estudo seletividade final

Grupo de Estudos em Qualidade da Energia Elétrica – GQEE Instituto de Sistemas Elétricos e Energia – ISEE

Universidade Federal de Itajubá

PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS II ESTUDO DE PROTEÇÃO E SELETIVIDADE

Orientador: Prof. Dr. José Maria de Carvalho Filho

Mestrandos em Eng. Elétrica Arthur Henrique Perini de Medeiros Thiago Moura Galvão.

Itajubá 01 de dezembro de 2011

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Conteúdo

1 Introdução ............................................................................................................................................. 4

2 Premissas .............................................................................................................................................. 4

2.1 Capacidade da planta: ................................................................................................................... 4

2.2 PROTEÇÃO DA ENTRADA 138 Kv ................................................................................................... 4

2.2.1 Proteção de Distância da LT .................................................................................................. 4

2.2.2 Proteção de sobrecorrente 138kV ........................................................................................ 5

2.2.3 Proteção de tensão 138kV .................................................................................................... 5

2.2.4 Proteção de sub/sobrefrequência 138kV ............................................................................. 5

2.3 PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR DA SE ..................................................................................... 5

2.3.1 Proteção de sobrecorrente de fase transformador 138 kV .................................................. 5

2.3.2 Proteção de sobrecorrente de fase 13,8 kV.......................................................................... 5

2.3.3 Proteção diferencial do transformador 40MVA 138/13,8 kV ............................................... 6

2.3.4 Demais critérios para a proteção do transformador ............................................................ 6

2.4 PROTEÇÃO DO GERADOR .............................................................................................................. 6

2.4.1 Sub e Sobretensão: (ANSI 27 e 59). ...................................................................................... 6

2.4.2 Perda de Campo: (ANSI 40) ................................................................................................... 6

2.4.3 Anti-motorização: (ANSI 32) ................................................................................................. 7

2.4.4 Sobrecarga: (ANSI 49) ........................................................................................................... 7

2.4.5 Sobrecorrente: (ANSI 51) ...................................................................................................... 7

2.4.6 Sobrecorrente com Restrição de Tensão: (ANSI 51V) ........................................................... 7

2.4.7 Proteção de terra: (ANSI 59 GS ou 64GS); ............................................................................ 7

2.4.8 Relé de Frequencia (ANSI 81) ................................................................................................ 7

2.4.9 Proteção Diferencial (ANSI 87) .............................................................................................. 7

2.4.10 Sobre Excitação – Volts/Hertz (ANSI 24) ............................................................................... 7

2.5 PROTEÇÃO DE CABOS E BARRAMENTOS ...................................................................................... 8

2.6 PROTEÇÃO DE MOTORES MT ........................................................................................................ 8

2.7 PROTEÇÃO DE MOTORES DE BT .................................................................................................... 8

2.7.1 Premissas de ajustes da proteção de motores de BT e MT .................................................. 8

3 SISTEMA DE ATERRAMENTO ................................................................................................................. 9

3

4 CRITÉRIOS DE SELETIVIDADE ................................................................................................................. 9

4.1 Disjuntor a disjuntor de baixa tensão ou relé ............................................................................... 9

4.2 Relé a relé ..................................................................................................................................... 9

4.3 Fusíveis ........................................................................................................................................ 10

5 DIAGRAMA UNIFILAR BÁSICO ............................................................................................................. 10

5.1 Dados da Planta .......................................................................................................................... 12

6 DIAGRAMA DE PROTEÇÃO .................................................................................................................. 12

7 Dados do estudo de Curto circuito ..................................................................................................... 14

8 Referências .......................................................................................................................................... 14

9 Anexos ................................................................................................................................................. 15

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1 Introdução

Este documento tem como objetivo apresentar especificação de equipamentos e o estudo de proteção para a planta em questão planta industrial mostrada no diagrama proposto. A especificação dos equipamentos será feita para completar de uma forma geral todos os equipamentos que não foram apresentados no diagrama unifilar inicial, porém são fundamentais para o funcionamento completo do sistema industrial apresentado.

