podem ser modificados como discutido no Capítulo 2 

Se o dispositivo incorporar funções de controle de manobras, o controle dos 

disjuntores e outros equipamentos, é possível através do painel frontal do 7UT612 . 

Interfaces Seriais Uma interface serial de operação no painel frontal é fornecida para a comunicação 

local com o 7UT612 através de um computador pessoal. A operação conveniente de 

todas as funções do dispositivo é possível usando o programa de operação 

SIPROTEC ® 4 DIGSI ® 4. 

Uma interface serial de serviço é forneciada para comunicação remota via modem 

ou comunicação local via um computador mestre de subestação, que esteja 

permanentemente em contato como o 7UT612. DIGSI ® 4 é necessário. 

Todos os dados do 7UT612 podem ser transferidos para uma central mestra ou 

sistema de controle principal através da interface serial do sistema (SCADA). Vários 

protocolos e disposições físicas estão disponíveis para adequação a aplicações 

particulares. 

É fornecida uma outra interface para a sincronização do tempo do relógio interno, 

via fontes de sincronização externas. 

Via módulos interfaces adicionais, outros protocolos de comunicação podem ser 

criados. 

A interface de serviço pode ser usada, alternativamente, para conexão de uma 

thermobox, de forma a processar temperaturas externas, por exemplo, na proteção 

de sobrecarga. 

Fonte de 

Alimentação 

O 7UT612 pode ser fornecido com quaisquer tensões de alimentação comuns. 

Quedas de transientes da tensão de alimentação que possam ocorrer durante curtocircuito 

no sistema de fonte de alimentação, são “ponteadas” (bridged) por um capacitor 

(veja Dados Técnicos, Subseção 4.1.2). 


C53000–G1179–C148–1

1.2 Aplicações 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

1.2 Aplicações 

A proteção diferencial numérica 7UT612 é uma proteção de curto-circuito rápida e 

seletiva para transformadores de todos os níveis de tensão, para máquinas rotativas, 

reatores em série e shunt ou para linhas curtas e minibarramentos com dois alimentadores. 

Ela também pode ser usada como proteção monofásica para barramentos 

com até sete alimentadores. A aplicação individual pode ser configurada, o que 

assegura o perfeito casamento com o objeto protegido. 

O dispositivo também é adequado para conexão bifásica para o uso em sistemas com 

freqüência nominal de 16 2 / 3 Hz. 

A maior vantagem do princípio da proteção diferencial é o trip instantâneo, no caso 

de um curto-circuito em qualquer ponto dentro de toda a zona protegida. Os transformadores 

de corrente limitam a zona protegida nos terminais em direção à rede. Esse 

limite rígido é a razão pela qual o esquema de proteção diferencial mostra tal 

seletividade ideal. 

Para uso como proteção de transformadores, o dispositivo é normalmente conectado 

aos grupos transformadores de corrente no lado de alta tensão e no lado de baixa 

tensão do transformador de potência. O deslocamento de fase e a interligação das 

correntes devido à conexão do enrolamento do transformador, se casam no dispositivo 

por algorítmos de cálculo. As condições de aterramento do ponto estrela(s) 

podem ser adaptadas às necessidades do usuário e normalmente são consideradas 

automaticamente nos algorítmos combinados. 

Para uso como proteção de motor ou gerador as correntes dos cabos formadores do 

ponto estrela e dos terminais de saída são comparadas. O mesmo se aplica para 

reatores em série. 

Linhas curtas ou minibarramentos com dois alimentadores também podem ser protegidos. 

“Curtas” significa que a conexão dos TCs para o dispositivo não ocasionam 

uma demanda não permitida para os transformadores de corrente. 

Para transformadores, geradores, motores e reatores de shunt com ponto estrela 

aterrado, a corrente entre o ponto estrela e a terra pode ser medida e usada para 

proteção de falta à terra altamente sensitiva. 

As sete entradas de corrente medida do dispositivo permitem proteção monofásica 

para barramentos com até sete alimentadores. Um 7UT612 é usado por fase, neste 

caso. Alternativamente transformadores somadores (externos) podem ser instalados 

de forma a permitir proteção de um barramento para até sete alimentadores com um 

único relé 7UT612. 

Uma entrada de corrente adicional I8 está designada para sensitividade muito alta. 

Pode ser usada, por exemplo, para detecção de pequenos vazamentos de correntes 

entre o tanque dos transformadores ou reatores e a terra reconhecendo assim, 

mesmo faltas de alta resistência. 

Para transformadores (incluindo auto-transformadores), geradores e reatores de 

shunt, um sistema de proteção unitário de alta-impedância pode ser formado usando 

o 7UT612. Neste caso, as correntes de todos os transformadores de corrente (de 

mesmo design) nos terminais da zona protegida alimentam um resistor externo altoôhmico. 

A corrente neste resistor é medida a partir da entrada de corrente de alta 

sensitividade I 8 do 7UT612. 

5


O dispositivo fornece funções de backup de proteção de sobrecorrente temporizada 

para todos os tipos de objetos protegidos. As funções podem ser habilitadas para 

qualquer lado. 

Uma proteção de sobrecarga térmica está disponível para qualquer tipo de máquina. 

Isso pode ser complementado pela avaliação da temperatura de hot-spot e taxa de 

envelhecimento usando uma thermobox externa para permitir a inclusão da temperatura 

do óleo. 

Uma proteção de carga desbalanceada permite a detecção de correntes assimétricas. 

Faltas de fases e cargas desbalanceadas que são especialmente perigosas para 

máquinas rotativas podem, dessa forma, ser detectadas. 

Uma versão para aplicação bifásica de 16 2 / 3 Hz está disponível para fonte de tração 

(transformadores ou geradores) que fornece todas as funções adequadas para essa 

aplicação (proteção diferencial, proteção de falta à terra restrita, proteção de sobrecorrente, 

proteção de sobrecarga). 

Uma proteção de falha do disjuntor verifica a reação de um disjuntor após o comando 

de trip. Ela pode ser desiganada para qualquer lado do objeto protegido. 


C53000–G1179–C148–1

1.3 Recursos 

Proteção 

Diferencial para 

Transformadores 

Proteção 


Geradores e 

Motores 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

1.3 Recursos 

• Sistema microprocessador poderoso de 32-bit. 

• Processamento numérico completo de valores medidos e controle, desde a amostragem 

e digitalização dos valores de entrada analógica, até os comandos de trip 

para os disjuntores. 

• Separação galvânica completa e confiável entre circuitos internos de processamento 

do 7UT612 e medição externa, controle e circuitos da fonte de alimentação 

devido ao design dos transdutores de entradas analógicas, entradas e saídas 

binárias e conversores DC/DC ou AC/DC. 

• Adequada para transformadores de potência, geradores, motores, pontos de 

derivação ou pequenas disposições de barramentos. 

• Operação simples do dispositivo usando o painel operador integrado ou um 

computador pessoal conectado, usando DIGSI ® 4. 

• Característica de trip de restrição de corrente. 

• Estabilizada contra correntes de inrush usando o segundo harmônico. 

• Estabilizada contra correntes de falta de estado estacionário e transiente causadas, 

por exemplo, pela sobreexcitação de transformadores, usando um outro 

harmônico: opcionalmente o terceiro ou quinto harmônico. 

• Insensitiva contra correntes de compensação DC e saturação de transformador de 

corrente. 

• Alta estabilidade também para transformadores de corrente com diferentes níveis 

de saturação. 

• Trip instantâneo de alta velocidade em faltas de alta-corrente no transformador. 

• Independente do condicionamento do ponto estrela (s) do transformador de 

potência. 

• Alta sensitividade de falta à terra pela detecção da corrente do ponto estrela de um 

enrolamento de transformador aterrado. 

• Casamento integrado do grupo de conexão transformador. 

• Casamento integrado da relação de transformação incluindo correntes nominais 

diferentes dos enrolamentos do transformador. 


• Alta sensitividade. 

• Tempo de trip curto. 


corrente. 



• Independente do condicionamento do ponto estrela. 

7


Proteção 


Minibarramentos e 

Linhas Curtas 

Proteção de 

barramento 

Proteção de Falta à 

Terra Restrita 

Proteção de 

Unidade de Alta 

Impedância 

Proteção de 

Vazamento de 

Tanque 




corrente. 



• Monitoramento das conexões de corrente com correntes de operação. 

• Proteção diferencial monofásica para até sete alimentadores de um barramento. 

• Tanto um relé por fase, quanto um relé conectado via transformadores de corrente 

de soma interpostos. 




corrente. 



• Monitoramento das conexões de corrente com correntes de operação. 

• Proteção de falta à terra para enrolamentos de transformador aterrado, geradores, 

motores, reatores de shunt ou formadores de ponto estrela. 


• Alta sensitividade para faltas à terra dentro da zona protegida. 

• Alta estabilidade contra faltas à terra externas usando a magnitude e relação de 

fase de corrente à terra através do fluxo. 

• Detecção de corrente de falta altamente sensitiva usando um resistor de demanda 

comum (externo). 


• Insensitivo contra correntes de compensação DC e saturação de transformador de 

corrente. 

• Alta estabilidade com transformadores de corrente idênticos. 

• Adequada para detecção de falta à terra em geradores aterrados, motores, 

reatores de shunt e transformadores, incluindo auto-transformadores. 

• Adequada para medição de tensão (via corrente de resistor) para aplicação de 

proteção de unidade de alta impedância. 

• Para transformadores ou reatores em que é instalado isolado ou de alta resistividade 

à terra. 

• Monitoramento da corrente de vazamento fluente entre o tanque e a terra. 


C53000–G1179–C148–1

Proteção de 

Sobrecorrente 

Temporizada para 

Correntes de Fase e 

Corrente Residual 

Proteção de 

Sobrecorrente 

Temporizada para 

Corrente à Terra 

Proteção de 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

1.3 Recursos 

• Pode ser conectada via uma entrada de corrente “normal” do dispositivo ou a 

entrada especial de corrente altamente sensitiva (3 mA de menor ajuste). 

• Dois estágios de sobrecorrente com temporização definida para cada corrente de 

fase e corrente residual (seqüência zero triplicada), podem ser designados para 

qualquer lado do objeto protegido. 

• Adicionalmente, um estágio de sobrecorrente temporizada de tempo inverso para 

cada uma das correntes de fase e corrente residual. 

• Seleção de várias características de tempo inverso de diferentes padrões é 

possível, alternativamente, pode ser especificada uma característica definida pelo 

usuário. 

• Todos os estágios podem ser combinados como desejado; características 

diferentes podem ser selecionadas para correntes de fase e corrente residual. 

• Possibilidade de bloqueio externo para qualquer estágio desejado (por exemplo, 

para intertravamento reverso). 

• Trip instantâneo quando manobrar para uma falta morta com qualquer estágio 

desejado. 

• Restrição de inrush usando o segundo harmônico das correntes medidas. 

• Mudança dinâmica dos parâmetros de sobrecorrente temporizada, por exemplo, 

durante partida com carga fria da estação de energia. 

• Dois estágios de sobrecorrente temporizada de tempo definido para a corrente de 

terra conectada na entrada de corrente I7 (por exemplo, corrente entre o ponto 

estrela e terra). 

• Adicionalmente, um estágio de sobrecorrente temporizada para a corrente à terra. 

• Seleção de várias características de tempo inverso de diferentes padrões é possível, 

alternativamente, pode ser especificada uma característica definida pelo 

usuário. 

• Os estágios podem ser combinados como desejado. 

• Possibilidade de bloqueio externo para qualquer estágio desejado (por exemplo, 

para intertravamento reverso). 

• Trip instantâneo quando manobrar para uma falta morta com qualquer estágio 

desejado. 

• Restrição de inrush usando o segundo harmônico das correntes medidas. 

• Mudança dinâmica dos parâmetros de sobrecorrente temporizada, por exemplo, 

durante partida com carga fria da estação de energia. 

• Dois estágios de sobrecorrente temporizada de tempo definido podem ser 

combinados como desejado. 

• Para qualquer detecção desejada de sobrecorrente monofásica. 

• Pode ser designada para a entrada de corrente I 7 ou entrada de corrente altamente 

sensitiva I 8 . 

9


Proteção de Carga 

Desbalanceada 

Proteção de 

Sobrecarga 

Térmica 

Proteção de Falha 

do Disjuntor 

• Adequada para detecção de corrente muito pequena (por exemplo, para proteção 

de unidade de alta impedância ou proteção de vazamento de tanque, veja acima). 

• Adequada para detecção de qualquer tensão AC desejada usando um resistor em 

série externo (por exemplo, para proteção de unidade de alta-impedância, veja 

acima). 

• Facilidade de bloqueio externo para qualquer estágio desejado. 

• Processamento de corrente de seqüência negativa de qualquer lado desejado do 

objeto protegido. 

• Dois estágios temporizados de corrente de seqüência negativa de tempo definido 

e um estágio adicional temporizado de corrente de seqüência negativa de tempo 

inverso. 

• Seleção de várias características de tempo inverso de diferentes padrões é 

possível, alternativamente, pode ser especificada uma característica definida pelo 

usuário. 

• Os estágios podem ser combinados como desejado. 

• Réplica térmica de perdas de calor iniciadas por corrente. 

• Cálculo de RMS real. 

• Pode ser designada para qualquer lado do objeto protegido. 

• Estágio de atenção térmica ajustável. 

• Estágio de atenção de corrente ajstável. 

• Alternativamente, avaliação da temperatura de hot-spot conforme IEC 60354 com 

cálculo da potência de reserva e taxa de envelhecimento (por meio de sensores 

externos de temperatura via thermobox). 

• Com monitoramento do fluxo de corrente através de cada polo do disjuntor do lado 

designado do objeto protegido, se disponíveis os contatos auxiliares do disjuntor). 

• Iniciação através de cada uma das funções de proteção interna. 

• Iniciação pelas possíveis funções de trip externo via entrada binária. 

Trip Direto Externo • Trip e cada disjuntor por um dispositivo externo via entradas binárias. 

• Inclusão de comandos externos no processamento interno da informação e 

comandos de trip. 

• Com ou sem temporização de trip. 

Processamento de 

Informação Externa 

• Combinação de sinais externos (informação definida pelo usuário) no 

processamento interno da informação. 

• Anunciações pré-definidas para Proteção Buchholz e gaseificação do óleo. 

• Conexão para relés de saída, LEDs e via interface serial do sistema para uma 

estação central de computador. 


C53000–G1179–C148–1

Funções de Lógica 

Definidas pelo 

Usuário (CFC) 

Comisionamento; 

Operação 

Funções de 

Monitoramento 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

1.3 Recursos 

• Ligação livremente programável entre sinais internos e externos para a implementação 

de funções de lógica definida pelo usuário. 

• Todas as funções lógicas usuais. 

• Temporizações e questionamento de pontos de ajustes de valores medidos. 

• Extensas ferramentas de suporte para operação e comissionamento. 

• Indicação de todos os valores medidos, amplitudes e relação de fases. 

• Indicação das correntes diferenciais e de restrição calculadas. 

• Ferramentas de ajuda integradas podem ser visualizadas por meio de browser 

padrão: Diagramas de fasores de todas as correntes em todos os terminais do 

objeto protegido são mostrados graficamente. 

• Verificações de conexões e direções, bem como verificação da interface. 

• Monitoramento de circuitos internos de medições, fornte de tensão auxiliar, bem 

como hardware e software, resultando em maior confiabilidade. 

• Supervisão dos circuitos secundários do transformador de corrente por meio de 

verificações de simetria. 

• Verificação da consistência dos ajustes de proteção, como do objeto protegido e a 

designação das entradas de corrente: bloqueio do sistema de proteção diferencial 

no caso de inconsistência de ajustes que possam levar a um mau funcionamento. 

• É possível a supervisão do circuito de trip. 

Outras Funções • Relógio em tempo real por bateria que pode estar sincronizado via sinal de 

sincronização (por exemplo, DCF77, IRIG B via satélite receptor), entrada binária 

ou interface do sistema. 

• Cálculo contínuo e display das grandezas medidas na frente do dispositivo. 

Indicação das grandezas medidas de todos os lados do objeto protegido. 

• Memória de eventos de faltas (registro de trip) para as últimas 8 faltas da rede 

(faltas no sistema de potência), com indicação em tempo real (resolução ms). 

• Memória de gravação de falta e transferência de dados para sinais analógicos e 

com uma faixa de tempo de 5s. 

• Estatísticas de manobras: contador com os comandos de trip emitidos pelo dispositivo, 

assim como, gravação de corrente de falta e totalização de correntes de falta 

interrompidas; 

• Comunicação com um controle central e equipamento de armazenamento de 

dados via interfaces seriais através de escolha de cabo de dados, modem ou fibras 

óticas, como opções. 

 

11



C53000–G1179–C148–1

Funções 2 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Este capítulo descreve as numerosas funções disponíveis no relé SIPROTEC ® 

7UT612. As opções de ajustes para cada função são explicadas, incluindo instruções 

para determinar valores de ajustes e fórmulas, onde necessário. 

2.1 Geral 14 

2.2 Proteção Diferencial 35 

2.3 Proteção de Falta à Terra Restrita 69 

2.4 Proteção de Sobrecorrente Temporizada para Correntes de Fase e 

Residual 79 

2.6 Pickup de Carga Fria Dinâmico para Proteção de Sobrecorrente 

Temporizada 119 

2.7 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Monofásica 125 

2.8 Proteção de Carga Desbalanceada 136 

2.9 Proteção de Sobrecarga Térmica 145 

2.10 Thermoboxes para proteção de Sobrecarga 159 

2.11 Proteção de Falha do Disjuntor 168 

2.12 Processamento de Sinais Externos 173 

2.13 Funções de Monitoramento 176 

2.14 Controle de Função de Proteção 187 

2.15 Funções Subordinadas 192 

2.16 Processamento de Comandos 207 

13

2 Funções 

2.1 Geral 

Poucos segundos após o dispositivo ser ligado aparece o display inicial no LCD. No 

7UT612 são mostrados os valores medidos. 

Ajustes de configurações (Subseção 2.1.1) podem ser parametrizados usando um PC 

e o programa software DIGSI ® 4 e transferidos via interface de operação na frente do 

dispositivo ou via interface de serviço serial.A operação por meio de DIGSI ® 4 é 

descrita no Manual do Sistema SIPROTEC ® 4 ,nº de pedido E50417–H1176–C151.A 

entrada da senha Nº 7 (para modificação de ajuste) é necessária para a modificação 

de ajustes de configuração. Sem a senha, os ajustes podem ser lidos mas não podem 

ser modificados e transmitidos para o dispositivo. 

Os parâmetros de funções, isto é, opções de ajustes de funções, valores limite etc., 

podem ser parametrizados por meio do teclado e display na frente do dispositivo, ou 

por meio de um computador pessoal conectado àinterface de serviço, frontal, do 

dispositivo utilizando o pacote de software DIGSI ® 4. A senha nível 5 (parâmetros 

individuais) é necessária. 

2.1.1 Configuração do Escopo de Funções 

Geral O relé 7UT612 contém uma série de funções de proteção e funções adicionais. O 

escopo do hardware e firmware é combinado para essas funções. Além disso, 

comandos (ações de controle) podem ser adequadas para necessidades individuais 

do objeto protegido. Em adição, funções individuais podem ser habilitadas ou 

desabilitadas durante a configuração ou a interação entre as funções pode ser 

ajustada. 

Exemplo para a configuração do escopo das funções: 

Os dispositivos 7UT612 são desenvolvidos para uso em barramentos e transformadores. 

Proteção de sobrecarga só deverá ser aplicada em transformadores. Se o 

dispositivo for usado para barramentos essa função é ajustada para Disabled 

(Desabilitada) e se usada para transformadores essa função é ajustada para 

Enabled (Habilitada). 

As funções dipsoníveis são configuradas Enabled ou Disabled. Para algumas 

funções, uma escolha pode ser apresentada entre várias opções que estão 

explicadas abaixo. 

Funções configuradas como Disabled(Desabilitadas) não são processadas pelo 

7UT612. Não existem mensagens e ajustes associados (funções, valores limite, etc.) 

não são mostrados durante os ajustes detalhados. 

Nota 

Funções disponíveis e ajustes padrões dependem do código de pedido do relé (veja 

código de pedidos no Apêndice para mais detalhes). 

14 Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1

Determinação do 

Escopo Funcional 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.1 Geral 

Ajustes de configuração podem ser parametrizados usando o programa software 

DIGSI ® 4 e transferidos via interface de operação na frente do dispositivo ou via interface 

de serviço serial. A operação via DIGSI ® 4 está descrita no manual do sistema 

SIPROTEC ® , nº de pedido E50417–H1176–C151 (Seção 5.3). 

A entrada da senha Nº 7 (para modificação de ajuste) é necessária para modificar 

ajustes de configuração. Sem a senha, os ajustes podem ser lidos mas não podem 

ser modificados e transmitidos ao dispositivo. 

Casos Especiais Vários dos ajustes são auto-explicativos. Os casos especiais estão descritos abaixo. 

O Apêndice A.4 inclui uma lista de funções com os objetos protegidos adequados. 

Primeiro, determine qual lado do objeto protegido receberá o nome de lado 1 e qual 

será nomeado lado 2. A determinação fica a seu critério. Se forem usados vários 

7UT612, os lados devrão ser nomeados consistentemente para permitir designá-los 

facilmente mais tarde. Para lado 1 recomendamos o seguinte: 

− para transformadores o lado de tensão mais alta, mas, se o ponto estrela do lado 

de tensão mais baixa estiver aterrado, este lado é preferido como lado 1 (lado de 

referência); 

− para geradores o lado do terminal; 

− para motores e reatores de shunt o lado de alimentação de corrente; 

− para reatores em série, linhas e barramentos não existe lado preferido. 

A determinação do lado segue uma regra para alguns dos seguintes ajustes de 

configuração. 

Se a função de mudança de grupo de ajustes for usada, o ajuste no endereço 103 

Grp Chge OPTION deve ser ajustado para Enabled(Ativado). Neste caso, é possível 

aplicar até quatro diferentes grupos de ajustes para os parâmetros das funções. 

Durante operação normal, um chaveamento conveniente e rápido entre esses grupos 

de ajustes é possível. O ajuste Disabled (Desativado) implica que apenas um grupo 

de ajuste de parâmetro de função pode ser aplicado e usado. 

A definição do objeto protegido (endereço 105 PROT. OBJECT) é decisiva para o 

possível ajuste de parâmetros e para a designação das entradas e saídas do 

dispositivo para as funções de proteção: 

− Para transformadores de potencial normais com enrolamentos isolados ajuste 

PROT. OBJECT = 3 phase transf. sem levar em consideração o grupo de 

conexão (interconexão de enrolamento) e as condições de aterramento do ponto 

estrela(s). Isso também é válido se um reator de aterramento estiver situado dentro 

da zona protegida (conforme a Figura 2-18, página 48). 

− A opção Autotransf. é selecionada para auto-transformadores. Esta opção é 

também aplicável para reatores de shunt se os transformadores de corrente 

estiverem instalados em ambos os lados dos pontos de conexão (conforme a 

Figura 2-25 lado direito, página 54). 

− Para um 1 phase transf.(transformador monofásico), a entrada de fase L2 não 

é conectada. Esta opção é especialmente adequada para transformadores de 

potencial monofásicos com 16 2 / 3 Hz (transformadores de tração). 

− Ajuste igual é válido para geradores e motores. A opção Generator/Motor 

também se aplica para reatores em série e reatores de shunt que mais tarde são 

equipados com transformadores de corrente em ambos os lados. 

15

2 Funções 

− Selecione a opção 3ph Busbar se o dispositivo for usado para mini-barramentos 

ou pontos de derivação com dois terminais. Este ajuste aplica-se também para 

linhas curtas que estão terminadas por dois grupos de transformadores de 

corrente. “Curtas” significa que a carga produzida pela fiação entre os TCs e o 

dispositivo não forma uma demanda não permissível para os TCs. 

− O dispositivo pode ser usado como proteção diferencial monofásica para barramentos 

com até 7 alimentadores, mesmo usando um dispositivo por fase ou um 

dispositivo conectado viaTCs de soma externa. Selecione a opção 1ph Busbar 

neste caso. Você deve informar o dispositivo sobre o número de alimentadores no 

endereço 107 NUMBER OF ENDS. 

A entrada de medição I7 serve freqüentemente para aquisição da corrente do ponto 

estrela. Efetuando as configurações no endereço 108 I7-CT CONNECT. o dispositivo 

será informado do lado para o qual a corrente está designada. Para transformadores 

selecione o lado em que o ponto estrela está aterrado e onde a corrente do 

ponto estrela será medida. Para geradores aterrados e motores é o lado que se vê na 

direção do ponto estrela aterrado. Para auto-transformadores qualquer lado pode ser 

selecionado uma vez que se trata de apenas um ponto estrela para ambos os lados. 

Se a corrente do ponto estrela não for usada para proteção diferencial ou para 

proteção de falta à terra restrita, pré-ajuste o seguinte: not used(não usado). 

Se for aplicada proteção de falta à terra restrita, ela deve ser designada para um lado 

aterrado no endereço 113 REF PROT.. Caso contrário, essa função de proteção tem 

que ser ajustada para Disabled(Desabilitada). Para auto-transformadores qualquer 

lado pode ser usado. 

As funções de proteção de sobrecorrente temporizada também devem ser 

designadas para um lado específico do objeto protegido. 

− Para proteção de sobrecorrente temporizada selecione o lado relevante para esta 

proteção no endereço 120 DMT/IDMT Phase. Para geradores, usualmente o lado 

do ponto estrela é selecionado, para motores o lado do terminal. Caso contrário, 

para alimentação de um único lado, recomendamos o lado da alimentação. 

Freqüentemente, entretanto, uma proteção de sobrecorrente temporizada externa 

é usada para o lado da alimentação. A proteção de sobrecorrente temporizada 

interna do 7UT612 deverá então ser ativada para o lado da saída. É então usada 

como proteção de backup para faltas além do lado da saída. 

− Para selecionar o grupo característico conforme o qual a fase da proteção de 

sobrecorrente temporizada será operada, ue o endereço 121 DMT/IDMT PH. CH. 

Se for usada apenas como proteção de sobrecorrente temporizada de tempo 

definido, (DMT), ajuste Definite Time. Em adição à proteção de sobrecorrente 

temporizada de tempo definido, uma proteção de sobrecorrente de tempo inverso 

pode ser configurada, se necessário. Esta última opera conforme uma 

característica IEC (TOC IEC), conforme uma característica ANSI (TOC ANSI) ou 

uma característica definida pelo usuário. No último caso, a característica de tempo 

de trip (User Defined PU) ou ambas as características de tempo de trip e a 

característica de tempo de reset (User def. Reset) são configuradas. Para 

características, favor consultar os Dados Técnicos 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.1 Geral 

− No endereço 122 a proteção de sobrecorrente temporizada de corrente de 

seqüência zero (residual) DMT/IDMT 3I0 pode ser designada para qualquer lado 

do objeto protegido. Este não precisa ser o mesmo lado que para a proteção de 

sobrecorrente de fase (endereços 120, veja acima). Para características, as 

mesmas opções estão disponíveis como para a proteção de sobrecorrente de fase 

usando o endereço 123 DMT/IDMT 3I0 CH. Entretanto, para proteção de sobrecorrente 

temporizada de corrente de seqüência zero os ajustes podem ser 

diferentes dos ajustes selecionadospara a proteção de sobrecorrente temporizada 

de fase . Essa função de proteção sempre adquire a corrente residual 3I0 do lado 

supervisado. Essa corrente é calculada da soma das correntes de fase 

correspondentes. 

− Existe uma outra proteção de sobrecorrente temporizada de corrente à terra que é 

independente da anteriormente descrita proteção de sobrecorrente temporizada de 

seqüência zero. Esta proteção, para ser configurada no endereço 124 DMT/IDMT 

Earth, adquire a corrente conectada na entrada de medição de corrente I7. Na 

maioria dos casos, é a corrente do ponto estrela de um ponto estrela aterrado (para 

transformadores, geradores, motores ou reatores de shunt). Não é necessária 

designação para um lado específico uma vez que esse tipo de proteção sempre adquire 

a corrente I7, não importa de onde se origina. Para esta proteção você pode 

selecionar um dos grupos de características usando o endereço 125 DMT/IDMT E 

CHR., da mesma forma que para a proteção de sobrecorrente temporizada de 

fase.Não importa qual a característica que tenha sido selecionada para esta última. 

Uma proteção de sobrecorrente de tempo definido monofásica DMT 1PHASE para 

diferentes necessidades do usuário está disponível no endereço 127. A função de 

proteção oferece duas opções.Ela tanto adquire a corrente medida na entrada 

“normal” I7 (unsens. CT7) quanto na entrada altamente sensitiva I8 (sens. CT8). 

O último caso é bastante interessante uma vez que a entrada I8 está apta a detectar 

mesmo correntes muito pequenas (de 3 mA na entrada). Esta função de proteção é 

muito adequada por exemplo, para proteção de vazamento de tanque altamente 

sensitiva (veja também a Subseção 2.7.3) ou proteção de unidade de alta impedância 

(veja também a Subseção 2.7.2). Esta proteção não está ligada a um lado específico 

ou aplicação. Seu uso está condicionado às necessidades do usuário. 

No endereço 140 UNBALANCE LOAD a proteção de carga desbalanceada pode ser 

designada para um lado específico do objeto protegido, isto é, ela supervisiona a 

corrente de seqüência negativa e verifica se existe qualquer carga desbalanceada. A 

característica de tempo de trip pode ser ajustada para tempo definido (Definite 

Time) de acordo com o endereço 141 UNBAL. LOAD CHR, adicionalmente, opera 

conforme uma característica IEC (TOC IEC) ou uma característica ANSI (TOC ANSI). 

Para proteção de sobrecarga selecione o lado cujas correntes são relevantes para 

detecção de sobrecarga. Use o endereço 142 Therm.Overload. Desde que a 

causa para sobrecarga venha de fora do objeto protegido, a corrente de sobrecarga 

é uma corrente paralela. Sendo assim, não tem que ser necessáriamente efetiva no 

lado da alimentação. 

− Para transformadores com modificador de derivação a proteção de sobrecarga 

está designada para o lado não regulado já que este é o único lado onde temos 

uma relação definida entre corrente nominal e potência nominal. 

− Para geradores a proteção de sobrecarga usualmente está no lado do ponto 

estrela. 

− Para motores e reatores de shunt a proteção de sobrecarga está conectada aos 

transformadores de corrente no lado da alimentação. 

17

2 Funções 

− Para reatores em série, linhas e barramentos qualquer lado pode ser selecionado. 

− Barramentos e seções de linhas aéreas usualmente não necessitam proteção de 

sobrecarga uma vez que não é razoável calcular o aumento de temperatura. O 

clima e as condições climáticas (temperatura, vento) mudam muito rapidamente. 

Por outro lado, o estágio de alarme de corrente está apto a avisar perigo de sobrecarga. 

No endereço 143 Therm.O/L CHR. o usuário pode, adicionalmente, escolher entre 

dois métodos de detecção de sobrecarga: 

− Proteção de sobrecarga com réplica térmica conforme IEC 60255-8 (classical), 

− Proteção de sobrecarga com cálculo de temperatura de hot-spot e taxa de envelhecimento 

conforme IEC 60354 (IEC354), 

O primeiro método está caracterizado por seu fácil manuseio e baixo número de 

parâmetros de ajustes. O segundo método necessita conhecimento detalhado sobre 

o objeto protegido, o ambiente em que se localiza e o resfriamento. Este último é útil 

para transformadores com detectores de temperatura integrados. Para mais informações 

veja também a Seção 2.9. 

Se a proteção de sobrecarga for usada com cálculo de temperatura de hot-spot 

conforme IEC 60354 (endereço 143 Therm.O/L CHR. = IEC354), pelo menos uma 

termobox precisa estar conectada à interface de serviço. A termobox informa o 

dispositivo sobre a temperatura do refrigerante. A interface é ajustada no endereço 

190 RTD-BOX INPUT. Para o 7UT612 esta é a Port C. O número de detectores de 

temperatura de resistência e a forma pela qual as termoboxes transmitem a 

informação é ajustada no endereço 191 RTD CONNECTION: 6 RTD simplex ou 

6 RTD HDX (com 1 termobox) ou 12 RTD HDX (com 2 termoboxes). Isso deve estar 

de acordo com os ajustes na termobos(es). 

Nota: O ponto de medição relevante de temperatura para o cálculo da temperatura de 

hot-spot deverá ser alimentado pela primeira termobox. 

Para a proteção de falha do disjuntor ajuste no endereço 170 BREAKER FAILURE 

qual o lado a ser monitorado. Tem que ser o lado que alimenta uma falta interna. 

Para a supervisão do circuito de trip selecione no endereço 182 Trip Cir. Sup. 

se ele deve operar com 2 (2 Binary Inputs) ou somente 1 entrada binária 

(1 Binary Input). As entradas tem que ser isoladas. 

End. Título do Ajuste Opções de Ajustes Ajuste padrão Comentários 

103 Grp Chge OPTION Disabled 

Enabled 

105 PROT. OBJECT 3 phase Transformer 

1 phase Transformer 

Autotransformer 

Generator/Motor 

3 phase Busbar 


106 NUMBER OF 

SIDES 

Disabled Opção de Mudança de Grupo de 

Ajuste 


Objeto a ser protegido 

2 2 Número de Lados para Objeto 

Multi-Fásico 


C53000–G1179–C148–1


107 NUMBER OF ENDS 3 

4 

5 

6 

7 

108 I7-CT CONNECT. not used 

Side 1 

Side 2 

112 DIFF. PROT. Disabled 

Enabled 

113 REF PROT. Disabled 

Side 1 

Side 2 

117 Coldload Pickup Disabled 

Enabled 

120 DMT/IDMT Phase Disabled 

Side 1 

Side 2 

121 DMT/IDMT PH. CH Definite Time only 

Time Overcurrent Curve IEC 

Time Overcurrent Curve ANSI 

User Defined Pickup Curve 

User Defined Pickup and Reset 

Curve 

122 DMT/IDMT 3I0 Disabled 

Side 1 

Side 2 

123 DMT/IDMT 3I0 CH Definite Time only 





Curve 

124 DMT/IDMT Earth Disabled 

unsensitive Current Transformer 

I7 

125 DMT/IDMT E CHR. Definite Time only 





Curve 

127 DMT 1PHASE Disabled 

unsensitive Current Transformer 

I7 

sensitive Current Transformer I8 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

7 Número de Terminais para 

Barramento Monofásico 

not used Local Conexão TC - I7 

Enabled Proteção Diferencial 

Disabled Proteção de Falta à Terra 

Restrita 

Disabled Pickup de Carga Fria 

Disabled Sobrecorrente de Fase 

Definite Time only Característica de Pickup de 

sobrecorrente de fase 

Disabled Sobrecorrente 3I0 


sobrecorrente 3I0 

Disabled Sobrecorrente de Terra 


Sobrecorrente de Terra 

Disabled Sobrecorrente Monofásica 

2.1 Geral 

19

2 Funções 


140 UNBALANCE LOAD Disabled 

Side 1 

Side 2 

141 UNBAL. LOAD CHR Definite Time only 



142 Therm.Overload Disabled 

Side 1 

Side 2 

143 Therm.O/L CHR. classical (according IEC60255) 

according IEC354 

170 BREAKER FAIL- 

URE 

2.1.2 Dados do Sistema de Potência 1 

Geral O dispositivo necessita alguns dados do sistema de potência e da instalação para 

estar apto à adaptação de suas funções correspondentemente, dependendo da 

aplicação. Os dados necessários incluem por exemplo, dados nominais da 

subestação e transformadores de medição, polaridade e conexão das grandezas 

medidas, se necessário, recursos dos disjuntores e outros. Esses dados só podem 

ser alterados de um PC com software DIGSI ® 4 e estão discutidos nesta Subseção. 

Freqüência 

Nominal 

Disabled 

Side 1 

Side 2 

181 M.V. SUPERV Disabled 

Enabled 

182 Trip Cir. Sup. Disabled 

with 2 Binary Inputs 

with 1 Binary Input 

186 EXT. TRIP 1 Disabled 

Enabled 


Enabled 

190 RTD-BOX INPUT Disabled 

Port C 

191 RTD CONNECTION 6 RTD simplex operation 

6 RTD half duplex operation 


Disabled Carga Desbalanceada 

(Seqüência Negativa) 

Definite Time only Característica de Carga 

Desbalanceada 

(Seqüência Negativa). 

Disabled Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

classical (according 

IEC60255) 

Característica de proteção de 

Sobrecarga Térmica 

Disabled Proteção de Falha do Disjuntor 

Enabled Supervisão de Valores Medidos 

Disabled Supervisão de Circuito de Trip 

Disabled Função 1 de Trip Externo 

Disabled Função 2 de Trip Externo 

Disabled Entrada de Temperatura 

Externa 

6 RTD simplex 

operation 

Tipo de Conexão de Entrada de 

Temperatura Externa 

A freqüência nominal do sistema de potência é ajustada sob o endereço 270 Rated 

Frequency. O ajuste padrão é feito na fábrica de acordo com o design da variante e 

necessidades a serem modificadas somente se o dispositivo for usado para outro 

propósito diferente daquele solicitado. 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.1 Geral 

Seqüência de Fase O endereço 271 PHASE SEQ. é usado para estabelecer a seqüência de fase. A 

seqüência de fase pré-ajustada é L1 L2 L3 para rotação de fase horária. Para 

sistemas com rotação de fase anti-horária, ajuste L1 L3 L2. Este ajuste é irrelevante 

para aplicação monofásica. 

Unidade de 

Temperatura 

Dados do Objeto 

para 


L 1 

L3 L2 L2 L3 Horário L1 L2 L3 Anti-horário L1 L3 L2 

Figura 2-1 Seqüência de Fase 

O cálculo da temperatura de hot-spot pode ser experesso em graus Celsius ou 

Fahrenheit. Se for usada a proteção de sobrecarga com temperatura de hot-spot, 

ajuste a unidade desejada de temperatura no endereço 276 TEMP. UNIT. Caso 

contrário este ajuste pode ser ignorado. A mudança da unidade de temperatura não 

significa que os valores de ajustes que ligavam-se a esta unidade de temperatura 

sejam convertidos automaticamente. Eles deverão ser re-parametrizados em seus 

endereços correspondentes. 

Dados do transformador são necessários se o dispositivo for usado para proteção diferencial 

para transformadores, isto é, se o seguinte for ajustado com a configuração 

das funções de proteção (Subseção 2.1.1, cabeçalho de margem “Casos Especiais): 

PROT. OBJECT (endereço 105) 3 phase transf. ou Autotransf. ou 1 phase 

transf.. Nos outros casos que não estes, os ajustes não estão disponíveis. 

Observe, por favor, a designação dos lados quando determinar o enrolamento 1, 

como acima mencionado (Subseção 2.1.1, cabeçalho de margem “Casos Especiais”). 

Ge-ralmente o lado 1 é o enrolamento de referência tendo um ângulo de fase 

de corrente de 0° e nenhum indicador de grupo vetorial. Usualmente, este é o enrolamento 

de tensão mais alta do transformador. 

O dispositivo necessita a seguinte informação: 

• A tensão nominal UN em kV (fase-fase) no endereço 240 UN-PRI SIDE 1. 

• A condição do ponto estrela no endereço 241 STARPNT SIDE 1: Solid 

Earthed ouIsolated. Se o ponto estrela está aterrado via um circuito de limitação 

de corrente (por exemplo, baixo-resistivo) ou via uma bobina de Petersen 

(alto-reativa), ajuste Solid Earthed, também. 

• O modo de conexão dos enrolamentos do transformador sob o endereço 242 CON- 

NECTION S1. Esta é normalmente a letra maiúscula do grupo vetor conforme IEC. 

Se o enrolamento do transformador está regulado, então a tensão nominal real do enrolamento 

não é usada como UN mas sim como a tensão que corresponde à corrente 

média da faixa regulada. Aplica-se o seguinte: 

UN 2 Umax U ⋅ min 

= ⋅ ------------------------------- = 

------------------------------- 

2 

Umax + Umin 1 1 

------------ + ----------- 

Umax Umin onde U max , U min são as tensões nos limites da faixa de regulada. 

L 1 

21

2 Funções 

Enrolamento 1 

L1 L2 L3 Enrolamento 2 

N 

Exemplo de Cálculo: 

Transformador YNd5 

35 MVA 

110 kV/20 kV 

Y–enrolamento com modificador de derivação ±20 % 

Isso dá como resultado para o enrolamento regulado (110 kV) em: 

máxima tensão Umax = 132 kV 

mínima tensão Umin = 88 kV 

Tensão de ajuste (endereço 240) 

UN-PRI- SIDE 1 

2 

= ------------------------------- = ---------------------------------------- 

2 

= 105.6 kV 

1 

------------ + ----------- 

1 

----------------- 

1 

+ -------------- 

1 

Umax Umin 132 kV 88 kV 

Para o lado 2, aplicam-se as mesmas considerações que para o lado 1: A tensão 

nominal UN em kV (fase-fase) sob o endereço 243 UN-PRI SIDE 2, a condição do 

ponto estrela sob o endereço 244 STARPNT SIDE 2, e o modo de conexão dos 

enrolamentos do transformador sob o endereço 245 CONNECTION S2. 

Adicionalmente, o numeral do grupo vetorial é ajustado sob o endereço 246 VECTOR 

GRP S2 que estabelece o deslocamento de fase do lado 2 contra o enrolamento de 

referência, lado 1. É definido conforme IEC como múltiplo de 30°. Se o lado de tensão 

mais alta é a referência (lado 1), você pode ajustar diretamente o numeral, por 

exemplo, 5 para o grupo vetorial Yd5 ou Dy5. Cada grupo vetorial de 0 a 11 pode ser 

ajustado desde que seja possível ( por exemplo, Yy, Dd e Dz só permitem pares, Yd, 

Yz e Dy só permitem numerais ímpares). 

Se não for usado o lado de tensão mais alta como enrolamento de referência (lado 1) 

deve ser considerado que o grupo vetorial muda: por exemplo, um transformador Yd5 

é visto do lado de baixa tensão como Dy7 (Figura 2-2). 

U L3N 

u L23 

u L12 

U L1N 

U L2N 

u L31 

u L1N 

Enrolamento 2 

L1 L2 L3 N 

Yd5 Dy7 

Enrolamento 1 

Figura 2-2 Mudança do grupo vetorial do transformador se o lado de tensão mais baixa é o lado de referência — 

exemplo 


C53000–G1179–C148–1 

u L1N 

U L31 

u L2N 

U L1N 

U L23 

u L3N 

U L12


com Geradores, 

Motores e Reatores 


com Mini- 

Barramentos, 

Pontos de 

Derivação, Linhas 

Curtas 


com Barramentos 

com até 7 

Alimentadores 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.1 Geral 

A potência primária nominal SN TRANSFORMER (endereço 249) é a potência aparente 

primária nominal para transformadores. A potência deve sempre ser parametrizada 

como um valor primário, mesmo que o dispositivo seja geralmente configurado em 

valores secundários. O dispositivo calcula a corrente nominal do enrolamento protegido, 

dessa potência. Essa é a referência para todos os valores referidos. 

O dispositivo computa automaticamente dos dados nominais do transformador protegido 

a fórmula de casamento de corrente que é necessária para casar com o grupo 

vetorial e as correntes nominais de enrolamento diferentes. As correntes são convertidas 

de tal forma que a sensitividade da proteção sempre se refira à potência nominal 

do transformador. Sendo assim, não é necessário nenhum circuito auxiliar para 

casamento do grupo vetorial e nenhum cálculo manual para conversão da corrente 

nominal como normalmente necessário. 

Usando o 7UT612 para proteção de geradores ou motores, o seguinte deve ter sido 

ajustado ao configurar as funções de proteção (veja Subseção 2.1.1, endereço 105): 

PROT. OBJECT = Generator/Motor. Esses ajustes também servem para reatores 

em série e reatores de shunt se um grupo completo de transformadores de corrente 

estiver conectado em ambos os lados. Nos casos diferentes destes, estes ajustes não 

estão disponíveis. 

No endereço 251 UN GEN/MOTOR você informa o dispositivo a tensão nominal 

primária (fase-fase) da máquina a ser protegida. 

A potência nominal primária SN GEN/MOTOR (endereço 252) é a potência nominal 

aparente primária da máquina. A potência precisa sempre ser parametrizada como 

valor primário, mesmo se o dispositivo for geralmente configurado em valores 

secundários. O dispositivo calcula a corrente nominal do objeto protegido, dessa 

potência e tensão nominal. Essa é a referência para todos os valores referidos. 

Estes dados só são necessários se o dispositivo for usado para proteção diferencial 

de mini barramentos ou linhas curtas com dois terminais. Ao configurar as funções de 

proteção (veja Subseção 2.1.1, endereço 105) o seguinte deve ter sido ajustado: 

PROT. OBJECT = 3ph Busbar. Para casos diferentes deste, os ajustes não estão 

disponíveis. 

Com o endereço 261 UN BUSBAR você informa o dispositivo sobre a tensão nominal 

primária (fase-fase).Este ajuste não tem efeito nas funções de proteção mas influencia 

o display dos valores medidos operacionais. 

Uma vez que ambos os lados ou alimentadores podem estar equipados com transformadores 

de corrente de correntes primárias nominais diferentes, uma corrente 

operacional nominal uniforme I PRIMARY OP. é definida como corrente nominal do 

objeto (endereço 265) a qual será então considerada como valor de referência para 

todas as correntes. As correntes são convertidas de tal forma que os ajustes da 

função de proteção sempre sejam referentes à corrente nominal operacional. Em 

geral, se os transformadores de corrente diferem, a corrente nominal primária mais 

alta é selecionada como corrente nominal operacional. 

Dados do barramento só são necessários, se o dispositivo for usado para proteção 

diferencial de barramento monofásico para até 7 alimentadores. Ao configurar as 

funções de proteção (veja Subseção 2.1.1, endereço 105) o seguinte deve ter sido 

ajustado: PROT. OBJECT = 1ph Busbar. Em casos diferentes deste, os ajustes não 

estão disponíveis. 

23

2 Funções 

Dados de 

Transformador de 

Corrente para 2 

Lados 

No endereço 261 UN BUSBAR você informa o dispositivo a tensão nominal primária 

(fase-fase). Este ajuste não tem efeito nas funções de proteção, mas influenciam a 

exibição dos valores medidos operacionais. 

Uma vez que os alimentadores de um barramento podem estar equipados com transformadores 

de corrente de diferentes correntes nominais primária, uma corrente 

nominal operacional uniforme I PRIMARY OP. é definida como corrente nominal do 

barramento (endereço 265) a qual será então considerada como valor de referência 

para todas as correntes. As correntes do alimentador são convertidas de tal forma 

que os ajustes das funções de proteção sempre sejam referidos à corrente nominal 

operacional. Usualmente não é necessário nenhum equipamento externo de 

combinação . Em geral, se os transformadores de corrente diferem, a corrente 

nominal primária mais alta dos alimentadores é selecionada como corrente 

operacional nominal. 

Se o dispositivo estiver conectado via transformadores somadores, este último 

deverá estar conectado entre o grupo transformador de corrente de cada alimentador 

e as entradas do dispositivo. Neste caso, os transformadores somadores também 

podem ser usados para o casamento das correntes. Para a corrente nominal operacional 

do barramento use também a mais alta das correntes primárias nominais dos 

alimentadores. Correntes nominais de cada alimentador individual serão combinadas 

mais tarde. 

Se for usado um 7UT612 por fase, ajuste as mesmas correntes e tensões para os três 

dispositivos. Para a identificação das fases para anunciações de faltas e valores 

medidos cada dispositivo será informado da fase para a qual está designado. Isso 

deve ser ajustado em PHASE SELECTION, endereço 266. 

As correntes operacionais primárias nominais do objeto protegido derivam dos dados 

do objeto anteriormente descrito. Os dados dos grupos transformadores de corrente 

nos lados do objeto protegido geralmente diferem levemente dos dados do objeto 

antes descrito. Podem também, ser completamente diferentes. As correntes devem 

ter a polaridade bastante clara para assegurar que a proteção diferencial aplique a 

função correta. 

Sendo assim, o dispositivo deve ser informado sobre os dados do transformador de 

corrente. Se houver dois lados (isto é, todas as aplicações, exceto para proteção de 

barramento monofásico para até 7 alimentadores), isto é assegurado pela indicação 

das correntes nominais e formação do ponto estrela secundário dos grupos transformadores 

de corrente. 

No endereço 202 IN-PRI CT S1 a corrente nominal primária do grupo transformador 

de corrente do lado 1 do objeto protegido é ajustada. No endereço 203 IN-SEC 

CT S1 a corrente nominal secundária é ajustada. Favor ter certeza de que os lados 

sejam corretamente definidos (veja Subseção 2.1.1, cabeçalho de margem “Casos 

Especiais, página 14). Favor certificar-se também de que as correntes nominais do 

transformador secundário casem com o ajuste para as correntes nominais do 

dispositivo, (veja também a Subseção 3.1.3.3, cabeçalho de margem “Placa de 

Entrada /Saída A-I/O-3). Caso contrário, o dispositivo calculará dados primários 

incorretos e pode ocorrer mau funcionamento da proteção diferencial. 

A indicação da posição do ponto estrela dos transformadores de corrente determinam 

a polaridade dos transformadores de corrente. Para informar o dispositivo da localização 

do ponto estrela em relação ao objeto protegido, use o endereço 201 STRPNT- 

>OBJ S1. A Figura 2-3 mostra alguns exemplos para este ajuste. 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

L 1 

L 2 

L 3 

Lado 2 

206 STRPNT->OBJ S2 

= NO 

Lado 2 


= YES 

Lado 2 


= YES 

G 

M 

Figura 2-3 Posição dos pontos estrela do TC- Exemplo 

Lado 1 


= YES 

Lado 1 


= NO 

Lado 1 


= YES 

2.1 Geral 

Para o lado 2 do objeto protegido o mesmo se aplica. Para o lado 2 ajuste a corrente 

nominal primária IN-PRI CT S2 (endereço 207), corrente nominal secundária 

IN-SEC CT S2 (endereço 208) e a posição do ponto estrela do transformador de 

corrente STRPNT->OBJ S2 (endereço 206). O lado 2 necessita as mesmas 

considerações que o lado 1. 

Se o dispositivo for aplicado como proteção diferencial transversa para geradores ou 

motores, devem ser observadas considerações especiais para as conecxões do TC: 

Em um estado operacional bem sucedido todas as correntes fluem para o objeto 

protegido, isto é, em contraste com outras aplicações. Sendo assim, você tem que 

ajustar uma polaridade “errada” para um dos grupos transformadores de corrente. 

Partes do enrolamento dos enrolamentos da máquina correspondem aos “lados”. 

A Figura2-4 fornece a você um exemplo: Apesar dos pontos estrela de ambos os 

grupos transformadores de corrente estarem direcionados para o objeto protegido,o 

ajuste oposto deverá ser selecionado para “lado 2”: STRPNT->OBJ S2 = NO. 

L 1 

L 2 

L 3 

L 1 

L 2 

L 3 

L 1 

L 2 

L 3 

25

2 Funções 

Dados do 


Corrente para 

Proteção de 

Barramento 

Monofásico 

”Lado 2” 


= NO 

”Lado 1” 


= YES 

Figura 2-4 Definição da direção da corrente para proteção diferencial transversa - exemplo 

Grupos transformadores de corrente nos alimentadores de um barramento podem ter 

diferentes correntes nominais. Sendo assim, uma corrente operacional nominal uniforme 

do objeto tem que ser determinada no parágrafo já descrito “ Dados do Objeto 

com Barramentos com até 7 Alimentadores “. As correntes de cada alimentador individual 

devem ser casadas com essa corrente operacional nominal. 

Indique a corrente do transformador primária nominal para cada alimentador. A 

interrogação só se aplica para dados do número de alimentadores determinado 

durante a configuração conforme 2.1.1 (endereço 107 NUMBER OF ENDS). 

Se as correntes nominais já estiverem casadas pelo equipamento externo (por exemplo, 

pelo casamento de transformadores), o valor da corrente nominal, usado como 

valor base para cálculo dos transformadores casadores externos deve ser indicado 

uniformemente. Normalmente, é a corrente operacional nominal. O mesmo se aplica 

se forem usados transformadores somadores externos. 

Depois disso, os parâmetros para correntes primárias nominais: 

Endereço 212 IN-PRI CT I1 = corrente do transformador primária nominal para 

alimentador 1, 












alimentador 7. 


C53000–G1179–C148–1 

L 1 

L 2 

L 3

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.1 Geral 

Para correntes secundárias nominais favor certificar-se de que as correntes do 

transformador secundárias nominais casam com as correntes nominais da entrada de 

corrente correspondente do idspositivo. Correntes secundárias nominais de um 

dispositivo podem ser casadas conforme 3.1.3.3 (veja cabeçalho de margem “Placa 

A-I/O-3 de Entrada/Saída”. Seforem usados transformadores de soma,a corrente 

nominal no lado da saída é usualmente de 100 mA. Para correntes secundárias 

nominais um valor de 0.1 A é dessa forma ajustada para todos os alimentadores. 

Depois disso, os parâmetros para correntes secundárias nominais: 

Endereço 213 IN-SEC CT I1 = corrente do transformador secundária nominal 

para alimentador 1, 












para alimentador 7. 

A indicação do ponto estrela dos transformadores de corrente determina a polaridade 

dos transformadores de corrente. Ajuste, para cada alimentador, se o ponto estrela 

está dirigido para a direção do barramento ou não. A Figura 2-5 mostra um exemplo 

de 3 alimentadores nos quais o ponto estrela do transformador no alimentador 1 e 

alimentador 3 estão na direção do barramento, diferente do alimentador 2. 

Alimentador 1 Alimentador 2 

Alimentador 3 

211 STRPNT->BUS I1 

= YES 


= NO 


= YES 

7UT612 

para L1 

Figura 2-5 Posição dos pontos estrela do TC — exemplo para fase L1 de um barramento com 3 limentadores 

I3 

I2 

I1 

L 1 

L 2 

L 3 

27

2 Funções 

Dados do 

Transformador 

para Entrada de 

Corrente I 7 

Depois disso, os parâmetros para a polaridade: 

Endereço 211 STRPNT->BUS I1 = ponto estrela do transformador versus 

barramento para alimentador 1, 












barramento para alimentador 7. 

A entrada de medição de corrente I7 é usada normalmente para a detecção da 

corrente do ponto estrela de um enrolamento aterrado de um transformador, reator 

shunt, gerador ou motor. Somente para proteção de barramento monofásica isso não 

está disponível uma vez que I7 é reservada para correntes do alimentador. 

I7 pode ser usada para compensação de corrente de seqüência zero ao executar 

proteção diferencial para transformadores e/ou proteção de falta à terra restrita. Ela 

pode ser processada pela proteção de sobrecorrente temporizada de corrente à terra 

como uma alternativa ou adicionalmente. 

Para o casamento da magnitude de corrente, ajuste no endereço 232 IN-PRI CT 

I7 a corrente nominal primária do transformador de corrente que está energizada 

nesse ponto de medição. A corrente secundária nominal desse transformador de 

corrente no endereço 233 IN-SEC CT I7 tem que estar em correspondência com 

a corrente nominal do dispositivo para esse ponto de medição. 

O endereço 230 EARTH. ELECTROD é relevante para a polaridade da corrente. 

Nesse endereço, ajuste para qual terminal do dispositivo o lado do transformador de 

corrente que faz face ao eletrodo de terra está conectado, isto é, não o lado que dá 

face para o próprio ponto estrela. A Figura 2-6 mostra as alternativas usando um 

enrolamento de transformador aterrado como exemplo. 

K 

k 

L l 

Q8 

I7 Q7 

I L1 

I L2 

I L3 

230 EARTH. ELECTROD 

= Terminal Q7 

7UT612 

Figura 2-6 Ajuste de polaridade da entrada de corrente medida I 7 


C53000–G1179–C148–1 

L 1 

L 2 

L 3 

K 

k 

L l 

Q7 

I7 Q8 

I L1 

I L2 

I L3 

230 EARTH. ELECTROD 

= Terminal Q8 

7UT612 

L 1 

L 2 

L 3

Dados do 

Transformador 

para Entrada de 

Corrente I 8 

Duração do 

Comando de Trip 

Status da Posição 

do Disjuntor 

2.1.2.1 Visão Geral de Ajustes 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Nota: 

Para dispositivos com caixa montada sobreposta: 

Terminal Q7 corresponde ao terminal 12 

Terminal Q8 corresponde ao terminal 27 

2.1 Geral 

A entrada de medição de corrente I8 é uma entrada muito sensitiva que habilita 

também a adquirir correntes muito fracas (iniciando com 3 mA na entrada). 

Para estar também apto a indicar valores primários para essa entrada de medição 

(por exemplo, para ajuste em correntes primárias, para saída de valores medidos 

primários), o fator de conversão INprim /INsec do transformador de corrente conectado 

é ajustado no endereço 235 Factor I8. 

A duração mínima do comando de trip TMin TRIP CMD é ajustada no endereço 

280A. Esta duração é válida para todas as funções de proteção que podem emitir um 

comando de trip. Esse parâmetro só pode ser mudado com DIGSI em “Ajustes 

Adicionais” Status do Disjuntor. 

Várias funções de proteção e funções subordinadas necessitam de informação sobre 

o status do disjuntor para operação isenta de falta. 

Para o disjuntor do lado 1 do objeto protegido um limite de corrente Breaker S1 I> 

é ajustado no endereço 283. Quando o disjuntor está aberto, a corrente tende a cair 

abaixo deste limite. O limite pode ser muito pequeno se correntes parasitas (por 

exemplo, devido a indução) são excluidas quando o objeto protegido é desligado. 

Caso contrário, o valor limite deve ser aumentado. Normalmente o pré-ajuste é 

suficiente. 

Para o disjuntor do lado 2 do objeto protegido o ajuste é feito no endereço 284 

Breaker S2 I>. 

Nota: As faixas de ajustes e pré-ajustes listadas nesta tabela referem-se a valor de 

corrente nominal IN = 1 A. Para um valor de corrente nominal secundário IN = 5 A os 

valores de corrente devem ser multiplicados por 5. Para ajuste de valores primários, 

a relação de transformação dos transformadores devem também ser levadas em 

consideração. 

O pré-ajuste da freqüência nominal corresponde à freqüência nominal conforme a 

versão do dispositivo. 

End. Título do Ajuste Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 

270 Rated Frequency 50 Hz 

60 Hz 

16 2/3 Hz 

50 Hz Freqüência Nominal 

271 PHASE SEQ. L1 L2 L3 

L1 L3 L2 

L1 L2 L3 Seqüência de Fase 

29

2 Funções 


276 TEMP. UNIT Degree Celsius 

Degree Fahrenheit 

Degree Celsius Unidade de medição de temperatura 

240 UN-PRI SIDE 1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Tensão Primária Nominal do Lado 1 

241 STARPNT SIDE 1 Solid Earthed 

Isolated 

242 CONNECTION S1 Y (Wye) 

D (Delta) 

Z (Zig-Zag) 

Solid Earthed Ponto estrela do Lado 1 está 

Y (Wye) Conexão do Enrolamento do 

Transformador no Lado 1 

243 UN-PRI SIDE 2 0.4..800.0 kV 11.0 kV Tensão Primária Nominal do Lado 2 

244 STARPNT SIDE 2 Solid Earthed 

Isolated 

245 CONNECTION S2 Y (Wye) 

D (Delta) 

Z (Zig-Zag) 

Solid Earthed Ponto Estrela do Lado 2 está 


Transformador no Lado 2 

246 VECTOR GRP S2 0..11 0 Numeral do Grupo Vetorial do Lado 2 

249 SN TRANS- 

FORMER 

0.20..5000.00 MVA 38.10 MVA Potência Aparente Nominal do 

Transformador 

251 UN GEN/MOTOR 0.4..800.0 kV 21.0 kV Tensão Primária Nominal do Gerador/ 

Motor 

252 SN GEN/MOTOR 0.20..5000.00 MVA 70.00 MVA Potência Aparente Nominal do Gerador 

261 UN BUSBAR 0.4..800.0 kV 110.0 kV Tensão Primária Nominal do Barramento 

265 I PRIMARY OP. 1..100000 A 200 A Corente Operacional Primária 

266 PHASE SELEC- 

TION 

Phase 1 

Phase 2 

Phase 3 

201 STRPNT->OBJ S1 YES 

NO 

Phase 1 Seleção de Fase 

YES Ponto Estrela do TC do Lado 1 na 

Direção do Objeto 

202 IN-PRI CT S1 1..100000 A 200 A Corrente Primária Nominal do TC Lado 1 

203 IN-SEC CT S1 1A 

5A 

206 STRPNT->OBJ S2 YES 

NO 

1A Corrente Secundária Nominal do TC 

Lado 1 

YES Ponto Estrela do TC do Lado 2 na 

Direção do Objeto 

207 IN-PRI CT S2 1..100000 A 2000 A Corrente Primária Nominal do TC Lado 2 

208 IN-SEC CT S2 1A 

5A 

211 STRPNT->BUS I1 YES 

NO 


Lado 2 

YES Ponto Estrela do TC I1 na Direção do 

Barramento 

212 IN-PRI CT I1 1..100000 A 200 A Corrente Primária Nominal do TC I1 

213 IN-SEC CT I1 1A 

5A 

0.1A 

1A Corrente Secundária Nominal do TC I1 


C53000–G1179–C148–1



NO 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.1 Geral 


Barramento 



5A 

0.1A 


NO 



Barramento 



5A 

0.1A 


NO 



Barramento 



5A 

0.1A 


NO 



Barramento 



5A 

0.1A 


NO 



Barramento 



5A 

0.1A 

230 EARTH. ELEC- 

TROD 


NO 

Terminal Q7 

Terminal Q8 


Terminal Q7 Localização do Eletrodo de Aterramento 


Barramento 



5A 

0.1A 


235 Factor I8 1.0..300.0 60.0 Fator: Corrente primária sobre Corrente 

secundária I8 

280A TMin TRIP CMD 0.01..32.00 sec 0.15 sec Duração Mínima de Comando de Trip 

31

2 Funções 


283 Breaker S1 I> 0.04..1.00 A 0.04 A Limite de Corrente Mínima de 

Fechamento do Disjuntor, lado 1 

284 Breaker S2 I> 0.04..1.00 A 0.04 A Limite de Corrente Mínima de 

Fechamento do Disjuntor, lado 2 

285 Breaker I7 I> 0.04..1.00 A 0.04 A Limite de Corrente Mínima de 

Fechamento do Disjuntor, em I7 

2.1.2.2 Visão Geral de Informações 

F.No. Alarme Comentários 

05145 >Reverse Rot. >Reverter Rotação de Fase 

05147 Rotation L1L2L3 Rotação de Fase L1L2L3 

05148 Rotation L1L3L2 Rotação de Fase L1L3L2 

2.1.3 Grupos de Ajustes 

Propósito dos 

Grupos de Ajustes 

No relé 7UT612, quatro grupos de ajustes independentes (A a D) são possíveis. O 

usuário pode manobrar entre esses grupos de ajustes localmente, via entradas 

binárias (se assim configurado), via painel operador ou interface de serviço usando 

um computador pessoal, ou via interface do sistema. 

Um grupo de ajustes inclui os valores de ajustes para todas as funções que tenham 

sido selecionadas como Enabled (Habilitadas) durante a configuração (veja Subseção 

2.1.1). Enquanto os valores de ajustes podem variar entre os quatro grupos de 

ajustes, o escopo das funções de cada grupo de ajuste permanece o mesmo. 

Múltiplos grupos de ajustes permitem que um relé específico seja usado para mais de 

uma aplicação. Enquanto todos os grupos de ajustes são armazenados no relé, 

somente um grupo de ajuste pode estar ativo em dado momento. 

Se múltiplos grupos de ajustes não forem necessários, o Grupo A é o padrão de 

seleção e o resto desta subseção passa a não ter importância. 

Se múltiplos grupos de ajustes forem desejados, o endereço 103 Grp Chge OPTION 

deve ter sido ajustado para Enabled na configuração do relé. Consulte a Subseção 

2.1.1. Cada um desses ajustes (A a D) é ajustado um após o outro. Você encontrará 

mais detalhes em como navegar entre os grupos de ajustes, para copiar e resetar 

grupos de ajustes e como manobrar entre eles durante a operação no Manual do 

Sistema SIPROTEC ® ,nº de pedido E50417–H1176–C151. 

As pré-condições para manobrar de um grupo de ajuste para outro via entradas 

binárias estão descritas na Subseção 3.1.2. 


C53000–G1179–C148–1

2.1.3.1 Visão Geral de Ajustes 


302 CHANGE Group A 

Group B 

Group C 

Group D 

Binary Input 

Protocol 


2.1.4 Dados de Proteção Geral (Dados do Sistema de potência 2) 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.1 Geral 

Group A Mudança para Outro Grupo de 

Ajuste 


00007 >Set Group Bit0 >Selecione Grupo de Ajuste Bit 0 

00008 >Set Group Bit1 >Selecione Grupo de Ajuste Bit 1 

Group A Grupo A 

Group B Grupo B 

Group C Grupo C 

Group D Grupo D 

Não são necessários ajustes para os dados de proteção geral no 7UT612. A tabela 

seguinte mostra a informação possível. Somente informação aplicável pode aparecer 

dependendo do objeto protegido selecionado. 

33

2 Funções 



00311 Fault Configur. Falta na Configuração da Proteção 

00356 >Manual Close >Sinal de Fechamento Manual 

00561 Man.Clos.Detect Detectado Sinal de Fechamento Manual 

00410 >CB1 3p Closed >Disjuntor1 aux. 3p Fechado 

00411 >CB1 3p Open >Disjuntor1 aux. 3p Aberto 

00413 >CB2 3p Closed >Disjuntor 2 aux. 3p Fechado 

00414 >CB2 3p Open >Disjuntor 2 aux. 3p Aberto 

00501 Relay PICKUP PICKUP do Relé 

00511 Relay TRIP Comando de TRIP GERAL do Relé 

>QuitG-TRP >Sair do Travamento de Trip Geral 

G-TRP Quit Travamento: TRIP Geral 

00126 ProtON/OFF Proteção ON/OFF (via porta do sistema) 

00576 IL1S1: Corrente de Falta Primária IL1 lado1 

00577 IL2S1: Corrente de Falta Primária IL 2 lado1 





00582 I1: Corrente de Falta Primária I1 








C53000–G1179–C148–1

2.2 Proteção Diferencial 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A proteção diferencial representa o recurso principal do dispositivo. Baseia-se na 

comparação de corrente. 7UT612 é adequado para proteção de transformadores, 

geradores,motores, reatores, linhas curtas e barramentos (levando-se em conta a 

quantidade de entrada de correntes disponíveis) para pontos de derivações 

(disposições de pequenos barramentos). Unidades gerador/transformador podem 

também ser protegidas. 

7UT612 pode ser usado como um relé de proteção diferencial monofásico para 

objetos protegidos com até 7 lados, por exemplo, como proteção de barramento com 

até 7 alimentadores. 

A zona protegida está limitada seletivamente pelos grupos transformadores de 

corrente. 

2.2.1 Fundamentos da Proteção Diferencial 

Princípio Básico 

com Dois Lados 

A formação de grandezas medidas depende da aplicação da proteção diferencial. 

Esta Subseção descreve o método geral de operação da proteção diferencial, independente 

do tipo de objeto protegido. As ilustrações estão baseadas em diagramas 

unifilares. Os recursos especiais necessários para os vários tipos de objeto protegido 

estão cobertos nas subseções seguintes. 

A proteção diferencial está baseada na comparação de corrente. Ela faz uso do fato 

de que um objeto protegido ( Figura 2-7) sempre conduz a mesma corrente i (linha 

pontilhada) para seus dois lados em uma operação normal. Essa corrente flui em um 

lado da zona considerada e deixa-a novamente no outro lado. Uma diferença na 

magnitude de correntes é uma indicação clara de uma falta dentro dessa seção. Se 

a relação de transformação real é a mesma, os enrolamentos secundários dos 

transformadores de corrente TC1 e TC2 nos terminais da linha podem ser conectados 

para formar um circuito elétrico fechado com uma corrente secundária I; um elemento 

de medição M que está conectado no ponto de balanço elétrico permanece com 

corrente zero em uma operação normal. 

35

2 Funções 

Princípio Básico 

com Mais de Dois 

Lados 

Restrição de 

Corrente 

i i1 i2 i 

TC1 

I 

Objeto 

Protegido 

I 

TC2 

I1 i1 + i2 I2 Figura 2-7 Princípio básico da proteção diferencial para dois terminais (ilustração unifilar) 

Quando ocorre uma falta na zona limitada pelos transformadores, uma corrente I 1 + 

I 2 que é proporcional às correntes de falta i 1 + i 2 fluindo de ambos os lados é alimentada 

para o elemento de medição. Como resultado, o circuito simples mostrado na 

Figura 2-7 assegura um trip confiável da proteção se a corrente de falta fluindo para 

a zona protegida durante uma falta for alta o suficiente para o elemento de medição 

M responder. 

Para objetos protegidos com três ou mais lados ou para barramentos, o princípio da 

proteção diferencial é extendido de forma que o total de todas as correntes fluindo no 

objeto protegido é zero em uma operação sem faltas enquanto que no caso de uma 

falta o total é igual à corrente de falta (veja a Figura differential protection 2-8 como 

um exemplo para quatro terminais). 

i 1 

Figura 2-8 Princípio básico da proteção diferencial para quatro terminais (ilustração de 

linha simples) 

Quando uma falta externa ocasiona uma alta corrente fluindo na zona protegida, 

diferenças nas características magnéticas dos transformadores de corrente TC1 e 

TC2 sob condições de saturação podem causar o fluxo de uma corrente significativa 

através do elemento de medição M. Se a magnitude dessa corrente permanecer 

acima do limite de resposta a proteção emitirá um sinal de trip. A restrição de corrente 

previne tais erros operacionais. 


C53000–G1179–C148–1 

M 

I 1 + I 2 

TC1 TC2 TC3 TC4 

I1 I2 I3 I4 i 2 i 3 i 4 

Objeto Protegido 

M 

I 1 + I 2 

+ I 3 + I 4

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Em sistemas de proteção diferencial para objetos protegidos com dois terminais, uma 

grandeza de restrição é normalmente derivada da diferença de corrente |I1 – I2| ou da 

soma aritmética |I1| + |I2|. Ambos os métodos são iguais em faixas relevantes de 

características de estabilização. O último método é usado no 7UT612 para todos os 

objetos protegidos. Aplica-se a seguinte definição: 

um efeito de trip ou corrente diferencial 

IDiff = |I1 + I2| e uma estabilização ou corrente de restrição 

IRest = |I1| + |I2| IDiff é calculada da onda fundamental das correntes medidas e produz a grandeza de 

efeito de trip, IRest reage contra esse efeito. 

Para clarear a situação, três condições de operação importantes deverão ser 

examinadas (consulte também a Figura 2-9): 

i 1 

TC1 

Objeto 

protegido 

TC2 

I 1 

Figura 2-9 Definição da direção da corrente 

M 

I 1 + I 2 

a) Corrente através da falta em condições sem falta ou em uma falta externa: 

I2 reverte sua direção, isto é, muda assim o seu sinal, isto é, I2 = –I1 , e 

conseqüentemente 

|I2 | = |I1 | 

IDiff = |I1 + I2 | = |I1 – I1 | = 0 

IRest = |I1 | + |I2 | = |I1 | + |I1 | = 2·|I1 | 

nenhum efeito de trip (IDiff = 0); restrição (IRest ) corresponda a duas vezes a 

corrente fluindo pelo objeto. 

b) Falta interna, alimentada de cada terminal , por exemplo, com correntes iguais: 

Nesse caso, I2 = I1 , e conseqüentemente |I2 | = |I1 | 

IDiff = |I1 + I2 | = |I1 + I1 | = 2·|I1 | 

IRest = |I1 | + |I2 | = |I1 | + |I1 | = 2·|I1 | 

efeito de trip (IDiff ) e grandezas de restrição (IRest ) são iguais e correspondem a 

corrente total de falta. 

i 2 

I 2 

37

2 Funções 

Estabilização 

Add-on durante 

Falta Externa 

c) Falta interna, alimentada de apenas um terminal: 

Nesse caso, I2 = 0 

IDiff = |I1 + I2| = |I1 + 0| = |I1| IRest = |I1| + |I2| = |I1| + 0 = |I1| efeito de trip (IDiff) e grandezas de restição (IRest) são iguais e correspondem a 

corrente de falta alimentada de um lado. 

Esse resultado mostra que para falta interna IDiff = IRest. Assim, a característica de 

faltas internas é uma linha reta com a inclinação 1 (45°) no diagrama de operação 

como ilustrado na Figura 2-10 (linha pontilhada). 

I 

Diff 

------------- 

10 

I N 

a 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

Característica de Falta 

Figura 2-10 Característica de operação da proteção diferencial e característica de falta 

A saturação dos transformadores de corrente causada por correntes altas de falta e/ 

ou constantes de tempo do sistema, longas, não são críticas para faltas internas (falta 

na zona protegida), desde que a deformação do valor medido seja encontrado na 

corrente diferencial, assim como na corrente de restrição, na mesma extensão. 

A característica de falta como ilustrada na Figura 2-10 é principalmente válida 

também neste caso. É claro que a onda fundamental da corrente deve exceder pelo 

menos o limite de pickup (derivação a na Figura 2-10). 

Durante uma falta externa que produza uma corrente de falta de alto fluxo causando 

a saturação do transformador de corrente, uma corrente diferencial considerável pode 

ser simulada, especialmente quando o grau de saturação é diferente nos dois lados. 

Se as grandezas IDiff/IRest resultarem em um ponto de operação que permaneça na 

área de trip da característica de operação (Figura 2-10), o sinal de trip seria a conseqüência 

se ali não houver medidas especiais. 


C53000–G1179–C148–1 

D 

Trip 

C 

Bloqueio 

Estabilização Add-on 

B Inicio de saturação 

A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 

I 

Rest 

----------------- 

I 

N

Restrição 

Harmônica 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


O 7UT612 fornece um indicador de saturação que detecta tal fenômeno e inicia medidas 

de estabilização add-on. O indicador de saturação considera o comportamento 

dinâmico da grandeza diferencial e de restrição. 

A linha pontilhada na Figura 2-10 mostra um exemplo da forma das grandezas 

instantâneas durante uma corrente através da falta com a saturação do transformador 

de corrente em um lado. 

Imediatamente após o início (A) as correntes de falta aumentam fortemente 

produzindo assim, uma grandeza de restrição alta (duas vezes a corrente de fluxo). 

No instante da saturação do TC (B) uma grandeza diferencial é produzida e a 

grandeza de restrição é reduzida. Em conseqüência, o ponto operacional IDiff/IRest pode mover para a área de trip (C). 

Em contraste, o ponto operacional move-se imediatamente pela característica de falta 

(D) quando ocorre uma falta interna uma vez que a corrente de restrição será pouco 

mais elevada que a corrente diferencial. 

A saturação de transformador durante faltas externas é detectada pela alta corrente 

de restrição inicial que move o ponto de operação ligeiramente para a área de ”estabilização 

add-on” (Figura 2-10). O indicador de saturação toma sua decisão dentro do 

primeiro quarto de ciclo após o início da falta. Quando uma falta externa é detectada, 

a proteção diferencial é bloqueada por um tempo ajustável. Esse bloqueio é cancelado 

assim que o ponto de operação mover-se para seu lugar (isto é, por pelo menos 

um ciclo) próximo da característica da falta. Isso, permite detectar faltas envolventes 

na zona protegida confiavelmente, mesmo após uma falta externa com saturação de 

transformador de corrente. 

Ao manobrar transformadores sem carga ou reatores shunt em um barramento 

energizado, podem ocorrer altas correntes magnetizantes (inrush). Essa correntes de 

inrush produzem grandezas diferentes já que se parecem como correntes de falta 

alimentadas de um único terminal. Também durante montagem de transformadores 

em paralelo, ou na sobrexcitação de um transformador de potencia, grandezas 

diferentes podem ocorrer devido a correntes de magnetização causarem aumento de 

tensão e/ou diminuição da freqüência. 

A corrente de inrush pode alcançar múltiplos da corrente nominal e está caracterizada 

por um considerável conteúdo de 2º harmônico (freqüência nominal dobrada) que está 

praticamente ausente no caso de um curto-circuito. Se o conteúdo do 2º harmônico 

exceder um limite selecionável, o trip é bloqueado. 

Paralelamente ao segundo harmônico, um outro harmônico pode ser selecionado 

para causar bloqueio. Uma escolha pode ser feita entre o terceiro e quinto harmônico. 

Sobrexcitação do ferro do transformador é caracterizada pela presença de harmônicos 

ímpares na corrente. Então, o terceiro e quinto harmônicos são adequados para 

detectar tal fenômeno. Mas, como o terceiro harmônico é freqüentemente eliminado 

nos transformadores de potência (por exemplo, pelo enrolamento delta), o uso do 

quinto é mais comum. 

Além disso, no caso de transformadores conversores de harmônicos ímpares são 

encontrados, os quais não estão presentes durante faltas internas em transformador. 

39

2 Funções 

Trip Rápido Não- 

Estabilizado com 

Faltas de Alta- 

Corrente 

Aumento do Valor 

de Pickup na 

Partida 

As grandezas diferenciais são examinadas quanto a seu conteúdo harmônico. Filtros 

numéricos são usados para executar uma análise de Fourier das correntes diferenciais. 

Assim que os conteúdos harmônicos excedam os valores ajustados, uma 

restrição da avaliação da fase respectiva é introduzida. Os algoritmos do filtro são 

otimizados no que tange ao seu comportamento transiente, de forma que medidas 

adicionais para estabilização durante condições dinâmicas não sejam necessárias. 

Uma vez que a restrição harmônica opera individualmente por fase, a proteção é 

completamente operativa mesmo quando, por exemplo, o transformador é manobrado 

para uma falta monofásica, por meio da qual correntes de inrush podem estar 

possivelmente presentes em uma das fases sem falta. Entretanto, também é possível 

ajustar a proteção de forma que não apenas a fase com corrente de inrush exibindo 

conteúdo harmônico em excesso ao valor permissível, seja restrita, mas também as 

outras fases do estágio diferencial sejam bloqueadas (assim chamada “função de bloqueio 

cruzado”). Esse bloqueio cruzado pode limitar-se a uma duração selecionável. 

Faltas de alta corrente na zona protegida podem ser instantâneamente eliminadas 

sem considerar a magnitude da corrente de restrição quando a magnitude das 

correntes diferenciais possam excluir uma falta externa. Para objetos protegidos com 

impedância direta alta (transformadores, geradores, reatores em série), pode-se 

encontrar um limite, acima do qual uma corrente através da falta nunca aumente. 

Esse limite (primário) é por exemplo, para um transformador de potência: 

1 

---------------------------- ⋅ 

I . 

u Ntransf 

sc transf 

O 7UT612 fornece esse estágio de trip de alta corrente não estabilizada. Ele pode 

operar mesmo quando, por exemplo, está presente um considerável segundo 

harmônico na corrente diferencial causado pela saturação do transformador de 

corrente por um componente DC na corrente de falta que pode ser interpretada pela 

função de restrição de inrush como uma corrente de inrush. 

Esse estágio de alta corrente avalia a onda fundamental das correntes assim como 

os valores instantâneos.O processamento dos valores instantâneos assegura trip 

rápido mesmo no caso da onda fundamental da corrente ser fortemente reduzida pela 

saturação do transformador de corrente. Devido a possível compensação DC após o 

início da falta, o estágio de valor instantâneo opera somente acima de duas vezes o 

limite ajustado. 

O aumento do valor de pickup é especialmente adequado para motores. Em contraste 

com as correntes de inrush de transformadores, a corrente de inrush de motores é 

uma corrente de passagem. Correntes diferenciais, entretanto, podem emergir se os 

transformadores de corrente ainda tiverem magnetização remanescente diferente 

antes da energização. Além disso, os transformadores são energizados de diferentes 

pontos de operação de sua histerese. Apesar das correntes diferenciais serem usualmente 

pequenas, elas podem ser prejudiciais se a proteção diferencial for ajustada 

muito sensitiva. 

Um aumento do valor de pickup na partida fornece segurança adicional contra sobrefuncionamento 

quando um objeto protegido não energizado é ligado. Assim que a 

corrente de restrição de uma fase tenha caído abaixo de um valor ajustável I-REST. 

STARTUP, o aumento de valor de pickup é ativado. A corrente de restrição é duas 

vezes a corrente de passagem na operação normal. A corrente cair abaixo do valor 

de restrição, é desta forma um critério para o objeto protegido não energizado. 


C53000–G1179–C148–1

Característica de 

Trip 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


O valor de pickup I-DIFF> está agora aumentado por um fator ajustável (veja a 

Figura 2-11). Os outros ramais do estágio IDiff> são mudados proporcionalmente. 

O retorno da corrente de restrição indica a partida. Após um tempo ajustável T START 

MAX o aumento da característica é desfeito. 

10 

IDiff ------------ 

I 9 

Nobj 

8 

1231 

I DIFF>> 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

1221 

I DIFF> 

Trip 

Aumento do pickup 

Característica de partida 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 

Figura 2-11 Aumento do valor de pickup do estágio na partida 

Carcaterística de 

estado estacionário 

Bloqueio 

IRest ------------ 

INobj A Figura 2-12 ilustra a completa característica de trip da proteção diferencial. O ramal 

representa o limite de sensitividade da proteção diferencial (ajuste I-DIFF>) e 

considera corrente de erro constante, por exemplo, correntes de magnetização. 

A derivação b leva em consideração erros de corrente proporcional que podem 

resultar de erros de transformação dos TCs principais, as entradas de TCs do relé, ou 

de correntes errôneas causadas pela posição do modificador de derivação do 

regulador de tensão. 

Na faixa de altas correntes que podem criar saturação do transformador de corrente, 

a derivação c causa estabilização mais forte. 

Correntes diferenciais acima da derivação d causam trip imediato sem considerar a 

grandeza de restrição e conteúdo harmônico (ajuste I-DIFF>>). Essa é a área de 

“Trip Rápido Não-Estabilizado com Faltas de Alta-Corrente” (veja acima). 

A área de “Estabilização Add-on” é a área de operação do indicador de saturação 

como acima descrito sob o cabeçalho de margem “Estabilização Add-on durante Falta 

Externa”. 

41

2 Funções 

Detecção de Falta, 

Drop-off 

I 

Diff 

------------- 

10 

I N 

9 

8 

1231 

I DIFF>> 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

1221 

I DIFF> 

a 

b 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 

I 

Rest 

1244 

1242 BASE POINT 2 

BASE POINT1 


Figura 2-12 Característica de Trip da proteção diferencial 

As grandezas I Diff e I Rest são comparadas pela proteção diferencial com a característica 

de operação conforme a Figura 2-12. Se as grandezas resultarem em um local 

na área de trip, é dado sinal de trip. 

Normalmente, a proteção diferencial não necessita um “pickup” ou função de 

“detecção de falta” desde que a condição para detecção da falta é idêntica à condição 

de trip. Porém, o 7UT612 fornece, como todos os dispositivos SIPROTEC ® 4 uma 

função de detecção de falta que tem a tarefa de definir o instante de início da falta 

para um número de outros recursos: Detecção de falta indica o começo de um evento 

de falta no sistema. Isso é necessário para abrir o buffer de registro de trip e a 

memória para dados de gravação de falta oscilográfica. Porém, também funções 

internas necessitam o instante de início da falta mesmo no caso de uma falta externa, 

por exemplo, o indicador de saturação que tem que operar corretamente no caso de 

uma falta externa. 

Assim que a onda fundamental da corrente diferencial excede 70 % do valor de ajuste 

ou a corrente de restrição atinge 70 % da área de estabilização add-on, há pickup da 

proteção (Figura 2-13). Pickup do estágio de alta-corrente rápido causa também a 

detecção da falta. 


C53000–G1179–C148–1 

Trip 

1256 

I–ADD ON STAB 

c 

1243 

SLOPE 2 

1241 

SLOPE 1 


d 

Bloqueio 

----------------- 

I 

N

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

I 

Diff 

--------------- 

I 

NObj 

I–DIFF> 

0.7 · I–DIFF> 

Deteção de Falta 

Figura 2-13 Àrea de detecção de falta da proteção diferencial 

0.7 




Estado Estacionário 

Início da 


I 

Rest 

----------------- 

I 

NObj 

Se a restrição de harmônicas estiver habilitada, a análise harmônica é conduzida 

(aproximadamente 1 ciclo AC) de forma a examinar as condições de estabilização. 

Caso contrário ocorre trip assim que as condições de trip são preenchidas (área de 

trip na Figura 2-12). 

Para casos especiais o comando de trip pode ser temporizado. 

A Figura 2-14 mostra a lógica de trip simplificada. 

O reset do pickup é iniciado quando, durante 2 ciclos AC, o pickup não é mais 

reconhecido nos valores diferenciais, isto é, a corrente diferencial caiu abaixo de 

70 % do valor de ajuste e nenhuma outra condição de trip está presente. 

Se um comando de trip não tiver sido iniciado a falta é considerada eliminada após o 

reset. 

Se tiver sido formado um comando de trip, isso é selado por pelo menos a mínima 

duração de trip que é ajustada nos dados de proteção geral, comuns para toda função 

de proteção (consulte a Subseção 2.1.2 sob o cabeçalho de margem “Duração do Comando 

de Trip”, página 29). 

43

2 Funções 

FNo 05631 

Diff picked up 

Caracter. 

Restrição 

inrush 

(2º harmon.) 

Restrição de 

3º ou 5º 

harmônico) 

Estab.Add-on 

(falta ext.. ) 

Trip Rápido 

(Corr. Alta) 

1 ) 

1 ) 

Monit. Corr.. 

Dif. 

2 ) 

FNo 05603 

Diff BLOCK. 

1 ) 

FNo 05644...05646 

Diff 2.Harm L1 

1 ) 

FNo 05647...05649 

Diff n.Harm L1 

FNo 05651...05653 

Diff Bl. exF.L1 



2 ) 

FNo 05662...05664 

Block Iflt.L1 





Block Iflt.L2 

Block Iflt.L3 

1201DIFF. PROT. 

ON 

”1” 

Block relay 

OFF 

L1 

L2 

L3 

≥1 

1 ) só p/ transformador 

2 ) só p/ transf./barramento 

≥1 

Figura 2-14 Lógica de Trip da proteção diferencial 

& 

& 

& 

1226 T I-DIFF> 

T 

1236 T I-DIFF>> 

T 

Lib. medição 

lib. medição 

Lib. medição 

FNo 05681...05683 

Diff> L1 

Diff> L2 

Diff> L3 

FNo 05691 

Diff> TRIP 

FNo 05616 

Diff BLOCKED. 

FNo 05617 

Diff ACTIVE 

FNo 05615 

Diff OFF. 


C53000–G1179–C148–1 

& 

≥1 

≥1 

≥1 

≥1 

≥1 

≥1 

FNo 05672 

Diff TRIP L1 

FNo 05673 

Diff TRIP L2 

FNo 05674 

Diff TRIP L3 

FNo 05684...05686 

Diff>> L1 

Diff>> L2 

Diff>> L3 

FNo 05692 

Diff>> TRIP 

FNo 05671 

Diff TRIP

2.2.2 Proteção Diferencial para Transformadores 

Casamento dos 

Valores Medidos 

Ponto Estrela 

Isolado 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Em transformadores de potência, geralmente, as correntes secundárias dos transformadores 

de corrente não são iguais quando uma corrente flui através do transformador 

de potência, mas dependem da relação de transformação do grupo de conexão 

do transformador de potência protegido e das correntes nominais dos transformadores 

de corrente em ambos os lados do transformador de potência. As correntes 

devem, dessa forma, estar casadas para tornar-se comparáveis. 

O casamento das várias relações do transformador de potência e transformador de 

corrente e do deslocamento de fases de acordo com o grupo vetorial do transformador 

protegido é executada puramente matematicamente. Como regra, transformadores 

para combinação externa não são necessários. 

As correntes de entrada são convertidas em relação à corrente nominal do transformador 

de potência . Isso é conseguido parametrizando dados nominais do transformador 

tais como potência nominal, tensão nominal e corrente nominal primária dos 

transformadores de corrente para o dispositivo de proteção. 

Uma vez que tenha sido parametrizado o grupo vetorial, a proteção é capaz de executar 

a comparação de corrente conforme fórmula fixa. 

A conversão de correntes é efetuada pelas matrizes de coeficientes programadas que 

simulam as diferenças de correntes nos enrolamentos dos transformadores. Todos os 

grupos vetoriais concebíveis (incluindo mudança de fase) são possíveis. Neste aspecto, 

o condicionamento do ponto estrela(s) do transformador de potência é também 

essencial. 