Tabelas de graduação de relés básicas serão apresentadas visando as funções principais destes relés. Assim como as curvas de coordenação da planta desde a entrada (concessionária) até os serviços de baixa tensão.

2 Premissas

Os seguintes itens definem as premissas básicas para este estudo:

2.1 Capacidade da planta: A potência instalada da planta será baseada na potência nominal do transformador de entrada, que é igual a 40 MVA.

Dados:

Diagrama unifilar apresentado;

Alimentação da planta em AT 138 kV;

Nível de curto circuito trifásico do ponto de conexão fornecido pela concessionária 1000 MVA ∠ − 87 conectado em delta.

Nível de curto circuito monofásico não foi apresentado e será considerado o mesmo do trifásico neste estudo.

Não será realizada a coordenação da proteção de entrada da planta em relação ao sistema de alimentação, no que se refere aos parâmetros da linha de 138kV.

2.2 PROTEÇÃO DA ENTRADA 138 Kv

2.2.1 Proteção de Distância da LT

Nesta revisão deste estudo as funções de proteção de distância fase e terra estarão desativadas, devido a falta de informações da LT (Linha de Transmissão da Concessionária).

Para o caso onde estas estejam ativadas, as funções de proteção de distância de fase (ANSI 21) deverão atuar para faltas externas à planta, ou seja, na LT de 138 kV alcançando a SE da concessionária. Os ajustes deverão garantir que o tempo de atuação seja suficiente para

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que o gerador se mantenha estável após a abertura do acoplamento com a concessionária e serão efetuados pelo relé:

Relé : GE Multilin D60

2.2.2 Proteção de sobrecorrente 138kV

As funções de sobrecorrente direcional de fase (ANSI 67) utilizados como proteção backup da função 21 (quando ativada) deverão atuar de forma seletiva às proteções de sobrecorrente à jusante (para dentro da planta ).

Relé : GE Multilin D60

2.2.3 Proteção de tensão 138kV

As proteções de subtensão (ANSI 27) e sobretensão (ANSI 59) deverão atuar de forma coordenada às proteções de sobrecorrente (pois existe subtensão em falta de fase e sobretensão em falta à terra). Deverão também ser verificados se estão coordenados com os ajustes de proteção de tensão do gerador, atuando naturalmente, sempre antes destas. As funções de tensão serão efetuadas pelo relé:

Relé GE Multilin D60

2.2.4 Proteção de sub/sobrefrequência 138kV

A função de subfrequência/sobrefrequência (ANSI 81) deverá ser ajustada de forma a proteger a operação anormal de frequência da planta em paralelo com a concessionária evitando-se assim comprometimento dos componentes rotativos e o sistema elétrico interligado. As funções de subfrequência/sobrefrequência serão efetuadas pelo relé:

Relé GE MIV 3000

2.3 PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR DA SE

2.3.1 Proteção de sobrecorrente de fase transformador 138 kV

Os ajustes de funções de sobrecorrente de fase (ANSI 50/51) em 138 kV (primário dos transformador 40 MVA) serão seletivos à jusante com a função de sobrecorrente de fase em 13,8 kV (secundário do transformador). A função de sobrecorrente de fase primária do transformador será efetuada pelo relé:

Relé GE Multilin SR 745

2.3.2 Proteção de sobrecorrente de fase 13,8 kV

O ajuste de função de sobrecorrente de fase (ANSI 51) em 13,8 kV (secundário dos transformador 40 MVA) será seletivo à montante com a função de sobrecorrente de fase de 138 kV do transformador. A função de sobrecorrente de fase secundária do transformador será efetuado pelo relé:

6


2.3.3 Proteção diferencial do transformador 40MVA 138/13,8 kV

Deverá atuar para faltas internos no transformador (função 87T) e dentro da região de proteção diferencial que é limitadas pelos TCs. Esta função será efetuada pelo relé:


2.3.4 Demais critérios para a proteção do transformador

Função 50 primário - ajuste maior que a corrente de magnetização do transformador e maior que o valor da corrente de curto circuito subtransitória assimétrica no secundário.