A Figura 2-15 ilustra um exemplo para um transformador de potência Yd5 (estreladelta 

com deslocamento de fase de 150 °) sem qualquer ponto estrela aterrado. A 

figura mostra os enrolamentos e os diagramas fasoriais de correntes simétricas e na 

parte de baixo, as equações matrizes.A forma geral dessas equações é: 

( Im) = 

k ⋅ ( K) 

⋅ ( In) onde 

(Im ) – matriz das correntes casadas IA , IB , IC , 

k – fator constante, 

(K) – coeficiente matriz, dependente do grupo vetorial, 

(In ) – matriz das correntes de fase IL1 , IL2 , IL3 . 

No enrolamento do lado esquerdo (delta), as correntes casadas IL1 , IL2 , IL3 são 

derivadas da diferença das correntes de fase IL1 , IL2 , IL3 . No lado direito (estrela), as 

correntes casadas são iguais às correntes de fase (o casamento da magnitude não é 

considerado). 

45

2 Funções 

Ponto Estrela 

Aterrado 

L 1 

L 2 

L 3 

Enrolamento 2 

I L2 

I L3 

I L1 

⎛ 

I 

⎞ ⎛ ⎞ ⎛ 

⎜ A ⎟ ⎜ – 1 0 1 ⎟ 

I 

⎞ 

⎜ L1 ⎟ 

⎜ 

⎜ 

I 

⎟ 1 

= 

------ ⋅ ⎜ 

B ⎟ 

1 – 1 0 

⎟ ⋅ ⎜ 

⎜ 

⎝ 

I 

⎟ 

3 ⎜ ⎟ 

I 

⎟ 

⎜ L2 ⎟ 

⎜ 

C ⎠ ⎝ 0 1 – 1 

⎟ ⎜ 

⎠ ⎝ 

I 

⎟ 

L3 ⎠ 

I A 

Enrolamento 1 

Figura 2-15 Casamento do grupo vetorial do transformador, exemplo Yd5 

(magnitudes não consideradas) 

A Figura 2-16 ilustra um exemplo para um transformador YNd5 com um ponto estrela 

aterrado no lado Y. 

Nesse caso, as correntes de seqüência zero são eliminadas. No lado esquerdo, as 

correntes de seqüência zero cancelam-se entre si devido ao cálculo das diferenças 

de correntes. Isso combina com o fato de que a corrente de seqüência zero não é 

possível fora do enrolamento delta. No lado direito, a corrente de seqüência zero é 

eliminada pela regra de cálculo da matriz, por exemplo, . 

1 

/3 · (2 IL1 – 1 IL2 – 1 IL3 ) = 1 / 3 · (3 IL1 – IL1 – IL2 – IL3 ) = 1 / 3 · (3 IL1 – 3 I0 ) = (IL1 – I0 ). 


C53000–G1179–C148–1 

I L3 

I L1 

I A 

L 1 

L 2 

L 3 

I L2 

⎛ 

I 

⎞ ⎛ ⎞ ⎛ 

⎜ A ⎟ ⎜ 1 0 0 ⎟ 

I 

⎞ 

⎜ L1 ⎟ 

⎜ 

⎜ 

I 

⎟ = 1 ⋅⎜ B ⎟ ⎜ 0 1 0 

⎟ ⋅ ⎜ 

⎟ 

I 

⎟ 

⎜ L2 ⎟ 

⎜ 

⎝ 

I 

⎟ ⎜ 

C ⎠ ⎝ 0 0 1 

⎟ ⎜ 

⎠ ⎝ 

I 

⎟ 

L3 ⎠

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A eliminação da corrente de seqüência zero, estabelece que correntes de falta que 

fluam via tranformador durante faltas à terra na rede, no caso de um ponto de terra 

na zona protegida (ponto estrela do transformador ou formador de ponto estrela pelo 

reator à terra neutro) sejam retribuidas inofensivamente sem quaisquer medidas 

especiais externas. Consulte por exemplo, a Figura 2-17: Devido ao ponto estrela 

aterrado, ocorre uma corrente de seqüência zero no lado da direita durante uma falta 

na rede mas não no lado da esquerda. A comparação das correntes de fase, sem a 

eli-minação da corrente de seqüência zero, causaria um resultado errado (diferença 

de corrente apesar de uma falta externa). 

L 1 

L 2 

L 3 

Enrolamento 2 

I L2 

I L3 

I L1 

⎛ 

I 

⎞ ⎛ ⎞ ⎛ 

⎜ A ⎟ ⎜ – 1 0 1 ⎟ 

I 

⎞ 

⎜ L1 ⎟ 

⎜ 

⎜ 

I 

⎟ 1 

= ------ ⋅ ⎜ 

B ⎟ 

1 – 1 0 

⎟ ⋅ ⎜ 

⎜ 

⎝ 

I 

⎟ 

3 ⎜ ⎟ 

I 

⎟ 

⎜ L2 ⎟ 

⎜ 

C ⎠ ⎝ 0 1 – 1 

⎟ ⎜ 

⎠ ⎝ 

I 

⎟ 

L3 ⎠ 

I A 

Enrolamento 1 

Figura 2-16 Casamento do grupo vetorial do transformador, exemplo YNd5 

(magnitudes não consideradas) 

L 1 

L 2 

L 3 

Figura 2-17 Exemplo de uma falta à terra externa ao transformador protegido e distribuição 

de corrente 

I L3 

⎛ 

I 

⎞ 

⎜ A ⎟ 

⎜ 

I 

⎟ = 

⎜ B ⎟ 

⎜ 

⎝ 

I 

⎟ 

C ⎠ 

L 1 

L 2 

L 3 

1 

-- 

3 

I L1 

I A 

L 1 

L 2 

L 3 

I L2 

⎛ ⎞ ⎛ 

⎜ 2 – 1 – 1 ⎟ 

I 

⎞ 

⎜ L1 ⎟ 

⋅ ⎜ 

⎜ – 1 2 – 1 

⎟ ⋅ ⎜ 

⎟ 

I 

⎟ 

⎜ L2 ⎟ 

⎜ 

⎝ – 1 – 1 2 

⎟ ⎜ 

⎠ ⎝ 

I 

⎟ 

L3 ⎠ 

47

2 Funções 

Aumento da 

Sensitividade de 

Falta à Terra 

A Figura 2-18 mostra um exemplo de uma falta à terra no lado delta fora da zona protegida 

se um formador de ponto estrela aterrado (enrolamento zigzag) está instalado 

dentro da zona protegida. Nessa disposição, ocorre uma corrente de seqüência zero 

no lado direito mas não no lado esquerdo como acima. Se o formador do ponto estrela 

estiver fora da zona protegida (isto é, TCs entre o transformador de potência e o formador 

do ponto estrela), a corrente de seqüência zero não passaria através do ponto 

de medição (TCs) e não haveria qualquer efeito ofensivo. 

A desvantagem da eliminação da corrente de seqüência zero é a de que a proteção 

torna-se menos sensitiva (fator 2 / 3 devido à corrente de seqüência zero chegar a 1 / 3) 

no caso de uma falta à terra na área protegida. Sendo assim, a eliminação é suprimida 

no caso no caso do ponto estrela não estar aterrado (veja acima, Figura 2-15). 

L 1 

L 2 

L 3 

Figura 2-18 Exemplo de uma falta à terra externa ao transformador protegido com um reator 

de aterramento neutro dentro da zona protegida 

Sensitividade mais alta de falta à terra no caso de um enrolamento aterrado, pode ser 

conseguida se a corrente do ponto estrela estver disponível, isto é, se o transformador 

de corrente for instalado na conexão do ponto estrela para terra e sua corrente 

alimentada para o dispositivo (entrada de corrente I7 ). 

A Figura 2-19 mostra um exemplo de um ponto estrela de um transformador de 

potência que está aterrado no lado Y. Neste caso, a corrente de seqüência zero não 

é eliminada . Ao invés disso, 1 / 3 da corrente do ponto estrela ISP é adicionado a cada 

fase. 

L 1 

L 2 

L 3 

Figure 2-19 Exemplo de uma falta à terra externa ao transformador com distribuição de 

corrente 


C53000–G1179–C148–1 

I SP 

I L3 

L 1 

L 2 

L 3 

L 1 

L 2 

L 3

Uso em Auto- 


Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

A equação da matriz é neste caso: 

⎛ 

⎜ 

⎜ 

⎜ 

⎜ 

⎝ 

I 

⎞ 

A ⎟ 

I 

⎟ 

B ⎟ 

I 

⎟ 

C ⎠ 

= 

⎛ 

⎜ 

1 ⋅ ⎜ 

⎜ 

⎜ 

⎝ 

⎞ ⎛ 

1 0 0 ⎟ ⎜ 

⎟ 

0 1 0 ⋅ ⎜ 

⎟ ⎜ 

0 0 1 

⎟ ⎜ 

⎠ ⎝ 

I 

⎞ ⎛ 

L1 ⎟ ⎜ 

I 

⎟ 1 

+ -- ⋅ ⎜ 

L2 ⎟ 3 ⎜ 

I 

⎟ ⎜ 

L3 ⎠ ⎝ 

I 

⎞ 

SP ⎟ 

I 

⎟ 

SP ⎟ 

I 

⎟ 

SP ⎠ 


ISP corresponde a –3I0 mas é medida na conexão do ponto estrela do enrolamento e 

não nas linhas de fases. O efeito é de que a corrente de seqüência zero é considerado, 

no caso de uma falta interna (de I0 = – 1 / 3ISP ), enquanto que a corrente de 

seqüência zero é eliminada no caso de uma falta externa devido a corrente de 

seqüência zero no lado terminal I0 = 1 / 3 · (IL1 + IL2 + IL3 ) compensar para a corrente 

do ponto estrela. Dessa forma, é conseguida sensitividade total (com corrente de 

seqüência zero) para faltas à terra internas e completa eliminação da corrente de 

seqüência zero no caso de faltas à terra externas. 

Uma sensitividade ainda maior de falta à terra durante falta à terra interna é possível 

por meio da proteção de falta à terra restrita como descrito na Seção 2.3. 

Auto-transformadores podem ser conectados apenas Y(N)y0. Se o ponto estrela está 

aterrado isso é efetivo para ambas as partes do sistema (sistema de baixa e alta 

tensão). A corrente de seqüência zero de ambas as partes do sistema está acoplada 

devido ao ponto estrela comum. No caso de uma falta à terra, a distribuição das 

correntes de falta não é inequívoca e não pode ser derivada das propriedades do 

transformador. A magnitude de corrente e distribuição também são dependentes se 

o transformador está ou não fornecido com enrolamento de estabilização. 

L 1 

L 2 

L 3 

Figura 2-20 Auto-transformador com ponto estrela aterrado 

A corrente de seqüência zero deve ser eliminada para a proteção diferencial. Isso é 

conseguido pela aplicação das matrizes com eliminação de corrente de seqüência 

zero. 

A diminuição de sensitividade devida a eliminação da corrente de seqüência zero não 

pode ser compensada pela consideração da corrente do ponto estrela. Essa corrente 

não pode ser designada para uma certa fase nem para um certo lado do transformador. 

Sensitividade de falta à terra aumentada durante falta à terra interna, pode ser 

conseguida pelo uso da proteção de falta à terra restrita conforme descrito na Seção 

2.3 e/ou pela proteção diferencial de alta-impedância descrita na Subseção 2.7.2. 

L 1 

L 2 

L 3 

49

2 Funções 

Uso em 


Monofásicos 

Transformadores monofásicos podem ser designados com um ou dois enrolamentos 

por lado; no último caso, as fases do enrolamento poem ser enroladas em um ou dois 

núcleos de ferro. Para assegurar o ótimo casamento possível das correntes, deverão 

ser sempre usadas duas medições de entradas de correntes mesmo se apenas um 

transformador de corrente estiver instalado para uma fase. As correntes deverão 

estar conectadas às entradas L1 e L3 do dispositivo; elas são designadas IL1 e IL3 a 

seguir. 

Se estiverem disponíveis dois enrolamentos de fases, eles podem ser conectados 

tanto em série (o que corresponde a ligação estrela) quanto em paralelo (o que 

corresponde a ligação delta). O deslocamento de fase entre os enrolamentos pode 

ser apenas 0° ou 180°. A Figura 2-21 mostra um exemplo de um transformador de 

potência monofásico com duas fases por lado com a definição da direção das 

correntes. 

L 1 

L 3 

Figura 2-21 Exemplo de um transformador monofásico com definição de corrente 

Assim como nos transformadores trifásicos, as correntes são casadas por 

coeficientes matriciais programados, que simulam as diferentes correntes nos 

enrolamentos do transformador. O comum para essas equações é: 

( Im) = k ⋅( K) 

⋅ ( In) onde 

(Im ) – matriz das correntes casadas IA , IC , 

k – fator constante, 

(K) – coeficiente matriz, 

(In ) – matriz das correntes de fases IL1 , IL3 . 

Uma vez que o deslocamento de fase entre os enrolamentos só pode ser 0° ou 180°, 

o casamento só é relevante com respeito ao tratamento da corrente de seqüência 

zero (além do casamento da magnitude). Se o “ponto estrela” do enrolamento do 

transformador protegido não está aterrado (Figura 2-21 lado esquerdo), as correntes 

de fase podem ser usadas diretamente. 

Se um “ponto estrela” está aterrado (Figur 2-21 lado direito) a corrente de seqüência 

zero precisa ser eliminada pela formação de diferenças de correntes. Assim, 

correntes de falta que fluem através do transformador durante faltas à terra na rede, 

no caso de um ponto de terra na zona protegida (“ponto estrela” do transformador) 

são consideradas inofensivas sem a necessidade de medidas externas especiais. 

As matrizes são: (Figura 2-21): 

⎛ 

I 

⎞ ⎛ 

⎜ A ⎟ 1 0 

⎞ ⎛ 

1 ⎜ ⎟ 

I 

⎞ 

L1 

= ⋅ ⋅⎜ 

⎟ 

⎜ 

⎝ 

I 

⎟ ⎜ 

C ⎠ ⎝ 

0 1 

⎟ ⎜ 

⎠ ⎝ 

I 

⎟ 

L3 ⎠ 

A desvantagem da eliminação da corrente de seqüência zero é que a proteção 

tornase menos sensitiva (fator de 1 / 2 devido às correntes de seqüência zero atingirem 


C53000–G1179–C148–1 

L 1 

L 3 

⎛ 

I 

⎞ ⎛ 

⎜ A ⎟ 1 1 – 1 

⎞ ⎛ 

-- ⎜ ⎟ 

I 

⎞ 

L1 

= 

⋅ ⋅ ⎜ ⎟ 

⎜ 

⎝ 

I 

⎟ 2 ⎜ 

C ⎠ ⎝ 

– 1 1 

⎟ ⎜ 

⎠ ⎝ 

I 

⎟ 

L3 ⎠

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


a 1 / 2 ) no caso de uma falta à terra na área protegida. Sensitividade mais alta de falta 

à terra pode ser conseguida se a corrente do “ponto estrela” estiver disponível, isto é, 

se um TC está instalado na conexão do “ponto estrela” à terra e sua corrente alimentada 

para o dispositivo ( entrada de corrente I 7). 

L 1 

L 3 

I SP 

Figura 2-22 Exemplo de uma falta à terra externa em um transformador monofásico com 

distribuição de corrente 

As matrizes, nesse caso, são: 

⎛ 

⎜ 

⎜ 

⎝ 

I 

⎞ 

A ⎟ 

I 

⎟ 

C ⎠ 

= 

⎛ 

1 ⋅⎜ ⎜ 

⎝ 

1 0 

⎞ ⎛ 

⎟ ⋅ ⎜ 

0 1 

⎟ ⎜ 

⎠ ⎝ 

I 

⎞ 

L1 ⎟ 

I 

⎟ 

L3 ⎠ 

onde ISP é a corrente medida na conexão “ponto estrela”. 

A corrente de seqüência zero não é eliminada. Ao invés disso, para cada fase, 1 / 2 da 

corrente do ponto estrela ISP é adicionada. O efeito é o de que a corrente de seqüência 

zero é considerada no caso como uma falta interna ( de I0 = – 1 / 2ISP), enquanto 

que a corrente de seqüência zero é eliminada no caso de uma falta externa devido 

à corrente de seqüência zero no lado terminal I0 = 1 / 2 · (IL1 + IL3) compensa a corrente 

do “ponto estrela”. Dessa forma, é conseguida sensitividade completa (com corrente 

de seqüência zero) para faltas à terra internas e total eliminação da corrente de 

seqüência zero no caso de faltas à terra externas. 

L 1 

L 3 

⎛ 

I 

⎞ ⎛ 

⎜ A ⎟ 1 0 

⎞ ⎛ 

1 ⎜ ⎟ 

I 

⎞ ⎛ 

⎜ L1 ⎟ 1 I 

⎞ 

-- SP 

= 

⋅ ⋅ + ⋅ ⎜ ⎟ 

⎜ 

⎝ 

I 

⎟ ⎜ 

C ⎠ ⎝ 

0 1 

⎟ ⎜ 

⎠ ⎝ 

I 

⎟ 2 ⎜ 

L3 ⎠ ⎝ 

I 

⎟ 

SP ⎠ 

51

2 Funções 

2.2.3 Proteção Diferencial para Geradores, Motores, e Reatores em Série 

Casamento dos 


Condições iguais aplicam-se para geradores, motores e reatores em série. A zona 

protegida está limitada pelos grupos transformadores de corrente em cada lado do 

objeto protegido. Em geradores e motores, os TCs estão instalados nas conexões de 

ponto estrela no lado terminal (Figura 2-23). Uma vez que a direção da corrente é 

normalmente definida como positiva na direção do objeto protegido, para esquemas 

de proteção diferencial, aplicam-se as definições da Figura 2-23. 

Figura 2-23 Definição da direção da corrente com proteção diferencial longitudinal 

No 7UT612, todas as grandezas medidas referem-se a valores nominais do objeto 

protegido. O dispositivo é informado sobre os dados nominais da máquina durante o 

ajuste: a potência aparente nominal, a tensão nominal e as correntes nominais dos 

transformadores de corrente. O casamento de valores medidos é reduzido assim a 

fatores de magnitude. 

Um caso especial é do uso como proteção diferencial transversa. A definição da 

direção da corrente é mostrada na Figura 2-24 para essa aplicação. 

Para uso como proteção diferencial transversa, a zona protegida é limitada pelo final 

das fases paralelas. Uma corrente diferencial sempre e exclusivamente ocorre 

quando as correntes de dois enrolamentos paralelos diferem um do outro. Isso indica 

uma corrente de falta em uma das fases paralelas. 

Figura 2-24 Definição da direção da corrente com proteção diferencial transversa 


C53000–G1179–C148–1 

L 1 

L 2 

L 3 

L 1 

L 2 

L 3

Condicionamento 

do Ponto Estrela 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


As correntes fluem no objeto protegido mesmo no caso de uma operação normal, em 

contraste com todas as outras aplicações. Por essa razão, a polaridade de um grupo 

transformador de corrente deve ser revertida, isto é, você deve ajustar uma 

polaridade “errada” como descrito na Subseção 2.1.2 em “Dados de Transformador 

de Corrente para 2 Lados”, página 24. 

Se a proteção diferencial for usada para proteção de gerador ou de motor, a condição 

de ponto estrela não necessita ser considerada mesmo se o ponto estrela da máquina 

está aterrado (alta ou baixa resistência). As correntes de fase são sempre iguais em 

ambos os pontos de medição T no caso de uma falta externa. Com faltas internas, a 

corrente de falta resulta sempre em uma corrente diferencial. 

Apesar disso, a sensitividade aumentada de falta à terra pode ser conseguida pela 

proteção de falta à terra restrita, como descrito na Seção 2.3 e/ou pela proteção 

diferencial de alta-impedância, descrita na Subseção 2.7.2. 

2.2.4 Proteção Diferencial para Reatores Shunt 

Se os transformadores de corrente estiverem disponíveis para cada fase em ambos 

os lados de um reator de shunt, as mesmas considerações aplicam-se daquelas para 

reatores em série (veja Subseção 2.2.3). 

Na maioria dos casos, transformadores de corrente são instalados nas fases condutoras 

e na conexão do ponto estrela (Figura 2-25 gráfico esquerdo). Neste caso, a 

comparação das correntes de seqüência zero é razoável. A proteção de falta à terra 

restrita é mais adequada para essa aplicação, consulte a Seção 2.3. 

Se os transformadortes de corrente estão instalados na linha em ambos os lados do 

ponto de conexão do reator (Figura 2-25 gráfico da direita) aplicam-se as mesmas 

condições que para auto-transformadores. 

Um reator de aterramento neutro (formador de ponto estrela) fora da zona protegida 

de um transformador de potência pode ser tratado como um objeto protegido separado 

desde que esteja equipado com transformadortes de corrente como um reator de 

shunt. A diferenção é a de que o formador de ponto estrela tem uma baixa impedância 

para correntes de seqüência zero. 

53

2 Funções 

L 1 

L 2 

L 3 

I SP 

L 1 

L 2 

L 3 

Figura 2-25 Definição da direção da corrente em um reator shunt 

2.2.5 Proteção Diferencial para Mini-Barramentos, Pontos de Derivação e Linhas 

Curtas 

Um ponto de derivação é definido aqui como uma seção trifásica de condutor que está 

limitada por grupos transformadores de corrente (mesmo este, falando francamente, 

não é ponto de derivação). Exemplos são pequenos pedaços ou mini-barramentos 

(Figura 2-26). A proteção diferencial neste modo operacional, não é adequada para 

transformadores; use a função “Proteção Diferencial para Transformadores” para 

essa aplicação (consulte a Subseção 2.2.2). Mesmo para outras indutâncias, como 

reatores em série ou shunt a proteção diferencial de ponto de derivação não deverá 

ser usada devido à sua sensitividade mais baixa. 

Esse modo operacional é também adequado para linhas curtas ou cabos. “Curtas”, 

significa que as conexões do transformador de corrente dos TCs para o dispositivo 

não causam demanda inadmissível para os transformadores de corrente. Por outro 

lado, corrente de carga capacitiva não causa danos a essa operação, porque a 

proteção é normalmente menos sensitiva com essa aplicação. 

Como a direção de corrente é normalmente definida como positiva na direção do 

objeto protegido, para esquemas de proteção diferencial, as definições das Figuras 

2-26 e 2-27 aplicam-se. 

Se o 7UT612 é usado como proteção diferencial para mini-barramentos ou linhas 

curtas, todas as correntes referem-se à corrente nominal dos barramentos ou linha 

protegidos. O dispositivo é informado sobre isso durante o ajuste. O casamento do 

valor medido é portanto reduzido a fatores de magnitude. Não são necessários 

quaisquer dispositivos externos de casamento, se transformadores de corrente 

ajustados nos terminais da zona protegida tiverem corrente primária diferente. 


C53000–G1179–C148–1 

L 1 

L 2 

L 3 

I SP 

L 1 

L 2 

L 3

Monitoramento da 

Corrente 

Diferencial 

Guarda de Corrente 

do Alimentador 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Figura 2-26 Definição da direção de corrente em um ponto de derivação (barramento com 

dois alimentadores) 

Figura 2-27 Definição da direção de corrente em linhas curtas 

Enquanto que uma sensitividade alta da proteção diferencial é normalmente 

necessária para transformadores, reatores e máquinas rotativas de forma a detectar 

mesmo pequenas correntes de faltas , altas correntes de faltas são esperadas no 

caso de faltas em um barramento ou linhas curtas de maneira que um limite de pickup 

mais alto (acima da corrente nominal) é aqui concedido. Isso permite o monitoramento 

contínuo das correntes diferenciais em um nível baixo. Uma corrente diferencial 

pequena na faixa das correntes operacionais indicam uma falta no circuito secundário 

dos transformadores de corrente. 

Este monitoramento opera em fase segregada. Quando, durante condições de carga 

de operação normal, uma corrente diferencial é detectada na ordem de uma corrente 

de carga de um alimentador, isso indica uma corrente secundária perdida , isto é, 

conduz uma falta na corrente secundária ( curto-circuito ou circuito-aberto). Essa 

condição é anunciada com temporização. A proteção diferencial é bloqueada na fase 

associada ao mesmo tempo. 

Outro recurso é fornecido para proteção de mini-barramentos ou linhas curtas. Essa 

guarda de corrente alimentadora monitora as correntes de cada fase de cada lado do 

objeto protegido. Ela fornece uma condição de trip adicional. O comando de trip é 

permitido somente quando pelo menos uma dessas correntes excede um certo limite 

(ajustável). 

L 1 

L2 Barram. 

L 3 

L 1 

L 2 

L 3 

55

2 Funções 

2.2.6 Proteção Diferencial Monofásica para Barramentos 

Conexão 

Fase Dedicada 

Além da entrada de alta sensitividade de corrente I8 , o 7UT612 fornece 7 entradas de 

corrente de mesmo design. Isso permite uma proteção diferencial monofásica para 

barramento com até 7 alimentadores. 

Existem duas possibilidades: 

1. Um 7UT612 é usado para cada fase (Figura 2-28). Cada fase de todos os 

alimentadores do barramento está conectada a uma fase dedicada do dispositivo. 

2. As correntes de fase de cada alimentador são resumidas em uma única corrente 

de soma monofásica (Figura 2-29). Essas correntes são alimentadas para um 

7UT612. 

Para cada uma das fases , um 7UT612 é usado no caso de conexão monofásica. A 

sensitividade da corrente de falta é igual para todos os tipos de falta. 

A proteção diferencial refere todas as grandezas medidas para a corrente nominal do 

objeto protegido. Sendo assim, uma corrente nominal comum precisa ser definida 

para todo o barramento mesmo se os TCs alimentadores tiverem correntes nominais 

diferentes. A corrente do barramento, nominal, e as correntes nominais de todos os 

TCs alimentadores devem ser ajustadas no relé. O casamento das magnitudes de 

correntes é executado no dispositivo. Não é necessário nenhum dispositivo externo, 

mesmo se os grupos transformadores de corrente nos terminais da zona protegida 

tiverem correntes primárias diferentes. 


Alimentador 7 

Figura 2-28 Proteção de Barramento Monofásico, ilustrado para fase L1 

7UT612 

Fase L1 


C53000–G1179–C148–1 

I 1 

I 2 

I 7 

L 1 

L 2 

L 3

Conexão via TCs 

Somadores 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Um único dispositivo 7UT612 é suficiente para um barramento com até 7 alimentadores 

se o dispositivo estiver conectado via transformadores somadores de corrente. As 

correntes de fase de cada alimentador são convertidas em corrente monofásica por 

meio de TCs somadores (Figura 2-29). A corrente de soma é assimétrica: assim, 

sensitividade diferencial é válida para diferente tipo de falta. 

Uma corrente nominal comum deve ser definida para todo o barramento. O casamento 

das correntes pode ser executado nas conexões do transformador somador se os 

TCs alimentadores tiverem correntes nominais diferentes. A saída dos transformadores 

somadores são normalmente designadas para IM = 100 mA na corrente do 

barramento nominal simétrica. 


Alimentador 7 

L 1 L 2 L 3 E 

L 1 L 2 L 3 E L 1 L 2 L 3 E 

SCT SCT SCT 

7UT612 

Figura 2-29 Proteção de barramento com conexão via transformadores somadores de corrente (TCS) 

I 1 

I 2 

Esquemas diferentes para a conexão dos transformadores de corrente são possíveis. 

O mesmo método de conexão do TC deve ser usado para todos os alimentadores do 

barramento. 

O esquema mostrado na Figura 2-30 é o mais comum. Os enrolamentos de entrada 

do transformador somador estão conectados às correntes do TC IL1 , IL3 , e IE (corrente 

residual). Esta conexão é adequada para todos os tipos de sistema sem considerar 

o condicionamento do sistema neutro. É caracterizado por uma sensitividade 

aumentada de faltas à terra. 

Para uma falta trifásica simétrica ( onde o componente residual de terra , IE = 0) a 

corrente de soma monofásica é, como ilustrado na Figura 2-30, √3 vezes a unidade 

de valor do enrolamento. Isto é, o fluxo da soma (voltas em ampéres) é o mesmo que 

seria para corrente monofásica √3 vezes o valor do fluxo através do enrolamento com 

menos número de voltas (relação 1). Para correntes de falta simétrica trifásicas igual 

à corrente nominal IN ,a corrente monofásica secundária é IM = 100 mA. Todas as 

características do relé operando valores estão baseadas neste tipo de falta e nessas 

correntes. 

I 7 

L 1 

L 2 

L 3 

57

2 Funções 

Figura 2-30 Conexão de TC L1–L3–E 

I L3 

L 1 

L 2 L 3 

Figura 2-31 Soma de correntes L1–L3–E no transformador somador 

Para a conexão mostrada na Figura 2-30, os fatores de peso W das correntes de 

soma I M para as várias condições de faltas são mostradas na Tabela 2-1. No lado da 

direita está o múltiplo complementar da corrente nominal que W/√3 teria de ter para , 

desta forma, dar a corrente de soma I M = 100 mA no circuito secundário. Se os 

valores de ajuste de corrente são multiplicados com este fator, resulta o real valor de 

pickup. 

Tabela 2-1 Tipos de faltas e fator de peso para conexão de TC L1–L3–E 

Tipo de Falta W W/√3 I 1 para I M = 100 mA 

L1–L2–L3 (sim.) 

L1–L2 

L2–L3 

L3–L1 

L1–E 

L2–E 

L3–E 

I L1 

I L1 SCT 

I L3 

I E 

2 

1 

3 

√3 

2 

1 

1 

5 

3 

4 

I L2 

7UT612 

A Tabela mostra que o 7UT612 é mais sensitivo para faltas à terra do que aquelas 

sem o componente de caminho de terra. Essa sensitividade aumentada é devida ao 

fato de que o enrolamento do transformador somador na conexão do ponto estrela do 

TC (I E, corrente residual, consulte a Figura 2-30) tem o número maior de voltas e 

assim, o fator de peso W = 3. 


C53000–G1179–C148–1 

I M 

1,00 

1,15 

0,58 

0,58 

2,89 

1,73 

2,31 

I M = 2 I L1 + I L3 

= √3 · |I| 

I L3 

90° 

I M 

1.00 · I N 

0.87 · I N 

1.73 · I N 

1.73 · I N 

0.35 · I N 

0.58 · I N 

0.43 · I N 

60° 

30° 

2 · I L1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Se a sensitividade mais alta de corrente à terra não é necessária, a conexão conforme 

a Figura 2-32 pode ser usada. Isso é razoável em sistemas aterrados com particularmente 

impedância de seqüência zero baixa onde correntes de falta à terra podem ser 

maiores do que aquelas sob condições de falta bifásica. Com esta conexão, os 

valores dados na Tabela 2-2 podem ser recalculados para as sete possíveis 

condições de falta em redes solidamente aterradas. 

L 1 

L 2 L 3 

Figura 2-32 Conexão de TC L1–L2–L3 com sensitividade diminuida de falta à terra 

I L1 

Figura 2-33 Soma de correntes L1–L2–L3 no transformador somador 

Tabela 2-2 Tipos de falta e fator de peso para conexão TC L1–L2–L3 

Tipo de Falta W W/√3 I 1 para I M = 100 mA 

L1–L2–L3 (sim.) 

L1–L2 

L2–L3 

L3–L1 

L1–E 

L2–E 

L3–E 

I L1 SCT 

I L2 

I L3 

2 

1 

3 

√3 

1 

2 

1 

2 

1 

3 

I M 

7UT612 

I M = 2 I L1 + I L2 + 3 I L3 

= √3 · |I| 

1,00 

0,58 

1,15 

0,58 

1,15 

0,58 

1,73 

3 · I L3 

I L3 I L2 I M 

1.00 · I N 

1.73 · I N 

0.87 · I N 

1.73 · I N 

0.87 · I N 

1.73 · I N 

0.58 · I N 

2 · I L1 

A comparação com a tabela 2-1 mostra que sob condições de falta à terra o fator de 

peso W é menor do que na conexão padrão. Assim, a carga térmica é reduzida para 

36 %, isto é, (1.73/2.89) 2 . 

60° 

I L2 

59

2 Funções 


Corrente 

Diferencial 



As possibilidades de conexão descritas são exemplos. Certas preferências de fases 

(especialmente em sistemas com neutro não aterrado) podem ser obtidas por troca 

cíclica ou acíclica de fases. Outro aumento da corrente de terra pode ser executado 

pela introdução de um auto TC no caminho residual como uma outra possibilidade. 

O tipo 4AM5120 é recomendado para transformador de corrente somador. Esses 

transformadores tem diferentes enrolamentos de entrada que permitem a soma das 

correntes com a relação 2:1:3 bem como como combinação de correntes primárias 

diferentes dos TCs principais em uma certa extensão. A Figura 2-34 mostra a 

disposição do enrolamento. 

A corrente de entrada nominal de cada TC somador precisa casar com a corrente 

secundária nominal do grupo TC principal conectado. A corrente de saída do TC 

somador (= corrente de entrada do 7UT612) atinge IN = 0.1 A em condições nominais, 

com casamento correto. 

A B 

3 

C D 

6 

E F 

9 

G H 

18 

500 

J K 

24 

4AM5120–3DA00–0AN2 

IN = 1 A 

4AM5120–4DA00–0AN2 

IN = 5 A 

Figura 2-34 Disposição de enrolamento de transformadores somador e de casamento 

4AM5120 

Enquanto uma sensitividade alta da proteção diferencial é normalmente necessária 

para transformadores, reatores e máquinas rotativas de forma a detectar mesmo 

pequenas correntes de falta, altas correntes de falta são esperadas no caso de faltas 

em um barramento de forma que um limite de pickup mais alto é concedido aqui 

(acima da corrente nominal). Isso permite monitoramento contínuo das correntes 

diferenciais em um nível baixo. 

Quando, durante condições de carga normal, uma corrente diferencial é detectada na 

ordem da corrente de carga de um alimentador, isso indica uma corrente secundária 

esquecida, isto é, uma falta na corrente secundária conduzida (curto circuito ou 

circuito aberto). Essa condição é anunciada com temporização. A proteção diferencial 

é ao mesmo tempo, bloqueada. 

Um outro recurso é fornecidopara proteção de barramentos. Essa guarda de corrente 

do alimentador monitora correntes de cada alimentador do barramento. Ela fornece 

uma condição adicional de trip. O comando de trip é permitido só quando pelo menos 

uma dessas correntes excede um certo limite (ajustável). 


C53000–G1179–C148–1 

L M 

36 

N O 

90 

Y Z 

A B 

1 

C D 

2 

E F 

3 

G H 

4 

500 

J K 

6 

L M 

8 

N O 

12 

Y Z

2.2.7 Ajuste de Parâmetros de Funções 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Geral A proteção diferencial só pode operar se sua função for ajustada para DIFF. PROT. 

= Enabled durante a configuração (consulte a Subseção 2.1.1, endereço 112). Se 

não usada, é configurada Disabled ; neste caso, o ajuste associado não está 

acessível. 

Adicionalmente, o tipo de objeto protegido preisa ser decidido durante a configuração 

(endereço 105 PROT. OBJECT, Subseção 2.1.1).Somente aqueles parâmetros são 

oferecidos os quais são razoáveis para o tipo selecionado de objeto protegido; todos 

os remanescentes são suprimidos. 

A proteção difrencial pode ser manobrada para ON ou OFF no endereço 1201 DIFF. 

PROT.; a opção Block relay permite operar a proteção, mas o relé de trip é 

bloqueado. 

Condicionamento 

do Ponto Estrela 


Corrente 

Diferencial 

Nota: 

Quando enviado pela fábrica, a proteção diferencial está chaveada para OFF. A razão 

é a de que a proteção não deve estar em operação a menos que o grupo de conexão 

( de um transformador) e os fatores de combinação tenham sido previamente ajustados. 

Sem os ajustes adequados, o dispositivo pode apresentar reações inesperadas 

(inclusive trip)! 

Se houver um transformador de corrente na conexão do ponto estrela de um enrolamento 

de transformador aterrado, isto é, entre o ponto estrela e o eletrodo de terra , 

a corrente do ponto estrela pode ser levada em consideração para cálculos da proteção 

diferencial (veja também, Subseção 2.2.2, cabeçalho de margem “ Aumentando 

a Sensitividade da Falta à Terra, página 45) e a sensitividade é aumentada. 

Nos endereços 1211A DIFFw.IE1-MEAS para o lado 1 ou 1212A DIFFw.IE2- 

MEAS para o lado 2 o usuário informa ao dispositivo se a corrente de terra do ponto 

estrela aterrado está ou não incluida. Esse parâmetro só pode ser alterado com 

DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”. O ajuste YES correspondente a corrente de terra 

será considerado pela proteção diferencial. Este ajuste só se aplica para transformadores 

com dois enrolamentos separados. Seu uso só faz sentido se a correspondente 

corrente do ponto estrela atualmente estiver conectada ao dispositivo (entrada de 

corrente I7 ). Ao configurar as funções de proteção (veja a Subseção 2.1.1, página 14) 

o endereço 108 precisa ter sido ajustado em conformidade. Em adição a isso, o ponto 

estrela do lado correspondente tem que estar aterrado (Subseção 2.1.2 no cabeçalho 

de margem “Dados do Objeto com Transformador”, página 20, endereços 241 e/ou 

244). 

Com proteção de barramento a corrente diferencial pode ser monitorada (veja Subseção 

2.2.5 e 2.2.6). Essa função pode ser ajustada para ON e OFF no endereço 1208 

I-DIFF> MON.. Seu uso só faz sentido se for possível distingüir claramente entre 

correntes de erros operacionais causadas por correntes faltantes de TC e correntes 

de faltas causadas por uma falta no objeto protegido. 

61

2 Funções 

Guarda de 

Alimentador de 

Corrente 


Trip de Corrente 

Diferencial 

O valor de pickup I-DIFF> MON. (endereço 1281) precisa ser alto o suficiente para 

evitar um pickup causado por um erro de transformação dos transformadores de 

corrente e por pequenas assimetrias nos transformadores de corrente . O valor de 

pickup refere-se à corrente nominal do objeto protegido. A temporização T I-DIFF> 

MON. (endereço 1282) aplica-se para anunciação e bloqueio da proteção diferencial. 

Esse ajuste assegura que o bloqueio na presença de faltas (mesmo externas) seja 

evitado. A temporização é usualmente de cerca de alguns segundos. 

Com barramentos e linhas curtas uma liberação do comando de trip pode ser ajustada 

se uma das correntes que chegam for excedida. A proteção diferencial somente 

dá trip se uma das correntes medidas exceder o limite I> CURR. GUARD (endereço 

1210). O valor de pickup refere-se à corrente nominal do objeto protegido. Com 

ajuste 0 (pre-ajuste) esse critério de liberação não será usado. 

Se a guarda de corrente do alimentador é ajustada (isto é, para um valor > 0), a 

proteção diferencial não dará trip antes de dado o critério de liberação. Esse também 

é o caso se, junto com correntes diferenciais muito altas, o esquema de valor instantâneo 

extremamente rápido (veja Subseção 2.2.1, cabeçalho de margem “Trip Rápido 

Não Estabilizado com Faltas de Alta Corrente”) já tiver detectado a falta após alguns 

milisegundos. 

Os parâmetros da característica de trip são ajustados nos endereços 1221 a 1256A. 

A Figura 2-35 ilustra o significado dos diferentes ajustes. Os números significam os 

endereços dos ajustes. 

I-DIFF> (endereço 1221) é o valor de pickup da corrente diferencial. É o total da 

corrente de falta no objeto protegido, sem considerar a forma de distribuição entre os 

lados. O valor de pickup é referente à corrente nominal do objeto protegido. Você 

pode selecionar uma sensitividade alta (pequeno valor de pickup) para transformadores 

, reatores geradores ou motores (pré-ajustando 0.2 · INObj). Um valor mais alto 

(acima do valor nominal da corrente) deverá ser selecionado para linhas e barramentos. 

Tolerâncias de medições mais altas devem ser esperadas, se as correntes 

nominais dos transformadores de corrente diferirem extensivamente da corrente 

nominal do objeto protegido. Em adição ao limite de pickup I-DIFF>,a corrente 

diferencial está sujeita a um segundo limite de pickup. Se esse limite I-DIFF>> 

(endereço 1231) for excedido então é iniciado trip sem considerar a magnitude da 

corrente de restrição ou o conteúdo harmônico (trip de alta corrente não estabilizado). 

Esse estágio deve ser ajustado mais alto que I-DIFF>. Se o objeto protegido tem 

uma impedância direta alta, (transformadores, geradores, reatores em série), um 

limite pode ser encontrado acima do qual uma corrente de falta externa nunca possa 

alcançar. Esse limite (primário) é, p. ex., p/ um transformador de potência, 

1 

---------------------------- ⋅ 

I . 

u Ntransf 

sc transf 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

I 

Diff 

--------------- 

10 

I NObj 

9 

8 

1231 

I–DIFF>> 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

1221 

I–DIFF> 

Figura 2-35 Característica de trip da proteção diferencial 


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 

1244 

I 

Rest 

1242 

BASE POINT 2 

1256 

BASE POINT 2 I–ADD ON STAB 

A característica de trip é formada por dois slopes (Figura 2-35) A inclinação do primeiro 

slope é determinada pelo endereço 1241A SLOPE 1, seu ponto de base pelo endereço 

1242A BASE POINT 1. Esse parâmetro só pode ser alterado com DIGSI 4 

em Ajustes Adicionais. 

Esse slope cobre erros proporcionais de corrente.Estes são principalmente erros de 

conversão dos transformadores de corrente e no caso de transformadores de 

potência com modificadores de derivação, correntes diferenciais que ocorram devido 

à faixa de regulagem do transformador. 

A porcentagem dessa corrente diferencial é igual à porcentagem da faixa de regulagem 

desde que a tensão nominal seja corrigida de acordo com a Subseção 2.1.2 no 

cabeçalho de margem “Dados do Objeto com Transformadores” (página 20). 

O segundo ramal produz uma estabilização mais alta na faixa de altas correntes que 

pode conduzir à saturação do transformador de corrente. Seu ponto de base é 

ajustado no endereço 1244A BASE POINT 2 e é referente à corrente nominal do 

objeto. A inclinação é ajustada no endereço 1243A SLOPE 2. A estabilidade da 

proteção pode ser influenciada por esses ajustes. Uma inclinação mais alta resulta 

em estabilidade mais alta. Esse parâmetro só pode ser alterado com DIGSI 4 em 

“Ajustes Adicionais” 

Temporizações Em casos especiais pode ser vantajoso temporizar o sinal de trip da proteção. Para 

isso, pode ser ajustada uma temporização adicional. O temporizador 1226A T I- 

DIFF> é iniciado quando uma falta interna é detectada pelo estágio I Diff> e a característica 

de trip.. 1236A T I-DIFF>> é a temporização para o estágio I Diff>>.Esse 

parâmetro só pode ser alterado com DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”.Esses ajustes 

são puras temporizações que não incluem o tempo de operação inerente da proteção. 

Trip 

1243 

SLOPE 2 

Bloqueio 

1241 

SLOPE 1 


----------------- 

I 

NObj 

63

2 Funções 

Aumento do Valor 

de Pickup na 

Partida 

Estabilização 

Add-on 

Restrição 

Harmônica 

O aumento do valor de pickup na partida serve como uma segurança adicional contra 

sobrefuncionamento quando um objeto de proteção não energizado é ligado. Essa 

função pode ser ajustada para ON ou OFF no endereço 1205 INC.CHAR.START. 

Especialmente para motores ou motor/transformador em conexão de bloco deve ser 

ajustada para ON. 

O valor da corrente de restrição I-REST. STARTUP (endereço 1251A) é o valor da 

corrente de restrição que seguramente caíra abaixo antes que a partida do objeto protegido 

ocorra (isto é, em caso de motor parado). Esse parâmetro só pode ser alterado 

com DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”. Favor considerar o fato de que corrente de 

restrição é duas vezes a corrente operacional de passagem. O valor pré-ajustado de 

0.1 representa 0.05 vezes a corrente nominal do objeto protegido. 

O endereço 1252A START-FACTOR determina por qual fator o valor de pickup do 

estágio IDiff> deve ser aumentado na partida. A característica desse estágio aumenta 

pelo mesmo valor. O estágio IDiff>> não é afetado. Para motores ou motor/transformador 

em conexão de bloco um valor de 2 é normalmente adequado.Esse parâmetro 

só pode ser alterado com DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”. 

O aumento do valor de pickup é novamente ajustado a seu valor original após o 

período de tempo T START MAX (endereço 1253) ter passado. 

Em sistemas com correntes de passagem muito altas uma estabilização dinâmica 

add-on está sendo habilitada para faltas externas (Figura 2-35). O valor inicial é ajustado 

no endereço 1256A I-ADD ON STAB.. O valor é referente à corrente nominal 

do objeto protegido. A inclinação é a mesma que para o ramal b da característica 

(SLOPE 1, endereço 1241A).Esse parâmetro só pode ser alterado com DIGSI 4 em 

“Ajustes Adicionais”. Favor considerar o fato de que a corrente de restrição é a 

soma aritmética das correntes fluentes no objeto protegido, isto é: é duas vezes a 

corrente de passagem. 

A máxima duração da estabilização add-on após detecção de uma falta externa é 

ajustada para multiplicação de um ciclo AC (endereço 1257A T ADD ON-STAB.). 

Esse parâmetro só pode ser alterado com DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”. A estabilização 

add-on é automaticamente desabilitada mesmo antes de expirar o tempo de 

período de ajuste assim que o dispositivo tenha detectado que o ponto de operação 

IDiff/IRest está localizado de maneira fixa (isto é, via pelo menos um ciclo) dentro da 

zona de trip. 

A estabilização com conteúdo harmônico está disponível somente quando o dispositivo 

é usado como proteção de transformador, isto é, PROT. OBJECT (endereço 105) 

é ajustado para 3 phase transf. ou Autotransf. ou 1 phase transf.. Ela 

é usada também para reatores shunt se os transformadores de corrente estiverem 

instalados em ambos os lados dos pontos de conexão do reator (conforme exemplo 

na Figura 2-25, gráfico da direita). 

A função de restrição de inrush pode ser manobrada para OFF ou ON sob o endereço 

1206 INRUSH 2.HARM.. Ela está baseada na avaliação do conteúdoo do 2º 

harmônico da corrente de inrush. A relação do 2º harmônico para a freqüência fundamental 

2. HARMONIC (endereço 1261) é pré-ajustada para I 2fN /I fN = 15 % e pode, 

como regra geral, ser retida sem mudança. Essa relação pode ser diminuida de 

forma a fornecer ajuste mais estável em casos excepcionais especialmente sob 

condições desfavoráveis de ligação. 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A restrição de inrush pode ser extendida pela função de “Bloqueio Cruzado”. Isso 

significa que não apenas a fase com corrente de inrush exibindo conteúdo harmônico 

em excesso ao valor permitido está estabilizada mas também as outras fases do 

estágio diferencial IDiff> são bloqueadas. A duração para a qual a função de bloqueio 

cruzado está ativa pode ser limitada sob o endereço 1262A CROSSB. 2. HARM. O 

ajuste é em múltiplos do ciclo AC. Esse parâmetro só pode ser alterado com DIGSI 4 

em “Ajustes Adicionais”. Se ajustada para 0 (pré-ajuste) a proteção pode dar trip 

quando o transformador é ligado em uma falta monofásica mesmo enquanto as 

outras fases conduzam corrente de inrush. Se ajustada para ∞ a função de bloqueio 

cruzado permanece ativa enquanto o conteúdo harmônico é registrado em qualque 

fase. 

Paralelo ao segundo harmônico o 7UT612 fornece estabilização com um outro 

harmônico:o enésimo harmônico ( nº). O endereço 1207 RESTR. n.HARM. permite 

selecionar o 3. Harmonic ou o 5. Harmonic, ou manobrar essa restrição de 

enésimo harmônico OFF. 

Sobrexcitação em estado estacionário de transformadores é caracterizada por 

conteúdo harmônico ímpar. O 3º e o 5º harmônicos são adequados para detectar 

sobrexcitação. Como o 3º harmônico é freqüentemente eliminado nos enrolamentos 

do transformador (por exemplo, em um grupo de enrolamento conectado em delta), o 

5º harmônico é usualmente usado. 

Transformadores conversores também produzem conteúdo harmônico ímpar. 

O conteúdo harmônico que bloqueia o estágio diferencial IDiff> é ajustado sob o 

endereço 1271 n. HARMONIC. Por exemplo, se a restrição de 5º harmônico é usada 

para evitar trip durante sobrexcitação, é conveniente 30 % (pré-ajuste). 

Restrição harmônica com o nº harmônico opera individualmente por fase. Mas 

existem possibilidades — assim como com a restrição de inrush — para ajustar a 

proteção de tal forma que não apenas a fase com conteúdo harmônico em excesso 

ao valor permissível seja estabilizada mas também as outras fases do estágio 

diferencial IDiff> são bloqueadas (função bloqueio cruzado). A duração para a qual a 

função de bloqueio cruzado está ativa pode ser limitada pelo endereço 1272A 

CROSSB. n.HARM. O ajuste se dá em múltiplos do ciclo AC. Esse parâmetro só pode 

ser alterado com DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”. Se ajustada para 0 (pré-ajuste) 

a função de bloqueio cruzado é inefetiva, se ajustada para ∞ a função de bloqueio 

cruzado permanece ativa enquanto o conteúdo harmônico for registrado em qualquer 

fase. 

Se a corrente diferencial exceder a magnitude ajustada no endereço 1273A IDIFFmax 

n.HM nenhuma restrição de enésimo harmônico tem lugar. Esse parâmetro só 

pode ser alterado com DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”. 

65

2 Funções 

2.2.8 Visão Geral de Ajustes 

Nota: Endereços com um “A” ligado a seu final só podem ser modificados em 

DIGSI ® 4, em “Ajustes Adicionais”. 

End.. Título do Ajuste Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 

1201 DIFF. PROT. OFF 

ON 

Block relay for trip commands 

OFF Proteção Diferencial 

1205 INC.CHAR.START OFF 

ON 

1206 INRUSH 2.HARM. OFF 

ON 

1207 RESTR. n.HARM. OFF 

3. Harmonic 

5. Harmonic 

1208 I-DIFF> MON. OFF 

ON 

OFF Aumento da Característica de Trip 

Durante a Partida 

ON Inrush com restrição de 

2º harmônico 

OFF Restrição do enésimo Harmônico 

ON Monitoramento de Corrente 

Diferencial 

1210 I> CURR. GUARD 0.20..2.00 I/InO; 0 0.00 I/InO I> para Guarda de Corrente 

1211A DIFFw.IE1-MEAS NO 

YES 

1212A DIFFw.IE2-MEAS NO 

YES 

NO Proteção Diferencial com medição 

de Corrente de Terra Lado 1 

NO Proteção Diferencial com medição 

de Corrente de Terra Lado 2 

1221 I-DIFF> 0.05..2.00 I/InO 0.20 I/InO Valor de Pickup da Corrente 

Diferencial 

1226A T I-DIFF> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I-DIFF> Temporização 

1231 I-DIFF>> 0.5..35.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Valor de Pickup de Trip Estágio 

Alta-Corrente 

1236A T I-DIFF>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec T I-DIFF>> Temporização 

1241A SLOPE 1 0.10..0.50 0.25 Inclinação 1 da Característica de 

Trip 

1242A BASE POINT 1 0.00..2.00 I/InO 0.00 I/InO Ponto de Base p/ Inclinação 1 da 

Característica 

1243A SLOPE 2 0.25..0.95 0.50 Inclinação 2 da Característica de 

Trip 

1244A BASE POINT 2 0.00..10.00 I/InO 2.50 I/InO Ponto de Base p/ Inclinação 2 da 


1251A I-REST. STARTUP 0.00..2.00 I/InO 0.10 I/InO I RESTRIÇÃO para Detecção de 

Partida 

1252A START-FACTOR 1.0..2.0 1.0 Fator para Aumento da 

Característica na Partida 

1253 T START MAX 0.0..180.0 sec 5.0 sec Tempo de Partida Máximo 

Permissível 


C53000–G1179–C148–1

2.2.9 Visão Geral de Informações 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 



1256A I-ADD ON STAB. 2.00..15.00 I/InO 4.00 I/InO Pickup para Estabilização Add-on 

1257A T ADD ON-STAB. 2..250 Cycle; ∞ 15 Cycle Duração de Estabilização Add-on 

1261 2. HARMONIC 10..80 % 15 % Conteúdo do 2º Harmônico em 

I-DIFF 

1262A CROSSB. 2. HARM 2..1000 Cycle; 0; ∞ 3 Cycle Tempo para Bloqueio Cruzado do 

2º Harmônico 

1271 n. HARMONIC 10..80 % 30 % Conteúdo do enésimo Harmônico 

em I-DIFF 

1272A CROSSB. n.HARM 2..1000 Cycle; 0; ∞ 0 Cycle Tempo para Bloqueio Cruzado no 

Enésimo Harmônico 

1273A IDIFFmax n.HM 0.5..20.0 I/InO 1.5 I/InO Limite Máximo IDIFF da Restrição 

do Enésimo Harmônico 

1281 I-DIFF> MON. 0.15..0.80 I/InO 0.20 I/InO Valor de Pickup do Monitoramento 

da Corrente Diferencial 

1282 T I-DIFF> MON. 1..10 sec 2 sec Monitoramento da Temporização T 

I-DIFF> 


05603 >Diff BLOCK >BLOQUEAR Proteção Diferencial 

05615 Diff OFF Proteção Diferencial está DESLIGADA (OFF) 

05616 Diff BLOCKED Proteção Diferencial está BLOQUEADA 

05617 Diff ACTIVE Proteção Diferencial está ATIVA 

05620 Diff Adap.fact. Diferencial:Fator de Adaptação do TC Adverso 

05631 Diff picked up Pickup da proteção Diferencial 

05644 Diff 2.Harm L1 Diferencial: Bloqueada pelo 2º Harmônico L1 



05647 Diff n.Harm L1 Diferencial: Bloqueada pelo nº HarmônicoL1 

05648 Diff n.Harm L2 Diferencial: Bloqueada pelo nº Harmônico L2 

05649 Diff n.Harm L3 Diferencial: Bloqueada pelo nº HarmônicoL3 

05651 Diff Bl. exF.L1 Proteção Diferencial: Bloqueada por falta externa L1 



67

2 Funções 


05657 DiffCrosBlk2HM Diferencial: Bloqueio Cruzado pelo 2º Harmônico 

05658 DiffCrosBlknHM Diferencial: Bloqueio Cruzado pelo nº Harmônico 

05662 Block Iflt.L1 Proteção Diferencial: Bloqueada por falha no TC L1 

05663 Block Iflt.L2 Proteção Diferencial.: Bloqueada por falha no TC L2 

05664 Block Iflt.L3 Proteção Diferencial: Bloqueada por falha no TC L3 

05666 Diff in.char.L1 Diferencial: Aumento da característica de fase L1 



05670 Diff I-Release Diferencial: Liberação de Corrente para Trip 

05671 Diff TRIP Proteção Diferencial TRIP 

05672 Diff TRIP L1 Proteção Diferencial: TRIP L1 



05681 Diff> L1 Proteção Diferencial: IDIFF> L1 (sem temporização) 



05684 Diff>> L1 Proteção Diferencial: IDIFF>> L1 (sem temporização) 



05691 Diff> TRIP Proteção Diferencial: TRIP por IDIFF> 

05692 Diff>> TRIP Proteção Diferencial: TRIP por IDIFF>> 

05701 Dif L1 : Corrente Diferencial em L1 no trip sem temporização 



05704 Res L1 : Corrente de restrição em L1 no trip sem temporização 




C53000–G1179–C148–1

2.3 Proteção de Falta à Terra Restrita 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A proteção de falta à terra restrita detecta faltas à terra em transformadores de 

potência, reatores shunt, transformadores/reatores de aterramento neutro ou 

máquinas rotativas, no ponto estrela do qual é conduzida para terra. É também 

dequada quando um formador de ponto estrela está instalado dentro da zona 

protegida de um transformador de potência não aterrado . Uma pré-condição é de que 

um transformador de corrente esteja instalado na conexão do ponto estrela, isto é, 

entre o ponto estrela e terra. O ponto estrela do TC e os TCs trifásicos definem os 

limites da zona protegida, exatamente. 

Exemplos estão ilustrados nas Figuras 2-36 a 2-40. 

L 1 

L 2 

L 3 

I SP 

7UT612 

Figura 2-36 Proteção de Falta à Terra Restrita em um Enrolamento de Transformador 

Aterrado 

L 1 

L 2 

L 3 

3I 0' = I SP 

I L1 

I L2 

I L3 

3I 0" = I L1 + I L2 + I L3 

Figura 2-37 Proteção de Falta à Terra Restrita em um Enrolamento de Transformador Não 

Aterrado com Reator Neutro (formador de ponto estrela) Dentro da Zona 

Protegida 

I SP 

3I 0 ' = I SP 

L 1 

L 2 

L 3 

I L1 

I L2 

I L3 

3I 0 " = I L1 + I L2 + I L3 

7UT612 

L 1 

L 2 

L 3 

69

2 Funções 

L 1 

L 2 

L 3 

Figura 2-38 Proteção de falta à terra restrita em um reator shunt aterrado com TCs nos 

condutores do reator 

L 1 

L 2 

L 3 

I SP 

I L1 

I L2 

I L3 

3I 0" = I L1 + I L2 + I L3 

3I 0 ' = I SP 

7UT612 

Figura 2-39 Proteção de falta à terra restrita em um reator shunt aterrado com 2 grupos TCs 

(tratado como um auto-transformador) 


C53000–G1179–C148–1 

I SP 

3I 0 ' = I SP 

L 1 

L 2 

L 3 

IL1 + IL2 + IL3 Side 1 

I L1 

I L2 

I L3 

I L1 + I L2 + I L3 

Side 2 

7UT612 

L 1 

L 2 

L 3

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

L 1 

L 2 

L 3 

2.3.1 Descrição da Função 


Figura 2-40 Proteção de falta à terra restrita em um auto-transformador aterrado 

Princípio Básico Durante operações normais, nenhuma corrente de ponto estrela ISP flui através do 

ponto estrela condutor, a soma das correntes de fase 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 é zero 

também. 

Quando ocorre uma falta à terra na zona protegida (Figura 2-41), fluirá uma corrente 

de ponto estrela ISP ; dependendo das condições de aterramento do sistema de 

potência uma outra corrente de terra pode ser reconhecida no caminho da corrente 

residual dos transformadores de corrente de fase. Uma vez que todas as correntes 

que fluem para a zona protegida são definidas positivas, a corrente residual do 

sistema estará mais ou menos em fase com a corrente do ponto estrela. 

L 1 

L 2 

L 3 

I L1 

I L2 

I L3 

I SP 

7UT612 

Figura 2-41 Exemplo para uma falta à terra em um transformador com distribuição de 

corrente 

I SP 

I L3 

3I 0' = I SP 

IL1 + IL2 + IL3 Side 1 

L 1 

L 2 

L 3 

I L1 

I L2 

I L3 

I L1 + I L2 + I L3 

Side 2 

L 1 

L 2 

L 3 

71

2 Funções 

Avaliação das 

Grandezas Medidas 

Quando ocorre uma falta à terra fora da zona protegida (Figura 2-42), uma corrente 

de ponto estrela I SP fluirá igualmente; mas a corrente residual dos transformadores 

de corrente de fase 3I 0 é agora de magnitude igual e em oposição de fase com a 

corrente do ponto estrela. 

L 1 

L 2 

L 3 

Figura 2-42 Exemplo de uma falta à terra externa ao transformador com distribuição de 

corrente 

Quando uma falta sem conexão à terra ocorre fora da zona protegida, pode ocorrer 

uma corrente residual no caminho da corrente residual dos transformadores de corrente 

de fase que é causada por saturação diferente dos transformadores de corrente 

de fase sob fortes condições de passagem de corrente. Essa corrente poderia simular 

uma falta na zona protegida. Trip errôneo precisa ser evitado sob tais condições.Para 

isso, a proteção de falta à terra restrita utiliza métodos que diferem substancialmente 

do método utilizado na proteção diferencial, visto que utiliza, em paralelo à magnitude 

das correntes medidas, também a relação de fase. 

A proteção de falta à terra restrita compara a onda fundamental do fluxo de corrente 

na conexão do ponto estrela, a qual é designada como 3I0 ’ a seguir, com a onda 

fundamental da soma das correntes de fase, as quais deverão ser designadas em 

seguida como 3I0 ". Assim, aplica-se o seguinte: (Figura 2-43): 

3I0' = ISP 3I0 " = IL1 + IL2 + IL3 Somente 3I0' age como grandeza de efeito de trip, durante uma falta dentro da zona 

protegida essa corrente está sempre presente. 

I SP 

3I 0 ' = I SP 

I L1 

I L2 

I L3 

Figura 2-43 Princípio da proteção de falta à terra restrita 


C53000–G1179–C148–1 

I SP 

3I 0" = I L1 + I L2 + I L3 

7UT612 

–I L3 

L 1 

L 2 

L 3 

L 1 

L 2 

L 3

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Quando ocorre uma falta à terra fora da zona protegida, uma outra corrente de terra 

3I0" flui através dos transformadores de corrente de fase.Isto é, no lado primário, em 

fase contrária com a corrente 3I0' do ponto estrela e tem magnitude igual. A máxima 

informação das correntes é avaliada para estabilização: a magnitude das correntes e 

sua posição de fase. É definido o seguinte: 

Uma corrente de efeito de trip 

IREF = |3I0'| e a estabilização ou corrente de restrição 

IRest = k · (|3I0' – 3I0"| – |3I0' + 3I0"|) onde k é o fator de estabilização que será explicado abaixo, e em primeiro lugar 

assumimos que k = 1. IREF deriva da onda fundamental e produz a grandeza de efeito 

de trip, IRest contrapõe esse efeito. 

Para clarear a situação, serão examinadas três importantes condições de operação: 

a) Corrente de falta de passagem em uma falta à terra externa: 

3I0" está em fase oposta com 3I0' e de igual magnitude , isto é, 3I0" = –3I0' IREF = |3I0'| IRest = |3I0' + 3I0"| – |3I0' – 3I0"| = 2·|3I0'| A corrente de efeito de trip (IREF) iguala a corrente do ponto estrela; restrição (IRest) corresponde a duas vezes a corrente de efeito de trip. 

b) Falta à terra interna, alimentada somente do ponto estrela: 

Nesse caso, 3I0" = 0 

IREF = |3I0'| IRest = |3I0' – 0| – |3I0' + 0| = 0 

A corrente de efeito de trip (IREF) iguala a corrente do ponto estrela; restrição (IRest) é 

zero, isto é, sensitividade completa durante falta à terra interna. 

73

2 Funções 

c) Falta à terra interna, alimentada do ponto estrela e do sistema, por exemplo, com 

igual magnitude de corrente de terra: 

Nesse caso, , 3I0" = 3I0' IREF = |3I0'| IRest = |3I0' – 3I0'| – |3I0' + 3I0'| = –2 · |3I0'| A corrente de efeito de trip (IREF) iguala a corrente do ponto estrela; a grandeza de 

restrição (IRest) é negativa e , dessa forma, ajustada para zero, isto é, sensitividade 

completa durante 

falta à terra interna. 

Esse resultado mostra que para falta interna nenhuma estabilização é efetiva uma 

vez que a grandeza de restrição é tanto zero quanto negativa. Assim, pequena corrente 

de terra pode causar trip. Em contraste, restrição forte torna-se efetiva para 

faltas à terra externas. A Figura 2-44 mostra que a restrição é a mais forte quando a 

corrente residual dos transformadores de corrente de fase é alta (área com 3I0"/3I0' negativo). Com transformadores de corrente ideais , 3I0"/3I0' seria –1. 

Se o transformador de corrente do ponto estrela está designado mais fraco do que os 

transformadores de corrente de fase ( por exemplo pela seleção de um fator limite de 

precisão menos acurada ou por demanda secundária mais alta), nenhum trip será 

possível sob condição de falta externa mesmo no caso de saturação severa já que a 

magnitude de 3I0" é sempre mais alta do que de 3I0'. Bloqueio 

3I 

-0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 o " 

0.3 

3Io' Figura 2-44 Característica de trip da proteção de falta à terra restrita dependendo da relação 

de corrente de terra 3I 0"/3I 0' (ambas correntes em fase positiva(+) ou fase 

contrárias(–); 

I REF = corrente de efeito de trip; I REF> = valor de ajuste 


C53000–G1179–C148–1 

I REF 

I REF > 

4 

Trip 

3 

2 

1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


É assumido nos exemplos acima que as correntes 3I 0 " e 3I 0 ' estão em fase contrária 

para faltas à terra externas o que somente é verdade para as grandezas medidas 

primárias. A saturação do transformador de corrente pode causar mudança entre as 

ondas fundamentais das correntes secundárias que reduzem a grandeza de restrição. 

Se o deslocamento de fase ϕ(3I 0"; 3I 0') = 90° então a grandeza de restrição é 

zero. Isso corresponde ao método convencional de determinação de direção pelo uso 

de soma vetorial e comparação de diferença (Figura 2-45). 

–3I 0" 

3I 0' – 3I 0" 

+3I 0" 

3I 0' I Rest para k = 1 

3I 0' + 3I 0" 

Figura 2-45 Diagrama de fasores da grandeza de restrição durante falta externa 

A grandeza de restrição pode ser influenciada por meio de um fator k. Esse fator tem 

uma certa relação com o ângulo limite ϕlimit. Esse ângulo limite determina para qual 

deslocamento de fase entre 3I0 " e 3I0' o valor de pickup cresce para infinito quando 

3I0 " = 3I0', isto é, nenhum pickup ocorre. No 7UT612 é k = 2, isto é, a grandeza de 

restrição no exemplo acima a) é redobrada mais uma vez: a grandeza de restrição 

IRest é 4 vezes a grandeza de efeito de trip IREF . O ângulo limite é ϕlimit = 110°. Isso 

significa que nenhum trip é possível para deslocamento de fase ϕ(3I0 "; 3I0') ≥ 110°. 

A Figura 2-46 mostra as características operacionais da proteção de falta à terra 

restrita dependente do deslocamento de fase entre 3I0 " e 3I0', para uma relação de 

alimentação constante |3I0 "| = |3I0'|. 75

2 Funções 

120° 110° 100° 90° 80° 70° 

Figura 2-46 Característica de trip da proteção de falta à terra restrita dependendo do 

deslocamento de fase entre 3I 0" e 3I 0' para 3I 0" = 3I 0' (180° = falta externa) 

É possível aumentar o valor de trip na área de trip proporcional à soma aritmética de 

todas as correntes, isto é, a soma das magnitudes Σ|I| = |I L1 | + |I L2 | + |I L3 | + |I SP | 

(Figura 2-47). A inclinação dessa estabilização pode ser ajustada. 

I REF 

Bloqueio 

Figura 2-47 Aumentando o valor de pickup 


C53000–G1179–C148–1 

I REF 

I REF > 

4 

Trip 

3 

2 

1 

1313 

SLOPE 

Σ|I| 

ϕ(3I o ";3I o ')

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

FNo 05817 

REF picked up 

IL1 IL1 IL1 I 7 

FNo 05803 

>BLOCK REF 

1311 I-REF> 

|3I 0 '| > k·(|3I 0 '–3I 0 "| – |3I 0 '+3I 0 "|) 

|I L1 | + |I L2 | + |I L3 | + |I St | 

1301REF PROT. 

”1” 

ON 

Block relay 

OFF 

≥1 

Figura 2-48 Diagrama lógico da proteção de falta à terra restrita 

2.3.2 Ajustando Parâmetros de Funções 

1313 SLOPE 


& 


1312 T I–EDS> 

T 0 

FNo 05816 

REF T start 

FNo 05821 

REF TRIP 

FNo 05812 

REF BLOCKED 

FNo 05813 

REF ACTIV 

FNo 05811 

REF OFF 

A proteção de falta à terra restrita só pode operar se essa função tiver sido designada 

durante a configuração (consulte a Subseção 2.1.1, endereço 113) REF PROT. para 

um dos lados do objeto protegido. Adicionalmente, a entrada de corrente medida I 7 

deve ser designada para o mesmo lado (endereço 108). A proteção de falta à terra 

restrita pode ser ajustada efetiva (ON) ou sem efeito (OFF) no endereço 1301 REF 

PROT.. Quando ajustada para Block relay, a função de proteção opera mas não 

é emitido nenhum comando de trip. 

Nota: 

Quando enviado pela fábrica, a proteção de falta à terra restrita está desligada (OFF). 

A razão é a de que a proteção não deve entrar em operação enquanto não houver 

sido designado o lado e a polaridade do TC. Sem os ajustes adequados, o dispositivo 

pode apresentar reações inesperadas (inclusive trip!)! 

A sensitividade da proteção de falta à terra restrita é determinada pelo valor de pickup 

I-REF> (endereço 1311). A corrente de falta à terra que flui através do condutor do 

ponto estrela do objeto protegido (transformador, gerador, motor, reator shunt) é 

decisiva. Uma outra corrente de terra que pode ser fornecida da rede não influencia 

a sensitividade. O valor de ajuste é referido à corrente nominal do lado protegido. 

O valor de ajuste pode ser aumentado no quadrante de trip dependendo da soma aritmética 

das correntes (estabilização pela soma de todas as magnitudes de correntes) 

que se ajusta sob o endereço 1313A SLOPE. Esse parâmetro só pode ser alterado 

com DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”. O valor de pré-ajuste 0 é normalmente 

adequado. 

& 

& 

77

2 Funções 



Em casos especiais pode ser vantajoso temporizar o sinal de trip da proteção Para 

isso, uma temporização adicional pode ser ajustada. O temporizador 1312A T I- 

REF> é iniciado quando uma falta interna é detectada. Esse ajuste é pura temporização 

que não inclui o tempo de operação inerente da proteção. 

Nota: Endereços com um “A” anexado a seu final só pode ser mudado em DIGSI4 em 

“Ajustes Adicionais”. 


1301 REF PROT. OFF 

ON 


OFF Proteção de Falta à Terra Restrita 

1311 I-REF> 0.05..2.00 I / In 0.15 I / In Valor de Pickup I REF> 

1312A T I-REF> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-REF> 

1313A SLOPE 0.00..0.95 0.00 Inclinação da Característica I-REF> = 

f(I-SUM) 


05803 >BLOCK REF >BLOQUEAR Proteção de Falta à Terra Restrita 

05811 REF OFF Falta à Terra Restrita está DESLIGADA (OFF) 

05812 REF BLOCKED Falta à Terra Restrita está BLOQUEADA 

05813 REF ACTIVE Falta à Terra Restrita está ATIVA 

05836 REF Adap.fact. REF: Fator de Adaptação adverso do TC 

05817 REF picked up Pickup da Falta à Terra Restrita 

05816 REF T start Iniciada temporização da Falta à terra restrita 

05821 REF TRIP TRIP da Falta à terra restrita 

05826 REF D: REF: Valor D em trip (sem Temporização T) 

05827 REF S: REF: Valor S em trip (sem Temporização T) 

05830 REF Err CTstar REF err.: Nenhum pornto estrela do TC 

05835 REF Not avalia. REF err: Não disponível para este objeto 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.4 Proteção de Sobrecorrente Temporizada para Correntes de Fase e Residual 


Residual 

Geral A proteção de sobrecorrente temporizada é usada como proteção de backup para a 

proteção de curto-circuito do objeto protegido e fornece proteção de backup para 

faltas externas que não são prontamente desconectadas e assim podem por em risco 

o objeto protegido. 

Informação sobre a conexão e pontos de vista para a designação dos lados do objeto 

protegido são fornecidas na Subseção 2.1.1 em “Casos Especiais” (página 15) O lado 

designado e a característica já foram decididos nos endereços 120 a 123. 

A proteção de sobrecorrente temporizada para correntes de fase considera suas 

correntes do lado para o qual foram designadas. A proteção de sobrecorrente temporizada 

para corrente residual sempre usa a soma da corrente daquele lado para o qual 

foi designada. O lado para correntes de fase pode ser diferente daquele da corrente 

residual. 

Se o objeto protegido é PROT. OBJECT = 1ph Busbar (endereço 105, veja 

Subseção 2.1.1), a proteção de sobrecorrente temporizada não é efetiva. 

A proteção de sobrecorrente temporizada fornece dois estágios de tempo definido e 

um estágio de tempo inverso para cada uma das correntes de fase e corrente 

residual. Os estágios de tempo inverso podem operar de acordo com características 

IEC ou ANSI, ou definida pelo usuário. 


2.4.1.1 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Definida 

Os estágios de tempo definido para correntes de fase e corrente residual estão 

sempre disponíveis mesmo se uma característica de tempo inverso tenha sido 

configurada de acordo com a Subseção 2.1.1 (endereços 121 e/ou 123). 

Pickup, Trip Dois estágios de tempo definido estão disponíveis para cada uma das correntes de 

fase e corrente residual (3·I0 ). 

Cada corrente de fase e corrente residual 3·I0 são comparadas com o valor de ajuste 

I>> (ajuste comum para as três correntes de fase) e 3I0>> (ajuste independente 

para 3·I0). Correntes acima do valor de pickup associado são detectadas e anunciadas. 

Quando a temporização respectiva T I>> ou T 3I0>> expira, é emitido comando 

de trip. O valor de reset é de aproximadamente 5 % abaixo do valor de pickup para 

correntes > 0.3 ·IN. A Figura 2-49 mostra o diagrama lógico para os estágios de alta corrente I>> e 3I0>>. 79

2 Funções 

2008 MANUAL CLOSE 

„1“ 

(s. Fig. 2-54) 

Fecham. Manual 

I L1 

I L2 

I L3 

3I 0 

2011 I>> 

L1 

L2 

L3 

FNo 1721 

>BLOCK I>> 

& 

2012 T I>> 

T 0 


Figura 2-49 Diagrama lógico dos estágios de alta corrente I>> para correntes de fase e residual 

& 

& 

≥1 ≥1 

FNo 1762 ... 1764 

O/C Ph L1 PU 

O/C Ph L2 PU 

O/C Ph L3 PU 

FNo 1800 

I>> picked up 

FNo 1805 

I>> TRIP 

FNo 1804 

I>> Time Out 

FNo 1852 

I>> BLOCKED 

FNo 1704 

>BLK Phase O/C 

FNo 1752 

O/C Phase BLK 

2001 PHASE O/C 

≥1 

FNo 1753 

O/C Phase ACT 

„1“ 

OFF 

ON 

FNo 1751 

O/C Phase OFF 

2208 3I0 MAN. CLOSE 

„1“ 

I>> 

(s. Fig. 2-54) 


2211 3I0>> 

I>> 

FNo 1742 

Inactive 

I>> instant. 

Ip instant. 

I> instant. 

Inactive 

3I0>> instant. 

3I0p instant. 

3I0> instant. 

>BLOCK 3I0>> 

& 

& 

& 



2212 T 3I0>> 

T 0 



C53000–G1179–C148–1 

≥1 

≥1 

FNo 1766 

O/C 3I0 PU 

FNo 1901 

3I0>> picked up 

FNo 1903 

3I0>> TRIP 

FNo 1902 

3I0>> Time Out 

FNo 1857 

3I0> BLOCKED 

FNo 1741 

>BLK 3I0 O/C 

FNo 1749 

O/C 3I0 BLK 

2201 3I0 O/C 

≥1 

FNo 1750 

O/C 3I0 ACTIVE 

„1“ 

OFF 

ON 

FNo 1748 

O/C 3I0 OFF 

≥1

I L1 

I L2 

I L3 


„1“ 

(s. Fig. 2-54) 


(s. Fig. 2-56) 

Bloq Rush L1 

2013 I> 

I> 

L1 

L2 

L3 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Cada corrente de fase e corrente residual 3·I0 são, adicionalmente comparadas com 

o valor de ajuste I> (ajuste comum para as três correntes de fase) e 3I0> (ajuste independente 

para 3·I0). Quando os limites ajustados são excedidos é anunciado pickup. 

Mas se for usada restrição de inrush (conforme a Subseção 2.4.1.5), uma análise 

de freqüência é executada primeiramente (Subseção 2.4.1.5). Se uma condição de 

inrush for detectada, a anunciação de pickup é suprimida e uma mensagem de inrush 

dá saída em seu lugar. Quando, após pickup, sem reconhecimento de inrush, as temporizações 

relevantes T I> ou T 3I0> são expiradas, o comando de trip é emitido. 

Durante condição de inrush nenhum trip é possível mas o tempo expirado é anunciado. 

O valor de reset é de aproximadamente 5 % abaixo do valor de pickup para 

correntes > 0,3·IN. A Figura 2-50 mostra o diagrama lógico dos estágios I> para correntes de fase, a 

Figura 2-51 para corrente residual. 

Os valores de pickup para cada um dos estágios, I> (correntes de fase), 3I0> (corrente residual), I>> (correntes de fase), 3I0>> (corrente residual) e temporizações 

podem ser ajustados individualmente. 

Inactive 

I>> instant. 

Ip instant. 

I> instant. 

& 

& 

& 

T I> 

2014 

Figura 2-50 Diagrama Lógico dos estágios de sobrecorrente I> para correntes de fase 

& 

& 

T 0 & 



≥1 ≥1 

FNo 7551 

I> InRush PU 

FNo 7565 ... 7567 

L1 InRush PU 

L2 InRush PU 

L3 InRush PU 

FNo 1762 ... 1764 

O/C Ph L1 PU 

O/C Ph L2 PU 

O/C Ph L3 PU 

FNo 1810 

I> picked up 

FNo 1814 

I> Time Out 

FNo 1722 


FNo 1851 

>BLOCK I> 

I> BLOCKED 

FNo 1704 


FNo 1752 

O/C Phase BLK 


≥1 

FNo 1753 

O/C Phase ACT 

„1“ 

OFF 

ON 

FNo 1751 

O/C Phase OFF 

≥1 

≥1 

≥1 

≥1 

FNo 1815 

I> TRIP 

81

2 Funções 

3I 0 

2208 3I0 MAN. CLOSE 

„1“ 

(s. Fig 2-54) 


I> 

FNo 1743 

Inactive 


3I0p instant. 

3I0> instant. 

Bloq Rush 3I0 

2213 3I0> 

>BLOCK 3I0> 

Figura 2-51 Diagrama lógico do estágio de sobrecorrente 3I 0> para corrente residual 

2.4.1.2 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Inversa 

& 

& 

& 

& 

& 

2214 T 3I0> 

T 0 


FNo 1766 

O/C 3I0 PU 

FNo 1904 

3I0> picked up 

FNo 1906 

3I0> TRIP 

FNo 1905 

3I0> Time Out 

FNo 1857 

3I0> BLOCKED 

FNo 1741 

>BLK 3I0 O/C 

FNo 1749 

O/C 3I0 BLK 

2201 3I0 O/C 

≥1 

FNo 1750 


„1“ 

OFF 

ON 

FNo 1748 

O/C 3I0 OFF 

Os estágios de sobrecorrente temporizada inversos operam com a característica 

tanto de acordo com padrão IEC quanto ANSI ou com uma característica definida 

pelo usuário. As curvas características e suas equações estão representadas nos 

Dados Técnicos (Figuras 4- 74-1 a 4-7 na Seção 4.4). Ao configurar uma dessas 

características de tempo inverso os estágios de tempo definido I>> e I> são também 

habilitados (veja Seção 2.4.1.1). 


C53000–G1179–C148–1 

& 

≥1 

FNo 7569 

3I0> InRush PU 

FNo 7568 

3I0 InRush PU

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Pickup, Trip Cada corrente de fase e corrente residual (soma das correntes de fase) são comparadas, 

uma por uma, com um valor de ajuste comum Ip e um ajuste separado 3I0p. 

Se uma corrente exceder 1.1 vezes o valor de ajuste, há pickup do estágio correspondente 

sinalizado seletivamente. Mas, se for usada a restrição de inrush (conforme a 

Subseção 2.4.1.5), uma análise de freqüência é primeiramente executada (Subseção 

2.4.1.5). Se é detectada uma condição de inrush, a anunciação de pickup é suprimida 

e uma mensagem de inrush dá saída em seu lugar. Os valores RMS das oscilações 

básicas são usados para pickup. Durante o pickup de um estágio Ip, o tempo de trip 

é calculado da corrente de falta fluente por meio de um procedimento de medição de 

integração, dependendo da característica de trip selecionada. Após expirar esse 

período, um comando de trip é transmitido enquanto nenhuma corrente de inrush for 

detectada ou a restrição de inrush desabilitada. Se a restrição de inrush está habilitada 

e a corrente de inrush detectada, não haverá trip. Apesar disso, uma anunciação 

é gerada indicando que o tempo expirou. 

Para a corrente residual 3I0p a característica pode ser selecionada independente da 

característica usada para as correntes de fase. 

Os valores de pickup para os estágios Ip correntes de fase), 3I0p (corrente residual) 

e temporizações para cada um desses estágios podem ser ajustados individualmente. 

A Figura 2-52 mostra o diagrama lógico dos estágios de tempo inverso para correntes 

de fase. A Figura 2-53 para corrente residual. 

Dropout para 

Curvas IEC 

Dropout Para 

Curvas ANSI 

Dropout de um estágio usando curvas IEC ocorre quando a corrente respectiva 

decresce abaixo de 95 % di valor de pickup. Um pickup renovado causará uma nova 

partida dos temporizadores. 

Usando características ANSI,você pode determinar se o dropout de um estágio será 

seguido logo após o limite ser atingido ou se será efetuado por simulação de disco. 

“Logo após” significa que o pickup cai quando o valor de pickup de aproximadamente 

. 95 % é atingido. Para um novo pickup o contador de tempo inicia em zero. 

83

2 Funções 

I L1 

I L2 

I L3 


Inactive 

I>> instant. 

„1“ Ip instant. 

I> instant. 

(s. Fig. 2-54) 


(s. Fig. 2-56) 

Bloq Rush L1 

2021 Ip 

1,1 Ip 

& 

& 

& 

2025 IEC CURVE 

& 

& 

t 

2022 T Ip 

I 

≥1 ≥1 

FNo 7553 

Ip InRush PU 

FNo 7565 ... 7567 

L1 InRush PU 

L2 InRush PU 

L3 InRush PU 

FNo 1762 ... 1764 

O/C Ph L1 PU 

O/C Ph L2 PU 

O/C Ph L3 PU 

FNo 1820 

Ip picked up 

FNo 1824 

L1 

≥1 

Ip Time Out 

L2 


L3 


FNo 1723 


FNo 1855 

>BLOCK Ip 

Ip BLOCKED 

FNo 1704 


FNo 1752 

O/C Phase BLK 


≥1 

FNo 1753 

O/C Phase ACT 

„1“ 

OFF 

ON 

FNo 1751 

O/C Phase OFF 

Figura 2-52 Diagrama lógico dos estágios de sobrecorrente temporizada inversos Ip para correntes de fase — exemplo 

para curvas IEC 


C53000–G1179–C148–1 

& 

≥1 

≥1 

≥1 

FNo 1825 

Ip TRIP

3I 0 

2208 3IO MAN. CLOSE 

„1“ 

(s. Fig. 2-54) 


2221 3I0p 

1,1I> 

FNo 1744 

>BLOCK 3I0p 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Inactive 


3I0p instant. 

3I0> instant. 

Bloq Rush 3I0 


& 

& 

& 

& 

& 

2225 

t 

IEC CURVE 

2222 T 3I0p 


I 

FNo 1766 

O/C 3I0 PU 

FNo 1907 

3I0p picked up 

FNo 1909 

3I0p TRIP 

FNo 1908 

3I0p TimeOut 

FNo 1859 

3I0p BLOCKED 

FNo 1741 

>BLK 3I0 O/C 

FNo 1749 

O/C 3I0 BLK 

2201 3I0 O/C 

≥1 

FNo 1750 


„1“ 

OFF 

ON 

FNo 1748 

O/C 3I0 OFF 

Figura 2-53 Diagrama lógico do estágio de sobrecorrente temporizada inverso para corrente residual — exemplo para 

curvas IEC 

A emulação de disco provoca um processo de dropout (contador de tempo está 

decrescendo) o qual inicia após a desenergização. Esse processo corresponde ao retorno 

de um disco de Ferraris (explicando sua denominação de “emulação de disco”). 

No caso de várias faltas ocorrerem sucessivamente, é assegurado que devido à 

inécia do disco de Ferraris a “história” é levada em consideração e o compotamento 

do tempo adaptado. O reset inicia assim que 90 % do valor de ajuste é atingido, em 

corres-pondência à curva de dropout da característica selecionada. Dentro da faixa 

do valor de dropout (95% do valor de pickup) e 90 % do valor de ajuste os processos 

de de aumento e diminuição estão em estado inativo. Se 5 % do valor de ajuste é 

atingido, o processo de dropout será terminado, isto é, quando um novo pickup 

ocorrer, o temporizador inicia novamente do zero. 

A emulação de disco oferece suas vantagens quando o mapa de coordenação de 

gradação da proteção de sobrecorrente temporizada está combinado com outros 

dispositivos (eletromecânicos ou base de indução) conectados ao sistema. 

& 

≥1 

FNo 7570 

3I0p InRush PU 

FNo 7568 

3I0 InRush PU 

85

2 Funções 

Curvas 

Especificadas Pelo 

Usuário 

2.4.1.3 Comando de Fechamento Manual 

A característica de trip das curvas configuráveis pelo usuário pode ser definida por 

vários pontos. Até 20 pares de valores de corrente e tempo podem ser definidos. Com 

esses valores, o dispositivo aproxima uma característica por meio de interpolação 

linear. 

Se necessário, a característica de dropout pode também ser definida. Para a 

descrição funcional veja “Dropout Para Curvas ANSI”. Se nenhuma característica de 

dropout definida pelo usuário for desejado, o dropout é iniciado quando aproximadamente 

95 % do valor de pickup é atingido; quando um novo pickup ocorrer, o temporizador 

inicia novamente do zero. 

Quando um disjuntor fecha em um objeto protegido defeituoso, um re-trip de alta velocidade 

pelo disjuntor é freqüentemente desejado. O recurso de fechamento manual 

é designado para remover a temporização de um dos estágios de sobrecorrente 

quando o disjuntor é fechado manualmente em uma falta. A temporização é então bypassada 

via um impulso da chave de controle externa. Esse impulso é prolongado por 

um período de pelo menos 300 ms (Figura 2-54).Os endereços 2008A MANUAL 

CLOSE e/ou 2208A 3I0 MAN. CLOSE determinam para quais estágios a temporização 

é dirigida sob condição de fechamento manual. 

FNo 00356 

Manual Close 

2.4.1.4 Pickup de Carga Fria Dinâmico 

50 ms 0 

300 ms 

Figura 2-54 Processamento de Fechamento Manual 

FNo 00561 

Man.Clos.Detect 

Man. Close (interno) 

Com o recurso de pickup de carga fria dinâmico, é possível aumentar dinamicamente 

os valores de pickup dos estágios da proteção de sobrecorrente temporizada quando 

são antecipadas condições de sobrecorrente de carga fria dinâmica, isto é, quando 

quando os consumidores têm aumentado o consumo de potência após um longo 

período de paralização, por exemplo, em sistemas de ar condicionado, sistemas de 

aquecimento, motores, etc.Ao permitir que valores de pickup e temporizações associadas 

aumentem dinamicamente, não é necessário incorporar capacidade de carga 

fria nos ajustes normais. 

O processamento de condições de pickup de carga fria dinâmico é comum para todos 

os estágios de sobrecorrente temporizada e está explicado na Seção 2.6 (página 

119). Os valores alternativos, por si mesmos, são ajustados para cada um dos 

estágios. 


C53000–G1179–C148–1

2.4.1.5 Restrição de Inrush 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Quando do chaveamento de transformadores descarregados ou reatores shunt em 

um barramento vivo, podem ocorrer altas correntes de magnetização de inrush. Elas 

podem atingir a um múltiplo da corrente nominal e dependendo do tamanho e design 

do transformador podem durar desde vários milisegundos a vários segundos. 

Apesar da detecção da sobrecorrente basear-se somente no componente harmônico 

fundamental das correntes medidas, pickup falso devido a inrush pode sempre conter 

um componente considerável do harmônico fundamental. 

A proteção de sobrecorrente temporizada fornece uma função de restrição de inrush 

integrada que bloqueia os estágios de sobrecorrente I> e Ip (not I>>) para correntes 

de fase e residual no caso de detecção de inrush. Após detecção de correntes de inrush 

acima do valor de pickup , são gerados sinais especiais de inrush. Esses sinais 

também iniciam anunciações de faltas e iniciam a temporização de trip designada. Se 

a corrente de inrush ainda for detectada após expirar a temporização uma anunciação 

dá saída. O trip é suprimido. 

A corrente de inrush é caracterizada por um considerável conteúdo de segundo 

harmônico (freqüência nominal duplicada) que está praticamente ausente no caso de 

um curto-circuito. Se o conteúdo do segundo harmônico da corrente de fase exceder 

um limite selecionável, o trip para essa fase é bloqueado. O mesmo se aplica para os 

estágios de corrente residual. 

O recurso de restrição de inrush tem um limite superior de operação. Acima dele 

(ajustável) o bloqueio da corrente é suprimido visto que uma falta de alta corrente 

pode ser assumida nesse caso. O limite mais baixo é o limite de operação dos filtros 

harmônicos (0.2 IN). A Figura 2-55 mostra um diagrama lógico simplificado. 

IL1 IL2 IL3 L1 

L2 

L3 

f N 

2f N 

I Max InRr. Ph. 2042 

FNo 07571 

>BLK Ph.O/C Inr 

≥1 

2002 InRushRest. Ph 

2041 2.HARM. Phase 

OFF 

„1“ ON 

Figura 2-55 Diagrama lógico do recurso de restrição de inrush — exemplo para correntes de 

fase 

& 




Inrush det. L1 

Inrush det.. L2 


FNo 07581 ... 07583 

L1 InRush det. 



87

2 Funções 

Figura 2-56 Diagrama lógico da função de bloqueio cruzado para as correntes de fase 

Uma vez que a restrição harmônica opera individualmente por fase, a proteção é 

completamente operacional mesmo quando, por exemplo, o transformador é ligado 

em uma falta monofásica, onde correntes de inrush podem possivelmente estar presentes 

em uma das fases sem falta. Entretanto, também é possível ajustar a proteção 

de tal forma que não apenas a fase com corrente de inrush exibindo conteúdo 

harmônico em excesso ao valor permitido seja bloqueada mas também as outras 

fases do estágio associado sejam bloqueadas (assim chamada função de bloqueio 

cruzado) Essa função de bloqueio cruzado pode ser limitada a uma duração seletiva. 

A Figura 2-56 mostra o diagrama lógico. 

Bloqueio cruzado refere-se somente a estágios de corrente de fase. As correntes de 

inrush de fase não bloqueiam os estágios de corrente residual nem vice-versa. 

2.4.1.6 Proteção de Barramento Rápida Usando Intertravamento Reverso 

Exemplo de 

Aplicação 




„1“ 

CROSS BLK.Phase 

2043 

NO 

YES 

Cada um dos estágios de sobrecorrente podem ser bloqueados via entradas binárias 

do relé. Um parâmetro de ajuste determina se a entrada binária opera no modo 

“normalmente aberta” (isto é, entrada energizada para bloqueio) ou “normalmente 

fechada” (isto é, entrada energizada para liberação). Assim, a proteção de sobre- 

corrente temporizada pode ser usada como proteção rápida de barramento em redes 

com conexão estrela ou em redes de anel aberto (anel aberto em um local) usando o 

princípio de “intertravamento reverso. É usado em sistemas de alta tensão, em redes 

de alimentação auxiliar de estação de energia, etc., nas quais um transformador alimenta 

do sistema de alta tensão um barramento com vários alimentadores de saída 

(consulte a Figura 2-57). 


C53000–G1179–C148–1 

≥1 

T CROSS BLK.Ph 

2044 

T 

& 

≥1 

≥1 

≥1 

Rush Blk L1 

Rush Blk L2 

Rush Blk L3 

FNo 01843 

INRUSH X-BLK

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


direção de alimentação 

Figura 2-57 Proteção rápida de barramento usando intertravamento reverso — princípio 

A proteção de sobrecorrente temporizada é aplicada no lado da tensão mais baixa. 

“Intertravamento Reverso” significa que a proteção de sobrecorrente temporizada 

pode dar trip dentro de um curto tempo T–I>>,que é independente do tempo de 

graduação, se não for bloqueada pelo pickup de um relé de sobrecorrente temporizado 

localizado mais abaixo (Figura 2-57). Além disso, a proteção T que estiver mais 

próxima da falta sempre dará trip dentro de um curto tempo já que não pode ser bloqueada 

pelo relé atrás da localização da falta. Os estágios de tempo I> ou Ip operam 

como estágios de backup temporizados. 


I diff 

Trip 

7UT612 

I> I>> 

T I> T I>> 

T I> 

T I>> 

Localização da falta : tempo de Trip T I>> 

Localização da falta : tempo de Trip t1 Tempo de Backup T I> 

 

“>I>> block” 

I> I> 

Trip Trip Trip Trip 

Durante a configuração do escopo funcional (Subseção 2.1.1, cabeçalho de margem 

“Casos Especiais”, página 14) nos endereços 120 a 123 os lados do objeto protegido 

e o tipo de característica foram determinados, separadamente para os estágios de 

correntes de fase e estágio de corrente de seqüência zero. Somente os ajustes para 

as características selecionadas podem ser aqui executados. Os estágios de tempo 

definido I>>, 3I0>>, I> e 3I0> estão sempre disponíveis. 

t 1 

t 1 

t 1 

 

89

2 Funções 

2.4.2.1 Estágios de Corrente de Fase 

Geral No endereço 2001 PHASE O/C a proteção de sobrecorrente temporizada para 

correntes de fase podem ser manobradas para ON ou OFF. 

O endereço 2008A MANUAL CLOSE determina o estágio de corrente de fase que está 

para ser ativado instantaneamente com um fechamento manual detectado. Os 

ajustes I>> instant. e I> instant. podem ser ajustados independentes do tipo 

de característica selecionada. Ip instant. só está disponível se um dos estágios 

de tempo inverso estiver configurado. Esse parâmetro só pode ser alterado com 

DIGSI 4 em Ajustes Adicionais 

Se a proteção de sobrecorrente for aplicada no lado de alimentação de um transformador, 

selecione o estágio mais alto I>> que não dá pickup durante condições de 

inrush ou ajuste o recurso de fechamento manual para Inactive. 

No endereço 2002 InRushRest. Ph a restrição de inrush (restrição com 2º 

harmônico) é habilitada ou desabilitada para todos os estágios de correntes de fase 

da proteção de sobrecorrente temporizada (exceto o estágio I>>). Ajuste ON se um 

estágio de proteção de sobrecorrente temporizada será operado no lado da alimentação 

de um transformador. Caso contrário, use o ajuste OFF. Se você tem intenção 

de ajustar um valor de pickup muito baixo por alguma razão, considere que a função 

de restrição de inrush não pode operar abaixo de 20 % da corrente nominal (limite 

inferior de filtragem harmônica). 

Estágios I>> de 

Alta-Corrente de 

Tempo Definido 

Se o estágio I>> (endereço 2011) está combinado com o estágio I> ou estágio Ip, uma característica de dois estágios será produzida. Se um dos estágios não for 

necessário, o valor de pickup deve ser ajustado para ∞. O estágio I>> sempre opera 

com uma temporização definida. 

Se a proteção de sobrecorrente temporizada for usada no lado da alimentação de um 

transformador, reator em série , um motor ou ponto estrela de um gerador, esse 

estágio pode também ser usado para graduação de corrente. Os ajustes instruem o 

dispositivo para pickup nas faltas somente dentro do objeto protegido mas não para 

correntes de faltas de passagem. 


Transformador de potência alimentando barramento com os seguintes dados: 

Transformador de potência YNd5 

35 MVA 

110 kV/20 kV 

usc = 15 % 

Transformadores de corrente 200 A/5 A no lado de 110 kV 

A proteção de sobrecorrente temporizada está designada para o lado de 110 kV 

(= lado da alimentação). 

A máxima corrente trifásica de falta possível no lado de 20 kV , assumindo uma fonte 

de tensão constante no lado de 110 kV é: 

1 

1 

I ------------------ 

3polemax 

I ----------------u 

Ntransf 

sctransf usctrans SNtransf ------------------- ---------- 

1 35 MVA 

= 

⋅ = ⋅ = ⋅ ----------------------------- = 1224.7 A 

3 ⋅ U 0.15 

N 3 ⋅ 110 kV 


C53000–G1179–C148–1

Estágios I> de 

Sobrecorrente de 


Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Assumida uma margem de segurança de 20 %, o valor de ajuste primário resulta: 

Valor de ajuste I>> = 1.2 · 1224.7 A = 1470 A 

Para ajustes em valores primários via PC e DIGSI ® 4 esse valor pode ser diretamente 

ajustado. Para ajuste com valores secundários as correntes serão convertidas para o 

lado secundário do transformador de corrente. 

Valor de ajuste secundário: 

1470 A 

Valor de ajuste ( I>> ) = ------------------ ⋅ 5 A = 

36.7 A 

200 A 

isto é, para correntes de falta mais altas do que 1470 A (primária) ou 36.7 A 

(secundária) falta está localizada seguramente na zona do transformador. Essa falta 

pode ser imediatamente eliminada pela proteção de sobrecorrente temporizada. 

Correntes de inrush elevadas, se sua oscilação fundamental exceder o valor de 

ajuste, se tornam inofensivas pelas temporizações (endereço 2012 T I>>). A 

restrição de inrush não se aplica para os estágios I>>. 

Usando intertravamento reverso (Subseção 2.4.1.6, veja também a Figura 2-57) a 

função multi-estágio da proteção de sobrecorrente temporizada oferece suas 

vantagens: O estágio T I>> por exemplo, é usado como proteção de barramento 

acelerada tendo uma pequena temporização de segurança I>> (por exemplo, 

50 ms). Para faltas nos alimentadores de saída o estágio I>> é bloqueado. Os 

estágios Ip ou I> servem como proteção de backup. Os valores de pickup de ambos 

os estágios (I> ou Ip e I>>) são ajustados iguais. A temporização T I> ou T Ip 

(Característica IEC) ou D Ip (Característica ANSI) é ajustada de tal forma que seja 

superior à temporização para os alimentadores de saída. 

Se for aplicada proteção de falta para motores, você tem que estar certo de que o 

valor de ajuste I>> é menor do que a menor corrente de falta (dois polos) e mais alta 

do que a mais alta corrente de partida. Uma vez que a máxima corrente de partida 

que aparece está usualmente abaixo de 1.6 x a corrente nominal de partida, (mesmo 

em condições desfavoráveis), o seguinte ajuste é adequado para o estágio de 

corrente de falta I>>: 

1.6 · Istartup > I>> < Isc2-pole A corrente de partida aumentada possivelmente causada por sobretensão é já 

considerada com fator 1.6.O estágio I>> pode dar trip instantâneamente (T I>> = 

0.00 s) uma vez que não há saturação da reatância shunt para motores, diferente 

de transformadores. 

O tempo ajustável T I>> é uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação 

(tempo de medição, tempo de dropout). A temporização pode ser ajustada para 

infinito ∞. Se ajustada para infinito, o pickup dessa função será indicado mas o estágio 

não dará trip após pickup. Se o limite de pickup for ajustado para ∞, nem a anunciação 

de pickup nem trip será gerada. 

Para o ajuste do estágio de sobrecorrente temporizada I> (endereço 2013) a 

máxima corrente operacional que aparece é relevante. Um pickup causado por uma 

sobrecarga deve ser excluido já que o dispositivo opera neste modo como proteção 

de falta com tempos de trip correspondentemente curtos e não como proteção de 

sobrecarga. Para linhas ou barramentos uma taxa de aproximadamente 20 % acima 

da máxima (sobre) carga esperada é ajustada, para transformadores e motores uma 

taxa de aproximadamente 40 %. 

91

2 Funções 

Estágios de 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Inversos Ip com 

Curvas IEC 

A temporização ajustável (endereço 2014 T I>) resulta do mapa de coordenação de 

graduação definido para a rede. 

O tempo ajustável é uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação 

(tempo de medição, tempo de dropout).A temporização pode ser ajustada para infinito 

∞. Se ajustada para infinito, o pickup da função correspondente será sinalizado mas 

o estágio não emitirá um comando de trip. Se o limite de pickup for ajustado para ∞, 

nem a anunciação de pickup nem de trip é gerada. 

Os estágios de tempo inverso, deependendo da configuração (Subseção 2.1.1, 

endereço 121), habilitam o usuário a selecionar características diferentes. Com as 

características IEC (endereço 121 DMT/IDMT PH. CH = TOC IEC) é tornado 

disponível o seguinte no endereço 2025 IEC CURVE: 

Normal Inversa(tipo A conforme IEC 60255–3), 

Muito Inversa(tipo B conforme IEC 60255–3), 

Extremamente Inversa(tipo C conforme IEC 60255–3), e 

Longa Inversa(tipo B conforme IEC 60255–3). 

As características e equuações em que se baseiam estão listadas nos Dados 

Técnicos (Seção 4.4, Figura4-7). 

Se for selecionada característica de trip de tempo inverso, deve ser observado que 

um fator de cerca de 1.1 já foi incluido entre o valor de pickup e o valor de ajuste. Isso 

significa que um pickup só ocorrerá se uma corrente de cerca de 1.1 vezes o valor de 

ajuste estiver presente. A função resetará assim que o valor de 95 % do valor de pickup 

seja atingido. 

O valor de corrente é ajustado no endereço 2021 Ip. A máxima corrente de operação 

é de grande importância para o ajuste. Um pickup causado por uma sobrecarga deve 

ser excluido já que o dispositivo opera neste modo como proteção de falta com 

tempos de trip correspondentemente curtos e não como proteção de sobrecarga. 

O multiplicador de tempo correspondente está acessível via endereço 2022 T Ip. 

O multiplicador de tempo deve ser coordenado com o gráfico de coordenação de 

graduação da rede. 

O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para infinito ∞. Se ajustado para 

infinito, o pickup dessa função será indicado mas o estágio não dará trip após pickup. 

Se o estágio Ip não for necessário, selecione o endereço 121 DMT/IDMT PH. CH = 

Definite Time quando configurar as funções de proteção (Subseção 2.1.1). 


C53000–G1179–C148–1

Estágios de 


Tempo Inverso Ip 

com Curvas ANSI 

Pickp de Carga Fria 

Dinâmico 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Os estágios de tempo inverso, dependendo da configuração (Subseção 2.1.1, 

endereço 121), habilita o usuário a selecionar características diferentes. Com as 

características ANSI (endereço 121 DMT/IDMT PH. CH = TOC ANSI) torna-se 

disponível o seguinte, no endereço 2026 ANSI CURVE: 

Definida Inversa, 

Extremamente Inversa, 

Inversa, 

Longa Inversa, 

Moderadamente Inversa, 

Curta Inversa, e 

Muito Inversa. 

As características e equações em que se baseiam estão listadas nos Dados Técnicos 

(Seção 4.4, Figuras 4-8 e 4-9). 

Se a característica de trip de tempo inverso for selecionada deve ser observado que 

um fator de segurança de cerca de 1.1 já foi incluido entre o valor de pickup e o valor 

de ajuste. Isso significa que um pickup só irá ocorrer se uma corrente de cerca de 1.1 

vezes o valor de ajuste estiver presente. 

O valor de corrente é ajustado no endereço 2021 Ip. A máxima corrente de operação 

é de grande importância para o ajuste. Um pickup causado por sobrecarga deve ser 

excluido, já que, neste modo, o dispositivo opera como proteção de falta com tempos 

de trip correspondentemente curtos e não como proteção de sobrecarga. 

O multiplicador de tempo correspondente é ajustado no endereço 2023 D Ip. O 

multiplicador de tempo deve estar coordenado com o gráfico de coordenação de 

graduação da rede. 

O multiplicador de tempo também pode ser ajustado para ∞. Se ajustado para infinito, 

o pickup dessa função será indicado mas o estágio não dará trip após pickup. Se o 

estágio Ip não for necessário, selecione o endereço 121 DMT/IDMT PH. CH = Definite 

Time quando configurar as funções de proteção (Subseção 2.1.1). 

Se a Emulação de Disco for ajustada no endereço 2024 TOC DROP-OUT, dropout 

está sendo produzido conforme esta característica de dropout. Para mais informação 

veja a Subseção 2.4.1.2, cabeçalho de margem “Dropout Para Curvas ANSI” (página 

83). 

Um ajuste alternativo para valores de pickup pode ser ajustado para cada estágio. É 

selecionado automaticamente dinamicamente durante a operação. Para mais informações 

sobre esta função veja a Seção 2.6 (página 119). 

Para os estágios os seguintes valores alternativos são ajustados: 

− para proteção de sobrecorrente temporizada definida (fases): 

endereço 2111 valor de pickup I>>, 

endereço 2112 temporização T I>>, 

endereço 2113 valor de pickup I>, 

endereço 2114 temporização T I>; 

93

2 Funções 

Curvas 

Especificadas Pelo 

Usuário 

− para proteção de sobrecorrente temporizada inversa (fases) conf. curvas IEC: 

endereço 2121 valor de pickup Ip, 

endereço 2122 multiplicador de tempo T Ip; 

− para proteção de sobrecorrente temporizada inversa (fases) conf. curvasANSI: 

address 2121 valor de pickup Ip, 

address 2123 dial de tempo D Ip. 

Para proteção de sobrecorrente temporizada inversa o usuário pode definir sua 

própria característica de dropout e trip . Para configuração no DIGSI ® 4 uma caixa de 

diálogo aparece. Entre com até 20 pares de valor de corrente e valor de tempo de trip 

(Figura 2-58). 

No DIGSI ® 4 a característica também pode ser vista como uma ilustração, veja a 

parte da direita da Figura 2-58. 

Figura 2-58 Entrando com uma curva especificada pelo usuário usando DIGSI ® 4 — 

exemplo 

Para criar característica de trip definida pelo usuário o seguinte deve ser ajustado 

para configuração do escopo funcional (Subseção 2.1.1): endereço 121 DMT/IDMT 

PH. CH, opção User Defined PU. Se você também quer especificar a 

característica de dropout ajuste User def. Reset. 

Pares de valores são referidos aos valores de ajuste para corrente e tempo. 

Uma vez que os valores de corrente estão arredondados em uma tabela específica 

antes de serem processados no dispositivo (veja tabela 2-3),nós recomendamos usar 

exatamente os mesmos valores pre-referidos de corrente que você pode encontrar 

nessa tabela. 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

. 


Tabela 2-3 Valores pré-referidos de correntes padrão para características de trip especificadas pelo usuário 

I/Ip = 1 to 1.94 I/Ip = 2 to 4.75 I/Ip = 5 to 7.75 I/Ip = 8 to 20 

1.00 1.50 2.00 3.50 5.00 6.50 8.00 15.00 

1.06 1.56 2.25 3.75 5.25 6.75 9.00 16.00 

1.13 1.63 2.50 4.00 5.50 7.00 10.00 17.00 

1.19 1.69 2.75 4.25 5.75 7.25 11.00 18.00 

1.25 1.75 3.00 4.50 6.00 7.50 12.00 19.00 

1.31 1.81 3.25 4.75 6.25 7.75 13.00 20.00 

1.38 1.88 14.00 

1.44 1.94 

O ajuste de fábrica de valores de corrente é ∞. Assim são tornados inválidos. Nenhum 

pickup e nenhum trip por essa função de proteção ocorrerão com este ajuste. 

Para especificação de uma característica de trip, favor observar o seguinte: 

− Os pares de valores devem ser indicados em ordem contínua. Você pode também 

entrar com menos de 20 pares de valores. Na maioria dos casos, 10 pares seriam 

suficientes para habilitar a definir uma característica exata. Um par de valor que 

não seja usado tem que tornar-se inválido entrando com “∞” para o limite! Favor 

assegurar que seja formada uma característica clara e constante a partir dos pares 

de valores. 

− Para correntes selecione os valores da Tabela 2-3 e adicione os valores de tempo 

correspondentes. Valores de desvios I/Ip asão arredondados. Isso, entretanto, não 

será indicado. 

− Correntes menores do que o valor de corrente do ponto da característica mais 

pequeno não levam ao prolongamento do tempo de trip. A característica de pickup 

(veja Figura 2-59, lado direito) segue paralela ao eixo das correntes até o ponto 

mais pequeno da característica. 

95

2 Funções 

T/Tp 

Reset 

Ponto de major corrente 

Ponto de menor corrente 

Ponto de menor corrente 

Ponto de major corrente 

0.9 1.0 .1 20 

Figure 2-59 Característica especificada pelo usuário — exemplo 

− Correntes maiores do que o valor de corrente do ponto maior da característica não 

levam a uma redução do tempo de trip. A característica de pickup (veja a Figura 

2-59, lado direito) segue paralela ao eixo das correntes, iniciando com o ponto 

maior da característica. 

Para especificação de uma característica de dropout favor observar o seguinte: 

− Para correntes, selecione os valores da Tabela 2-4 e adicione os valores de tempo 

correspondentes. Valores de desvios I/Ip asão arredondados. Isso, entretanto, não 

será indicado. 

− Correntes maiores do que o valor de corrente do maior ponto da característica não 

leval a um prolongamento do tempo de dropout. A característica de dropout (veja 

a Figura 2-59, lado esquerdo) segue paralela ao eixo das correntes até o ponto 

maior da característica. 

− Correntes menores do que o valor de corrente do ponto menor da característica 

não levam a uma redução do tempo de dropout. A característica de dropout (veja 

a Figura 2-59, lado esquerdo) segue paralela ao eixo das correntes, iniciando com 

o ponto menor da característica. 

− Correntes menores do que 0.05 vezes o valor de ajuste de correntes levam a um 

dropout imediato. 

. 

Tabela 2-4 Valores pré-referidos das correntes padrão para característica de reset especificada pelo usuário 

I/Ip = 1 a 0.86 I/Ip = 0.84 a 0.67 I/Ip = 0.66 a 0.38 I/Ip = 0.34 a 0.00 

1.00 0.93 0.84 0.75 0.66 0.53 0.34 0.16 


C53000–G1179–C148–1 

Trip 

0.99 0.92 0.83 0.73 0.64 0.50 0.31 0.13 

0.98 0.91 0.81 0.72 0.63 0.47 0.28 0.09 

0.97 0.90 0.80 0.70 0.61 0.44 0.25 0.06 

0.96 0.89 0.78 0.69 0.59 0.41 0.22 0.03 

0.95 0.88 0.77 0.67 0.56 0.38 0.19 0.00 

0.94 0.86 

I/Ip

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Restrição de Inrush No endereço 2002 InRushRest. Ph dos ajustes gerais (página 90, cabeçalho de 

margem ““Geral”) a restrição de inrush pode ser habilitada (ON) ou desabilitada (OFF). 

Especialmente para transformadores e se for usada a proteção de sobrecorrente temporizada 

no lado da alimentação, essa restrição de inrush é necessária. Parâmetros 

da função da restrição de inrush são ajustados em “Inrush”. 

Está baseada na avaliação do 2º harmônico presente na corrente de inrush. A relação 

de 2ºs harmônicos com o fundamental 2.HARM. Phase (endereço 2041) é ajustado 

para I2fN/IfN = 15 % como ajuste padrão. Ela pode ser usada sem ser mudada. Para 

fornecer mais restrição em casos excepcionais, onde condições de energização são 

particularmente desfavoráveis, um valor mais pequeno pode ser ajustado no endereço 

antes mencionado. 

Se a corrente exceder o valor indicado no endereço 2042 I Max InRr. Ph., 

nenhuma restrição será provocada pelo 2º harmônico. 

A restrição de inrush pode ser extendida pela assim chamada função de “bloqueio 

cruzado”. Isso significa que mesmo se o componente harmônico só for excedido em 

uma fase, todas as três fases dos estágios I> ou Ip são bloqueadas. No endereço 

2043 CROSS BLK.Phase a função de bloqueio cruzado é ajustada para ON ou OFF. 

O período de tempo para o qual a função de bloqueio cruzado está ativa após 

detecção de inrushes é ajustado no endereço 2044 T CROSS BLK.Ph. 

2.4.2.2 Estágios de Corrente Residual 

Geral No endereço 2201 3I0 O/C, a proteção de sobrecorrente temporizada para corrente 

residual pode ser ajustada para ON ou OFF. 

O endereço 2208A3I0 MAN. CLOSE determina qual estágio de corrente residual 

deverá ser ativado instantâneamente com a detecção de um fechamento manual. Os 

ajustes 3I0>> instant. e 3I0> instant. podem ser ajustados independentes 

do tipo de característica selecionada. 3I0p instant. só estará disposnível se um 

dos estágios de tempo inverso tiver sido configurado. Esse parâmetro só pode ser 

modificado com DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”.Para esse ajuste aplicam-se 

considerações similares àquelas para estágios de correntes de fase. 

No endereço 2202 InRushRest. 3I0 restrição de inrush (restrição com 2º 

harmônico) é habilitada ou desabilitada. Ajuste ON se o estágio de corrente residual 

da proteção de sobrecorrente temporizada for aplicada no lado da alimentação de um 

transformador cujo ponto estrela está aterrado. Caso contrário, use o ajuste OFF. 

Estágio 3I0>>de 

Alta-Corrente de 


Se o estágio I 0 >> 3I0>> (endereço 2211 está combinado com o estágio I> ou o 

estágio I p , uma característica de dois estágios será produzida. Se um estágio não for 

necessário , o valor de pickup tem que ser ajustado para ∞.O estágio 3I0>> sempre 

opera com uma temporização definida. 

Se o enrolamento protegido não está aterrado, a corrente de seqüência zero só 

emerge devido a uma falta à terra interna ou dupla falta à terra com um ponto base 

interno. Aqui, usualmente não é necessário nenhum estágio I 0 >>. 

97

2 Funções 

Estágio 3I0 de 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Definida 

Estágio 3I0p de 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Inversa com 

Curvas IEC 

O estágio I0 >> pode ser aplicado, por exemplo, para graduação de corrente. Favor 

observar que o sistema de seqüência zero de correntes é importante. Para transformadores 

com enrolamentos separados, os sistemas de seqüência zero são usualmente 

mantidos separados (exceção : aterramento de ponto estrela bilateral). 

Correntes de inrush só podem ser criadas em sistemas de seqüência zero se o ponto 

estrela do enrolamento considerado está aterrado. Se seu fundamental exceder o 

valor de ajuste, as correntes de inrush são tornadas inofensivas pela temporização 

(endereço 2212 T 3I0>>). 

“Intertravamento Reverso” (Subseção 2.4.1.6, veja Figura 2-57) só tem sentido se o 

enrolamento em questão está aterrado. Então, tomamos vantagem da função de multi-estágio 

da proteção de sobrecorrente temporizada: Estágio T 3I0>> por exemplo, 

é usado como proteção acelerada de barramento tendo uma curta temporização 

3I0>> (por exemplo, 50 ms). Para faltas nos alimentadores de saída o estágio 3I0>> 

é bloqueado. Os estágios 3I0p ou 3I0> servem como proteção de backup. Os 

valores de pickup em ambos os estágios (3I0> ou 3I0p e 3I0>>) são ajustados 

iguais.Temporização T 3I0> ou T 3I0p (Característica IEC) ou D 3I0p (Característica 

ANSI) é ajustado de forma a ultrapassar a temporização para os alimentadores 

de saída. Aqui, o gráfico de coordenação de graduação para faltas à terra que na 

maioria permitem tempos de ajuste mais curtos, é de importância fundamental. 

O tempo de ajuste T 3I0>> é uma temporização adicional e não inclui o tempo de 

operação (tempo de medição, tempo de dropout). A temporização pode ser ajustada 

para infinito ∞. Se, ajustada para infinito, o pickup dessa função será indicado mas o 

estágio não dará trip após pickup. Se o limite de pickup for ajustado para ∞, nem 

anunciação de pickup nem de trip é gerada. 

Para ajuste do estágio de sobrecorrente temporizada 3I0> (endereço 2213) a 

mínima corrente de falta à terra que apareça é relevante. 

A temporização ajustável (parâmetro 2214 T 3I0>) deriva do gráfico de coordenação 

de graduação criado para a rede. Para correntes de terra com rede aterrada, 

você pode na maioria dos casos, ajustar um gráfico de coordenação de graduação 

separado com temporizações mais curtas. Se você ajustar um valor de pickup muito 

pequeno, considere que a função de restrição de inrush não pode operar abaixo de 

20 % da corrente nominal (limite inferior da filtragem harmônica) Uma temporização 

adequada é recomendável. 

O tempo de ajuste é uma temporização adicional e não inclui o tempo de operação 

(tempo de medição, tempo de dropout). A temporização pode ser ajustada para infinito 

∞. Se ajustada para infinito, o pickup dessa função será indicado mas o estágio 

não dará trip após pickup. Se o limite de pickup for ajustado para ∞, nem anunciação 

de pickup nem de trip será gerada. 

O estágio de tempo inverso, dependendo da configuração (veja Subseção 2.1.1, 

endereço 123), habilita o usuário a selecionar características diferentes. Com as 

carac-terísticas IEC (endereço 123 DMT/IDMT 3I0 CH = TOC IEC) torna-se 

disponível o seguinte no endereço 2225 IEC CURVE: 

Normal Inversa (tipo A conforme IEC 60255–3), 

Muito Inversa (tipo B conforme IEC 60255–3), 

Extremamente Inversa (tipo C conforme IEC 60255–3), e 

Longa Inversa (tipo B conforme IEC 60255–3). 


C53000–G1179–C148–1

Estágio 3I0p de 

Sobrecorrente 

Temporizada com 

Curvas ANSI 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


As características e equações em que se baseiam estão listadas nos Dados 

Técnicos, (Seção 4.4, Figura 4-7). 

Se a característica de trip de tempo inverso for selecionada, deve ser observado que 


de ajuste. Isso significa que pickup só ocorrerá se uma corrente de cerca de 1.1 vezes 

o valor de ajuste estiver presente. A função resetará assim que o valor atingir 95 % 

do valor de pickup. 

O valor de corrente é ajustado no endereço 2221 3I0p. O mais relevante para este 

ajuste é o aparecimento da mínima corrente de falta à terra. 

O multiplicador de tempo correspondente está acessível via endereço 2222 T 3I0p. 

Isso tem que ser coordenado com o gráfico de coordenação de graduação da rede. 

Para correntes de terra com rede aterrada, você pode na maioria das vezes ajustar 

um gráfico de coordenação de graduação separado com temporizações mais curtas. 

Se você ajustar um valor de pickup muito pequeno, considere que a função de 

restrição de inrush não pode operar abaixo de 20 % da corrente nominal (limite 

inferior da filtragem harmônica). Uma temporização adequada é recomendável. 

O multiplicador de tempo pode também ser ajustado para infinito ∞. Se, ajustado para 


Se o estágio Ip não for necessário, selecione o endereço 123 DMT/IDMT 3I0 CH = 

Definite Time quando configurar as funções de proteção (Subseção 2.1.1). 

Os estágios de tempo inverso, dependendo da configuração (Subseção 2.1.1, endereço 

123), habilita o usuário a selecionar características diferentes. Com as características 

ANSI (endereço 123 DMT/IDMT 3I0 CH = TOC ANSI) torna-se disponível 

o seguinte no endereço 2226 ANSI CURVE: 


Extremamente Inversa 

Inversa, 





As características e equações em que se baseiam estão listadas nos Dados Técnicos 

(Seção 4.4, Figuras 4-8 e 4-9). 

Se a característica de trip de tempo inverso for selecionada, deve-se observar que um 

fator de segurança de cerca de 1.1 foi incluido entre o valor de pickup e o valor de 

ajuste. Isso significa que o pickup só ocorrerá se uma corrente de cerca de 1.1 vezes 

do valor de ajuste estiver presente. 

O valor de corrente é ajustado no endereço 2221 3I0p. O mais relevante para este 

ajuste é o aparecimento da mínima corrente de falta à terra. 

O multiplicador de tempo correspondente é ajustado no endereço 2223 D 3I0p. Isso 

tem que ser coordenado com o gráfico de coordenação de graduação da rede . Para 

correntes de terra com rede aterrada, você pode na maioria das vezes, ajustar um 

gráfico de coordenação de graduação separado com temporizações mais curtas. Se 

você ajustar um valor de pickup muito pequeno considere que a função de restrição 

de inrush não pode operar abaixo de 20 % da corrente nominal (limite inferior da 

filtragem harmônica). Uma temporização adequada é recomendável. 

99

2 Funções 

Pickup Dinâmico 

de Carga Fria 

Curvas 

Especificadas pelo 

Usuário 

O multiplicador de tempo pode também ser ajustado para infinito ∞. Se, ajustado para 


Se o estágio 3I0p não for necessário, selecione o endereço 123 DMT/IDMT 3I0 CH 

= Definite Time quando configurar as funções de proteção (Subseção 2.1.1). 

Se for ajustada Emulação de Disco (Disk Emulation) no endereço 2224 TOC 

DROP-OUT, dropout está sendo produzido conforme esta característica de 

dropout. Para mais informações veja a Subseção 2.4.1.2, cabeçalho de margem 

“Dropout Para Curvas ANSI” (página 83). 

Um ajuste alternativo de valores de pickup pode ser ajustado para cada estágio. É 

selecionado automaticamente dinâmicamente durante a operação. Para mais informações 

sobre essa função veja a Seção 2.6 (página 119). 

Para os estágios os seguintes valores alternativos são ajustados: 

− para proteção de sobrecorrente de tempo definido 3I0: endereço 2311 valor de pickup 3I0>>, 

endereço 2312 temporização T 3I0>>, 

endereço 2313 valor de pickup 3I0>, 

endereço 2314 temporização T 3I0>; 

− para proteção de sobrecorrente de tempo inverso 3I0 conforme curvas IEC: 

endereço 2321 valor de pickup 3I0p, 

endereço 2322 multiplicador de tempo T 3I0p; 

− para proteção de sobrecorrente de tempo inverso 3I0 conforme curvas ANSI: 

endereço 2321 valor de pickup 3I0p, 

endereço 2323 dial de tempo D 3I0p. 

Para proteção de sobrecorrente de tempo inverso o usuário pode definir sua própria 

característica de trip e de dropout. Para configuração em DIGSI ® 4 uma caixa de 

diálogo aparece. Entre com até 20 pares de valores de corrente e de tempo (Figura 

2-58, página 94). 

O procedimento é o mesmo que para os estágios de corrente de fase. Veja a 

Subseção 2.4.2.1, cabeçalho de margem “Curvas Especificadas Pelo Usuário”, 

página 94. 

Para criar uma característica de trip definida pelo usuário, o seguinte deve ter sido 

ajustado para configuração do escopo funcional (Subseção 2.1.1): endereço 123 

DMT/IDMT 3I0 CH, opção User Defined PU. Se você também quer especificar a 

característica de dropout ajuste a opção User def. Reset. 

Restrição de Inrush No endereço 2202 InRushRest. 3I0 dos ajustes gerais (página 97, cabeçalho de 

margem “Geral”) a restrição de inrush pode ser habilitada (ON) ou desabilitada (OFF). 

Especialmente para transformadores e se a proteção de sobrecorrente temporizada 

esta ativada no lado de alimentação aterrado, essa restrição de inrush é necessária. 

Parâmetros de função da restrição de inrush são ajustados em “Inrush”. 

Baseia-se na avaliação do 2º harmônico presente na corrente de inrush. A relação de 

2ºs harmônicos para o fundamental 2.HARM. 3I0 (endereço 2241) é pré-ajustada 

para I 2fN /I fN = 15 %. Este ajuste é normalmente adequado. Para fornecer maior 

restrição em casos excepcionais onde condições de energização são particularmente 

desfavoráveis, um valor menor pode ser ajustado no endereço antes mencionado. 


C53000–G1179–C148–1


Correntes de Fase 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Se a corrente exceder o valor indicado no endereço 2242 I Max InRr. 3I0, 

nenhuma restrição será provocada pelo 2º harmônico. 

A lista seguinte indica as faixas de ajustes e os ajustes padrão de uma corrente 

nominal secundária IN = 1 A. Para uma corrente nominal secundária IN = 5 A esses 

valores tem que ser multiplicados por 5. Para ajustes em valores primários, uma taxa 

de conversão dos transformadores de corrente tem que ser adicionalmente 

considerada. 

Nota: Endereços com um “A” anexado a seu final só podem ser modificados por 

DIGSI4 na Seção, „Ajustes Adicionais“. 


2001 PHASE O/C ON 

OFF 

2002 InRushRest. Ph ON 

OFF 

2008A MANUAL CLOSE I>> instantaneously 

I> instantaneously 

Ip instantaneously 

Inactive 

OFF Sobrecorrente Temporizada de 

Fase 

OFF Restrição de Inrush de 

Sobrecorrente de Fase 

I>> instantaneously 

Modo de Fechamento manual 

de Sobrecorrente 

2011 I>> 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A Valor de Pickup I>> 

2012 T I>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I>> 

2013 I> 0.10..35.00 A; ∞ 1.00 A Valor de Pickup I> 

2014 T I> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T I> 

2111 I>> 0.10..35.00 A; ∞ 10.00 A Pickup de I>> 

2112 T I>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I>> 

2113 I> 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A Valor de Pickup I> 

2114 T I> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec Temporização T I> 

2021 Ip 0.10..4.00 A 1.00 A Valor de Pickup Ip 

2022 T Ip 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T Ip 

2023 D Ip 0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de tempo D Ip 

2024 TOC DROP-OUT Instantaneous 

Disk Emulation 

Disk Emulation Característica de dropout TOC 

101

2 Funções 


2025 IEC CURVE Normal Inverse 

Very Inverse 

Extremely Inverse 

Long Inverse 

2026 ANSI CURVE Very Inverse 

Inverse 

Short Inverse 

Long Inverse 

Moderately Inverse 


Definite Inverse 


Normal Inverse Curva IEC 

Very Inverse Curva ANSI 

2121 Ip 0.10..4.00 A 1.50 A Valor de Pickup Ip 

2122 T Ip 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de tempo T Ip 

2123 D Ip 0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D Ip 

2031 I/Ip PU T/Tp 1.00..20.00 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

2032 MofPU Res T/Tp 0.05..0.95 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

Curva de Pickup I/Ip - TI/TIp 

Múltiplo de Pickup TI/TIp 

2041 2.HARM. Phase 10..45 % 15 % 2º harmônico O/C Fase em % 

da fundamental 

2042 I Max InRr. Ph. 0.30..25.00 A 7.50 A Corrente máxima para Restrição 

de Inrush de Sobrecorrente de 

Fase 

2043 CROSS BLK.Phase NO 

YES 

NO BLOQUEIO CRUZADO de 


2044 T CROSS BLK.Ph 0.00..180.00 sec 0.00 sec TEMPO de BLOQUEIO 

CRUZADO de Sobrecorrente 

Temporizada de Fase 

End.. Título do Ajuste Opções de Ajustes Ajustes Padrão Comentários 

2201 3I0 O/C ON 

OFF 

OFF Sobrecorrente Temporizada 3I0 

2202 InRushRest. 3I0 ON 

OFF 

2208A 3I0 MAN. CLOSE 3I0>> instantaneously 

3I0> instantaneously 

3I0p instantaneously 

Inactive 

OFF Restrição de Inrush de 

Sobrecorrente 3I0 

3I0>> instantaneously 

Modo de Fechamento Manual 

de Sobrecorrente 3I0 

2211 3I0>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Valor de Pickup 3I0>> 

2212 T 3I0>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização T 3I0>> 

2213 3I0> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Valor de Pickup 3I0> 

2214 T 3I0> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T 3I0> 


C53000–G1179–C148–1


Geral 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


End.. Título do Ajuste Opções de Ajustes Ajustes Padrão Comentários 

2311 3I0>> 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Valor de Pickup 3I0>> 

2312 T 3I0>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T 3I0>> 

2313 3I0> 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Valor de Pickup 3I0> 

2314 T 3I0> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec Temporização T 3I0> 

2221 3I0p 0.05..4.00 A 0.20 A Valor de Pickup 3I0p 

2222 T 3I0p 0.05..3.20 sec; ∞ 0.20 sec Dial de tempo T 3I0p 

2223 D 3I0p 0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D 3I0p 




Very Inverse 


Long Inverse 


Inverse 

Short Inverse 

Long Inverse 




Disk Emulation Característica de Dropout TOC 



2321 3I0p 0.05..4.00 A 1.00 A Pickup de 3I0p 

2322 T 3I0p 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T 3I0p 

2323 D 3I0p 0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de tempo D 3I0p 

2231 I/I0p PU T/TI0p 1.00..20.00 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

2232 MofPU ResT/TI0p 0.05..0.95 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

Curva de Pickup 3I0/3I0p - T3I0/ 

T3I0p 

Múltiplo de Pickup T3I0/ 

T3I0p 

2241 2.HARM. 3I0 10..45 % 15 % 2º harmônico O/C 3I0 em % de 

fundamental 

2242 I Max InRr. 3I0 0.30..25.00 A 7.50 A Corrente Máxima p/ Restrição 

de Inrush O/C 3I0 


01761 Overcurrent PU Pickup de Sobrecorrente Temporizada 

01791 OvercurrentTRIP TRIP de Sobrecorrente Temporizada 

103

2 Funções 

Correntes de Fase 


01704 >BLK Phase O/C >BLOQUEAR sobrecorrente temporizada de fase 

07571 >BLK Ph.O/C Inr >BLOQUEAR sobrecorrente temporizada de Inrush de Fase 

01751 O/C Phase OFF Sobrecorrente Temporizada de Fase está DESLIGADA (OFF) 

01752 O/C Phase BLK Sobrecorrente Temporizada de Fase está BLOQUEADA 

01753 O/C Phase ACT Sobrecorrente Temporizada de Fase está ATIVA 

07581 L1 InRush det. Detectada Inrush na Fase L1 



01843 INRUSH X-BLK Bloqueio cruzado: FaseX bloqueada FaseY 

01762 O/C Ph L1 PU Pickup da sobrecorrente temporizada da fase L1 



07565 L1 InRush PU Pickup de Inrush da Fase L1 



01721 >BLOCK I>> >BLOQUEAR I>> 

01852 I>> BLOCKED BLOQUEAR I>> 

01800 I>> picked up Pickup I>> 

01804 I>> Time Out I>> Expirada 

01805 I>> TRIP I>> TRIP 

01722 >BLOCK I> BLOQUEAR I> 

01851 I> BLOCKED I> BLOQUEADA 

01810 I> picked up Pickup de I> 

07551 I> InRush PU Pickup de Inrush I> 

01814 I> Time Out I> Expirada 

01815 I> TRIP I> TRIP 

01723 >BLOCK Ip >BLOQUEAR Ip 

01855 Ip BLOCKED Ip BLOQUEADA 

01820 Ip picked up Pickup de Ip 

07553 Ip InRush PU Pickup de Inrush Ip 

01824 Ip Time Out Ip Expirada 

01825 Ip TRIP TRIP de Ip 

01860 O/C Ph. Not av. Sobrecorrente de Fase não disponível para este objeto 


C53000–G1179–C148–1


Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


F.No. Alarme Commentários 

01741 >BLK 3I0 O/C >BLOQUEAR sobrecorrente temporizada 3I0 

07572 >BLK 3I0O/C Inr >BLOQUEAR inrush de sobrecorrente temporizada 3I0 

01748 O/C 3I0 OFF Sobrecorrente temporizada 3I0 está DESLIGADA (OFF) 

01749 O/C 3I0 BLK Sobrecorrente temporizada 3I0 está BLOQUEADA 

01750 O/C 3I0 ACTIVE Sobrecorrente temporizada 3I0 está ATIVA 

01766 O/C 3I0 PU Pickup de sobrecorrente temporizada 3I0 

07568 3I0 InRush PU Pickup de Inrush 3I0 

01742 >BLOCK 3I0>> >BLOQUEAR de sobrecorrente temporizada 3I0>> 

01858 3I0>> BLOCKED 3I0>> BLOQUEADA 

01901 3I0>> picked up Pickup de 3I0>> 

01902 3I0>> Time Out Temporização de 3I0>> Expirou 

01903 3I0>> TRIP TRIP de 3I0>> 

01743 >BLOCK 3I0> >BLOQUEAR sobrecorrente temporizada 3I0> 

01857 3I0> BLOCKED 3I0> BLOQUEADA 

01904 3I0> picked up Pickup de 3I0> 

07569 3I0> InRush PU Pickup de Inrush de 3I0> 

01905 3I0> Time Out Temporização 3I0> Expirou 

01906 3I0> TRIP TRIP de 3I0> 

01744 >BLOCK 3I0p >BLOQUEAR de sobrecorrente temporizada 3I0p 

01859 3I0p BLOCKED 3I0p BLOQUEADA 

01907 3I0p picked up Pickup de 3I0p 

07570 3I0p InRush PU Pickup de inrush de 3I0p 

01908 3I0p TimeOut Temporização 3I0p expirou 

01909 3I0p TRIP TRIP de 3I0p 

01861 O/C 3I0 Not av. Sobrecorrente 3I0 Não disponível para este objeto 

105

2 Funções 

2.5 Proteção de Sobrecorrente Temporizada para Corrente de Terra 

A proteção de sobrecorrente temporizada para corrente de terra é sempre designada 

para a entrada de corrente I7 do dispositivo. Principalmente, pode ser usada para 

qualquer aplicação desejada de detecção de sobrecorrente. Sua aplicação preferida 

é a detecção de uma corrente de terra entre o ponto estrela de um objeto protegido 

trifásico e o eletrodo de aterramento. 

Essa proteção pode ser usada em adição à proteção de falta à terra restrita (Seção 

2.3). Então, ela forma uma proteção de backup para faltas à terra fora da zona 

protegida que não estão ali eliminadas. A Figura 2-60 mostra um exemplo. 

A proteção de sobrecorrente temporizada para corrente de terra fornece dois estágios 

de tempo definido e um estágio de tempo inverso. O último pode operar conforme 

característica IEC ou ANSI ou característica definida pelo usuário. 

L 1 

L 2 

L 3 


Figura 2-60 Proteção de sobrecorrente temporizada como proteção de backup para 

proteção de falta à terra restrita 

2.5.1.1 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Definida 

I SP 

7UT612 

Os estágios de tempo definidos para corrente de terra estão sempre disponíveis, 

mesmo se uma característica de tempo inverso tiver sido configurada de acordo com 

a Subseção 2.1.1 (endereço 125). 


C53000–G1179–C148–1 

I 7 

I L1 

I L2 

I L3 

Proteção de falta 

restrita à terra 

Proteção de 

sobrecorrente para 

faltas à terra 

L 1 

L 2 

L 3

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Pickup, Trip Dois estágios de tempo definido estão disponíveis para a corrente de terra IE . 

A corrente medida na entrada I7 é comparada com o valor de ajuste IE>>. Corrente 

acima do valor de pickup é detectada e anunciada. Quando a temporização T IE>> 

é expirada, o comando de trip é emitido. O valor de reset é aproximadamente 5 % 

abaixo do valor de pickup para correntes > 0.3 ·IN. A Figura 2-61 mostra o diagrama lógico para o estágio de alta-corrente IE>>. 2408 IE MAN. CLOSE 

„1“ 

(s. Fig. 2-54) 


I 7 

„1“ 

Inactive 

IE>> instant. 

IEp instant. 

IE> instant. 

FNo 1724 

>BLOCK IE>> 

FNo 1714 

>BLK Earth O/C 

2401 EARTH O/C 

OFF 

ON 

2411 IE>> 

I>> 

& 

& 

& 


2412 T IE>> 

T 0 

Figura 2-61 Diagrama lógico do estágio de alta-corrente I E>> para corrente de terra 

A corrente detectada na entrada de medição de corrente I7 é adicionalmente comparada 

com o valor de ajuste IE>. Uma anunciação é gerada se o valor for excedido. 

Mas, se for usada a restrição de inrush (conforme a Subseção 2.5.1.5),uma análise 

de freqüência é primeiramente executada (Subseção 2.5.1.5). Se for detectada uma 

condição de inrush, a anunciação de pickup é suprimida e uma mensagem de inrush 

se dá em seu lugar. Se não existir inrush ou se a restrição de inrush estiver desativada, 

um comando de trip será emitido após expirar a temporização T IE>. Se a 

restrição de inrush estiver ativada e a corrente de inrush detectada, não haverá trip. 

De qualquer forma, é gerada uma anunciação indicando que o tempo expirou. O valor 

de dropout é de aproximadamente a 95 % do valor de pickup para correntes maiores 

do que 0.3 ·IN . 

A Figura 2-62 mostra o diagrama lógico do estágio de sobrecorrente de terra IE >. 

Os valores de pickup para cada um dos estágios IE > e IE >> e temporizações podem 

ser ajustados individualmente. 

≥1 

FNo 1831 

IE>> picked up 

FNo 1833 

IE>> TRIP 

FNo 1832 

IE>> Time Out 

FNo 1854 

IE>> BLOCKED 

FNo 1757 

O/C Earth BLK 

FNo 1758 

≥1 O/C Earth ACT 

FNo 1756 

O/C Earth OFF 

107

2 Funções 

„1“ 

I 7 

2408 IE MAN. CLOSE 

Inactive 

IE>> instant. 

IEp instant. 

IE> instant. 

(s. Fig. 2-54) 


Bloq Rush E 

2413 IE> 

I> 

FNo 1725 

>BLOCK IE> 

Figura 2-62 diagrama lógico do estágio de sobrecorrente I E> para corrente de terra 

2.5.1.2 Proteção de Sobrecorrente de Tempo Inverso 

& 

& 

& 

& 

& 

2414 T IE> 

T 0 


FNo 1765 

O/C Earth PU 

FNo 1834 

IE> picked up 

FNo 1836 

IE> TRIP 

FNo 1835 

IE> Time Out 

FNo 1853 

IE> BLOCKED 

FNo 1714 


FNo 1757 

O/C Earth BLK 


≥1 

FNo 1758 

O/C Earth ACT 

„1“ 

OFF 

ON 

FNo 1756 

O/C Earth OFF 

O estágio de sobrecorrente de tempo inverso opera tanto com característica padrão 

IEC quanto ANSI ou com característica definida pelo usuário.As curvas características 

e suas equações estão representadas nos Dados Técnicos (Figuras 4-7 a 4-9 na 

Seção 4.4). Se uma das características de tempo inverso está configurada, os estágios 

de tempo definido I E >> e I E > estão também habilitados (veja Subseção 2.5.1.1). 


C53000–G1179–C148–1 

& 

≥1 

FNo 7552 

IE> InRush PU 

FNo 7564 

Earth InRush PU

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Pickup, Trip A corrente detectada na entrada de medição de corrente I7 é comparada com o valor 

de ajuste IEp. Se a corrente exceder 1.1 vezes o valor de ajuste há pickup do estágio 

e é feita uma anunciação.Mas, se é usada a restrição de inrush (conforme a 

Subseção 2.5.1.5), uma análise de freqüência é primeiramente executada (Subseção 

2.5.1.5). Se uma condição de inrush é detectada a anunciação de pickup é suprimida 

e uma mensagem de inrush ocorre em seu lugar. O valor RMS da fundamental é 

usado para o pickup. Durante o pickup de um estágio IEp , o tempo de trip é calculado 

pela corrente de falta que flui por meio de um procedimento de medição de 

integração, dependendo da característica de trip selecionada. Após expirar esse 

período de tempo, um comando de trip é emitido caso nenhuma corrente de inrush 

for detectada ou a restrição de inrush desativada. Se a restrição de inrush está 

ativada e a corrente de inrush é detectada não haverá trip. Apesar disso, uma 

anunciação é gerada indicando que o tempo expirou. 

A Figura 2-63 mostra o diagrama lógico da proteção de sobrecorrente de tempo 

inverso. 

2408 IE MAN. CLOSE 

Inactive 

IE>> instant. 

„1“ IEp instant. 

IE> instant. 

(s. Fig. 2-54) 


3I 0 

Figura 2-63 Diagrama lógico do estágio de proteção de sobrecorrente de tempo inverso I Ep — exemplo para curvas 

IEC 

Dropout para 

Curvas IEC 

Bloq Rush E 

2421 IEp 

1,1I> 

FNo 1726 

>BLOCK IEp 

& 

& 

& 

& 

& 


2422 T IEp 

t 


I 

FNo 1765 

O/C Earth PU 

FNo 1837 

IEp picked up 

FNo 1839 

IEp TRIP 

FNo 1838 

IEp TimeOut 

FNo 1856 

IEp BLOCKED 

FNo 1714 


FNo 1757 

O/C Earth BLK 


≥1 

FNo 1758 

O/C Earth ACT 

„1“ 

OFF 

ON 

FNo 1756 

O/C Earth OFF 

O dropout do estágio, usando curvas IEC ocorre quando a corrente respectiva 

diminuir abaixo de cerca de 95 % do valor de pickup. Um pickup renovado causará 

um inicio renovado das temporizações. 

& 

≥1 

FNo 7554 

IEp InRush PU 

FNo 7564 

Earth InRush PU 

109

2 Funções 

Dropout para 

Curvas ANSI 

Curvas 


Usuário 

2.5.1.3 Comando de Fechamento Manual 

Usando as características ANSI você pode determinar se o dropout do estágio 

seguirá logo após o limite ser atingido ou será efetuado por emulação de disco. “Logo 

após” significa que há dropout de pickup assim que a corrente cair abaixo de 95% do 

valor de pickup. Para um novo pickup o contador de tempo inicia em zero. 

A emulação de disco cria um processo de dropout (contador de tempo diminuindo) 

que inicia após desenergização. Esse processo corresponde à volta de um disco de 

Ferraris (explicando sua denominação de “emulação de disco”). No caso de várias 

faltas ocorrerem sucessivamente, fica assegurado que devido à inércia do disco de 

Ferraris a “História” é levada em consideração e o comportamento do tempo é 

adaptado. O reset inicia assim que 90 % do valor de ajuste é alcançado, em correspondência 

à curva de dropout da característica selecionada. Dentro da faixa de valor 

de dropout (95 % do valor de pickup) e 90 % do valor de ajuste, os processos de 

incrementação e diminuição estão em estado inativo. Se 5 % do valor de ajuste é 

alcançado, o processo de dropout está sendo finalizado, isto é, quando um novo pickup 

ocorrer, o temporizador inicia novamente do zero. 

A emulação de disco oferece suas vantagens quando o gráfico de coordenação da 

graduação da proteção de sobrecorrente temporizada está combinada com outros 

dispositivos (em base eletro-mecânica ou indução) conectados ao sistema. 

As características de trip configuráveis pelo usuário podem ser definidas via vários 

pontos. Até 20 pares de valores de corrente e tempo podem ser entrados. Com esses 

valores o dispositivo aproxima uma característica por interpolação linear. 

Se necessário, a característica de dropout também pode ser definida. Para a 

descrição funcional veja ““Dropout para Curvas ANSI”. Se não forem desejadas 

características de dropout configuráveis pelo usuário, e se aproximadamente 95% 

do valor de pickup for alcançado, o dropout é iniciado. Quando um novo pickup é 

iniciado, o temporizador inicia novamente do zero. 

Quando um disjuntor é fechado em um objeto protegido com falta, um re-trip de alta 

velocidade pelo disjuntor é freqüentemente desejado. O recurso de fechamento 

manual está designado para remover a temporização de um dos estágios de sobrecorrente 

temporizada quando o disjuntor é manualmente fechado em uma falta. A 

temporização é então by-passada via um impulso da chave de controle externa. Esse 

impulso é prolongado por um período de pelo menos 300 ms (Figura 2-54, página 86). 

O endereço 2408A IE MAN. CLOSE determina para qual estágio a temporização é 

anulada sob condição de fechamento manual. 


C53000–G1179–C148–1

2.5.1.4 Pickup Dinâmico de Carga Fria 

2.5.1.5 Restrição de Inrush 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A mudança dinâmica de valores de pickup está disponível também para a proteção 

de sobrecorrente temporizada para corrente de terra assim como a proteção de sobrecorrente 

temporizada para correntes de fase e residual (Seção 2.4). O processamento 

das condições de pickup dinâmico de carga fria é comum para todos os estágios 

de sobrecorrente temporizada e está explicado na Seção 2.6 (página 119). Os 

valores alternativos são ajustados para cada um dos estágios. 

Proteção de sobrecorrente temporizada de corrente à terra fornece função de 

restrição de inrush integrada que bloqueia os estágios de sobrecorrente IE> e IEp (não IE>>) no caso de detecção de um inrush em um transformador. 

Se o conteúdo do segundo harmônico da corrente de terra exceder um limite 

selecionável, o trip é bloqueado. 

O recurso de restrição de inrush tem um limite superior de operação. Acima dele, 

(ajustável) o bloqueio de corrente é suprimido visto que uma falta de alta-corrente é, 

nesse caso, assumida. O limite inferior é o limite de operação do filtro harmônico 

(0.2 IN). A Figura 2-64 mostra um diagrama lógico simplificado. 

I E 

E 

f N 

2f N 

I Max InRr. E 

FNo 07573 

>BLK E O/C Inr 

2402 InRushRestEarth 

„1“ 

OFF 

ON 

Figura 2-64 Diagrama lógico do recurso de restrição de inrush 

≥1 

2441 2.HARM. Earth 

2442 

& 


Rush blk E 

111

2 Funções 


Geral Ao configurar as funções de proteção (veja Subseção 2.1.1, cabeçalho de margem 

“Casos Especiais”, página 14) o tipo de característica foi ajustado (endereço 125). 

Apenas ajustes para a característica selecionada podem ser executados. Estágios de 

tempo definido IE >> e IE > estão sempre disponíveis. 

No endereço 2401 EARTH O/C, a proteção de sobrecorrente temporizada para 

corrente à terra pode ser ajustada para ON ou OFF. 

O endereço 2408A IE MAN. CLOSE determina qual estágio de corrente de terra será 

ativado instantâneamente com um fechamento manual detectado. Os ajustes IE>> 

instant. e IE> instant. podem ser ajustados independentes do tipo de 

característica selecionada. IEp instant. só está disponível se um dos estágios de 

tempo inverso for configurado. Esse parâmetro só pode ser alterado com DIGSI 4 em 

“Ajustes Adicionais”.Para a proteção de sobrecorrente temporizada ser aplicada no 

lado da alimentação de um transformador, selecione o estágio mais alto IE >> que não 

ocasiona pickup pela corrente de inrush, ou selecione o Fechamento Manual para 

Inactive. 

No endereço 2402 InRushRestEarth a restrição de inrush (restrição de inrush com 

segundo harmônico) é ativada ou desativada. Selecione ON se a proteção for aplicada 

no lado da alimentação de um transformador aterrado. Caso contrário, use o ajuste 

OFF. 

Estágio de Alta- 

Corrente de tempo 

Definido I E >> 

Se o estágio IE>> (endereço 2411) estiver combinado com o estágio IE > ou com o 

estágio IEp , o resultado será uma característica de dois estágios. Se esse estágio não 

for necessário, o valor de pickup deverá ser ajustado para ∞. O estágio IE>> sempre 

opera com uma temporização definida. 

O ajuste da corrente e tempo deverá excluir pickup durante operações de energização. 

Esse estágio é aplicado se você quiser criar uma característica de multi-estágio 

junto com o estágio IE > ou IEp (abaixo descrito). Com um certo grau de exatidão a 

graduação de corrente pode ser alcançada da mesma forma que os estágios correspondentes 

da proteção de sobrecorrente temporizada para correntes de fase e 

corrente residual (Subseção 2.4.2). Entretanto, grandezas de sistema de seqüência 

zero devem ser levadas em consideração. 

Na maioria dos casos, esse estágio opera instantâneamente. Uma temporização, 

entretanto, pode ser conseguida pelo ajuste do endereço 2412 T IE>>. 



∞. Se, ajustada para infinito, o pickup dessa função será indicado mas o estágio 

não estará apto a dar trip após pickup. Se o limite de pickup for ajustado para infinito, 

nem anunciação de pickup nem de trip será gerada. 


C53000–G1179–C148–1

Estágio de 


Tempo Definido I E> 

Estágios de 


Tempo Inverso IEp 

com Curvas IEC 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Usando o estágio de sobrecorrente temporizada IE> (endereço 2413) faltas à terra 

também podem ser detectadas com correntes de falta fracas.Como a corrente do 

ponto estrela se origina de um único transformador de corrente, não é afetado pelos 

efeitos de soma causados por diferentes erros de transformador de corrente como, 

por exemplo, a corrente de seqüência zero derivada das correntes de fase. Portanto, 

esse endereço pode ser ajustado para muito sensitivo. Considere que a função de 

restrição de inrush não pode operar abaixo de 20 % da corrente nominal (limite 

inferior da filtragem harmônica). Uma temporização adequada poderia ser razoável 

para ajuste muito sensitivo se usada a restrição de inrush. 

Como este estágio também dá pickup com faltas à terra na rede, a temporização 

(endereço 2414 T IE>) tem que ser coordenada com o gráfico de coordenação de 

graduação da rede para faltas à terra. Na maioria das vezes você pode ajustar tempos 

de trip mais curtos do que aqueles para correntes de fase desde que uma separação 

galvânica dos sistemas de seqüência zero do sistema de potência conectado seja 

assegurado por um transformador com enrolamentos separados. 



∞. Se ajustada para infinito, o pickup dessa função será indicado mas o estágio 

não dará trip após pickup. Se o limite de pickup for ajustado para infinito, nem 

anunciação de pickup nem de trip é gerada. 

O estágio de tempo inverso, dependendo da configuração (Subseção 2.1.1, endereço 

125), habilita o usuário a selecionar características diferentes. Com características 

IEC (endereço 125 DMT/IDMT E CHR. = TOC IEC) torna-se disponível o seguinte, 

no endereço 2425 IEC CURVE: 

Normal Inversa (Tipo A conforme IEC 60255–3), 

Muito Inversa (Tipo B conforme IEC 60255–3), 

Extremamente Inversa (Tipo C conforme IEC 60255–3), e 

Longa Inversa(Tipo B conforme IEC 60255–3). 

As características e as equações em que se baseiam, estão listadas nos Dados 

Técnicos (Seção 4.4, Figura 4-7). 

Se a característica de trip de tempo inverso é selecionada, deve ser observado que 

um fator de segurança de cerca de 1.1 já foi incluído entre o valor de pickup e o valor 

de ajuste. Isso significa que um pickup só irá ocorrer se uma corrente de cerca de 1.1 

vezes o valor de ajuste esteja presente. A função resetará assim que o valor alcançar 

95 % do valor de pickup. 

Usando o estágio de sobrecorrente temporizada IEp (endereço 2421) faltas à terra 

podem ser também detectadas com correntes de falta fracas. Como a corrente do 

ponto estrela tem origem de um único transformador de corrente, ela não é afetada 

pelos efeitos da soma causados por erros de transformador de corrente como, por 

exemplo, a corrente de seqüência zero derivada das correntes de fase. Portanto, 

esse en-dereço pode ser ajustado para muito sensitivo. Considere que a corrente de 

inrush não pode operar abaixo de 20 % da corrente nominal(limite inferior da filtragem 

harmônica). Uma temporização adequada poderia ser razoável para ajuste muito 

sensitivo se usada a restrição de inrush. 

113

2 Funções 

Estágios de 


Tempo Inverso Ip 


Como esse estágio também dá pickup com faltas à terra na rede, o multiplicador de 

tempo (endereço 2422 T IEp) tem que ser coordenado com o gráfico de 

coordenação de graduação da rede para faltas à terra.Na maioria das vezes, você 

pode selecionar tempos de trip mais curtos do que para correntes de fase desde que 

uma separação galvânica dos sistemas de seqüência zero das seções de sistemas 

de potência conectados sejam asegurados por um transformador com enrolamentos 

separados. 



Se p estágio IEp não for necessário, selecione o endereço 125 DMT/IDMT E CHR. 

= Definite Time quando configurar as funções de proteção (Subseção 2.1.1). 

Os estágios de tempo inverso, dependendo da configuração (Subseção 2.1.1, 

endereço 125), habilitam o usuário a selecionar diferentes características. Com as 

características ANSI (endereço 125 DMT/IDMT E CHR. = TOC ANSI) torna-se 

disponível o seguinte no endereço 2426 ANSI CURVE: 



Inversa, 





As características e as equações em que se baseiam, estão listadas em Dados 

Técnicos (Seção 4.4, Figuras 4-8 e 4-9). 

Se a característica de trip de tempo inversa é selecionada, deve ser observado que 


de ajuste. Isso significa que um pickup só ocorrerá se uma corrente de cerca de 

1.1vezes o valor de ajuste estiver presente. 

Usando o estágio de sobrecorrente temporizada IEp (endereço 2421) faltas à terra 

podem ser também detectadas com correntes de falta fracas. Como a corrente do 

ponto estrela se origina de um único transformador de corrente, não é afetada pelos 

efeitos de soma causados por diferentes erros de transformadores, por exemplo, a 

corrente de seqüência zero derivada das correntes de fase. Portanto, esse endereço 

pode ser ajustado para muito sensitivo. Considere que a restrição de inrush não pode 

operar abaixo de 20 % da corrente nominal (limite inferior da filtragem harmônica). 

Uma temporização adequada é recomendável para ajuste muito sensitivo se usada a 

restrição de inrush. 

Como esse estágio também dá pickup com faltas à terra na rede, o multiplicador de 

tempo (endereço 2423 D IEp) tem que ser coordenado com o gráfico de 

coordenação de graduação da rede para faltas à terra. Na maioria das vezes, você 

pode selecionar tempos de trip mais curtos do que aqueles para correntes de fase 

desde que uma separação galvânica dos sistemas de seqüência zero das seções de 

sistemas de potência conectados sejam assegurados por um transformador com 

enrolamentos separados. 


C53000–G1179–C148–1

Pickup de Carga 

Fria Dinâmico 

Curvas 


Usuário 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


O multiplicador de tempo também podem ser ajustados para infinito ∞. Se ajustados 

para infinito o pickup dessa função será indicado, mas o estágio não dará trip após 

pickup. Se o estágio IEp não for necessário, selecione o endereço 125 DMT/IDMT E 

CHR. = Definite Time quando configurar as funções de proteção (Subseção 

2.1.1). 

Se for ajustado Disk Emulation no endereço 2424 TOC DROP-OUT, dropout é 

produzido de acordo com esta característica de dropout. Para mais informações veja 

a Subseção 2.5.1.2, cabeçalho de margem “Dropout para Curvas ANSI” (página 110). 

Um ajuste alternativo de valores de pickup pode ser ajustado para cada estágio. 

É selecionado automaticamente dinâmicamente durante a operação. Para mais 

informações sobre essa função veja a Seção 2.6 (página 119). 

Para os estágios, os seguintes valores alternativos são ajustados: 

− para proteção de sobecorrente de tempo definido: 

endereço 2511 valor de pickup IE>>, 

endereço 2512 temporização T IE>>, 

endereço 2513 valor de pickup IE>, 

endereço 2514 temporização T IE>; 

− para proteção de sobrecorrente de tempo inverso conforme curvas IEC: 

endereço 2521 valor de pickup IEp, 

endereço 2522 multiplicador de tempo T IEp; 

− para proteção de sobrecorrente de tempo inverso conforme curvas ANSI: 

endereço 2521 valor de pickup IEp, 

endereço 2523 dial de tempo D IEp. 

Para proteção de sobrecorrente de tempo inverso o usuário pode definir sua própria 

característica de trip e de dropout. Para configuração em DIGSI 4 uma caixa de 

diálogo aparece. Entre com até 20 pares de valores de corrente e tempo de trip 

(Figura 2-58, página 94). 

O procedimento é o mesmo que para os estágios de correntes de fase. Veja a 

Subseção 2.4.2.1, cabeçalho de margem “Curvas Especificadas Pelo Usuário”, 

página 94. 

Para criar uma característica de trip definida pelo usuário para corrente de terra, o 

seguinte tem que ser ajustado para a configuração do escopo funcional: endereço 

125 (Subseção 2.1.1) DMT/IDMT E CHR., opção User Defined PU. Se você 

também quiser especificar a acaracterística de dropout ajuste a opção User def. 

Reset. 

Restrição de Inrush No endereço 2402 InRushRestEarth dos ajustes gerais (página 112, cabeçalho de 

margem “Geral”) a restrição de inrush pode ser habilitada (ON) ou desabilitada (OFF). 

Essa restrição de inrush só faz sentido para transformadores e se a proteção de 

sobrecorrente temporizada é ativada no lado de alimentação aterrado. Parâmetros de 

função da restrição de inrush são ajustados em “Inrush”. 

115

2 Funções 


Está baseada na avaliação do 2º harmônico presente na corrente de inrush. A relação 

de 2º harmônicos com o fundamental 2.HARM. Earth (endereço 2441) é ajustada 

para I2fN/IfN = 15 % como ajuste padrão. Este ajuste é adequado na maioria dos 

casos. Para fornecer mais restrição em casos excepcionais, onde as condições de 

energização são particularmente desfavoráveis, um valor menor pode ser ajustado no 

endereço antes mencionado. 

Se a corrente exceder o valor indicado no endereço 2442 I Max InRr. E, nenhuma 

restrição será provocada pelo 2º harmônico. 

A lista seguinte indica faixas de ajustes e ajustes padrão de uma corrente secundária 

nominal IN = 1 A. Para uma corrente secundária nominal IN = 5 A esses valores devem 

ser multiplicados por 5. Para ajustes em valores primários, uma conversão da 

taxa dos transformadores de corrente tem que ser adicionalmente considerada. 

Nota: Endereços com um “A” anexado a seu final só podem ser mudados com DIGSI 

4 em “Ajustes Adicionais”.. 


2401 EARTH O/C ON 

OFF 

OFF Sobrecorrente Temporizada de Terra 

2402 InRushRestEarth ON 

OFF 

2408A IE MAN. CLOSE IE>> instantaneously 

IE> instantaneously 

IEp instantaneously 

Inactive 

OFF Sobrecorrente de Terra com Restrição de 

Inrush 

IE>> instantaneously 

Modo de Fechamento Manual - 

Sobrecorrente de terra 

2411 IE>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Valor de Pickup IE>> 

2412 T IE>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização T IE>> 

2413 IE> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Valor de Pickup IE> 

2414 T IE> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T IE> 

2511 IE>> 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Valor de Pickup IE>> 

2512 T IE>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec TemporizaçãoT IE>> 

2513 IE> 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Valor de Pickup IE> 

2514 T IE> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec Temporização T IE> 

2421 IEp 0.05..4.00 A 0.20 A Valor de Pickup IEp 

2422 T IEp 0.05..3.20 sec; ∞ 0.20 sec Dial de Tempo T IEp 

2423 D IEp 0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D IEp 



Disk Emulation Característica de Dropout TOC 


C53000–G1179–C148–1




Very Inverse 


Long Inverse 


Inverse 

Short Inverse 

Long Inverse 




Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 



2521 IEp 0.05..4.00 A 1.00 A Valor de Pickup IEp 

2522 T IEp 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T IEp 

2523 D IEp 0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D IEp 

2431 I/IEp PU T/TEp 1.00..20.00 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

2432 MofPU Res T/TEp 0.05..0.95 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

Curva de Pickup IE/IEp - TIE/TIEp 

Múltiplo de Pickup TI/TIEp 

2441 2.HARM. Earth 10..45 % 15 % 2º harmônico O/C E em % da fundamental 

2442 I Max InRr. E 0.30..25.00 A 7.50 A Corr. Max. para Restr, Inrush O/C Terra 

117

2 Funções 



01714 >BLK Earth O/C >BLOQUEAR de Sobrecorrente Temporizada à Terra 

07573 >BLK E O/C Inr >BLOQUEAR de Sobrecorrente Temporizada de Inrush à Terra 

01756 O/C Earth OFF Sobrecorrente Temporizada à Terra está DESLIGADA(OFF) 

01757 O/C Earth BLK Sobrecorrente Temporizada à Terra está BLOQUEADA 

01758 O/C Earth ACT Sobrecorrente Temporizada à Terra está ATIVA 

01765 O/C Earth PU Pickup da Sobrecorrente Temporizada à Terra 

07564 Earth InRush PU Pickup de Inrush à Terra 

01724 >BLOCK IE>> >BLOQUEAR IE>> 

01854 IE>> BLOCKED IE>> BLOQUEADA 

01831 IE>> picked up Pickup de IE>> 

01832 IE>> Time Out IE>> Tempo Expirado 

01833 IE>> TRIP IE>> TRIP 

01725 >BLOCK IE> >BLOQUEAR IE> 

01853 IE> BLOCKED IE> BLOQUEADA 

01834 IE> picked up Pickup de IE> 

07552 IE> InRush PU Pickup de Inrush IE> 

01835 IE> Time Out IE> Tempo Expirado 

01836 IE> TRIP IE> TRIP 

01726 >BLOCK IEp >BLOQUEAR IEp 

01856 IEp BLOCKED IEp BLOQUEADA 

01837 IEp picked up Pickup de IEp 

07554 IEp InRush PU Pickup de Inrush IEp 

01838 IEp TimeOut IEp Tempo Expirado 

01839 IEp TRIP IEp TRIP 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.6 Pickup de Carga Fria Dinâmico para Proteção de Sobrecorrente Temporizada 


Temporizada 


Com o recurso de pickup de carga fria dinâmico, é possível aumentar dinamicamente 

os valores de pickup dos estágios da proteção de sobrecorrente temporizada quando 

as condições de sobrecorrente de carga fria dinâmica são antecipadas, isto é, quando 

os consumidores tem aumentada a potência de consumo após um longo período de 

condição morta, por exemplo, em sistemas de ar condicionado,sistemas de aquecimento, 

motores, etc.Permitindo que valores de pickup e as temporizações associadas 

aumentem dinamicamente, não é necessário incorporar capacidade de carga a frio 

nos ajustes normais. 

Nota: 

Pickup de carga fria dinâmico está em adição aos quatro grupos de ajuste (A a D) os 

quais são configurados separadamente. 

O recurso de pickup de carga fria dinâmico opera com as funções de proteção de 

sobrecorrente temporizada descritas nas seções 2.4 e 2.5. Um conjunto de valores 

alternativos pode ser ajustado para cada estágio. 

Existem dois métodos primários usados pelo dispositivo para determinar se o equipamento 

protegido está desenergizado: 

• Via uma entrada binária, um contato auxiliar no disjuntor pode ser usado para 

determinar se o disjuntor está aberto ou fechado. 

• O monitoramento do limite de fluxo de corrente pode ser usado para determinar se 

o equipamento está desenergizado. 

Você pode selecionar um desses critérios para a proteção de sobrecorrente temporizada 

para correntes de fase (Seção 2.4) e para a corrente residual (Seção 2.4). O 

dispositivo designa automaticamente o lado correto para detecção de corrente ou 

contato do disjuntor. A proteção de sobrecorrente temporizada para corrente à terra 

(Seção 2.5) permite o critério do disjuntor somente se estiver designado para um 

certo lado do objeto protegido (endereço 108, veja também a Seção 2.1.1 sob o 

cabeçalho de margem “Casos Especiais”, página 14); caso contrário exclusivamente 

o critério de corrente pode ser usado. 

119

2 Funções 

Se o dispositivo reconhece o equipamento protegido como desenergizado via um dos 

critérios acima, então os valores alternativos de pickup se tornarão efetivos para os 

estágios de sobrecorrente assim que uma temporização especificada tenha expirado. 

A Figura 2-66 mostra o diagrama lógico para a função de pickup de carga fria dinâmico. 

O tempo CB Open Time controla por quanto tempo o equipamento deve estar 

desenergizado antes da função de pickup de carga fria dinâmico ser ativada. Quando 

o equipamento protegido é re-energizado (isto é, o dispositivo recebe entrada via uma 

entrada binária em que o disjuntor designado está fechado ou a corrente que flui através 

do disjuntor aumenta acima do limite de monitoramento do fluxo de corrente), o 

tempo ativo Active Time é iniciado. Uma vez expirado o tempo ativo, os valores de 

pickup dos estágios de sobrecorrente retornam a seus ajustes normais. O tempo ativo 

controla por quanto tempo os ajustes do pickup de carga fria dinâmico permanecem 

em seu lugar quando o objeto protegido é re-energizado. Após a re-energização do 

equipamento, se os valores de corrente medidos estiverem abaixo dos ajustes de 

pickup normal, uma temporização alternativa referida como Tempo de Parada (Stop 

Time) é também iniciada. Como nesse caso, com o tempo ativo, uma vez expirado 

esse tempo, os valores de pickup dos estágios de sobrecorrente mudam de valores 

de pickup de carga fria dinâmico para seus ajustes normais. O Stop Time controla 

por quanto tempo os ajustes de pickup de carga fria dinâmico permanecem no lugar 

posto que as correntes medidas estão abaixo dos ajustes de pickup normal. Para 

anular esse tempo na manobra de ajustes de pickup dos estágios de sobrecorrente 

voltarem ao normal, podem ser ajustados para ∞ ou bloqueados via entrada binária 

“>BLK CLP stpTim”. 


C53000–G1179–C148–1

Disjuntor 

fechado 

aberto 

CB Open Time 

address 1711 

Active Time 

address 1712 

Estado Operacional 

Ajustes “DCP”ativos 

Ajustes “normal” ativos 

Stop Time 

address 1713 

Níveis de Pickup 

“Normal” 

Pickup 

Dropout 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


“CB open time” 

Aumentado consumo de 

potência após longa parada 

Figura 2-65 Seqüência de “timing” de pickup de carga fria 

“CB open time” 

“Active Time” 

CLP possivelmente 

mais curto devido a 

“Stop Time” 

“Stop Time” 

Trip, se o aumento de demanda 

de pot. pres. após “tempo ativo 

Se ocorrer pickup de um estágio de sobrecorrente enquanto os ajustes dinâmicos 

estão habilitados, o término do tempo ativo (Active Time) não irá restaurar os 

ajustes de pickup normal até que ocorra o dropout do estágio de sobrecorrente 

baseado nos ajustes dinâmicos. 

Se a função de pickup de carga fria dinâmico está bloqueada via entrada binária 

“>BLOCK CLP”, todos os temporizadores disparados serão resetados imediatamente 

e os ajustes “normal” serão restaurados. Se ocorrer bloqueio durante uma falta em 

andamento com funções ativadas de pickup de carga fria dinâmico, os temporizadores 

de todos os estágios de sobrecorrente serão parados e então reiniciados 

baseados em sua duração “normal”. 

Durante energização de um relé de proteção com um disjuntor aberto, a temporização 

CB Open Time é iniciada e processada usando os ajustes normais. Portanto, 

quando o disjuntor é fechado, os ajustes normais são efetivos. 

121

2 Funções 

A Figura 2-65 mostra um diagrama de “timing”, a Figura 2-66 descreve a lógica para 

a função de pickup de carga fria. 

1701 COLDLOAD PICKUP 

„1“ 

1702 

„1“ 

OFF 

FNo 410 

>CB1 3p Closed 

FNo 411 

>CB1 3p Open 

Max. of 

IL1 , IL2 , IL3 283 Breaker S1 I> 

Excedendo um dos limites de pickup 

“normal” dos estágios de sobrecorrente 

pickup normal 

FNo 1731 

>BLK CLP stpTim 

Figura 2-66 Diagrama lógico para o recurso de pickup de carga fria dinâmico — ilustrado 

para o estágio de proteção de sobrecorrente de fase no lado 1 

2.6.2 Ajustando Parâmetros de Funções 

FNo 1730 FNo 1995 

>BLOCK CLP 

CLP BLOCKED 

ON 

>CB1 configurado.NO 

>CB1 configured NC 

Start CLP Phase 

Ι< 

≥1 

≥1 

Breaker Contact 

No Current 

pickup dinâmico 

Excedendo um dos limites de pickup de carga 

fria dos estágios de sobrecorrente 

Circuit breaker 

open 

1711 CB Open Time 

1712 Active Time 

Geral Pickup de carga fria dinâmico só pode ser ativado se o endereço 117 Coldload 

Pickup foi ajustado para Enabled (Habilitado). Se esse recurso não for necessário 

o endereço 117 é ajustado para Disabled.(Desabilitado). Sob o endereço 1701 

COLDLOAD PICKUP a função pode ser manobrada para ON ou OFF. 


C53000–G1179–C148–1 

& 

& 

& 

≥1 

≥1 

& 

& 


T 0 

T 0 

S Q 

R 

1713 Stop Time 

T 0 

FNo 1996 

CLP running 

FNo 1994 

CLP OFF 

FNo 1998 

I Dyn.set. ACT 

FNo 1999 

3I0 Dyn.set.ACT 

FNo 2000 

IE Dyn.set. ACT 

Processamento de valores 

de pickup de carga fria dos 

estágios de sobrecorrente 

≥1

Critério de Carga 

Fria 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Você pode determinar o critério para manobra dinâmica para os valores de pickup de 

carga fria para todas as funções de proteção que permitam essa manobra. Selecione 

o critério de corrente No Current (Sem Corrente), ou o critério de posição do 

disjuntor Breaker Contact: 

endereço 1702 Start CLP Phase para os estágios de corrente de fase, 

endereço 1703 Start CLP 3I0 para os estágios de corrente residual. 

O critério de corrente considera as correntes daquele lado onde a correspondente 

função de proteção esta designada. A o usar o critério de posição do disjuntor, o 

contato auxiliar do lado designado deve informar o dispositivo via uma entrada binária 

sobre a posição do disjuntor. 

A proteção de sobrecorrente temporizada para corrente à terra só permite o critério 

de corrente porque ela não pode ser designada para qualquer disjuntor. (endereço 

1704 Start CLP Earth é sempre (Sem Corrente)No Current). 

Temporizadores Não existem procedimentos específicos em como ajustar as temporizações nos 

endereços 1711 CB Open Time, 1712 Active Time e 1713 Stop Time. Essas 

temporizações devem estar baseadas nas características de carregamento 

específico do equipamento que está sendo protegido e deverão ser selecionadas 

para permitir as breves sobrecargas associadas com condições de carga fria 

dinâmica. 

Valores de Pickup 

de Carga Fria 


Os valores de pickup dinâmico e as temporizações associadas com os estágios de 

sobrecorrente temporizada são ajustados nos endereços relacionados desses 

próprios estágios. 


1701 COLDLOAD PICKUP OFF 

ON 

OFF Função Pickup de Carga Fria 

1702 Start CLP Phase No Current 


1703 Start CLP 3I0 No Current 


1704 Start CLP Earth No Current 


No Current Condição de Partida CLP para 






1711 CB Open Time 0..21600 sec 3600 sec Tempo ABERTO do Disjuntor 

1712 Active Time 1..21600 sec 3600 sec Tempo Ativo 

1713 Stop Time 1..600 sec; ∞ 600 sec Tempo de Parada 

123

2 Funções 



01730 >BLOCK CLP >BLOQUEAR Pickup de Carga Fria 

01731 >BLK CLP stpTim >BLOQUEAR temporizador de Parada de Pickup de Carga Fria 

01994 CLP OFF Pickup de Carga Fria DESLIGADO (OFF) 

01995 CLP BLOCKED Pickup de Carga Fria está BLOQUEADO 

01996 CLP running Pickup de Carga Fria está em PROGRESSO 

01998 I Dyn.set. ACT Ajustes Dinâmicos de Sobrecorrente de Fase estão ATIVOS 

01999 3I0 Dyn.set.ACT Ajustes Dinâmicos de Sobrecorrente 3I0 estão ATIVOS 

02000 IE Dyn.set. ACT Ajustes Dinâmicos de Sobrecorrente à Terra estão ATIVOS 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

2.7 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Monofásica 



A proteção de sobrecorrente temporizada monofásica pode ser designada tanto para 

a entrada de medição I7 quanto I8 . Ela pode ser usada para qualquer aplicação 

monofásica desejada. Se designada para I8 um limite de pickup muito sensitivo é 

possível (ajuste mais pequeno de 3 mA na entrada de corrente). 

Exemplos para aplicação são a proteção de unidade de alta-impedância ou proteção 

de vazamento de tanque altamente sensitiva. Essas aplicações estão cobertas nas 

subseções seguintes: Subseção 2.7.2 para proteção de alta-impedância e Subseção 

2.7.3 para proteção de vazamento de tanque de alta-sensitividade. 

A proteção de sobrecorrente temporizada monofásica compreende dois estágios 

temporizados de tempo definido que podem estar combinados como desejado. Se 

você necessitar de apenas um estágio o outro pode ser ajustado para infinito. 

A corrente medida é filtrada por algoritmos numéricos. Devido a alta sensitividade 

uma banda estreita particular de filtro é usada. 

Para o estágio monofásico I>>, a corrente medida na entrada configurada de corrente 

(I7 ou I8 ) é comparada com o valor de ajuste 1Phase I>>. Corrente acima do valor 

de pickup é detectada e anunciada. Quando a temporização T 1Phase I>> expirar 

é emitido um comando de trip. O valor de reset é de aproximadamente 5 % abaixo do 

valor de pickup para correntes > 0.3 ·IN . 

Para o estágio monofásico I>, a corrente medida na entrada configurada de corrente 

é comparada com o valor de ajuste 1Phase I>. Corrente acima do valor de pickup 

é detectada e anunciada. Quando a temporização T 1Phase I> expirar, é emitido 

um comando de trip. O valor de reset é de aproximadamente 5 % abaixo do valor de 

pickup para correntes > 0.3 ·IN . 

Ambos estágios formam uma proteção de sobrecorrente de tempo definido de dois 

estágios cuja característica de trip está ilustrada na Figura 2-67. 

Quando ocorre corrente de falta alta, o filtro de corrente pode ser bypassado de forma 

a conseguir um tempo de trip mais curto. Isso é feito automaticamente quando o valor 

instantâneo da corrente excede o valor de ajuste I>> pelo fator de 2·√2. 

O diagrama lógico da proteção de sobrecorrente temporizada monofásica é mostrado 

na Figura 2-68. 

125

2 Funções 

I7 I8 2701 

„1“ 

DMT 1PHASE 127 

Disabled 

unsens. CT7 

sens. CT8 

FNo 5953 

>BLK 1Ph. I>> 

OFF 

ON 

FNo 5952 

>BLK 1Ph. I> 

t 

T I> 

T I>> 

I> 

I>> 

Figura 2-67 Característica de trip de dois estágios da proteção de sobrecorrente 

temporizada monofásica 

FNo 5951 

FNo 5962 

>BLK 1Ph. O/C O/C 1Ph. BLK 

1Phase O/C 

≥1 

2703 1Phase I>> 

I>> 

2·√2·I>> 

2706 1Phase I> 

I> 

≥1 

Lib. Medição. 

& 

Figura 2-68 Diagrama lógico da proteção de sobrecorrente temporizada monofásica — exemplo para detecção da 

corrente na entrada I 8 

& 


C53000–G1179–C148–1 

Trip 

2704 T 1Phase I>> 

T 0 

Lib. Medição. 

2707 T 1Phase I> 

T 0 

≥1 

FNo 5977 

O/C 1Ph I>> PU 

FNo 5979 

O/C1Ph I>> TRIP 

FNo 5967 

O/C 1Ph I>> BLK 

I 

FNo 5971 

O/C 1Ph PU 

FNo 5963 

O/C 1Ph. ACT 

FNo 5961 

O/C 1Ph. OFF 

FNo 5972 

≥1 O/C 1Ph TRIP 

FNo 5974 

O/C 1Ph I> PU 

FNo 5975 

O/C 1Ph I> TRIP 

FNo 5966 

O/C 1Ph I> BLK

2.7.2 Proteção Diferencial de Alta Impedância 

Exemplo de 

Aplicação 

Princípio de Alta- 

Impedância 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Com o esquema de alta-impedância todos os transformadores de corrente nos limites 

da zona de proteção operam em paralelo a uma relativamente alta resistência ôhmica 

comum R cuja tensão é medida . Com o 7UT612 a tensão é registrada pela medição 

da corrente através do resistor externo R na entrada de medição de corrente sensitiva 

I8 . 

Os transformadores de corrente tem que ter mesmo design e fornecer pelo menos um 

núcleo separado para proteção de alta-impedância. Eles também precisam ter a mesma 

relação de transformação e aproximadamente a mesma tensão de ponto joelho. 

Com o 7UT612 o princípio de alta-impedância é muito adequado para detecção de 

faltas à terra em transformadores, geradores, motores e reatores shunt em sistemas 

aterrados. A proteção de alta-impedância pode ser usada no lugar de ou em adição 

aà proteção de falta à terra restrita (veja Seção 2.3). É claro que, a entrada de 

medição de corrente sensitiva I8 só pode ser usada para proteção de alta-impedância 

ou proteção de vazamento de tanque (Subseção 2.7.3). 

A Figura 2-69 (lado esquerdo) ilustra um exemplo de aplicação para um enrolamento 

de transformador aterrado ou um motor/gerador aterrado. O exemplo no lado direito 

mostra um enrolamento de transformador não aterrado ou um motor/gerador não 

aterrado onde o aterramento do sistema é assumido em algum lugar. 

I SP 

I L1 

I L2 

I L3 

R 

L 1 

L 2 

L 3 

Figura 2-69 Proteção de falta à terra de acordo com o esquema de alta-impedância 

O princípio de alta-impedância é explicado com base em um enrolamento de 

transformador aterrado (Figura 2-70). 

Nenhuma corrente de seqüência zero fluirá durante operação normal, isto é, a corrente 

do ponto estrela é ISP = 0 e as correntes da linha são 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 = 0. 

Com uma falta à terra externa (Figura 2-70, lado esquerdo), cuja corrente de falta é 

alimentada via ponto estrela aterrado, a mesma corrente flui através do ponto estrela 

do transformador e as fases. As correntes secundárias correspondentes (todos os 

transformadores de corrente tendo a mesma relação de transformação) compensamse 

entre si, elas estão conectadas em série. Através da resistência R somente uma 

pequena tensão é gerada. Ela se origina da resistência interna dos transformadores 

e cabos de conexão dos transformadores. Mesmo se qualquer transformador de corrente 

experimentar uma saturação parcial, ele se tornará baixo-ôhmico para o período 

I L1 

I L2 

I L3 

R 

L 1 

L 2 

L 3 

127

2 Funções 

Proteção de Alta- 

Impedância com o 

7UT612 

de saturação e cria um shunt baixo-ôhmico para o resistor alto-ôhmico R. Assim, a 

alta resistência do resistor também tem um efeito de estabilização (a assim chamada 

resistência de estabilização). 