Função 51 primário - de 1.2 a 2.5 vezes a corrente nominal devendo proteger o ponto de limite térmico do transf. (ANSI OU ABNT).

Função 51 secundário - de 1.2 a 2.0 vezes a corrente nominal.

As proteções térmicas dos transformadores (óleo 26 e enrolamento 49) normalmente são feitas através de leituras diretas (sensores de temperatura) ajustados conforme orientações do fabricante e em função da classe de isolação dos transformadores.

O relé deverá sinalizar a proteção incorporada do relé Bulcholz (gás 63FP)

2.4 PROTEÇÃO DO GERADOR As proteções descritas a seguir serão utilizadas no gerador 30MVA 13, 8 kV são descritas

pelas normas:

ANSI C37.101-1993

ANSI C37.102-2006

ANSI C37.106-1987

Relé utilizado GE Multilin 489 – Proteção para Geradores. O relé apresenta um solução integrada completa para a proteção de geradores. As funções ativas serão listadas abaixo:

2.4.1 Sub e Sobretensão: (ANSI 27 e 59).

Esta proteção limita o risco de danos ao enrolamento do gerador e demais componentes do sistema.

2.4.2 Perda de Campo: (ANSI 40)

A perda de campo pode trazer sérios danos ao gerador ainda mais se o mesmo opera próximo da faixa nominal quando se dá este evento. Elevadas correntes que circulam no estator podem ser induzidas no campo e podem danificar os enrolamentos amortecedores além de absorver potência reativa do sistema. A máquina passa a operar como gerador de indução, sobreaquecimentos perigosos nos enrolamentos e extremidades do núcleo podem ocorrer.

7

O método mais utlizado para esta proteção é detectar a perda de campo através do monitoramento da impedância vista na entrada do gerador através de relés de distância.

2.4.3 Anti-motorização: (ANSI 32)

Função de proteção para detectar a inversão do fluxo de potência ativa com o relé direcional de potência. Ajuste de acordo com o fabricante que garante a potência mínima do gerador, que inclui as perdas.

2.4.4 Sobrecarga: (ANSI 49)

A função 49 representa uma proteção térmica do gerador que deve ser ajustada de acordo com o fabricante.

2.4.5 Sobrecorrente: (ANSI 51)

A função de sobrecorrente temporizada normalmente 1,25% da corrente nominal, depende dos dados do fabricante e da curva do gerado.

2.4.6 Sobrecorrente com Restrição de Tensão: (ANSI 51V)

Para faltas este relé é sensibilizado pelos dois fenômenos inerentes: A sobrecorrente e a subtensão. A referência indica ajuste de 1,5 a 2 In e 0,5 segundos.

2.4.7 Proteção de terra: (ANSI 59 GS ou 64GS);

A proteção de terra sensível visa trabalhar em conjunto com a limitação de corrente provida pelo resistor de aterramento através do transformador.

2.4.8 Relé de Frequencia (ANSI 81)

O gerador deve ser protegido contra operação anormar de sub e sobre freqüência, pois sob estas condições causam impactos no sistemas interligado e nas massas rotativas.

2.4.9 Proteção Diferencial (ANSI 87)

A proteção atuará dentro da zona pre –determinada pelos TCs que idealmente seria em todo o enrolamento, porém para curtos fase e terra que se aproximas do neutro do gerador pois o relé necessita de uma corrente mínima de atuação. Esta corrente mínima será limitada pelo Zn.