I SP 

I L1 

I L2 

I L3 

Figura 2-70 Proteção de falta à terra usando o princípio da alta-impedância 

No caso de existir uma falta à terra na zona protegida (Figura 2-70, lado direito), uma 

corrente de ponto estrela ISP estará, com certeza, presente. As condições de aterramento 

no resto da rede determinam quão forte é, para o sistema, uma corrente de 

seqüência zero. Uma corrente secundária que é igual à corrente de falta total tenta 

passar através do resistor R. Como este último é alto-ôhmico, imediatamente surge 

uma alta tensão. Além disso, os transformadores de corrente ficam saturados. A 

tensão RMS através do resistor corresponde a aproximadamente à tensão do ponto 

joelho dos transformadores de corrente. 

A resistência R está dimensionada de tal forma que mesmo com a mais baixa 

corrente de falta à terra seja detectada, ela gera uma tensão secundária que é igual 

à metade da tensão do ponto joelho dos transformadores de corrente ( veja também, 

notas sobre dimensionamento na Subseção 2.7.4). 

Com o 7UT612 a entrada de medição sensitiva I8 é usada para proteção de alta 

impedância. Como se trata de uma entrada de corrente, a proteção detecta corrente 

através do resistor ao invés de tensão através do resistor R. 

A Figura 2-71 mostra um exemplo de conexão. O 7UT612 está conectado em série 

ao resistor R e mede sua corrente. 

O varistor V limita a tensão quando ocorrem faltas internas. Picos de alta tensão 

emergentes com a saturação do transformador são cortados pelo varistor. Ao mesmo 

tempo, a tensão é atenuada sem redução do valor principal. 

Para proteção contra sobretensões é também importante que o dispositivo esteja 

conectado diretamente ao lado aterrado dos transformadores de corrente de forma 

que a alta tensão no resistor possa ser afastada do dispositivo. 

Para geradores, motores e reatores shunt, a proteção de alta-impedância pode ser 

analogamente utilizada. Todos os transformadores de corrente no lado de sobretensão, 

o lado de subtensão e o transformador de corrente no ponto estrela tem que 

estar conectados em paralelo quando se usar auto-transformadores. 


C53000–G1179–C148–1 

L 1 

L 2 

L 3 

R I SP 

I L1 

I L2 

I L3 

L 1 

L 2 

L 3 

R

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Em princípio, esse esquema pode ser aplicado para todo objeto protegido. Quando 

aplicado como proteção de barramento, por exemplo, o dispositivo é conectado à 

conexão paralela de todo alimentador de transformadores de corrente via resistor. 

Figura 2-71 Esquema de conexão para proteção de falta à terra conforme o princípio de 

alta-impedância 

2.7.3 Proteção de Vazamento de Tanque 

Exemplo de 

Aplicação 

I SP 

I L1 

I L2 

I L3 

V 

R 

7UT612 

A proteção de vazamento de tanque tem a tarefa de detectar vazamento à terra — 

mesmo alto-ôhmico — entre uma fase e o quadro de um transformador de potência. 

O tanque deve estar isolado da terra (consulte a Figura 2-72). Um condutor liga o 

tanque à terra e a corrente através desse condutor é alimentada para uma entrada de 

corrente do relé. Quando ocorre um vazamento de tanque uma corrente de falta 

(corrente de vazamento de tanque) fluirá através do condutor aterrado para a terra . 

Essa corrente de vazamento de tanque é detectada pela proteção de sobrecorrente 

monofásica como uma sobrecorrente; um comando de trip instantâneo ou temporizado 

é emitido de forma a desconectar todos os lados do transformador. 

A entrada de corrente de alta sensitividade I8 é usada para a proteção de vazamento 

de tanque. É claro que essa entrada de corrente só pode ser usada uma vez: tanto 

para proteção de vazamento de tanque quanto para proteção diferencial de alta-impedância 

de acordo com a Subseção 2.7.2. 

L 1 

L 2 

L 3 

I 8 

129

2 Funções 

Figura 2-72 Princípio da proteção de vazamento de tanque 

2.7.4 Ajuste de Parâmetros da Função 

Geral No endereço 2701 1Phase O/C, a proteção de sobrecorrente temporizada 

monofásica pode ser manobrada para ON ou OFF. 

Os ajustes dependem da aplicação. A faixa de ajustes depende se a corrente é usada 

na entrada I7 ou na I8 . Isso foi determinado durante a configuração das funções de 

proteção (Subseção 2.1.1 sob “Casos Especiais”, página 17) no endereço 127: 

DMT 1PHASE = unsens. CT7 

Nesse caso você ajusta o valor de pickup 1Phase I>> no endereço 2702, o valor 

de pickup 1Phase I> no endereço 2705. Se você só precisa de um estágio, ajuste 

o outro para ∞. 

DMT 1PHASE = sens. CT8 

Neste caso, você ajusta o valor de pickup 1Phase I>> no endereço 2703, o valor 

de pickup 1Phase I> no endereço 2706. Se você só precisa de um estágio, ajuste 

o outro para ∞. 

Se você necessita uma temporização de trip , ajuste-a no endereço 2704 T 1Phase 

I>> para o estágio I>>, e/ou no endereço 2707 T 1Phase I> para o estágio I> . 

Com ajuste 0 s não há temporização. 

Os tempos de ajuste são puras temporizações e não incluem o tempo de operação 

inerente dos estágios de proteção. Se você ajustar o tempo para ∞ o estágio 

associado não dá trip mas a anunciação de pickup ocorrerá. 

São fornecidas notas especiais a seguir, para o uso como proteção de unidade de 

alta-impedância e proteção de vazamento de tanque. 

Uso como Proteção 

de Alta-Impedância 

isolado 

7UT612 

Quando usada como proteção de alta-impedância, somente o valor de pickup da 

proteção de sobrecorrente temporizada monofásica é ajustada no 7UT612 para 

detectar sobrecorrente na entrada de corrente I 8 . Conseqüentemente, durante a 

configuração das funções de proteção (Subseção 2.1.1 sob “Casos Especiais”, 

página 17), o endereço 127 é ajustado DMT 1PHASE = sens. CT8. 


C53000–G1179–C148–1 

I 8

Dados do 


Corrente para 


Impedância 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Mas, a função completa da proteção de unidade de alta-impedância é dependente da 

coordenação das características do transformador de corrente , resistor externo R e 

tensão através de R . Os três seguintes cabeçalhos de margem fornecem 

informações sobre essas considerações: 

Todos os transformadores de corrente devem ter relação de transformação idêntica 

e proximamente da tensão do ponto joelho. Esse é usualmente o caso se eles forem 

de mesmo design e dados nominais idênticos.Se a tensão no ponto joelho não está 

estabelecida ela pode ser calculada aproximadamente dos dados nominais de um TC 

como a seguir: 

⎛ PN⎞ UKPV = ⎜Ri+ ------- ⎟ ⋅ALF ⋅ IN 

⎝ 2 

I ⎠ 

N 

onde UKPV = tensão do ponto joelho do TC 

Ri = Demanda interna do TC 

PN = potência nominal do TC 

IN = corrente secundária do TC 

ALF = fator de limite de precisão nominal do TC 

A corrente nominal, potência nominal e fator limite de precisão são estabelecidos 

normalmente na placa de dados nominais do transformador de corrente, por exemplo: 

Transformador de corrente 800/5; 5P10; 30 VA 

Que significa 

IN = 5 A (de 800/5) 

ALF = 10 (de 5P10) 

PN = 30 VA 

A demanda interna é freqüentemente estabelecida no relatório de teste do transformador 

de corrente.Se não, pode ser derivada de uma medição DC no enrolamento 

secundário. 


Transformador de corrente 800/5; 5P10; 30 VA com Ri = 0.3 Ω 

UKPV ⎛ PN⎞ 30 VA 

⎜Ri+ ------- ⎟ ALF IN 0.3 Ω 

⎝ 2 

I ⎠ 

N 

( 5 A) 

2 

= 

⋅ ⋅ = ⎛ + --------------- ⎞ ⋅ 10 ⋅ 5 A = 

⎝ ⎠ 

75 V 

ou 

Transformador de corrente 800/1; 5P10; 30 VA com Ri = 5 Ω 

⎛ PN⎞ UKPV ⎜Ri+ ------- ⎟ ALF IN 5 Ω 

30 VA 

⎝ 2 

I ⎠ 

N 

( 1 A) 

2 

= 

⋅ ⋅ = ⎛ + --------------- ⎞ ⋅ 10 ⋅ 1 A = 350 V 

⎝ ⎠ 

Paralelo aos dados, a resistência da conexão de condução mais longa entre os TCs 

e o dispositivo 7UT612 deve ser conhecida. 

131

2 Funções 

Estabilidade com 


Impedância 

A condição de estabilidade é baseada no seguinte pressuposto simplificado: Se 

existir uma falta externa, um dos transformadores de corrente fica totalmente saturado. 

Os outros continuarão transmitindo suas correntes (parciais). Em teoria, esse é o 

caso mais desfavorável. Como, na prática, é também o transformador saturado, 

aquele que alimenta corrente, uma margem automatica de segurança está garantida. 

A Figura 2-73 mostra um circuito simplificado equivalente. O TC 1 e TC 2 são 

assumidos como transformadores ideais com suas resitências internas Ri1 e Ri2. Ra são as resistências dos cabos de conexão entre os transformadores de corrente e o 

resistor R. Elas estão multiplicadas por 2 já que possuem uma linha de ida e outra de 

volta. Ra2 é a resistência do cabo de conexão mais longo. 

TC1 transmite corrente I1. TC2 deverá estar saturado. Devido a saturação do transformador 

representar um shunt de baixa resistência que está ilustrado por uma linha 

de curto circuito pontilhada. 

R >> (2Ra2 + Ri2) é um outro pré-requisito. 

R i1 2R a1 2R a2 R i2 

CT1 I1 R 

CT2 

Figure 2-73 Circuito equivalente simplificado de um sistema de corrente de circulação para 

proteção diferencial de alta-impedância 

A tensão através de R é então: 

UR ≈ I1 · (2Ra2 + Ri2 ) 

Está assumido que o valor de pickup do 7UT612 corresponde à metade da tensão do 

ponto joelho dos transformadores de corrente. No caso balanceado resulta: 

UR = UKPV /2 

Isso resulta em um limite de estabilidade ISL , isto é, a máxima corrente de falta de 

passagem abaixo da qual o esquema permanece estável: 

UKPV ⁄ 2 

ISL = ------------------------------- 

2 ⋅ Ra2 + Ri2 Exemplo de Cálculo: 

Para o TC 5 A como acima,com UKPV = 75 V e Ri = 0.3 Ω 

a mais longa condução de conexão do TC 22 m com 4 mm 2 de seção transversal, 

resulta em Ra ≈ 0,1 Ω 

UKPV ⁄ 2 37.5 V 

ISL = 

------------------------------- = ------------------------------------------- = 75 A 

2 ⋅ Ra2 + Ri2 2 ⋅ 0.1 Ω + 0.3 Ω 

que é 15 × corrente nominal ou 12 kA primária. 


C53000–G1179–C148–1

Sensitividade com 


Impedância 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Para o TC A como acima, com UKPV = 350 V e Ri = 5 Ω 

a mais longa condução de conexão do TC 107 m com 2.5 mm 2 de seção transversal, 

resulta em Ra ≈ 0.75 Ω que é 27 × corrente nominal ou 21,6 kA primária. 

UKPV ⁄ 2 175 V 

ISL = ------------------------------- = ----------------------------------------- = 27 A 

2 ⋅ Ra2 + Ri2 2 ⋅ 0.75 Ω + 5 Ω 

Como já mencionado, a proteção de alta-impedância fornece pickup com aproximadamente 

metade da tensão do ponto joelho dos transformadores de corrente. A 

resistência R pode ser calculada dela. 

Como o dispositivo mede a corrente que flui através do resistor, o resistor e a entrada 

de medição do dispositivo devem estar conectados em série (veja também a Figura 

2-71). Como, além disso, a resistência deverá ser alto-ôhmica (condição: R >> 2Ra2 + Ri2 , como acima mencionado), a resistência inerente da entrada de medição pode 

ser negligenciada. A resistência é então calculada da corrente de pickup Ipu e metade 

da tensão do ponto joelho: 

UKPV ⁄ 2 

R = -------------------- 

Ipu Exemplo de Cálculo: 

Para o TC de 5 A como acima, com 

valor de pickup requerido Ipu = 0.1 A (correspondente a 16 A primários) 

UKPV ⁄ 2 75 V ⁄ 2 

R = -------------------- = ------------------ = 375 Ω 

Ipu 0.1 A 

Para o TC de 1 A como acima com 

valor de pickup requerido de Ipu = 0.05 A (correspondente a 40 A primários) 

UKPV ⁄ 2 350 V ⁄ 2 

R = -------------------- = ---------------------- = 3500 Ω 

Ipu 0.05 A 

A potência necessária a curto prazo do resistor é derivada da tensão do ponto joelho 

e da resistência: 

2 

UKPV ( 75 V) 

P ---------------- 

R R 

2 

= = ------------------- = 15 W Para o exemplo de TC 5A 

375 Ω 

P R 

= 

2 

UKPV ---------------- = 

R 

( 350 V) 

2 

---------------------- = 35 W 

3500 Ω 

para o exemplo de TC 1A 

Como essa potência só aparece durante faltas à terra por um curto período de tempo, 

a potência nominal pode ser menor por aproximadamente um fator de 5. 

O varistor (veja também a Figura 2-71) deve ser dimensionado de forma que 

permaneça alto-ôhmico até a tensão do ponto joelho, por exemplo: 

aproximadamente 100 V para o exemplo de TC 5 A , 

aproximadamente 500 V para o exemplo de TC 1 A. 

Para o 7UT612, o valor de pickup (0.1 A ou 0.05 A no exemplo) é ajustado no endereço 

2706 1Phase I>. O estágio I>> não é necessário (Endereço 2703 1Phase 

I>> = ∞). 

O comando de trip da proteção pode ser temporizado no endereço 2707 T 1Phase 

I>. Essa temporização é usualmente ajustada para 0. 

133

2 Funções 

Uso como Proteção 

de Vazamento de 

Tanque 


Se um número mais alto de transformadores de corrente está conectado em paralelo, 

por exemplo, quando usado como proteção de barramento com vários alimentadores, 

as correntes magnetizantes dos transformadores conectados em paralelo não podem 

mais ser negligenciadas. Nesse caso, as correntes magnetizantes na metade da 

tensão do ponto joelho (corresponde ao valor de ajuste) tem que ser somadas. Essas 

correntes magnetizantes reduzem a corrente através do resistor R. Além disso, o 

valor real de pickup será correspondentemente mais alto. 

Se a proteção de sobrecorrente temporizada monofásica é usada como proteção de 

vazamento de tanque, meramente o valor de pickup da corrente na entrada I8 é 

ajustado no 7UT612. Conseqüentemente, durante a configuração das funções de 

proteção (Subseção 2.1.1 sob “Casos Especiais”, página 17) tem que ter sido 

ajustadas sob o endereço 127: DMT 1PHASE = sens. CT8. 

A proteção de vazamento de tanque é uma proteção de sobrecorrente altamente sensitiva 

que detecta a corrente de vazamento entre o tanque isolado do transformador 

e a terra. Sua sensitividade é ajustada no endereço 2706 1Phase I>. O estágio I>> 

não é usado (endereço 2703 1Phase I>> = ∞). 

O comando de trip pode ser temporizado sob o endereço 2707 T 1Phase I>. 

Normalmente, essa temporização é ajustada para 0. 

A lista seguinte indica as faixas de ajustes e ajustes padrão de uma corrente nominal 

secundária I N = 1 A. Para uma corrente nominal secundária I N = 5 A esses valores 

devem ser multiplicados por 5. Para ajustes em valores primários uma taxa de conversão 

dos transformadores de corrente tem que ser considerada adicionalmente. 


2701 1Phase O/C OFF 

ON 

OFF Sobrecorrente temporizada 

monifásica 

2702 1Phase I>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Pickup da sobrecorrente 

temporizada monofásica I>> 

2703 1Phase I>> 0.003..1.500 A; ∞ 0.300 A Pickup da sobrecorrente 

temporizada monofásica I>> 

2704 T 1Phase I>> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização T Sobrecorrente 

1 Fase I>> 

2705 1Phase I> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Pickup de Sobrecorrente 1 Fase 

I> 

2706 1Phase I> 0.003..1.500 A; ∞ 0.100 A Pickup Sobrecorrente 1 Fase I> 

2707 T 1Phase I> 0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T Sobrecorrente 

1 Fase I> 


C53000–G1179–C148–1


Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 



05951 >BLK 1Ph. O/C >BLOQUEAR Sobrecorrente Temporizada Monofásica 

05952 >BLK 1Ph. I> >BLOQUEAR Sobrecorrente Temporizada Monofásica I> 

05953 >BLK 1Ph. I>> >BLOQUEAR Sobrecorrente Temporizada Monofásica I>> 

05961 O/C 1Ph. OFF Sobrecorrente Temporizada Monofásica está DESLIGADA(OFF) 

05962 O/C 1Ph. BLK Sobrecorrente Temporizada Monofásica está BLOQUEADA 

05963 O/C 1Ph. ACT Sobrecorrente Temporizada Monofásica está ATIVA 

05966 O/C 1Ph I> BLK Sobrecorrente Temporizada Monofásica I> BLOQUEADA 

05967 O/C 1Ph I>> BLK Sobrecorrente Temporizada Monofásica I>> BLOQUEADA 

05971 O/C 1Ph PU Pickup da Sobrecorrente Temporizada Monofásica 

05972 O/C 1Ph TRIP TRIP da Sobrecorrente Temporizada Monofásica 

05974 O/C 1Ph I> PU Pickup da Sobrecorrente Temporizada Monofásica I> 

05975 O/C 1Ph I> TRIP TRIP da Sobrecorrente Temporizada Monofásica I> 

05977 O/C 1Ph I>> PU Pickup da Sobrecorrente Temporizada Monofásica I>> 

05979 O/C1Ph I>> TRIP TRIP da Sobrecorrente Temporizada Monofásica I>> 

05980 O/C 1Ph I: Sobrecorrente Temporizada Monofásica : I em pick up 

135

2 Funções 

2.8 Proteção de Carga Desbalanceada 

Geral A proteção de seqüência negativa detecta cargas desbalanceadas no sistema. Em 

adição, pode ser usada para detectar interrupções, faltas e problemas de polaridade 

com transformadores de corrente. Além disso, é útil na detecção de faltas fase-terra, 

fase-fase e bifase-terra com magnitudes mais baixas do que a máxima corrente de 

carga. 

A proteção de seqüência negativa é razoável somente para equipamento trifásico. 

Ela, dessa forma, não está disponível no caso de PROT. OBJECT = 1ph Busbar ou 

1 phase transf. (endereço 105, veja Subseção 2.1.1). 

A aplicação de proteção de carga desbalanceada para geradores e motores tem um 

significado especial. As correntes de seqüência negativa associadas com cargas desbalanceadas 

criam campos de rotação contrária nas máquinas de indução trifásica, 

que agem no rotor com dupla freqüência. Correntes parasitas são induzidas na 

superfície do rotor e aquecimento localizado na transição entre as fendas e os feixes 

de enrolamento têm lugar. 

Em adição, a ameaça de sobrecarga térmica existe quando motores são alimentados 

por tensões de sistemas desbalanceados. Porque o motor representa uma pequena 

impedância para tensões de seqüência negativa, pequenos desequilibrios de tensões 

podem levar a grandes correntes de seqüência negativa. 

A proteção de carga desbalanceada opera sempre no lado do objeto protegido para 

o qual foi designada durante a configuração das funções de proteção. (veja Subseção 

2.1.1 em “Casos Especiais”, página 17, endereço 141). 

A proteção de carga desbalanceada consiste de dois estágios de tempo definido e um 

estágio de tempo inverso cujo último pode operar conforme uma característica IEC ou 

ANSI. 


Determinação da 

Carga 

Desbalanceada 

A proteção de carga desbalanceada do 7UT612 usa filtros numéricos para dissecar 

as correntes de fase em seus componentes simétricos. Se o componente de 

seqüência negativa das correntes de fase é de pelo menos 10 % da corrente nominal 

do dispositivo, e todas as correntes de fase são menos do que quatro vezes a 

corrente nominal do dispositivo, então a corrente de seqüência negativa é alimentada 

nos elementos detectores de corrente. 


C53000–G1179–C148–1

2.8.1.1 Estágios de Tempo Definido 

2.8.1.2 Estágio de Tempo Inverso 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A característica de tempo definido é de design de dois estágios. Quando a corrente 

de seqüência negativa excede o limite de ajuste I2> o temporizador T I2> é iniciado 

e dá saída uma correspondente mensagem de pickup. Quando a corrente de seqüência 

negativa excede o limite ajustado I2>> do estágio de ajuste alto o temporizador 

T I2>> é iniciado e dá saída uma correspondente mensagem de pickup. 

Quando uma temporização expira é emitido um comando de trip (veja a Figura 2-74). 

I2 > I2 >> 

I2 /IN Figura 2-74 Característica de trip da proteção de carga desbalanceada de tempo definido 

O estágio de sobrecorrente de tempo inverso opera com uma característica de trip 

tanto IEC quanto ANSI padrão. As curvas características e as equações correspondentes 

estão representadas nos Dados Técnicos (Figuras 4-7 e 4-8 na Seção 4.4). A 

característica de tempo inverso sobrepõe os estágios de tempo definido I 2 >> e I 2 > 

(veja Subseção 2.8.1.1). 

Pickup, Trip A corrente de seqüência negativa I 2 é comparada com o valor de ajuste I2p. Quando 

a corrente de seqüência negativa excede 1.1 vezes o valor de ajuste, é gerada uma 

anunciação de pickup. O tempo de trip é calculado da corrente de seqüência negativa 

conforme a característica selecionada. Após terminar o período de tempo um comando 

de trip é emitido. A Figura 2-75 mostra o curso qualitativo da característica. Nessa 

figura o estágio de sobreposição I 2 >> está representado por uma linha pontilhada. 

Dropout para 

Curvas IEC 

t 

T I 2> 

T I 2 >> 

O dropout do estágio usando curvas IEC ocorre quando a corrente diminui abaixo de 

cerca de 95 % do valor de pickup. Um novo pickup causará inicio das temporizações. 

Trip 

137

2 Funções 

Dropout para 

Curvas ANSI 

Usando a característica ANSI você pode determinar se o dropout do estágio é seguido 

logo após o alcance do limite ou se efetuado por emulação de disco. “Logo após” 

significa que há dropout dopickup quando o valor de pickup de cerca de 95% é 

alcançado. Para um novo pickup o temporizador inicia do zero. 

A emulação de disco evoca um processo de dropout ( contador de tempo está 

diminuindo) que inicia após a desenergização. Esse processo corresponde a um giro 

de retorno do disco de Ferraris ( o que explica sua denominação de “emulação de 

disco”). No caso de ocorrência de várias faltas sucessivas, é assegurado que devido 

à inércia do disco de Ferraris, a “História” é levada em consideração e o comportamento 

do tempo é adaptado. Isso assegura uma simulação própria do aumento de 

temperatura do objeto protegido mesmo para valores extremamente flutuantes de 

carga desbalanceada. O reset inicia assim que 90% do valor de ajuste é alcançado, 

em correspondência à curva de dropout da característica selecionada. Dentro da 

faixa de valor de dropout (95 % do valor de pickup) e 90 % do valor de ajuste, os 

processos de aumento e diminuição estão em estado inativo. Se 5 % do valor de 

ajuste é alcançado, o processo de dropout é terminado, isto é, quando um novo 

pickup ocorre, o temporizador inicia novamente em zero. 

t 

T I 2>> 

I 2p 

Figura 2-75 Característica de trip da proteção de carga desbalanceada de tempo inverso 

(com estágio de tempo definido sobreposto) 

Lógica A Figura 2-76 mostra o diagrama lógico da proteção de carga desbalanceada. A 

proteção pode ser bloqueada via entrada binária .Dessa forma, pickups e estágios 

são resetados. 

Quando um critério de trip abandona a faixa de operação da proteção de sobrecarga 

(todas as correntes de fase abaixo de 0.1 · IN ou pelo menos uma corrente de fase é 

maior do que 4 · IN ), caem os os pickups de todos os estágios de carga 

desbalanceada. 


C53000–G1179–C148–1 

Trip 

I 2 >> 

sobreposto 

I2>> stage 

I 2 /I N

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Figura 2-76 Diagrama lógico da proteção de carga desbalanceada — ilustrada para 

característica IEC 

2.8.2 Ajuste de Parâmetros das Funções 

Geral Durante a configuração do escopo funcional ( Subseção 2.1.1, cabeçalho de margem 

“Casos Especiais”, página 17) os lados do objeto protegido foram determinados no 

endereço 140. O tipo de característica correspondente foi selecionada no endereço 

141. Em seguida, somente ajustes para a característica selecionada podem ser 

executados. Os estágios de tempo definido I2>> e I2> estão sempre disponíveis. 

A proteção de carga desbalanceada só faz sentido com objetos protegidos trifásicos. 

Para PROT. OBJECT = 1ph Busbar ou 1 phase transf. (endereço 105, veja a 

Subseção 2.1.1) os seguintes ajustes não estão disponíveis. 

No endereço 4001 UNBALANCE LOAD a função pode ser ajustada para ON ou OFF. 

Estágios de Tempo 

Definido I 2 >>, I 2 > 

„1“ 

I 2 

141 UNBAL. LOAD CHR 

FNo 5143 

>BLOCK I2 

4001 UNBALANCE LOAD 

ON 

OFF 

Definite Time 

TOC IEC 

TOC ANSI 

IEC CURVE 

4008 

1.1 I 2p 

4002 I2> 

I 2> 

4004 I2>> 

I 2 >> 

≥1 

I2p 


4010 T I2p 

Uma característica de dois estágios habilita o usuário a ajustar uma temporização 

curta (endereço 4005 T I2>>) para o estágio superior (endereço 4004 I2>>) e 

temporização mais longa (endereço 4003 T I2>) para o estágio inferior (endereço 

4002 I2>). O estágio I 2 >, por exemplo, pode ser usado como estágio de alarme, o 

estágio I 2 >> como estágio de trip. Ajustando I2>> para uma porcentagem mais alta 

do que 60 % assegura que nenhum trip é executado com o estágio I 2 >> no caso de 

falta de fase. 

t 

4003 

4005 


I 2 

T 0 

T 0 

T I2> 

T I2>> 

≥1 

FNo 5166 

I2p picked up 

FNo 5165 

I2> picked up 

FNo 5170 

I2 TRIP 

FNo 5159 

I2>> picked up 

FNo 5152 

I2 BLOCKED 

FNo 5153 

I2 ACTIVE 

FNo 5151 

I2 OFF 

139

2 Funções 

A magnitude da corrente de seqüencia negativa quando uma fase é perdida é: 

I2 = ------ 

1 

⋅ I = 

3 

0.58 ⋅ I 

Por outro lado, com mais de 60 % de corrente de seqüência negativa, uma falta 

bifásica no sistema pode ser assumida. Dessa forma, a temporização T I2>> deve 

ser coordenada com a graduação de tempo do sistema. 

Em alimentadores de linha, a proteção de seqüência negativa serve para identificar 

faltas não simétricas de baixa corrente abaixo do valor de pickup da proteção de 

sobrecorrente temporizada. Nesse caso: 

− uma falta bifásica com corrente de falta I produz uma corrente de seqüência 

negativa 

1 

I2 = ------ ⋅ I = 0.58 ⋅ I 

3 

− uma falta monofásica com corrente de falta I produz uma corrente de sequência 

negativa 

1 

I2 = -- ⋅ I = 

0.33 ⋅ I 

3 

Com mais de 60 % de corrente de seqüência negativa, uma falta bifásica pode ser 

assumida. A temporização T I2>> deve ser coordenada com a graduação de tempo 

do sistema. 

Para um transformador de potência, a proteção de seqüência negativa pode ser 

usada como proteção sensitiva para faltas de baixa magnitude fase-terra e fase-fase. 

Em particular, essa aplicação é bem adequada para transformadores estrela-delta 

onde o lado baixo de faltas fase-terra não geram uma corrente de seqüência zero do 

lado alto. 

A relação entre correntes de seqüência negativa e corrente de falta para faltas fasefase 

e faltas fase-terra é válida para o transformador desde que a relação de voltas 

seja levada em consideração. 

Considerando um transformador de potência com os seguintes dados: 

Potência nominal aparente SNT = 16 MVA 

Tensão nominal do lado alto UHS = 110 kV 

Tensão nominal do lado baixo ULS = 20 kV 

Conexão do transformador Dyn5 

as seguintes faltas podem ser detectadas no lado de baixa tensão: 

Se o ajuste de pickup (PU) do dispositivo no lado de alta ajusta-se para I2> = 0.1 A, 

então a corrente de falta fase-terra de I = 3 · (110 kV/20 kV)· I2> = 3 · 0.1 · 100 A 

= 165 A e a falta fase-fase de √3 · (110/20) · 0.1 · 100 A = 95 A pode ser detectada no 

lado baixo. Isso corresponde a 36 % e 20 % do nominal do transformador de 

potência. 

Para prevenir falsa operação para faltas em outras zonas de proteção, a 

temporização T I2> deve ser coordenada com a graduação de tempo de outros relés 

no sistema. 


C53000–G1179–C148–1

Estágio de Tempo 

Inverso 

I2p com 

Curvas IEC 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Para geradores e motores, o ajuste depende da carga desbalanceada permissível do 

objeto protegido. É razoável ajustar o estágio I 2>para a corrente de seqüência negativa 

continuamente permissível e uma temporização longa de forma a obter um estágio 

de alarme. O estágio I 2>> é então ajustado para uma corrente de seqüência negativa 

de curto têrmo com a temporização aqui permitida. 

Exemplo: 

Motor INmotor = 545A 

I2prim / INmotor = 0,11 contínuo 

I2prim /INmotor = 0,55 para Tmax = 1s 

Transformador 

de Corrente. 

I Nprim / I Nsec 

= 600 A/1 A 

Ajuste I 2 > = 0.11 · 545 A = 60 A primária ou 

0.11 · 545 A · (1/600) = 0.10 A secundária 

Ajuste I 2 >> = 0.55 · 545 A = 300 A primária ou 

0,55 · 545 A · (1/600) = 0.50 A secundária 

Temporização T I2>> = 1 s 

Para conseguir melhor adaptação do objeto protegido use o estágio adicional de 

tempo inverso. 

Tendo selecionado uma característica de trip de tempo inverso a carga térmica de 

uma máquina causada por carga desbalanceada pode ser facilmente simulada. Use 

a característica que mais é similar à curva de carga térmica desbalanceada do 

fabricante da máquina. 

Com as características IEC (endereço 141 UNBAL. LOAD CHR = TOC IEC, veja 

também a Subseção 2.1.1) as seguintes características estão disponíveis no 

endereço 4006 IEC CURVE: 

Normal Inversa (tipo A conforme IEC 60255–3), 

Muito Inversa (tipo B conforme IEC 60255–3), 

Extremamente Inversa (tipo C conforme IEC 60255–3). 

As características e as equações em que se baseiam estão listadas nos Dados 

Técnicos, (Seção 4.4, Figura 4-7). 

Se for selecionada uma característica de tempo inversa, deve ser observado que um 

fator de segurança de cerca de 1.1 já foi incluido entre o valor de ajuste e o valor de 

pickup. Isso significa que um pickup só ocorrerá se uma carga desbalanceada de 

cerca de 1.1 vezes o valor de ajuste de I2p (Endereço 4008) esteja presente. A 

função resetará assim que o valor alcançar 95 % do valor de pickup. 

O multiplicador de tempo correspondente está acessível pelo endereço 4010 T I2p. 


infinito, o pickup dessa função será indicado mas o estágio não estará apto a trip após 

pickup. Se o estágio de tempo inverso não for necessário, selecione o endereço 141 

UNBAL. LOAD CHR = Definite Time quando configurar as funções de proteção 

(Subseção 2.1.1). 

141

2 Funções 

Estágio Ip2 de 

Tempo Inverso 


Os estágios acima mencionados de tempo definido podem ser usados em adição ao 

estágio de tempo inverso como estágios de alarme e trip (veja cabeçalho de margem 

“Estágios de Tempo Definido I2>> e I2>”). 

Tendo selecionado uma característica de trip de tempo inverso a carga térmica de 

uma máquina causada por carga desbalanceada pode ser facilmente simulada. Usa 

a característica que mais se aproxima da curva de carga térmica desbalanceada do 

fabricante da máquina. 

Com as características ANSI (endereço 141 UNBAL. LOAD CHR = TOC ANSI) o 

seguinte fica disponível no endereço 4007 ANSI CURVE: 


Inversa, 

Moderadamente Inversa e 


As características e as equações em que se baseiam estão listadas nos Dados 

Técnicos (Seção 4.4, Figura 4-8). 

Se uma característica de tempo inverso é selecionada, deve ser observado que um 

fator de segurança de cerca de 1.1 já foi incluido entre o valor de pickup e o valor de 

ajuste. Isso significa que um pickup só ocorrerá se uma carga desbalanceada de 

cerca de 1.1 vezes o valor de ajuste de I2p (Endereço 4008) esteja presente. 

O multiplicador de tempo correspondente está acessível via endereço 4009 D I2p. 


infinito, o pickup dessa função será indicado mas o estágio não estará apto a trip após 

pickup. Se o estágio de tempo inverso não for requerido, selecione o endereço 141 

UNBAL. LOAD CHR = Definite Time quando configurar as funções de proteção 


Os estágios de tempo definido acima mencionados podem ser usados em adição ao 

estágio de tempo inverso como estágios de alarme e trip (veja cabeçalho de margem 

“Estágios de Tempo Definido I2>> e I2>”). 

Se Disk Emulation é ajustada no endereço 4011 I2p DROP-OUT, dropout está 

sendo produzido conforme esta característica de dropout. Para mais informações 

veja a Subseção 2.8.1.2, cabeçalho de margem “Dropout para Curvas ANSI” (página 

138). 


C53000–G1179–C148–1


Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Nota: A lista seguinte indica as faixas de ajuste e ajuste padrão para uma corrente 

nominal secundária de I N = 1 A. Para uma corrente nominal secundária de I N = 5 A, 

esses valores devem ser multiplicados por 5. Quando executar ajustes em valores 

primários, as relações dos transformadores de corrente tem que ser levadas em 



4001 UNBALANCE LOAD OFF 

ON 

OFF Carga Desbalanceada 


4002 I2> 0.10..3.00 A 0.10 A Valor de Pickup I2> 

4003 T I2> 0.00..60.00 sec; ∞ 1.50 sec Temporização T I2> 

4004 I2>> 0.10..3.00 A 0.50 A Valor de Pickup I2>> 

4005 T I2>> 0.00..60.00 sec; ∞ 1.50 sec temporização T I2>> 


Very Inverse 


4007 ANSI CURVE Extremely Inverse 

Inverse 


Very Inverse 

Extremely Inverse Curva IEC 

Extremely Inverse Curva ANSI 

4008 I2p 0.10..2.00 A 0.90 A Valor de Pickup I2p 

4009 D I2p 0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D I2p 

4010 T I2p 0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T I2p 

4011 I2p DROP-OUT Instantaneous 


Instantaneous Característica de Dropout de I2p 

143

2 Funções 



05143 >BLOCK I2 >BLOQUEAR I2 (Carga Desbalanceada) 

05151 I2 OFF I2 desligada (OFF) 

05152 I2 BLOCKED I2 está BLOQUEADA 

05153 I2 ACTIVE I2 está ATIVA 

05159 I2>> picked up Pickup de I2>> 

05165 I2> picked up Pickup de I2> 

05166 I2p picked up Pickup de I2p 

05170 I2 TRIP TRIP de I2 

05172 I2 Not avalia. I2 Não disponível para este objeto 


C53000–G1179–C148–1

2.9 Proteção de Sobrecarga Térmica 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A proteção de sobrecarga térmica previne danos ao objeto protegido causados por 

sobrecarga térmica, perticularmente no caso de transformadores de potência, 

máquinas rotativas, reatores de energia e cabos. Dois métodos de detecção de 

sobrecarga estão disponíveis no 7UT612: 

• Cálculo da sobrecarga usando uma réplica térmica conforme IEC 60255-8, 

• Cálculo da temperatura de hot-spot e determinação da taxa de envelhecimento 

conforme IEC 60354. 

Você pode selecionar um desses dois métodos. O primeiro é caracterizado pela 

facilidade de manuseio e de ajuste, o segundo necessita algum conhecimento sobre 

o objeto protegido e suas características térmicas e a entrada da temperatura do meio 

refrigerante. 

2.9.1 Proteção de Sobrecarga Usando uma Réplica Térmica 

Princípio A proteção de sobrecarga térmica do 7UT612 pode ser designada para um dos lados 

do objeto protegido (selecionável), isto é, ela avalia o fluxo de correntes nesse lado. 

Como a causa da sobrecarga é normalmente fora do objeto protegido, a corrente de 

sobrecarga é uma corrente de passagem. 

A unidade computa o aumento de temperatura conforme um modelo térmico de corpo 

único como para a seguinte equação diferencial térmica 

dΘ 1 

------- + ------ ⋅ Θ 

dt τth = 

1 

-----τth 

⎛ I 

------------------ ⎞ 

⎝k⋅I⎠ Nobj 

2 

⋅ 

com Θ – aumento de temperatura válida real referida ao aumento de temperatura 

final, para a máxima corrente permitida do lado designado do objeto 

protegido k · INobj , 

τth – Constante de tempo térmico para aquecimento, 

k – fator-K que estabelece a máxima corrente contínua permissível, 

referente à corrente nominal do objeto protegido, 

I – corrente RMS válida do lado designado do objeto protegido, 

INobj – corrente nominal do objeto protegido. 

A solução dessa equação sob condições estacionárias é uma função (e) cuja 

assíntota mostra o aumento final de temperatura Θend . Quando o aumento de temperatura 

atinge o primeiro limite ajustável de temperatura Θalarm , que está abaixo do 

aumento final de temperatura, um alarme de aviso é fornecido de forma a permitir 

uma redução antecipada de carga. Quando o segundo limite de temperatura, isto é, 

o aumento final de temperatura ou temperatura de trip é atingido, o objeto protegido 

é desconectado da rede. A proteção de sobrecarga pode,entretanto, também ser 

ajustada para Alarm Only (Somente Alarme). Nesse caso, só um alarme é emitido 

quando a temperatura final é atingida. 

145

2 Funções 

Extensão da 

Constante de 

Tempo para 

Máquinas 

Reconhecimento 

de Partida do Motor 

Os aumentos de temperatura são calculados separadamente para cada fase em uma 

réplica térmica do quadrado da corrente de fase associada. Isso garante um valor de 

medição RMS real que também inclui o efeito do conteúdo harmônico. O aumento 

máximo da temperatura calculado, das três fases, é decisivo para a avaliação dos 

limites. 

A máxima corrente de sobrecarga térmica contínua permissível Imax é descrita como 

um múltiplo da corrente nominal INobj: Imax = k · INobj INobj é a corrente nominal do objeto protegido: 

• Para transformadores de potência, a potência nominal do enrolamento designado 

é decisiva. O dispositivo calcula essa corrente nominal da potência nominal 

aparente do transformador e da tensão nominal do enrolamento designado. Para 

transformadores com modificador de derivação, o lado não regulado precisa ser 

usado. 

• Para geradores, motores ou reatores , a corrente nominal do objeto é calculada 

pelo dispositivo a partir da potência nominal aparente e da tensão nominal. 

• Para linhas curtas ou barramentos, a corrente nominal foi diretamente ajustada. 

Em adição ao fator-K, a constante de tempo térmico τth assim como o aumento da 

temperatura de alarme Θalarm devem ser parametrizadas na proteção. 

Além do estágio de alarme térmico, a proteção de sobrecarga inclui também um 

estágio de alarme de sobrecarga de corrente Ialarm, que pode emitir um aviso mais 

cedo de que uma corrente de sobrecarga está iminente, mesmo quando o aumento 

de temperatura não tenha ainda atingido os valores de alarme ou de trip. 

A proteção de sobrecarga pode ser bloqueada via uma entrada binária. Fazendo isso, 

a réplica térmica também é resetada para zero. 

A equação diferencial acima mencionada assume uma constante de refrigeração 

representada pela constante de tempo térmica τth = Rth · Cth (resistência térmica x 

capacitância térmica).Mas, a constante de tempo térmica de uma máquina auto 

ventilada durante estado estacionário difere substancialmente daquela durante a 

operação devido à falta de ventilação. 

Assim, nesse caso, existem duas constantes de tempo. Isso deve ser considerado na 

réplica térmica. 

Estado estacionário da máquina é assumido quando a corrente cai abaixo do limite 

Breaker S1 I> ou Breaker S2 I> (dependendo do lado designado para a 

proteção de sobrecarga, consulte tembém “Status do Dishjuntor” na Subseção 2.1.2). 

Na partida de máquinas elétricas o aumento de temperatura calculado pela réplica 

térmica pode exceder o aumento da temperatura de alarme ou mesmo de trip. Para 

evitar um alarme ou trip, a corrente de partida é adquirida e o aumento da temperatura 

derivando dela, é suprimido. Isso significa que o aumento de temperatura calculado 

é mantido constante enquanto a corrente é detectada. 


C53000–G1179–C148–1

Partida de 

Emergência de 

Máquinas 

I L3 

I L2 

I L1 

CB closed 

“1” 

I ALARM 

FNo 01503 

>BLK ThOverload 

FNo 01507 

>Emer.Start O/L 

Θ = const 

I MOTOR START 4209A 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

K τ · τ 

4201 

Ther. OVER LOAD 

OFF 

ON 

Alarm Only 

4205 


Quando máquinas necessitam partida por razões de emergência, temperaturas de 

operação acima das temperaturas máximas de operação permissíveis são permitidas 

(partida de emergência). Para isto, exclusivamente o sinal de trip pode ser bloqueado 

via uma entrada binária (”>Emer.Start O/L”). Após partida e dropout da entrada 

binária, a réplica térmica pode ainda ser maior do que o aumento da temperatura de 

trip. Dessa forma, a réplica térmica possue recursos de tempo de ligação ajustável 

(T EMERGENCY) que é iniciado quando a entrada binária produz dropout. Ela também 

elimina o comando de trip. O trip pela proteção de sobrecarga será anulado até que 

esse intervalo de tempo expire. Essa entrada binária só afeta o comando de trip. Não 

há efeito na gravação de falta , nem no reset da réplica térmica. 

4202 

4203 

dΘ 

------dt 

1 

+ 

τ 

-- ⋅ Θ 

4207 Kt-FACTOR 

1 

-- I 

τ 

2 

= ⋅ 

Θ = 0 

L3 

L2 

L1 

≥1 ≥1 

0 T 

K-FACTOR 

TIME CONSTANT 

4208 T EMERGENCY 

Θ max 

Figura 2-77 Diagrama lógico da proteção de sobrecarga térmica 

≥1 & 

4204 Q ALARM 

100 % (fix) 

& 

& 

FNo 01515 

O/L I Alarm 

FNo 01516 

O/L Q Alarm 

FNo 01521 

ThOverload TRIP 

FNo 01517 

O/L Th. pick.up 

FNo 01512 

Th.Overload BLK 

FNo 01513 

Th.Overload ACT 

FNo 01511 

Th.Overload OFF 

147

2 Funções 

2.9.2 Cálculo de Hot-Spot e Determinação de Taxa de Envelhecimento 

Métodos de 

Refrigeração 

O cálculo da sobrecarga conforme IEC 60354 calcula duas grandezas relevantes 

para a função de proteção: o envelhecimento relativo e a temperatura de hot-spot no 

objeto protegido. O usuário pode instalar até 12 pontos de medição de temperatura 

no objeto protegido.Através de uma ou duas termoboxes e uma conexão de dados 

serial, os pontos de medição informam a proteção de sobrecarga do 7UT612 sobre a 

temperatura refrigerante local. Um desses pontos é selecionado para formar o ponto 

relevante para o cálculo de hot-spot. Esse ponto deverá estar situado na isolação da 

volta superior interna do enrolamento uma vez que essa localização é a de 

temperatura mais quente. 

O envelhecimento relativo é adquirido ciclicamente e somado até soma do 

envelhecimento total. 

O cálculo de hot-spot depende do método de refrigeração. Refrigeração a ar está 

sempre disponível. Dois médtodos diferentes dintingüem-se: 

• AN (Ar Natural): circulação de ar natural e 

• AF (Ar Forçado): circulação forçada de ar (ventilação). 

Se forem usados líquidos refrigerantes em combinação com os dois métodos acima 

descritos, os seguintes tipos de refrigerante estão disponíveis: 

• ON (Oleo Natural = naturalmente circulando óleo): Devido diferenças emergentes 

na temperatura o refrigerante (óleo) move-se dentro do tanque. O efeito 

refrigerante não é muito intenso devido a sua convecção natural. Essa variante de 

refrigeração, entretanto, é quase sem ruído. 

• OF (Oleo Forçada = circulação forçada de óleo):Uma bomba de óleo faz o 

refrigerante (óleo) mover-se dentro do tanque. O efeito de refrigeração desse 

método é todavia mais intenso do que no método ON. 

• OD (Oleo Dirigido = circulação de óleo forçada diretamente): O refrigerante (óleo) 

é forçado diretamente através do tanque. Além disso, o fluxo de óleo é intensificado 

por seções que são extrememente sensitivas à temperatura. Sendo assim, o efeito 

refrigerante é muito bom. Esse método tem o mais baixo aumento de temperatura. 

As Figuras 2-78 a 2-80 mostram exemplos de métodos de refrigeração. 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

ONAN refrigerante 

Figura 2-78 Refrigerante ON (Óleo Natural) 

Refrigerante OFAN 

Figura 2-79 Refrigerante OF (Óleo Forçado) 


∞ 

ONAF refrigerante 

∞ 

149

2 Funções 

Cálculo de Hot- 

Spot 

Figura 2-80 Refrigerante OD (Óleo Dirigido)) 

Refrigerante OD 

A temperatura de hot-spot do objeto protegido é um importante dado. A temperatura 

de maior aquecimento relevante para a vida útil do transformador está usualmente 

situada na isolação da volta superior interna. Geralmente, a temperatura do 

refrigerante aumenta a partir de baixo. O método de refrigeração, entretanto, afeta a 

taxa de queda de temperatura. 

A temperatura de hot-spot do refrigerante é composta de duas partes: 

a temperatura no maior aquecimento do regrigerante (incluida via thermobox), 

o aumento de temperatura da volta do enrolamento causada por carga do 

transformador. 

Pode ser usada thermobox 7XV566 para aquisição da temperatura mais quente. Ela 

converte o valor de temperatura em sinais numéricos e envia-os para a interface correspondente 

do dispositivo 7UT612. A thermobox está apta a adquirir a temperatura 

em até 6 pontos do tanque do transformador. Até duas thermoboxes desses tipos 

podem estar conectadas a um 7UT612. 

O dispositivo calcula a temperatura de hot-spot desses dados e os ajustes das 

propriedades características. Quando um limite ajustável (alarme de temperatura) é 

excedido é gerada uma anunciação e/ou trip. 

O cálculo de hot-spot é feito com diferentes equações dependendo do método de 

refrigeração. 

Para refrigeraçao ON e OF: 

Θh Θo Hgr k Y 

= 

+ ⋅ 

com 

Θh temperatura de hot-spot 

Θo temperatura do óleo no topo 

Hgr gradiente de hot-spot para topo do óleo 

k 

Y 

fator de carga I/IN (medido) 

expoente do enrolamento 


C53000–G1179–C148–1

Cálculo de Taxa de 

Envelhecimento 

Exibição de 

Resultados 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Para refrigeraçao OD: 


= + ⋅ 


⋅ 0,15 Θo Hgr k Y 

= + + ⋅ [ ( + ⋅ ) – 98 °C] 


para k ≤ 1 

para k > 1 

A vida útil de uma isolação de celulose refere-se a uma temperatura de 98 °C ou 

208.4 °F no ambiente direto da isolação. A experiência mostra que um aumento de 

6 K significa metade da vida útil. Para uma temperatura que difere do valor básico de 

98 °C (208.4 °F), a taxa de envelhecimento relativa é dada por: 

V 

Envelhecim · · Θh 

= = 

Envelhecim 98° C 

-------------------------------------------------- 2 Θh – 98 

( ) ⁄ 6 

O valor médio da taxa de envelhecimento relativa L é dada pelo cálculo do valor 

médio de um certo período de tempo, isto é, de T1 a T2 : 

T 2 

1 

L = 

------------------ ⋅ V dt 

T2 – T ∫ 1 

T 1 

Com carga nominal constante, a taxa de envelhecimento relativa L é igual a 1. Para 

valores maiores do que 1, aplicam-se envelhecimentos acelerados, por exemplo, se 

L = 2 somente metade da vida útil é esperada comparada com a vida útil sob 

condições de carga nominal. 

Conforme IEC,a faixa de envelhecimento é definida de 80 °C a 140 °C (176 °F a 

284 °F). Essa é a faixa operacional do cálculo do envelhecimento no 7UT612: Temperaturas 

abaixo de 80 °C (176 °F) não ampliam a taxa de envelhecimento calculada; 

valores maiores do que 140 °C (284 °F) não reduzem a taxa de envelhecimento 

calculada. 

O cálculo acima mencionado da taxa de envelhecimento relativa só se aplica para 

isolação do enrolamento e não pode ser usada para outras causas de falhas. 

A temperatura de hot-spot é calculada para o enrolamento que corresponde ao lado 

do objeto protegido configurado para proteção de sobrecarga (Subseção 2.1.1, endereço 

142). O cálculo inclui a corrente daquele lado e a temperatura de refrigeração 

medida em um certo ponto de medição. Existem dois limites que podem ser ajustados. 

Eles resultam em um aviso (Estágio 1) e um sinal de alarme (Estágio 2). Quando 

o sinal de alarme está designado para uma saída de trip, ele pode ser usado para trip 

do disjuntor(s). 

Para a taxa de envelhecimento média, existe também um limite para cada sinal de 

aviso e de alarme. 

O status pode ser lido pelos valores operacionais medidos a qualquer tempo. A 

informação inclui: 

− temperatura de hot-spot para cada enrolamento em °C ou °F (como configurado), 

− taxa de envelhecimento relativa expressa por unidade, 

− backup de carga até o sinal de aviso (Estágio 1) expresso em porcentagem, 

− backup de carga até sinal de alarme (EStágio 2) expresso em porcentagem. 

151

2 Funções 

2.9.3 Ájuste de Parâmetros da Função 

Geral A proteção de sobrecarga pode ser designada para qualquer lado desejado do objeto 

protegido. Como a causa da corrente de sobrecarga é externa ao objeto protegido, a 

corrente de sobrecarga é uma corrente de passagem, a proteção de sobrecarga pode 

ser designada para um lado de alimentação ou de não alimentação. 

• Para transformadores com regulagem de tensão,isto é, com mudança de 

derivação, a proteção de sobrecarga deve ser designada para o lado não reulado 

já que só esse enrolamento permite uma relação definida entre a corrente nominal 

e a potência nominal. 

• Para geradores, a proteção de sobrecarga é normalmente designada para o lado 

do ponto estrela. 

• Para motores e reatores shunt a proteção de sobrecarga é designada para o lado 

da alimentação. 

• Para resistores em série ou cabos curtos, não existe lado de preferência. 

• Para seções de barramentos, ou linhas aéreas, a proteção de sobrecarga é, 

geralmente não usada já que o cálculo de aumento de temperatura não é razoável 

devido à ampla variedade de condições ambiente (temperatura do ar, vento). Mas, 

nessas aplicações, o estágio de aviso de corrente pode ser útil para anunciar 

correntes de sobrecarga. 

O lado do objeto protegido que deve ser designado para proteção de sobrecarga, foi 

selecionado sob o endereço 142 Therm.Overload durante a configuração das 

funções de proteção (Subseção 2.1.1). 

Existem dois métodos para avaliação das condições de sobrecarga no 7UT612, como 

acima explicado. Durante a configuração da função de proteção (Subseção 2.1.1), 

vpcê já decidiu sob o endereço 143 Therm.O/L CHR., se a proteção deverá operar 

de acordo com o método “clássico” de uma réplica térmica (Therm.O/L CHR. = 

classical) ou se o cálculo da temperatura de hot-spot de acordo com IEC 60354 

(Therm.O/L CHR. = IEC354) deverá ser conduzido. No último caso, pelo menos 

uma thermobox 7XV566 deve estar conectada ao dispositivo para informá-lo sobre o 

método de temperatura média do refrigerante. Os dados sobre a thermobox são parametrizados 

no dispositivo no endereço 191 RTD CONNECTION (Subseção 2.1.1). 

A proteção de sobrecarga térmica pode ser manobrada para ON ou OFF sob o 

endereço 4201 Therm.Overload. Além disso, pode ser ajustada para (Somente 

Alarme) Alarm Only. Com este último ajuste a função de proteção está ativa mas 

só emite um alarme quando ao aumento da temperatura de trip é alcançado, isto é, a 

função de saída “ThOverload TRIP” não está ativa. 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Fator-k A corrente nominal do objeto protegido é tomada como corrente base para detectar 

sobrecarga. O fator de ajuste k é ajustado no endereço address 4202 K-FACTOR. Ele 

é determinado pela relação entre a corrente contínua máxima permissível e essa 

corrente nominal: 

k = 

Imax ----------- 

INobj Constante de 

Tempo τ para 

Réplica Térmica 

Quando usado o método com a réplica térmica, não é necessário avaliar qualquer 

temperatura absoluta nem aumento de temperatura de trip uma vez que o aumento 

da temperatura de trip é igual ao aumento da temperatura final em k · INobj . Os 

fabricantes de máquinas elétricas usualmente estabelecem a corrente contínua 

permissível. Se não houver nenhum dado disponível, k é ajustado para 1.1 vezes a 

corrente nominal do objeto protegido. Para cabos, a corrente contínua permissível 

depende da seção transversal, do material de isolação, do design e método de 

instalação e pode ser derivada de tabelas relevantes. 

Quando usado o método de avaliação de hot-spot conforme IEC 60354, ajuste k = 1 

uma vez que todos os parâmetros remanescentes são referentes à corrente nominal 

do objeto protegido. 

A constante de tempo térmica τth é ajustada no endereço 4203 TIME CONSTANT. 

Isso também deve ser estabelecido pelo fabricante. Favor observar que a constante 

de tempo é ajustada em minutos. Muito freqüentemente outros valores para determinação 

da constante de tempo são estabelecidos, os quais podem ser convertidos em 

constante de tempo, como segue: 

• corrente 1–s 

τth 1 

-------- ----- ⎛ corrente 1–s permissível 

-------------------------------------------------------------------------------- ⎞ 

min 60 ⎝corrente continua permissível⎠ 

2 

= ⋅ 

• corrente permissível para tempo de aplicação diferente de 1 s, por exemplo, 0.5 s 

τth -------min 

0.5 corrente 0.5–s permissível 

------- -------------------------------------------------------------------------------- 

60 corrente continua permissível 

2 

= ⋅ 

• t6 –time; esse é o tempo em segundos para o qual uma corrente de 6 vezes a 

corrente nominal do objeto protegido, pode fluir 

τth -------- = 

0.6 ⋅ t 

min 

6 

153

2 Funções 

Estágios de Alarme 

com Réplica 

Térmica 

Exemplos de Cálculo: 

Cabo com 

corrente contínua permissível 322 A 

corrente permissível 1–s 13.5 kA 


----- 

1 ⎛13500 --------------------- 

A⎞ 

60 ⎝ 322 A ⎠ 

2 ----- 

1 

42 

60 

2 

= ⋅ 

= ⋅ = 29.4 

Valor de ajuste TIME CONSTANT = 29.4 min. 

Motorcom t6 –time 12 s 


= 0.6 ⋅ 12 s = 7.2 

Valor de ajuste TIME CONSTANT = 7.2 min. 

Para máquinas rotativas, a constante de tempo como ajustada no endereço 4203 

TIME CONSTANT é válida enquanto a máquina está em rotação. A máquina irá 

resfriar muito mais devagar durante estado estacionário ou em desaceleração se for 

auto-ventilada. Esse fenômeno é considerado pela constante de tempo de estado 

estacionário mais elevada Kt-FACTOR (endereço 4207A) que é ajustada como um 

fator da constante de tempo nominal. Estado estacionário da máquina é assumido 

quando as correntes caem abaixo do limite Breaker S1 I> ou Breaker S2 I>, 

dependendo do lado para o qual a proteção de sobrecarga está designada (veja 

cabeçalho de margem “Status do Disjuntor” na Subseção 2.1.2). Esse parâmetro só 

pode ser alterado com DIGSI4 em “Ajustes Adicionais”. 

Se não for necessário distingüir entre diferentes constantes de tempo, deixe o fator 

Kt-FACTOR em 1 (ajuste padrão). 

Pelo ajuste do estágio de alarme térmico Q ALARM (endereço 4204) um alarme pode 

ser emitido antes da temperatura de trip ser alcançada, de forma que o trip possa ser 

evitado pela redução de carga mais cedo ou por mudança. A porcentagem é referida 

ao aumento da temperatura de trip. Observe que o aumento da temperatura final é 

proporcional ao quadrado da corrente. 

Exemplo: 

fator-k = 1.1 

Alarme deverá ser emitido quando o aumento da temperatura atingir a temperatura 

final (estado estacionário) na corrente nominal. 

1 

Θalarme 1.1 2 

= ---------- = 

0.826 

Valor de ajuste Q ALARM = 82 %. 

O setpoint do alarme de sobrecarga de corrente I ALARM (endereço 4205) é 

estabelecido em ampéres (primário ou secundário) e deverá ser ajustado igual ou 

levemente abaixo da corrente contínua permissível k · INobj . Também pode ser usado 

ao invés do estágio de alarme térmico.Nesse caso, o estágio de alarme térmico é 

ajustado para 100 % e dessa forma praticamente inefetivo. 


C53000–G1179–C148–1

Partida de 

Emergência para 

Motores 

Detectores de 

Temperatura 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


O valor do tempo de andamento a ser parametrizado no endereço 4208A T EMER- 

GENCY deve assegurar que após uma partida de emergência e dropout da entrada 

binária “>Emer.Start O/L”, o comando de trip é bloqueado até que a réplica 

térmica caia abaixo do limite de pickup. Esse parâmetro só pode ser mudado com 

DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”. 

A partida por si própria só é reconhecida se a corrente de partida I MOTOR START 

ajustada no endereço 4209A é excedida. Sob cada condição de carga e tensão durante 

a partida do motor, o valor deve ser ultrapassado pela corrente de partida atual. 

Com sobrecarga permissível de curto têrmo o valor não deve ser alcançado. Para outros 

objetos protegidos o ajuste ∞ não será mudado. Assim a partida de emergência 

é desativada. 

Para o cálculo de hot-spot de acordo com IEC 60354, o dispositivo deve ser informado 

do tipo de detectores de temperatura de resistência que serão usados para 

medição da temperatura do óleo, aquele relevante para o cálculo do hot-spot e determinação 

do envelhecimento. Até 6 sensores podem ser usados com uma thermobox 

7XV566, com 2 termoboxes até 12 sensores. No endereço 4221 OIL-DET. RTD o 

número de identificação do detector de temperatura de resistência é decisivo para o 

ajuste do cálculo de hot-spot. 

Os valores da característica dos detectores de temperatura são ajustados 

separadamente, veja Seção 2.10. 

Estágios Hot-Spot Existem dois estágios de anunciação para a temperatura de hot-spot. Para ajustar um 

valor de temperatura de hot-spot específica (expressa em °C) que é importante para 

gerar o sinal de aviso (Estágio 1), use o endereço 4222 HOT SPOT ST. 1. Use o 

endereço 4224 HOT SPOT ST. 2 para indicar a temperatura de alarme correspondente 

(Estágio2). Opcionalmente, ela pode ser usada para trip dos disjuntores se a 

mensagem de saída O/L h.spot TRIP” (FNo 01542) é alocada para um relé de 

trip. 

Se o endereço 276 TEMP. UNIT = Fahrenheit é ajustado (Subseção 2.1.2, 

cabeçalho de margem “Unidade de Temperatura”), limites para temperaturas de aviso 

e alarme tem que ser expressos em Fahrenheit (endereços 4223 e 4225). 

Se a unidade de temperatura é mudada no endereço 276 após ajustados os limites 

para unidade de temperatura, esses limites para unidade de temperatura mudada 

devem ser ajustados novamente nos endereços correspondentes. 

Taxa de 

Envelhecimento 

Método 

Refrigerante e 

Dados de Isolação 

Para a taxa de envelhecimento L podem também ser ajustados limites, isto é, para o 

sinal de aviso (Estágio 1) no endereço 4226 AG. RATE ST. 1 e para o sinal de 

alarme (Estágio 2) no endereço 4227 AG. RATE ST. 2. Essa informação referente 

à taxa de envelhecimento, isto é, . L = 1 é alcançado a 98 °C ou 208 °F no hot-spot. 

L > 1 significa um envelhecimento acelerado, L < 1 um envelhecimento retardado. 

Ajuste no endereço 4231 METH. COOLING qual método refrigerante é usado: ON = 

Óleo Natural para refrigeração natural, OF = Óleo Forçado para refrigeração de óleo 

forçada ou OD = Óleo Dirigido para refrigeração de oleo dirigida. Para definições veja 

também a Subseção 2.9.2, cabeçalho de margem “Métodos Refrigerantes”. 

155

2 Funções 


Para cálculo de hot-spot o dispositivo necessita o expoente Y do enrolamento e o hotspot 

para o gradiente top-oil H gr que é ajustado nos endereços 4232 Y-WIND.EXPO- 

NENT e 4233 HOT-SPOT GR. Se a informação correspondente não está disponível, 

ela pode ser tomada da IEC 60354. Um extrato da tabela correspondente do padrão 

com os dados técnicos relevantes para esse projeto pode ser encontrado mais 

adiante (Tabela 2-5). 

Tabela 2-5 características térmicas de transformadores de potência 

Método Refrigerante: 

Transf. de Transformadores de 

Distribuição Potência Médios e Grandes 

ONAN ON.. OF.. OD.. 

Expoente de enrolamento Y 1.6 1.8 1.8 2.0 

Gradiente de Hot-Spot a Top-Oil H gr 23 26 22 29 

Nota: A lista seguinte indica as faixas de ajustes e ajustes padrão para uma corrente 

nominal secundária de IN = 1 A. Para uma corrente nominal secundária de IN = 5 A, 

esses valores devem ser multiplicados por 5. Quando ajustar o dispositivo usando 

valores primários, as relações de transformador de corrente tem que ser levadas em 


Nota: Endereços com um “A” anexo a seu final só pode ser mudado em DIGSI 4 , em 


End. Títuolo do Ajuste Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 

4201 Ther. OVER LOAD OFF 

ON 

Alarm Only 

OFF Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4202 K-FACTOR 0.10..4.00 1.10 FATOR K 

4203 TIME CONSTANT 1.0..999.9 min 100.0 min Constante de Tempo 

4204 Θ ALARM 50..100 % 90 % Estágio de Alarme Térmico 

4205 I ALARM 0.10..4.00 A 1.00 A Setpoint de Alarme de 

Sobrecarga de Corrente 

4207A Kτ-FACTOR 1.0..10.0 1.0 FATOR Kt quando o motor pára 

4208A T EMERGENCY 10..15000 sec 100 sec Tempo de Emergência 

4209A I MOTOR START 0.60..10.00 A; ∞ ∞ A Valor de Pickup de Corrente de 

Partida de Motor 


C53000–G1179–C148–1


End. Títuolo do Ajuste Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 

4221 OIL-DET. RTD 1..6 1 Detector de Óleo conectado a 

RTD 

4222 HOT SPOT ST. 1 98..140 °C 98 °C Pickup do Estágio 1 de 

Temperatura de Hot-Spot 

4223 HOT SPOT ST. 1 208..284 °F 208 °F Pickup do Estágio 1 de 


4224 HOT SPOT ST. 2 98..140 °C 108 °C Pickup do Estágio 2 de 


4225 HOT SPOT ST. 2 208..284 °F 226 °F Pickup do Estágio 2 de 


4226 AG. RATE ST. 1 0.125..128.000 1.000 Pickup de Taxa de 

Envelhecimento de ESTÁGIO 1 

4227 AG. RATE ST. 2 0.125..128.000 2.000 Pickup de Taxa de 

Envelhecimento de ESTÁGIO 2 

4231 METH. COOLING ON (Oil-Natural) 

OF (Oil-Forced) 

OD (Oil-Directed) 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

ON (Oil-Natural) Método de Refrigeração 

4232 Y-WIND.EXPONENT 1.6..2.0 1.6 Expoente de Enrolamento Y 

4233 HOT-SPOT GR 22..29 22 Gradiente de Hot-Spot a Top-Oil 

157

2 Funções 



01503 >BLK ThOverload >BLOQUEAR Proteção de Sobrecarga Térmica 

01507 >Emer.Start O/L >Partida de Emergência da Proteção de Sobrecarga Térmica 

01511 Th.Overload OFF Proteção de Sobrecarga Térmica DESLIGADA (OFF) 

01512 Th.Overload BLK Proteção de Sobrecarga Térmica BLOQUEADA 

01513 Th.Overload ACT Proteção de Sobrecarga Térmica ATIVA 

01515 O/L I Alarm Alarme de corrente de Sobrecarga Térmica (alarme I) 

01516 O/L Θ Alarm Alarme da Sobrecarga Térmica 

01517 O/L Th. pick.up Pickup da Sobrecarga Termica 

01521 ThOverload TRIP TRIP da Sobrecarga Térmica 

01541 O/L ht.spot Al. Alarme Térmico de hot-spot da Sobrecarga Térmica 

01542 O/L h.spot TRIP TRIP térmico de hot-spot da Sobrecarga Térmica 

01543 O/L ag.rate Al. Alarme da taxa de envelhecimento da Sobrecarga Térmica 

01544 O/L ag.rt. TRIP TRIP da taxa de envelhecimento da Sobrecarga Térmica 

01545 O/L No Th.meas. Sobrecarga Térmica: sem temperatura medida 

01549 O/L Not avalia. Sobrecarga Térmica não disponível para este objeto 


C53000–G1179–C148–1

2.10 Thermoboxes para proteção de Sobrecarga 


Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Para proteção de sobrecarga com cálculo de hot-spot e determinação de taxa de 

envelhecimento relativa, a temperatura mais aquecida do refrigerante é necessária. 

Pelo menos um detector de temperatura de resistência (RTD) deve ser instalado na 

localização de hot-spot que informa ao dispositivo sobre essa temperatura por meio 

das thermoboxes 7XV566. Uma thermobox está apta a processar até 6 RTDs. Uma 

ou duas thermoboxes podem ser conectadas ao 7UT612. 

Uma thermobox 7XV566 é adequada para até 6 pontos de medições (RTDs) no 

objeto protegido, por exemplo, no tanque do transformador. A thermobox toma a 

temperatura do refrigerante da cada ponto de medição do valor da resistência dos 

detectores de temperatura conectados com uma ou duas linhas de três fios (Pt100, 

Ni100 ou Ni120) e converte em valor digital. Os valores digitais dão saída na interface 

serial RS485. 

Uma ou duas thermoboxes podem ser conectadas à interface de serviço do 7UT612. 

Assim, 6 a 12 pontos de medições (RTDs) podem ser processados. Para cada 

detector de temperatura, dados característicos, assim como, alarme (estágio 1) e trip 

(estágio 2) de temperatura podem ser ajustados. 

A thermobox também adquire limites para cada ponto de medição individual. A 

informação é então passada via relé de saída. Para outras informações consulte o 

manual de instrução da thermobox. 


Para RTD1 (detector de temperatura do ponto de medição1) o tipo de detector de 

temperatura é ajustado no endereço 9011A. RTD 1 TYPE. Pt 100 W, Ni 120 W e 

Ni 100 W estão disponíveis. Se não existir ponto de medição para RTD1, ajuste RTD 

1 TYPE = Not connected. Esse parâmetro só pode ser mudado com DIGSI4 em 


O endereço 9012A RTD 1 LOCATION informa o dispositivo da localização da 

montagem da RTD1. Oil, Ambient, Winding, Bearing e Other (Óleo, Ambiente, 

Enrolamento, Mancal e Outro) estão disponíveis. Esse parâmetro só pode ser 

mudado com DIGSI 4 em “Ajustes Adicionais”. 

159

2 Funções 

Além disso, temperatura de alarme e trip podem ser ajustadas. Dependendo da 

unidade de temperatura selecionada nos Dados do Sistema de Potência (Subseção 

2.1.2 no endereço 276 TEMP. UNIT, página 21), a temperatura de alarme pode ser 

expressa em Celsius (°C) (endereço 9013 RTD 1 STAGE 1) ou Fahrenheit (°F) 

(endereço 9014 RTD 1 STAGE 1). A temperatura de trip expressa em Celsius (°C) 

é ajustada no endereço 9015 RTD 1 STAGE 2. Para expressar em Fahrenheit (°F) 

use o endereço 9016 RTD 1 STAGE 2. 

Para outros detectores de temperatura conectados com a primeira thermobox faça os 

ajustes correspondentemente: 

para RTD2 endereço 9021ARTD 2 TYPE, 

endereço 9022ARTD 2 LOCATION, 

endereço 9023 RTD 2 STAGE 1 (em °C) ou9024 RTD 2 STAGE 1 (°F), 

endereço 9025 RTD 2 STAGE 2 (em °C) ou 9026 RTD 2 STAGE 2 (°F); 



endereço 9033 RTD 3 STAGE 1 (em °C) ou 9034 RTD 3 STAGE 1 (°F), 

endereço 9035 RTD 3 STAGE 2 (em °C) ou9036 RTD 3 STAGE 2 (°F); 




endereço 9045 RTD 4 STAGE 2 (emin °C) ou 9046 RTD 4 STAGE 2 

(°F); 









Se duas thermoboxes estão conectadas, a informação para outros detectores de 

temperatura pode ser ajustada: 













para RTD10 endereço 9101ARTD10 TYPE, 

endereço 9102ARTD10 LOCATION, 

end. 9103 RTD10 STAGE 1 (em °C) ou 9104 RTD10 STAGE 1 (°F), 

end. 9105 RTD10 STAGE 2 (em °C) ou 9106 RTD10 STAGE 2 (°F); 


C53000–G1179–C148–1


Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 





end. 9115 RTD11 STAGE 2 (em °C) ou 9116 RTD11 STAGE 2 (°F); 




end. 9125 RTD12 STAGE 2 (em °C) ou 9126 RTD12 STAGE 2 (°F). 

Nota: Endereços com um “A” anexo a seu final só pode ser mudado em DIGSI 4 , 

Seção „Ajustes Adicionais“. 


9011A RTD 1 TYPE not connected 

Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 

Pt 100 Ohm RTD 1: Tipo 

9012A RTD 1 LOCATION Oil 

Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 

Oil RTD 1: Localização 

9013 RTD 1 STAGE 1 -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: Pickup do Estágio 1 de 

Temperatura 

9014 RTD 1 STAGE 1 -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: Pickup do Estágio 1 de 

Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 

not connected RTD 2: Tipo 

Other RTD 2: Localização 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 

161

2 Funções 



Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


C53000–G1179–C148–1




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


163

2 Funções 



Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 



Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 

9101A RTD10 TYPE not connected 

Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 

9102A RTD10 LOCATION Oil 

Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 

not connected RTD10: Tipo 

Other RTD10: Localização 

9103 RTD10 STAGE 1 -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD10: Pickup do Estágio 1 de 

Temperatura 

9104 RTD10 STAGE 1 -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD10: Pickup do Estágio 1 de 

Temperatura 


Temperatura 


C53000–G1179–C148–1




Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 

165

2 Funções 

2.10.4 Visão Geral de informações 

Nota: Outras anunciações nos limites de cada ponto de medição estão disponíveis na 

própria thermobox para saída nos contatos do relé. 


14101 Fail: RTD Falha: RTD (fio interrompido/em curto) 

14111 Fail: RTD 1 Falha: RTD 1 (fio interrompido/em curto) 

14112 RTD 1 St.1 p.up Pickup do Estágio 1 de Temperatura do RTD 1 


























14201 Fail: RTD10 Falha: RTD10 (fio interrompido/em curto) 

14202 RTD10 St.1 p.up Pickup do Estágio 1 de Temperatura do RTD 10 



C53000–G1179–C148–1



Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 







167

2 Funções 

2.11 Proteção de Falha do Disjuntor 


Geral A proteção de falha do disjuntor fornece rápido backup de eliminação da falta, no caso 

em que o disjuntor falha na resposta a um comando de trip de uma proteção do 

alimentador. 

Sempre que, por exemplo, a proteção diferencial ou qualquer outro relé de proteção 

de curto-circuito de um alimentador emite um comando de trip para o disjuntor, isso é 

indicado para a proteção de falha do disjuntor (Figura 2-81). Um temporizador T–BF 

na proteção de falha do disjuntor é iniciado. O temporizador funciona enquanto o 

comando de trip está presente e a corrente continua a fluir através dos polos do 

disjuntor. 

Prot. do Aliment. 

(externa) 

Figura 2-81 Diagrama de função simplificado da proteção de falha do disjuntor com 

monitoramento de fluxo de corrente 

Normalmente, o disjuntor abrirá e interromperá a corrente de falta. O estágio de 

monitoramento de corrente CB–I> reseta e paraliza o temporizador T–BF. 

Se o comando de trip não é executado (caso de falha do disjuntor) a corrente continua 

a fluir e o temporizador funciona em seu limite de ajuste. A proteção de falha do disjuntor 

emite um comando para trip dos disjuntores de backup e interrompe a corrente 

de falta. 

O tempo de reset da proteção do alimentador não é relevante porque a proteção de 

falha do disjuntor por si mesma reconhece a interrupção de corrente. 


C53000–G1179–C148–1 

CB–I> 

Diff. prot. 

Diff 

Trip 

Proteção de falha do disjuntor 

≥1 

& 

7UT612 

T–BF 0 

BF 

Trip

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Favor assegurar-se de que o ponto de medição da corrente e o disjuntor supervisionado 

pertencem um ao outro! Ambos devem localizar-se no lado da alimentação do 

objeto protegido. Na Figura 2-81 a corrente é medida no lado do barramento do transformador 

(= lado da alimentação), assim, o disjuntor no lado do barramento é supervisionado. 

Os disjuntores adjacentes são aqueles do barramento ilustrado. 

Com geradores a proteção de falha do disjuntor afeta o disjuntor da rede. Em casos 

diferentes deste, o lado da alimentação deve ser o lado relevante. 

Iniciação A Figura 2-82 mostra um diagrama lógico da proteção de falha do disjuntor. 

A proteção de falha do disjuntor pode ser iniciada por duas fontes diferentes: 

• Função de proteção interna do 7UT612, por exemplo, comandos de trip das 

funções de proteção ou via CFC (funções de lógica interna). 

• Sinais de trip exetrnos via entrada binária. 

Em ambos os casos, a proteção de falha do disjuntor verifica a continuidade do fluxo 

de corrente. Adicionalmente, a posição do disjuntor (lida no contato auxiliar) pode ser 

verificada. 

O critério de corrente é preenchido se pelo menos uma das três correntes de fase exceder 

um valor de limite ajustado: Breaker S1 I> ou Breaker S2 I>, dependendo 

do lado para o qual a proteção de falha do disjuntor está designada, veja também a 

Subseção 2.1.2 sob o cabeçalho de margem “Status do Disjuntor” (página 20). 

O processamento do critério de contato auxiliar depende de quais contatos auxiliares 

estão disponíveis e como eles estão dispostos para as entradas binárias do dispositivo. 

Se estiverem disponíveis os contatos normalmente fechados (NC) assim como 

normalmente abertos (NO), uma posição intermediária do disjuntor pode ser detectada. 

Nesse caso, o desaparecimento do fluxo de corrente é sempre o único critério 

para a resposta do disjuntor. 

A iniciação pode ser bloqueada via entrada binária “>BLOCK BkrFail” (por exemplo, 

durante teste do alimentador do relé de proteção). 

Temporização e 

Trip de Falha do 

Disjuntor 

Para cada uma das duas fontes, uma única mensagem de pickup é gerada, uma 

única temporização é iniciada e um único sinal de trip é gerado. O valor de ajuste para 

a temporização aplica-se a ambas as fontes. 

Quando o tempo associado tiver expirado, o comando de trip é emitido. Os dois 

comandos estão combinados com uma porta OR (OU) e formam a informação de 

saída “BrkFailure TRIP” que é usada para o trip dos disjuntores adjacentes de 

forma que a corrente de falta será interrompida. Os disjuntores adjacentes são 

aqueles que podem alimentar a mesma seção do barramento para o qual o disjuntor 

está conectado. 

169

2 Funções 

FNo 411 

>CB1 3p Open 

FNo 410 

>CB1 3p Closed 

„1“ 

„1“ 

7004 Chk BRK CONTACT 

CB cong. aberto 

CB Side 1 I> 283 

Max. of 

IL1, IL2, IL3 FNo 1431 

>BrkFail extSRC 

7001 BREAKER FAILURE 

ON 

OFF 

OFF 

ON 

CB conf fechado 

Fonte de Iniciação Interna 

Ι> 

= 

FNo 1456 

BkrFail int PU 

7005 TRIP-Timer 

7005 TRIP-Timer 

T 0 

FNo 1481 

BkrFail extTRIP 

Figura 2-82 Diagrama lógico da proteção de falha do disjuntor, ilustrada para o lado 1 


C53000–G1179–C148–1 

& 

& 

& 

& 

FNo 1480 

Trip do Disp. T 0 

BkrFail intTRIP 

Fonte de Iniciação Externa 

CB Side 1 I> 283 

Max. de 

IL1 , IL2 , IL3 Ι> 

& 

& 


FNo 1403 

FNo 1452 

>BLOCK BkrFail 

BkrFail BLOCK 

≥1 

& 

& 

Error 

& 

& 

& 

& 

≥1 

≥1 

≥1 

FNo 1457 

BkrFail ext PU 

FNo 1471 

≥1 BrkFailure TRIP 

FNo 1453 

BkrFail ACTIVE 

FNo 1451 

BkrFail OFF

2.11.2 Ajuste dos Parâmetros da Função 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Geral Com a determinação do escopo funcional (Subseção 2.1.1) no endereço 170 BREAK- 

ER FAILURE, foi definido para que lado do objeto protegido a proteção de falha do 

disjuntor deverá operar. Favor certificar-se de que o ponto de medição da corrente e 

o disjuntor supervisionado estejam designados para o mesmo lado! Ambos deverão 

estar localizados no lado da alimentação do objeto protegido. 

A proteção de falha do disjuntor é manobrada para OFF ou ON no endereço 7001 

BREAKER FAILURE. 

Iniciação O monitoramento do fluxo de corrente usa valores ajustados nos Dados do Sistema 

de Potência 1 (Subseção 2.1.2 sob cabeçalho de margem “Status do Disjuntor” 

página 29). Dependendo do lado do objeto protegido para o qual a proteção de falha 

do disjuntor está designada , o endereço 283 Breaker S1 I> ou o endereço 284 

Breaker S2 I> é decisivo. 

Normalmente, a proteção de falha do disjuntor avalia o critério do fluxo de corrente 

bem como a posição do(s) contato(s) auxiliar do disjuntor(es) Se o status dos contatos 

auxiliares do disjuntor não está disponível no dispositivo, esse critério não pode 

ser processado. Nesse caso, ajuste o endereço 7004 Chk BRK CONTACT para NO. 

Temporização As temporizações são determinadas a partir do máximo tempo de operação do 

disjuntor alimentador, o tempo de reset dos detectores de corrente da proteção de 

falha do disjuntor, mais uma margem de segurança que permite qualquer tolerância 

das temporizações. A seqüência de tempo está ilustrada na Figura 2-83. Para o 

tempo de reset, pode ser assumido 1 1 / 2 cciclo. 

A temporização é ajustada no endereço 7005 TRIP-Timer. 

Inicio da falta 

Tempo normal de elimi. da falta 

Prot. 

trip 

Tempo op. disjuntor Reset 

CB I> 

Iniciação da proteção 

de falha do disjuntor 

temporização T–BF da proteção de 

falha do disjuntor 

Margem 

segur. 

Tempo op. do disj. 

(Disj. Adjacentes) 

tempo total de eliminação da falta com falha do disjuntor 

Figura 2-83 Exemplo de seqüência de tempo para eliminação normal de uma falta e com 

falha do disjuntor 

171

2 Funções 


2.11.4 Visão Geralde Informações 

A lista seguinte indica as faixas de ajustes e ajuste padrão de uma corrente nominal 

secundária I N = 1 A. Para uma corrente nominal secundária de I N = 5 A, esses valores 

devem ser multiplicados por 5. Quando ajustar o dispositivo com valores primários as 

relações do transformador de corrente tem que ser levadas em consideração. 


7001 BREAKER FAIL- 

URE 

7004 Chk BRK CON- 

TACT 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF Proteção de Falha do Disjuntor 

OFF Verificação dos contatos do 

Disjuntor 

7005 TRIP-Timer 0.06..60.00 sec; ∞ 0.25 sec Temporizador- TRIP 

F.No. Alarm Comments 

01403 >BLOCK BkrFail >BLOQUEAR Falha do disjuntor 

01431 >BrkFail extSRC >Falha do disjuntor iniciada externamente 

01451 BkrFail OFF Falha do disjuntor está DESLIGADA (OFF) 

01452 BkrFail BLOCK Falha do disjuntor está BLOQUEADA 

01453 BkrFail ACTIVE Falha do disjuntor está ATIVA 

01456 BkrFail int PU PICKUP da Falha do disjuntor(interna) 

01457 BkrFail ext PU PICKUP da Flaha do disjuntor (externa) 

01471 BrkFailure TRIP TRIP da Falha do disjuntor 

01480 BkrFail intTRIP TRIP da Falha do disjuntor (interna) 

01481 BkrFail extTRIP TRIP da Falha do disjuntor (externa) 

01488 BkrFail Not av. Falha do diajuntor não disponível para este objeto 


C53000–G1179–C148–1

2.12 Processamento de Sinais Externos 


Comandos de Trip 

Externos 

Mensagens do 

Transformador 

Sinal de Bloqueio 

para Faltas 

Externas 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Dois sinais de trip desejados da proteção externa ou unidades de supervisão podem 

ser incorporadas no processamento da proteção diferencial 7UT612. Os sinais estão 

acoplados no dispositivo via entradas binárias. Como a proteção interna e sinais de 

supervisão, elas podem ser anunciadas, temporizadas, transmitidas para a saída dos 

relés de trip e bloqueadas. Isso permite incluir dispositivos de proteção mecânicos 

(por exemplo, chave de pressão, proteção Buchholz) no processamento do 7UT612. 

A duração mínima do comando de trip ajustada para todas as funções de proteção 

são também válidas para esses comandos externos de trip. (Subseção 2.1.2 sob 

“Duração do Comando de Trip”, página 29, endereço 280A). 

A Figura 2-84 mostra o diagrama lógico de um desses comandos externos de trip. 

Duas dessas funções estão disponíveis. Os números da função FNo estão ilustrados 

para o comando de trip externo 1. 

FNo 04526 

>Ext trip 1 

FNo 04523 

>BLOCK Ext 1 

& 

8602 T DELAY 

T 

FNo 04532 

Ext 1 BLOCKED 

FNo 04536 

Ext 1 picked up 

FNo 04537 

Ext 1 Gen. TRIP 

Figura 2-84 Diagrama lógico do recurso de trip externo — iustrado para Trip Externo 1 

Em adição aos comandos de trip externo como acima descrito, algumas mensagens 

típicas de transformadores de potência podem ser incorporadas no processamento 

do 7UT612 via entradas binárias. Isso previne o usuário de criar anunciações especificadas. 

Essas mensagens são o alarme Buchholz, trip Buchholz e alarme de tanque 

Buchholzbem como alarme de óleo gasoso. 

Algumas vezes,para transformadores, relés chamados de pressão repentina (SPR) 

são instalados no tanque que está destinado a desligar o transformador no caso de 

aumento repentino de pressão. Não apenas falhas do transformador mas também 

correntes altas de falta de passagem originadas de faltas externas podem conduzir a 

aumento de pressão. 

Faltas externas são rápidamente reconhecidas pelo 7UT612 (consulte também a 

Subseção 2.2.1, cabeçalho de margem “Estabilização Add-on durante Falta Externa”, 

página 38). Um sinal de bloqueio pode ser criado por meio de uma lógica CFC de 

forma a prevenir trip errôneo do SPR. Tal lógica pode ser criada conforme a Figura 

2-85, por exemplo. 

173

2 Funções 

"IN: Block Sat L1 SP" 



OR 

OR 

OR–Gate 

Figura 2-85 Grágico CFC para bloqueio de um sensor de pressão durante falta externa 


Geral As funções de trip externo direto só são habilitadas se os endereços 186 EXT. TRIP 

1 e/ou 187 EXT. TRIP 2 são ajustados para Enabled na configuração do relé 


Nos endereços 8601 EXTERN TRIP 1 e 8701 EXTERN TRIP 2 as funções podem 

ser ajustadas para ON ou OFF independente uma da outra. E, se necessário, somente 

o comando de trip pode ser bloqueado(Relé de Bloqueio)Block relay. 

Sinais incluido externos podem ser estabilizados por meio de uma temporização e 

assim aumentar a margem dinâmica contra sinais de interferência. Para a função 1 

de trip exetrno os ajustes são efetuados no endereço 8602 T DELAY, para a função 

2 de trip externo no endereço 8702 T DELAY. 


PLC1_BEA 

5/– 

BO X1 Y BO 

BO X2 

BO X3 

"OUT: Block SPR IntSP" 


8601 EXTERN TRIP 1 ON 

OFF 

OFF Função de Trip Externo 1 

8602 T DELAY 0.00..60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização de Trip Externo 1 

8701 EXTERN TRIP 2 ON 

OFF 

OFF Função de Trip Externo 2 

8702 T DELAY 0.00..60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização de Trip Externo 2 


C53000–G1179–C148–1



04523 >BLOCK Ext 1 >BLOQUEAR Trip Externo 1 

04526 >Ext trip 1 >Disparar Trip Externo 1 

04531 Ext 1 OFF Trip Externo 1está DESLIGADO (OFF) 

04532 Ext 1 BLOCKED Trip Externo 1está BLOQUEADO 

04533 Ext 1 ACTIVE Trip Externo 1está ATIVO 

04536 Ext 1 picked up Trip Externo 1 : Pickup Geral 

04537 Ext 1 Gen. TRIP Trip Externo 1: TRIP Geral 

04543 >BLOCK Ext 2 >BLOQUEAR Trip Externo 2 

04546 >Ext trip 2 >Disparar Trip Externo 2 

04551 Ext 2 OFF Trip Externo 2 está DESLIGADO (OFF) 

04552 Ext 2 BLOCKED Trip Externo 2 está BLOQUEADO 

04553 Ext 2 ACTIVE Trip Externo 2 está ATIVO 

04556 Ext 2 picked up Trip Externo 2: Pickup Geral 

04557 Ext 2 Gen. TRIP Trip Externo 2: TRIP Geral 


00390 >Gas in oil >Estágio de aviso de gas no detector de óleo 

00391 >Buchh. Warn >Estágio de aviso da proteção Buchholz 

00392 >Buchh. Trip >Estágio de trip da proteção Buchholz 

00393 >Buchh. Tank >Supervisão de tanque da proteção Buchholz 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


175

2 Funções 

2.13 Funções de Monitoramento 


2.13.1.1 Monitoramento do Hardware 

Tensões Auxiliares 

e de Referência 

O dispositivo incorpora funções de monitoramento abrangentes que cobrem tanto 

hardware quanto o software; os valores medidos são continuamente verificados 

quanto a plausibilidade, de forma que os circuitos do TC estão também incluidos no 

sistema de monitoramento em ampla escala. Além disso, entradas binárias estão 

disponíveis para supervisão do circuito de trip. 

O hardware completo, incluindo entradas de medição e relés de saída é monitorado 

para faltas e estados inadmissíveis pelos circuitos de monitoramento e pelo processador. 

A tensão do processador é monitorada pelo hardware já que o processador não pode 

operar se a tensão cair abaixo do valor mínimo. Nesse caso, o dispositivo é não 

operacional. Quando a tensão correta tenha restabelecido o sistema processador é 

reiniciado. 

Falha ou desligamento da tensão de alimentação coloca o sistema fora de operação, 

esse status é sinalizado por um contato “vivo”. Quedas transientes na tensão de 

alimentação não perturbarão a função do relé, veja também a Subseção 4.1.2 nos 

Dados Técnicos). 

O processador monitora a compensação e a tensão de referência do ADC (conversor 

analógico-digital). No caso de desvios inadmissíveis a proteção é bloqueada; falhas 

persistentes são sinalizadas. 

Bateria de Backup A bateria de backup garante que o relógio interno continue a funcionar e que os 

valores medidos e alarmes sejam armazenados se falhar a tensão auxiliar. O nível de 

carga da bateria é verificado regularmente. Se a tensão cair abaixo da mínima 

permissível, o alarme“Fail Battery” é emitido. 

Módulos de 

Memória 

Todas as memórias de trabalho (RAMs) são verificadas durante a partida . Se uma 

falta ocorrer a partida é cancelada e um LED inicia a piscar. Durante operação as 

memórias são verificadas com a ajuda de sua verificação de soma. 

Para a memória de programa (EPROM), a soma de verificação cruzada é gerada 

ciclicamente e comparada a um programa de referência armazenado de soma de 

verificação cruzada. 

Para a memória de parâmetro (EEPROM), a soma de verificação cruzada é gerada 

ciclicamente e comparada com a soma de verificação cruzada que é renovada a cada 

mudança de parametrização. 

Se ocorrer uma falta, o sistema processador é reiniciado. 


C53000–G1179–C148–1

Freqüência de 

Amostragem 

2.13.1.2 Monitoramento do Software 

Watchdog 

(Cão de Guarda) 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A freqüência de amostragem é continuamente monitorada. Se desvios não puderem 

ser corrigidos por outra sincronização, o dispositivo coloca-se fora de operação e um 

LED vermelho (BLOQUEADO) acende; o relé (Dispositivo OK) “Device OK” desliga e 

sinaliza o mau funcionamento por meio de seu contato “vivo”. 

Para monitoramento contínuo das seqüências de programa, um temporizador watchdog 

é fornecido no hardware (hardware watchdog) que resetará e reiniciará completamente 

o sistema processador no evento de falha do processador ou quando um 

programa perde sincronismo. 

Um outro software watchdog assegura que qualquer erro no processamento de 

programas será reconhecido. Tais erros também conduzem ao reset do processador. 

Se tal tipo de erro não for eliminado pelo reinicio, uma outra tentativa de reinicio é iniciada. 

Se a falta ainda estiver presente após três tentativas dentro de 30 s, o sistema 

de proteção saíra de serviço por si próprio, e o LED “Blocked”(Bloqueado) acende. O 

relé (“Dispositivo OK”)“Device OK”, cai e sinaliza mau funcionamento por seu contato 

de status (contato “vivo”). 

2.13.1.3 Monitoramento de Grandezas Medidas 

Simetria de 

Corrente 

O dispositivo detecta e sinaliza a maioria das interrupções, curtos-circuitos ou 

conexões erradas nos circuitos secundários de transformadores de corrente (uma importante 

ajuda de comissionamento).. Para isso, os valores medidos são verificados 

em rotinas de fundo em intervalos cíclicos, enquanto não existir nenhuma condição 

de pickup. 

Em operação de rede sem falta pode ser esperado que as correntes serão aproximadamente 

simétricas. O monitoramento dos valores medidos no dispositivo verificam 

essa simetria para cada lado de um objeto trifásico. Para isso, a mais baixa 

corrente de fase é comparada em relação à mais alta. Uma assimetria é detectada, 

por exemplo para o lado 1 quando 

|Imin| / |Imax| < BAL. FACT. I S1 desde que 

Imax / IN > BAL. I LIMIT S1 / IN I max é a mais alta, I min a mais baixa das três correntes de fase. O fator de simetria 

BAL. FACT. I S1 representa o grau de assimetria das correntes de fase, o valor 

de limitação BAL. I LIMIT S1 é o limite mais baixo da faixa de operação dessa 

função de monitoramento (veja a Figura 2-86). Ambos parâmetros podem ser ajustados. 

A relação de reset é de aproximadamente 97 %. 

177

2 Funções 

I min 

I N 

Inclinação: 

BAL.FACTOR I 

“Falha I Simetria” 

BAL. I LIMIT 

Imax IN Figura 2-86 Monitoramento de simetria de corrente 

O monitoramento de simetria de corrente está disponível para cada lado do objeto 

protegido. Este monitoramento não tem nenhuma utilidade com proteção de barramento 

monofásico e nesse caso não opera. Condição não simétrica é indicada para 

o lado correspondente com o alarme “Fail. Isym 1” (FNo 00571) ou “Fail. 

Isym 2” (FNo 00572). A mensagem comum “Fail I balance” (FNo 00163) 

aparece em ambos os casos. 

Seqüência de Fase Para detectar conexões trocadas nos circuitos de entrada de corrente, a direção de 

rotação das correntes de fase para aplicação trifásica é verificada. Além disso, a 

seqüência de cruzamentos zero das correntes (tendo o mesmo sinal) é verificada 

para cada lado do objeto protegido. Para proteção diferencial monofásica de barramento 

e transformadores monofásicos essa função não teria qualquer utilidade e 

dessa forma está desabilitada. 

Especialmente a proteção de carga desbalanceada necessita rotação horária. Se a 

rotação no objeto protegido é reversa, isso deve ser considerado para a configuração 

dos Dados do Sistema de Potência 1 (Subseção 2.1.2, cabeçalho de margem 

“Seqüência de Fase”). 

A rotação de fase é verificada pela supervisão da seqüência de fase das correntes. 

IL1 antes de IL2 antes de IL3 A supervisão da rotação de corrente necessita uma corrente máxima de 

|IL1 |, |IL2 |, |IL3 | > 0.5 IN . 

Se a rotação medida diferir da rotação ajustada, a anunciação “FailPh.Seq I S1” 

(FNo 00265) ou “FailPh.Seq I S2” (FNo 00266) é emitida. Ao mesmo tempo, 

aparece a seguinte anunciação: “Fail Ph. Seq. I” (FNo 00175). 


C53000–G1179–C148–1

2.13.1.4 Supervisão de Circuito de Trip 

Supervisão Usando 

Duas Entradas 

Binárias 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


O relé de proteção diferencial 7UT612 está equipado com uma supervisão de circuito 

de trip integrada. Dependendo do número de entradas binárias disponíveis que não 

estão conectadas a um potencial comum, modos de supervisão com uma ou duas entradas 

binárias podem ser selecionados. Se o local das entradas binárias necessárias 

não combinam com o modo de monitoramento selecionado é emitido um alarme. 

Se são usadas duas entradas binárias, elas são conectadas de acordo com a Figura 

2-87, uma em paralelo ao contato do relé de comando designado da proteção e a 

outra em paralelo ao contato auxiliar do disjuntor. 

Uma pré-condição para o uso do circuito de tip é de que a tensão de controle para o 

disjuntor seja mais alta do que o total das quedas mínimas de tensão nas duas entradas 

binárias (UCtrl > 2·UBImin). Como pelo menos 19 V são necessários para cada 

entrada binária, a supervisão pode ser usada com uma tensão de controle maior do 

que 38 V. 

CB 

L+ 

TC 

L– 

TR 

Aux.1 

U Ctrl 

U BI2 

7UT612 

Aux.2 

Figura 2-87 Princiípio da supervisão do circuito de trip com duas entradas binárias 

U BI1 

7UT612 

FNo 06852 

>TripC trip rel 

FNo 06853 

>TripC brk rel. 

Legenda: 

TR — Contato de trip do relé 

CB — Disjuntor 

TC — Bobina de trip do disjuntor 

Aux.1 — Contato auxiliar do disjuntor (make) 

Aux.2 — Contato auxiliar do disjuntor (break) 

UCtrl — Tensão de controle (tensão de trip) 

UBI1 — Tensão na entrada 1a. entrada binária 

UBI2 — Tensão na entrada 2a. entrada binária 

Nota: O diagrama mostra o disjuntor em estado fechado. 

Dependendo do estado do relé de trip e contato auxiliar do disjuntor, as entradas 

binárias são ativadas (estado lógico “H” na Tabela 2-6) ou desativadas (estado lógico 

“L”). 

Um estado no qual ambas as entradas binárias não estão ativadas (“L”) só é possível 

em circuitos de trip intactos por um curto período de transição (contato fechado do 

relé de trip mas disjuntor não aberto ainda). 

Esse estado só é permanente no caso de interrupções ou curtos-circuitos no circuito 

de trip ou falha de tensão da bateria. Dessa forma, esse estado é o critério de supervisão. 

179

2 Funções 

Tabela 2-6 Tabela de status das entradas binárias dependendo do TR e Disjuntor 

No Relé de Trip Disjuntor Aux.1 Aux.2 BI 1 BI 2 

1 aberto FECHADO fechado aberto H L 

2 aberto ABERTO aberto fechado H H 

3 fechado FECHADO fechado aberto L L 

4 fechado ABERTO aberto fechado L H 

Os estados de duas entradas binárias são periodicamente interrogados, aproximadamente 

a cada 500 ms. Somente após n = 3 destas interrogações terem detectado 

uma falha, é emitido um alarme (veja Figura 2-88). Essas medições repetidas resultam 

em uma temporização desse alarme e assim evitam que um alarme seja emitido 

durante períodos transientes de curta duração. Após remoção da falha no circuito de 

trip, uma mensagem de falha é automaticamente resetada após a mesma 

temporização. 

FNo 06852 


FNo 06853 

>TripC brk rel. 

& 

Figura 2-88 Diagrama lógico da supervisão do circuito de trip com duas entradas binárias 

A entrada binária está conectada em paralelo ao contato de relé de comando respectivo 

do dispositivo de proteção conforme a Figura 2-89. O contato auxiliar do disjuntor 

faz ponte com a ajuda de um resistor ôhmico substituto R. 

A tensão de controle para o disjuntor deverá ser pelo menos duas vezes mais alta que 

a mínima queda de tensão na entrada binária (UCtrl > 2·UBImin). Como são 

necessários pelo menos 19 V para a entrada binária, essa supervisão pode ser usada 

com uma tensão de controle maior do que 38 V. 


C53000–G1179–C148–1 

T 

T 

T approx. 1 to 2 s 

FNo 06865 

FAIL: Trip cir.

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Um exemplo de cálculo para a resistência substituta R é mostrado na Subseção 3.1.2, 

cabeçalho de margem “Supervisão do Circuito de Trip” 

CB 

L+ 

TC 

L– 

TR 

Aux.1 

U Ctrl 

7UT612 

UR Aux.2 

Figura 2-89 Princípio da supervisão de circuito de trip 

Em operação normal a entrada binária está energizada quando o contato do relé de 

trip está aberto e o circuito de trip está sem falta (estado lógico “H”), já que o circuito 

de monitoramento está fechado via contato auxiliar (se o disjuntor está fechado) ou 

via o resistor substituto R. A entrada binária é curto-circuitada e assim desativada 

somente enquanto o relé de trip está fechado (estado lógico “L”). 

Se a entrada binária está permanentemente desativada durante a operação, uma 

interrupção no circuito de trip ou uma falha na tensão (trip) de controle pode ser 

assumida. 

Como a supervisão do circuito de trip não opera durante uma condição de falta no 

sistema, (status de pickup do dispositivo), o contato de trip fechado não conduz a um 

alarme. Se, entretanto, os contatos de trip de outros dispositivos estão conectados 

em paralelo, o alarme deve ser temporizado (veja também a Figura 2-90). Após a falta 

no circuito de trip ser removida, o alarme reseta automaticamente após o mesmo 

tempo. 

FNo 06852 


Gen Fault Detection 

R 

& 

Figura 2-90 Diagrama lógico da supervisão de circuito de trip com uma entrada binária 

T 

U BI 

7UT612 

FNo 06852 


Legenda: 

TR — Contato de trip do relé 



Aux.1 — Contato auxiliar do disjuntor (make) 

Aux.2 — Contato auxiliar do disjuntor (break) 

R — Resistor 

UCrtl — Tensão de controle (tensão circuito de trip) 

UBI — Tensão nos terminais da entrada binária 

UR — Queda da tensão no resistor 

Nota: O diagrama mostra o disjuntor em estado fechado. 

T 

T approx. 300 s 

FNo 06865 

FAIL: Trip cir. 

181

2 Funções 

2.13.1.5 Reações à Falhas 

Dependendo da espécie de falha detectada, é emitido um alarme, o processador é 

reiniciado ou o dispositivo sai de operação. Se a falha ainda estiver presente após três 

tentativas a proteção do sistema sairá de operação por si mesma indicando essa 

condição pelo drop-off do relé “Device OK” , indicando assim, falha do dispositivo. O 

LED vermelho “Blocked” na frente do dispositivo acende, desde que haja uma tensão 

auxiliar interna e o LED verde “RUN” apaga. Se a alimentação da tensão auxiliar 

falhar, todos os LEDS ficam apagados. A Tabela 2-7 mostra um resumo das funções 

de monitoramento e as reações à falhas do dispositivo. 

Tabela 2-7 Resumo das reações de falta do dispositivo 

Supervisão Causas Possíveis Reações de Falta Alarme Saída 

Falha da tensão 

auxiliar 

Aquisição de valor 

medido 

Externa (tensão auxil.) 

Interna (conversor) 

Interna (conversor ou 

amostragem) 

Hardware watchdog Interna (falha do 

processador) 

Software watchdog Interna (fluxo do 

programa) 

Memória de 

Trabalho 

Memória de 

Programa 

Memória de 

Parâmetro 

1A/5A/ 

0.1 A–ajuste 

Dados de 

calibração 

Dispositivo fora de 

operação 

alarme, se possível 

Protecão fora de 

operação, alarme 

interna (offset) Protecão fora de 

operação, alarme 

Dispositivo fora de 

operação 

Interna (RAM) Tentativa de reinicio 1 ), 

Cancelado reiniciot 

dispositivo fora de 

operação 

Todos os LEDs 

apagados 

LED “ERROR” 

“Error A/D-conv.“ 

LED “ERROR” 

“Error Offset“ 

Dropout DOK2 

Dropout DOK2 

Dropout DOK2 

LED “ERROR“ Dropout DOK2 

Tentativa de reinicio 1 ) LED “ERROR“ Dropout DOK2 

LED flashes Dropout DOK2 

Interna (EPROM) Tentativa de reinicio 1 ) LED “ERROR“ Dropout DOK2 

Interna (EEPROM ou 

RAM) 

1/5/0.1 A jumper errado Alarmes 

Proteção fora de 

operação 

Interna (dispositivo não 

calibrado) 

Bateria de Backup Interna (bateria de 

backup) 

Tentativa de reinicio 1 ) LED “ERROR“ Dropout DOK2 

Alarm e 

Usando valores padrão 

“Error1A/5Awrong“ 

LED “ERROR“ 

Dropout DOK2 

“Alarm NO calibr” como alocada 

Alarme “Fail Battery“ como alocada 

Relógio de tempo Sincronização de Tempo Alarme “Clock SyncError” como alocada 

Módulos Módulo não combina 

com nº de pedido 

Alarmes 

Proteção fora de 

operação 

1 ) Após três tentativas mau sucedidas o dispositivo é posto fora de operação 

2 ) DOK = relé “Device OK” (“Dispositivo OK”) 

“Error Board 0...1” 

and if applicable 

“Error A/D-conv.” 

Dropout DOK2 


C53000–G1179–C148–1

Tabela 2-7 Resumo das reações de falta do dispositivo 

2.13.1.6 Grupo de Alarmes 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Supervisão Causas Possíveis Reações de Falta Alarme Saída 

Conexão a 

Thermobox 

Thermobox não 

conectada ou número 

não combina 

Simetria de corrente Externa (sistema ou 

transformadores de 

corrente) 

Seqüência de fase External (system or 

connections) 

Supervisão de 

circuito de trip 

Externa (circuito de trip 

ou tensão de controle) 

Alarme 

Sem proteção de 

sobrecarga com RTD 

Alarme com 

identificação do lado 

Alarme com 

identificação do lado 

1 ) Após três tentativas mau sucedidas o dispositivo é posto fora de operação 

2 ) DOK = relé “Device OK” (“Dispositivo OK”) 

“Fail: RTD-Box 1” or 

“Fail: RTD-Box 2” 

“Fail. Isym 1” or 

“Fail. Isym 2”, 

“Fail I balance” 

“FailPh.Seq I S1” or 

“FailPh.Seq I S1”, 

“Fail Ph. Seq. I” 

como alocada 

como alocada 

como alocada 

Alarme “FAIL: Trip cir.” como alocada 

Certas mensagens das funções de monitoramento já estão combinadas aos grupos 

de alarmes. A Tabela 2-8 mostra uma visão geral desses grupos de alarmes e sua 

composição. 

Tabela 2-8 Grupo de Alarmes 

Grupo de Alarme Composto de 

FNo Designação FNo Designação 

00161 Failure I Supervision 

(Supervisão de valor medido sem 

conseqüências nas funções de 

proteção) 

00160 Alarm Sum Event 

(Falhas ou erros de configuração sem 

conseqüências nas funções de 

proteção) 

Failure measured values 

(Erros de valores medidos ou de 

configuração fatais com bloqueio de 

todas as funções de proteção) 

00140 Error Sum Alarm 

(Problemas que podem conduzir a 

bloqueio parcial de funções de 

proteção) 

00571 

00572 

00265 

00266 

00161 

00068 

00177 

00193 

00198 

00199 

00181 

00190 

00183 

00192 

00161 

00191 

00264 

00267 

Fail. Isym 1 

Fail. Isym 2 

FailPh.Seq I S1 

FailPh.Seq I S2 

Fail I Superv. 

Clock SyncError 

Fail Battery 

Alarm NO calibr 

Err. Module B 

Err. Module C 

Error A/D-conv. 

Error Board 0 

Error Board 1 

Error1A/5Awrong 

Fail I Superv. 

Error Offset 

Fail: RTD-Box 1 

Fail: RTD-Box 2 

183

2 Funções 

2.13.1.7 Erros de Ajustes 

Se o ajuste de configuração e parâmetros de funções é feito de acordo com a ordem 

em que aparecem neste capítulo, conflitos de ajustes podem ser evitados. Apesar disso, 

mudanças efetuadas nos ajustes, durante alocação de entradas e saídas binárias 

ou duranre a designação de entradas de medições podem conduzir a inconsistências 

que colocam em perigo a própria operação das funções de proteção e suplementares. 

O dispositivo 7UT612 verifica ajustes quanto a inconsistências e as relata. Por exemplo, 

a proteção de falta à terra restrita não pode ser aplicada se não existir entrada de 

medição para a corrente de ponto estrela entre o ponto estrela do objeto protegido e 

o eletrodo à terra. 

Essas inconsistências são emitidas com as anunciações operacionais e 

espontâneas. A Tabela 3-10 (Subseção 3.3.4, página 248) fornece uma visão geral. 



Valor Medido 

Supervisão do 

Circuito de Trip 

A sensitividade da supervisão de medição pode ser alterada. Os ajustes pré-definidos 

de fábrica são adequados na maioria dos casos. Se um desbalanço operacional 

extremamente alto das correntes é esperado na aplicação específica ou se durante a 

operação as funções de monitoramento são operadas esporádicamente, os 

parâmetros relevantes deverão ser ajustados menos sensíveis. 

A supervisão de simetria pode ser manobrada para ON ou OFF no endereço 8101 

BALANCE I. 

No endereço 8102 PHASE ROTATION a supervisão de rotação de fase pode ser 

ajustada para ON ou OFF. 

O endereço 8111 BAL. I LIMIT S1 determina o limite de corrente para o lado 1 

acima do qual a supervisão da simetria de corrente é efetiva (veja também a Figura 

2-86). O endereço 8112 BAL. FACT. I S1 é o fator de simetria associado, isto é, 

o gradiente da característica de simetria (Figura 2-86). 

O endereço 8121 BAL. I LIMIT S2 determina o limite de corrente para o lado 1 

acima do qual a supervisão de simetria de corrente é efetiva (veja também a Figura 

2-86). O endereço 8122 BAL. FACT. I S2 é o fator de simetria associado, isto é, 

o gradiente da característica de simetria (Figura 2-86). 

Quando o endereço 182 Trip Cir. Sup. foi configurado (Subseção 2.1.1), o 

número de entradas binárias por circuito de trip foi ajustado. Se a função de supervisão 

de circuito de trip não for usada, aqui é ajustada para , Disabled. Se o 

caminho das entradas binárias necessárias para isso não combina com o modo de 

supervisão selecionado, um alarme é emitido (“TripC ProgFail”). 

A supervisão do circuito de trip pode ser manobrada para ON ou OFF no endereço 

8201 TRIP Cir. SUP.. 


C53000–G1179–C148–1



Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A lista seguinte indica as faixas de ajustes e os ajustes padrão de uma corrente 

nominal secundária de I N = 1 A. Para uma corrente nominal secundária de I N = 5 A, 

esses valores devem ser multiplicados por 5. Quando ajustar o dispositivo usando 

valores primários as relações de transformador de corrente têm que ser levadas em 



8101 BALANCE I ON 

OFF 

8102 PHASE ROTATION ON 

OFF 

OFF Supervisão de Simetria de 

Corrente 

OFF Supervisão de Rotação de Fase 

8111 BAL. I LIMIT S1 0.10..1.00 A 0.50 A Monitoramento de Simetria de 

Corrente p/ Lado 1 

8112 BAL. FACT. I S1 0.10..0.90 0.50 Fator de Simetria para 

Monitoramento de Corrente S1 

8121 BAL. I LIMIT S2 0.10..1.00 A 0.50 A Monitoramento de Simetria de 

Corrente p/ Lado 2 

8122 BAL. FACT. I S2 0.10..0.90 0.50 Fator de Simetria para 

Monitoramento de Corrente S2 


8201 TRIP Cir. SUP. ON 

OFF 

OFF Supervisão do Circuito de TRIP 


00161 Fail I Superv. Falha: Supervisão de Corrente Geral 

00163 Fail I balance Falha: Simetria de Corrente 

00571 Fail. Isym 1 Falha: Supervisão de simetria de corrente lado 1 

00572 Fail. Isym 2 Falha: Supervisão de simetria de corrente lado 2 

00175 Fail Ph. Seq. I Falha: Corrente de seqüência de fase 

00265 FailPh.Seq I S1 Falha: Seqüência de fase I lado 1 

00266 FailPh.Seq I S2 Falha: Seqüência de fase I lado 2 

185

2 Funções 


SysIntErr. Erro da Interface de sistema 

Error FMS1 Erro FMS FO 1 

Error FMS2 Erro FMS FO 2 

00110 Event Lost Perda de evento 

00113 Flag Lost Perda de indicação 

00140 Error Sum Alarm Erro com um alarme de soma 

00181 Error A/D-conv. Erro: Conversor A/D 

00190 Error Board 0 Erro Placa 0 

00183 Error Board 1 Erro Placa 1 

00192 Error1A/5Awrong Erro:1A/5A jumper diferente do ajuste 

00191 Error Offset Erro : Offset 

00264 Fail: RTD-Box 1 Falha: RTD-Box 1 

00267 Fail: RTD-Box 2 Falha: RTD-Box 2 

00160 Alarm Sum Event Evento de Alarme de Soma 

00193 Alarm NO calibr Alarme: Sem dados de calibração disponíveis 

00177 Fail Battery Falha: Bateria descarregada 

00068 Clock SyncError Erro de Sincronização de Relógio 

00198 Err. Module B Erro: Módulo de comunicação B 

00199 Err. Module C Erro: Módulo de comunicação C 


06851 >BLOCK TripC >BLOQUEAR Supervisão de Circuito de Trip 

06852 >TripC trip rel >Supervisão de Circuito de Trip: relé de trip 

06853 >TripC brk rel. >Supervisão de Circuito de Trip: relé do disjuntor 

06861 TripC OFF Supervisão de Circuito de Trip DESLIGADA (OFF) 

06862 TripC BLOCKED Supervisão de Circuito de Trip está BLOQUEADA 

06863 TripC ACTIVE Supervisão de Circuito de Trip está ATIVA 

06864 TripC ProgFail Entrada binária do disjuntor de circuito de trip não ajustada 

06865 FAIL: Trip cir. Falha do Circuito de Trip 


C53000–G1179–C148–1

2.14 Controle de Função de Proteção 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


O controle da função é o centro de controle do dispositivo. Coordena a seqüência da 

proteção e funções subordinada, processa suas decisões e a informação que chega 

do sistema de potência. Entre eles estão: 

• processamento da posição do disjuntor, 

• detecção de falta/lógica de pickup, 

• lógica de trip. 

2.14.1 Lógica de Pickup de Todo o Dispositivo 

Geral Pickup A lógica de detecção de falta combina os sinais de pickup de todas as funções de 

proteção. Os sinais de pickup estão combinados com OR e conduzem ao pickup geral 

do dispositivo. É sinalizada com o alarme “Relay PICKUP”. Se não há mais pickup 

de nenhuma função de proteção, desaparece “Relay PICKUP” (mensagem: 

“Going”). 

O pickup geral é a pré-condição para um número de funções de conseqüências externas 

e internas. Entre essas funções, que são controladas pelo pickup geral, estão: 

• Inicio de um registro de falta: Todas as mensagens de faltas são exibidas no 

registro de trip desde o inicio do pickup geral até o dropout. 

• Inicialização de gravação de falta: A gravação e armazenamento de formas de 

onda de faltas pode adicionalmente estar sujeita à presença de um comando de 

trip. 

• Criação de displays espontâneos: Certas mensagens de faltas podem ser mostradas 

automáticamente no display do dispositivo (veja”Display Espontâneo” abaixo). 

Esse display pode adicionalmente estar sujeito à presença de um comando de trip. 

Funções externas podem ser controladas por um contato de saída Exemplos são: 

• Outros dispositivos adicionais ou similares. 

187

2 Funções 

Displays 

Espontâneos 

Displays espontâneos são alarmes que são mostrados automaticamente após um 

pickup geral do dispositivo ou após um comando de trip do dispositivo. No caso do 

7UT612 são os seguintes: 

• “Relay PICKUP”: pickup de qualquer função de proteção com indicação de fase; 

• “Relay TRIP”: trip de qualquer função de proteção; 

• “PU Time”: o tempo operacional desde o pickup geral até o dropout do 

dispositivo. o tempo é dado em ms; 

• “TRIP Time”: o tempo operacional desde o pickup geral até o primeiro 

comando de trip do dispositivo, o tempo é dado em ms. 

Observe que a proteção de sobrecarga não tem um pickup comparável ao de outras 

funções de proteção.O tempo de pickup geral do dispositivo é iniciado com o sinal de 

trip que inicia o registro de trip. 

2.14.2 Lógica de Trip de Todo o Dispositivo 

Trip Geral Todos os sinais de trip das funções de proteção estão combinados com lógica 

(OU)OR e levam ao alarme “Relay TRIP“. Pode ser alocado para um LED ou relé 

de saída como pode ser cada um dos comandos individuais de trip. É adequado como 

informação de trip geral bem como usado para saída de comandos de trip para o 

disjuntor. 

Finalização do 

Comando de Trip 

Uma vez ativado um comando de trip, é armazenado separadamente para cada lado 

do objeto protegido (Figura 2-91). Ao mesmo tempo uma duração mínima de comando 

de trip TMin TRIP CMD é iniciada para assegurar que o comando de trip seja 

enviado por tempo suficiente ao disjuntor, se a função de proteção de trip der dropoff 

muito rapidamente ou se o disjuntor do terminal da alimentação operar mais rápido. 

Os comandos de trip não podem ser finalizados até que a última função de proteção 

tenha dado dropoff (nenhuma função ativada) e a mínima duração de comando de trip 

tenha terminado. 

Uma outra condição para finalização do comando de trip é a de que o disjuntor seja 

reconhecido como aberto. A corrente através do disjuntor em trip deve ter caido 

abaixo do valor que corresponde ao valor de ajuste Breaker S1 I> (endereço 283 

para o lado 1), ou Breaker S2 I> (endereço 284 para o lado 2), consulte “Status 

do Disjuntor” na Subseção 2.1.2, página 20) mais 10 % da corrente de falta. 

Commandos 

de Trip 

(das funções de 

CB Aberto 

& 

proteção) 

TMin TRIP CMD 280 

Figura 2-91 Armazenamento e finalização do comando de trip 


C53000–G1179–C148–1 

T 

& 

S 

R 

Q 

FNo 00511 

Relay TRIP

Intertravamento de 

Religamento 

“Sem Trip sem 

Indicação” 

Estatísticas de 

Operação do 

Disjuntor 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Quando há trip do disjuntor por uma função de proteção, o religamento manual deve 

freqüentemente ser bloqueado até que a causa para a operação da função de 

proteção seja encontrada. 

Usando as funções lógicas configuráveis pelo usuário (CFC) uma função de intertravamento 

de religamento automático pode ser criada. O ajuste padrão do 7UT612 

oferece uma lógica CFC pré-definida que armazena o comando de trip do dispositivo 

até que o comando seja reconhecido manualmente. O bloqueio de CFC é ilustrado no 

Apêndice A.5, cabeçalho de margem “Gráficos CFC Pré-Ajustados” (página 333). 

A saída interna “G-TRP Quit” deve ser adicionalmente designada para os relés de 

saída de trip que deverão ser selados. 

O reconhecimento é feito via entrada binária “>QuitG-TRP”. Com configuração 

padrão, pressione a tecla F4na frente do dispositivo para reconhecer o comando de 

trip armazenado. 

Se a função de intertravamento de religamento automático não for necessária, delete 

a alocação entre a indicação de ponto único interna “G-TRP Quit” e a fonte “CFC” 

na matriz de configuração. 

O armazenamento de mensagens de faltas alocado para os LEDs e a disponibilidade 

de displays espontâneos pode ser efetuado dependente do dispositivo enviar um 

comando de trip. Informação de evento de falta não é emitida quando uma ou mais 

funções de proteção tenham dado pickup devido a uma falta mas sem a ocorrência 

de trip porque a falta foi removida por um outro dispositivo (por exemplo, em um 

alimentador diferente). A informação é assim limitada a faltas na linha protegida 

(assim chamada de recurso “sem trip – sem indicação). 

A Figura 2-92 mostra o diagrama lógico dessa função. 

“1“ 

7110 

Device TRIP 

Device dropoff 

FltDisp.LED/LCD 

Target on PU 

Target on TRIP 

& 

Reset LED e displays espontâneos 

Figura 2-92 Diagrama lógico do recurso “no–trip–no–flag” (sem trip-sem indicação (alarmes 

dependentes de comando)) 

O número de trips causados pelo dispositivo 7UT612 é contado. 

Além disso, a corrente interrompida para cada polo é adquirida, disponibilizada como 

informação e acumulada na memória. 

Os níveis desses valores contados são armazenados contra falha de tensão auxiliar. 

Podem ser ajustados para zero ou para qualquer outro valor inicial. Para outras 

informações consulte o Manual do Sistema SIPROTEC ® 4, nº de pedido 

E50417–H1176–C151. 

189

2 Funções 

2.14.3 Ajustes de Parâmetros da Função 


Os parâmetros para a lógica de trip de todo o dispositivo e teste do disjuntor já foram 

ajustados na Subseção 2.1.2. 

O endereço7110 FltDisp.LED/LCD ainda decide se os alarmes que estão 

alocados para os LEDs locais e os displays espontâneos que aparecem no display 

local após uma falta deverão ser mostrados em cada pickup da função de proteção 

(Display com Pickup)Target on PU ou se eles deverão ser armazenados só 

quando é fornecido um comando de trip (Display com TRIP)(Target on 

TRIP). 


7110 FltDisp.LED/LCD Display Targets on every 

Pickup 

Display Targets on TRIP only 

Display Targets on 

every Pickup 

Display de falta no LED/LCD 


C53000–G1179–C148–1


Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 



00003 >Time Synch >Sincronização de Relógio de Tempo Real Interno 

00005 >Reset LED >Reset LED 

00060 Reset LED Reset LED 

00015 >Test mode >Modo de Teste 

Test mode Modo de Teste 

00016 >DataStop >Parada de transmissão de dados 

DataStop Parada de transmissão de dados 

UnlockDT Desbloqueio de transmissão de dados via BI 

>Light on >Luz de fundo acesa 

00051 Device OK Dispositivo está operacional e Protegendo 

00052 ProtActive Pelo menos 1 Função de Proteção está ATIVA 

00055 Reset Device Reset do Dispositivo 

00056 Initial Start Partida Inicial do Dispositivo 

00067 Resume Resumo 

00069 DayLightSavTime Horário de Verão 

SynchClock Sincronização de Relógio 

00070 Settings Calc. Cálculo de ajuste em andamento 

00071 Settings Check Verificação de ajustes 

00072 Level-2 change Mudança Nível 2 

00109 Frequ. o.o.r. Freqüência fora de faixa 

00125 Chatter ON Supressor de Repique LIGADO (ON) 

HWTestMod Modo de Teste do Hardware 

191

2 Funções 

2.15 Funções Subordinadas 

As funções auxiliares do relé 7UT612 incluem: 

• processamento de mensagens 

• processamento de valores operacionais medidos, 

• armazenamento de dados gravados de faltas. 

2.15.1 Processamento de Mensagens 

2.15.1.1 Geral 

Indicadores (LEDs) 

e Saídas Binárias 

(Relés de Saída) 

Para análise detalhada de faltas, a informação sobre a reação do dispositivo de 

proteção e valores medidos seguido a uma falta do sistema são de interesse. Para 

esse propósito, o dispositivo fornece processamento de informação que opera de 

maneira triplicada: 

Eventos importantes e estados são indicados com indicadores óticos (LEDs) na placa 

frontal. O dispositvo além disso, tem relés de saída para indicação remota. A maioria 

dos sinais e indicações podem ser parametrizadas, isto é, a alocação pode ser 

alterada em relação ao ajuste de fábrica. O procedimento está descrito em detalhe no 

Manual do Sistema SIPROTEC ® 4, nº de pedido E50417–H1176–C151. Os ajustes 

defaults (de fábrica) estão listados na Seção A.5 do Apêndice 

Os relés de saída e os LEDs podem ser operados em um modo travado ou 

destravado (cada um pode se ajustado individualmente). 

O estado travado está salvo contra perda de alimentação auxiliar. Ele é resetado: 

− localmente por operação da tecla de reset de LED na frente do dispositivo, 

− remotamente via uma entrada binária, 

− via uma das interfaces seriais, 

− automaticamente na detecção de uma nova falta. 

Mensagens de condição não deverão estar travadas. Também, não podem ser resetadas 

até que a condição a ser reportada seja resetada. Isso aplica-se por exemplo, 

nas funções de monitoramento ou similares. 

Um LED verde indica que o dispositivo está em serviço (“RUN”); e não pode ser 

resetado. Ele se apaga se o auto-monitoramento do microprocessador reconhecer 

uma falha ou se falhar a alimentação auxiliar. 

No evento de que a alimentação auxiliar está disponível enquanto há uma falha 

interna do dispositivo, o LED vermelho (“ERROR”) é iluminado e o dispositivo é 

bloqueado. 


C53000–G1179–C148–1

Informação no 

Display Integrado 

(LCD) ou para um 

Computador 

Pessoal 

Informação para 

um Centro de 

Controle 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


As entradas binárias, contatos de saídas e LEDs de um dispositivo SIPROTEC ® 4 podem 

ser individualmente e precisamente verificados usando DIGSI ® 4. Esse recurso 

é usado para verificar a ligação do dispositivo ao equipamento da subestação durante 

comissionamento (consulte também a Subseção 3.3.3). 

Eventos e estados podem ser obtidos do LCD na placa frontal do dispositivo. Um 

computador pessoal pode ser conectado à interface frontal para salvar a informação. 

No estado quiescente, isto é, enquanto não estiver presente falta no sistema, o LCD 

pode mostrar informação operacional selecionável (visão geral dos valores operacionais 

medidos. No evento de uma falta no sistema, informação sobre a falta, assim 

chamado “display espontâneo” é mostrado em seu lugar. A informação do estado 

quiescente é novamente mostrada uma vez que as mensagens de falta sejam 

reconhecidas. O reconhecimento é idêntico ao do reset dos LEDs (veja acima). 

O dispositivo, adicionalmente, tem vários buffers de eventos para mensagens operacionais, 

estatíticas de manobras, etc. Essas mensagens podem ser mostradas no 

LCD em qualquer tempo pela seleção via teclado ou transferida a um computador 

pessoal via interface de serviço serial ou interface do PC. Os eventos/alarmes salvos 

durante a operação estão extensivamente descritos no Manual do Sistema 

SIPROTEC ® 4 , nº de pedido E50417–H1176–C151. 

Com um PC e o programa de processamento de dados DIGSI ® 4 também é possível 

salvar e mostrar os eventos com a conveniência de visualização em um monitor com 

um menu de diálogo. Os dados podem ser impressos ou armazenados para futura 

avaliação. 

Se o dispositivo possuir uma interface serial de sistema, a informação pode, 

adicionalmente, ser transferida via essa interface para um controle centralizado e 

sistema de monitoramento. Vários protocolos de comunicação estão disponíveis para 

a transferência dessas informações. 

Você pode testar se a informação foi corretamente transmitida com DIGSI ® 4. 

Também a informação transmitida para o controle central pode ser influenciada 

durante a operação ou testes. Para monitoramento no local, o protocolo 

IEC 60870–5–103 oferece a opção de adicionar um comentário dizendo “ modo de 

teste” para todas as anunciações e valores medidos transmitidos a um centro de 

controle. Fica então entendido como causa da anunciação e não existe dúvida no fato 

de que essas mensagens não derivam das perturbações reais. Alternativamente, 

você pode desabilitar a transmissão das anunciações para a interface do sistema 

durante os testes (bloqueio de transmissão). 

Para influenciar a informação na interface do sistema durante o modo de teste (“modo 

de teste “ e “bloqueio de transmissão”) é necessária uma lógica CFC. O ajuste padrão 

já inclui essa lógica (veja Apêndice A.5, caneçalho de margem “Pré-ajuste de 

Gráficos CFC”, página 333). 

Para informação em como habilitar e desabilitar o modo de teste e o bloqueio de 

transmissão veja o Manual do Sistema SIPROTEC ® 4 E50417–H1176–C151. 

193

2 Funções 

Estrutura de 

Mensagens 

As mensagens estão categorizadas como segue: 

• Registro de Evento: tratam-se de mensagens operacionais que podem ocorrer 

durante a operação do dispositivo. Elas incluem informação sobre o status das 

funções do dispositivo, dados de medições, dados do sistema e informações 

similares. 

• Registro de Trip: são mensagens de falta das últimas oito faltas da rede que foram 

processadas pelo dispositivo. 

• Estatísticas de Manobras; são mensagens que contam os comandos de trip 

iniciados pelo dispositivo, valores de correntes de curto-circuito acumuladas e 

correntes interrompidas. 

Uma lista completa de todas as mensagens e funções de saída que podem ser geradas 

pelo dispositivo, com o número de informação associado (FNo), pode ser encontrada 

no Apêndice. As listas também indicam onde cada mensagem é enviada. As 

listas estão baseadas em um dispositivo SIPROTEC ® 4 com o máximo de funções 

complementares. Se as funções não estiverem presentes na versão específica do 

dispositivo, ou se elas estão ajustadas como “Disabled”(Desabilitadas) na 

configuração do dispositivo, então as mensagens associadas não podem aparecer. 

2.15.1.2 Registro de Eventos (Mensagens Operacionais) 

Mensagens operacionais contém informações que o dispositivo gera durante a 

operação e a respeito da operação. Até 200 mensagens operacionais são armazenadas 

em ordem cronológica no dispositivo. Novas mensagens são adicionadas no final 

da lista. Se a memória for excedida, então a mensagem mais antiga é sobrescrita 

para cada nova mensagem. 

Anunciações operacionais chegam automaticamente e podem ser lidas pelo display 

do dispositivo ou por um computador pessoal. Faltas no sistema de potência são 

indicadas com “Network Fault” e o número da falta presente. As mensagens de 

faltas (Registro de Trip)(TripLog) contém detalhes sobre a “história” das faltas. Esse 

tópico está discutido na Subseção 2.15.1.3. 

2.15.1.3 Registro de Trip (Mensagens de Faltas) 

Seguido a uma falta no sistema, é possível, por exemplo, salvar a informação importante 

que diz respeito a seu progresso, tais como pickup e trip. O inicio de uma falta 

tem seu tempo estampado com o tempo absoluto do relógio interno do sistema. O 

progresso do distúrbio é exibido com um tempo relativo referente ao instante da detecção 

da falta (primeiro pickup de uma função de proteção), de forma que a duração 

da falta até trip e até reset do comando de trip pode ser certificada. A estampa de 

tempo é de 1 ms. 


C53000–G1179–C148–1

Displays 

Espontâneos 

Mensagens 

Recuperadas 

2.15.1.4 Anunciações Espontâneas 

2.15.1.5 Interrogação Geral 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Uma falta no sistema inicia com o reconhecimento da falta pela detecção da falta, isto 

é, primeiro pickup de qualquer função de proteção e termina com o reset da detecção 

da falta, isto é, dropout da última função de proteção, ou após expirar o tempo exigido 

de auto-religamento, de forma que varios ciclos mau sucedidos de auto religamento 

são também armazenados. Em correspondência, uma falta no sistema pode conter 

vários eventos de falta individuais (da detecção da falta até o reset da detecção da 

falta). 

As mensagens espontâneas aparecem automaticamente no display, após um pickup 

geral do dispositivo. O dado mais importante sobre a falta pode ser visto na frente do 

dispositivo na seqüência mostrada na Figura 2-93. 

Diff Pickup L1E 

Diff Trip 

PU Time 93 ms 

TRIP Time 0 ms 

Figura 2-93 Mostra de mensagens espontâneas no display 

Função de prot. que tenha dado pickup, p/ ex., 

proteção diferencial, com informação de fase 

Função de prot. que tenha dado trip,p/ ex., 

proteção diferencial. ; 

Tempo expirado de pickup até dropoff; 

tempo expirado de pickup até o 1º comando de 

trip de uma função de proteção. 

As mensagens das últimas oito faltas da rede podem ser salvas. No total, até 600 indicações 

podem ser armazenadas. Dados mais antigos são sobrescritos por dados 

mais novos quando o buffer está completo. 

Anunciações espontâneas contém informações de novas anunciações que chegam. 

Cada nova anunciação que chega aparece imediatamente, isto é, o usuário não tem 

que esperar por uma atualização ou iniciar uma atualização. Isso pode ser de ajuda 

durante a operação, teste e comissionamento. 

Anunciações espontâneas podem ser lidas via DIGSI ® 4. Para outras informações 

veja o Manual do Sistema SIPROTEC ® 4 (nº de pedido. E50417–H1176–C151). 

A condição atual de um dispositivo SIPROTEC ® pode ser examinada pelo DIGSI ® 4 

para ver o conteúdo de anunciação da “Interrogação Geral”. Todas as mensagens 

que são necessárias para uma interrogação geral são mostradas junto com os 

valores ou estados atuais. 

195

2 Funções 

2.15.1.6 Estatísticas de Manobra 

2.15.2 Medição Durante Operação 

Display e 

Transmissão de 


As mensagens nas estatísticas de manobra são contadores para a acumulação de 

correntes interrompidas por cada um dos polos do disjuntor, o número de trips emitidos 

pelo dispositivo para os disjuntores.As correntes interrompidas estão em valores 

primários. 

Manobras de estatísticas podem ser vistas no LCD do dispositivo ou em um PC com 

DIGSI ® 4 e conectado à interface de serviço ou de operação. 

Os contadores e memórias das estatísticas são salvos pelo dispositivo. Dessa forma, 

a informação não será perdida no caso de falha da tensão de alimentação auxiliar. Os 

contadores, entretanto, podem ser resetados a zero ou para qualquer valor dentro da 

faixa de ajuste. 

Uma senha não é necessária para leitura das estatísticas; entretanto, é necessária 

para mudar ou deletar estatísticas. Para outras informações veja o Manual do 

Sistema SIPROTEC ® 4 (nº de pedido E50417–H1176–C151). 

Valores medidos de operação são determinados ao fundo pelo sistema processador. 

Eles podem ser lidos na frente do dispositivo, via interface de operação usando um 

PC com DIGSI ® 4, ou transferidos para uma estação central mestre via interface do 

sistema (se disponível). 

Uma pré-condição para o display correto de valores primários e porcentagem é a entrada 

correta e completa dos valores nominais dos transformadores de instrumentos 

e o sistema de potência conforme a Subseção 2.1.2. A Tabela 2-9 mostra uma 

pesquisa dos valores operacionais medidos. O escopo dos valores medidos depende 

da versão solicitada, funções configuradas e conexão do dispositivo. 

Para estar apto a exibir a uma tensão medida “Umeas”, uma tensão medida tem que 

estar conectada a uma das entradas de corrente I7 ou I8 via um resistor em série. Por 

meio de uma lógica CFC configurável pelo usuário, (CFC bloqueio “Life_Zero”) a 

corrente proporcional à tensão pode ser medida e indicada como tensão “Umeas”. 

Para mais informações veja o manual CFC. 

A potência aparente “S” não é um valor medido, mas um valor calculado a partir da 

tensão nominal do lado 1do objeto protegido que é ajustada e as correntes atualmente 

fluindo lado 1: 

UN S = ----- ⋅ ( I para aplicações trifásicas ou 

3 L1S1 + IL2S1 + IL3S1) U N 

----- ⋅ 

( I 

S= 2 L1S1 + IL3S1) . 

Se, entretanto, a medição de tensão descrita no parágrafo anterior for aplicada, essa 

medição de tensão é usada para calcular a potência aparente. 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Os ângulos de fase estão listados na Tabela 2-10, os valores térmicos medidos, na 

Tabela 2-11. O último só pode aparecer se a proteção de sobrecarga está ajustada 

para Enabled. Quais os valores que estão disponíveis para o usuário depende também 

de método de detecção de sobrecarga selecionado e do número de detectores 

de temperatura interconectados entre o dispositivo e a thermobox. 

Os valores operacionais medidos também são calculados durante uma falta em 

andamento em intervalos de aproximadamente 0.6 s. 

Os valores referidos estão sempre baseados nos valores nominais do objeto protegido 

(conforme também as notas de rodapé das tabelas), o aumento de temperatura 

está baseado no aumento da temperatura de trip. Os ângulos de fase e os gráus de 

temperatura não tem realmente valores básicos. Mas, o processamento desses 

valores na lógica CFC ou transmissão via interfaces seriais necessitam valores sem 

dimensão, sendo assim, valores de base são definidos arbitrariamente. Estão estabelecidos 

nas Tabelas 2-10 e 2-11 na coluna com o título “% de Conversão”. 

Tabele 2-9 Valores l operacionais medidos (magnitudes primária, secundária,porcentagem) 

Valores Medidos primário secundário % referente a 

IL1S1, IL2S1, IL3S1 3 ) Correntes de fase do lado 1 A; kA A Corrente nominal operacional 1 ) 

3I0S1 3 ) Corrente residual do lado 1 A; kA A Corrente nominal operacional 1 ) 

I1S1, I2S1 3 ) Correntes de componente de 

seqüência positiva e negativa do 

lado 1 

A; kA A Corrente nominal operacional 1 ) 

IL1S2, IL2S2, IL3S2 3 ) Correntes de fase do lado 2 A; kA A Corrente nominal operacional 1 ) 

3I0S2 3 ) Corrente residual do lado 2 A; kA A Corrente nominal operacional 1 ) 

I1S2, I2S2 3 ) Correntes de componente de 

seqüência positiva e negativa do 

lado 2 

I7 3 ) Corrente na entrada de corrente 

I 7 

I1 ... I7 4 ) Correntes nas entradas de 

correntes 

I8 Corrente na entrada de corrente 

I 8 

Umeas 5 ) tensão da corrente em I 7 ou I 8 V; kV; MV — — 

S 6 ) Potência aparente kVA; MVA; 

GVA 




A mA Corrente nominal operacional 1 ) 

2 ) 

— — 

f Freqüência Hz Hz Freqüência Nominal 

1 ) para transformadores conforme os endereços 240, 243, e 249 (veja Subseção 2.1.2) IN = S N/(√3·U N ) or I N = S N/U N (1-fase) 

para geradores/motores/reatores conforme os endereços 251 e 252 (veja Subseção 2.1.2) I N = S N/(√3·U N); 

para barramentos e linhas conforme o endereço 265 (veja Subseção 2.1.2) 

2 ) considerando o fator no endereço 235 Factor I8 (veja Subseção 2.1.2) 

3 ) só para objetos trifásicos 

4 

) só para proteção de barramento monofásico 

5 ) se configurado e preparado em CFC 

6 ) calculada das correntes de fase e tensão nominal ou tensão medida Umeas 

197

2 Funções 

Tabela 2-10 Valores operacionais medidos (relação de fase) 

Valores de 

Proteção 

Diferencial 

Valores Medidos Dimensão %–Conversão 

ϕIL1S1, ϕIL2S1, ϕIL3S1 3 ) Ângulo de fase de correntes do lado 1, 

na direção IL1S1 ϕIL1S2, ϕIL2S2, ϕIL3S2 3 ) Ângulo de fase de correntes do lado 2, 

na direção IL1S1 ϕI1 ... ϕI7 4 ) Ângulo de fase das correntes nas entradas de 

corrente, 

na direçãoI1 ϕI7 3 ) Ângulo de fase da corrente na entrada de corrente 

I 7, 

na direçãoI 1 

3 ) só para objetos trifásicos 

4 ) só para proteção de barramento monofásico 

Tabela 2-11 Valores Térmicos 

° 0° = 0 % 

360° = 100 % 

° 0° = 0 % 

360° = 100 % 

° 0° = 0 % 

360° = 100 % 

° 0° = 0 % 

360° = 100 % 

5 ) só para CFC e 

interfaces seriais 

Valores Medidos Dimensão %–Conversão 5 ) 

ΘL1/Θtrip, ΘL2/Θtrip, ΘL3/Θtrip 1 ) Valor térmico de cada fase , 

referente ao valor de trip 

% 

Θ/Θ trip 1 ) Valor resultante térmico, 

referente ao valor de trip 

Ag.Rate 2 ) 3 ) Taxa de envelhecimento relativa p.u. 

ResWARN 2 ) 3 ) Reserva de carga para aviso de hot-spot (estágio 1) % 

ResALARM 2 ) 3 ) Reserva de carga para alarme de hot-spot (estágio 

2) 

Θleg1 ,Θleg2 , Θleg3 2 ) 3 ) Temperatura de hot-spot para cada fase °C or °F 0 °C = 0 % 

ΘRTD1 ... ΘRTD12 500 °C = 100 % 

0°F = 0% 

1000 °F = 100 % 

3 ) Temperatura dos detectores de temperatura 1 a 12 °C or °F 

1 

) só para proteção de sobrecarga com réplica térmica (IEC 60255–8):endreço 143 Therm.O/L CHR. = 

5 

) só para CFC e 

classical (Subseção2.1.1) 

2 ) só para proteção com cálculo de hot-spot (IEC 60354): endereço 143 Therm.O/L CHR. = IEC354 

(Subseção 2.1.1) 

3 ) só se thermobox(es) estão disponíveis (Seção 2.10) 

interfaces seriais 

Os valores diferenciais e de restrição da proteção diferencial e a proteção de falta à 

terra restrita estão listados na Tabela 2-12. 


C53000–G1179–C148–1 

% 

%

Tabela 2-12 Valores da proteção diferencial 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Valores Medidos % referente a 

IDiffL1 , IDiffL2 , IDiffL3 Correntes diferenciais calculadas das três fases Corrente nominal 

operacional 1 ) 

I RestL1, I Rest L2, I Rest L3 Correntes de restrição calculadas das três fases Corrente nominal 


I DiffEDS 

I RestEDS 

Corrente diferencial calculada da proteção de falta à terra 

restrita 

Corrente de restrição calculada da proteção de falta à 

terra restrita 

Corrente nominal 


Corrente nominal 


1 ) para transfoprmadores conforme os endereços 240, 243,e 249 (veja Subseção 2.1.2) IN = S N/(√3·U N) or I N = S N/U N (1-fase); 

para geradores/motores/reatores conforme os endereços 251 e 252 (veja Subseção 2.1.2) I N = S N/(√3·U N); 

para barramentos e linhas conforme o endereço 265 (veja Subseção 2.1.2) 

A Ferramenta IBS A ajuda de comissionamento “IBS-tool” oferece uma ampla faixa de funções de 

comissionamento e monitoramento que permitem uma ilustração detalhada dos 

valores medidos mais importantes via um computador pessoal equipado com um 

web-browser. Para mais detalhes consulte a Ajuda On-Line(“Online Help”) para a 

IBS-tool. A “Ajuda On-Line” pode ser descarregada para seu computador pela 

INTERNET. 

Essa ferramenta permite ilustrar os valores medidos de todos os terminais do objeto 

protegido durante o comissionamento e durante a operação. As correntes aparecem 

como diagramas vetoriais e são indicadas como valores numéricos. A Figura 2-94 

mostra um exemplo. 

Adicionalmente, a posição dos valores diferencial e de restrição podem ser vistos na 

característica de pickup. 

199

2 Funções 

Figura 2-94 Valores medidos dos lados do objeto protegido — exemplo para correntes de fluxo de passagem 

Set-Points 

Definidos pelo 

Usuário 

Correntes: Lado 1 Correntes: Lado 2 

Valores Secundários 

±180° 0° ±180° 

0° 

IL1LS1 = 

IL2LS1 = 

IL3LS1 = 

–90° 

1.01 A, 

0.98 A, 

0.99 A, 

+90° +90° 

0.0 ° 

240.2 ° 

119.1 ° 

IL1LS2 = 

IL2LS2 = 

IL3LS2 = 

No SIPROTEC ® 7UT612, set-points podem ser configurados para valores medidos. 

Se, durante a operação, o valor atinge um desses set-points, o dispositivo gera um 

alarme que é indicado como uma mensagem operacional. Como para todas as mensagens 

operacionais, é possível a exibição da informação via LED e/ou relé de saída 

e via interfaces seriais. Os set-points são supervisionados pelo sistema processador 

em segundo plano, então não são adequados para propósitos de proteção. 

Set-points só podem ser ajustados se seus valores medidos tenham sido configurados 

correspondentemente em CFC (veja Manual do Sistema SIPROTEC ® 4 , nº de 

pedido E50417–H1176–C151). 


C53000–G1179–C148–1 

–90° 

0.99 A, 

0.97 A, 

0.98 A, 

177.9 ° 

58.3 ° 

298.2 °

2.15.3 Gravação de Falta 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A proteção diferencial 7UT612 está equipada com uma função de gravação de falta. 

Os valores instantâneos das grandezas medidas 

iL1S1 , iL2S1 , iL3S1 , iL1S2 , iL2S2 , iL3S2 , 3i0S1 , 3i0S2 , i7 , i8 , e 

IDiffL1 , IDiffL2 , IDiffL3 , IRestL1 , IRestL2 , IRestL3 são amostrados em intervalos de 1 2 / 3 ms (para uma freqüência de 50 Hz) e armazenados 

em um buffer cíclico (12 amostras por período). Quando usado como proteção 

de barramento monofásico, as 6 primeiras correntes dos alimentadores são armazenadas 

ao invés das correntes de fase, as correntes de seqüência zero não são 

aplicáveis. 

Durante uma falta no sistema, esses dados são armazenados por um tempo que 

pode ser ajustado (5 s no máximo para cada gravação de falta). Até 8 faltas podem 

ser armazenadas. A capacidade total da memória de gravação de falta é de aproximadamente 

5 s. O buffer de gravação de falta é atualizado quando uma nova falta 

ocorre, de forma que o reconhecimento não é necessário. A gravação de falta pode 

ser iniciada adicionalmente via painel operador integrado, interface serial e interface 

serial de serviço. 

Os dados podem ser salvos via interfcaes seriais por meio de um computador pessoal 

e avaliados com o programa de processamento dos dados de proteção DIGSI ® 4 e o 

software de análise gráfica SIGRA 4. O último representa graficamente os dados gravados 

durante a falta do sistema e calcula informação adicional dos valores medidos. 

Pode ser feita uma seleção se as grandezas medidas são representadas em valores 

primários ou secundários. Traços de sinal binário (marca) de eventos de interesse 

particular, por exemplo, “detecção de falta” e “trip” também estão representados. 

Se o dispositivo tem uma interface serial de sistema, os dados de gravação de falta 

podem ser transmitidos para um dispositivo central por meio dessa interface. A 

avaliação de dados é feita pelos programas respectivos no dispositivo central. As 

grandezas medidas são referentes a seus valores máximos, escaladas a seus valores 

nominais e preparados para representação gráfica. Em adição, eventos internos são 

gravados como traços binários (marcas), por exemplo, “detecção de falta”, “trip”. 

Onde a transferência para um dispositivo central é possível, a solicitação para transferência 

de dados pode ser executada automaticamente. Ela pode ser selecionada 

para ocorrer após cada detecção de falta pela proteção ou somente após um trip. 


Valores Medidos Em adição aos valores medidos diretamente e valores medidos calculados das 

correntes e talvez de temperaturas, o 7UT612 também pode exibir a tensão e 

potência aparente. 

Para captar os valores de tensão, uma tensão deve ser conectada à entrada de 

medição de corrente I 7 ou I 8 via um resistor externo em série. Adicionalmente, uma 

lógica definida pelo usuário deve ser criada no CFC (Subseção 2.15.2, cabeçalho de 

margem “Display e Transmissão de Valores Medidos”). 

201

2 Funções 

Captura de Forma 

de Onda 



A potência aparente é calculada a partir desta tensão ou da tensão nominal do lado 

1 do objeto protegido e as correntes do mesmo lado. Para o primeiro caso, ajuste o 

endereço 7601 POWER CALCUL. para = with V measur., para o último caso, with 

V setting. 

Os ajustes pertinentes à captura de forma de onda são encontrados sob OSC.FAULT 

REC. sub-menu do menu SETTINGS. 

A distinção é feita entre o instante de partida (isto é, o instante em que a indicação de 

tempo é T = 0) e o critério para salvar a gravação (endereço 401 WAVEFORMTRIG- 

GER). Com o ajuste Save w. Pickup, o instante de partida e o critério para salvar 

são os mesmos: o pickup de qualquer elemento de proteção. A opção Save w. TRIP 

significa que o pickup de uma função de proteção inicia a gravação de falta mas a 

gravação só é salva se o dispositivo emitir um comando de trip. A opção final para o 

endereço 401 é Start w. TRIP: Um comando de trip emitido pelo dispositivo é 

tanto o instante de partida quanto o critério para salvar a gravação. 

Uma gravação oscilográfica inclui dados gravados antes do tempo do disparo e dados 

após o dropout do critério de gravação. Você determina a extensão do tempo de préfalta 

e tempo pós falta a ser incluido na gravação de falta com os ajustes no endereço 

404 PRE. TRIG. TIME e endereço 405 POST REC. TIME. 

A extensão máxima de tempo de uma gravação é parametrizado no endereço 403 

MAX. LENGTH. O valor maior aqui é de 5 segundos. Um total de 8 gravações pode 

ser salvo. Entretanto, a extensão total de tempo de todas as gravações de faltas no 

buffer não pode exceder 5 segundos. Uma vez excedida a capacidade do buffer, a 

falta mais antiga é deletada, enquanto que uma nova falta é salva no buffer. 

Uma gravação oscilográfica pode ser disparada e salva via entrada binária ou via 

interface de operação conectada a um PC. O disparo é dinâmico. A extensão de uma 

gravação para esses disparos especiais é ajustada no endereço 406 BinIn 

CAPT.TIME (o limite superior é o endereço 403). Ajustes de pre-falta e pós-falta 

estão incluidos nos endereços 404 e 405. Se o endereço 406 é ajustado para “∞”, 

então a extensão da gravação iguala o tempo em que a entrada binária está ativada 

(estática), ou o ajuste MAX. LENGTH no endereço 403, que é sempre mais curto. 


7601 POWER CALCUL. with V setting 

with V measuring 

with V setting Cálculo da Potência 


C53000–G1179–C148–1

Gravação de Falta 


401 WAVEFORMTRIG- 

GER 


Estatísticas 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Save with Pickup 

Save with TRIP 

Start with TRIP 

Save with Pickup Captura de Forma de Onda 


403 MAX. LENGTH 0.30..5.00 sec 1.00 sec Extensão máxima da Gravação de Captura 

de Forma de Onda 

404 PRE. TRIG. TIME 0.05..0.50 sec 0.10 sec Tempo de Pré-falta 

405 POST REC. TIME 0.05..0.50 sec 0.10 sec tempo de Pós-falta 

406 BinIn CAPT.TIME 0.10..5.00 sec; ∞ 0.50 sec Tempo de Captura via Entrada Binária 


00409 >BLOCK Op Count >BLQUEAR Contador Operacional 

01020 Op.Hours= Contador de horas operacionais 

01000 # TRIPs= Número de comandos de TRIPS do disjuntor 

30607 ΣIL1S1: Acumulação de corrente interrompida L1 S1 






30620 ΣI1: Acumulação de corrente interrompida I1 


30622 ΣI3: Acumulação de corrente interrompidaI3 





203

2 Funções 

Valores Medisos 


00721 IL1S1= Corrente de medição operacional IL1 lado 1 



30640 3I0S1= 3I0 (seqüência zero) do lado 1 

30641 I1S1= I1 (seqüência positiva) do lado 1 

30642 I2S1= I2 (seqüência negativa) do lado 1 




30643 3I0S2= 3I0 (seqüência zero) do lado 2 

30644 I1S2= I1 (seqüência positiva) do lado 2 

30645 I2S2= I2 (seqüência negativa) do lado 2 

30646 I1= Corrente de medição operacional I1 








07740 ϕIL1S1= Ângulo de Fase na fase IL1 lado 1 




07759 ϕIL2S2= Ângulo de Fase na fase IL2 lado2 


30633 ϕI1= Ângulo de Fase da corrente I1 








C53000–G1179–C148–1


30656 Umeas.= Tensão de medição operacional Umeas. 

00645 S = S (potência aparente) 

00644 Freq= Freqüência 

Valores Térmicos 


00801 Θ /Θtrip = Aumento de Temperatura para alarme e trip 

00802 Θ /ΘtripL1= Aumento de Temperatura para fase L1 

00803 Θ /ΘtripL2= Aumento de Temperatura para Fase L2 

00804 Θ /ΘtripL3= Aumento de Temperatura para Fase L3 

01060 Θ leg 1= Temperatura de Hot spot do segmento 1 



01063 Ag.Rate= Taxa de Envelhecimento 

01066 ResWARN= Reserva de Carga para nível de alarme 

01067 ResALARM= Reserva de Carga para nível de alarme 

01068 Θ RTD 1 = Temperatura da RTD 1 









01077 Θ RTD10 = Temperatura da RTD10 

01078 Θ RTD11 = Temperatura da RTD11 

01079 Θ RTD12 = Temperatura daRTD12 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


205

2 Funções 

Valores 

Diferenciais 


07742 IDiffL1= IDiffL1(I/Inominal do objeto[%]) 

07743 IDiffL2= IDiffL2(I/Inominal do objeto [%]) 

07744 IDiffL3= IDiffL3(I/Inominal do objeto [%]) 

07745 IRestL1= IRestL1(I/Inominal do objeto [%]) 



30654 IdiffREF= Idiff REF (I/Inominal do objeto [%]) 

30655 IrestREF= Irest REF (I/Inominal do objeto [%]) 

Set-Points 

Nº 

Funç. 

Alarme Comentários 

00272 SP. Op Hours> Set Point de Horas Operacionais 

Registro de Forma 

de Onda 

Nº 

Funç 


00004 >Trig.Wave.Cap. >Disparar Captura de Forma de Onda 

00203 Wave. deleted Deletados Dados de Forma de Onda 

FltRecSta Inicio de Gravação de Falta 

Medição de Energia 

por Pulso 

se configurado (CFC) 

Nº 

Funç. 


00888 Wp(puls) Pulso de Energia Wp (ativa) 

00889 Wq(puls) Pulso de Energia Wq (reativa) 


C53000–G1179–C148–1

2.16 Processamento de Comandos 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Geral Em adição às funções de proteção já descritas, processamento de controle de 

comando está integrado no SIPROTEC ® 7UT612 para coordenar a operação dos 

disjuntores e outros equipamentos no sistema de potência. Comandos de controle 

podem ser originados de fontes de comandos: 

− Operação local usando o teclado na interface local do usuário do dispositivo, 

− Operação local ou remota usando DIGSI ® 4, 

− Operação remota via interface de sistema (SCADA) (por exemplo, SICAM), 

− Funções automáticas (por exemplo, usando entradas binárias, CFC). 

O número de dispositivos de manobra que pode ser controlado está basicamente 

limitado pelo número de entradas e saídas binárias disponíveis e necessárias. Para 

a saída de comandos de controle foi assegurado que todas as entradas e saídas 

binárias necessárias estão configuradas e com suas propriedades corretas. 

Se forem necessárias condições específicas de intertravamento para a execução de 

comandos, o usuário pode programar o dispositivo com intertravamento de bay por 

meio das funções de lógica definida pelo usuário (CFC). 

A configuração das entradas e saídas binárias, a preparação de funções de lógica 

definida pelo usuário e o procedimento durante operações de manobras estão 

descritas no Manual do Sistema SIPROTEC ® 4, nº de pedido E50417–H1176–C151. 

2.16.1 Tipos de Comandos 

Comandos de 

Controle 

Os seguintes tipos de comandos são apresentados. 

Esses comandos operam saídas binárias e modificam o status do sistema de 

potência: 

• Comandos para a operação dos disjuntores (sem verificação de sincronismo) bem 

como comandos para o controle de seccionadoras e chaves de aterramento, 

• Comandos de estágios, por exemplo, para aumento e diminuição de derivações de 

transformadores, 

• Comandos com ajustes configuráveis de tempo (por exemplo, bobinas Petersen). 

207

2 Funções 

Comandos Internos 

do Dispositivo 

Esses comandos não operam diretamente saídas binárias. Eles servem para iniciar 

funções internas, simular ou reconhecer mudanças de estados. 

• Entradas manuais para mudança de indicação de feedback da instalação tais 

como a condição de status, por exemplo, no caso quando uma conexão física aos 

contatos auxiliares não está disponível ou está defeituosa. O processo de entradas 

manuais é gravado e pode ser mostrado em conformidade. 

• Adicionalmente, comandos de identificação podem ser emitidos para estabelecer 

ajustes internos, tais como autoridade de chaveamento (remota/local), mudança 

de parâmetro de ajuste, inibição de transmissão de dados e reset de contador de 

medição ou inicialização. 

• Comandos de reconhecimento e reset para ajustes e reset de buffers internos. 

• Comandos de informação de status para ajuste/desativação do “status de 

informação” para o valor da informação de um objeto: 

− Controlando a ativação do status da entrada binária, 

− Bloqueando saídas binárias. 

2.16.2 Estágios na Seqüência de Comando 

Seqüência de 

Verificação 

Mecanismos de segurança na seqüência de comandos asseguram que um comando 

só possa ser liberado após rigorosa verificação de que o critério pré-definido tenha 

sido concluido com sucesso. Adicionalmente, condições de intertravamento definidas 

pelo usuário podem ser configuradas separadamente para cada objeto. A execução 

real do comando é também monitorada após sua liberação. A seqüência completa de 

um comando está descrita brevemente no seguinte: 

• Entrada de comando (por exemplo, usando o teclado na interface local do usuário 

do dispositivo) 

− Senha de verificação → direitos de acesso; 

− Modo de verificação de chaveamento (intertravamento ativado/desativado) → 

seleção de status de intertravamento desativado. 

• Verificações de intertravamento configuráveis pelo usuário que podem ser 

selecionadas para cada comando 

− Autoridade de manobra (local, remota), 

− Controle de direção da manobra (estado alvo = estato atual), 

− Zona controlada/Intertravamento de bay (usando lógica CFC), 

− Intertravamento do sistema (centralmente via SICAM), 

− Operação dupla (intertravamento contra operação de chaveamento paralela), 

− Bloqueamento de proteção (bloqueio de operações de chaveamento pelas 

funções de proteção). 


C53000–G1179–C148–1


Execução de 

Comando 

2.16.3 Intertravameto 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


• Verrificações de comando fixas 

− Monitoramento de tempo expirado (tempo entre a iniciação do comando e a 

execução pode ser monitorado), 

− Configuração em processo (se a modificação do ajuste está em andamento, 

comandos são rejeitados ou temporizados), 

− Equipamento não está presente na saída (se equipamento configurável não está 

designado para uma saída binária, então o comando é rejeitado). 

− Bloqueio da saída (se um bloqueio de saída foi programado para o disjuntor e 

está ativo no momento de processamento do comando, então o comando é 

rejeitado), 

− Mau funcionamento de componente do hardware, 

− Comando em andamento (só um comando pode ser processado de cada vez 

para cada disjuntor ou chave), 

− 1-de n verificações (para esquemas com múltiplas designações e contato de 

potencial comum, é verificado se um comando já foi iniciado para o contato de 

saída comum). 

− Interrupção de um comando devido a seu cancelamento, 

− Monitoramento do tempo de andamento (mensagem de feedback do tempo de 

monitoramento). 

Intertravamento é executado pela lógica definida pelo usuário (CFC) . O 

intertravamento verifica se o sistema SICAM/SIPROTEC ® - está classificado em: 

• Intertravamento de sistema verificado por um sistema de controle central (para 

intertravamento interbay) 

• Intertravamento de Bay/Zona controlada verificado no dispositivo de bay (para o 

alimentador) 

O intertravamento do sistema permanece na base de dados do sistema no sistema 

de controle central. Intertravamento de Bay/Zona controlada permanece no status do 

disjuntor e outras chaves que estão conectadas ao relé. 

A extensão da verificação de intertravamento é determinada pela configuração e 

lógica do relé. 

Chaves que estão sujeitas a intertravamento do sistema no sistema de controle 

central são identificadas com um ajuste específico nas propriedades de comando (na 

matriz de configuração). 

209

2 Funções 

Para todos os comandos o usuário pode selecionar o modo de operação com intertravamento 

(modo normal) ou sem intertravamento (modo de teste): 

− para comandos locais pela reprogramação dos ajustes com verificação de senha 

− para comandos automáticos via processamento de comando com CFC, 

− para comandos local/remoto por um comando adicional de intertravamento via 

Profibus. 

2.16.3.1 Manobra Intertravado/ Não-Intertravado 

As verificações de comando configuráveis nos dispositivos SIPROTEC ® também são 

chamadas “intertravamento padrão”. Essas verificações podem ser ativadas (intertravamento) 

ou desativadas (não intertravado) via DIGSI ® 4. 

Manobra de intertravamento desativado significa que as condições de intertravamento 

configuradas são by-passadas no relé. 

Manobra intertravada significa que todas as condições de intertravamento configuradas 

são verificadas nas rotinas de comando de verificação. Se uma condição não 

puder ser preenchida, o comando será rejeitado por uma mensagem com um sinal 

(-) menos adicionado a ela (por exemplo, “CO-”),seguido de uma resposta operacional 

de informação. A Tabela 2-13 mostra alguns tipos de comandos e mensagens. Para 

o dispositivo, as mensagens designadas com *) são mostradas no registro de eventos, 

para DIGSI ® 4 elas aparecem nas mensagens espontâneas. 

Tabela 2-13 Tipos de comandos e mensagens 

Tipo de Comandos Abrev. Mensagem 

Controle emitido CO CO+/– 

Identificação manual (positiva/negativa) MT MT+/– 

Bloqueio de entrada IB IB+/– *) 

Bloqueio de Saída OB OB+/– *) 

Cancelamento de controle CA CA+/– 

O sinal “mais” indicado na mensagem é a confirmação da execução do comando: a 

execução do comando foi da forma esperada, ou em outras palavras, positivo. O 

“menos” é a confirmação negativa, o comando foi rejeitado. A Figura 2-95 mostra as 

mensagens relacionadas à execução do comando e informações de feedback para 

uma operação bem sucedida no disjuntor. 

A verificação do intertravamento pode ser programada para todos os dispositivos de 

manobras separadamente e identificações que foram ajustadas com um comando de 

identificação. Outros comandos internos tais como entradas manuais ou cancelamentos 

não são veriicados, isto é, conduzidos independente do intertravamento. 


C53000–G1179–C148–1

Intertravamento 

Padrão 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Registro de Evento 

--------------------- 

19.06.99 11:52:05,625 

Q0 CO+ fech. 

19.06.99 11:52:06,134 

Q0 FB+ fech. 


Figura 2-95 Exemplo de uma mensagem no fechamento do disjuntor Q0 

O intertravamento padrão inclui as verificações para cada dispositivo que foram 

ajustados durante a configuração de entradas e saídas. 

Uma visão geral para processamento das condições de intertravamento no relé é 

mostrada na Figura 2-96. 

211

2 Funções 

Dispositivo com Fonte 

de Comando = 

LOCAL 

SAS REMOTO 

DIGSI 

1 ), 

AUTO 

Autoridade de chaveamento 

(Local/Remoto) 

Autoridade de 

c- chaveamento DIGSI 

Modo de chaveamento 

Local 

Modo de chaveamento 

Remoto 

Indicação de feedback 

On/Off 

Bloqueio de proteção 

52 Fechado 

52 Aberto 

Autoridade de chaveamento Modo de chaveamento 

On/Off 

Evento 

Condição 

& 

Local 

& 

Remote 

& 

Local 

& DIGSI 

DIGSI 

Remoto 

or 

1 ) Fonte REMOTO também inclui SAS. 

LOCAL Comando via controlador da subestação. 

REMOTO Comando via sistema de telecontr. p/ controlador da subestação e do controlador p/ o dispositivo 

Figura 2-96 Disposições de Intertravamento Padrão 

O display mostra as razões de intertravamento configuradas. Estão marcadas por 

letras explicadas, a seguir na Tabela 2-14 : 

Tabela 2-14 Comandos de Intertravamento 

& 

& 

& 

& 


C53000–G1179–C148–1 

or 

or 

Não-intertravado 

PROGRAMADO=ACT y/n 

Intertravado 

SCHEDULED=ACT. y/n 

Intertrav. Sistema y/n 

Intertrav. Campo y/n 

Bloq. Proteção y/n 

Bloq. Oper. Duplo y/n 

Aut. Chav. LOCA> y/n 

Aut. Chav. REMOTO y/n 

Comandos de Intertravamento Abrev. Mensagem 

Autorização de controle L L 

Intertravamento do sistema S S 

Zona controlada Z Z 

Estado alvo = estado atual 

(verificação de posição da chave) 

P P 

Bloqueio pela proteção B B 

or 

Saída de 

comando 

para Relé 

.

Lógica de Controle 

Usando CFC 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A Figura 2-97 mostra todas as condições de intertravamento (as quais usualmente 

aparecem no display do dispositivo) para três ítens de chave com as abreviações 

relevantes explicadas na Tabela 2-14. Todas as condições de intertravamento parametrizadas 

estão indicadas (veja Figura 2-97). 

Figura 2-97 Exemplo de condições de intertravamento configuradas 

Para intertravamento de zona controlada/bay, pode ser programada lógica de 

controle usando CFC. Via condições específicas de liberação, a informação “liberada” 

ou “bay-intertravada” está disponível. 

2.16.4 Gravação e Reconhecimento de Comandos 


de Comandos do 

Painel Frontal do 

Dispositivo 


de Comandos 

Local/Remoto/Digsi 

Intertravamento 01/03 

----------------------- 

Q0 Fech/Aberto S – Z P B 



Durante o processamento de comandos, independente de outras informações em 

processamento, as informações do comando e processo de feedback são enviadas 

para o centro de processamento de mensagens. Essas mensagens contém informações 

sobre causas. A mensagem é parametrizada na lista de eventos. 

Toda informação relacionada aos comandos que foram emitidos pelo painel frontal do 

dispositivo “Command Issued = Local” é transformada em uma mensagem correspondente 

e mostrado no display do dispositivo. 

Os reconhecimentos de mensagens que se relacionam aos comandos com a origem 

“Command Issued(Comando Emitido)= Local/Remote/DIGSI” são enviadas de volta 

ao ponto inicial independentemente do roteamento (configuração na interface digital 

serial). 

O reconhecimento de comandos não é dessa forma fornecido com indicação resposta 

assim como acontece com o comando local, mas sim com um comando ordinário 

gravado e uma informação de feedback. 

213

2 Funções 


Informação de 

Feedback 

Saída de Comando 

e Relés de 

Manobras 


O processamento de comandos monitora a execução do comando e tempo de feedback 

da informação para todos os comandos. Ao mesmo tempo em que o comando 

é enviado, o tempo de monitoramento é iniciado (monitoramento da execução do 

comando). Esse tempo controla se a operação do dispositivo foi executada com o 

resultado final necessário dentro do tempo de monitoramento. O tempo de monitoramento 

pára assim que a informação de feedback é detectada. Se não chegar 

nenhuma informação de feedback, uma resposta, “Tempo de Monitoramento do 

Comando Expirado” (“Timeout command monitoring time”) é indicada e a seqüência 

do comando é terminada. 

Comandos e informações de feedback também são gravados na lista de eventos. 

Normalmente, a execução de um comando termina assim que a informação de feedback 

(FB+) chega nas chaves relevantes ou, no caso de comandos sem processo de 

feedback de informação, a saída de comando reseta. 

O “mais” que aparece como retorno de informação confirma “que o comando foi bem 

sucedido, o comando foi como esperado, em outras palavras, positivo o “menos” é 

uma confirmação negativa e significa que o comando não foi executado como se 

esperava. 

Os tipos de comandos necessários para trip e fechamento da chave ou para 

aumentar ou diminuir derivações de transformadores estão descritos no Manual do 

Sistema SIPROTEC ® 4,nº de pedido E50417–H1176–C151. 


Cntrl Auth Autoridade de Controle 

ModeREMOTE Modo de Controle REMOTO 

ModeLOCAL Modo de Controle LOCAL 

 


C53000–G1179–C148–1

Instalação e Comissionamento 3 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Este capítulo é destinado principalmente a engenheiros de comissionamento experientes. 

O engenheiro de comissionamento deve estar familiarizado com o comissionamento 

de sistemas de proteção e controle, com o gerenciamento de sistemas de 

potência e com as regras de segurança e diretrizes relevantes. 

A instalação do 7UT612 está descrita neste capítulo. Entretanto, modificações que 

possam ser necessárias em certos casos estão explicadas. Verificações de conexões 

antes do dispositivo ser colocado em serviço são também fornecidas. São fornecidos 

testes de comissionamento. Alguns testes precisam de carga no objeto protegido 

(linha, transformador, etc.). 

3.1 Montagem e Conexões 216 

3.2 Verificação das Conexões 237 

3.3 Commissionamento 242 

3.4 Preparação Final do Dispositivo 269 

215

3 Instalação e Comissionamento 

3.1 Montagem e Conexões 

Pré-condições A verificação dos valores nominais do 7UT612 bem como o casamento com valores 

nominais do equipamento de potência deve ter sido completada. 

3.1.1 Instalação 

Montagem 

Embutida 

Atenção! 

A operação bem sucedida e segura do dispositivo depende de seu adequado 

manuseio, instalação e aplicação por pessoal qualificado sob observância de todos 

os avisos e sugestões contidas neste manual. 

Em particular a observação de normas gerais de segurança em ambientes de altatensão 

(por exemplo, IEC, ANSI, DIN, VDE, EN ou outros padrões nacionais e internacionais). 

A não observação pode resultar em morte, danos pessoais ou substanciais 

danos ao patrimônio. 

Remova as quatro coberturas localizadas nos cantos da cobertura frontal, revele 

os quatro slots na flange de montagem. 

Insira o dispositivo no corte do painel e aperte com quatro parafusos. Consulte a 

Figura 4-13 na Seção 4.15 sobre dimensões. 

Recoloque as quatro coberturas. 

Conecte o terra na placa traseira do dispositivo com o terra de proteção do painel. 

Use pelo menos um parafuso M4 para o terra do dispositivo. A área da seção transversal 

do fio terra deve ser maior ou igual a área da seção transversal de qualquer 

outro condutor conectado ao dispositivo. Além disso, a seção transversal do fio 

terra deve ter pelo menos 2.5 mm 2 . 

Conecte os plugues terminais e/ou os terminais parafusados no lado traseiro do 

dispositivo conforme o diagrama de ligação para o painel. 

Ao usar plugues em garfo ou conectando diretamente a fiação aos terminais 

parafusados, os parafusos devem ser apertados de forma que suas cabeças 

estejam no nível do bloco terminal antes da inserção dos bornes ou fios. 

Um olhal deve ser centralizado na câmara de conexão de forma que o parafuso 

acomode-se no furo do borne. 

O Manual do Sistema (pedido nº. E50417–H1176–C151) tem informação pertinente 

quanto ao tamanho dofio, bornes raio de curvatura, etc. Notas de instalação 

estão também fornecidas no catálogo de referência anexo ao dispositivo. 

216 Manual7UT612 

C53000–G1179–C148–1

Montagem em Rack 

ou em Cubículo 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

SIEMENS 

LED 

RUN ERROR 

Figura 3-1 Montagem de painel de um 7UT612 


Para instalar o dispositivo em um quadro ou cubículo, são necessárias duas chapas 

de montagem. Os códigos de pedido estão estabelecidos no Apêndice A na 

Subseção A.1.1. 

Aperte levemente as chapas de montagem ao rack usando quatro parafusos. 

Remova as quatro coberturas nos cantos da cobertura frontal. Os 4 slots na flange 

de montagem são revelados e podem ser acessados. 

Aperte o dispositivo nas chapas de montagem com quatro parafusos. 

Recoloque as quatro coberturas. 

4 


1 2 

7UT612 

MAIN MENU 01/05 

Annunciation 1 

Measurement 2 

Annunciation F1 

Meas. Val. 

Trip log 

F2 

F3 

F4 

ESC 

MENU 

7 8 9 

5 

0 

ENTER 

6 

3 

+/- 

Furos Ovalados 

Aperte as chapas de montagem ao rack usando oito parafusos. 

Conecte o terra na placa traseira do dispositivo ao terra de proteção do rack. Use 

pelo menos um parafuso M4 para o terra do dispositivo. A área da seção transversal 

do fio terra deve ser maior ou igual a área da seção transversal de qualquer 

outro condutor conectado ao dispositivo. Além disso, a seção transversal do fio 

terra deve ter pelo menos 2.5 mm 2 . 

Conecte os plugues terminais e/ou os terminais parafusados no lado traseiro do 

dispositivo conforme o diagrama de ligação para o rack. 

Ao usar plugues em garfo ou conectando diretamente a fiação aos terminais 

parafusados, os parafusos devem ser apertados de forma que suas cabeças 

estejam no nível do bloco terminal antes da inserção dos bornes ou fios. 

Um olhal deve ser centralizado na câmara de conexão de forma que o parafuso 

acomode-se no furo do borne. 

O Manual do Sistema (pedido nº. E50417–H1176–C151) tem informação pertinente 

quanto ao tamanho do fio, bornes, raio de curvatura, etc. Notas de instalação 

estão também fornecidas no catálogo de referência anexo ao dispositivo. 

217


Montagem 

Sobreposta 

SIEMENS 

LED 

RUN ERROR 


7UT612 

MAIN MENUE 01/05 

Annunciation 1 

Measurement 2 

Annunciation F1 

Meas. Val. 

Trip log 

F2 

F3 

F4 

ESC 

7 8 9 

4 

MENU 

5 

1 2 

0 

ENTER 

Figura 3-2 Instalação de um 7UT612 em rack ou cubículo 

6 

3 

+/- 

Chapa de montagem 

Presilha 

Prenda o dispositivo ao painel com quatro parafusos. Consulte a Figura 4-14 na 

Seção 4.15 para dimensões. 

Conecte o terra do dispositivo ao terra de proteção no painel. A área da seção 

transversal do fio terra deve ser maior ou igual a área da seção transversal de 

qualquer outro condutor conectado ao dispositivo. Além disso, a seção transversal 

do fio terra deve ter pelo menos 2.5 mm 2 . 

Aterramento operacional sólido de baixa impedância (área da seção transversal 

≥ 2.5 mm 2 ) deve estar conectado ao terra de superfície na lateral. Use pelo menos 

um parafuso M4 para o terra do dispositivo. 

Conecte os terminais no topo e embaixo, no dispositivo conforme o diagrama de 

fiação para o painel. Conexões óticas são feitas nos alojamentos inclinados no topo 

e embaixo, na caixa. O Manual do Sistema (nº de pedido E50417–H1176–C151) 

tem informação pertinente quanto ao tamanho de fos, bornes, raios de curvatura, 

etc. Notas de instalação também são fornecidas no catálogo de referência anexo 

ao dispositivo. 


C53000–G1179–C148–1

3.1.2 Variantes de Terminais 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Diagramas gerais são mostrados no Apêndice A.2. Exemplos de conexões para 

circuitos de transformador de corrente são fornecidos no Apêndice A.3. Deve ser 

verificado que os ajustes para configuração (Subseção 2.1.1) e os dados do sistema 

de potência (Subseção 2.1.2) casam com as conexões do dispositivo. 

Objeto Protegido O ajuste PROT. OBJECT (endereço 105) deve corresponder ao objeto a ser 

protegido. Ajuste errado pode causar reação inesperada do dispositivo. 

Favor observar que auto-transformadores são identificados como PROT. OBJECT = 

Autotransf., não 3 phase transf.. Para 1 phase transf., a fase do centro 

L2 permanece desconectada. 

Correntes A conexão de correntes do TC depende do modo de aplicação. 

Com conexão trifásica as três correntes de fase estão alocadas para cada lado do 

objeto protegido. Para exemplos de conexão veja o Apêndice A.3, Figuras a A-6 and 

A-9 a A-13 referente aos tipos de objeto protegido. 

Com conexão bifásica de um transformador monofásico a fase do centro não é usada 

(IL2 ). A Figura A-7 no Apêndice A.3 mostra um diagrama de conexão. Mesmo se 

houver somente um transformador de corrente, ambas as fases serão usadas 

(IL1 e IL3 ), veja a parte da direita da Figura A-8. 

Para proteção de barramento monofásica todas as entradas de medição (exceto I8 ) 

estão alocadas para um alimentador do barramento. A Figura A-14 no Apêndice A.3 

ilustra um exemplo para uma fase. As outras fases devem estar conectadas correspondentemente. 

Se o dispositivo está conectado via transformadores de soma, veja 

a Figura A-15. Com o último caso você tem que levar em consideração que a corrente 

de saída nominal dos transformadores de soma é usualmente 100 mA. As entradas 

de medição do dispositivo tem que estar casadas em correspondência (consulte 

também a Subseção 3.1.3). 

A alocação das entradas de corrente I7 e I8 devem ser verificadas. Conexões também 

diferem de acordo com a aplicação que o dispositivo está destinado. O Apêndice 

oferece alguns exemplos de conexão (por exemplo, Figuras A-4 a A-7 e A-11 e A-15) 

que se referem a diferentes aplicações. 

Verifique também os dados nominais e os fatores de combinação para os transformadores 

de corrente. 

A alocação das funções de proteção para os lados deve ser consistente. Isso vale 

particularmente para a proteção de falha do disjuntor cujo ponto de medição (lado) 

deve corresponder com o lado do disjuntor a ser monitorado. 

Entradas e Saídas 

Binárias 

As conexões à instalação de potência dependem da possível alocação das entradas 

e saídas binárias, isto é, como elas estão designadas para o equipamento de 

potência. A alocação pré-ajustada pode ser encontrada nas Tabelas A-2 e A-3 na 

Seção A.5 do Apêndice A. Verifique também que as indicações no painel frontal 

correspondam às funções de mensagens configuradas. 

Também é muito importante que os componentes de feedback (contatos auxiliares) 

do disjuntor monitorado estejam conectados às entradas binárias corretas que 

correspondem ao lado designado da proteção de falha do disjuntor. 

219


Mudando Grupos 

de Ajuste com 

Entradas Binárias 

Se são usadas entradas binárias para manobrar grupos de ajuste, observe: 

• Duas entradas binárias devem ser dedicadas para o propósito de mudança de grupos 

de ajuste quando quatro grupos devem ser manobrados. Uma entrada binária 

deve ser ajustada para “>Set Group Bit 0”, a outra entrada para “>Set Group 

Bit 1”. Se qualquer dessas funções de entrada não estão designadas, então é 

considerada como não controlada. 

• Para controlar dois grupos de ajuste, uma entrada binária ajustada para “>Set 

Group Bit 0” é suficiente desde que a entrada binária “>Set Group Bit 1”, 

que não está designada, seja considerada como para ser não controlada. 

• O status dos sinais controlando as entradas binárias para ativar um grupo de ajuste 

particular deve permanecer constante enquanto aquele grupo particular deve 

permanecer ativo. 

A Tabela 3-1 mostra a relação entre “>Set Group Bit 0”, “>Set Group Bit 1”, 

e os grupos de ajuste A a D. Diagramas de conexão principal para as duas entradas 

binárias estão ilustrados na Figura 3-3. A figura ilustra um exemplo no qual ambos os 

grupos de ajuste de Bits 0 e 1 estão configurados para ser controlados (acionados) 

quando a entrada binária associada está energizada (alta). 