2.4.10 Sobre Excitação – Volts/Hertz (ANSI 24)

Os efeitos da sobre excitação são aumento da corrente de campo e falha na isolação devido ao aquecimento. Então mesmo a vazia a relação V/H indica a variação da densidade de fluxo e as perdas por histerese e Foucault. Esta é uma unidade temporizada para permitir o start-up e oscilações do sistema sem para a unidade.

Os critérios abaixo serão utilizados para ajuste.:

Função 27: Ajuste de 80 a 90% de Un (temporizado)

Função 32: Ajuste de 2 a 6% Pn (temporizado)

8

Função 40: Conforme recomendação do fabricante do gerador e temporizado

Função 51: Ajuste de até 125% de In

Função 51V: Ajuste de até 150% de In

Função 59: Ajuste de 110 a 120% de Un (temporizado)

Função 64G: Ajuste de 10% da tensão residual

Função 81: Trip instantâneo em 57Hz ou temporizado conforme recomendação do

fabricante do gerador

Função 87: Em função da corrente do gerador e do erro dos TC’s.

2.5 PROTEÇÃO DE CABOS E BARRAMENTOS Normalmente, nenhuma proteção é colocada exclusivamente para proteção de cabos, pois

sua suportabilidade quanto a esforços térmicos e dinâmicos, são superiores as dos demais equipamentos do sistema.

Os pontos a serem verificados para a proteção dos cabos são aqueles da curva “I2t”, e são obtidos dos fabricantes em função da temperatura inicial e temperatura máxima permitida para o isolamento. Os barramentos serão protegidos, quando necessário, pelo uso das unidades instantâneas de sobrecorrente.

2.6 PROTEÇÃO DE MOTORES MT Foram adotados dois esquemas para interligação dos motores de MT que são 10 unidades de 500 CV com partida direta em 4,16kV. Uma é provida de um disjuntor a vácuo e a outro por contactor a vácuo com fusíveis limitadores. A proteção de sobrecarga de ambas é através de relé microprocessado. Para efeito de comparação os relés escolhidos foram os Schweitzer 701 e o Westinghouse IQ-1000. Os desenhos em formato CAD anexos a este estudo indicam os esquemas de ligações.

2.7 PROTEÇÃO DE MOTORES DE BT Na proteção de motores de BT 480 V, foram estudadas as opções de proteção dos 10 motores de 105 CV com disjuntor-motor, disjuntor termo-magnético, relés térmicos e fusíveis e relé microprocessado. Os desenhos em formato CAD anexos a este estudo indicam os esquemas de ligações.

2.7.1 Premissas de ajustes da proteção de motores de BT e MT

Proteção contra sobrecarga – 1 x In – temporizada, protegendo a curva de rotor bloqueado.

9

Proteção contra curto circuito – Ajuste acima da corrente de partida incluindo o fator de assimetria 1,6 x Ip e mais 10% de segurança.

Proteção contra faltas fase-terra – 51N, curva de tempo definido

Para os motores de MT também a proteção de carga travada (JAM) que é ajustada em 2 x In e temporizada em 1s.

3 SISTEMA DE ATERRAMENTO

O sistema de aterramento é separado em 3 subsistemas sendo, BT, MT-4,16, MT-13,8kV. Não é considerado aterramento em AT devido à conexão delta do transformador e o PAC. Foi especificado para a limitação da corrente de falta o aterramento com resistor de baixo valor com os seguintes valores e temporização.

BT: aterramento sólido.

MT – 4,16kV: 12 Ohm – 200A – 10s;

MT-13,8kV - Trafo: 19,96 Ohm – 400A – 10s;

MT-13,8kV - Gerador: 19,96 Ohm – 400A – 10s;

Os motores de MT e BT utilizam a conexão estrela isolados. A proteção dos resistores de aterramento é feita através de curvas de tempo definido coordenada com a proteção fase-terra do sistema.