Tabela 3-1 Seleção de grupo de ajuste com entradas binárias — exemplo 

não= não energizada 

sim= energizada 

Eventos de entrada Binária 

>Grupo de Ajuste 

Bit 0 

L+ 

L+ 

>Grupo de Ajuste 

Bit 1 

Grupo Ativo 

não não Grupo A 

sim não Grupo B 

não sim Grupo C 

sim sim Grupo D 

Chave seletora p/ 

grupo de ajuste 

A 

B 

C 

D 

A 

B 

C 

D 

Figura 3-3 Diagrama de conexão (exemplo) para grupo de ajuste manobrado com 

entradas binárias 


C53000–G1179–C148–1 

L‚ 

Entrada binária ajustada para: 7 

“>Set Group Bit 0”, High 

7UT612 

L‚ 

Entrada binária ajustada para: 8 

”>Set Group Bit 1”, High



Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Precisa ser observado que duas entradas binárias ou uma entrada binária e um 

resistor de bypass R estejam conectadas em série. O limite de pickup das entradas 

binárias deve estar, dessa forma, substancialmente abaixo da metade da tensão DC 

de controle nominal. 

Se são usadas duas entradas binárias para a supervisão do circuito de trip, elas devem 

ser isoladas, não devem possuir terminais comuns entre si ou com outra entrada 

binária. 

Se uma entrada binária é usada, um resistor de bypass deve ser empregado 

(consulte a Figura 3-4). Esse resistor R é conectado em série com o segundo contato 

auxiliar do disjuntor (Aux2). O valor desse resistor deve ser tal que na condição de 

disjuntor aberto (sendo assim, Aux1 está aberto e Aux2 está fechado) a bobina de trip 

do disjuntor (TC) não oferece pickup e a entrada binária (BI1) está ainda em pickup 

se o contato do rele de comando está aberto. 

CB 

L+ 

TC 

RTC 

Aux1 

U CTR 7UT612 

7UT612 

Aux2 

R 

L‚ 

Figura 3-4 Supervisão de ciruito de trip com uma entrada binária 

Isso resulta em um limite superior para o dimensionamento da resistência , Rmax , e 

um limite inferior Rmin , do qual o valor ótimo da média aritmética deverá ser 

selecionado. 

Rmax + Rmin R = --------------------------------- 

2 

De forma que a tensão mínima para controle da entrada binária seja assegurado, 

Rmax é derivada como: 

UCRT – UBI min 

Rmax = ⎛------------------------------------- ⎞ – RCBTC 

⎝ I ⎠ 

BI (Alta) 

Assim, a bobina de trip do disjuntor não permanece energizada no caso acima, Rmin é derivada como: 

UCTR – UTC (BAIXA) 

Rmin = 

RTC ⋅ ⎛-------------------------------------------------- ⎞ 

⎝ U ⎠ 

TC (BAIXA) 

U BI 


Legend: 

RTC — Contato de trip do relé 



Aux1 — Contato auxiliar do disjuntor 

(fechado quandoCB está fechado) 

Aux2 — Contato auxiliar do disjuntor 

(fechado quandoCB está aberto) 

R — Resistor bypass 

UCTR — Tensão de controle (tensão de trip) 

UBI — Tensão na entrada binária 

221


IBI (HIGH) Corrente constante com Entrada Binária ligada (=1.7 mA) 

UBI min Tensão de controle mínima para Entrada Binária 

=19 V para entrega ajustada para tensão nominal de 24/48/60 V 

= 73 V para entrega ajustada para tensão nominal de 110/125/220/250 V 

UCTR Tensão de controle para circuito de trip 

RCBTC Resistência DC da bobina de trip do disjuntor 

UCBTC (LOW) Tensão máxima na bobina de trip do disjuntor que não conduz ao trip 

• Se no cálculo resulta que Rmax < Rmin , então o cálculo deve ser repetido, com o 

próximo mais baixo limite UBI min , e esse limite deve ser implementado na 

temporização usando “bridges” (jumpers) plug-in (veja Subseção 3.1.3). 

Para o consumo de potência do resistor: 

PR I 2 UCTR ⋅ R ⎛--------------------------- ⎞ 

⎝R + R ⎠ 

CBTC 

2 

= = 

⋅ R 

Exemplo: 

IBI (HIGH) 

® 

1.7 mA (do SIPROTEC 7UT612) 

UBI min 19 V para entrega ajustada para tensão nominal de 24/48/60 V 

73 V para entrega ajustada para tensão nominal de 110/125/220/250 V 

UCTR 110 V da bobina de trip (tensão de controle) 

RCBTC 500 Ω do circuito de trip (resistência da bobina de trip do disjuntor) 

UCBTC (LOW) 2 V do circuito de trip (tensão ma´xima para não ocorrer trip do disjuntor) 

R max 

110 V – 19 V 

= ⎛--------------------------------- ⎞ – 500 Ω 

⎝ 1.7 mA ⎠ 

Rmax = 53 kΩ 

Rmin 110 V 2 V 

500 Ω – 

= ⎛----------------------------- ⎞ – 500 Ω 

⎝ 2 V ⎠ 

R 

R min = 27 kΩ 

Rmax + Rmin = ------------------------------- = 40 kΩ 

2 

O valor padrão mais próximo de 39 kΩ é selecionado; a potência é: 

PR ⎛ 110 V 

--------------------------------------- ⎞ 

⎝39 kΩ + 0.5 kΩ⎠ 

2 

= 

⋅ 39 kΩ 

PR ≥ 

0.3 W 

Thermoboxes Se a proteção de sobrecarga opera com processamento da temperatura do meio 

refrigerante (proteção de sobrecarga com cálculo de hot-spot), uma ou duas thermoboxes 

7XV5662 podem ser conectadas à interface serial de serviço na porta C. 


C53000–G1179–C148–1

3.1.3 Modificações no Hardware 

3.1.3.1 Geral 

Tensão da Fonte de 

Alimentação 

Correntes 

Nominais 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Modificações no hardware podem ser necessárias ou desejadas. Por exemplo, uma 

mudança do limite de pickup das entradas binárias para alguns casos pode ser 

vantajosa em certas aplicações. Resistores de terminação podem ser necessários 

para o barramento de comunicação. Neste caso, as modificações no hardware serão 

necessárias. Se as modificações forem feitas ou os módulos interface substituidos, 

favor observar os detalhes nas Subseções 3.1.3.2 a 3.1.3.5. 

Existem diferentes faixas de entrada para a tensão da fonte de alimentação. Consulte 

os dados para os números de pedidos do 7UT612 na Seção A.1 do Apêndice A. As 

fontes de alimentação com tensões nominais de 60/110/125 VDC e 110/125/220/ 

250 VDC / 115/230 VAC são intercambiáveis. Ajustes de jumpers determinam o valor 

nominal. A designação desses jumpers para as tensões de alimentação estão ilustradas 

abaixo na Seção 3.1.3.3 na margem, “Placa Processadora A-CPU”. Quando o 

relé é entregue, esses jumpers estão ajustados de acordo com o adesivo placa de 

identificação. Geralmente não precisam ser alterados. 

Ajustes de jumper determinam o nominal ddos transdutores de entrada de corrente 

do dispositivo. Quando o relé é enviado de fábrica, esses jumpers estão ajustados de 

acordo com o adesivo da placa de identificação para 1 A ou 5 A, para as entradas de 

corrente I1 a I7 ; a entrada I8 é independente da corrente nominal. 

Se os grupos transformadores de corrente têm diferentes correntes secundárias 

nominais nos lados do objeto protegido e/ou entrada de corrente I7 ,o dispositivo 

necessita ser adaptado a ela. O mesmo se aplica para transformadores de corrente 

dos alimentadores de barramento quando é aplicada proteção de barramento 

monofásica. Usando proteção de barramento monofásica com transformadores de 

soma interconectados, correntes nominais para as entradas de corrente I1 a I7 são 

usualmente 100 mA. 

As disposições físicas desses jumpers que correspondem às diferentes correntes 

nominais estão descritas abaixo na Subseção 3.1.3.3 na margem “Placa de Entrada/ 

Saída A-I/O-3”. 

Ao executar mudança, favor certificar-se de que o dispositivo é sempre informado 

sobre elas: 

− Usando aplicações trifásicas e transformadores monofásicos, mudanças para o 

lado 1 devem ser ajustadas no endereço 203 IN-SEC CT S1 e mudanças para o 

lado 2 no endereço 208 IN-SEC CT S2 nos Dados do Sistema de Potência 

(consulte a Subseção 2.1.2, cabeçalho de margem “Dados do Transformador de 

Corrente para 2 Lados”, página 24). 

− Usando aplicações trifásicas e transformadores monofásicos, mudanças para a 

entrada de corrente I 7 devem ser executadas no endereço 233 IN-SEC CT I7 

(consulte a Subseção 2.1.2, cabeçalho de margem “Dados do Transformador de 

Corrente para Entrada de Corrente I7”, página 28). 

223


Tensões de 

Controle para 


Tipo de Contato 

para Saídas 

Binárias 

− Usando proteção de barramento monofásica, mudanças são feitas nos endereços 

213 IN-SEC CT I1 a 233 IN-SEC CT I7 (consulte a Subseção 2.1.2, cabeçalho 

de margem “Dados de Transformador de Corrente para Proteção de Barramento 

Monofásica”, página 26). 

A entrada de medição de corrente I8 — independentemente da corrente nominal do 

dispositivo — é adequada para medição de corrente altamente sensitiva (aproximadamente 

3 mA to 1.6 A). 

Quando o dispositivo sai de fábrica, as entradas binárias estão ajustadas para operar 

com uma tensão que corresponde à tensão nominal da fonte de alimentação. Em 

geral, para otimizar a operação das entradas, a tensão de pickup das entradas deverá 

ser ajustada o mais próximo ao casamento da tensão de controle atual que está 

sendo usada. Cada entrada binária tem uma tensão de pickup que pode ser 

independentemente ajustada; sendo assim, cada entrada pode ser ajustada de 

acordo com a função executada. 

Uma posição de jumper é modificada para ajustar a tensão de pickup de uma entrada 

binária. A disposição física dos jumpers da entrada binária em relação às tensões de 

pickup está explicada abaixo na Seção 3.1.3.3, cabeçalho de margem “Placa Processadora 

A-CPU”. 

O módulo processador A–CPU contém 2 relés de saída e o contato deles pode ser 

ajustado como normalmente fechado ou normalmente aberto. Além disso, pode ser 

necessário, reposicionar o jumper. A Subseção 3.1.3.3, cabeçalho de margem “Placa 

Processadora A-CPU” descreve para que tipo de relés as placas se aplicam. 

Módulos Interface Os módulos de interface serial podem ser substituidos. Que tipo de interfaces e como 

essas interfaces possam ser substituidas está descrito em „Substituindo Módulos 

Interface”, Seção 3.1.3.4. 

Terminais de 

Interfaces Seriais 

Nota: 

Se o 7UT612 executar monitoramento de circuito de trip, duas entradas binárias ou 

uma entrada binária e um resistor são conectados em série. A tensão de pickup 

dessas entradas deve ser menor do que a metade da tensão nomional DC do circuito 

de trip. 

Se o dispositivo está equipado com uma porta serial RS 485, o barramento RS 485 

deve ser terminado com resistores no último dispositivo no barramento para assegurar 

transmissão de dados confiável. Para esse propósito, resistores de terminação 

são fornecidos nos módulos interfaces. A disposição física e posições de jumpers dos 

módulos interface são descritos na Subseção 3.1.3.4, cabeçalho de margem 

“Interface RS485”. 


C53000–G1179–C148–1

Peças de 

Reposição 

3.1.3.2 Desmontagem do Dispositivo 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Peças de reposição podem ser a bateria de backup que mantém os dados na RAM 

com buffer à bateria quando há falha na tensão de alimentação ou queima do fusível 

miniatura da fonte de alimentação interna. Sua localização física é mostrada na 

Figura 3-6. Os nominais do fusível estão impressos no módulo próximo do próprio 

fusível. Ao substituir o fusível, favor observar as sugestões fornecidas no Manual do 

Sistema (nº de pedido. E50417–H1176–C151) no Capítulo Manutenção“. 

ATENÇÃO! 

Para os estágios seguintes assume-se que o dispositivo está em estado não operacional. 

Como tensões perigosas e radiação laser pode se desenvolver, não conecte 

o dispositivo à tensão auxiliar, valores medidos ou fibras óticas! 

Se forem necessárias mudanças de jumpers para modificar o nominal da fonte de 

alimentação, o valor nominal das entradas de corrente, a tensão de pickup das entradas 

binárias ou o estado dos resistores de terminação, proceda como a seguir: 

Cuidado! 

Mudanças de ajustes de jumpers que afetam valores nominais tornam inválidos o 

número de pedido e os correspondentes valores nominais na placa adesiva de identificação. 

Se tais mudançãs são necessárias, elas deverão ser clara e completamente 

anotadas no dispositivo. Adesivos auto colantes estão dipsoníveis e podem ser usados 

como placas de identificação de substituição. 

225


Prepare a área de trabalho. Providencie uma manta aterrada para proteção dos 

componentes sujeitos a danos por descargas eletrostáticas (ESD). É necessário o 

seguinte equipamento: 

− chave de fenda de 5 a 6 mm extremidade ampla, 

− 1 chave Philips tamanho Pz1, 

− soquete de 4.5 mm ou chave inglêsa. 

Solte os parafusos do conector subminiatura-D no painel traseiro na localização “A”. 

Essa atividade não se aplica se o dispositivo for para montagem sobreposta. 

Se o dispositivo tem mais interfaces de comunicação na traseira, os parafusos localizados 

diagonalmente às interfaces devem ser removidos. 

Essa atividade não é necessária se o dispositivo for para montagem sobreposta. 

Remova as quatro coberturas na cobertura frontal e solte os parafusos que estão 

acessíveis. 

Cuidadosamente retire a cobertura frontal. A cobertura frontal está conectada à placa 

CPU com um cabo curto de cinta. Consulte a Figura 3-5 para a disposição física das 

placas impressas.. 

Cuidado! 

Descargas eletrostáticas através das conexões dos componentes, fiação, plugues e 

jumpers devem ser evitadas; Usar uma capa aterrada é preferível. Caso contrário, 

primeiro toque uma parte de metal aterrada. 

A ordem das placas é mostrada na Figura 3-5. 

Desconecte o cabo de cinta entre a cobertura frontal e a placa CPU () no final da 

cobertura. Para desconectar o cabo, empurre a presilha superior do plugue conector 

e empurre a presilha inferior para baixo, do plugue conector. Cuidadosamente 

deposite ao lado da cobertura frontal. 

Desconecte o cabo de cinta entre a placa CPU-A () e a placa A–I/O–3 (). 

Remova as placas e ajuste-as na manta aterrada para protegê-las de danos eletrostáticos. 

Um maior esforço é necessário para retirar a placa A–CPU , especialmente 

nas versões do dispositivo para montagem sobreposta devido aos plugues 

conectores. 

Verifique os jumpers conforme as Figuras 3-6 e 3-7 e notas seguintes. Mude ou 

remova os jumpers como necessário. 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Slot 5 Slot 19 

1 2 

BI1 to 

BI3 

1 

2 

Entradas Binárias (BI) 

Figura 3-5 Vista frontal do dispositivo após remoção da cobertura frontal 

(simplificada e em escala diminuida) 


Placa Prozessorbaugruppe 

de circuito impresso processadora A–CPU 

Placa de circuito impresso de entrada/saída A–I/O–3 

227


3.1.3.3 Ajustes de Jumpers nas Placas de Circuito Impresso 

Placa 

Processadora 

A–CPU 

O desenho de um ajuste de jumper para a placa processadora A–CPU é mostrado na 

Figura 3-6. 

A tensão nominal pré-ajustada da fonte de alimentação integrada é verificada de 

acordo com a Tabela 3-2, as tensões de pickup das entradas binárias BI1a BI3 são 

verificadas de acordo com a Tabela 3-3, e o estado quiescente das saídas binárias 

(BO1 e BO2) é verificado de acordo com a Tabela 3-4. 

Interface de 

Operação 

Serial Frontal 

Grip da bateria 

Sincronização 

de 

tempo 

Port A) 

+ 

‚ 

1 

2 

3 

X52 

4 

3 

2 

1 

Bateria 

G1 

Figura 3-6 Placa processadora A–CPU (sem módulos interface) com representação dos 

ajustes de jumper necessários para configuração do módulo 


C53000–G1179–C148–1 

X53 

3 1 

X51 2 

X21 L H L H X22 

T 2,0H250V 

F1 

3 

X41 

X23 L H 

Mini-fusível 

2 

1 

2 

1 

3 

X42

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Tabela 3-2 Ajustes de jumper para tensão nominal da fonte de alimentação integrada na 

placa processadora A–CPU 

Jumper 

Nominal voltage 

24 a 48 VDC 60 a 125 VDC 110 a 250 VDC; 115 a 230 VDC 

X51 não ajustado 1–2 2–3 

X52 não ajustado 1–2 e 3–4 2–3 

X53 não ajustado 1–2 2–3 

Tabela 3-3 Ajustes de jumper para tensões de pickup das entradas binárias BI1a BI3 na 

placa processadora A–CPU 

Entrada Binária Jumper Pickup17 VDC 1) Pickup73 VDC 2) 

BI1 X21 1–2 2–3 

BI2 X22 1–2 2–3 

BI3 X23 1–2 2–3 

1) Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 24 VDC to 125 VDC 

2) 

Ajustes de fábrica para dispositivos com tensões de fonte de alimentação de 110 V a 250 VDC e 115 e 

230 VAC 

Tabela 3-4 Ajustes de jumper para estado quiescente de Saídas Binárias na placa 

processadora A–CPU 

Para Jumper 

Aberto no estado 

quiescente 

(Contato NO) 

Fechado no estado 

quiescente 

(Contato NC) 

Pré-ajuste 

BO1 X41 1–2 2–3 1–2 

BO2 X42 1–2 2–3 1–2 

229


Placa de Entrada/ 

Saída A–I/O–3 

O desenho de um ajuste de jumper para a placa processadora A–I/O–3 é mostrado 

na Figura 3-7. 

undef undef 

5A 

0.1A rated 

1A current 

X69 side 2 

5A 

0.1A rated 

1A current 

X68 side 1 

5A 

1A 

X70 

current 

I7 

0.1A rated 

5A 

5A 

5A 

5A 

1A 

1A 

1A 

1A 

X66 

0.1A 

IL2S2 I5 IL3S2 I6 X67 

0.1A 

X62 

0.1A 

IL2S1 I2 IL3S1 I3 X63 

0.1A 

Figura 3-7 Placa de entrada/saída A–I/O–3 com representação de ajustes de 

jumper necessário para a configuração do módulo 

Os ajustes de corrente nominal dos transformadores de corrente de entrada são 

verificados na placa A–I/O–3. 

Com ajustes padrão, todos os jumpers (X61 a X70) são ajustados para a mesma 

corrente nominal (de acordo com o nº de pedido do dispositivo). Entretanto, correntes 

nominais podem ser mudadas para cada transformador de entrada individual. 


C53000–G1179–C148–1 

5A 

5A 

5A 

1A 

1A 

1A 

X65 

0.1A 

IL1S2 I4 I 8 

X61 

0.1A 

IL1S1 I1 I 7 

X64 

0.1A

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Para tanto, você tem que mudar a localização dos jumpers próximos aos transformadores. 

Adicionalmente, os ajustes de jumpers comuns X68 a X70 devem ser mudados 

em correspondência. A Tabela 3-5 mostra a designação dos jumpers para as entradas 

de medição de corrente. 

• Para aplicações trifásicas e transformadores monofásicos: 

Existem 3 entradas de medição para cada lado. Os jumpers pertencentes a um 

lado devem ser plugados à mesma corrente nominal. Além disso, o jumper correspondente 

comum (X68 para lado 1 e X69 para lado 2) tem que ser plugado à 

mesma corrente nominal. 

Para a entrada de medição I7 o jumper comum e o individual são plugados à 

mesma corrente nominal. 

• Para proteção de barramento monofásico: 

Cada entrada pode ser ajustada individualmente. 

Somente se entradas de medição I1 a I3 tiverem a mesma corrente nominal, X68 

é plugado à mesma corrente nominal. 

Somente se as entradas de medição I4 a I6 tem a mesma corrente nominal, X69 é 

plugado à mesma corrente nominal. 

Se, diferentes correntes nominais, estão dominantes dentro dos grupos de entrada, 

o jumper comum correspondente é plugado para “undef”. 

Para transformadores de soma interpostos com 100 mA de saída, jumpers de 

todas as entradas de medição, incluindo os jumpers comuns, são plugados para 

“0.1A”. 

Tabela 3-5 Designação dos jumpers para as entradas de medição 

Aplicação Jumper 

3-fases 1-fase Individual Comum 

IL1S1 I1 X61 

IL2S1 I2 X62 

X68 

IL3S1 I3 X63 

IL1S2 I4 X65 

IL2S2 I5 X66 

X69 

IL3S2 I6 X67 

I7 I7 X64 X70 

I8 I8 — — 

231


3.1.3.4 Módulos Interface 

Substituindo 

Módulos Interface 

Os módulos interface estão localizados na placa processadora A–CPU. A Figura 3-8 

mostra a placa CPU e a localização dos módulos interface. 

Interface de Serviço 

Thermobox 

Interface de Sistema 

Figura 3-8 Placa processadora A–CPU com módulos interface 

Porta no lado traseiro 

da caixa 


C53000–G1179–C148–1 

C 

B

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Favor observar o seguinte: 

• Módulos interface só podem ser trocados para dispositivos com caixa de montagem 

embutida. Módulos interface para dispositivos com montagem sobreposta 

devem ser trocados em nossa fábrica. 

• Use somente módulos interface que possam ser pedidos como uma opção do 

dispositivo (veja também o Apêndice A.1). 

• A terminação das interfaces seriais no caso de RS485 devem ser asseguradas de 

acordo com o cabeçalho de margem “Interface RS485”. 

Tabela 3-6 Troca de módulos interface para dispositivos com montagem embutida 

Interface Porta de Montagemt Módulo Substituido 

Interface de Sistema B 

Interface de Serviço/ 

Thermobox 

RS232 

RS485 

Ótica 820 nm 

Profibus FMS RS485 

Profibus FMS anel simples 

Profibus FMS anel duplo 

Profibus DP RS485 

Profibus DP anel duplo 

Modbus RS485 

Modbus 820 nm 

DNP 3.0 RS485 

DNP 3.0 820 nm 

Os números de pedido dos módulos de troca estão listados no Apêdice A.1.1, 

(Acessórios). 

Interface RS232 A interface RS232 pode ser transformada em uma interface RS485 conforme a 

Figura 3-10. 

A Figura 3-8 mostra a PCB da A–CPU com a localização dos módulos. A Figura 3-9 

mostra como os jumpers da interface RS232 estão localizados no módulo interface. 

Aqui, resistores de terminação não são necessários. Eles estão sempre desativados. 

C 

RS232 

RS485 

Ótica 820 nm 

233


Jumpers mostrados 

com ajuste de fábrica 

1 

2 

3 

X12 

1 2 3 

1 

2 

3 

X10 

1 2 3 

1 3 

X3 2 

X6 

X7 

X4 

X5 

1 2 3 

Figura 3-9 Localização dos jumpers no módulo interface para RS232 

Com o jumper X11 o controle de fluxo que é importante para a comunicação do 

modem é ativado. Os ajustes de jumper estão explicados a seguir: 

Ajuste de jumper 2–3: O sinal de controle do modem CTS (Eliminar Para Envio) 

(Clear-To-Send) conforme RS232 não está disponível. Essa é uma conexão padrão 

via acoplador estrela ou conversor de fibra ótica. Não são necessários pois os 

dispositivos SIPROTEC ® sempre operam no modo meio-duplex. Favor usar cabo de 

conexão com nº de pedido 7XV5100–4. 

Ajuste de jumper 1–2: Sinais de modem estão disponíveis. Para uma conexão direta 

RS232 entre o dispositivo e o modem, esse ajuste pode ser opcionalmente selecionado. 

Recomendamos usar um cabo de conexão padrão RS232 (conversor de 

9-polos em 25-polos). 

Tabela 3-7 Ajuste de jumper para CTS (Clear-To-Send) no módulo interface 

Jumper /CTS de interface RS232 /CTS controlado pelo /RTS 

X11 1–2 2–3 

Interface RS485 A interface RS485 pode ser transformada em interface RS232 conforme a Figura 3-9. 

Usando interfaces com capacidade de barramento se faz necessária uma terminação 

para o último dispositivo no barramento, isto é, resistores de terminação devem estar 

ligados à linha. 

Os resistores de terminação estão conectados para o módulo interface correspondente 

que está montado para a placa processadora de entrada/saída A–CPU. A 

Figura 3-8 mostra a placa de circuito impresso da A–CPU e a localização dos 

módulos. 

O módulo para a interface RS485 está ilustrado na Figura 3-10, para a interface 

Profibus na Figura 3-11. Os dois jumpers de um módulo devem sempres ser plugados 

na mesma posição. 


C53000–G1179–C148–1 

8X 

X11 

1 

2 

3 

X13 

C53207- 

A324-B180

Jumper 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Quando o módulo é entregue, os jumpers estão plugados de forma que os resitores 

estejam desconectados. 

Exceção: Conectando um ou dois dispositivos de medição de temperatura 7XV566 

para a interface de serviço, os resistores de terminação são chaveados para a linha 

desde que esse seja o padrão para essa aplicação. Isso só vale para Porta C para 

dispositivos com nº de pedido 7UT612*–****2–4*** (posição 12 = 2; posição 13 = 4). 

Jumper 

Resistores de Terminação 

Conectado Desconectado 

X3 2–3 1–2 *) 

X4 2–3 1–2 *) 

*) Ajuste de fábrica (exceção, leia o texto) 

Figura 3-10 Localização dos jumpers do módulo interface RS485 

Resistores de Terminação 

Conectado Desconectado 

X3 1–2 2–3 *) 

X4 1–2 2–3 *) 

*) Ajuste de Fábrica 

Figura 3-11 Localização dos jumpers do módulo interface profibus 

1 

2 

3 

X12 

1 2 3 

1 

2 

3 

X10 

1 2 3 

1 3 

X3 2 

X6 

X7 

X4 

X5 

1 2 3 

Resistores de terminação também podem ser implementados fora do dispositivo 

(por exemplo, nos plugues conectores). Neste caso, os resistores de terminação 

fornecidos no módulo interface RS485 ou Profibus devem ser desligados. 

8X 

X11 

1 

2 

3 

X13 

C53207-A322- 2 3 4 

B100 

B101 

3 1 

X4 2 

3 1 

X3 2 

C53207- 

A324-B180 

235


+5 V 

390 Ω 

A/A¬ 

220 Ω 

B/B¬ 

390 Ω 

3.1.3.5 Para Remontar o Dispositivo 

Figura 3-12 Resistores de terminação externos 

Para remontar o dispositivo, proceda como a seguir: 

Cuidadosamente insira as placas no compartimento. As localizações das placas são 

mostradas na Figura 3-5. 

Para o modelo do dispositivo designado para montagem sobreposta, use a alavanca 

de metal para inserir a placa A–CPU. A instalação é fácil com a alavanca. 

Primeiro insira os plugues conectores no cabo de cinta na entrada/saída da placa A–I/ 

O–3 e então na placa processadora A–CPU. Tenha cuidado em não entortar nenhum 

dos pinos conectores! Não use de força! 

Insira o plugue conector do cabo de cinta entre a placa processadora A–CPU e a 

cobertura frontal no soquete na cobertura frontal. 

Pressione as presilhas dos plugues conectores juntas. 

Recoloque a cobertura frontal e prenda ao compartimento com os parafusos. 

Recoloque as coberturas. 

Reaperte as interfaces na parte traseira do compartimento do dispositivo. 

Essa atividade não é necessária se o dispositivo for para montagem sobreposta. 


C53000–G1179–C148–1

3.2 Verificação das Conexões 

3.2.1 Conexões de Dados das Interfaces Seriais 

Interface de 

Operação Frontal 

Interface do 

Sistema (SCADA) 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


As tabelas dos seguintes cabeçalhos de margem listam as designações de pinos para 

as diferentes interfaces seriais do dispositivo e a interface de sincronização. 

A disposição física dos conectores está ilustrada na Figura 3-13. 

5 

9 

6 

1 

P-Slave RS232-LWL 

AME RS232 RS485 

Interface de Operação 

Frontal 

Interface Serial 

no Lado Traseiro 

Figura 3-13 9-pin D-subminiature sockets 

Quando é usado o cabo de comunicação recomendado, a conexão correta entre o 

dispositivo SIPROTEC ® e o PC é automaticamente assegurada. Veja o Apêndice A, 

Subseção A.1.1 para uma descrição de pedido do cabo. 

Quando uma interface serial do dispositivo está conectada a uma subestação de controle 

central, os dados de conexão devem ser verificados. Uma verificação visual do 

canal de transmissão e do canal de recepção é importante. Cada conexão é dedicada 

a uma direção de transmissão. A saída de dados de um dispositivo deve estar 

conectada à entrada de dados do outro dispositivo e vice versa. 

As conexões do cabo de dados estão designadas em conformidade com DIN 66020 

e ISO 2110 (veja também a Tabela 3-8): 

− TxD Transmissão de dados 

− RxD Recepção de dados 

− RTS Solicitado envio 

− CTS Pronto para envio 

− DGND Sinal/Terra 

O cabo blindado deve ser aterrado em ambos os terminais. Para ambientes extremamente 

carregados EMC o GND (Terra) pode estar integrado em um par de fios 

blindados separados individualmente para melhorar a imunidade à interferência. 

1 

6 

9 

5 

1 

6 

9 

5 

Interface de Sincronização 

de Tempo no Lado Traseiro 

(Montagem Embutida) 

237


Tabela 3-8 Designação de pinos das portas do subminiatura-D 

PinoNº 

. 

Interface 

de 

Operação 

RS232 RS485 

Profibus FMS Escrava, 

RS485 

Profibus DP Escrava, RS485 

Modbus RS485 

DNP3.0 RS485 

1 Tela (com terminais de tela eletricamente conectados) 

2 RxD RxD — — — 

3 TxD TxD A/A' (RxD/TxD–N) B/B' (RxD/TxD–P) A 

4 — — — CNTR–A (TTL) RTS (nível TTL) 

5 GND GND C/C' (GND) C/C' (GND) GND1 

6 — — — +5 V (carga máx. 100 mA) VCC1 

7 RTS RTS —*) — — 

8 CTS CTS B/B' (RxD/TxD–P) A/A' (RxD/TxD–N) B 

9 — — — — — 

*) Pino 7 também pode usar o sinal RS232 RTS em uma interface RS485. Pino 7 deve então não estar conectado! 

Terminação A interface RS485 é capaz de serviço semi-duplex com os sinais A/A' e B/B' com um 

potencial de referência comum C/C' (DGND). Verifique que somente o último dispositivo 

no barramento tenha resistores de terminação conectados e que os outros 

dispositivos no barramento não tenham. Jumpers para os resistores de terminação 

estão no módulo interface RS 485 (Figura 3-10) ou no módulo Profibus (Figura 3-11). 

Também é possível que os resistores de terminação sejam dispostos externamente 

(Figura 3-12). 

Se o barramentpo é extendido, tenha certeza novamente de que apenas o último 

dispositivo no barramento tenha resistores de terminação ligados e que todos os 

outros dispositivos no barramento não tenham. 


C53000–G1179–C148–1

Sincronização de 

Tempo 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Sinais de sincronização de tempo de 5 VDC, 12 VDC ou 24 VDC podem ser 

processados se as conexões foram executadas como indicado na Tabela 3-9. 

. 

Tabela 3-9 Designação de pinos da porta subminiatura-D da interface de sincronização de 

tempo 

Pino 

Nº. 

Designação Significado do Sinal 

1 P24_TSIG Entrada 24 V 


3 M_TSIG Linha de Retorno 

4 M_TSYNC*) Linha de Retorno *) 

5 Tela Potencial de Tela 

6 – – 


8 P_TSYNC*) Entrada 24 V *) 

9 Tela Potencial de Tela 

*) designado, mas não disponível 

Fibras Óticas Sinais transmitidos por fibras óticas não são afetados por interferências. As fibras garantem 

isolação elétrica entre as conexões. Conexões de transmissão e de recepção 

são identificadas com os símbolos para transmissão e para recepção. 

O estado de caráter inativo para a interface de fibra ótica é “Light off”(Luz Desligada). 

Se esse ajuste for mudado, use o programa de operação DIGSI ® 4, como descrito no 

Manual do Sistema SIPROTEC ® , nº de pedido. E50417–H1176–C151. 

Atenção! 

Raio laser! Não olhe diretamente para os elementos de fibra ótica! 

Thermoboxes Se uma ou duas thermoboxes 7XV566 estão conectadas para consideração da 

temperatura refrigerante quando se usa proteção de sobrecarga com cálculo de hotspot, 

verifique essa conexão na interface de serviço (Porta C). 

Verifique também a terminação: Os resistores de terminação devem estar conectados 

ao dispositivo 7UT612 (veja Subseção 3.1.3.4, cabeçalho de margem “Interface 

RS485”). 

239


Para notas com respeito à 7XV566 veja o manual de instruções anexo ao dispositivo. 

Verifique os parâmetros de transmissão no dispositivo de medição de temperatura. 

Além disso, Bad-rate e paridade e também o número do barramento é de primeira 

importância. 

• Para a conexão de 1 thermobox 7XV566: 

número de barramento = 0 com transmissão Simplex (a ser ajustada na 7XV566), 

número de barramento = 1 com transmissão Duplex (a ser ajustada na 7XV566), 

• Para a conexão de 2 thermoboxes 7XV566: 

número de barramento = 1 para a primeira thermobox (a ser ajustado na 7XV566 

para RTD1 a 6), 

número de barramento = 2 para a segunda (a ser ajustado na 7XV566 para 

RTD7 a 12). 

3.2.2 Verificação das Conexões do Sistema 

Atenção! 

Alguns passos do teste seguinte poderão ser executados em presença de tensões 

perigosas. Eles deverão ser executados somente por pessoal qualificado que esteja 

fortemente familiarizado com todas as normas e regulamentos de segurança e 

medidas de precauções e que preste muita atenção quanto a elas. 

Cuidado! 

A operação do dispositivo em um carregador de bateria sem a bateria conectada pode 

conduzir a altas tensões não permitidas e conseqüentemente levar à destruição do 

dispositivo. Consulte a Subseção 4.1.2 nos Dados Técnicos, quanto aos limites. 

Antes de energizar o dispositivo pela primeira vez, ele deverá estar no ambiente 

operacional final por pelo menos 2 horas para equalizar a temperatura e minimizar 

umidade e evitar condensação.Conexões são verificadas com o dispositivo na sua 

localização final. A instalação deve ser primeiramente desligada e aterrada. 

Exemplos de conexão para circuitos transformadores de corrente são fornecidos no 

Apêndice, na Seção Apêndice A.3. Favor observar também os diagramas da 

instalação. 

Chaves de proteção (por exemplo,chaves de teste, fusíveis, ou disjuntores 

miniaturas) para a fonte de alimentação devem estar abertos. 

Verifique a continuidade de todas as conexões do transformador de corrente contra 

as chaves elétricas e diagramas de conexões: 

Os transformadores de corrente estão aterrados adequadamente? 

As polaridades dos transformadores de corrente são as mesmas para cada grupo 

TC? 

A relação de fase dos transformadores de corrente está certa? 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

A polaridade da entrada de corrente I 7 está correta (se usada)? 

A polaridade da entrada de corrente I 8 está correta (se usada)? 


Verifique as funções de todas as chaves de testes que podem estar instaladas para 

propósitos de testes secundários e isolação do dispositivo. De particular importância 

são as chaves de testes nos circuitos transformadores de corrente. Tenha certeza de 

que essas chaves curto-circuitam os transformadores de corrente quando eles estão 

no modo de teste (aberto). 

O recurso de curto-circuito dos circuitos de corrente do dispositivo devem ser 

verificados. 

Um ohmímetro ou outro equipamento de teste para verificação da continuidade é 

necessário. 

Remova o painel frontal do dispositivo (veja Figura 3-5). 

Remova o cabo cintado conectado à placa –I/O–3 e puxe a placa até que não haja 

contato entre a placa e as conexões traseiras do dispositivo. 

Nos terminais do dispositivo, verifique a continuidade para cada par de terminais 

que recebem corrente dos TCs. 

Reinsira firmemente a placa. Cuidadosamente conecte o cabo cintado. Não entorte 

nenhum dos pinos conectores! Não use força! 

Verifique a continuidade para cada par de terminais de corrente novamente. 

Prenda o painel frontal e aperte os parafusos. 

Conecte um amperímetro no circuito de alimentação da fonte de alimentação. Uma 

faixa de cerca de 2.5 A a 5 A para a medida é apropriada. 

Feche as chaves de proteção para aplicar tensão na fonte de alimentação do dispositivo. 

Verifique a polaridade e magnitude da tensão nos terminais do dispositivo. 

A corrente de estado estacionário medida deverá corresponder ao consumo de 

potência quiescente do dispositivo. O movimento transiente do amperímetro 

meramente indica corrente de carga dos capacitores. 

Remova a tensão da fonte de alimentação pela abertura das chaves de proteção. 

Desconecte o equipamento de medição; restaure as conexões da fonte de 

alimentação normal. 

Verifique os circuitos de trip para os disjuntores do sistema de potência. 

Verifique que a fiação de controle para e de outros dispositivos está correta. 

Verifique as conexões de sinalização. 

Feche as chaves de proteção para aplicar tensão para a fonte de alimentação. 

241


3.3 Commissionamento 

Atenção! 

Tensões perigosas estão presentes neste equipamento elétrico durante a operação. 

Deixar de observar as normas de segurança pode resultar em severos danos 

pessoais ou danos ao equipamento. 

Apenas pessoal qualificado deverá trabalhar ao redor e neste equipamento após 

estar fortemente familiarizado com todos os avisos de segurança deste manual assim 

como com a aplicação das normas de segurança aplicáveis. 

Deve ser dada atenção particular ao seguinte: 

• O parafuso de aterramento do dispositivo deve estar solidamente conectado ao 

condutor de proteção de terra antes de ser feita qualquer conexão com outro 

equipamento elétrico. 

• Tensões perigosas podem estar presentes em todos os circuitos e componentes 

conectados à alimentação de tensão ou às grandezas de medição e teste. 

• Tensões perigosas podem esatr presentes no dispositivo mesmo após 

desconexão da tensão de alimentação (capacitores de armazenamento!). 

• Espere por pelo menos 10 s após ter desconectado a tensão de alimentação antes 

de reaplicar a tensão de forma a conseguir condições iniciais definidas. 

• Os valores limites estabelecidos nos Dados Técnicos não devem ser excedidos de 

forma alguma, nem mesmo durante teste e comissionamento. 

Ao testar o equipamento com equipamento de teste secundário, certifique-se de que 

nenhuma outra grandeza de medição está conectada. Considere também que os 

comandos de trip e de fechamento para os disjuntores e outras chaves primárias 

estejam desconectados do dispositivo a menos expressamente estabelecido. 

PERIGO! 

Circuitos secundários de transformadores de corrente devem ter sido curto-circuitados 

antes das corrente conduzidas ao dispositivo serem desconectadas! 

Se as chaves de testes estão instaladas de forma que automaticamente curtocircuitem 

os circuitos secundários do transformador de corrente, é suficiente 

colocálas na posição de “Teste” desde que as funções de curto-circuito tenham sido 

previamente testadas. 

Para o comisionamento, operações de manobras tem que ser executadas. Um prérequisito 

para os testes prescritos é o de que essas operações de manobras possam 

ser executadas sem perigo. Elas não são indicadas para verificações operacionais. 


C53000–G1179–C148–1

3.3.1 Modo de Teste e Bloqueio de Transmissão 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Se o dispositivo está conectado a um sistema de controle de subestação ou um 

servidor, o usuário está apto a modificar, em alguns protocolos, informação que é 

transmitida à subestação (veja Seção A.6 “Funções Dependentes de Protocolo”no 

Apêndice A). 

No modo de teste todas as mensagens enviadas de um dispositivo SIPROTEC ® 4 

para a subestação estão marcadas com um bit de teste adicional de forma que a 

subestação esteja apta a identificar as mensagens anunciando faltas irreais. Além 

disso, a função de bloqueio de transmissão conduz ao bloqueio total do processo 

de transmissão da mensagem via interface de sistema no modo de teste. 

Consulte o Manual do Sistema (Nº de pedido E50417–H1176–C151) para saber 

como o modo de teste e o bloqueio de transmissão podem ser ativados e desativados. 

Favor observar que é necessário estar Online para estar apto a usar o modo de 

teste. 

3.3.2 Verificação da Interface de Sistema (SCADA) 

Notas 

Preliminares 

Atenção! 

Testes pimários devem ser feitos por pessoal qualificado que esteja familiarizado com 

o comissionamento de sistemas de proteção, a operação da instalação e as regras 

de segurança (chaveamento, aterramento, etc.). 

Desde que o dispositivo esteja equipado com uma interface de sistema (SCADA) que 

é usada para a comunicação com uma estação de computador central, é possível testar 

via função operacional DIGSI ® 4 se as mensagens são transmitidas corretamente. 

Não aplique esse recurso de teste enquanto o dispositivo está em serviço em um 

sistema vivo! 

PERIGO! 

A transmissão e recepção de mensagens via interface de sistema (SCADA) por 

meio do modo de teste é a troca real de informação entre o dispositivo 

SIPROTEC ® 4 e a subestação. Equipamento conectado tal como disjuntores ou 

chaves seccionadoras podem ser operados como resultado dessas ações! 

243


Estrutura da 

Caixa de Diálogo 

Mudança do 

Estado de 

Operação 

Nota: 

Após finalização desse teste, há reboot do dispositivo. Todos os buffers de 

anunciações são apagados. Se necessário, esses buffers serão armazenados com 

DIGSI ® 4 antes do teste. 

O teste de interface do sistema é efetuado Online usando DIGSI ® 4: 

Clique duas vezes no diretório Online para abrir a caixa de diálogo necessária. 

Clique em Test e as opções funcionais aparecem no lado direito da tela. 

Clique duas vezes em Testing Messages for System Interface mostrado 

na lista. A caixa de diálogo Generate Indications abre-se (consulte a Figura 

3-14). 

Na coluna Indication, todos os textos de mensagens que foram configurados para 

a interface do sistema na matriz aparecerão. Na coluna SETPOINT status você 

define o valor das mensagens a serem testadas. Dependendo do tipo de mensagem, 

diferentes campos estão disponíveis (por exemplo, mensagem ON / mensagem OFF). 

Clicando em um dos campos, o valor necessário pode ser selecionado da lista. 

Figura 3-14 Caixa de diálogo: Generate indications — exemplo 

Clicando pela primeira vez em um campo da coluna Action você será questionado 

sobre a senha no. 6 (para menus de teste de hardware). tendo entrado com a senha 

correta, podem ser emitidas mensagens. Para fazer isso, clique em Send. A mensagem 

correspondente é emitida e pode ser lida do registro de eventos do dispositivo 

SIPROTEC ® 4 assim como do computador mestre central. 


C53000–G1179–C148–1

Teste na Direção 

da Mensagem 

Saindo do Modo de 

Teste 

Teste na Direção do 

Comando 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Enquanto a janela estiver aberta, outros testes podem ser executados. 


Para toda informação que é trasmitida para a estação central o seguinte deve ser 

verificado em SETPOINT status: 

Tenha certeza que cada processo de verificação seja efetuado cuidadosamente 

sem causar qualquer perigo (veja acima e consulte PERIGO!). 

Clique em Send e verifique se a informação transmitida alcançou a estação central 

e mostra a reação desejada. 

Para terminar o teste da interface de sistema, clique em Close. O dispositivo estará 

brevemente fora de serviço enquanto o processador do sistema reinicia. A caixa de 

diálogo fecha. 

Informação sobre a direção do comando deve ser enviada pela estação central. 

Verifique se a reação está correta. 

3.3.3 Verificação de Entradas e Saídas Binárias 

Notas Preliminares As entradas binárias, saídas e LEDs de um dispositivo SIPROTEC ® 4 podem ser 

precisamente e individualmente controlados usando DIGSI ® 4. Esse recurso é usado 

para verificar controle da fiação do dispositivo ao equipamento da instalação durante 

comissionamento. Esse recurso de teste não deverá ser usado enquanto o dispositivo 

está em serviço em um sistema vivo! 

PERIGO! 

Mudando o status de uma entrada ou saída binária usando o recurso de teste 

do DIGSI ® 4 resulta em uma mudança real e imediata correspondente no dispositivo 

SIPROTEC ® . Equipamento conectado, como disjuntores ou chaves 

seccionadoras serão operadas como o resultado dessas ações! 

Nota: Após finalização do teste do hardware, há reboot do dispositivo. Assim, todas 

as anunciações do buffer serão apagadas. Se necessário, esses buffers poderão ser 

armazenados com DIGSI ® 4 antes do teste. 

O teste de hardware pode ser feito usando DIGSI ® 4 no modo de operação online: 

Abra o diretório Online clicando duas veze: aparecem as funções de operação 

para o dispositivo. 

Clique em Test; aparece a seleção da função na metade direita da tela. 

Clique duas vezes na lista de visualização no Hardware Test. A caixa de diálogo 

do mesmo nome se abre (veja Figura 3-15). 

245


Estrutura da Caixa 

de Diálogo de Teste 

Mudança das 

Condições do 

Hardware 

Figura 3-15 Caixa de diálogo para teste de hardware — exemplo 

A caixa de diálogo está dividida em três grupos: BI para entradas binárias, REL para 

relés de saída, e LED para diodos emissores de luz. Cada um desses grupos está 

associado com uma área apropriadamente marcada de manobra. Clicando duas 

vezes na área, componentes dentro do grupo associado podem ser manobrados para 

ON ou Off. 

Na coluna Status, o estado atual (físico) do componente do hardware é mostrado. 

As entradas e saídas binárias estão indicadas por um símbolo de chave aberta ou 

fechada, os LEDs por um símbolo de LED iluminado ou apagado. 

A condição possível desejada de um componente do hardware é indicada com texto 

claro na coluna Scheduled, que está próxima da coluna Status. A condição 

desejada oferecida por um componente é sempre a oposta ao estado presente. 

A coluna mais à direita indica os comandos ou mensagens que estão configuradas 

(mascaradas) para os componentes do hardware. 

Para mudar a condição de um componente do hardware, clique no campo da chave 

associada na coluna Scheduled. 

A senha nº 6 (se ativada durante a configuração ) será solicitada antes da modificação 

do hardware ser permitida. Após entrar com a senha correta uma condição de 

mudança será executada. 

Outras condições de mudança permanecem possíveis enquanto a caixa de diálogo 

está aberta. 


C53000–G1179–C148–1

Teste de Saídas 

Binárias 

Teste de Entradas 

Binárias 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Cada relé de sáida individiual pode ser energizado permitindo uma verificação da 

fiação entre o relé de saída do 7UT612 e a instalação, sem ter que gerar uma 

mensagem que está designada para o relé. Assim que a primeira mudança de estado 

para qualquer dos relés de saída é iniciada, todos os relés de saída são separados 

das funções internas do dispositivo e só podem ser operadas pela função de teste do 

hardware. Isso implica em que um sinal de chaveamento para um relé de saída de, 

por exemplo, uma função de proteção ou comando de controle, não pode ser 

executado. 

Assegure que a manobra do relé de saída pode ser executada sem perigo (veja 

acima em PERIGO!). 

Cada relé de saída deve ser testado via célula correspondente Scheduled – na 

caixa de diálogo. 

A seqüência de teste deve ser terminada (consulte o cabeçalho de margem 

“Procedimento de Saída”), para evitar o inicio de operações de manobras 

inadvertidas por outros testes. 

Para testar a fiação entre a instalação e as entradas binárias do 7UT612, a condição 

na instalação que inicia a entrada binária deve ser gerada e a resposta do dispositivo 

verificada. 

Para fazer isso, a caixa de diálogo Hardware Test deve ser novamente aberta para 

visualizar o estado físico das entradas binárias. A senha não é necessária. 

Cada estado na instalação que cause pickup de uma entrada binária precisa ser 

gerado. 

A resposta do dispositivo deve ser verificada na coluna Status da caixa de 

diálogo. Para fazer isso, a caixa de diálogo deve ser atualizada. As opções podem 

ser encontradas abaixo no cabeçalho de margem “Atualização do Display”. 

Se entretanto, o efeito de uma entrada binária precisar ser verificado sem execução 

de qualquer manobra na instalação, é possível disparar entradas binárias individuais 

com a função de teste de hardware. Assim que a primeira mudança de estado de 

qualquer entrada binária é disparado e a senha nº 6 der entrada, todas as entradas 

binárias são separadas da instalação e só podem ser ativadas via função de teste do 

hardware. 

Finalize a seqüência do teste (veja sob cabeçalho de margem „Procedimento de 

Saída”). 

Teste dos LED’s Os LED’s podem ser testados de maneira similar à dos componentes de entrada/ 

saída. Assim que a primeira mudança de estado de qualquer LED tenha sido 

disparada, todos os LED’s são separados da funcionalidade interna do dispositivo e 

só podem ser controlados via função de teste do hardware. Isso implica em que 

nenhum LED possa ser ligado por, por exemplo, função de proteção ou chave de 

reset de operação do LED. 

247


Atualização do 

Display 

Procedimento de 

Saída 

Quando a caixa de diálogo Hardware Test é aberta, as condições presentes dos 

componentes do hardware naquele momento são lidas e mostradas. Ocorre uma 

atualização: 

− para cada componente do hardware, se um comando para mudança é executado 

com sucesso, 

− para todos os componentes do hardware se a tecla Update é clicada, 

− para todos os componentes do hardware com atualização cíclica se o campo 

Automatic Update (20sec) é marcado. 

Para finalizar o teste de hardware clique em Close. A caixa de diálogo fecha. O 

dispositivo torna-se indisponível por um breve período de reinicialização. Então, todos 

os componentes do hardware retornam a suas condições operacionais determinadas 

pelos ajustes da instalação. 

3.3.4 Verificação da Consistência dos Ajustes 

Tabela 3-10 Anunciações de inconsistências 

O dispositivo 7UT612 verifica os ajustes das funções de proteção contra os parâmetros 

de configuração correspondentes. Quaisquer inconsistências serão reportadas. 

Por exemplo, a proteção diferencial de falta à terra não pode ser aplicada se não 

existir entrada de medição para a corrente do ponto estrela entre o ponto estrela do 

objeto protegido e o eletrodo de aterramento. 

Nas anunciações espontâneas ou operacionais verifique se existe qualquer informação 

de inconsistências. A Tabela 3-10 mostra tais anunciações de inconsistências. 

Mensagem FNo Descrição Veja Seção 

Error1A/ 

5Awrong 

00192 Ajuste das correntes nominais secundárias na placa de entrada/saída A–I/ 

O–3 inconsistente 

Diff Adap.fact. 05620 O fator de casamento dos transformadores de corrente para a proteção 

diferencial é muito grande ou muito pequeno. 

REF Adap.fact. 05836 O fator de casamento dos transformadores de corrente para proteção de 

falta à terra restrita é muito grande ou muito pequeno. 

REF Err CTstar 05830* Não existe entrada de medição designada para a proteção de falta à terra 

restrita 

REF Not avalia. 05835* Proteção de falta à terra restrita não está disponível para o objeto protegido 

configurado 

O/C Ph. Not av. 01860* A proteção de sobrecorrente temporizada para correntes de fase não está 

disponível para o objeto protegido configurado 

O/C 3I0 Not av. 01861* Proteção de sobrecorrente para corrente residual não está disponível para 

o objeto protegido configurado 

I2 Not avalia. 05172* Proteção de carga desbalanceada não está disponível para o objeto 

protegido configurado 

2.1.2 

3.1.3.3 


C53000–G1179–C148–1 

2.1.2 

2.2 

2.1.2 

2.1.1 

2.1.1 

2.1.1 

2.1.1 

2.1.1

Tabela 3-10 Anunciações de inconsistências 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Mensagem FNo Descrição Veja Seção 

O/L No Th.meas. 01545* Recepção de temperatura para proteção de sobrecarga não existe 

(da thermobox) 

O/L Not avalia. 01549* Proteção de sobrecarga não está disponível para o objeto protegido 

configurado 

BkrFail Not av. 01488* Proteção de falha do disjuntor não está disponível para o objeto protegido 

configurado 

TripC ProgFail 06864 Para supervisão do circuito de trip o número de entradas binárias foi 

incorretamente ajustado 

Fault Configur.. 00311 Indicação de grupo de anunciação de faltas marcado com “*”. 

Nas anunciações operacionais ou espontâneas verifique também se existe qualquer 

anunciação de falta pelo dispositivo. 

3.3.5 Verificação para Proteção de Falha do Disjuntor 

Contatos Auxiliares 

do Disjuntor 

2.1.1 

2.9.3 

2.1.1 

2.1.1 

2.13.1.4 

3.1.2 

Se o dispositivo está equipado com a proteção de falha do disjuntor e essa função é 

usada, a interação com os disjuntores da instalação de energia deve ser testada. 

Devido às várias facilidades de aplicações e várias possibilidades de configurações 

da instalação de energia não é possível dar descrição detalhada das etapas de testes 

necessárias para verificar a correta interação entre a proteção de falha do disjuntor e 

os disjuntores. É importante considerar as condições locais e a proteção e desenhos 

da instalação. 

É recomendado isolar o disjuntor do alimentador testado em ambos os lados de forma 

a assegurar operação do disjuntor sem risco. 

Cuidado! 

Trip de todo o barramento ou seção do barramento pode ocorrer mesmo durante 

testes no disjuntor alimentador local.Dessa forma, é recomendado interromper os 

comandos de trip aos disjuntores adjacentes (barramento) , por exemplo, desligar a 

tensão de controle associada. Apesar disso, assegure que o trip permaneça possível 

no caso de uma falta primária real se partes da instalação estão em serviço. 

A lista seguinte não pretende cobrir todas as possibilidades. Por outro lado, pode 

conter itens que podem ser bypassados na aplicação atual. 

O contato auxiliar do disjuntor (es) forma uma parte essencial do sistema de proteção 

de falha do disjuntor no caso de terem sido conectados ao dispositivo. Assegure-se 

de que a designação das correntes tenha sido vericada (Subseção 3.3.3). Tenha 

certeza de que as correntes medidas para proteção de falha do disjuntor (TCs), o 

disjuntor testado e seus contatos auxiliares relacionem-se ao mesmo lado do objeto 

protegido. 

249


Condições de 

Iniciação Externas 

Se a proteção de falha do disjuntor tem a intenção de ser iniciada por dispositivos de 

proteção externos, cada uma das condições de iniciação externas devem ser verificadas. 

Pelo menos a fase testada do dispositivo deve estar sujeita a corrente de teste para 

habilitar a iniciação da proteção de falha do disjuntor. Pode ser a corrente secundária 

injetada. 

Partida por comando de trip da proteção externa: 

Entrada Binária “>BrkFail extSRC” (FNo 01431); verifique o registro de trip ou 

mensagens espontâneas. 

Após a iniciação, a mensagem “BkrFail ext PU” (FNo 01457) deve aparecer 

nas anunciações de faltas (registro de trip) ou nas mensagens espontâneas. 

Comando de trip da proteção de falha do disjuntor após a temporização TRIP- 

Timer (endereço 7005). 

Desligue a corrente de teste. 

O seguinte aplica-se se a iniciação sem fluxo de corrente é possível: 

Feche o disjuntor testado enquanto as chaves seccionadoras em ambos os lados 

abrem-se. 

Partida por comando de proteção externa: 

Entrada Binária “>BrkFail extSRC” (FNo 01431); verifique no registro de trip ou 

nas mensagens espontâneas. 

Após a iniciação, a mensagem “BkrFail ext PU” (FNo 01457) deve aparecer 

nas anunciações de faltas (registro de trip) ou nas mensagens espontâneas. 

Comando de trip da proteção de falha do disjuntor após temporização 

TRIP-Timer (endereço 7005). 

Reabra o disjuntor local. 

Trip de Barramento O mais importante é verificar a correta distribuição dos comandos de trip para os 

disjuntores adjacentes no caso de falha do disjuntor local. 

Os disjuntores adjacentes são aqueles de todos os alimentadores que devem dar trip 

para assegurar interrupção da corrente de falta se o disjuntor local falhar. Em outras 

palavras, disjuntores adjacentes são aqueles de todos alimentadores que podem 

alimentar o mesmo barramento ou seções do barramento como alimentador da falta. 

No caso de um transformador de potência, os disjuntores adjacentes podem incluir o 

disjuntor do outro lado do transformador. 

A identificação de alimentadores adjacentes depende amplamente da topologia do 

barramento e sua possível disposição ou estados de chaveamento.Daí porque uma 

descrição detalhada de teste não pode ser especificada. 

Em particular, se múltiplos barramentos fazem parte da lógica de distribuição de trip 

para os outros disjuntores, eles devem ser verificados.Deve ser verificado para cada 

seção de barramento que todos os disjuntores conectados à mesma seção fornecem 

trip no caso de falhar o disjuntor do alimentador em questão e não outros disjuntores. 


C53000–G1179–C148–1

Finalização das 

Verificações 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Após completar os testes, desfaça todas as medidas provisórias que possam ter sido 

tomadas para os testes acima. Assegure que os estados de todos os dispositivos de 

manobras da instalação estejam corretos, que os comandos de trip interrompidos sejam 

reconectados e as tensões de controle sejam ligadas, que os valores de ajustes 

que possam ter sido alterados sejam revertidos aos valores corretos e que a função 

de proteção seja chaveada para o estado a que se destina (ON ou OFF). 

3.3.6 Testes de Corrente Simétrica no Objeto Protegido 

Preparação de 

Testes de Corrente 

Simétrica 

Se o equipamento de teste secundário está conectado ao dispositivo, deverá ser removido 

ou, se aplicado, as chaves de testes deverão estar na operação de posição 

normal. 

Nota: 

Precisa ser considerado que pode ocorrer trip se as conexões foram efetuadas 

erradas. 

As grandezas medidas dos seguintes testes podem ser lidas de um PC com DIGSI ® 4 

ou um web browser via “IBS-Tool”. Isso fornece confortáveis possibilidades de leitura 

para todos os valores medidos com visualização usando diagramas de fasores. 

Se você escolher trabalhar com IBS-Tool, por favor observe os arquivos de ajuda 

referentes à (“ferramenta IBS”) “IBS-Tool”. O endereço IP necessário para o browser 

depende da porta onde o PC está conectado: 

• Conexão à interface de operação frontal: endereço IP 141.141.255.160 

• Conexão à interface de serviço traseira: endereço IP 141.143.255.160 

As seguintes descrições referem-se à leitura usando DIGSI ® 4. 

No primeiro comissionamento, verificações de corrente devem ser executadas antes 

o objeto protegido ser energizado pela primeira vez. Isso assegura que a proteção diferencial 

está operando como proteção de curto-circuito durante a primeira excitação 

do objeto protegido com tensão. Se as verificações de corrente só são possíveis com 

o objeto protegido sob tensão (por exemplo, transformadores de potência em redes 

quando nenhum equipamento de teste de baixa tensão está disponível), é imperativo 

que uma proteção de backup, por exemplo, proteção de sobrecorrente temporizada, 

seja comissionada anteriormente, a qual opere, pelo menos, no lado da alimentação. 

O circuito de trip dos outros dispositivos de proteção (por exemplo, proteção 

Buchholz) devem também permanecer operativos. 

A disposição do teste varia dependente da aplicação. 

251


PERIGO! 

Operações na área primária só devem ser executadas com seções da instalação 

livres de tensão e aterradas! Podem ocorrer tensões perigosas mesmo nas 

seções livres de tensão devido à influência capacitiva causada por outras 

seções vivas. 

Em rede de transformadores de potência e máquinas assíncronas, é preferivelmente 

usado equipamento de teste de baixa tensão. Uma fonte de baixa tensão é usada 

para energizar o objeto protegido, que está completamente desconectada da rede 

(veja Figura 3-16). Em transformadores, a fonte de teste está normalmente conectada 

no lado primário. Uma ponte de curto-circuito que é capaz de conduzir a corrente de 

teste é instalada fora da zona protegida e permite o fluxo da corrente simétrica. Em 

um motor, seu ponto estrela permite o fluxo de corrente. 

400 V 

3~ 

7UT612 

400 V 

3~ 

7UT612 

400 V 

400 V 

Fonte e teste Fonte de teste 

Figura 3-16 Teste de corrente com fonte de teste de baixa tensão — exemplos para um transformador e para um motor 

Em transformadores de unidades de geração de energia e máquinas síncronas, as 

verificações são executadas durante os testes de corrente. O gerador por si próprio 

forma a fonte de corrente de teste (veja a Figura 3-17). A corrente é produzida por 

uma ponte de curto-circuito tripolar que é instalada fora da zona protegida e é capaz 

de conduzir corrente nominal por um curto tempo. 


C53000–G1179–C148–1 

M

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

G 

7UT612 

7UT612 

7UT612 


Figura 3-17 Teste de corrente em uma estação de geração de energia com gerador como fonte de teste — exemplo 

Em barramentos, pontos de derivação, e linhas curtas, uma fonte de teste de baixa 

tensão pode ser usada. Alternativamente, teste de corrente de carga é possível. No 

último caso, a sugestão acima sobre proteção de backup deve ser observada! 

Com a proteção diferencial monofásica para barramentos com mais de 2 alimentadores, 

teste de corrente simétrica não é necessário (mas permitido, é claro). O teste 

pode ser conduzido usando uma fonte de corrente monofásica. Mas, testes de 

corrente devem ser efetuados para cada caminho possível de corrente, por exemplo, 

alimentador 1 contra alimentador 2, alimentador 1 contra alimentador 3, etc. Favor, 

primeiramente ler as notas sobre “Verificação para Proteção de Barramento”, 

Subseção 3.3.8 (página 264). 

Realização de Para esses testes de comissionamento, a corrente de teste deve ser pelo menos 2 % 

Testes de Corrente da corrente nominal do relé para cada fase. 

Simétrica 

Esse teste não pode substituir a inspeção visual das conexões corretas do transformador 

de corrente. Além disso, a inspeção de acordo com a Seção 3.2.2 é um 

prérequisito. 

Como o 7UT612 oferece ajudas de comissionamento abangentes, o comissionamento 

pode ser executado rapidamente e sem instrumentação externa. Os seguintes 

índices são usados para mostra dos valores medidos: 

A equação símbolo para corrente (I, ϕ) é seguida pelo indicador da fase L e pelo 

número que identifica o lado (por exemplo, o enrolamento do transformador). 

Exemplo: 

IL1S1 corrente na fase L1 no Lado 1. 

O seguinte procedimento se aplica para objetos protegidos trifásicos. Para transformadores 

é assumido que o lado 1 é o lado de maior tensão do transformador. 

Ligue a corrente de teste, ou inicie o gerador e traga-o para a velocidade nominal e 

excite-o para a corrente de teste necessária. Nenhuma das funções de monitoramento 

de medições no dispositivo deve responder.Se existir uma mensagem de falta, 

entretanto, o Registro de Eventos ou mensagens espontâneas poderia ser verificado 

para investigar a razão para tanto. Consulte também o Manual do Sistema 

SIPROTEC ® 4 ,nº de pedido E50417–H1176–C151. 

253


Leia a magnitude das correntes: 

Compare os valores medidos em Measurement → Secondary Values → 

Operational values, secondary com os valores reais: 

IL1S1 = 

IL2S1 = 

IL3S1 = 

3I0S1 = 

IL1S2 = 

IL2S2 = 

IL3S2 = 

3I0S2 = 

Nota: A “IBS Tool” fornece possibilidades de leitura confortáveis para todos os valores 

medidos com visualização usando diagramas de fasores (Figura 3-18). 

Se ocorrerem desvios que não possam ser explicados pelas tolerâncias de medições, 

pode ser assumido um erro nas conexões do dispositivo ou na disposição do teste. 

Desligue a fonte de teste e o objeto protegido (desligue o gerador) e aterre. 

Re-verifique as conexões da instalação ao dispositivo e a disposição do teste e 

corrija-as. 

Se uma corrente de seqüência zero substancial 3I0 ocorrer, uma ou duas das 

correntes do lado correpondente devem ter uma polaridade errada. 

− 3I0 ≈ corrente de fase ⇒ uma ou duas correntes de fase estão ausentes, 

− 3I0 ≈ corrente de fase dobrada ⇒ uma ou duas correntes de fase tem uma 

polaridade reversa. 

Repita o teste e re-verifique as magnitudes de correntes. 


C53000–G1179–C148–1

Currents: Side 1 Currents: Side 2 

Figura 3-18 Valores medidos nos lados do objeto protegido — exemplo de correntes de passagem 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Medição de ângulo de fase para o lado 1 com corrente de teste: 

Leia os ângulos de fase em Measurement → Secondary Values → Angles do 

lado 1 do objeto protegido. Todos os ângulos referem-se a IL1S1 . Os valores 

seguintes devem resultar aproximadamente para uma rotação de fase horária: 

ϕL1S1 ≈ 0° 

ϕL2S1 ≈ 240° 

ϕL3S1 ≈ 120° 

Se os ângulos estão errados, polaridade reversa ou conexões de fase trocadas no 

lado 1 do objeto protegido podem ser a causa. 


Re-verifique as conexões da instalação ao dispositivo e a disposição de teste e 

corrija-as. 

Repita o teste e re-verifique os ângulos das correntes. 

Secondary Values 

±180° 0° ±180° 

0° 

IL1LS1 = 

IL2LS1 = 

IL3LS1 = 

-90° 

1.01 A, 

0.98 A, 

0.99 A, 

+90° +90° 

0.0 ¬ 

240.2 ¬ 

119.1 ¬ 

IL1LS2 = 

IL2LS2 = 

IL3LS2 = 

-90° 

0.99 A, 

0.97 A, 

0.98 A, 

177.9 ¬ 

58.3 ¬ 

298.2 ¬ 

255


Medição de ângulo de fase para o lado 2 com corrente de teste: 

Leia os ângulos de fase em Measurement → Secondary Values → Angles do 

lado 2 do objeto protegido. Todos os ângulos referem-se a IL1S1. Considere que sempre os fluxos das correntes no objeto protegido são definidos 

como positivos. Isso significa que, com correntes de passagem em fase, as correntes 

que deixam o objeto protegido no lado 2, tem polaridade reversa (deslocamento de 

180°) contra as correntes correspondentes em fluxo no lado 1. Exceção: Com 

proteção diferencial transversa, as correntes da fase correspondente tem fase igual! 

Para rotação de fase horária, aproximadamente, os valores conforme a Tabela 3-11 

resultam. 

Tabela 3-11 Indicação de fase dependente do objeto protegido (trifásico) 

Obj. Protegido 

→ Gerador/Motor/ 

Transformador com conexão numeral de grupo 1 ) 

↓ Ângulo de 

Fase 

Barramento/Linha 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 

ϕL1S2 180° 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210° 

ϕL2S2 60° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90° 

ϕL3S2 300° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330° 

1 ) Os ângulos estabelecidos são válidos se o enrolamento de alta-tensão está do lado 1.Caso contrário, leia 360° menos o ângulo 

estabelecido 

Se ocorrerem desvios consideráveis, polaridade reversa ou fases trocadas são 

esperadas no lado 2. 

Desvios em fases individuais indicam polaridade reversa na conexão de corrente 

da fase relacionada ou fases aciclicamente trocadas. 

Se todos os ângulos de fase diferem pelo mesmo valor, as conexões de corrente 

de fase do lado 2 estão ciclicamente trocadas ou o grupo de conexão do transformador 

difere do grupo de ajuste. Np último caso, re-verifique o casamento dos 

parâmetros (Subseção 2.1.2 na margem “Dados do Objeto com Transformadores”, 

página 20) sob os endereços 242, 245, e 246. 

Se todos os ângulos de fase diferem por 180°, a polaridade do TC ajustada para o 

lado 2 está errada. Verifique e corrija os dados do sistema de potência aplicáveis 

(conforme Subseção 2.1.2 sob “Dados do Transformador de Corrente para 2 

Lados”, página 24): 

endereço 201 STRPNT->OBJ S1 para lado 1, 

endereço 206 STRPNT->OBJ S2 para lado 2. 

Para proteção de barramento monofásica consulte a Subseção 2.1.2 sob 

cabeçalho de margem “Dados de Transformador de Corrente para Proteção de 

Barramento Monofásico”. 


C53000–G1179–C148–1

Medição de 

Correntes 

Diferencial e de 

Restrição 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Se assumidos erros de conexão: 



Re-verifique as conexões da instalação ao dispositivo e a disposição do teste e 

corrija-as. 

Repita o teste e re-verifique os ângulos de correntes. 

Antes dos testes com correntes simétricas terminarem, as correntes diferencial e de 

restrição são examinadas. Apesar dos testes citados acima, com corrente simétrica, 

detectarem amplamente erros de conexão, erros são possíveis com respeito ao casamento 

de correntes e a designação do grupo de conexão não podem ser completamente 

excluidos. 

As correntes diferencial e de restrição referem-se a correntes nominais do objeto 

protegido. Isso deve ser considerado quando elas são comparadas com as correntes 

de teste. 

Leia as correntes diferencial e de restrição em Measurement → Percent Values 

→ Differential and Restraint Currents. 

na “IBS-Tool”, as correntes diferencial e de restrição são mostradas como um gráfico 

em um diagrama de características. Um exemplo está ilustrado na Figura 3-19. 

257


Diff.-Current 

I/InO 

3 

2 

1 

1 2 3 

Diff.-Current Rest.-Current 

IDiffL1 = 

IDiffL2 = 

IDiffL3 = 

0.03 I/InO 

0.02 I/InO 

0.10 I/InO 

IRestL1 = 

IRestL2 = 

IRestL3 = 

Parameter I DIFF >: 0.3 I/InO 

Parameter I DIFF> >: 7.5 I/InO 

0.80 I/InO 

0.74 I/InO 

0.78 I/InO 

Figura 3-19 Correntes diferenciais e de restrição — exemplo para correntes plausíveis 

Tripping Characteristics 

Rest.-Current 

I/InO 

As correntes diferenciais devem ser baixas, pelo menos uma escala a menos do 

que as correntes de teste. 

As correntes de restrição correspondem a duas vezes as correntes de teste. 

Se existirem correntes diferenciais do tamanho das correntes de restrição (aproximadamente 

duas vezes a corrente de teste de passagem), você pode assumir uma 

polaridade reversa do transformador (es) de corrente em um lado. Verifique a 

polaridade novamente e ajuste-a logo após curto-circuitar todos os seis transformadores 

de corrente. Se você tiver modificado esses transformadores de corrente, 

faça também um teste de ângulo. 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


Se existirem correntes diferenciais que são aproximadamente iguais em todas as 

três fases, o casamento dos valores medidos podem ser errôneos.Grupo de 

conexão errado de um transformador de potência pode ser excluido porque eles 

deverão ter sido selecionados durante a fase de teste de ângulo de fase. Re-verifique 

os ajustes para o casamento das correntes. São principalmente os dados do 

objeto protegido: 

− Para todos os tipos de transformadores de potência, os endereços 240, 243 e 

249 em “Dados do Objeto com Transformadores”, (página 20) e endereços 202, 

203, 207 e 208 em “Dados de Transformador de Corrente para 2 Lados (página 

24). 

− Para geradores, motores, reatores, os endereços 251 e 252 em “Dados do 

Objeto com Geradores, Motores e Reatores” (página 23) e endereços 202, 

203, 207 e 208 em “dados de Transformador de Corrente para 2 Lados” 

(página 24). 

− Para mini-barramentos, o endereço 265 em “Dados do Objeto com Mini- 

Barramentos, Pontos de Derivação, Linhas Curtas ” (página 22) e endereços 

202, 203, 207 e 208 em “dados do Transformador de Corrente para 2 Lados” 

(página 24). 

− Para proteção de barramento monofásica, endereços 261 e 265 em “Dados do 

Objeto com Barramentos com até 7 Alimentadores ” (página 22) e endereços 

212 a 233 em “Dados de Transformador de Corrente para Proteção de 

Barramento Monofásica” (página 26). Se são usados transformadores de soma 

interpostos, erros de casamento podem ser causados por conexões erradas nos 

TCs de soma. 

Finalmente, desligue a fonte deteste e o objeto protegidot (desligue o gerador). 

Se os ajustes de parâmetros foram modificados para os testes, reset para os valores 

necessários para operação. 

3.3.7 Testes de Corrente de Seqüência Zero no Objeto Protegido 

Os testes de corrente de seqüência zero só são necessários se o ponto estrela de um 

objeto trifásico ou um transformador monofásico está aterrado e se a corrente entre 

o ponto estrela e terra está disponível e alimentada para a entrada de corrente I 7 do 

dispositivo. 

A polaridade dessa corrente à terra (corrente ponto estrela) em I 7 é essencial para a 

correção da corrente de seqüência zero da proteção diferencial (sensitividade de falta 

à terra aumentada) e proteção de falta à terra restrita. 

259


Preparação de 


de Seqüência Zero 

Não é necessário verificação de polaridade para I 7 (e/ou I 8 ) se somente a magnitude 

da corrente respectiva é processada (por exemplo, para proteção de sobrecorrente 

temporizada). 

Nota: 

Deve ser levado em consideração que o trip pode ocorrer se as conexões foram feitas 

erradas. 

Medições de corrente de seqüência zero são sempre executadas do lado do objeto 

protegido onde o ponto estrela está aterrado; em auto-transformadores, no lado de 

alta-tensão. Transformadores de potência deverão estar equipados com um enrolamento 

delta (enrolamento d ou enrolamento de compensação). O lado que não está 

incluido nos testes permanece aberto já que a ligação delta assegura terminação 

baixo-ôhmica do caminho de corrente. 

A disposição dos testes varia com a aplicação. Figuras 3-20 a 3-24 mostram 

exemplos esquemáticos das disposições. 

PERIGO! 

Operações na área primária devem ser executadas somente com seções da 

instalação livres de tensão e aterradas! Tensões perigosas podem ocorrer 

mesmo em seções da instalação livres de tensão devido à influência capacitiva 

causada por outras seções vivas. 

~ Fonte de teste 

7UT612 

Figura 3-20 Medição de corrente de seqüência zero em um transformador estrela-delta 


C53000–G1179–C148–1

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 



Figura 3-21 Medição de corrente de seqüiência zero em transformador estrela-estrela com 

enrolamento de compensação 


7UT612 

7UT612 

Figura 3-22 Medição de corrente de seqüencia zero em enrolamento zig-zag 

261


Realização de 


de Seqüência Zero 


Figura 3-23 Medição de corrente de seqüência zero em um enrolamento delta com reator de 

aterramento neutro dentro da zona protegida 


7UT612 

7UT612 

Figura 3-24 Medição de corrente de seqüência zero em um transformador monofásico 

aterrado 

Para estes testes de comissionamento, a corrente de seqüência zero deve ser pelo 

menos 2 % da corrente nominal para cada fase, isto é, a corrente de teste de pelo 

menos 6 %. 

Esse teste não pode ser substituido por inspeção visual das conexões corretas do 

transformador de corrente. Além disso, a inspeção conforme a Seção 3.2.2 é um 

prérequisito. 


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Medição de 

Correntes 

Diferencial e de 

Restrição 

Manual 7UT612 

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Ligue a corrente de teste. 

Leia as magnitudes de correntes em Measurement → Secondary Values → 

Operational values, secondary e compare-as com os valores reais: 

− Todas as correntes de fase do lado testado correspondem a aproximadamente 1 / 3 

da corrente de teste ( 1 / 2 com transformadores monofásicos). 

− 3I0 do lado testado corresponde à corrente de teste. 

− Correntes de fase e corrente de seqüência zero do outro lado são , em 

transformadores, próximas de 0. 

− Corrente I7 corresponde à corrente de teste. 

Desvios podem praticamente ocorrer somente para a corrente I7 porque as correntes 

de fase já foram testadas durante os testes simétricos. Quando os desvios estão em 

I7: Desligue a fonte de teste e o objeto protegido (desligue o gerador) e aterre. 

Re-verifique as conexões de I 7 e teste a disposição e corrija-as. 

Repita o teste e re-verifique as magnitudes das correntes. 

As correntes diferencial e de restrição são referentes às correntes nominais do objeto 

protegido. Isso deve ser considerado quando elas são comparadas com as correntes 

de teste. 

Ligue a corrente de teste. 

Leia as correntes diferencial e de restrição em Measurement → Percent Values 

→ Differential and Restraint Currents. 

A corrente diferencial da proteção de falta à terra restrita I DiffREF deve ser baixa, 

pelo menos uma escala menor do que a corrente de teste. 

A corrente de restrição I RestREF corresponde a duas vezes a corrente de teste. 

Se a corrente diferencial é do tamanho da corrente de restrição (aproximadamente 

duas vezes a corrente de teste), você pode assumir uma polaridade reversa do 

transformador de corrente para I 7. Verifique a polaridade novamente e compare-a 

com o ajuste no endereço 230 EARTH. ELECTROD (conforme também a Subseção 

2.1.2 no cabeçalho de margem “Dados de Transformador de Corrente para 

Entrada de CorrenteI 7 (página28). 

Se existir uma corrente diferencial que não corresponda a duas vezes a corrente 

de teste, o fator de casamento para I7 pode estar incorreto. Verifique os ajustes 

relevantes para o casamento da corrente. Estes são principalmente os dados do 

objeto protegido (Subseção 2.1.2): 

− endereços 241 e 244 em “dados do Objeto com Transformadores”, (página 20) 

e 

− endereços 232 e 233 em “Dados do Transformador de Corrente para Entrada 

de Corrente I 7 ” (página 28). 

263


Verifique também as correntes diferenciais I DiffL1 , I DiffL2 , I DiffL3 . 

As correntes diferenciais da proteção diferencial devem ser mais baixass, pelo 

menos uma escala menor do que a corrente de teste. Se ocorrerem correntes 

diferenciais consideráveis, re-verifique os ajustes para os pontos estrela: 

− Condicionamento do ponto estrela de um transformador: endereços 241 

STARPNT SIDE 1, 244 STARPNT SIDE 2, Subseção 2.1.2 na margem “Dados 

do Objeto com Transformadores, (página 20), assim como, 

− a designação do transformador de corrente do ponto estrela para a entrada I7: endereço 108 I7-CT CONNECT., Subseção 2.1.1 em “Casos Especiais” 

(página 14). 

Verificação adicional: As correntes de restrição da proteção diferencial I RestL1, 

I RestL2, I RestL3 são igualmente pequenas. Se todos os testes tem sido bem 

sucedidos até agora , isso deve ser assegurado. 

Finalmente, desligue a fonte de teste e o objeto protegido (desligue o gerador). 

Se os ajustes de parâmetros foram modificados para os testes, reset para os valores 

necessários para a operação. 

3.3.8 Verificações para Proteção de Barramento 

Geral Para proteção de barramento monofásica com um dispositivo por fase ou com transformadores 

de soma, as mesmas verificações tem que ser feitas como descrito na 

Subseção 3.3.6 “Testes de Corrente Simétrica no Objeto Protegido”. Favor observar 

as seguintes 4 notas: 

1. Verificações são freqüentemente feitas com correntes operacionais ou 

dispositivos de teste primário. Favor anotar todos os avisos que você pode 

encontrar nas seções e ter cuidado com o fato de que você necessitará uma 

proteção de backup no ponto de alimentação. 

2. Verificações tem que ser feitas para cada percurso de corrente, iniciando com o 

alimentador de suprimento. 

3. Quando usar um dispositivo por fase, verificações tem que ser feitas para cada 

fase. A seguir você pode encontrar mais algumas informações sobre os 

transformadores de soma. 

4. Entretanto, cada verificação está restrita a um par de correntes, isto é, em uma 

corrente de teste de passagem. Informação sobre a combinação do grupo vetor 

e vetores (exceto a comparação do ângulo de fase da corrente de passagem = 

180° nos lados testados) ou similar não é relevante. 

Conexão via TCs de 

Soma 

Se são usados transformadores de soma existem diferentes possibilidades de 

conexão. Os esclarecimentos seguintes estão baseados no modo de conexão normal 

L1–L3–E conforme a Figura 3-25. A Figura 3-26 aplica-se para conexão L1–L2–L3. 

Testes primários monofásicos são preferidos, uma vez que criam diferenças claras 

nas correntes medidas. Eles também detectam erros de conexão no percurso da 

corrente à terra. 


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Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 


A corrente medida a ser lida nos valores operacionais medidos só corresponde à 

corrente de teste, se a verificação simétrica trifásica é executada. Em outros casos, 

há desvios que estão listados nas figuras como fator da corrente de teste. 

L1 L2 L3 Figura 3-25 Conexão L1–L3–E do TC 

L1 L2 L3 I L1 SCT 

I L3 

3I0 3 

Figura 3-26 Conexão L1–L2–L3 do TC 

Desvios que não podem ser explicados pelas tolerâncias de medições podem ser 

ocasionados por erros de conexão ou erros de combinação de transformadores de 

corrente: 

Desligue a fonte de teste e o objeto protegido e aterre. 

Re-verifique as conexões e a disposição do teste e corrija. 

2 

1 

I L1 SCT 

I L2 

I L3 

2 

1 

3 

I M 

I M 

Corrente de Teste Corrente Medida 

L1–L2–L3 (sim.) 

L1–L2 

L2–L3 

L3–L1 

L1–E 

L2–E 

L3–E 

1.00 

1.15 

0.58 

0.58 

2.89 

1.73 

2.31 

Corrente de Teste Corrente Medida 

L1–L2–L3 (sim.) 

L1–L2 

L2–L3 

L3–L1 

L1–E 

L2–E 

L3–E 

1.00 

0.58 

1.15 

0.58 

1.15 

0.58 

1.73 

Repita o teste e re-verifique as magnitudes de correntes. 

Os ângulos de fase devem ser 180° em todos os casos. 

Verifique as correntes diferencial e de restrição. 

Se verificações primárias monofásicas não podem ser executadas, mas somente 

correntes operacionais simétricas estão disponíveis, polaridade ou erros de conexão 

no percurso da corrente à terra com conexão de transformador de soma L1–L3–E 

conforme a Figura 3-25 não serão detectados com as verificações antes mencionadas. 

Nesse caso, assimetria deve ser conseguida por manipulação secundária. 

Assim sendo, o transformador de corrente da fase L2 é curto-circuitado. Veja a Figura 

3-27. 

265


PERIGO! 

Todas as medidas de precauções devem ser observadas quando trabalhando 

nos transformadores de instrumentos! Conexões secundárias dos 

transformadores de corrente devem ser curto-circuitados antes que qualquer 

condução de corrente para o relé seja interrompida! 

L1 L2 L3 Figura 3-27 Teste não simétrico com TC de soma com conexão L1–L3–E 

A corrente medida é agora 2.65 vezes a corrente do teste simétrico. 

Esse teste deve ser executado para cada TC de soma. 

3.3.9 Verificação para Entrada de Corrente I 8 

I L1 SCT 

Verificações com respeito a entrada de corrente I8 dependem extremamente em 

como essa entrada de medição é aplicada. 

Por qualquer meio, o fator de casamento para a magnitude tem que ser verificado 

(endereço 235, veja também a Subseção 2.1.2, cabeçalho de margem “Dados de 

Transformador de Corrente para Entrada de Corrente I8 (página 29). Verificação de 

polaridade não é necessária já que somente a magnitude da corrente é detectada. 

Com proteção de alta-impedância, a corrente em I8 corresponde à corrente de falta 

no objeto protegido. A polaridade de todos os transformadores de corrente alimentando 

o resistor, cuja corrente é medida em I8, deve ser uniforme. Aqui, correntes de passagem 

são usadas para verificações de proteção diferencial. Cada transformador de 

corrente deve estar incluido em uma medição. A corrente em I8 não deve exceder, de 

forma alguma, a metade do valor de pickup da proteção de sobrecorrente temporizada 

monofásica. 


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I L3 

2 

1 

3I0 3 

I M

3.3.10 Teste de Funções Especificadas pelo Usuário 

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7UT612 tem uma ampla capacidade de permitir funções a serem definidas pelo 

usuário, especialmente com a lógica CFC. Qualquer função especial ou lógica 

adicionada ao dispositivo deve ser verificada. 

Naturalmente, procedimentos de testes gerais não podem ser fornecidos.Por outro 

lado, a configuração dessas funções definidas pelo usuário e as condições 

necessárias associadas devem ser conhecidas e verificadas. De particular 

importância são as condições de possível intertravamento das chaves elétricas 

(disjuntores, isoladores, etc.). Elas devem ser consideradas e testadas. 

3.3.11 Verificação de Estabilidade e Disparo de Gravações Oscilográficas 

Ao final do comissionamento, uma investigação das operações de manobras dos 

disjuntores, sob condições de carga, deverão ser executadas para assegurar a 

estabilidade do sistema de proteção durante processos dinâmicos. Gravações 

oscilográficas obtém a máxima informação sobre o comportamento do 7UT612. 

Necessidades Junto com a capacidade de gravação da forma de onda durante faltas do sistema, o 

7UT612 tem também a capacidade de capturar os mesmos dados quando comandos 

são fornecidos via programa DIGSI ® 4, interfaces seriais ou uma entrada binária. 

Para a última, a entrada binária deve estar designada para a função 

“>Trig.Wave.Cap.” (FNo 00004). O disparo para gravação oscilográfica ocorre 

então quando a entrada é energizada. 

Uma gravação oscilográfica que é disparada externamente (ou seja, sem pickup do 

elemento de proteção ou trip do dispositivo) é processada pelo dispositivo como uma 

gravação de falta normal com a exceção de que os dados não são fornecidos nas 

mensagens de faltas (registro de trip). A gravação disparada externamente tem um 

número para estabelecer uma seqüência. 

Disparando com 

DIGSI ® 4 

Para disparar gravação oscilográfica com DIGSI ® 4, clique em Test na parte 

esquerda da janela. Clique duas vezes a entrada Test Wave Form na lista na parte 

da direita da janela para disparar a gravação. Veja a Figura 3-28. 

É fornecido um relatório na região esquerda, embaixo, da tela. Em adição, segmentos 

de mensagens com respeito ao progresso do procedimento são mostrados. 

O programa SIGRA ou o programa Comtrade Viewer é necessário para ver e analisar 

os dados oscilográficos. 

Tais testes de gravação são especialmente informativos sobre os transformadores de 

potência quando eles são disparados pelo comando “switch-on” do transformador. 

Como a corrente de inrush pode ter o mesmo efeito que uma alimentação de um único 

lado mas não deve iniciar trip, a efetividade da restrição de inrush é verificada pela 

energização do transformador de potência várias vezes. 

267


O circuito de trip deverá ser interrompido ou a proteção diferencial deverá ser 

manobrada para DIFF. PROT. = Block relay (endereço 1201) durante este teste 

de forma a evitar trip. 

Figura 3-28 Disparando gravação oscilográfica com DIGSI ® 4 — exemplo 

Como o sinal de pickup da proteção não é estabilizado, a corrente de inrush iniciará 

gravação da falta automaticamente desde que o limite de pickup seja atingido. 

Conclue-se que a efetividade da restrição de inrush possa ser desenhada pela 

gravação das correntes diferenciais e os conteúdos harmônicos. Se necessário o 

efeito da restrição de corrente de inrush pode ser aumentado (menor valor do 2. 

HARMONIC, endereço 1261) quando ocorre trip ou quando os dados gravados 

mostram que o conteúdo do segundo harmônico não excede com segurança o limite 

de restrição (endereço 1261). Um outro método para aumentar a estabilidade de inrush 

é ajustar a função de bloqueio cruzado efetiva ou aumentar a duração da função 

de bloqueio cruzado (endereço 1262A CROSSB. 2. HARM). Para outros detalhes 

consulte a Subseção 2.2.7 em “Restrição Harmônica” (página 64). 

Nota: 

Não esqueça de ligar a proteção diferencial ON (endereço 1201) após completar o 

teste. 


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3.4 Preparação Final do Dispositivo 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

3.4 Preparação Final do Dispositivo 

Aperte os parafusos usados nos terminais; aqueles não utilizados deverão ser apertados 

levemente. Assegure que todos os pinos conectores estejam adequadamente 

inseridos. 

Cuidado! 

Não use força! Os torques permissíveis não devem ser excedidos ou as câmaras 

dos terminais podem ser danificadas! 

Verifique que todos os ajustes de serviço estejam corretos. Este é um passo crucial 

porque algumas mudanças de ajustes podem ter sido feitas durante o comissionamento. 

Os ajustes de proteção sob a configuração do dispositivo, configuração de 

entrada/saída, são especialmente importantes assim como os dados do sistema de 

potência e Grupos A a D (se aplicável). Todos elementos e funções desejados devem 

ser ajustados para ON. Veja (Capíulo 2). Mantenha uma cópia de todos os ajustes 

emserviço em um PC. 

Verifique o relógio interno do dispositivo. Se necessário, ajuste o relógio ou sincronize 

o relógio se não for automaticamente sincronizado. Para assistência, consulte o 

manual do sistema.. 

Os buffers de memória de anunciações deverão ser esvaziados, particularmente as 

mensagens operacionais (registro de eventos) e mensagens de faltas (registro de 

trip). Informações futuras serão então somente aplicadas pra eventos e faltas do sistema 

atual. Para “limpar” os buffers, pressione MAIN MENU → Annunciation → 

Set/Reset. Consulte o manual do sistema se outra assistência for necessária. Os 

números nas estatísticas de manobras deverão ser resetados para os valores que 

existiam antes dos testes, ou para valores de acordo com a prática dos usuários. 

Ajuste as estatísticas pressionando MAIN MENU → Annunciation → Statistic. 

Pressione a tecla ESC , várias vezes se necessário, para retornar ao display padrão. 

Reset os LEDs no painel frontal pressionando a tecla LED . Quaisquer relés de saída 

que que tiveram pickup antes do reset dos LEDs serão também resetados quando 

esta ação é executada. Indicações futuras sobre os LEDs serão então aplicadas so- 

mente para eventos e faltas atuais. Pressionar a tecla LED 

também serve como teste 

para os LEDs porque eles deverão acender quando o botão for pressionado. Quaisquer 

LEDs que acenderem após a tentativa de reset mostrarão condições atuais. 

O LED verde “RUN” deve estar aceso. O LED vermelho “ERROR” não deve acender. 

Feche as chaves de proteção. Se as chaves de teste estão disponíveis, então devem 

estar em posição de operação. 

O dispositivo está agora pronto para operação. 

 

269



C53000–G1179–C148–1

Dados Técnicos 4 

Manual 7UT612 

C53000–G1179–C148–1 

Este capítulo fornece os dados técnicos do dispositivo SIPROTEC ® 4 7UT612 e suas 

funções individuais, incluindo os valores de limites que não devem ser excedidos sob 

quaisquer circunstâncias. Os dados elétricos e funcionais dos dispositivos 7UT612 

com máxima funcionalidade são seguidos de dados mecânicos, com desenhos 

dimensionais. 

4.1 Dados Gerais do Dispositivo 272 

4.2 Proteção Diferencial 283 

4.3 Proteção de Falta à Terra Restrita 288 


Residual 290 

4.5 Proteção de Sobrecorrente Temporizada para Corrente de Terra 297 


Temporizada 298 

4.7 Proteção de Sobrecorrente Temporizada Monofásica 299 

4.8 Proteção de Carga Desbalanceada 300 

4.9 Proteção de Sobrecarga Térmica 301 

4.10 Thermoboxes para Proteção de Sobrecarga 303 

4.11 Proteção de Falha do Disjuntor 304 

4.12 Comandos de Trip Externos 304 

4.13 Funções de Monitoramento 305 

4.14 Funções Subordinadas 305 

4.15 Dimensões 308 

271

4 Dados Técnicos 

4.1 Dados Gerais do Dispositivo 

4.1.1 Entradas Analógicas 

Entradas de 

Corrente 

Requerimentos do 


Corrente 

Freqüência Nominal f N 50 Hz / 60 Hz / 16 2 / 3 Hz (ajustável) 

Corrente Nominal IN1A ou 5A ou 0.1A 

(ajustável via jumpers) 

Consumo de potência por entrada I1 a I7 – em IN = 1 A aprox. 0.02 VA 

– em IN = 5A aprox. 0.2VA 

– em IN = 0.1A aprox. 1mVA 

– para entrada de alta-sensitividade I8 em 1A aprox.. 0.05 VA 

Capacidade de sobrecarga de corrente por entrada I1 a I7 – térmica (rms) 

– dinâmica (pulso) 

100 · IN para 1 s 

30 · IN para 10 s 

4 · IN contínua 

1250 A (meio ciclo) 

Capacidade de sobrecarga de corrente pra entrada de alta sensitividade I8 – térmica (rms) 300 A para 1 s 

100 A para 10 s 

15 A contínua 

– dinâmica (pulso) 750 A (meio ciclo) 

Fator de Subdemanda 

n' n PN P = 

+ i 

⋅ ------------------ 

P' + Pi para τ ≤ 100 ms 

para τ > 100 ms 

Máx. relação entre a corrente primária INprim transf ⎧ 4 para corr. de fase 

nominal dos transparamadores de corrente --------------------------- ≤ 

I 

⎨ 

e corrente nominal do objeto 

Nprim obj ⎩8 

para corr. terra em I7 


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4.1.2 Fonte de Alimentação 

Tensão Contínua Fonte de Tensão via conversor integrado DC/DC: 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Tensão de ondulação AC permissível, 

pico a pico ≤15 % da tensão nominal da fonte 

Consumo de potência 

– quiescente aprox. 5 W 

– energizada aprox. 7 W 

Tempo de bridging para falha/curto circuito≥50 ms em UH = 48 V e UNDC ≥ 110 V 

da fonte de alimentação ≥20 ms em UH = 24 V e UNDC = 60 V 

Tensão Alternada Alimentação de tensão via conversor AC/DC integrado 

Tensão alternada nominal da fonte de 

115/230 VAC 

alimentação UNAC Faixas permissíveis de tensão 92 to 265 VAC 

4.1.3 Entradas e Saídas Binárias 

Fonte de alimentação nominal de tensão 

contínua UNDC 24/48 VDC 60/110/125 VDC 

Faixas permissíveis de tensão 19 a 58 VDC 48 a 150 VDC 

Fonte de alimentação nominal de tensão 

contínua UNDC 110/125/220/250 VDC 

Faixas permissíveis de tensão 88 a 300 VDC 

Consumo de potência 

– quiescente aprox. 6.5 VA 

– energizada aprox. 8.5 VA 

Tempo de bridging para falha/curto circuito 

da fonte de alimentação ≥ 50 ms 

Entradas Binárias Número 3 (alocáveis) 

Tensão Nominal 24 VDC a 250 VDC em 2 faixas, bipolar 

Limites de Pickup ajustável com jumpers 

– para tensões nominais 24/48 VDC 

60/110/125 VDC 

Upickup ≥ 19 VDC 

Udropoff ≤ 14 VDC 

– para tensões nominais 110/125/ 

220/250 VDC 

Upickup ≥ 88 VDC 

Udropoff ≤ 66 VDC 

Consumo de corrente,energizada aprox. 1.8 mA 

independente da tensão de controle 

Tensão máxima permissível 300 VDC 

Supressão de interferência de entrada 220 nF capacitância de acopl. em 220 V 

com tempo de recuperação >60 ms 

273


Saídas Binárias Relés de Comando/Sinalização (veja também Diagramas Gerais na Seção A.2 do 

Apêndice A) 

Número: 4, cada com 1 contato NA (livre de tensão) 

(alocável) 

Capacidade de manobra MAKE 1000 W/VA 

BREAK 30 VA 

40 W ôhmica 

25 W para L/R ≤ 50 ms 

Relé de alarme 1, com 1 contato NA ou NF (reconectavél) 

Capacidade de manobra MAKE 1000 W/VA 

BREAK 30 VA 

40 W ôhmica 

25 W para L/R ≤ 50 ms 

Tensão de Manobra 250 V 

Corrente permissível por contato 5 A contínua 

30 A por 0.5 s 

Corrente permissível total em 5 A contínua 

percursos comuns 30 A por 0.5 s 

4.1.4 Interfaces de Comunicação 

Interface de 

operação 

Interface de 

Serviço/Modem 

(opcional) 

– Conexão painel frontal,não isolada, RS 232 

soquete de 9-pinos DSUB 

para conexão de um PC 

– Operação com DIGSI ® 4 

– Velocidade de transmissão min. 4 800 Baud; max. 115200 Baud 

ajuste de fáb.: 38400 Baud; paridade: 8E1 

– Distância máxima de transmissão 15 m (50 pés) 

RS232/RS485/Ótica interface isolada para transf. de dados 

conf. versão pedida para operação com DIGSI ® 4 

ou conexão a thermobox 

RS232 

– Conexão para montagem embutida painel traseiro, local de montagem “C” 


para montagem sobreposta embaixo, na caixa inclinada 

cabo de dados blindado 

– Tensão de teste 500 V; 50 Hz 

– Velocidade de transmissão min. 4 800 Baud; max. 115200 Baud 

ajuste de fábrica: 38400 Baud 



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Interface de 

Sistema (SCADA) 

(optional) 

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RS485 

– Conexão para montagem embutida painel traseiro, local de montagem “C” 



cabo de dados blindado 


– Velocidade de transmissão min. 4800 Baud; max. 115200 Baud 

ajuste de fábrica: 38400 Baud 


Fibra ótica 

– Tipo de conector Conector ST 

para montagem embutido painel traseiro, local de montagem “C” 


– Comprimento de onda Ótica λ = 820 nm 

– Laser Classe 1 conf. EN 60825–1/ –2 usando fibra de vidro 50/125 µm ou 

usando fibra de vidro 62.5/125 µm 

– Atenuação de sinal ótico permissível max.8 dB uso de fibra de vidro 62.5/125 µm 

– Distância máxima de transmissão 1.5 km (1 milha) 

– Estado de caracter inativo selecionável; ajuste de fábrica: “Light off” 

RS232/RS485/Ótica interface isolada p/ transf. de dados 

Profibus RS485/Profibus Ótica para terminal mestre 

conf. versão pedida 

RS232 

– Conexão para para montagem embutida painel traseiro, local de montagem “B” 




– Velocidade de transmissão min. 4800 Bd, max. 38400 Bd 

ajuste de fábrica: 19200 Bd 

– Distância máxima de transmissão 15 m (50 ft) 

RS485 

– Conexãopara para montagem embutida painel traseiro, local de montagem “B” 



– Tensão de teste 500 V, 50 Hz 

– Velocidade de transmissão min. 4800 Bd, max. 38400 Bd 

ajuste de fábrica: 19200 Bd 


275


Fibra Ótica 

– Tipo de conector Conector ST 

para para montagem embutida painel traseiro, local de montagem “B” 


– Comprimento de onda ótica λ = 820 nm 

– Laser classe 1 conf. EN 60825–1/ –2 usando fibra de vidro 50/125 µm ou 


– Atenuação de sinal ótico permissível 

125 µm 

max. 8 dB usando fibra de vidro 62.5/ 


– Estado de carater inativo 

Profibus RS485 (FMS e DP) 

selecionável, ajuste de fábrica: “Light off” 





– Velocidade de transmissão até 1.5 MBd 

– Distância máxima de transmissão 1000 m (3300 ft) em ≤ 93.75 kBd 

500 m (1640 ft) em ≤ 187.5 kBd 

Profibus Ótica (FMS e DP) 

200 m (660 ft) em ≤ 1.5 MBd 

– Tipo de Conector Plugue ST 

FMS: anel simples ou anel duplo 

dependendo da versão pedida 

DP: só anel duplo 



– Velocidade de transmissão até 1.5 MBd 

recomendado: > 500 kBd 

– Comprimento de onda ótica λ = 820 nm 

– Laser classe 1 conf. EN 60825–1/ –2 usando fibra de vidro 50/125 µm ou 


– Atenuação de sinal ótico permissível max. 8dB uso de fibra de vidro 62.5/125 µm 



C53000–G1179–C148–1

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


DNP3.0 RS485 





– Velocidade de transmissão até 19200 Bd 

– Distância máxima de transmissão 

DNP3.0 Ótica 

1000 m (3300 ft) 

– Tipo de Conector Plugue ST transmissor/receptor 




– Comprimento forma de onda λ = 820 nm 

– Laser classe 1 acc. EN 60825–1/ –2 usando fibra de vidro 50/125 μm ou 

usando fibra de vidro 62.5/125 μm 

– Atenuação de sinal ótico permissível max.8 dB uso de fibra de vidro 62.5/125 μm 

– Distância máxima de transmissão 

MODBUS RS485 

1.5 km (1 milha) 







MODBUS LWL 

– Tipo de Conector Plugue ST transmissor/receptor 




– Comprimento forma de onda λ = 820 nm 

– Laser classe 1 conf. EN 60825–1/ –2 usando fibra de vidro 50/125 μm ou 

usando fibra de vidro 62.5/125 μm 

– Atenuação de sinal ótico permissível max.8 dB uso de fibra de vidro 62,5/125 μm 


277



Tempo 

4.1.5 Testes Elétricos 

– Tipo de sinal DCF77/IRIG Sinal-B 

– Conexão para montagem embutida painel traseiro, local de montagem “A” 


para montagem sobreposta na caixa embaixo, no terminal 

– Tensões de sinal nominal opcional 5 V, 12 V ou 24 V 

– Nível e demanda de sinal: 

5V 

Tensão de entrada de sinal nominal 

12V 24V 

UIHigh 6.0 V 15.8 V 31 V 

UILow 1.0 V em IILow = 0.25 mA 1.4 V em IILow = 0.25 mA 1.9 V em IILow = 0.25 mA 

IIHigh RI 4.5 mA a 9.4 mA 4.5 mA a 9.3 mA 4.5 mA a 8.7 mA 

890 Ω em U I = 4 V 

640 Ω em U I = 6 V 

1930 Ω em U I = 8.7 V 

1700 Ω em U I = 15.8 V 

3780 Ω em U I = 17 V 

3560 Ω emU I = 31 V 

Especificações Normas: IEC 60255 (Normas de produto) 

ANSI/IEEE C37.90.0; C37.90.0.1; 

C37.90.0.2 

DIN 57435 Parte303 

Veja também padrões para testes 

individuais 

Testes de Isolação Normas: IEC 60255–5 e 60870–2–1 

– Teste de alta-tensão (ensaio de rotina) 2.5 kV (rms); 50 Hz 

todos os circuitos exceto fonte de alimentação, 

entradas binárias, e 

interfaces de comunicação/sincronização de tempo 

– Teste de alta-tensão (ensaio de rotina) 3.5 kVDC 

somente fonte de alimentação e entradas binárias 

– Teste de Alta Tensão (ensaio de rotina)500 V (rms); 50 Hz 

somente comunicação isolada / 

interfaces de sincronização de tempo 

– Teste de tensão de impulso (ensaio de tipo)5 kV (pico);1.2/50 µs; 0.5 Ws; 3 pos. 

todos circuitos exceto comunicaçãoe 3 impulsos neg. em intervalos de 5 s / 

interfaces de sincronização de tempo, classe III 


C53000–G1179–C148–1

Testes IMC ; 

Imunidade de 

Interferência 

(Ensaios de Tipo) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Padrões: IEC 60255–6 e –22 (Norma Genérica de produtos) 

EN 50082–2 (Norma Genérica) 

DIN 57435 Parte 303 

– Teste de alta freqüência 2.5 kV (Pico); 1 MHz; τ = 15 µs; 

IEC 60255–22–1, classe III 400 surtos por s; duração do teste 2 s 

e VDE 0435 parte 303, classe III Ri = 200 Ω 

– Descarga Eletrostática 8 kV descarga de contato; 

IEC 60255–22–2 classe IV 15 kV descarga de ar, ambas polaridades; 

e IEC 61000–4–2, classe IV 150 pF; Ri = 330 Ω 

– Irradiação com campo HF, não-modulado10 V/m; 27 MHz a 500 MHz 

IEC 60255–22–3 (relatório) classe III 

– Irradiação com campo HF, amplitude 10 V/m; 80 MHz a 1000 MHz; 80 % AM; 

modulado; IEC 61000–4–3, classe III 1kHz 

– Irradiação com campo HF, 10 V/m; 900 MHz; freq. de repetição 

pulso modulado 200 Hz; ciclo de serviço de 50 % 

IEC 61000–4–3/ENV 50204, classe III 

– Perturbação transiente rápida/ruptura 4kV; 5/50ns; 5kHz; duração da ruptura = 

15 ms; 

IEC 60255–22–4 e 

polaridades; 

taxa de repetição 300ms; ambas 

IEC 61000–4–4, classe IV Ri = 50 Ω; duração do teste 1 min 

– Tensões de surto de alta energia 

(SURTO), IEC 61000–4–5 

classe de instalação 3 

impulso: 1.2/50 µs 

fonte de alimentação modo comum: 2 kV; 12 Ω; 9 µF 

modo diferencial: 1 kV; 2 Ω; 18 µF 

entradas analógicas, entradas modo comum: 2 kV; 42 Ω; 0.5 µF 

e saídas binárias modo diferencial: 1 kV; 42 Ω; 0.5 µF 

– HF conduzida na linha, amplitude 

modulada; IEC 61000–4–6, classe III 

10 V; 150 kHz a 80 MHz; 80% AM; 1 kHz 

– Campo magnético freq. dosist.de 30 A/m contínua; 300 A/m para 3 s; 50 Hz 

potência; IEC 61000–4–8, classe IV; 0.5 mT; 50 Hz 

IEC 60255–6 

– Capacidade de resistência a surto 2.5 to 3 kV (valor de pico); 1 a 1.5 MHz 

oscilatório ANSI/IEEE C37.90.1 onda de decaimento; 50 surtos por s; 

duração 2 s; Ri = 150 Ω a 200 Ω 

– Capacidade de resistência a surto 4 kV a 5 kV; 10/150 ns; 50 surtos por s; 

transiente rápido, ANSI/IEEE C37.90.1ambas polaridades; duração 2 s; Ri = 80 Ω 

– Interferência eletromagnética irradiada 35 V/m; 25 MHz a 1000 MHz 

ANSI/IEEE Std C37.90.2 amplitude e pulso modulado 

– Oscilações amortecidas 2.5kV (valor de pico), polaridade alternada; 

IEC 60694, IEC 61000–4–12 100 kHz, 1 MHz, 10 MHz e 50 MHz; 

R i = 200 Ω 

279


Testes EMC; 

Emissão de 

Interferência 

(Ensaio de Tipo) 

4.1.6 Testes de Fadiga Mecânica 

Vibração e Choque 

Durante Operação 

Vibração e Choque 

Durante Transporte 

Padrão: EN 50081–* (Padrão genérico) 

– Interferência conduzida, 150 kHz to 30 MHz 

somente tensão fonte de alimentação classe limite B 

IEC–CISPR 22 

– Intensidade do campo de interferência 30 MHz a 1000 MHz 

de rádio IEC–CISPR 22 classe limite B 

Padrões: IEC 60255–21 e IEC 60068 

– Vibração senoidal 

IEC 60255–21–1, classe 2 10 Hz a 60 Hz: ±0.075 mm amplitude 

IEC 60068–2–6 60 Hz a 150 Hz: 1 g aceleração 

– Choque 

taxa varredura de freqüência 1 oitavo/min 

20 ciclos em 3 eixos ortogonais. 

forma meio-senoidal 

IEC 60255–21–2, class 1 aceleração 5 g, duração 11 ms, 

IEC 60068–2–27 3 choques em cada direção de 

3 eixos ortogonais 

– Vibração sísmica senoidal 

IEC 60255–21–3, classe 1 1 Hz a 8 Hz: ± 3.5 mm amplitude 

IEC 60068–3–3 (eixo horizontal) 

1 Hz a 8 Hz: 

(eixo vertical) 

± 1.5 mm amplitude 

8 Hz a 35 Hz: 

(eixo horizontal) 

1 g aceleração 

8 Hz a 35 Hz: 

(eixo vertical) 

0.5 g aceleração 

taxa varredura de freqüência1 oitavo/min 

1 ciclo em 3 eixos ortogonais 

Padrões: IEC 60255–21 e IEC 60068 

– Vibração senoidal 

IEC 60255–21–1, classe 2 5 Hz to 8 Hz: ±7.5 mm amplitude 

IEC 60068–2–6 8 Hz to 150 Hz: 2 g aceleração 

– Choque 

taxa varredura de freqüência1 oitavo/min 

20 ciclos em 3 eixos ortogonais 

forma meio-senoidal 

IEC 60255–21–2, classe 1 aceleração 15 g; duração 11 ms; 



– Choque contínuo forma meio-senoidal 

IEC 60255–21–2, classe 1 aceleração 10 g; duração 16 ms; 




C53000–G1179–C148–1

4.1.7 Testes de Fadiga Climática 

Temperaturas 

Ambiente 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Norma: IEC 60255–6 

– temperatura de operação recomendada–5 °C a +55 °C (+23 °F a +131 °F) 

visibilidade do display pode 

– temperatura de operação (transiente) –20 °C a +70 °C ser prejudicada acima de 

temporária (–4 °F a 158 °F) +55 °C/130 °F 

no estado quiescente, isto é sem pickup e 

sem indicações 

– limites de temperatura durante armazenagem–25 °C a +55 °C (–13 °F a 131 °F) 

– limites de temperatura durante transporte–25 °C a +70 °C (–13 °F a 158 °F) 

Armazenamento e transporte do dispositivo com embalagem de fábrica! 

Umidade Umidade permissível valor médio por ano ≤75 % umid. relativa 

em 56 dias por ano até 93 % de umidade 

relativa; condensação não permissível! 

Todos dispositivos deverão ser instalados de forma que não sejam expostos a luz 

direta do sol, nem sujeitos a amplas flutuações de temperatura que possam ocasionar 

ocorrência de condensação. 

4.1.8 Condições de Serviço 

O dispositivo está destinado a uso em ambiente industrial ou em ambiente de 

subestações elétricas, para instalação em salas e compartimentos padrão de relés 

forma que a instalação adequada e a compatibilidade eletromagnética (EMC) seja 

assegurada. Em adição, é recomendado o seguinte: 

• Todos os contatores e relés que operam no mesmo cubículo, cabine ou painel de 

relé assim como os dispositivos de proteção numérica devem, como regra, estar 

equipados com componentes de supressão de surtos adequados. 

• Para subestações com tensões operacionais de 100 kV e acima, todos os cabos 

externos devem ser blindados com um terra condutivo blindado em ambos 

terminais. A blindagem deve ser capaz de conduzir as correntes de falta que 

poderiam ocorrer. Para subestações com tensões operacionais mais baixas 

nenhuma medida especial é normalmente necessária. 

• Não retire ou insira módulos individuais ou placas enquanto o dispositivo de 

proteção está energizado. Ao manipular os módulos ou as placas fora da caixa, 

devem ser observados os padrões para componentes sensitivos a descargas 

eletrostáticas (ESD). Os módulos, placas e dispositivo não são perigosos quando 

o dispositivo está completamente montado. 

281


4.1.9 Construção 

Caixa 7XP20 

Dimensões 

Peso (massa), aprox. 

veja desenhos, Seção 4.15 

– em caixa embutida, tamanho 1 / 2 5.1 kg (111 – em caixa superposta, tamanho 

/ 4 lb) 

1 / 2 9.6 kg (211 Gráu de proteção conforme IEC 60529 

– para o dispositivo 

/ 4 lb) 

em caixa superposta 

em caixa embutida 

IP 51 

frente IP 51 

traseira IP 50 

– para segurança humana IP 2x com cobertura de proteção fechada 


C53000–G1179–C148–1


4.2.1 Geral 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Valores de Pickup Corrente diferencial IDIFF >/INobj 0.05 a 2.00 (intervalos 0.01) 

Estágio alta-corrente IDIFF >>/INobj 0.5 a 35.0 (intervalos 0.1) 

ou ∞ (estágio não efetivo) 

Pickup durante energização 

(como fator de IDIFF >) 

Estabilização Add-on em falta externa 

1.0 a 2.0 (intervalos 0.1) 

(IRest > valor de ajuste)Iadd-on /INobj 2.00 a 15.00 (intervalos 0.01) 

tempo de ação 2 a 250 ciclos (intervalos 1 ciclo) 

Característica de Trip 

ou ∞ (efetivo até dropoff) 

veja Figura 4-1 

Tolerâncias (em parâmetros pré-ajustados) 

– IDIFF > estágio e característica 5 % do valor de ajuste 

– IDIFF >> estágio 5 % do valor de ajuste 

Temporizações Temporização do estágio IDIFF >TI-DIFF> 0.00 s a 60.00 s 

ou ∞ (sem trip) 

(intervalos 0.01 s) 

Temporização do estágio IDIFF >>TI-DIFF>> 0.00 s a 60.00 s 



Tolerância de tempo 1 % do valor de ajuste ou 10 ms 

Os tempos de ajuste são puras temporizações 

I 

diff 

I 

N?obj 

----------------- 10 


I–DIFF>> 

I–DIFF> 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

BASE POINT 1 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 

BASE POINT 2 

Trip 

Figura 4-1 Característica de trip da proteção diferencial 


Legenda: 

Idiff corrente Diferencial = |I1 + I2| Istab INobj Corrente Estab. = |I1| + |I2| Corr, Nom. do Obj. Protegido 

EstabilizaçãoAdd-on 

Bloqueio 

I 

------------stab 

I 

Nobj 

283


4.2.2 Transformadores 

Restrição 

Harmônica 

Tempos 

Operacionais 

Casamento de 

Corrente para 


Relação de restrição de inrush 10 % a 80 % (intervalos 1 %) 

(2º harmônico) I2fN /IfN veja também a Figura 4-2 

Relação de estabilização outro (n) harmônico10 % a 80 % (intervalos 1 %) 

(opcional 3. ou 5.) InfN /IfN veja também a Figura 4-3 

Função bloqueio cruzado pode ser ativada/desativada 

max. tempo de ação para Bloqueio cruzado 2 a 1000 AC ciclos (intervalos 1 ciclo) 

ou 0 (bloq. cruz. desativado) 

ou ∞ (ativo até dropout) 

Tempo de Pickup/tempo de dropout com alimentação unilateral 

Tempo de pickup na freqüência 

em 1.5 · valor de ajuste I DIFF > 

em 1.5 · valor de ajuste I DIFF >> 

em 5 · valor de ajuste I DIFF>> 

Tempo de dropout, aprox. 

Relação de dropout, aprox. 0.7 

Casamento do grupo vetor 0 a 11 (× 30°) (intervalos 1) 

Condicionamento do ponto estrela aterrado ou não aterrado (para cada 

enrolamento) 

Freqüência Correção de freqüência na faixa 0.9 ≤ f/f N ≤ 1.1 

Influência de freqüência veja Figura 4-4 

I fN 

I Nobj 

10.0 

5.0 

2.0 

1.0 

0.5 

0.2 

Trip 

ajustável 

e.g. I DIFF>>/I Nobj = 10 

Blocking Bloqueio 

50 Hz 60 Hz 16 2 / 3 Hz 

38 ms 

25 ms 

19 ms 

ajustável 

por exemplo, 2º Harmônico = 15 % 

ajustável 

por exemplo. I DIFF>/I Nobj = 0.15 

35 ms 

22 ms 

17 ms 

0.1 

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 

I2f IfN Figura 4-2 Influência de estabilização do 2º harmônico (proteção transformador) 

85 ms 

55 ms 

25 ms 

35 ms 30 ms 80 ms 

Legenda: 

Idiff Corrente Dif. = 

|I1 + I2| INobj Corr. Nom. do 

objeto protegido 

IfN Corr. com freqüência 

nominal 

I2f Corr. com duas vezes 

a freq. nominal 


C53000–G1179–C148–1

I Xf 

I Nobj 

20 

10 

5 

3 

2 

1.0 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

Bloqueio 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

I fN 

I Nobj 

10.0 

5.0 

2.0 

1.0 

0.5 

0.2 

0.1 

ajustável 

p. ex.. I DIFF>/I Nobj = 0.15 

0 0.2 0.4 0.6 0.8 

Trip 

ajustável 

p. ex.. I DIFF>/I Nobj = 0.15 

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 


Figura 4-3 Influência de estabilização do nº harmônico (proteção transformador) 

ajustável p.ex. 

IDIFF >>/INobj = 5.0 

Trip 

1.0 1.2 1.4 

Figura 4-4 Influência da freqüência (Proteção transformador) 

Bloqueio 

ajustável 

p.ex. I DIFFmax n.HM/I Nobj = 5 

ajustável 

p. ex. nº Harmônico = 40 % 

f/f N 

Bloqueio 

Legenda: 

Idiff Corr. Diferencial = 

|I1 + I2| INobj Corr. Nominal do 


IfN Corr. com freqüência 

nominal 

Inf Corr. com n- dobra da 

freqüência nominal 

(n = 3 ou 4) 

I nf 

I fN 

Legenda: 

Idiff Corr. Diferencial = |I1 + I2 | 

INobj Corr. Nominal do 


IXf Corrente com qualquer 

freqüência na faixa operacional 

285


4.2.3 Geradores, Motores, Reatores 

Tempos 

Operacionais 

Tempo de pickup/tempo de dropout com alimentação de um só lado 


em 1.5 · valor de ajuste I DIFF > 

em 1.5 · valor de ajuste I DIFF>> 



Relação de dropout , aprox. 0.7 


Influência da freqüência veja Figura 4-5 

I Xf 

INobj 2 

1 

0.6 

0.4 

0.3 

0.2 

0.1 

Bloqueio 

Trip 

0 0.2 0.4 0.6 0.8 

1.0 1.2 1.4 

Figura 4-5 Influência da freqüência (proteção de gerador/ motor) 

50 Hz 60 Hz 16 2 / 3 Hz 

38 ms 

25 ms 

19 ms 

35 ms 

22 ms 

17 ms 

85 ms 

55 ms 

25 ms 

35 ms 30 ms 80 ms 

Legenda: 

Idiff Corr. Diferencial = |I1 + I2 | 

INobj Corr. Nominal do objeto protegido 

IXf Corrente com qualquer freqüência na 

faixa operacional 

IDIFF >>/INobj (ajustável) 

valor de ajuste por ex: 0.1 


C53000–G1179–C148–1 

f/f N

4.2.4 Barramentos, Pontos de Derivação, Linhas Curtas 

Monitoramento de 

Corrente 

Diferencial 



Tempos 

Operacionais 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Monitoramento de corrente diferencial estado inativo 

Idiff mon /INobj 0.15 to 0.80 (intervalos 0.01) 

Temporização de bloqueio pelo monit. da corrente diferencialTdiff mon 1 s a 10 s 

(intervalos 1 s) 

Liberação de trip pela I guard /I NObj 0.20 a 2.00 (intervalos 0.01) 

guarda de corr. do alimentador ou 0 (sempre liberado) 

Tempo de pickup/tempo de dropout com alimentação de um só lado 


em 1.5 · valor de ajuste I DIFF> 

em 1.5 · valor de ajuste I DIFF >> 



Relação de dropout , aprox 0.7 


Influência da freqüência veja Figura 4-5 

50 Hz 60 Hz 16 2 / 3 Hz 

25 ms 

20 ms 

19 ms 

25 ms 

19 ms 

17 ms 

50 ms 

45 ms 

35 ms 

30 ms 30 ms 70 ms 

287



Ajustes Corrente diferencial IREF >/INobj 0.05 a 2.00 (intervalos 0.01) 

Ângulo limite ϕREF 110° (fixo) 

Característica de trip veja Figura 4-6 

Tolerância de Pickup 5 % em I < 5 · IN Temporização TREF 0.00 s a 60.00 s 




Os tempos de ajuste são puras temporizações 

Tempos 

Operacionais 

Tempo de Pickup na freqüência 

em 1.5 · valor de ajuste I EDS >, aprox. 

em 2.5 · valor de ajuste I EDS >, aprox. 


Relação de dropout, aprox. 0.7 

50 Hz 60 Hz 16 2 / 3 Hz 

40 ms 

37 ms 

38 ms 

32 ms 

Freqüência Influência da freqüência 1 % na faixa de 0.9 ≤ f/f N ≤ 1.1 

100 ms 

80 ms 

40 ms 40 ms 80 ms 


C53000–G1179–C148–1

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Bloqueio 

I REF 

I REF> 

4 

Trip 

3 

2 

1 


-0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 

3Io " 

0.3 

3Io' Figura 4-6 Característica de trip da proteção de falta à terra restrita dependente da relação 

da corrente de seqüência zero 3I0 "/3I0' (ambas correntes em fase ou fases 

contrárias) 

289



Residual 

Características Estágios de tempo definido(DT) IPh>>, 3I0>>, IPh>, 3I0> Estágios de tempo inverso(IT) 

(conf. IEC ou ANSI) 

IP, 3I0P uma das curvas conforme as Figuras 

4-7 a 4-9 pode ser selecionada 

alternativamente característica de trip e 

reset especificada pelo usuário 

Características de reset (IT) veja Figuras 4-10 e 4-11 

(conf. ANSI com emulação de disco) 

Estágios de 

Corrente 

Estágios de Alta-CorrenteIPh>> 0.10 A a 35.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 


TIPh>> 0.00 s a 60.00 s 



3I0>> 0.05 A a 35.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 


T3I0>> 0.00 s a 60.00 s 

ou ∞ (no trip) 


Estágios de tempo definidoIPh> 0.10 A to 35.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 


TIPh> 0.00 s to 60.00 s 



3I0> 0.05 A a 35.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 


T3I0> 0.00 s a 60.00 s 



Estágios de tempo inversoIP 0.10 A a 4.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

(conf. IEC) TIP 0.05 s a 3.20 s 



3I0P 0.05 A a 4.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

T3I0P 0.05 s a 3.20 s 



Estágios de tempo inversoIP 0.10 A a 4.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

(conf. ANSI) DIP 0.50 s a 15.00 s 



3I0P 0.05 A a 4.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

D3I0P 0.50 s a 15.00 s 



Tolerâncias correntes 3 % do val. ajuste ou1 % da corr. nominal 

com tempo definido tempos 1 % do val. ajuste ou 10 ms 


C53000–G1179–C148–1

Tempos 

Operacionais dos 


Definido 

Relações de 

Dropout 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Tolerâncias correntes Pickup em 1.05 ≤ I/I P ≤ 1.15; 

com tempo inverso ou 1.05 ≤ I/3I 0P ≤ 1.15 

(conf. IEC) tempos 5 % ± 15 ms em f N = 50/60 Hz 

5 % ± 45 ms em f N = 16 2 / 3 Hz 

para 2 ≤ I/I P ≤ 20 

e T IP/s ≥ 1; 

ou 2 ≤ I/3I 0P ≤ 20 

e T 3I0P/s ≥ 1 

(conf. ANSI) tempos 5 % ± 15 ms em f N = 50/60 Hz 

5 % ± 45 ms em f N = 16 2 / 3 Hz 

para 2 ≤ I/I P ≤ 20 

e D IP/s ≥ 1; 

ou 2 ≤ I/3I 0P ≤ 20 

e D 3I0P/s ≥ 1 

Os tempos definidos são puras temporizações. 

1 ) Valores secundários baseados em IN = 1 A; para I N = 5 A devem ser multiplicados por 5. 

Tempo de pickup/tempo de dropout de estágios de corrente de fase 

50 Hz 60 Hz 16 2 Tempo de pickup na freqüência 

/ 3 Hz 

sem restrição de inrush, mínimo 

sem restrição de inrush, típico 

com restrição de inrush, mínimo 

com restrição de inrush, típico 

Tempo de dropout, típico 

20 ms 

25 ms 

40 ms 

45 ms 

18 ms 

23 ms 

35 ms 

40 ms 

Tempo de pickup/tempo de dropout estágios de corrente residual 

50 Hz 60 Hz 16 2 Tempo de pickup na freqüência 

/ 3 Hz 



com restrição de inrush, min. 



Estágios de corrente aprox. 0.95 para I/I N ≥ 0.5 

Bloqueio de Inrush Relação de bloqueio de inrush 10 % a 45 % (intervalos 1 %) 

(2º harmônico) I 2fN /I fN 

Limite de operação inferior I > 0.2 A 1 ) 

Max. corrente para bloqueio 0.03 A a 25.00 A 1 ) (intervalos 0.10 A) 

Função bloqueio cruzado entre fases pode ser ativada/desativada 

max. tempo de ação para bloq. cruz 0.00 s a 180 s (intervalos 0.01 s) 

1 

) Valores secundários baseados em IN = 1 A; para IN = 5 A devem ser multiplicados por 5. 


30 ms 

45 ms 

85 ms 

100 ms 

30 ms 30 ms 80 ms 

40 ms 

45 ms 

40 ms 

45 ms 

35 ms 

40 ms 

35 ms 

40 ms 

100 ms 

105 ms 

100 ms 

105 ms 

30 ms 30 ms 80 ms 

291


100 

t [s] t [s] 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

T p 

3.2 

1.6 

0.4 

0.2 

0.1 

0.05 

0.05 

0.05 

1 

Inversa: 

2 3 5 10 20 

I/I 

0, 14 

p 

t 

[s] 

( I ⁄ I ) 

p 

1 2 

Muito Inversa: 

(tipo B) 

3 5 10 20 

I/Ip [s] 

0.02 (tipo A) 

= ---------------------------------- ⋅ T 

p 

– 1 

13, 5 

t 

( I ⁄ I ) 

p 

1 0.05 

7 

= --------------------------- ⋅ T 

p 

– 1 

100 

t [s] 

20 

10 

5 

3 

2 


C53000–G1179–C148–1 

100 

30 30 

0.8 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

0.05 

1 2 5 10 20 

I/Ip Extremamente Inversa: 

80 

t 

[s] 

(tipo C) 

( I⁄ I ) 

p 

Figura 4-7 Características de tempo de trip da proteção de sobrecorrente de tempo inverso e proteção de carga 

desbalanceada conforme IEC 

2 Tp 3.2 

1.6 

0.8 

0.4 

0.05 0.1 0.2 

= --------------------------- ⋅ T 

p 

– 1 

t tempo de trip 

Tp ajuste multiplicador de tempo 

I corrente de falta 

Ip ajuste valor pickup 

Notas: Trip mais curto para 162 10 

0.8 

3 

2 

0.4 

1 

0.2 

0.05 0.1 

0.5 

1 2 3 5 10 20 

I/Ip 120 

Tempo longo Inversa: 

t 

[s] 

( I⁄ I ) 

p 

/ 3 Hz é 100 ms. 

para corrente residual leia 3I0p invés de Ip e T3I0p invés de Tp para corrente à terra leia IEp invés de Ip e TIEp invés de Tp para carga desbalanceada leia I2p invés de Ip e TI2p invés de Tp 1 10 

1.6 

0.5 

5 

3 

2 

1 

3 

0.5 

7 

= --------------------------- ⋅ T 

p 

não para prot. de carga desb. 

– 1 

t [s] 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

1000 

300 

200 

100 

50 

30 

20 

T p 

3.2 

1.6 

0.8 

0.4 

0.2 

0.1 

T p 

3.2

500 

t [s] 

200 

100 

50 

30 

20 

10 

100 

t [s] 

50 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

5 

3 

2 

0.05 

1 2 3 5 10 20 

I/Ip Moderadamente Inversa 

0.0103 

t 

( I⁄ I ) 

p 

0.02 ⎛ ⎞ 

= ⎜---------------------------------- + 0.0228⎟ 

⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1 ⎠ 

[s] 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Extremamente Inversa 

I/Ip 5.64 

t 

( I ⁄ I ) 

p 

2 ⎛ ⎞ 

= ⎜--------------------------- + 0.02434⎟ 

⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1 ⎠ 

[s] 

8.9341 

t 

( I⁄ I ) 

p 

2.0938 1 

0,5 

0,3 

D [s] 

15 

10 

0.5 

0.3 

0.2 

2 

1 

0,2 

5 

0,1 

0.1 

0.5 

0,05 

1 

2 3 

2 

0,5 1 

5 10 20 

0.05 

1 

Inversa 

2 3 5 10 20 

I/Ip ⎛ ⎞ 

= ⎜---------------------------------------- + 0.17966⎟ 

⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1 ⎠ 

[s] 


D ajuste de dial de tempo 


Ip ajuste de valor de pickup 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

0.5 

Figura 4-8 Características de tempo de trip da proteção de sobrecorrente de tempo inverso e proteção de carga 

desbalanceada conforme ANSI/IEEE 

t [s] 

t [s] 

100 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

100 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

D [s] 

0.05 

0.5 

1 2 3 5 10 20 

I/Ip Muito Inversa t 

3.992 

[s] 

( I ⁄ I ) 

p 

2 ⎛ ⎞ 

= ⎜--------------------------- + 0.0982⎟ 

⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1 ⎠ 

Notas: Tempo de trip mais curto para 16 2 / 3 Hz é 100 ms. 

para corrente residual leia 3I0p invés de Ip para corrente à terra leia IEp invés de Ip para carga desb. leia I2p invés de Ip 15 

10 

5 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

293


t [s] 

100 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

100 

t [s] 

50 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

0.5 1 

2 

0.05 

1 2 3 5 10 20 

I/Ip Curta Inversa 

D [s] 

15 

10 

t 

0.2663 

( I ⁄ I ) 

p 

1.2969 ⎛ ⎞ 

= ⎜---------------------------------------- + 0.03393⎟ 

⋅ D [s] 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1 ⎠ 

5 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

0.5 

0.05 

1 2 3 5 10 20 

I/Ip Definida inversa 

0.4797 

t 

( I ⁄ I ) 

p 

1.5625 ⎛ ⎞ 

= ⎜---------------------------------------- + 2.1359⎟ 

⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1 ⎠ 

[s] 

Longa inversa 

1 2 3 5 10 20 

I/Ip t tempo de trip 




Figura 4-9 Característica de tempo de trip da proteção de sobrecorrente de tempo inverso, conforme ANSI/IEEE 


C53000–G1179–C148–1 

100 

t [s] 

50 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

0.05 

⎛ 5.6143 

⎞ 

t = ⎜------------------------ + 2.18592⎟ 

⋅ D 

⎝( I ⁄ I ) – 1 

p 

⎠ 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

0.5 

Notas: tempos de trip mais curtos 16 2 / 3 Hz é 100 ms. 

para corrente residual leia 3I 0p invés de I p 

para corrente à terra leia I Ep invés de I p a 

[s]

t [s] 

500 

200 

100 

50 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

D [s] 

15 

10 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

5 

2 

1 

0.5 


500 

t [s] 

5.82 

Extrem. Inversa t 

[s] 

( I⁄ I ) 

p 

2 ⎛ ⎞ 

= ⎜--------------------------- ⎟ ⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1⎠ 

Inversa 

8.8 

t 

( I ⁄ I ) 

p 

2.0938 0.05 

0.05 

0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 1.0 

I/Ip 0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 

⎛ ⎞ 

= ⎜---------------------------------------- ⎟ ⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1⎠ 

1.0 

I/Ip [s] 

t [s] 

500 

200 

100 

50 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

0.5 

0.97 

Moder. inversa t 

[s] 

( I⁄ I ) 

p 

2 0.05 

0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 1.0 

⎛ ⎞ I/Ip = ⎜--------------------------- ⎟ ⋅ D 

⎜ ⎟ 

t tempo de reset ⎝ – 1⎠ 


I corrente interrompida 


Figura 4-10 Cracterísticas de reset da proteção de sobrecorrente de tempo inversa e proteção de carga desbalanceada 

com emulação de disco conforme ANSI/IEEE 

t [s] 

200 

100 

50 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

500 

200 

100 

50 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

0.5 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

0.5 

0.05 

0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 1.0 

4.32 

t 

[s] 

( I ⁄ I ) 

p 

2 ⎛ ⎞ I/I 

⎜--------------------------- ⎟ 

p 

Muito inversa 

= 

⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1⎠ 

Notas: para corrente residual leia 3I0p invés de Ip para corrente à terra leia IEp invés de Ip para carga desb. leia I2p invés de Ip 295


t [s] 

500 

200 

100 

50 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

Definida Inversa 

1.0394 

t 

( I⁄ I ) 

p 

1.5625 0.05 

0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 

I/Ip 1.0 

⎛ ⎞ 

= ⎜---------------------------------------- ⎟ ⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1⎠ 

500 

t [s] 200 

100 

50 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

0.5 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

0,5 0.5 

0.05 

0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 1.0 

Curta Inversa 

I/Ip 0.831 

t 

( I⁄ I ) 

p 

[s] 

1.2969 I/Ip ⎛ ⎞ 

= ⎜---------------------------------------- ⎟ ⋅ D 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1⎠ 

[s] 

500 

t [s] 

0.05 

0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 1.0 

12.9 

Longa inversa t 

( I⁄ I ) 

p 

1 ⎛ ⎞ 

= ⎜--------------------------- ⎟ ⋅ D [s] 

⎜ ⎟ 

⎝ – 1⎠ 

Figura 4-11 Caract. de reset de tempo da prot. de sobrec. de tempo inv. com emulação de disco, conforme ANSI/IEEE 


C53000–G1179–C148–1 

200 

100 

50 

30 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

D [s] 

15 

10 

5 

2 

1 

0.5 

t tempo de reset 


I corrente interrompida 


I/I p 

Notas: para corrente residual leia 3I 0p invés de I p 

para corrente à terra leia I Ep invés de I p

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 



Características Estágios de tempo definido(DT) IE >>, IE > 

Estágios de tempo inverso(IT) 


IEP uma das curvas conforme Figuras 

4-7 a 4-9 pode ser selecionada 

alternativamente característica de trip e 

reset especificadas pelo usuário 

Características de reset (IT) veja Figuras 4-10 e 4-11 


Estágios de 

Corrente 

Estágio de Alta-corrente IE >> 0.05 A a 35.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 


TIE>> 0.00 s a 60.00 s 



Estágio de tempo definidoIE > 0.05 A a 35.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 


TIE> 0.00 s a 60.00 s 



Estágios de tempo inversoIEP 0.05 A to 4.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

(conf. IEC) TIEP 0.05 s a 3.20 s 



Inverse time stages IEP 0.05 A a 4.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

(conf. ANSI) DIEP 0.50 s a 15.00 s 



Tolerâncias de tempo definidocorrentes 3 % do valor de ajuste ou 1 % da corr.nom. 

tempos 1 % do valor de ajuste ou 10 ms 

Tolerância de tempo inversocorrentes 

(conf. IEC tempos 

Pickup at 1.05 ≤ I/IEP ≤ 1.15 

5 % ± 15 ms em fN = 50/60 Hz 

5 % ± 45 ms em fN = 162 (conf. ANSI) tempos 

/ 3 Hz 

para 2 ≤ I/IEP ≤ 20 

e TIEP /s ≥ 1 

5 % ± 15 ms em fN = 50/60 Hz 

5 % ± 45 ms em fN = 162 / 3 Hz 

para 2 ≤ I/IEP ≤ 20 

e DIEP /s ≥ 1 

Os ajustes de tempo definido são puras temporizações. 


297


Tempos 



Definido 

Relações de 

Dropout 

Pickup time/dropout time 



Bloqueio de Inrush Relação de bloqueio de inrush 10 % a 45 % (intervalos 1 %) 

(2º harmônico) I 2fN /I fN 

Limite de operaçãoinferior I > 0.2 A 1 ) 

Max. corrente para bloqueio 0.30 A a 25.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

1 




Temporizada 

Controle de Tempo Critério de partida Entrada binária do contato auxiliar do 

disjuntor ou critério de corrente 

(do lado designado) 

Tempo de disjuntor abertoTCB open 0 s a 21600 s (= 6 h) (intervalos 1 s) 

Tempo ativo TActive time 1 s a 21600 s (= 6 h) (intervalos 1 s) 

Tempo de dropout aceleradoTStop Time 1 s a 600 s (= 10 min) (intervalos 1 s) 

ou ∞ (sem dropout acelerado) 

Faixas de Ajustes e 

Valores 

Substituidos 



com restrição de inrush, min. 



50 Hz 60 Hz 16 2 / 3 Hz 

20 ms 

25 ms 

40 ms 

45 ms 

18 ms 

23 ms 

35 ms 

40 ms 

30 ms 

45 ms 

85 ms 

100 ms 

30 ms 30 ms 80 ms 

Parâmetros dinâmicos de pickup Faixas de ajustes e intervalos são os mesde 

correntes e temporizações mos das funções a serem influenciadas 

ou multiplicadores de tempo 


C53000–G1179–C148–1

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 



Estágios de 

Correntes 

Tempos 

Operacionais 

Relações de 

Dropout 

Estágio de Alta-corrente I>> 0.05 A a 35.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

0.003 A a 1.500 A 2 ) (intervalos 0.001 A) 


TI>> 0.00 s a 60.00 s 



Estágio de tempo definidoI> 0.05 A a 35.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

0.003 A a 1.500 A 2 ) (intervalos 0.001 A) 


TI> 0.00 s a 60.00 s 



Tolerâncias correntes 3 % do valor de ajuste u 1 % da corr. nom. 

em IN = 1 A ou 5 A; 

5 % do valor de ajuste ou 3 % da corr. nom. 

em IN = 0.1 A 



1 


2 ) Valores sec. para entrada de corrente de alta-sensit. I7 , independente da corrente nominal. 

Tempo de pickuo/ tempo de dropout 


mínimo 

típico 


50 Hz 60 Hz 16 2 / 3 Hz 

20 ms 

30 ms 

18 ms 

25 ms 



35 ms 

80 ms 

30 ms 27 ms 80 ms 

299



Características Estágios de tempo definido(DT) I2 >>, I2 > 

Estágios de tempo inverso(IT) 


I2P uma das curvas conforme as Figuras 

4-7 ou 4-8 pode ser selecionada 

Características de reset (IT) veja Figura 4-10 


Faixa de Operação 0.1 A to 4 A 1 ) 

1 


Estágios de 

Corrente 

Tempos 



Definido 

Estágio Alta-corrente I2>> 0.10 A a 3.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

TI2>> 0.00 s a 60.00 s 



Estágio de tempo definidoI2 > 0.10 A a 3.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

TI2> 0.00 s a 60.00 s 



Estágios de tempo inversoI2P 0.10 A a 2.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

(conf. IEC) TI2P 0.05 s a 3.20 s 



Estágios de tempo inversoI2P 0.10 A a 2.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

(conf. ANSI) DI2P 0.50 s a 15.00 s 



Tolerâncias T definido correntes 3 % do valor de ajuste ou 1 % da corr.nom. 


Tolerâncias T inverso 

(conf. IEC 

correntes 

tempos 

Pickup em 1.05 ≤ I2 /I2P ≤ 1.15; 

5 % ± 15 ms em fN = 50/60 Hz 

5 % ± 45 ms em fN = 16 2 (conf. ANSI) tempos 

/ 3 Hz 

para 2 ≤ I2 / 2IP ≤ 20 

e TI2P /s ≥ 1 

5 % ± 15 ms em fN = 50/60 Hz 

5 % ± 45 ms em fN = 16 2 / 3 Hz 

para 2 ≤ I2 / 2IP ≤ 20 

e DI2P /s ≥ 1 



Tempo de pickup/tempo de dropout 


mínimo 

típico 


50 Hz 60 Hz 16 2 / 3 Hz 

50 ms 

55 ms 

45 ms 

50 ms 

Relações Dropout Estágios de corrente aprox. 0.95 para I 2 /I N ≥ 0.5 


100 ms 

130 ms 

30 ms 30 ms 70 ms 


C53000–G1179–C148–1


4.9.1 Proteção de Sobrecarga Usando uma Réplica Térmica 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Faixas de ajustes Fator k conf. IEC 60255–8 0.10 a 4.00 (intervalos 0.01) 

Constante de tempo τ 1.0 min a 999.9 min (intervalos 0.1 min) 

Fator refrigerante com motor parado 

(para motores) Fator Kτ 1.0 a 10.0 (intervalos 0.1) 

Estágio de alarme térmicoΘalarm /Θtrip 50 % a 100 % referido a trip do aumento 

de temperatura (intervalos 1 %) 

Estágio de alarme de correnteIalarm 0.10 A a 4.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

Reconhecimento de partidaIstart-up 0.60 A a 10.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

(para motores) ou ∞ (sem reconhecimento de partida) 

Tempo de partida de emergência em andamento 

(para motoes) Trun-on 10 s a 15000 s (intervalos 1 s) 

1 


Características de 

Trip 

veja Figura 4-12 

Relações de 

Dropout 

Θ/Θtrip Θ/Θalarm dropout em Θalarm aprox. 0.99 

I/Ialarm aprox. 0.97 

Tolerâncias Referente a k · IN 2% ou 10mA 1 ); classe 2 % conf. 

IEC 60 255–8 

Referente a tempo de trip 3 % ou 1 s em fN = 50/60 Hz 

5% ou 1s em fN = 162 / 3 Hz 

para I/(k·IN ) > 1.25 

Influência da Freq. 

Referente a k · I N 

Característica de trip 

para I/(k·I N) ≤ 8 

Significado de abreviações: 

⎛ I 

------------ ⎞ 

⎝k⋅I⎠ N 

t τ 

2 I ⎛ pre 

------------ ⎞ 

⎝k⋅I⎠ N 

2 

– 

⎛ I 

------------ ⎞ 

⎝k⋅I⎠ N 

2 

= ⋅ ln------------------------------------------------ 

– 1 


τ constante de tempo de aquecimento 

I corrente de carga atual 

I pre corrente de pré-carga 

k fator de ajuste IEC 60255–8 

I N corrente nominal do objeto protegido 


Na faixa de 0.9 ≤ f/f N ≤ 1.1 1 % em f N = 50/60 Hz 

3% em f N = 16 2 / 3 Hz 

301


100 

t [min] t [min] 

50 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

0.05 

Parâmetro: 

valor de ajuste 

Const. Tempo 

1000 

1 2 3 4 5 6 7 8 10 12 

I / (k·I N) 

t 

⎛------------- I ⎞ 

⎝k⋅I⎠ N 

τ 

Figura 4-12 Características de tempo de trip da proteção de sobrecarga com réplica térmica 

2 

⎛------------- I ⎞ 

⎝k⋅I⎠ N 

2 = ⋅ ln------------------------------- 

– 1 

t 

⎛------------- I ⎞ 

⎝k⋅I⎠ N 

τ 

2 I ⎛ pre ⎞ 

⎜------------- ⎟ 

⎝k⋅I N⎠ 

2 

– 

⎛------------- I ⎞ 

⎝k⋅I⎠ N 

2 [min] 

= ⋅ ln--------------------------------------------------- 

– 1 


C53000–G1179–C148–1 

100 

30 30 

sem pré-carga: 

1 

2 

τ [min] 

500 

200 

100 

50 

20 

10 

5 

50 

20 

10 

5 

3 

2 

1 

0.5 

0.3 

0.2 

0.1 

0.05 

1 2 3 4 5 6 7 8 10 12 

com 90 % pré-carga: 

1 

2 

5 

Parâmetro: 

valor de ajuste 

Const. Tempo 

10 

[min] 

τ [min] 

1000 

500 

200 

100 

50 

20 

I / (k·I N)

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

4.10 Thermoboxes para Proteção de Sobrecarga 

4.9.2 Cálculo de Hot Spot e Determinação de Taxa de Envelhecimento 

Detectores de 

Temperatura 

Número de pontos de medição de 1 thermobox (até 6 pontos de 

medição) ou 

de 2 thermoboxes (até 12 pontos de 

medição) 

para cálculo de hot-spot pelo menos um detector de temp. deve estar conectado. 

Refrigerante Método refrigerante ON (óleo natural) 

OF (óleo froçado) 

OD (óleo dirigido) 

Expoente de óleo Y 1.6 a 2.0 (intervalos 0.1) 

Hot-spot para gradiente top-oil Hgr 22 to 29 (intervalos 1) 

Limites de 

Anunciações 

Temperatura de aviso de hot-spot 98 °C a 140 °C (intervalos 1 °C) 

ou 208 °F a 284 °F (intervalos 1 °F) 

temperatura de alarme de hot-spot 98 °C a 140 °C (intervalos 1 °C) 

ou 208 °F a 284 °F (intervalos 1 °F) 

Aviso de taxa de envelhecimento 0.125 a 128.000 (intervalos 0.001) 

Alarme detaxa de envelhecimento 0.125 a 128.000 (intervalos 0.001) 

4.10 Thermoboxes para Proteção de Sobrecarga 

Detectores de 

Temperatura 

Limites de 

Anunciações 

Thermoboxes (conectável) 

Número de detectores de temperatura 

1 ou 2 

por thermobox max. 6 

Tipo de medição Pt 100 Ω ou Ni 100 Ω ou Ni 120 Ω 

para cada ponto de medição: 

Aviso de temperatura (estágio 1) –50 °C a 250 °C (intervalos 1 °C) 

ou –58 °F a 482 °F 

ou ∞ (sem aviso) 

(intervalos 1 °F) 

Alarme de temperatura (estágio 2) –50 °C a 250 °C (intervalos 1 °C) 

ou –58 °F a 482 °F (intervalos 1 °F) 

ou ∞ (sem alarme) 

303



Supervisão do 

Disjuntor 

Condições de 

Partida 

Monitoramento de fluxo de corrente 0.04 A a 1.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

para o lado respectivo 

Relação de Dropout/Pickup aprox. 0.9 para I ≥ 0.25 A 1 ) 

Tolerância de pickup 5 % of set value ou 0.01 A 1 ) 

Monitoramento de status do disjuntor entrada binária para cont. aux. do disjuntor 


para proteção de falha do disjuntor trip interno 

trip externo (via entrada binária) 

Tempos Tempo de Pickup aprox. 3 ms com grandezas medidas 

presentes; 

aprox. 20 ms após ligação das 

grandezas medidas, fN = 50/60 Hz; 

aprox. 60 ms após ligação das 

grandezas medidas, fN = 16 2 / 3 Hz 

tempo de reset (incl. relé de saída) ≤30 ms em fN = 50/60 Hz, 

≤90 ms em fN = 16 2 / 3 Hz 

Temporizações para todos estágios 0.00 s a 60.00 s; ∞ (intervalos 0.01 s) 


4.12 Comandos de Trip Externos 


para Trip Direto 

Anunciações de 

Transparâmetros 

Número 2 

Tempo de Operação aprox. 12.5 ms min. 

aprox. 25 ms típico 

Tempo de dropout aprox. 25 ms 

Temporização 0.00 s a 60.00 s (intervalos 0.01 s) 

Expiração de tolerância 1 % do valor de ajuste ou 10 ms 


Anunciações externas Aviso Buchholz 

Tanque Buchholz 

Trip Buchholz 


C53000–G1179–C148–1


7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Grandezas Medidas Simetria de corrente 

(para cada lado) 

– FATOR SIMETRIA I 

|Imin | / |Imax | < BAL. FAKT. I 

if Imax / IN > BAL. I LIMIT / IN 0.10 a 0.90 (intervalos 0.01) 

– LIMITE SIMETRIA I 0.10 A a 1.00 A 1 ) (intervalos 0.01 A) 

Rotação de fase IL1 antes de IL2 antes de IL3 (horária) ou 

IL1 antes de IL3 antes de IL2 (anti-horária) 

if |IL1 |, |IL2 |, |IL3 | > 0.5 IN Supervisão do 



Valores 

Operacionais 

Medidos 


Número de circuitos de trip supervisionados 1 

Operação de cada circuito de trip com 1 entr. binária ou com 2 entr. binárias 

Valores operacionais medidos de correntesIL1 ; IL2 ; IL3 3-fases, em cada lado em A primário e secundário e % de INobj – Tolerância em IN = 1A ou 5A 1% do valor medido ou 1% de IN – Tolerância em IN = 0.1 A 2 % do valor medido ou 2 % de IN Valores operacionais medidos de correntes3I0 ; I1 ; I2 3-fases, em cada lado em A primário e secundário e % de INobj – Tolerância 2 % do valor medido ou 2 % of IN Valores operacionais medidos de correntesI1 a I7 ; 

1-fase para cada alimentador em A primário e secundário e % de INobj – Tolerância 2 % do valor medido ou 2 % of IN Valores operacionais medidos de correntesI8 para entrada de alta-sensitividade em A primário e em A secundário 

– Tolerância 1 % do valor medido ou 2 mA 

Ângulos de fases de correntes 

3-fases, em cada lado 

– Tolerância 

ϕ(IL1 ); ϕ(IL2 ); ϕ(IL3 ) em ° 

referente a ϕ(IL1 ) 

1° na corrente nominal 

Ângulos de fases de correntes 

1-fase para cada alimentador 

– Tolerância 

ϕ(IL1 ) to ϕ(IL7 ) em° 

referente a ϕ(IL1 ) 

1° na corrente nominal 

Valores operacionais medidos f 

de freqüência 

– Faixa 

em Hz e % de fN 10 Hz to 75 Hz 

– Tolerância 1 % dentro da faixa fN ±10 % em I = IN Valores operacionais medidos de potênciaS (potência aparente) 

com tensão nominal aplicada em kVA; MVA; GVA primary 

305


Registro de Dados 

de Evento de Falta 

Valores operacionais medidos ΘL1 ; ΘL2 ; ΘL3 ; Θres para valor térmico ref. aumento de temp. de trip Θtrip Valores operacionais medidos ΘRTD1 to ΘRTD12 (Temperatura conf. IEC 60354) em °C ou °F 

taxa de envelhec. relativa, reserva de carga 

Valores medidos de 

proteção diferencial IDIFFL1; IDIFFL2; IDIFFL3; IRESTL1; IRESTL2; IRESTL3 em % de corrente operacional nominal 

–Tolerância (com valores pré-ajustados) 2 % do valor med. ou 2 % de IN (50/60 Hz) 

3 % do valor med. ou 3 % de IN (16 2 / 3 Hz) 

Valores medidos de IdiffREF; IRestREF proteção de falta à terra restrita em % de corrente operacional nominal 

–Tolerância (com valores pré-ajustados) 2 % do valor med. ou 2 % de IN (50/60 Hz) 

3 % do valor med. ou 3 % de IN (16 2 / 3 Hz) 

Armazenamento de mensagens 

das últimas 8 faltas com um total máximo de 200 mensagens 

Gravação de Falta Número faltas armazenadas gravadas max. 8 

Período de armazenamento max. 5 s para cada falta 

(partida com pickup ou trip) aprox. 5 s no total 

Taxa de amostragem em fN = 50 Hz 1.67 ms 

Taxa de amostragem em fN = 60 Hz 

Taxa de amostragem em fN = 16 

1.83 ms 

2 / 3 Hz 5 ms 

Estatísticas Número de eventos de trip causados pelo 

7UT612 

Total de correntes interrompidas 

causado pelo 7UT612 segregado para cada polo e cada lado 

Horas operacionais Até 7 dígitos decimais 

Critério Corrente acima do limite estabelecido 

(Breaker S1 I> ou Breaker S2 I>) 

Relógio em Tempo 

Real e Bateria de 

Buffer 


Tempo 

Resolução para mensagens operacionais1 ms 

Resoluçãopara mensagens de faltas 1 ms 

Bateria de Buffer 3 V/1 Ah, tipo CR 1/2 AA 

Tempo aprox. de auto-descarga 10 anos 

Modos de operação: 

Interno Interno via RTC 

IEC 60870–5–103 Externo via interface de sistema 

(IEC 60870–5–103) 

Sinal de tempo IRIG B Externo via IRIG B 

Sinal de tempo DCF77 Externo, via sinal de tempo DCF77 

Sinal de tempo synchro-box Externo, via synchro-box 

Pulso via entrada binária Externo com pulso via entrada binária 


C53000–G1179–C148–1

Funções 

Configuráveis pelo 

Usuário (CFC) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Tempos de processamento para bloqueio de funções: 

Bloqueio, necessidades básicas 

Iniciando com 3ª entrada adicional para 

5 TICKS 

bloqueios genéricos por entrada 1 TICK 

Função lógica com margem de entrada 6 TICKS 

Função lógica com margem de saída 7 TICKS 

Em adição a cada gráfico 1 TICK 

Maáximo número de TICKS em níveis sequenciais: 

MW_BEARB (processamento de valores medidos) 1200 TICKS 

PLC1_BEARB (processamento PLC lento) 255 TICKS 

PLC_BEARB (processamento PLC rápido) 90 TICKS 

SFS_BEARB (intertravamnto da chave) 1000 TICKS 


307


4.15 Dimensões 

Caixa para Montagem Embutida ou Instalação em Cubículo 

± 0.3 

255.8 

266 

+ 1 

245 

5.4 

29.5 172 

placa de montagem 

34 

2 

146 +2 

5 or M4 

6 

244 

266 

29.5 172 

Figura 4-13 Dimensões do 7UT612 para montagem embutida ou instalação em cubículo 

2 

placa de montagem 

Vista lateral (com terminais parafusados) Vista lateral (com terminais plug-in) 

Vista traseira 

13.2 

7.3 

± 0.5 

105 

± 0.3 

131.5 

Corte do painel 

244 

Dimensões em mm 


C53000–G1179–C148–1 

29 30 

34 

R 

Q 

150 

145 

C 

B 

F 

A

Caixa para Montagem Sobreposta 

Figura 4-14 Dimensões 7UT612 para montagem sobreposta 

Thermobox 

61.8 

9 

45 

165 

144 

31 45 

46 

60 

150 

1 15 

16 

30 

Figura 4-15 Dimensões da Thermobox 7XV5662–∗AD10–0000 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

10.5 260 

280 

320 

344 

Vista frontal Vista lateral 

Vista lateral 

58 

48 

 

25 

16.5 

3 

90 

3 

71 

3 Travas (Travada) 

para Montagem c/ presilha 

em rack padrão 

116 

dimensões em mm 

98 

29.5 

266 

Dimensões em mm 

105 

140 

Vista frontal 

4.15 Dimensões 

3 travas (destravada) 

para Montagem em ParedeM 

com parafusos 

Furo 4.2 mm 

309



C53000–G1179–C148–1

Apêndice A 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Este apêndice é antes de mais nada uma referência para o usuário experiente. Este 

Capítulo fornece informações sobre pedidos para os modelos do 7UT612. Diagramas 

gerais indicando as conexões de terminais dos modelos do 7UT612 estão incluidos. 

Exemplos de conexões mostram as conexões apropriadas do dispositivo ao equipamento 

primário em configurações de sistemas típicos de energia. Tabelas com todos 

os ajustes e todas as informações disponíveis em um 7UT612 equipado com todas 

as opções são também fornecidas. 

A.1 Informações sobre Pedidos e Acessórios 312 

A.2 Diagramas Gerais 317 

A.3 Exemplos de Conexões 319 

A.4 Designação das Funções de Proteção para Objetos Protegidos 330 

A.5 Configurações de Ajustes de Fábrica 332 

A.6 Funções Dependentes de Protocolo 334 

A.7 Lista de Ajustes 335 

A.8 Lista de Informações 351 

A.9 Lista de Valores Medidos 370 

311

A Apêndice 

A.1 Informações sobre Pedidos e Acessórios 

Proteção Diferencial 

7UT612 

Corrente Nominal 

I N = 1 A 1 

I N = 5 A 5 

Tensão auxiliar (Fonte de alimentação, Limite de pickup de entradas binárias) 

DC 24 V a 48 V, limite de entrada binária 17 V 2 ) 2 

DC 60 V a 125 V 1 ), limite de entrada binária 17 V 2 ) 4 

DC 110 V a 250 V 1 ), AC 115 a 230 V, limite de entrada binária 73 V 2 ) 5 

Caixa / Número de Entradas e Saídas 

BI: Entradas Binárias, BO:Saídas Binárias 

Caixa de montagem sobreposta com duas fileiras de terminais, 1 / 3 × 19", 3 BI, 4 BO, 1 contato vivo B 

Caixa montagem embutida com terminais plug-in, 1 / 3 × 19", 3 BI, 4 BO, 1 contato vivo D 

Caixa montagem embutida com terminais parafusados, 1 / 3 × 19", 3 BI, 4 BO, 1 contato vivo E 

Região-Padrão Específico / Ajustes de Lingua e Versões de Funções 

Região GE, 50/60 Hz, 16 2 / 3 Hz, lingua Alemã (lingua pode ser mudada) A 

Região world, 50/60 Hz, 16 2 / 3 Hz, lingua Inglêsa, (lingua pode ser mudada) B 

Região US, 60/50 Hz, lingua Inglêsa-Norte Americana (lingua pode ser mudada) C 

Região world, 50/60 Hz, 16 2 / 3 Hz, lingua Espanhola (lingua pode ser mudada) E 

Interface de Sistema: Funcionalidade e Hardware (Port B) 

Sem interface de sistema 0 

Protocolo IEC, electrica RS232 1 

Protocolo IEC, electrica RS485 2 

Protocolo IEC, ótica 820 nm, ST-plug 3 

Profibus FMS Escrava, electrica RS485 4 

Profibus FMS Escrava, ótica, anel simples, Conector ST 5 

Profibus FMS Escrava, ótica, anel duplo, Conector ST 6 

Para outras interfaces veja especificaçãoadicional L 9 

+ L 0 

Especificação Adicional L 

Profibus DP Escrava, RS485 A 

Profibus DP Escrava, ótica 820 nm, anel duplo, conector ST B 

Modbus, RS485 D 

Modbus, ótica 820 nm, conector ST E 

DNP, RS485 G 

DNP, ótica 820 nm, conector ST H 

DIGSI / Modem Interface / Thermobox (Port C) 

No DIGSI interface no lado traseiro 0 

DIGSI / Modem, elétrica RS232 1 

DIGSI / Modem / Thermobox, elétrica RS485 2 

DIGSI / Modem / Thermobox, ótica 820 nm, conector ST 3 

1 ) através de jumpers plug-in, uma das duas faixas de tensão pode ser selecionada 

2 ) para cada entrada binária,uma das faixas de limite de pickup podem ser selecionadas com jumpers plug-in 

veja página A-3 

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 


C53000–G1179–C148–1 

_ 

_ 

A 0

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


_ 

Proteção Diferencial 7UT612 

_ 

A 0 

Funcionalidade 


Valores medidos básicos 1 

Valores medidos básicos,funções de monitoramento de transformadores 

(conexão a thermobox / hot spot, fator de sobrecarga) 4 

Proteção Diferencial + Funções Básicas A 

Proteção diferencial para transformador,gerador,motor,barramento (87) 

Proteção de sobrecarga conforme IEC para 1 enrolamento (49) 

Bloqueio (86) 

Proteção de sobrecorrente temporizada de fases (50/51): I>, I>>, Ip (estabilização de inrush) 

Proteção de sobrecorrente 3I0 (50N/51N): 3I0>, 3I0>>, 3I0p (estabilização de inrush) 

Proteção de sobrecorrente temporizada à terra (50G/51G): IE>, IE>>, IEp (estabilização de inrush) 

Proteção diferencial +Funções Básicas + Funções Adicionais B 

Proteção de falta à terra restrita, baixa impedância (87G) 

Proteção de falta à terra restrita, alta impedância (87G sem resistor e varistor), O/C 1-fase 

Supervisão de circuito de trip (74TC) 

Proteção de carga desbalanceada (46) 

Proteção de falha do disjuntor (50BF) 

Proteção de sobrecorrente temporizada de alta sensitividade /proteção de vazamento de tanque (64), O/C 1-fase 

Exemplo de pedido: 7UT6121–4EA91–1AA0 +L0A 

Proteção diferencial 

aqui: pos. 11 = 9 apontando L0A, isto é, versão com interface Profibus DP Escrava, RS485 

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 

313

A Apêndice 

A.1.1 Accessórios 

Thermobox Para até pontos de medição de temperatura (no máximo 2 dispositivos podem ser 

conectados ao 7UT612) 


Casamento/Soma 

Módulos 

Interface 

Tampa de 

Cobertura de Bloco 

Terminal 

Links de Curto- 

Circuito 

Nome Nº de Pedido 

Thermobox, UN = 24 a 60 V AC/DC 7XV5662–2AD10 

Thermobox, UN = 90 a 240 V AC/DC 7XV5662–5AD10 

Para conexão de barramento monofásica 

Nome Nº de Pedido. 

Transformador de Casamento / Soma IN = 1 A 4AM5120–3DA00–0AN2 

Transformador de Casamento / Soma IN = 5 A 4AM5120–4DA00–0AN2 

Módulos de Interface Intercambiáveis 

Nome Nº de Pedido. 

RS232 C53207–A351–D641–1 

RS485 C53207–A351–D642–1 

Ótica 820 nm C53207–A351–D643–1 

Profibus FMS RS485 C53207–A351–D603–1 

Profibus FMS anel duplo C53207–A351–D606–1 

Profibus FMS anel simples C53207–A351–D609–1 

Profibus DP RS485 C53207–A351–D611–1 

Profibus DP anel duplo C53207–A351–D613–1 

Modbus RS485 C53207–A351–D621–1 

Modbus 820 nm C53207–A351–D623–1 

DNP 3.0 RS485 C53207–A351–D631–1 

DNP 3.0 820 nm C53207–A351–D633–1 

Tipo de tampa de cobertura para blocos terminais Nº de Pedido 

Bloco de 18 terminais de tensão, 12 de corrente C73334-A1–C31–1 

Bloco de 12 terminais de tensão,8 de corrente C73334-A1–C32–1 

Links para de curto-circuito / tipo de terminal Nº de Pedido 

Bloco de tensão, 18 terminais, 12 terminais C73334-A1–C34–1 

Bloco de corrente,12 terminais, 8 terminais C73334-A1–C33–1 


C53000–G1179–C148–1

Conectores de 

Soquetes Plug-in 

Trilho de 

Montagem para 

Racks com 19" 

Bateria 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Cabo de Interface Um cabo de interface é necessário para a comunicação entre o dispositivo 

SIPROTEC e um computador. 

Software 

Operacional 

DIGSI ® 4 

Programa de 

Análise Gráfica 

SIGRA 

Ferramentas 

Gráficas 

Para tipo de conector Nº de Pedido 

2 pinos C73334–A1–C35–1 

3 pinos C73334–A1–C36–1 

Nome Nº de Pedido 

Fita de ângulo (trilho de montagem) C73165-A63-C200-3 

Bateria de Lítio 3 V/1 Ah, Tipo CR 1/2 AA Nº de Pedido 

VARTA 6127 101 501 

Cabo interface entre PC ou dispositivo SIPROTEC Nº de Pedido 

Cabo com 9 pinos de conexão macho / fêmea 7XV5100–4 

Software para ajuste e operação de dispositivos SIPROTEC ® 4 

Software Operacional DIGSI ® 4 Nº de Pedido 

DIGSI ® 4, versão básica com licença para 10 computadores 7XS5400–0AA00 

DIGSI ® 4, versão completa para todos os pacotes opcionais 7XS5402–0AA0 

Software para visualização gráfica, análise e avaliação de dados de faltas. Pacote 

opcional da versão completa de DIGSI ® 4 

Programa de análise gráfica SIGRA ® Nº de Pedido 

Versão completa com licença para 10 máquinas 7XS5410–0AA0 

Software para configuração graficamente suportada de curvas características e que 

fornece diagramas de zona para dispositivos de proteção de distância e de 

sobrecorrente. (Pacote opcional com versão completa do DIGSI ® 4) 

Ferramentas Gráficas 4 Nº de Pedido 

Versão completa com licençapara 10 máquinas 7XS5430–0AA0 

315

A Apêndice 

DIGSI REMOTE 4 Software para operação remota de dispositivos de proteção via um modem 

(e possibilidade de conexão estrela) usando DIGSI ® 4. 

(Pacote opcional para a versão completa de DIGSI ® 4). 

DIGSI REMOTE 4 Nº de Pedido 


SIMATIC CFC 4 Software para configuração gráfica de condições de intertravamento e criação de 

funções adicionais nos dispositivos SIPROTEC ® 4. (Pacote opcional para a versão 

completa de DIGSI ® 4). 

SIMATIC CFC 4 Nº de Pedido 


Varistor Detector de tensão para proteção de alta impedância 

Varistor Nº de Pedido 

125 Vrms; 600 A; 1S/S256 C53207–A401–D76–1 

240 Vrms; 600 A; 1S/S1088 C53207–A401–D77–1 


C53000–G1179–C148–1

A.2 Diagramas Gerais 

A.2.1 Montagem Embutida ou Montagem em Cubículo 

7UT612∗–∗D/E 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

Q7 

Q8 

R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

R7 

R8 

F14 

F15 

F16 

F17 

F18 

I L1S1/I 1 

I L2S1 /I 2 

I L3S1 /I 3 

I 7 

I L1S2/I 4 

I L2S2/I 5 

I L3S2/I 6 

I 8 

BI1 

BI2 

BI3 

BO1 

BO2 

BO3 

BO4 

Contato vivo 

Fonte de 

alimentação 

Interface Serviço/ 

Thermobox 

Interface de sistema B 

Sincron. de tempo 

Interface de Operação 

Aterramento na 

parede traseira 

A.2 Diagramas Gerais 

Pinos de designação de 

pinos da interface veja a 

Tabela 3-8 e 3-9 na Subseção 

3.1.3 

Figura A-1 Diagrama Geral 7UT612*-*D/E (montagem de painel embutido ou em cubículo 

1 2 

3 2 

1 2 

3 2 

( ~ ) 

+ 

- 

F6 

F7 

F8 

F9 

F10 

F11 

F12 

F13 

F3 

F4 

F5 

F1 

F2 

C 

A 

Capacitores de supressão 

de interferência no 

contatos do relé 

Cerâmicos, 4.7 nF, 250 

317

A Apêndice 

A.2.2 Montagem Sobreposta 

7UT612∗–∗B 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

12 

27 

9 

24 

8 

23 

7 

22 

6 

21 

48 

32 

47 

31 

46 

I L1S1/I 1 

I L2S1/I 2 

I L3S1/I 3 

I 7 

I L1S2 /I 4 

I L2S2/I 5 

I L3S2/I 6 

I 8 

BI1 

BI2 

BI3 

Fonte de 

alimentação 

Sincr. de Tempo 

Figura A-2 Diagrama geral do 7UT612∗–∗B (montagem sobreposta) 

Terminal de 

aterramento (16) 


C53000–G1179–C148–1 

BO1 

BO2 

BO3 

BO4 

Contato vivo 

Interface de Serviço/ 

Thermobox 

1 2 

3 2 

1 2 

3 2 

( ~ ) 

2 

17 

3 

18 

4 

19 

1 

Interface de sistema B 

Interface de operação 

Aterramento na 

parede lateral 

+ 

- 

39 

54 

38 

53 

35 

50 

34 

49 

52 

36 

51 

10 

11 

C 

IN SYNC 

IN 12 V 

COM SYNC 

COMMON 

IN 5 V 

IN 24 V 

Tela 

Pinos de designação de 

pinos da interface veja a 

Tabela 3-8 e 3-9 na Subseção 

3.1.3 

Capacitores de supressão 

de interferência nos 

contatos do relé, 

Cerâmicos, 4.7 nF, 250

A.3 Exemplos de Conexões 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

L 1 

L 2 

L 3 

L 1 

L 2 

L 3 

Montagem sobreposta 

Montagem embutida 


Lado 2 Lado 1 

P2 

S2 

P1 

S1 

9 

24 

8 

23 

7 

22 

R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

7UT612 

Lado 2 Lado 1 

P2 

S2 

P1 

S1 

9 

24 

8 

23 

7 

22 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 



R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

7UT612 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

Figura A-3 Exemplo de conexão do 7UT612 para um transformador de potência trifásico 

sem (acima) e com (abaixo) ponto estrela aterrado 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

P1 P2 

S1 S2 

P1 P2 

S1 S2 

L 1 

L 2 

L 3 

L 1 

L 2 

L 3 

319

A Apêndice 

Lado 2 P2 

P1 

P1 P2 Lado 1 

L1 L1 L 2 

L 3 

S2 

S1 


Montagem embutida/ Q7 

cubículo 

9 R1 

24 

8 

23 

7 

22 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

7UT612 


com transformador de corrente entre o ponto estrela e o ponto de aterramento 


C53000–G1179–C148–1 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

P1 

P2 

S1 

S2 

12 

I 7 

27 

Q8 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

S1 S2 

L 2 

L 3

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Lado 2 Lado 1 

P2 

P1 

P1 P2 

L1 L1 L 2 

L 3 

S2 

S1 

9 

24 

8 

23 

7 

22 

R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

7UT612 

P2 

S2 

Montagem sobreposta 12 


l 

Q7 


com reator neutro de aterramento e transformador de corrente entre o ponto 

estrela e o ponto de aterramento 

I 7 

P1 

S1 

27 

Q8 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

S1 S2 

L 2 

L 3 

321

A Apêndice 

Lado 2 

L1 L 2 

L 3 

P2 

S2 

P1 

S1 

9 

24 

8 

23 

7 

22 

Montagem Sobreposta 12 

Montagem embutida Q7 

R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

7UT612 

Lado 1 

L1 Figura A-6 Exemplo de conexão do 7UT612 para um auto-transformador trifásico com 

transformador de corrente entre o ponto estrela e o ponto de aterramento 


C53000–G1179–C148–1 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

P1 

P2 

S1 

S2 

I 7 

27 

Q8 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

P1 P2 

S1 S2 

L 2 

L 3

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Lado 2 

L1 L 3 

P2 

S2 

P1 

S1 

9 

24 

8 

23 

7 

22 


Montagem embutida Q7 

R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

7UT612 


Figura A-7 Exemplo de conexão do 7UT612 para um transformador de potência 

monofásico com transformador de corrente entre o ponto estrela e o ponto de 

aterramento 

Figura A-8 Exemplo de conexão do 7UT612 para um transformador de potência com 

somente um transformador de corrente (lado direito) 

P1 

P2 

S1 

S2 

I 7 

27 

Q8 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

P1 P2 

S1 S2 

Lado 1 

L1 Lado 2 Lado 1 

P2 

P1 

P1 P2 

L1 L1 L 3 

S2 

S1 

9 

24 

8 

23 

7 

22 


Montagem embutida/cubículo 

R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

7UT612 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

S1 S2 

L 3 

L 3 

323

A Apêndice 

Lado 2 Lado 1 

P2 

P1 

P1 P2 

L1 Montagem Sobreposta 


R1 

Q1 

Figura A-9 Exemplo de conexão do 7UT612 para um gerador ou motor 

„Lado 2“ „Lado 1“ 

P2 

S2 

P1 

S1 

9 

24 

8 

23 

7 

22 

S2 

Montagem Sobreposta 

R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

S1 

9 

24 

8 

23 

7 

22 


I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

7UT612 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

7UT612 

Figura A-10 Exemplo de conexão do 7UT612 como proteção differencial transversal para um gerador com dois 

enrolamentos por fase 


C53000–G1179–C148–1 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

P2 

S2 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

P1 

S1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

S1 S2 

L 2 

L 3 

L 1 

L 2 

L 3

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Lado 2 

L1 L 2 

L 3 

P2 

S2 

P1 

S1 

9 

24 

8 

23 

7 

22 


Montagem embutida/ 

cubículo 

R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

P1 

P2 

7UT612 


Lado 1 

L1 Figura A-11 Exemplo de conexão do 7UT612 para um reator shunt aterrado com 

transformador de corrente entre o ponto estrela e o ponto de aterramento 

S1 

S2 

12 

Q7 

I 7 

27 

Q8 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

P1 P2 

S1 S2 

L 2 

L 3 

325

A Apêndice 

P1 

P2 

S1 

S2 

P1 P2 

S1 S2 



cubículo 

9 R1 

24 

8 

23 

7 

22 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

7UT612 

Figura A-12 Exemplo de conexão do 7UT612 como proteção de alta-impedância em um 

enrolamento de transformador com ponto estrela aterrado (a ilustração mostra a 

conexão parcial da proteção de alta-impedância) 


C53000–G1179–C148–1 

V R 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

I 8 

27 

Q8 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

L 1 

L 2 

L 3 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28

Lado 2 P2 

P1 

P1 P2 

P1 P2 Lado 1 

L1 L 2 

L 3 

S2 

S1 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 



cubículo 

9 R1 

24 

8 

23 

7 

22 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

P1 

P2 

P1 

P2 

I L1S2 

I L2S2 

I L3S2 

S1 

S2 

S1 

S2 

7UT612 

I 7 

S1 S2 

27 

Q8 

6 

R7 


Figura A-13 Exemplo de conexão do 7UT612 para um transformador de potência trifásico com transformadores de corrente 

entre o ponto estrela e o ponto de aterramento, conexão adicional para proteção de alta-impedância 

R 

V 

I 8 

21 

R8 

I L1S1 

I L2S1 

I L3S1 

Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

15 

30 

14 

29 

13 

28 

S1 S2 

L 1 

L 2 

L 3 

327

A Apêndice 

P1 

P2 

Alimentador 1 Alimentador 2 Alimentador 3 Alimentador 4 Alimentador 5 Alimentador 6 Alimentador 7 

L1 S1 

S2 

P1 

P2 

S1 

S2 

P1 

P2 

15 

30 

14 

29 

13 

28 


Q1 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

S1 

S2 

P1 

P2 


I 1 

I 2 

I 3 

7UT612 

Figura A-14 Exemplo de conexão do 7UT612como proteção de barramento monofásico, ilustrado para fase L1 


C53000–G1179–C148–1 

S1 

S2 

I 4 

I 5 

I 6 

I 7 

P1 

P2 

R1 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

Q7 

Q8 

9 

24 

8 

23 

7 

22 

12 

27 

S1 

S2 

P1 

P2 

S1 

S2 

P1 

P2 

S1 

S2 

L 2 

L 3

P1 

P2 

SCT 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 



Alimentador 7 

S1 

S2 

L 1 L 2 L 3 E 

P1 

P2 

S1 

S2 

L 1 L 2 L 3 E L 1 L 2 L 3 E 

SCT SCT 

15 

30 

14 

29 

13 

28 



Q1 

R1 

Figura A-15 Exemplo de conexão do 7UT612 como proteção de barramento, conectado via transformadores de 

corrente de soma externos (SCT) — ilustração parcial para alimentadores 1, 2 e 7 

Q2 

Q3 

Q4 

Q5 

Q6 

I 1 

I 2 

I 3 

7UT612 

I 4 

I 5 

I 6 

I 7 

R2 

R3 

R4 

R5 

R6 

Q7 

Q8 

P1 

P2 

9 

24 

8 

23 

7 

22 

12 

27 

S1 

S2 

L 1 

L 2 

L 3 

329

A Apêndice 

A.4 Designação das Funções de Proteção para Objetos Protegidos 

Nem toda função de proteção implementada do 7UT612 é aplicável ou está 

disponível para cada objeto protegido. A Tabela A-1 lista as funções de proteção 

corres-pondentes para cada objeto protegido. Uma vez configurado o objeto 

protegido (conforme a Seção 2.1.1), somente as funções de proteção 

correspondentes especificadas na tabela abaixo estarão disponíveis e ajustáveis. 

Tabela A-1 Visão geral das funções de proteção disponíveis no objeto protegido 

Função de Proteção 


com 

dois 

enrolamentos 


Monofásicos 

r 

Auto- 

Transformador 

Gerador / 

Motor 

Barramento 

3-fases 

Barramento 

1-fase 

Proteção diferencial X X X X X X 

Proteção de falta à 

terra restrita 

Proteção de 

sobrecorrente 

temporizada de fases 

Proteção de 

sobrecorrente 

temporizada 3I0 

Proteção de 

sobrecorrente 

temporizada à terra 

Proteção de 

sobrecorrente 

temporizada 

monofásica 

Proteção de carga 

desbalanceada 

Proteção de 

sobrecarga 

IEC 60255–8 

X — X X — — 

X X X X X — 

X — X X X — 

X X X X X X 

X X X X X X 

X — X X X — 

X X X X X — 

Proteção de 

sobrecarga IEC 60354 

X X X X X — 

Proteção de falha do 

disjuntor 

X X X X X — 

Monitoramento de 

valor medido 

X X X X X — 

Supervisão de circuito 

de trip 

X X X X X X 

Legenda: X Função disponível — Função não disponível 


C53000–G1179–C148–1

Tabela A-1 Visão geral das funções de proteção disponíveis no objeto protegido 

Função de Proteção 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


com 

dois 

enrolamentos 

A.4 Designação das Funções de Proteção para Objetos Protegidos 


Monofásicos 

r 

Auto- 

Transformador 

Gerador / 

Motor 

Barramento 

3-fases 

Comando de trip 

externo 1 

X X X X X X 

Comando de trip 

externo 2 

X X X X X X 

Valores medidos X X X X X X 

Legenda: X Função disponível — Função não disponível 

Barramento 

1-fase 

331

A Apêndice 

A.5 Configurações de Ajustes de Fábrica 


Saídas Binárias 

(Relés de Saída) 

LEDs de 

Sinalização 

Tabela A-2 Ajustes de Fábrica das entradas binárias 

Entradas 

Binárias 

Texto LCD FNo Observações 

BI1 >Reset LED 00005 Reset de indicações bloqueadas, 

H–ativo 

BI2 >Buchh. Trip 00392 Trip da proteção Buchholz, 

H–ativo 

BI3 — — Sem pré-ajuste 

Tabela A-3 Ajustes de Fábrica das saídas binárias 

Saídas 

Binárias 

Texto LCD FNo Observações 

BO1 Relay TRIP 00511 Comando de trip do dispositivo (geral), 

não selado 

BO2 Relay PICKUP 00501 Pickup do dispositivo (geral), 

não selado 

BO3 >Buchh. Trip 00392 Trip da proteção Buchholz , não selado 

BO4 Error Sum Alarm 

Alarm Sum Event 

00140 

00160 

Tabela A-4 Ajustes de fábrica dos LEDs de sinalização 

Grupo de alarme de erros e 

perturbações, não selado 

LED Texto LCD FNo Observações 

LED1 Relay TRIP 00511 Comando de trip do dispositivo (geral), 

memorizado 

LED2 Relay PICKUP 00501 Pickup do dispositivo (geral), 

memorizado 

LED3 >Buchh. Trip 00392 Trip da proteção Buchholz, 

memorizado 

LED4 — — sem ajuste de fábrica 

LED5 — — sem ajuste de fábrica 

LED6 Error Sum Alarm 

Alarm Sum Event 

00140 

00160 

Grupo de alarme de erros e 

perturbações, não memorizado 

LED7 Fault Configur. 00311 Erros durante configuração ou ajuste 

(ajustes inconsistentes), 

não memorizado 


C53000–G1179–C148–1

Ajuste de Fábrica 

de Gráficos CFC 

"IN: Device >DataStop SP" 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

A.5 Configurações de Ajustes de Fábrica 

7UT612 fornece planilhas com gráficos CFC pré-ajustados. A Figura A-16 mostra um 

gráfico com mudanças de entrada binária “>DataStop” de indicação de ponto 

simples (SP) à indicação de ponto simples interna (IntSP). Conforme Figura A-17 um 

travamento de religamento será produzido. Ele trava o religamento do disjuntor após 

trip do dispositivo até reconhecimento manual. 