4 CRITÉRIOS DE SELETIVIDADE

A seguir são descritos os critérios básicos a serem seguidos durante a elaboração do estudo de seletividade. Os critérios foram estabelecidos considerando duas proteções em série.

4.1 Disjuntor a disjuntor de baixa tensão ou relé Intervalo a ser considerado:

0.1 a 0.15 segundos dependendo do tipo de sensores envolvidos no circuito, considerando-se que a maioria dos disjuntores de baixa tensão caixa moldada opera com a sua unidade instantânea com 15ms e no caso de disjuntores a ar, abertura em até 5 ciclos (80 ms).

4.2 Relé a relé Intervalo a ser considerado:

0.2 a 0.3 segundos dependendo do tipo de relés, valor da corrente de curto-circuito (erros) e tempo de abertura do disjuntor. Disjuntores de média tensão, costumeiramente operam

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com extinção do arco em 5 ciclos (80ms) e os relés digitais tem tempo de sensibilização média de 30 ms, portanto tempo médio provável para a eliminação do curto-circuito é de 110ms. A temporização mínima de 200ms será adotada em geral com a finalidade de se alcançar o tempo de eliminação na montante não superior a 1s.

4.3 Fusíveis O tempo de fusão dos fusíveis será considerado de 10 a 50ms.

Fusível a fusível

Intervalo a ser considerado:

É considerado seletivo quando a relação entre as correntes nominais dos fusíveis for maior que 1.6 (fusíveis do tipo limitadores), ou a relação entre as correntes nominais é maior que o fator de assimetria da corrente de curto-circuito no ponto de falta.

5 DIAGRAMA UNIFILAR BÁSICO

Abaixo está mostrado na figura 1 o diagrama inicial proposto como base do projeto de proteção.

11

Figura 1 - Diagrama unifilar do sistema elétrico.

12

5.1 Dados da Planta

Gerador – 30 MVA;

Reatância Subtransitória (Xd” = 0,18);

Reatância Transitória (Xd’= 0,25).

Transformador 1 – Conexão (∆-Y);

S = 40MVA;

Z = 12%.


S = 5MVA;

Z = 6%.


S = 1,5MVA;

Z = 5%.

MIT 1 – 10x500 cv; Tp = 6s;

In = 69A; Trb = 15s; Nº Partidas Sucessivas = 2.

Ip = 414A; Nº Partidas = 6/hora;

MIT 2 – 10x100 cv; Tp = 1s;

In = 125A; Trb = 20s;

Ip = 750A;

6 DIAGRAMA DE PROTEÇÃO

Abaixo na figura 2 está mostrado o diagrama de proteção da planta:

13

Figura 2 – Diagrama de Proteção

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7 Dados do estudo de Curto circuito

Abaixo na tabela 1está mostrado o resultado do cálculo de curto circuito em ½ ciclo simétrico. O software utilizado é o ETAP 7.0.

Os demais dados do sistema estão em anexo no CD que acompanha este estudo.

8 Referências

[1] CARVALHO FILHO, Prof. José Maria de. PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS, Itajubá: Apostila Didática, 2009

[2] CARVALHO FILHO, Prof. José Maria de. PROTEÇÃO CONTRA ARCOS ELÉTRICOS INTERNOS. Itajubá: Apostila Didática, 2009

[3] GE MULTILIN. 489 Generator Managment Relay – Instruction Manual. Ontario, 2007

[4] GE MULTILIN. 745 Transformer Protection System – Instruction Manual. Ontario, 2007

[5] Norma IEEE Std C37.101-1993 – IEEE Guide for Generator Ground Protection

[6] Norma IEEE Std C37.102-2006 – IEEE Guide for AC Generator Protection

[7] Norma IEEE Std C37.106-1987 – IEEE Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating Plants

[8] MARDEGAN, Cláudio. Proteção de Geradores. Revista O Setor Elétrico, São Paulo, v. 58, n. 1, p.28-38, nov. 2010.