Negator 

NEG 

Negator 

Figura A-16 Gráfico CFC para bloqueio de transmissão e modo de teste 

"IN: >QuitG-TRP SP" 

"IN: Relay TRIP SP" 

OR 

OR 

OR‚ÄìGa 

PLC1_BEA 

5/‚ 

BO X1 Y BO 

BO X2 

BOOL_TO_DI 

BOOL_TO_DI_ 

PLC1_BEA 

3/‚ 

0 InterPos Y 

0 SelInt 

VAL 

Figura A-17 Gráfico CFC para bloqueio de religamento 

PLC1_BEA 

1/‚ 

BO X1 Y BO 

0 

0 

0 

COM 

BOOL_TO_IC 

Bool to Inte 

PLC1_BEA 

6/‚ 

W ORIGIN IE BO 

W PROP 

I TIMx100m 

BO TRIG 

W VAL 

adicionalmente designado 

p/ relé de trip! 

"OUT: Device UnlockDT IntSP" 

"OUT: G-TRP Quit In" 

333

A Apêndice 

A.6 Funções Dependentes de Protocolo 

Protocolo → IEC 60870–5–103 Profibus FMS Profibus DP DNP3.0 Modbus ASCII/RTU Interface de 

Serviço Adicional 

Função ⇓ 

(opcional) 

Valores Operacionais Sim Sim Sim Sim Sim Sim 

Medidos 

Valores Medidos Sim Sim Sim Sim Sim Sim 

Sim 

Não Somente via interface 

de serviço adicional 



Osciliografia de Falta Sim Sim Não Somente via interface 


Sim 





Sim Não Somente via interface 


. . 

Não Somente via 

interface de serviço 

adicional 

Ajuste Remoto da 

Proteçâo 

Sim 

“User-defined 

annunciations” in CFC 

(pre-defined) 

“User-defined 


(pre-defined) 

Sim Sim “User-defined 


(pre-defined) 

Anunciações 

especificadas pelo 

usuário e manobra de 

objetos 

– 

Via DCF77/IRIG B; 

Interface; 


Via protocolo; 

DCF77/IRIG B; 

Interface; 


Via DCF77/IRIG B; 

Interface; 


Via protocolo; 

DCF77/IRIG B; 

Interface; 


Sincronização de Tempo Via protocolo; 

DCF77/IRIG B; 

Interface; 


Sim Sim Não Sim Não Sim 

Anunciações com 

Estampa de Tempo 


C53000–G1179–C148–1 

Ajudas de 

Comissionamento 

Sim Sim Não Não Não Sim 

• Alarme e Valor Medido 

de Bloqueio de 

Transmissão 

Sim Sim Não Não Não Sim 

• Anunciações de 

Testes Gerados 

Modelo Físico Assíncrona Assíncrona Assíncrona Assíncrona Assíncrona – 

Modo de Transmissão cíclica/evento cíclica/evento cíclica cíclica/evento cíclica – 

Baudrate 4800 a 38400 Até 1.5 MBaud Até1.5 MBaud 2400 a 19200 2400 a 19200 2400 a 38400 

RS232 

RS485 

Fibra Ótica 

RS485 

Fibra Ótica 

RS485 

Fibra Ótica 

RS485 

Fibra Ótica 

RS485 

Fibra Ótica 

Tipo RS232 

RS485 

Fibra Ótica 

• Anel duplo 

• Anel simples 

• Anel duplo 

Sim 

Dispositivo de medição 

de Temperatura 7XV565

A.7 Lista de Ajustes 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Notas: 

Dependendo da versão e da variante pedida alguns endereços podem estar ausentes ou ter diferentes ajustes 

padrão. 

As faixas de ajustes e pré-ajustes listados na tabela seguinte referem-se a valor de corrente nominal IN = 1 A. 

Para um valor de corrente nominal secundária IN = 5 A os valores de corrente devem ser multiplicados por 5. 

Para ajuste de valores primários a relação de transformação do transformador tembém deve ser levada em 


Endereços com um “A” em seu final só podem ser mudados em DIGSI ® 4, em “Ajustes Adicionais”. 


103 Grp Chge OPTION Disabled 

Enabled 

105 PROT. OBJECT 3 phase Transformer 


Autotransformer 

Generator/Motor 



Disabled Opção de Mudança de Grupo de Ajuste 

3 phase Transformer Objeto a ser protegido 

106 NUMBER OF SIDES 2 2 Número de lados do Objeto Protegido 

107 NUMBER OF ENDS 3 

4 

5 

6 

7 

108 I7-CT CONNECT. not used 

Side 1 

Side 2 

112 DIFF. PROT. Disabled 

Enabled 

113 REF PROT. Disabled 

Side 1 

Side 2 

117 Coldload Pickup Disabled 

Enabled 

120 DMT/IDMT Phase Disabled 

Side 1 

Side 2 

121 DMT/IDMT PH. CH Definite Time only 




User Defined Pickup and Reset Curve 

122 DMT/IDMT 3I0 Disabled 

Side 1 

Side 2 

123 DMT/IDMT 3I0 CH Definite Time only 





124 DMT/IDMT Earth Disabled 

unsensitive Current Transformer I7 

7 Número de Terminais para Barramento 

Monofásico 

not used I7 do TC conectada a 

Enabled Proteção Diferencial 

Disabled Proteção de Falta à Terra Restrita 

Disabled Pickup de Carga Fria 

Disabled Proteção Sobrecorrente de Fase 

Definite Time only Característica de Pickup de Sobrecorrente 

de Fase 

Disabled Proteção Sobrecorrente 3I0 


3I0 

Disabled Proteção Sobrecorrente de Terra 

335

A Apêndice 


125 DMT/IDMT E CHR. Definite Time only 





127 DMT 1PHASE Disabled 

unsensitive Current Transformer I7 

sensitive Current Transformer I8 

140 UNBALANCE LOAD Disabled 

Side 1 

Side 2 

141 UNBAL. LOAD CHR Definite Time only 



142 Therm.Overload Disabled 

Side 1 

Side 2 

143 Therm.O/L CHR. classical (according IEC60255) 

according IEC354 

170 BREAKER FAILURE Disabled 

Side 1 

Side 2 

181 M.V. SUPERV Disabled 

Enabled 

182 Trip Cir. Sup. Disabled 

with 2 Binary Inputs 

with 1 Binary Input 


Enabled 


Enabled 

190 RTD-BOX INPUT Disabled 

Port C 

191 RTD CONNECTION 6 RTD simplex operation 




de Terra 

Disabled Sobrecorrente 1Fase 

Disabled Carga Desbalanceada 


Definite Time only Característica de Carga Desbalanceada 


Disabled Proteção de Sobrecarga Térmica 

classical (according 

IEC60255) 

Característica de Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

Disabled Proteção de Falha do Disjuntor 

Enabled Supervisão de Valores Medidos 

Disabled Supervisão de Circuito de Trip 

Disabled Função de Trip Externo 1 

Disabled Função de Trip Externo 2 

Disabled Entrada de Temperatura Externa 

6 RTD simplex operation Tipo de Conexão de Entrada de 

Temperatura Externa 

End. Título do Ajuste Função Opções de Ajustes Ajuste Padrão Comentários 

201 STRPNT->OBJ S1 Power System Data 1 YES 

NO 

YES Ponto estrela do TC Lado 1 na 

Direção do Objeto Protegido 

202 IN-PRI CT S1 Power System Data 1 1..100000 A 200 A Corrente Primária Nominal do TC 

Lado 1 

203 IN-SEC CT S1 Power System Data 1 1A 

5A 

206 STRPNT->OBJ S2 Power System Data 1 YES 

NO 


Lado 1 

YES Ponto estrela do TC Lado 2 na 

Direção do Objeto Protegido 

207 IN-PRI CT S2 Power System Data 1 1..100000 A 2000 A Corrente Primária Nominal do TC 

Lado 2 

208 IN-SEC CT S2 Power System Data 1 1A 

5A 

211 STRPNT->BUS I1 Power System Data 1 YES 

NO 


Lado 2 

YES I1 do Ponto Estrela do TC na Direção 

do Barramento 

212 IN-PRI CT I1 Power System Data 1 1..100000 A 200 A Corrente I1 Nominal Primária do TC 


C53000–G1179–C148–1



213 IN-SEC CT I1 Power System Data 1 1A 

5A 

0.1A 


NO 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

1A Corrente I1 Nominal Secundária do 

TC 


Barramento 

215 IN-PRI CT I2 Power System Data 1 1..100000 A 200 A Corrente Nominal Primária do TC I2 


5A 

0.1A 


NO 

1A Corrente Nominal Secundária do TC 

I2 


Barramento 



5A 

0.1A 


NO 


I3 


Barramento 



5A 

0.1A 


NO 


I4 


Barramento 



5A 

0.1A 


NO 


I5 


Barramento 



5A 

0.1A 

230 EARTH. ELECTROD Power System Data 1 Terminal Q7 

Terminal Q8 


NO 


I6 

Terminal Q7 Localização do eletrodo de 

aterramento 


Barramento 



5A 

0.1A 


I7 

235 Factor I8 Power System Data 1 1.0..300.0 60.0 Fator: Corrente Primária sobre 

Corrente Secundária I8 

240 UN-PRI SIDE 1 Power System Data 1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Tensão Primária Nominal Lado 1 

241 STARPNT SIDE 1 Power System Data 1 Solid Earthed 

Isolated 

242 CONNECTION S1 Power System Data 1 Y (Wye) 

D (Delta) 

Z (Zig-Zag) 

Solid Earthed Ponto Estrela do Lado1 está 


Transformador Lado 1 

243 UN-PRI SIDE 2 Power System Data 1 0.4..800.0 kV 11.0 kV Tensão Primária Nominal Lado 2 

244 STARPNT SIDE 2 Power System Data 1 Solid Earthed 

Isolated 

Solid Earthed Ponto Estrela do Lado 2 está 

337

A Apêndice 


245 CONNECTION S2 Power System Data 1 Y (Wye) 

D (Delta) 

Z (Zig-Zag) 


Transformador Lado 2 

246 VECTOR GRP S2 Power System Data 1 0..11 0 Numeral de Grupo Vetorial do Lado 2 

249 SN TRANSFORMER Power System Data 1 0.20..5000.00 MVA 38.10 MVA Potência Nominal Aparente do 

Transformador 

251 UN GEN/MOTOR Power System Data 1 0.4..800.0 kV 21.0 kV Tensão Primária Nominal de Gerador/ 

Motor 

252 SN GEN/MOTOR Power System Data 1 0.20..5000.00 MVA 70.00 MVA Potência Aparente Nominal do 

Gerador 

261 UN BUSBAR Power System Data 1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Tensão Primária Nominal do 

Barramento 

265 I PRIMARY OP. Power System Data 1 1..100000 A 200 A Corrente Operacional Primária 

266 PHASE SELECTION Power System Data 1 Phase 1 

Phase 2 

Phase 3 

270 Rated Frequency Power System Data 1 50 Hz 

60 Hz 

16 2/3 Hz 

271 PHASE SEQ. Power System Data 1 L1 L2 L3 

L1 L3 L2 

276 TEMP. UNIT Power System Data 1 Degree Celsius 

Degree Fahrenheit 

Phase 1 Seleção de Fase 

50 Hz Freqüência Nominal 

L1 L2 L3 Seqüência de Fase 

Degree Celsius Unidade da Temperatura de Medição 

280A TMin TRIP CMD Power System Data 1 0.01..32.00 sec 0.15 sec Duração Mínima de Comando de Trip 

283 Breaker S1 I> Power System Data 1 0.04..1.00 A 0.04 A Limite Mínimo de Corrente de 

Fechamento do Disjuntor S1 

284 Breaker S2 I> Power System Data 1 0.04..1.00 A 0.04 A Limite Mínimo de Corrente de 

Fechamento do Disjuntor. S2 

285 Breaker I7 I> Power System Data 1 0.04..1.00 A 0.04 A Limite Mínimo de Corrente de 

Fechamento do Disjuntor I7 

302 CHANGE Change Group Group A 

Group B 

Group C 

Group D 

Binary Input 

Protocol 

401 WAVEFORMTRIGGER Oscillographic Fault 

Records 

403 MAX. LENGTH Oscillographic Fault 

Records 

404 PRE. TRIG. TIME Oscillographic Fault 

Records 

405 POST REC. TIME Oscillographic Fault 

Records 

406 BinIn CAPT.TIME Oscillographic Fault 

Records 

Save with Pickup 

Save with TRIP 

Start with TRIP 

1201 DIFF. PROT. Differential Protection OFF 

ON 


1205 INC.CHAR.START Differential Protection OFF 

ON 

Group A Mudança para Outro Grupo de Ajuste 

Save with Pickup Captura de Forma de Onda 

0.30..5.00 sec 1.00 sec Extensão Máxima de Gravação de 

Captura de Forma de Onda 

0.05..0.50 sec 0.10 sec Tempo de pré-falta 

0.05..0.50 sec 0.10 sec Tempo de pós-falta 

0.10..5.00 sec; ∞ 0.50 sec Tempo de Captura via Entrada Binária 

OFF Proteção Diferencial 

OFF Aumento da Característica de Trip 

Durante a Partida 


C53000–G1179–C148–1



1206 INRUSH 2.HARM. Differential Protection OFF 

ON 

1207 RESTR. n.HARM. Proteção Diferencial OFF 

3. Harmonic 

5. Harmonic 

1208 I-DIFF> MON. Proteção Diferencial OFF 

ON 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

ON Inrush com Restrição de 2º Harmônico 

OFF Restrição nª Harmônica 

ON Monitoramento de Corrente 

Diferencial 

1210 I> CURR. GUARD Proteção Diferencial 0.20..2.00 I/InO; 0 0.00 I/InO I> para Guarda de Corrente 

1211A DIFFw.IE1-MEAS Proteção Diferencial NO 

YES 

1212A DIFFw.IE2-MEAS Proteção Diferencial NO 

YES 

NO Prot. Dif. com corrente de terra 

medida no lado 1 

NO Prot. Dif. com corrente de terra 

medida no lado 2 

1221 I-DIFF> Proteção Diferencial 0.05..2.00 I/InO 0.20 I/InO Valor de Pickup da Corrente 

Diferencial, estágio I> 

1226A T I-DIFF> Proteção Diferencial 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-DIFF> 

1231 I-DIFF>> Proteção Diferencial 0.5..35.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Valor de Pickup do estágio I>> 

1236A T I-DIFF>> Proteção Diferencial 0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-DIFF>> 

1241A SLOPE 1 Proteção Diferencial 0.10..0.50 0.25 Inclinação 1 da Característica de Trip 

1242A BASE POINT 1 Proteção Diferencial 0.00..2.00 I/InO 0.00 I/InO Ponto Base para Inclinação 1 da 


1243A SLOPE 2 Proteção Diferencial 0.25..0.95 0.50 Inclinação 2 da Característica de Trip 

1244A BASE POINT 2 Proteção Diferencial 0.00..10.00 I/InO 2.50 I/InO Ponto de Base para Inclinação 2 da 

Caract. 

1251A I-REST. STARTUP Proteção Diferencial 0.00..2.00 I/InO 0.10 I/InO I-RESTRAINT para Detecção de 

Partida 

1252A START-FACTOR Proteção Diferencial 1.0..2.0 1.0 Fator para Aumento da Caract. na 

Partida 

1253 T START MAX Proteção Diferencial 0.0..180.0 sec 5.0 sec Tempo de Partida Máximo 

Permissível 

1256A I-ADD ON STAB. Proteção Diferencial 2.00..15.00 I/InO 4.00 I/InO Pickup para Estabilização Add-on 

1257A T ADD ON-STAB. Proteção Diferencial 2..250 Cycle; ∞ 15 Cycle Duração da Estabilização Add-on 

1261 2. HARMONIC Proteção Diferencial 10..80 % 15 % Conteúdo do 2º Harmônico na I-DIFF 

1262A CROSSB. 2. HARM Proteção Diferencial 2..1000 Cycle; 0; ∞ 3 Cycle Tempo para Bloqueio Cruzado do 2º 

Harmônico 

1271 n. HARMONIC Proteção Diferencial 10..80 % 30 % Conteúdo do nº Harmônico na I-DIFF 

1272A CROSSB. n.HARM Proteção Diferencial 2..1000 Cycle; 0; ∞ 0 Cycle Tempo para Bloqueio Cruzado do nº 

harmônico 

1273A IDIFFmax n.HM Proteção Diferencial 0.5..20.0 I/InO 1.5 I/InO Limite IDIFF max da restrição do nº 

Harmônico 

1281 I-DIFF> MON. Proteção Diferencial 0.15..0.80 I/InO 0.20 I/InO Valor de Pickup do Monitoramento da 

Corrente Diferencial 

1282 T I-DIFF> MON. Proteção Diferencial 1..10 sec 2 sec Monitoramento da Temporização T 

I-DIFF> 

1301 REF PROT. Proteção de Falta à 


1311 I-REF> Proteção de Falta à 


OFF 

ON 


OFF Proteção de Falta à Terra Restrita 

0.05..2.00 I / In 0.15 I / In Valor de Pickup I REF> 

339

A Apêndice 


1312A T I-REF> Proteção de Falta à 


1313A SLOPE Proteção de Falta à 


1701 COLDLOAD PIKKUP Pickup de Carga Fria OFF 

ON 

1702 Start CLP Phase Pickup de Carga Fria No Current 


1703 Start CLP 3I0 Pickup de Carga Fria No Current 


1704 Start CLP Earth Pickup de Carga Fria No Current 


0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I-REF> 

0.00..0.95 0.00 Inclinação da Característica. I-REF> = 

f(I-SUM) 

OFF Função Pickup de Carga Fria (CLP) 


Sobrecorrente Fase 





1711 CB Open Time Pickup de Carga Fria 0..21600 sec 3600 sec Tempo OPEN (ABERTO) do Disjuntor 

1712 Active Time Pickup de Carga Fria 1..21600 sec 3600 sec Tempo Ativo 

1713 Stop Time Pickup de Carga Fria 1..600 sec; ∞ 600 sec Tempo de Parada 

2001 PHASE O/C Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2002 InRushRest. Ph Time overcurrent 

Phase 

2008A MANUAL CLOSE Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2011 I>> Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2012 T I>> Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2013 I> Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2014 T I> Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2021 Ip Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2022 T Ip Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2023 D Ip Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2024 TOC DROP-OUT Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2025 IEC CURVE Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2026 ANSI CURVE Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2031 I/Ip PU T/Tp Sobrec. Temporizada 

de Fase 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

I>> instantaneously 

I> instantaneously 

Ip instantaneously 

Inactive 

OFF Sobrecorrente Temporizada de Fase 

OFF InRush Restrito de Sobrecorrente de 

Fase 

I>> instantaneously Modo de Fechamento Manual de 

Sobrecorrente 

0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A I>> Pickup 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I>> 

0.10..35.00 A; ∞ 1.00 A I> Pickup 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T I> 

0.10..4.00 A 1.00 A Ip Pickup 

0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T Ip 

0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D Ip 

Instantaneous 


Normal Inverse 

Very Inverse 


Long Inverse 

Very Inverse 

Inverse 

Short Inverse 

Long Inverse 




1.00..20.00 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

Disk Emulation Característica TOC de Dropout 



Curva de Pickup I/Ip - TI/TIp 


C53000–G1179–C148–1



2032 MofPU Res T/Tp Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2041 2.HARM. Phase Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2042 I Max InRr. Ph. Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2043 CROSS BLK.Phase Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2044 T CROSS BLK.Ph Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2111 I>> Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2112 T I>> Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2113 I> Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2114 T I> Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2121 Ip Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2122 T Ip Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2123 D Ip Sobrec. Temporizada 

de Fase 

2201 3I0 O/C Sobrecorrente 

Temporizada 3I0 

2202 InRushRest. 3I0 Sobrecorrente 


2208A 3I0 MAN. CLOSE Sobrecorrente 


2211 3I0>> Sobrecorrente 


2212 T 3I0>> Sobrecorrente 


2213 3I0> Sobrecorrente 


2214 T 3I0> Sobrecorrente 


2221 3I0p Sobrecorrente 


7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

0.05..0.95 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

Múltiplo de Pickup TI/TIp 

10..45 % 15 % 2º Harmônico de Sobrecorrente de 

Fase em % de fundamental 

0.30..25.00 A 7.50 A Corrente Máxima para Restrição de 

Inrush de Sobrecorrente de Fase 

NO 

YES 

NO BLOQUEIO CRUZADO de 


0.00..180.00 sec 0.00 sec Tempo de BLOQUEIO CRUZADO de 

Sobrecorrente Temporizada de Fase 

0.10..35.00 A; ∞ 10.00 A Valor Pickup I>> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T I>> 

0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A Valor Pickup I> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec Temporização T I> 

0.10..4.00 A 1.50 A Valor Pickup Ip 

0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T Ip 

0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D Ip 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

3I0>> instantaneously 

3I0> instantaneously 

3I0p instantaneously 

Inactive 

OFF Sobrecorrente Temporizada 3I0 

OFF Restrição de Inrush de Sobrecorrente 

3I0 

3I0>> instantaneously Modo de Fechamento Manual de 


0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Valor Pickup 3I0>> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização T 3I0>> 

0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Valor Pickup 3I0> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização T 3I0> 

0.05..4.00 A 0.20 A Valor Pickup 3I0p 

341

A Apêndice 


2222 T 3I0p Sobrecorrente 


2223 D 3I0p Sobrecorrente 


2224 TOC DROP-OUT Sobrecorrente 


2225 IEC CURVE Sobrecorrente 


2226 ANSI CURVE Sobrecorrente 


2231 I/I0p PU T/TI0p Sobrecorrente 


2232 MofPU ResT/TI0p Sobrecorrente 


2241 2.HARM. 3I0 Sobrecorrente 


2242 I Max InRr. 3I0 Sobrecorrente 


2311 3I0>> Sobrecorrente 


2312 T 3I0>> Sobrecorrente 


2313 3I0> Sobrecorrente 


2314 T 3I0> Sobrecorrente 


2321 3I0p Sobrecorrente 


2322 T 3I0p Sobrecorrente 


2323 D 3I0p Sobrecorrente 


2401 EARTH O/C Sobrecorrente 

Temporizada à Terra 

2402 InRushRestEarth Sobrecorrente 


2408A IE MAN. CLOSE Sobrecorrente 


0.05..3.20 sec; ∞ 0.20 sec Dial de Tempo T 3I0p 

0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D 3I0p 

Instantaneous 



Very Inverse 


Long Inverse 

Very Inverse 

Inverse 

Short Inverse 

Long Inverse 




1.00..20.00 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

0.05..0.95 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 




Curva de Pickup 3I0/3I0p - T3I0/T3I0p 

Múltiplo de Pickup T3I0/T3I0p 

10..45 % 15 % 2º Harmônico de Sobrecorrente 3I0 

em % de fundamental 


Inrush de Sobrecorrente 3I0 

0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Valor Pickup de 3I0>> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec Temporização T 3I0>> 

0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Valor Pickup 3I0> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec Temporização T 3I0> 

0.05..4.00 A 1.00 A Valor Pickup 3I0p 

0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T 3I0p 

0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D 3I0p 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

IE>> instantaneously 

IE> instantaneously 

IEp instantaneously 

Inactive 

OFF Sobrecorrente Temporizada à Terra 

OFF Restrição de Inrush Sobrecorrente à 

Terra 

IE>> instantaneously Modo de Fechamento manual de 

Sobrecorrente IE 


C53000–G1179–C148–1



2411 IE>> Sobrecorrente 


2412 T IE>> Sobrecorrente 


2413 IE> Sobrecorrente 


2414 T IE> Sobrecorrente 


2421 IEp Sobrecorrente 


2422 T IEp Sobrecorrente 


2423 D IEp Sobrecorrente 


2424 TOC DROP-OUT Sobrecorrente 


2425 IEC CURVE Sobrecorrente 


2426 ANSI CURVE Sobrecorrente 


2431 I/IEp PU T/TEp Sobrecorrente 


2432 MofPU Res T/TEp Sobrecorrente 


2441 2.HARM. Earth Sobrecorrente 


2442 I Max InRr. E Sobrecorrente 


2511 IE>> Sobrecorrente 


2512 T IE>> Sobrecorrente 


2513 IE> Sobrecorrente 


2514 T IE> Sobrecorrente 


7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Valor Pickup IE>> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização T IE>> 

0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Valor Pickup IE> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec TemporizaçãoT IE> 

0.05..4.00 A 0.20 A Valor Pickup IEp 

0.05..3.20 sec; ∞ 0.20 sec Dial de Tempo T IEp 

0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D IEp 

Instantaneous 



Very Inverse 


Long Inverse 

Very Inverse 

Inverse 

Short Inverse 

Long Inverse 




1.00..20.00 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 

0.05..0.95 I / Ip; ∞ 

0.01..999.00 Time Dial 




Curva de Pickup IE/IEp - TIE/TIEp 

Múltiplo de Pickup TI/TIEp 

10..45 % 15 % 2º Harmônico de Sobrecorrente E em 

% de fundamental 


Inrush de Sobrecorrente à Terra 

0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Valor Pickup IE>> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.00 sec TemporizaçãoT IE>> 

0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Valor Pickup IE> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.30 sec Temporização T IE> 

343

A Apêndice 


2521 IEp Sobrecorrente 


2522 T IEp Sobrecorrente 


2523 D IEp Sobrecorrente 


2701 1Phase O/C Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica 

2702 1Phase I>> Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica 

2703 1Phase I>> Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica 

2704 T 1Phase I>> Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica 

2705 1Phase I> Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica 

2706 1Phase I> Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica 

2707 T 1Phase I> Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica 

4001 UNBALANCE LOAD Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

4002 I2> Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

4003 T I2> Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

4004 I2>> Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa 

4005 T I2>> Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

4006 IEC CURVE Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

4007 ANSI CURVE Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

4008 I2p Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa 

4009 D I2p Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

4010 T I2p Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

0.05..4.00 A 1.00 A Valor Pickup IEp 

0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T IEp 

0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de tempo D IEp 

OFF 

ON 

OFF Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica 

0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Valor Pickup de Sobrecorrente 

Monofásica I>> 

0.003..1.500 A; ∞ 0.300 A Valor Pickup de Sobrec Monofásica 

I>> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.10 sec Temporização de Sobrec. Monofásica 

I>> 

0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Valor Pickup de Sobrec. Monofásica 

I> 

0.003..1.500 A; ∞ 0.100 A Valor Pickup de Sobrec. Monofásica 

I> 

0.00..60.00 sec; ∞ 0.50 sec Temporização de Sobrec. Monofásica 

T I> 

OFF 

ON 

OFF Carga Desbalanceada 


0.10..3.00 A 0.10 A Valor Pickup I2> 

0.00..60.00 sec; ∞ 1.50 sec Temporização T I2> 

0.10..3.00 A 0.50 A Valor Pickup I2>> 

0.00..60.00 sec; ∞ 1.50 sec Temporização T I2>> 


Very Inverse 



Inverse 


Very Inverse 

Extremely Inverse Curva IEC 

Extremely Inverse Curva ANSI 

0.10..2.00 A 0.90 A Valor Pickup I2p 

0.50..15.00; ∞ 5.00 Dial de Tempo D I2p 

0.05..3.20 sec; ∞ 0.50 sec Dial de Tempo T I2p 


C53000–G1179–C148–1



4011 I2p DROP-OUT Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

4201 Ther. OVER LOAD Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4202 K-FACTOR Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4203 TIME CONSTANT Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4204 Θ ALARM Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4205 I ALARM Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4207A Kτ-FACTOR Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4208A T EMERGENCY Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4209A I MOTOR START Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4221 OIL-DET. RTD Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4222 HOT SPOT ST. 1 Proteção de Sobrecarga 

Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 

4226 AG. RATE ST. 1 Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4227 AG. RATE ST. 2 Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4231 METH. COOLING Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4232 Y-WIND.EXPONENT Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

4233 HOT-SPOT GR Proteção de Sobrecarga 

Térmica 

7001 BREAKER FAILURE Proteção de Falha do 

Disjuntor 

7004 Chk BRK CONTACT Proteção de Falha do 

Disjuntor 

7005 TRIP-Timer Proteção de Falha do 

Disjuntor 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Instantaneous 


OFF 

ON 

Alarm Only 

Instantaneous Característica de Dropout I2p 

OFF Ptoteção de Sobrecarga Térmica 

0.10..4.00 1.10 FATOR K 

1.0..999.9 min 100.0 min Constante de Tempo 

50..100 % 90 % estágio de Alarme Térmico 

0.10..4.00 A 1.00 A Setpoint de Alarme de Sobrecarga de 

Corrente 

1.0..10.0 1.0 FATOR Kt quando motor pára 

10..15000 sec 100 sec Tempo de Emergência 

0.60..10.00 A; ∞ ∞ A Valor de Pickup de Corrente de 

Partida de Motor 

1..6 1 Detector de óleo conectado na RTD 

98..140 °C 98 °C Pickup do Estágio 1 de temperatura 

de Hot-Spot 

208..284 °F 208 °F Pickup do Estágio 1 de temperatura 

de Hot-Spot 

98..140 °C 108 °C Pickup do Estágio 2 de temperatura 

de Hot-Spot 

208..284 °F 226 °F Pickup do Estágio 2 de temperatura 

de Hot-Spot 

0.125..128.000 1.000 Pickup de Taxa de Envelhecimento do 

ESTÁGIO 1 

0.125..128.000 2.000 Pickup de Taxa de Envelhecimento do 

ESTÁGIO 2 

ON (Oil-Natural) 

OF (Oil-Forced) 

OD (Oil-Directed) 

ON (Oil-Natural) Método de refrigeração 

1.6..2.0 1.6 Expoente de enrolamento Y 

22..29 22 Gradiente de hot-spot a top-oil 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

7110 FltDisp.LED/LCD Dispositivo Display Targets on every 

Pickup 

Display Targets on TRIP 

only 

7601 POWER CALCUL. Medição with V setting 

with V measuring 

OFF Proteção de Falha do Disjuntor 

OFF Verificação de Contatos do Disjuntor 

0.06..60.00 sec; ∞ 0.25 sec Temporizador de TRIP 

Display Targets on 

every Pickup 

Display de Falta no LED / LCD 

with V setting Cálculo de Potência 

345

A Apêndice 


8101 BALANCE I Supervisão de 

medição 

8102 PHASE ROTATION Supervisão de 

medição 

8111 BAL. I LIMIT S1 Supervisão de 

medição 

8112 BAL. FACT. I S1 Supervisão de 

medição 

8121 BAL. I LIMIT S2 Supervisão de 

medição 

8122 BAL. FACT. I S2 Supervisão de 

medição 

8201 TRIP Cir. SUP. Supervisão de 


8601 EXTERN TRIP 1 Funções de Trip 

Externas 

8602 T DELAY Funções de Trip 

Externas 

8701 EXTERN TRIP 2 Funções de Trip 

Externas 

8702 T DELAY Funções de Trip 

Externas 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

OFF Supervisão de Simetria de Corrente 

OFF Supervisão de Rotação de Fase 

0.10..1.00 A 0.50 A Monitoramento de Simetria de 

Corrente Lado 1 

0.10..0.90 0.50 Fator de Simetria para Monitoramento 

de Corrente Lado 1 

0.10..1.00 A 0.50 A Monitoramento de Simetria de 

Corrente Lado 2 

0.10..0.90 0.50 Fator de Simetria para Monitoramento 

de Corrente Lado 2 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

OFF Supervisão do Circuito de TRIP 

OFF Função 1 de Trip Externo 

0.00..60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização Externa de Trip 1 

ON 

OFF 

9011A RTD 1 TYPE RTD-Box not connected 

Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 

9012A RTD 1 LOCATION RTD-Box Oil 

Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 

OFF Função 2 de Trip Externo 

0.00..60.00 sec; ∞ 1.00 sec Temporização Externa de Trip 2 

Pt 100 Ohm RTD 1: Tipo 

Oil RTD 1: Localização 

9013 RTD 1 STAGE 1 RTD-Box -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: Pickup do Estágio 1 de 

Temperatura 

9014 RTD 1 STAGE 1 RTD-Box -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: Pickup do Estágio 1 de 

Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


C53000–G1179–C148–1




Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


Other RTD 3: Location 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 

347

A Apêndice 



Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 



C53000–G1179–C148–1




Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 



Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 

9101A RTD10 TYPE RTD-Box not connected 

Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 

9102A RTD10 LOCATION RTD-Box Oil 

Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 



9103 RTD10 STAGE 1 RTD-Box -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD10: Pickup do Estágio 1 de 

Temperatura 

9104 RTD10 STAGE 1 RTD-Box -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD10: Pickup do Estágio 1 de 

Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


Pt 100 Ohm 

Ni 120 Ohm 

Ni 100 Ohm 


Ambient 

Winding 

Bearing 

Other 




Temperatura 

349

A Apêndice 



Temperatura 


Temperatura 


Temperatura 


C53000–G1179–C148–1

A.8 Lista de Informações 

F.No. Descrição Função Tipo 

de 

Informação 

00003 >Sincronização de Tempo do 

Relógio Interno (>Time Synch) 

00004 >Capturar Forma de Onda 

(>Trig.Wave.Cap.) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Registro de Evento On/Off 


Buffers de Registro Configurável na Matriz IEC 60870-5-103 

Regist. de Trip (Falta) On/Off 

Reg. Falta à Terra On/Off 

Dispositivo SP_Ev * * LED BI BO 135 48 1 

Gravações de Faltas 

Oscilográficas 

Marcada na Grav. Oscilog. 

LED 

Entrada Binária 

SP * * M LED BI BO 135 49 1 GI 

00005 >Resetar LEDs (>Reset LED) Dispositivo SP * * LED BI BO 135 50 1 GI 

00007 >Seleção de Grupo de Mudança 

Bit 0 (>Set Group Bit0) 

00008 >Seleção de Gruo de Mudança Bit 

1 (>Set Group Bit1) 

Grupo de Mudança SP * * LED BI BO 135 51 1 GI 

Grupo de Mudança SP * * LED BI BO 135 52 1 GI 

00015 >Modo de Teste (>Test mode) Dispositivo SP * * LED BI BO 135 53 1 GI 

00016 >Parar Transmissão de Dados 

(>DataStop) 

00051 Dispositivo está operacional e 

Protegendo (Device OK) 

00052 Pelo Menos 1 Função de Proteção 

está Ativa (ProtActive) 

00055 Reset do Dispositivo (Reset 

Device) 

00056 Partida Inicial do Dispositivo (Initial 

Start) 

Dispositivo SP * * LED BI BO 135 54 1 GI 

Dispositivo OUT ON 

OFF 

Dispositivo IntSP ON 

OFF 

00060 LED Reset (Reset LED) Dispositivo OUT_ 

Ev 

Tecla de Função 

* LED BO 135 81 1 GI 

* LED BO 176 18 1 GI 

Dispositivo OUT * * LED BO 176 4 5 

Dispositivo OUT ON * LED BO 176 5 5 

ON * LED BO 176 19 1 

00067 Resumo (Resume) Dispositivo OUT ON * LED BO 135 97 1 

00068 Erro de Sincronização do Relógio 

(Clock SyncError) 

00069 Horário de Verão (DayLightSave- 

Time) 

00070 Cálculo de Ajuste em Andamento 

(Settings Calc.) 

00071 Verificação de Ajustes(Settings 

Check) 

Supervisão OUT ON 

OFF 


OFF 


OFF 

00072 Mudança Nível-2 (Level-2 change) Dispositivo OUT ON 

OFF 

00109 Freqüência Fora de Faixa (Frequ. 

o.o.r.) 

Saída Binária 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 176 22 1 GI 

Dispositivo OUT * * LED BO 


OFF 

00110 Perda de Evento (Event Lost) Supervisão OUT_ 

Ev 

* LED BO 

* LED BO 

ON * LED BO 135 130 1 

00113 Perda de Indicação (Flag Lost) Supervisão OUT ON * M LED BO 135 136 1 GI 

Bloquieio de Vibração 

Tipo 

Informação Nº 

Dados da Unidade (ASDU) 

Interrogação Geral 

351

A Apêndice 


de 

Informação 

00125 Supressor de Repique de 

Contatos LIGADO (Chatter ON) 

00126 Proteção ON/OFF (via porta do 

sistema) (ProtON/OFF) 

00140 Erro com um Resumo de Alarme 

(Error Sum Alarm) 

00160 Evento de Resumo de Alarme 

(Alarm Sum Event) 

00161 Falha: Supervisão de Corrente 

Geral (Fail I Superv.) 

00163 Falha: Simetria de Corrente (Fail I 

balance) 

00175 Falha: Corrente de Seqüência de 

Fase (Fail Ph. Seq. I) 

00177 Falha: Bateria Descarregada (Fail 

Battery) 

00181 Erro: Conversor A/D (Error A/Dconv.) 


OFF 

Dados do Sistema 

de Potência 2 2 

IntSP ON 

OFF 

* LED BO 135 145 1 GI 

* LED BO 

Supervisão OUT * * LED BO 176 47 1 GI 

Supervisão OUT * * LED BO 176 46 1 GI 


Medição 


Medição 


Medição 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 


OFF 


OFF 

00183 Erro Placa 1 (Error Board 1) Supervisão OUT ON 

OFF 

00190 Erro Placa 0 (Error Board 0) Supervisão OUT ON 

OFF 

00191 Erro: Offset (Error Offset) Supervisão OUT ON 

OFF 

00192 Erro: Ajuste incorreto de jumpers 

1A/5A (Error1A/5Awrong) 

00193 Alarme: NENHUM Dado de 

Calibração Disponível (Alarm NO 

calibr) 

00198 Erro: Módulo de Comunicação B 

(Err. Module B) 

00199 Erro: Módulo de Comunicação C 

(Err. Module C) 

00203 Deletados Dados de Forma de 

Onda (Wave. deleted) 

00264 Falha: RTD-Box 1 (Fail: RTD-Box 

1) 

00265 Falha: Seqüência de Fase I lado 1 

(FailPh.Seq I S1) 

00266 Falha: Seqüência de Fase I lado 2 

(FailPh.Seq I S2) 

00267 Falha: RTD-Box 2 (Fail: RTD-Box 

2) 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 

Gravações de Falta 

Oscilográfica 

OUT_ 

Ev 


OFF 


Medição 


Medição 


OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 


OFF 


* LED BO 

* LED BO 135 183 1 GI 

* LED BO 135 191 1 GI 

* LED BO 135 193 1 GI 

* LED BO 135 178 1 GI 

* LED BO 135 171 1 GI 

* LED BO 135 210 1 GI 

* LED BO 

* LED BO 135 169 1 GI 

* LED BO 135 181 1 GI 

* LED BO 135 198 1 GI 

* LED BO 135 199 1 GI 

ON * LED BO 135 203 1 

* LED BO 135 208 1 GI 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 135 209 1 GI 


C53000–G1179–C148–1 




LED 





Tipo 



Interrogação Geral


de 

Informação 

00272 Set Point de Horas Operacionais 

(SP. Op Hours>) 

00311 Falta na configuração da Proteção 

(Fault Configur.) 

00356 >Sinal de Fechamento Manual 

(>Manual Close) 

00390 >Estágio de aviso de gás no 

detector de óleo (>Gas in oil) 

00391 >Estágio de aviso da Proteção 

Buchholz (>Buchh. Warn) 

00392 >Estágio de trip da proteção 

Buchholz (>Buchh. Trip) 

00393 >Supervisão de tanque da 

proteção Buchholz (>Buchh. Tank) 

00409 >BLOQUEAR Contador de 

operação (>BLOCK Op Count) 

00410 >Contato Auxiliar 3p do DISJUN- 

TOR 1 Fechado (>CB1 3p Closed) 


TOR 1 Aberto (>CB1 3p Open) 

00413 >Contato Contato Auxiliar 3p do 

DISJUNTOR 2 Fechado (>CB2 3p 

Closed) 


TOR 2 Aberto (>CB2 3p Open) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Set Points 

(Estatística) 


de Potência 2 



Anunciações Externas 

do Transformador 







OUT ON 

OFF 


* LED BO 135 229 1 GI 

OUT ON * LED BO 

SP * * LED BI BO 150 6 1 GI 

SP ON 

OFF 

SP ON 

OFF 

SP ON 

OFF 

SP ON 

OFF 

Estatística SP ON 

OFF 









00501 PICKUP do Relé (Relay PICKUP) Dados do Sistema 


00511 Comando de TRIP GERAL do relé 

(Relay TRIP) 

00561 Detectado sinal de fechamento 

manual (Man.Clos.Detect) 

00571 Falha.: Supervisão de simetria de 

corrente lado 1 (Fail. Isym 1) 

00572 Falha.: Supervisão de simetria de 

corrente lado 2 (Fail. Isym 2) 

00576 Corrente de falta primária IL1 lado 

1 (IL1S1:) 


1 (IL2S1:) 


1 (IL3S1:) 






Medição 


Medição 








SP on 

off 

SP on 

off 

SP on 

off 

SP on 

off 

* LED BI BO 

* LED BI BO 150 41 1 GI 

* LED BI BO 150 42 1 GI 

* LED BI BO 150 43 1 GI 

* LED BI BO 

* LED BI BO 150 80 1 GI 

* LED BI BO 150 81 1 GI 

* LED BI BO 150 82 1 GI 

* LED BI BO 150 83 1 GI 

OUT * ON M LED BO 150 151 2 GI 


OUT ON * LED BO 150 211 1 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 





LED 




* LED BO 

* LED BO 


Tipo 



150 193 4 

150 194 4 

150 195 4 


353

A Apêndice 


de 

Informação 


2 (IL1S2:) 


2 (IL2S2:) 


2 (IL3S2:) 







00582 Corrente de falta primária I1 (I1:) Dados do Sistema 














00888 Energia Pulsada Wp (ativa) 

(Wp(puls)) 

00889 Energia Pulsada Wq (reativa) 

(Wq(puls)) 

01000 Número de comandos de TRIP do 

disjuntor (# TRIPs=) 

01020 Contador de Horas Operacionais 

(Op.Hours=) 

01403 >BLOQUEAR Falha do Disjuntor 

(>BLOCK BkrFail) 

01431 >Falha do disjuntor iniciada 

externamente (>BrkFail extSRC) 

01451 Falha do disjuntor está 

DESLIGADA (OFF) (BkrFail OFF) 

01452 Falha do disjuntor está 

BLOQUEADA (BkrFail BLOCK) 

01453 Falha do disjuntor está ATIVA 

(BkrFail ACTIVE) 

01456 PICKUP de falha do disjuntor 

(Interna) (BkrFail int PU) 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

150 190 4 

150 191 4 

150 192 4 

Energia PMV BI 133 55 20 

5 

Energia PMV BI 133 56 20 

5 

Estatísticas OUT 



do Disjuntor 


do Disjuntor 


do Disjuntor 


do Disjuntor 


do Disjuntor 


do Disjuntor 


SP * * LED BI BO 166 103 1 GI 

SP ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

* LED BI BO 166 104 1 GI 

* LED BO 166 151 1 GI 


C53000–G1179–C148–1 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 





LED 



LED BO 166 152 1 GI 

* LED BO 166 153 1 GI 



Tipo 




LED BO 166 156 2 GI


de 

Informação 

01457 PICKUP de falha do disjuntor 

(externa)(BkrFail ext PU) 

01471 TRIP de falha do disjuntor 

(BrkFailure TRIP) 

01480 TRIP (interno) de falha do disjuntor 

(BkrFail intTRIP) 

01481 TRIP (externo) de falha do disjuntor 

(BkrFail extTRIP) 

01488 Falha do disjuntor não disponível 

para este objeto (BkrFail Not av.) 

01503 >BLOQUEAR Proteção de Sobrecarga 

Térmica (>BLK ThOverload) 

01507 >Partida de emergência de 

Proteção de Sobrecarga 

Térmica(>Emer.Start O/L) 

01511 Proteção de Sobrecarga Térmica 

OFF (Th.Overload OFF) 


BLOQUEADA (Th.Overload BLK) 


ATIVA (Th.Overload ACT) 

01515 Alarme de Corrente de Sobrecarga 

Térmica (alarme I) (O/L I Alarm) 

01516 Alarme de Sobrecarga Térmica (O/ 

L Θ Alarm) 

01517 Pickup de Sobrecarga Térmica (O/ 

L Th. pick.up) 

01521 TRIP de Sobrecarga Térmica 

(ThOverload TRIP) 

01541 Alarme Térmico de hot-spot de 

Sobrecarga Térmica (O/L ht.spot 

Al.) 

01542 TRIP Térmico de hot-spot de 

Sobrecarga Térmica (O/L h.spot 

TRIP) 

01543 Alarme de Taxa de Envelhecimento 

de Sobrecarga Térmica (O/ 

L ag.rate Al.) 

01544 TRIP da Taxa de Envelhecimento 

da Sobrecarga Térmica (O/L ag.rt. 

TRIP) 

01545 Nenhuma Medida de Temperatura 

de Sobrecarga Térmica (O/L No 

Th.meas.) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 


do Disjuntor 


do Disjuntor 


do Disjuntor 


do Disjuntor 


do Disjuntor 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


Térmica 


OUT * ON 

OFF 


LED BO 166 157 2 GI 


OUT * ON LED BO 166 180 2 GI 



SP * * LED BI BO 167 3 1 GI 

SP ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

* LED BI BO 167 7 1 GI 

* LED BO 167 11 1 GI 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 





LED 



LED BO 167 12 1 GI 

* LED BO 167 13 1 GI 

* LED BO 167 15 1 GI 

* LED BO 167 16 1 GI 

* LED BO 167 17 1 GI 

M LED BO 167 21 2 GI 

* LED BO 167 41 1 GI 

* LED BO 167 42 2 GI 

* LED BO 167 43 1 GI 

* LED BO 167 44 1 GI 




Tipo 




355

A Apêndice 


de 

Informação 

01549 Sobrecarga Térmica Não 

disponível para este objeto (O/L 

Not avalia.) 

01704 >BLOQUEAR Sobrecorrente de 

Fase (>BLK Phase O/C) 

01714 >BLOQUEAR Sobrecorrente de 

Terra (>BLK Earth O/C) 


Térmica 

Sobrecorrente 

Temporizada de 

Fase 

Sobrecorrente 

Temporizada à 

Terra 

01721 >BLOQUEAR I>> (>BLOCK I>>) Sobrecorrente 


Fase 

01722 >BLOQUEAR I> (>BLOCK I>) Sobrecorrente 


Fase 

01723 >BLOQUEAR Ip (>BLOCK Ip) Sobrecorrente 


Fase 

01724 >BLOQUEAR IE>> (>BLOCK 

IE>>) 

Sobrecorrente 


Terra 

01725 >BLOQUEAR IE> (>BLOCK IE>) Sobrecorrente 


Terra 

01726 >BLOQUEAR IEp (>BLOCK IEp) Sobrecorrente 


Terra 

01730 >BLOQUEAR Pickup de Carga 

Fria (>BLOCK CLP) 

01731 >BLOQUEAR Temporizador de 

Parada de Pickup de Carga Fria 

(>BLK CLP stpTim) 

01741 >BLOQUEAR Estágio 3I0 de 

Sobrecorrente (>BLK 3I0 O/C) 

01742 >BLOQUEAR Estágio 3I0>> de 

Sobrecorrente (>BLOCK 3I0>>) 

01743 >BLOQUEAR Estágio 3I0> de 

Sobrecorrente (>BLOCK 3I0>) 

01744 >BLOQUEAR Estágio 3I0p de 

Sobrecorrente (>BLOCK 3I0p) 

01748 Sobrecorrente Temporizada 3I0 

está DESLIGADA (O/C 3I0 OFF) 


está BLOQUEADA (O/C 3I0 BLK) 


está ATIVA (O/C 3I0 ACTIVE) 


Fria 


Fria 

Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 




SP * * LED BI BO 


SP * * LED BI BO 60 1 1 GI 







SP ON 

OFF 


C53000–G1179–C148–1 

ON 

OFF 


LED BI BO 60 243 1 GI 


SP * * LED BI BO 60 10 1 GI 

SP * * LED BI BO 60 11 1 GI 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 



* LED BO 60 151 1 GI 

ON 

OFF 



LED 



LED BO 60 152 1 GI 

* LED BO 60 153 1 GI 



Tipo 





de 

Informação 

01751 Sobrecorrente Temporizada de 

Fase está DESLIGADA (O/C 

Phase OFF) 


Fase está BLOQUEADA (O/C 

Phase BLK) 


Fase está ATIVA (O/C Phase 

ACT) 


Terra está OFF (O/C Earth OFF) 


Terra está BLOQUEADA (O/C 

Earth BLK) 


Terra está ATIVA (O/C Earth ACT) 

01761 Pickup de Sobrecorrente 

Temporizada (Overcurrent PU) 

01762 Pickup de Sobrecorrente Temporizada 

Fase L1 (O/C Ph L1 PU) 


Temporizada Fase (O/C Ph L2 PU) 


Temporizada Fase (O/C Ph L3 PU) 


Temporizada de Terra (O/C Earth 

PU) 


Temporizada 3I0 (O/C 3I0 PU) 

01791 TRIP de Sobrecorrente 

emporizada (OvercurrentTRIP) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Terra 

Sobrecorrente 


Terra 

Sobrecorrente 


Terra 

Sobrecorrente 

Geral 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Terra 

Sobrecorrente 


Sobrecorrente 

Geral 

01800 Pickup estágio I>> (I>> picked up) Sobrecorrente 


Fase 

01804 Tempo Expirado estágio I>> (I>> 

Time Out) 

Sobrecorrente 


Fase 

01805 TRIP estágio I>> (I>> TRIP) Sobrecorrente 


Fase 

01810 Pickup estágio I> (I> picked up) Sobrecorrente 


Fase 


OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 


* LED BO 60 21 1 GI 

ON 

OFF 

LED BO 60 22 1 GI 

* LED BO 60 23 1 GI 

* LED BO 60 26 1 GI 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

LED BO 60 27 1 GI 

* LED BO 60 28 1 GI 

LED BO 60 69 2 GI 

M LED BO 60 112 2 GI 

M LED BO 60 113 2 GI 

M LED BO 60 114 2 GI 

M LED BO 60 67 2 GI 

M LED BO 60 154 2 GI 


OUT * ON 

OFF 

LED BO 60 75 2 GI 

OUT * * LED BO 60 49 2 GI 


OUT * ON 

OFF 





LED 





Tipo 




LED BO 60 76 2 GI 

357

A Apêndice 


de 

Informação 

01814 Tempo Expirado estágio I> (I> 

Time Out) 

Sobrecorrente 


Fase 

01815 TRIP estágio I> (I> TRIP) Sobrecorrente 


Fase 

01820 Pickup estágio Ip (Ip picked up) Sobrecorrente 


Fase 

01824 Tempo Expirado estágio Ip (Ip 

Time Out) 

Sobrecorrente 


Fase 

01825 TRIP estágio Ip (Ip TRIP) Sobrecorrente 


Fase 

01831 Pickup estágio IE>> (IE>> picked 

up) 

01832 Tempo Expirado estágio IE>> 

(IE>> Time Out) 

Sobrecorrente 


Terra 

Sobrecorrente 


Terra 

01833 TRIP estágio IE>> (IE>> TRIP) Sobrecorrente 


Terra 

01834 Pickup estágio IE> (IE> picked up) Sobrecorrente 


Terra 

01835 Tempo Expirado estágio IE> (IE> 

Time Out) 

Sobrecorrente 


Terra 

01836 TRIP estágio IE> (IE> TRIP) Sobrecorrente 


Terra 

01837 Pickup estágio IEp (IEp picked up) Sobrecorrente 


Terra 

01838 Tempo Expirado estágio Ep (IEp 

TimeOut) 

Sobrecorrente 


Terra 

01839 TRIP estágio IEp (IEp TRIP) Sobrecorrente 


Terra 

01843 Bloqueio Cruzado: Fase X Bloqueada 

Fase Y (INRUSH X-BLK) 

Sobrecorrente 


Fase 

01851 I> BLOQUEADA (I> BLOCKED) Sobrecorrente 


Fase 


OUT * * LED BO 60 53 2 GI 


OUT * ON 

OFF 

LED BO 60 77 2 GI 

OUT * * LED BO 60 57 2 GI 


OUT * ON 

OFF 

LED BO 60 59 2 GI 

OUT * * LED BO 60 60 2 GI 


OUT * ON 

OFF 

LED BO 60 62 2 GI 

OUT * * LED BO 60 63 2 GI 


OUT * ON 

OFF 

LED BO 60 64 2 GI 

OUT * * LED BO 60 65 2 GI 


OUT * ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 


LED BO 


C53000–G1179–C148–1 


ON 

OFF 



LED 





Tipo 




LED BO 60 105 1 GI


de 

Informação 

01852 I>> BLOQUEADA (I>> BLOCKED) Sobrecorrente 


Fase 

01853 IE> BLOQUEADA (IE> BLOCKED) Sobrecorrente 


Terra 

01854 IE>> BLOQUEADA (IE>> 

BLOCKED) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Sobrecorrente 


Terra 

01855 Ip BLOQUEADA (Ip BLOCKED) Sobrecorrente 


Fase 

01856 IEp BLOQUEADA (IEp BLOCKED) Sobrecorrente 


Terra 

01857 3I0> BLOQUEADA (3I0> 

BLOCKED) 

01858 3I0>> BLOQUEADA (3I0>> 

BLOCKED) 

01859 3I0p BLOQUEADA (3I0p 

BLOCKED) 

01860 Sobrecorrente de Fase Não 

disponível para este objeto (O/C 

Ph. Not av.) 

01861 Sobrecorrente 3I0 Não disponível 

para este objeto (O/C 3I0 Not av.) 

01901 Pickup estágio 3I0>> (3I0>> 

picked up) 

01902 Tempo Expirado estágio 3I0>> 

(3I0>> Time Out) 

Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


01903 TRIP estágio 3I0>> (3I0>> TRIP) Sobrecorrente 


01904 Pickup estágio 3I0> (3I0> picked 

up) 

01905 Tempo Expirado estágio 3I0> 

(3I0> Time Out) 

Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


01906 TRIP estágio 3I0> (3I0> TRIP) Sobrecorrente 


01907 Pickup estágio 3I0p (3I0p picked 

up) 

01908 Tempo Expirado estágio 3I0p 

(3I0p TimeOut) 

Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


01909 TRIP estágio 3I0p (3I0p TRIP) Sobrecorrente 


01994 Pickup de Carga Fria DESLIGADA 

(CLP OFF) 


Fria 


OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 



OUT * ON 

OFF 


LED BO 60 106 1 GI 

LED BO 60 107 1 GI 

LED BO 60 108 1 GI 

LED BO 60 109 1 GI 

LED BO 60 110 1 GI 

LED BO 60 159 1 GI 

LED BO 60 155 1 GI 

LED BO 60 163 1 GI 

LED BO 60 156 2 GI 

OUT * * LED BO 60 157 2 GI 


OUT * ON 

OFF 

LED BO 60 160 2 GI 

OUT * * LED BO 60 161 2 GI 


OUT * ON 

OFF 

LED BO 60 164 2 GI 

OUT * * LED BO 60 165 2 GI 


OUT ON 

OFF 





LED 



* LED BO 60 244 1 GI 



Tipo 




359

A Apêndice 


de 

Informação 

01995 Pickup de Carga Fria está 

BLOQUEADA (CLP BLOCKED) 

01996 Pickup de Carga Fria está em 

PROGRESSO (CLP running) 

01998 Ajustes dinâmicos de Sobrecorrente 

de Fase estão ATIVOS 

ACTIVE (I Dyn.set. ACT) 

01999 Ajustes Dinâmicos de Sobrecorrente 

3I0 estão ATIVOS (3I0 

Dyn.set.ACT) 

02000 Ajustes Dinâmicos de Sobrecorrente 

de Terra estão ATIVOS (IE 

Dyn.set. ACT) 

04523 >BLOQUEAR Trip Externo 1 

(>BLOCK Ext 1) 

04526 >DISPARAR Trip Externo 1 (>Ext 

trip 1) 

04531 Trip Externo 1 DESLIGADO (OFF) 

(Ext 1 OFF) 

04532 Trip Externo 1 está BLOQUEADO 

(Ext 1 BLOCKED) 

04533 Trip Externo 1 está ATIVO (Ext 1 

ACTIVE) 

04536 Trip 1 Externo: Pickup Geral (Ext 1 

picked up) 

04537 Trip Externo 1: TRIP Geral (Ext 1 

Gen. TRIP) 

04543 >BLOQUEAR Trip Externo 2 

(>BLOCK Ext 2) 

04546 >DISPARAR Trip Externo 2 (>Ext 

trip 2) 

04551 Trip Externo 2 está DESLIGADO 

(OFF) (Ext 2 OFF) 

04552 Trip Externo 2 está BLOQUEADO 

(Ext 2 BLOCKED) 

04553 Trip Externo 2 está ATIVO (Ext 2 

ACTIVE) 

04556 Trip Externo 2: Pickup Geral (Ext 2 

picked up) 

04557 Trip Externo 2 : TRIP Geral (Ext 2 

Gen. TRIP) 

05143 >BLOQUEAR I2 (Carga 

Desbalanceada) (>BLOCK I2) 


Fria 


Fria 


Fria 


Fria 


Fria 

Funções de Trip 

Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 


Externas 

Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 


OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 


C53000–G1179–C148–1 

ON 

OFF 

LED BO 60 245 1 GI 

* LED BO 60 246 1 GI 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 


SP ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

LED BO 60 248 1 GI 

LED BO 60 249 1 GI 

LED BO 60 250 1 GI 

* LED BI BO 51 126 1 GI 

* LED BO 51 131 1 GI 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

LED BO 51 132 1 GI 

* LED BO 51 133 1 GI 

LED BO 51 136 2 GI 



SP ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

* LED BI BO 51 146 1 GI 

* LED BO 51 151 1 GI 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 





LED 


LED BO 51 152 1 GI 

* LED BO 51 153 1 GI 

LED BO 51 156 2 GI 


SP * * LED BI BO 70 126 1 GI 




Tipo 





de 

Informação 

05145 >Rotação de Fase Reversa 

(>Reverse Rot.) 

05147 Rotação de Fase L1L2L3 (Rotation 

L1L2L3) 

05148 Rotação de Fase L1L3L2 (Rotation 

L1L3L2) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 







05151 I2 DESLIGADO (OFF) (I2 OFF) Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

05152 I2 está BLOQUEADO (I2 

BLOCKED) 


(Seqüência 

Negativa) 

05153 I2 está ATIVO (I2 ACTIVE) Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

05159 Pickup estágio I2>> (I2>> picked 

up) 


(Seqüência 

Negativa) 

05165 Pickup estágio I2> (I2> picked up) Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

05166 Pickup estágio I2p (I2p picked up) Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

05170 TRIP estágio I2 (I2 TRIP) Carga Desbalanceada 

(Seqüência 

Negativa) 

05172 I2 Não disponível para este objeto 

(I2 Not avalia.) 

05603 >BLOQUEAR Proteção Diferencial 

(>Diff BLOCK) 

05615 Proteção Diferencial está 

DESLIGADA (OFF) (Diff OFF) 

05616 Proteção Diferencial está 

BLOQUEADA (Diff BLOCKED) 

05617 Proteção Diferencial está ATIVA 

(Diff ACTIVE) 

05620 Diferencial: Fator de Adaptação 

Adverso do TC (Diff Adap.fact.) 

05631 Pickup da Proteção Diferencial 

(Diff picked up) 

05644 Diferencial: Bloqueada pelo 2º 

Harmônico L1 (Diff 2.Harm L1) 




(Seqüência 

Negativa) 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 


SP ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 


* LED BI BO 71 34 1 GI 

* LED BO 70 128 1 GI 

* LED BO 70 129 1 GI 

* LED BO 70 131 1 GI 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

LED BO 70 132 1 GI 

* LED BO 70 133 1 GI 

LED BO 70 138 2 GI 

LED BO 70 150 2 GI 

LED BO 70 141 2 GI 




OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

* LED BO 75 15 1 GI 

ON 

OFF 

LED BO 75 16 1 GI 

* LED BO 75 17 1 GI 


OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 





LED 





Tipo 





LED BO 75 44 2 GI 

LED BO 75 45 2 GI 

361

A Apêndice 


de 

Informação 



05647 Diferencial: Bloqueada pelo nº 

Harmônico. L1 (Diff n.Harm L1) 


Harmônico L2 (Diff n.Harm L2) 


Harmônico L3 (Diff n.Harm L3) 

05651 Proteção Diferencial: Bloqueada 

pela falta externa em L1 (Diff Bl. 

exF.L1) 



exF.L2) 



exF.L3) 

05657 Diferencial: Bloqueio Cruzado pelo 

2º Harmônico (DiffCrosBlk2HM) 

05658 Diferencial: Bloqueio Cruzado pelo 

nº Harmônico (DiffCrosBlknHM) 


por falha no TC L1 (Block Iflt.L1) 





05666 Diferencial: Aumento da 

característica de fase L1 (Diff 

in.char.L1) 



in.char.L2) 



in.char.L3) 

05670 Diferencial: Liberação de Corrente 

para Trip (Diff I-Release) 

05671 TRIP da Proteção Diferencial 

(Diff TRIP) 

05672 Proteção Diferencial: TRIP L1 (Diff 

TRIP L1) 


TRIP L2) 


TRIP L3) 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 


OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

LED BO 75 46 2 GI 

LED BO 75 47 2 GI 

LED BO 75 48 2 GI 

LED BO 75 49 2 GI 

LED BO 75 51 2 GI 

LED BO 75 52 2 GI 

LED BO 75 53 2 GI 

LED BO 

LED BO 


C53000–G1179–C148–1 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 





LED 

LED BO 75 62 2 GI 

LED BO 75 63 2 GI 

LED BO 75 64 2 GI 

LED BO 

LED BO 

LED BO 

LED BO 

OUT * * LED BO 176 68 2 

OUT * * LED BO 176 86 2 

OUT * * LED BO 176 87 2 

OUT * * LED BO 176 88 2 





Tipo 





de 

Informação 

05681 Proteção Diferencial: IDIFF> L1 

(without Tdelay) (Diff> L1) 

05682 Diff. prot.: IDIFF> L2 (sem 

Temporização) (Diff> L2) 

05683 Diff. prot.: IDIFF> L3 (sem 

Temporização) (Diff> L3) 

05684 Diff. prot: IDIFF>> L1 (sem 

Temporização) (Diff>> L1) 





05691 Proteção Diferencial: TRIP por 

IDIFF> (Diff> TRIP) 

05692 Proteção Diferencial: TRIP por 

IDIFF>> (Diff>> TRIP) 

05701 Corrente Diferencial em L1 no Trip 

sem Temporização (Dif L1 :) 





05704 Corrente de Restrição em L1 no 

Trip sem Temporização (Res L1 :) 





05803 >BLOQUEAR Proteção de Falta à 

Terra Restrita (>BLOCK REF) 

05811 Proteção de Falta à Terra Restrita 

está DESLIGADA (OFF) (REF 

OFF) 


está BLOQUEADA (REF 

BLOCKED) 


está ATIVA (REF ACTIVE) 


: Iniciada Temporização (REF T 

start) 

05817 Pickup da Proteção de Falta à 

Terra Restrita (REF pikked up) 


: TRIP (REF TRIP) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 

Proteção 

Diferencial 
















OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 


LED BO 75 81 2 GI 

LED BO 75 82 2 GI 

LED BO 75 83 2 GI 

LED BO 75 84 2 GI 

LED BO 75 85 2 GI 

LED BO 75 86 2 GI 



OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 


OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

75 101 4 

75 102 4 

75 103 4 

75 104 4 

75 105 4 

75 106 4 

* LED BO 76 11 1 GI 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 





LED 

LED BO 76 12 1 GI 

* LED BO 76 13 1 GI 

LED BO 76 16 2 GI 


OUT * ON M LED BO 176 89 2 





Tipo 




363

A Apêndice 


de 

Informação 

05826 REF: Valor D no Trip (sem 

Temporização) (REF D:) 

05827 REF: Valor S no trip (sem 

Temporização) (REF S:) 

05830 Erro REF : Sem ponto estrela do 

TC (REF Err CTstar) 

05835 Erro REF: Não disponível para 

este objeto (REF Not avalia.) 

05836 REF: Fator de Adaptação adverso 

do TC (REF Adap.fact.) 

05951 >BLOQUEAR Sobrecorrente 

Temporizada Monofásica (>BLK 

1Ph. O/C) 


Temporizada Monofásica I> (>BLK 

1Ph. I>) 


Temporizada Monofásica I>> 

(>BLK 1Ph. I>>) 

05961 Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica está DESLIGADA 

(OFF) (O/C 1Ph. OFF) 


Monofásica está BLOQUEADA (O/ 

C 1Ph. BLK) 


Monofásica está ATIVA (O/C 1Ph. 

ACT) 


Monofásica I> BLOQUEADA (O/C 

1Ph I> BLK) 


Monofásica I>> BLOQUEADA (O/ 

C 1Ph I>> BLK) 

05971 Pickup da Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica (O/C 1Ph PU) 

05972 TRIP da Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica (O/C 1Ph TRIP) 


Monofásica I> (O/C 1Ph I> 

PU) 


Monofásica I> (O/C 1Ph I> 

TRIP) 











Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 


OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 







OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

76 26 4 

76 27 4 

* LED BO 76 161 1 GI 


C53000–G1179–C148–1 

ON 

OFF 

LED BO 76 162 1 GI 

* LED BO 76 163 1 GI 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

LED BO 76 166 1 GI 

LED BO 76 167 1 GI 

LED BO 76 171 2 GI 


OUT * ON 

OFF 





LED 


LED BO 76 174 2 GI 





Tipo 





de 

Informação 


Monofásica I>> (O/C 1Ph I>> 

PU) 


Monofásica I>> (O/C1Ph I>> 

TRIP) 


Monofásica: I no pick up 

(O/C 1Ph I:) 

06851 >BLOQUEAR Supervisão do Circuito 

de Trip (>BLOCK TripC) 

06852 >Supervisão do Circuito de Trip: 

relé de trip (>TripC trip rel) 

06853 >Supervisão do Circuito de Trip: 

relé do disjuntor (>TripC brk rel.) 

06861 Supervisão do Circuito de Trip 

DESLIGADA (OFF) (TripC OFF) 

06862 Supervisão do Circuito de Trip está 

BLOQUEADA (TripC BLOCKED) 

06863 Supervisão do Circuito de Trip está 

ATIVA (TripC ACTIVE) 

06864 Entrada Binária do Disjuntor do 

Circuito de Trip não ajustada 

(TripC ProgFail) 

06865 Falha no Circuito de Trip (FAIL: 

Trip cir.) 

07551 Pickup de Inrush de I> (I> InRush 

PU) 

07552 Pickup de Inrush de IE> (IE> 

InRush PU) 

07553 Pickup de Inrush de Ip (Ip InRush 

PU) 

07554 Pickup de Inrush de IEp (IEp 

InRush PU) 

07564 Pickup de Inrush à Terra (Earth 

InRush PU) 

07565 Pickup de Inrush da Fase L1 (L1 

InRush PU) 


InRush PU) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Sobrecorrente 

Temporizada 

Monofásica 

Supervisão do Circuito 

de Trip 


de Trip 


de Trip 


de Trip 


de Trip 


de Trip 


de Trip 

TSupervisão do Circuito 

de Trip 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Terra 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Terra 

Sobrecorrente 


Terra 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Fase 


OUT * ON 

OFF 


LED BO 76 177 2 GI 


OUT * ON 

OFF 


SP ON 

OFF 

SP ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

OUT ON 

OFF 

76 180 4 

* LED BI BO 170 51 1 GI 

* LED BI BO 170 52 1 GI 

* LED BO 170 53 1 GI 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 





LED 



LED BO 153 16 1 GI 

* LED BO 153 17 1 GI 

* LED BO 170 54 1 GI 

* LED BO 170 55 1 GI 



Tipo 




LED BO 60 80 2 GI 

LED BO 60 81 2 GI 

LED BO 60 82 2 GI 

LED BO 60 83 2 GI 

LED BO 60 88 2 GI 

LED BO 60 89 2 GI 

LED BO 60 90 2 GI 

365

A Apêndice 


de 

Informação 


InRush PU) 

07568 Pickup de Inrush de 3I0 (3I0 

InRush PU) 

07569 Pickup de Inrush de 3I0> (3I0> 

InRush PU) 

07570 Pickup de Inrush de 3I0p (3I0p 

InRush PU) 

07571 >BLOQUEAR Estabilização de 

Inrush de Sobrecorrente de Fase 

(>BLK Ph.O/C Inr) 


Inrush de Sobrecorrente 3I0 (>BLK 

3I0O/C Inr) 


Inrush de Sobrecorrente de Terra 

(>BLK E O/C Inr) 

07581 Detectado Inrush da Fase L1 (L1 

InRush det.) 

07582 Detectado Inrush da Fase L2 (L2 

InRush det.) 

07583 Detectado Inrush da Fase L3(L3 

InRush det.) 

14101 Falha: RTD (fio interrompido/em 

curto) (Fail: RTD) 

14111 Falha: RTD 1 (fio interrompido/em 

curto) (Fail: RTD 1) 

14112 Pickup de Estágio 1 de Temperatura 

da RTD 1 (RTD 1 St.1 p.up) 













Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Sobrecorrente 


Terra 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Fase 

Sobrecorrente 


Fase 


OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

SP ON 

OFF 

SP ON 

OFF 

SP ON 

OFF 

LED BO 60 91 2 GI 

LED BO 60 95 2 GI 

LED BO 60 96 2 GI 

LED BO 60 97 2 GI 


C53000–G1179–C148–1 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

OUT * ON 

OFF 

RTD-Box OUT ON 

OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 





LED 







LED BO 

LED BO 

LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 


Tipo 





de 

Informação 















14161 Fail: RTD 6 (fio interrompido/em 
























14201 Falha: RTD10 (fio interrompido/em 

curto) (Fail: RTD10) 


da RTD 10 (RTD10 St.1 p.up) 



7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 



OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 






LED 





Tipo 




367

A Apêndice 


de 

Informação 




da RTD 11(RTD11 St.1 p.up) 






da RTD 12(RTD12 St.1 p.up) 



30607 Acumulação de corrente interrompida 

L1 Lado1 (ΣIL1S1:) 

30608 Acumulação de Corrente Interrompida 

L2 Lado1 (ΣIL2S1:) 

30609 Acumulação de Corrente Interrompida. 

L3 Lado 1(ΣIL3S1:) 






L3 Lado 2 (ΣIL3S2:) 


I1 (ΣI1:) 


I2 (ΣI2:) 


I3 (ΣI3:) 


I4 (ΣI4:) 


I5 (ΣI5:) 


I6 (ΣI6:) 


I7 (ΣI7:) 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 


OFF 














>Luz de Fundo acesa (>Light on) Dispositivo SP ON 

OFF 

>Cancelar Bloqueio: Trip Geral 

(>QuitG-TRP) 

Sincronização de Relógio 

(SynchClock) 



Dispositivo IntSP_ 

Ev 



* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BI BO 

IntSP * * LED BI FK BO 

* * LED BO 


C53000–G1179–C148–1 




LED 





Tipo 





de 

Informação 

Autoridade de Controle (Cntrl 

Auth) 

Modo de Controle LOCAL 

(ModeLOCAL) 

Modo de Controle REMOTO 

(ModeREMOTE) 

7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 

Autorização de 

Controle 


Controle 


Controle 

IntSP ON 

OFF 

IntSP ON 

OFF 

IntSP ON 

OFF 

Erro FMS FO 1 (Error FMS1) Supervisão OUT ON 

OFF 

Erro FMS FO 2 (Error FMS2) Supervisão OUT ON 

OFF 

Erro na Interface de Sistema 

(SysIntErr.) 

Inicio de Gravação de Falta 

(FltRecSta) 

Supervisão IntSP ON 

OFF 

Gravações de Faltas 

Oscilográficas 

IntSP ON 

OFF 

Grupo A (Group A) Grupo de Mudança IntSP ON 

OFF 

Grupo B (Group B) Grupo de Mudança IntSP ON 

OFF 

Grupo C (Group C) Grupo de Mudança IntSP ON 

OFF 

Grupo D (Group D) Grupo de Mudança IntSP ON 

OFF 

Modo de Teste do Hardware 

(HWTestMod) 

Bloqueio: TRIP Geral (G-TRP 

Quit) 

Parada de Transmissão de Dados 

(DataStop) 


OFF 




OFF 

Modo de Teste (Test mode) Dispositivo IntSP ON 

OFF 

Valor 1 de Limite (ThreshVal1) Chave Limitadora IntSP ON 

OFF 

Desbloqueio de Transmissão de 

Dados via BI (UnlockDT) 





* LED 101 85 1 GI 

* LED 101 86 1 GI 

* LED 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 

* LED BO 176 23 1 GI 

* LED BO 176 24 1 GI 

* LED BO 176 25 1 GI 

* LED BO 176 26 1 GI 

* LED BO 

IntSP * * LED BO 

* LED BO 176 20 1 GI 

* LED BO 176 21 1 GI 

* LED BI FK BO CB 

Dispositivo IntSP * * LED BO 



LED 





Tipo 




369

A Apêndice 

A.9 Lista de Valores Medidos 

F.No. Desrição Função IEC 60870-5-103 Configurável na 

Matriz 

00644 Freqüência (Freq=) Medição CFC CD DD 

00645 S (potência aparente) (S =) Medição CFC CD DD 

00721 Corrente de Medição Operacional IL1 lado 1 

(IL1S1=) 


(IL2S1=) 


(IL3S1=) 


(IL1S2=) 


(IL2S2=) 


(IL3S2=) 

00801 Aumento de Temperatura para aviso e trip (Θ / 

Θtrip =) 

00802 Aumento de Temperatura para fase L1 (Θ / 

ΘtripL1=) 


ΘtripL2=) 


ΘtripL3=) 

01060 Temperatura de hot-spot do segmento 1 (Θ leg 

1=) 


2=) 


3=) 


C53000–G1179–C148–1 

Tipo de Função 

Informação-No 

Medição 134 139 priv 9 1 CFC CD DD 






Medição Térmica CFC CD DD 







01063 Taxa de Envelhecimento (Ag.Rate=) Medição Térmica CFC CD DD 

01066 Reserva de carga para nível de atenção 

(ResWARN=) 

01067 Reserva de carga para nível de alarme (ResAL- 

ARM=) 



01068 Temperatura da RTD 1 (Θ RTD 1 =) Medição Térmica 134 146 priv 9 1 CFC CD DD 






Compatibilidade 

unidade de DadosSDU) 

Posição 

CFC 

Display de Controle 

Display Padrão

A.9 Lista de Valores Medidos 


Matriz 




01077 Temperatura daRTD10 (Θ RTD10 =) Medição Térmica 134 146 priv 9 10 CFC CD DD 

01078 Temperatura da RTD11 (Θ RTD11 =) Medição Térmica 134 146 priv 9 11 CFC CD DD 

01079 Temperatura da RTD12 (Θ RTD12 =) Medição Térmica 134 146 priv 9 12 CFC CD DD 

07740 Ângulo de fase na fase IL1 lado 1 (ϕIL1S1=) Medição CFC CD DD 


07742 I Diff L1(I/I nominal do objeto [%]) (IDiffL1=) Medição Diferencial e Restr. CFC CD DD 

07743 I DiffL2 (I/I nominal do objeto [%]) (IDiffL2=) Medição Diferencial e Restr CFC CD DD 

07744 I DiffL3 (I/I nominal do objeto [%]) (IDiffL3=) Medição Diferencial e Restr. CFC CD DD 

07745 I RestL1 (I/I nominal do objeto [%]) (IRestL1=) Medição Diferencial e Restr CFC CD DD 

07746 I RestL2 (I/I nominal do objeto [%]) (IRestL2=) Medição Diferencial e Restr. CFC CD DD 

07747 I RestL3 (I/I nominal do objeto [%]) (IRestL3=) Medição Diferencial e Restr CFC CD DD 





30633 Ângulo de fase da corrente I1 (ϕI1=) Medição CFC CD DD 







30640 3I0 (seqüência zero) do lado 1 (3I0S1=) Medição CFC CD DD 

30641 I1 (seqüência positiva) do lado 1 (I1S1=) Medição CFC CD DD 

30642 I2 (seqüência negativa) do lado 1 (I2S1=) Medição CFC CD DD 

30643 3I0 (seqüência zero) do lado 2 (3I0S2=) Medição CFC CD DD 

30644 I1 (seqüência positiva) do lado 2 (I1S2=) Medição CFC CD DD 

30645 I2 (seqüência negativa) do lado 2 (I2S2=) Medição CFC CD DD 

30646 Corrente de Medição Operacional I1 (I1=) Medição CFC CD DD 


7UT612 Manual 

C53000–G1179–C148–1 





Posição 

CFC 


Display Padrão 

371

A Apêndice 


Matriz 







30654 I diff REF (I/I nominal do objeto [%]) (IdiffREF=) Medição Dif- e Rest. CFC CD DD 

30655 I rest REF (I/I nominal do objeto [%]) (IrestREF=) Medição Dif- e Rest. CFC CD DD 

30656 Tensão de Medição Operacional Umeas. 

(Umeas.=) 

 

Medição CFC CD DD 

Horas Operacionais maior do que (OpHour>) CFC CD DD 


C53000–G1179–C148–1 





Posição 

CFC 


Display Padrão

Índice 

A 

Acessórios 314 

Adicional ii 

Alteração 223 

Anunciações espontâneas 195 

Aplicação deste Manual i 

Aplicações 5 

Atenção ii 

Aumento do valor de Pickup na partida 41 

Aumento do valor do pickup na partida 120 

Auto-Transformadores 15 

Auto-transformadores 50 

Auto-transformadores 15, 50 

B 

Barramentos 16, 23, 55, 56, 287 

Bateria 176, 306 

Bateria de backup 176 

Bateria de Buffer 306 

Bloqueio de Transmissão 243 

C 

Cálculo de Hot-Spot 150, 303 

Característica de Trip 289 

proteção de carga desbalanceada (ANSI) 293 

proteção de carga desbalanceada (IEC) 292 

proteção de sobrecorrente (ANSI) 293 


proteção de sobrecorrente (IEC) 292 

Característica de trip 

proteção de falta à terra restrita 75 

Característica de Trip 

proteção de sobrecarga térmica 302 

Característica de Trip da proteção diferencial 43 

Característica de trip da proteção diferencial 283 

CFC 316 

Comissionamento 242 

Comparação de corrente 36 

Condição do ponto estrela 21, 29, 46, 50, 51, 62 

7UT612 Manual 

C53000–G1176–C148–1 

Configuração 14 

Configurações de Ajustes de Fábrica 332 

Consistência de ajustes 184 

Consistência dos Ajustes 248 

Constante de tempo térmico 145 

Construção 282 

Contatos Auxiliares do Disjuntor 221 

Contatos auxiliares do disjuntor 120, 169, 179, 249 

Controle de função de proteção 187 

Convenções Tipográficas e Símbolos iii 

Copyright ii 

Corrente de inrush 112 

Corrente inrush 40, 88 

Corrente Nominal 25, 26 

Corrente nominal 27, 28, 29 

Correntes nominais 223 

Correntes nominais, alteração 230 

Cuidado ii 

Curvas de tempo de reset 

definidas pelo usuário 16, 97 

proteção de carga desbalanceada (ANSI) 295 


Curvas de tempo de reset definidas pelo usuário 

16, 97 

Curvas especificadas pelo usuário 95 

D 

Dados de Proteção Geral 34 

Dados do Sistema de Potência 2 34 

Dados do transformador de corrente 25, 27, 30 

Dados do transformador para entrada de corrente 

29 

DCF77 306 

Desmontagem do Dispositivo 225 

Detecção de falta 43 

Detector de temperatura por resistência 18 

Diagramas Gerais 317 

DIGSI REMOTE 4 316 

Dimensões 308 

Display de valores medidos 196 

Displays espontâneos 188, 195 

Duração do comando 30 

373

Index 

Duração do comando de trip 30 

E 

Elementos Frontais 4 

Emulação de disco 86, 111, 139 

Entradas Binárias 3, 273 

Envelhecimento relativo 151 

Equação diferencial térmica 145 

Erros de ajustes 184 

Escopo de Funções 14 

Estabilização Add-on durante Falta Externa 39 

Estabilização por resistência 129 

Estatísticas 189, 196 

Estrutura de Hardware 2 

Exemplos de Conexões 319 

F 

Fechamento manual 87, 111 

Ferramenta IBS 199 

Ferramentas Gráficas 315 

Fonte de Alimentação 4, 223, 273 

Formador de ponto estrela (Reator de Aterramento) 

15 

Formador de ponto estrela (reator de aterramento) 

49, 70 

Formador do ponto estrela (reator de aterramento) 

49, 54 

Freqüência nominal 20 

Funções de Monitoramento 305 

Funções de monitoramento 176 

Funções Dependentes de Protocolo 334 

G 

Geradores 15, 23, 52, 286 

Graduação de corrente 91 

Gravação de faltas 201 

Gravações de testes 267 

Grupo de alarmes 183 

Grupos de Ajustes 

Mudando Grupos de Ajustes 220 

Grupos de ajustes 33 

Guarda de corrente 56 

Guarda de corrente do alimentador 56 


C53000–G1176–C148–1 

I 

Indicação de Conformidade i 

Informações sobre Pedidos e Acessórios 312 

Instalação 216 

Instalação em cubículos 217 

Instalação em Painéis (flush) 216 

Instalação em painéis (sobreposta) 218 

Instalação em racks 217 

Interface de Operação 4 

Interface de Operação 274 

Interface de Serviço 4 

Interface de Sistema 4 

Interface de Sistema (SCADA) 275 

Interface SCADA 4 

Interfaces de comunicação 274 

Interfaces Seriais 4 

Intertravamento 209 

Intertravamento de religamento 189 

Intertravamento Reverso 89 

IRIG B 306 

L 

LCD 4 

LED 4 

Linhas 16, 23, 46, 55, 287 

Linhas Curtas 287 

Linhas curtas 16, 23, 55 

Links de Curto-Circuito 314 

Lista de Ajustes 335 

Lista de Informações 351 

Lista de Valores Medidos 370 

Lógica de pickup de todo o dispositivo 187 

Lógica de trip 188 

M 

Medição de tensão 196 

Mensagens de faltas 194 

Mensagens do transformador 173 

Mensagens operacionais 194 

Mini-Barramentos 23, 287 

Mini-barramentos 16, 55 

Modem interface 274 

Modificações no Hardware 223 

Modo de Teste e Bloqueio de Transmissão 243 

Módulos de memória 176 

Módulos Interface 232 

Monitoramento da Corrente Diferencial 61 

Monitoramento de grandezas medidas 177

Monitoramento de hardware 176 

Monitoramento de Software 177 

Montagem em Cubículo 217 

Montagem em Rack 217 

Montagem Embutida 216 

Montagem Embutida em Painel 216 

Montagem sobreposta 218 

Montagem sobreposta em painel 218 

Motores 15, 23, 52, 286 

Mudando Grupos de Ajuste 220 

N 

Nomes de Parâmetros iii 

Nota ii 

O 

Opções de Parâmetros iii 

P 

Partida 41, 120, 146 

PERIGO ii 

Pessoal Qualificado iii 

Pickup de carga fria 120, 298 

Pickup de todo o dispositivo 187 

Pickup dinâmico de carga fria 120 

Pickup dinânico de carga fria 298 

Pickup Geral 187 

Ponto de derivação 287 

Pontos de derivação 16, 23, 55 

Presilha de Montagem 315 

Processamento de comandos 207 

Programa de Análise Gráfica SIGRA 315 

Proteção de alta-impedância 131 

Proteção de barramento 55, 89 

Proteção de Carga Desbalanceada 300 

Proteção de carga desbalanceada 137 

Proteção de corrente temporizada 

para corrente residual 80 

Proteção de Falha do Disjuntor 168, 249, 304 

Proteção de falta à terra 289 

Proteção de Falta à Terra Restrita 288 


Proteção de sobrecarga 145, 301 

Proteção de Sobrecarga Térmica 301 

Proteção de sobrecarga térmica 145 

Proteção de sobrecorrente de tempo inverso 109 

7UT612 Manual 

C53000–G1176–C148–1 

Index 

Proteção de sobrecorrente temporizada 

para corrente de terra 107 

para correntes de fase 80 

pickup de carga fria 120 

Proteção de sobrecorrente temporizada definida 

80, 107 

Proteção de sobrecorrente temporizada inversa 83 

Proteção de Sobrecorrente Temporizada 

Monofásica 299 

Proteção de sobrecorrente temporizada monofásica 

126 

Proteção de sobrecorrente temporizada para corrente 

de ponto estrela 107 

Proteção de Vazamento de Tanque 130 

Proteção de vazamento de tanque 135 

Proteção Diferencial 36, 283, 288 

Proteção diferencial 


Proteção diferencial de alta impedância 128 

Proteção diferencial monofásica 56 

Proteção diferencial para barramentos 55, 56, 287 

Proteção diferencial para geradores 52, 286 

Proteção Diferencial para Linhas 287 

Proteção diferencial para linhas 55 

Proteção Diferencial Para Linhas Curtas 287 

Proteção diferencial para linhas curtas 55 

Proteção diferencial para mini-barramentos 55, 287 

Proteção diferencial para motores 52, 286 

Proteção diferencial para pontos de derivação 55, 

287 

Proteção diferencial para reatores 52, 54, 286 

Proteção diferencial para reatores em série 52 

Proteção diferencial para reatores shunt 54 

Proteção diferencial para Transformadores 46 

Proteção diferencial transversa 53 

Proteção para barramentos 56 

Público Alvo i 

R 

Reações à Falhas 182 

Reator de Aterramento 15 

Reator de aterramento (formador de ponto estrela) 

49 

Reator de aterramento (formador de ponto estrela) 

70 

Reator de aterramento (Formador do ponto estrela) 

49, 54 

Reatores 15, 23, 52, 54, 286 

Reatores em Série 286 

Reatores em série 15, 23, 52 

Reatores Shunt 15, 54, 286 

375

Index 

Reatores shunt 23 

Reconhecimento de comandos 213 

Recursos 7 

Registro de Eventos 194 

Registro de trip 194 

Relés de pressão súbita 173 

Remontar o dispositivo 236 

Réplica térmica 145, 301 

Requerimentos do Transformador de Corrente 272 

Restrição 

estabilização de corrente 37 

resistência de estabilização 129 


proteção diferencial 37 

restrição de inrush 88 

restrição inrush 112 

Restrição de corrente 37 

Restrição de inrush 88 

Restrição Harmônica 40 

Restrição inrush 112 

RTD 18 

S 

Saídas Binárias 3, 192, 274 

Seqüência de comandos 208 

Seqüência de fase 21, 178 

Service interface 274 

Set-points térmicos 159 

SIGRA 4 315 

Símbolos Gráficos iv 

Simetria de corrente 177 

Sinais Externos 304 

Sincronização do Tempo 4 

Status do disjuntor 120 

Supervisão da tensão auxiliar 176 

Supervisão de Circuito de Trip 221 

Supervisão de circuito de trip 179 

Suporte ii 

Suportes de Soquetes Plug-in 315 

T 

Tampa de Cobertura de Bloco Terminal 314 

Taxa de envelhecimento 151 

TC’s de soma 57 

 

Tensão Alternada 273 

Tensão Contínua 273 

Testes Climáticos 281 

Testes de Isolação 278 

Testes Elétricos 278 

Testes EMC 279, 280 

Thermobox 18, 159, 274, 303, 314 

Tipos de comandos 207 

Transformadores 15, 21, 46, 50, 51 

auto-transformadores 15 

transformadores de potência 46 

transformadores monofásicos 15 

Transformadores de Potência 15, 46 

Transformadores de potência 15, 21, 50, 51 


Transformadores de Potência com enrolamentos 

isolados 15 

Transformadores de tração 15, 51 

Transformadores monofásicos 15, 51 


Transmissão de valores medidos 196 

Transformadores 284 

Trip de alta-corrente 41 

Trip Direto 304 

Trip Externo 304 

Trip geral 188 


C53000–G1176–C148–1 

U 

Unidade de temperatura 21 

V 

Valores da proteção diferencial 199 

Valores Medidos 305 

Valores medidos 196 

Valores operacionais medidos 197, 198 

Valores térmicos 198 

Variantes de Terminais 219 

Vibração e Choque Durante Operação 280 

W 

Watchdog (Cão de guarda) 177

Para 

Siemens AG 

Deptº. PTD PA D DM 

D–13623 Berlin 

Germany 

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Manual 7UT612 

C53000–G1176–C148–1 

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expressa. Os infratores são responsáveis pelo ressarcimento de 

danos.Todos os direitos são reservados no caso de quebra de patente 

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Nº de pedido.: C53000–G1176–C148–1 

Disponível em: LZF Fürth-Bislohe 

Printed in Germany/Impresso na Alemanha 

AG 0202 0.3 FO 360 

En

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