Tabela 1 – Resultados do calculo de curto circuito

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9 Anexos

Os ajustes das princípais funções dos relés utilizados neste projeto estão mostrados em anexo bem como as folhas de tempo versus corrente foram emitidas também com o software ETAP 7 e estão mostradas abaixo.

Seconds

Seconds

B6-CCM2

0,48 kV

B5-QD3

0,48 kV

52-10

CABO-2

MOTOR-4

CABO-3

52-11

MOTOR-4

52-11

52-10

OL1

CABO-2

CC-B5-Transitório

33,38kA @ 0,48kV

FU-1ABBOFAM 2Other 0,69 kV125A

FU-1 - 3P

30,074kA @ 0,48kV(Sym)

CC-B6-Transitório

28,62kA @ 0,48kV

CC-B5-Transitório

33,38kA @ 0,48kV

CC-B6-Transitório

28,62kA @ 0,48kV

MOTOR-3-100%

52-10ABB SACE PR112Sensor = 1600LT Pickup = 0,75 (1200 Amps)LT Band = 6ST Pickup = 2,1 (3360 Amps)ST Band = 0.05 (I^x)t = OUT

MOTOR-3-HotStall = 20 sec

52-10 - 3P

34,914kA @ 0,48kV(Sym)

FU-1 - 3P

30,074kA @ 0,48kV(Sym)

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 100 B6-CCM2 (Nom. kV=0,48, Plot Ref. kV=0,48)

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 7.0.0

TCC-BT-FU1/52-10

Project: PROJETO PLANTA INDLocation: ITAJUBA-MGContract:Engineer: ARTHUR MEDEIROS/ THIAGO GALVÃOFilename: C:\ETAP 700\trabalho_prot\trabalho_prot.OTI

Date: 08-11-2011 SN: 12345678Rev: BaseFault: Phase

B6-CCM2

B5-QD3

MOTOR-3

105 HP

CABO-43-1/C 35

OL1

FU-1

CABO-22-3/C 300

52-1052-10

FU-1

MOTOR-3

105 HP

Seconds

Seconds

B4-CCM1

4,16 kV

±

800/5 ±

800/5

MOTOR-2

R

F-M1/K-1

FU-2

F-M1/K-1

MOTOR-2

F-M1/52-9 - OLWestinghouseIQ-1000CT Ratio 800:5Motor Protection Curve (no RTD)Pickup = 101 (85 - 125 xFLA)Stall Time = 7Inst = 1079 (300 - 1500 xFLA)Time Delay = 1 Cycles

CC-B4-Transitório

9,44kA @ 4,16kV

MOTOR-1Stator

MOTOR-1-HotStall = 20 sec

CC-B4-Transitório

9,44kA @ 4,16kV

MOTOR-1-100%500 HP

F-M1/52-9 - 3P

10,529kA @ 4,16kV(Sym)

F-M1/52-9 - 3P (Min)

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 7.0.0

TCC-MT-52-9-M1



o

o

B4-CCM1

52-9

MR

F-M1/52-9

MOTOR-1

500 HP

F-M1/52-9

Seconds

Seconds

o

800/5

B4-CCM1

4,16 kV

o

1000/5

52-6

52-9

MR

F-M1/52-9

R

F-745-3/52-6F-745-3/52-6

Seconds

Seconds

o

1000/5

B3-QD2

13,8 kV

o

1000/5

o

1000/5

52-4

CABO-1

R

F-B30/52-4

R

F-745-3/52-5

52-5 52-7

R

F-745-2/52-7F-745-3/52-5 F-745-2/52-7

F-B30/52-4

Seconds

Seconds

B3-QD2

13,8 kV

o

1000/5

B2-QD1

13,8 kV

o

50/5

o

1200/5

o

50/5

o

50/5R

F-745-1/52-252-2

R

F-489/52-3

G1

R

F-489/52-3N

52-3

52-4

CABO-1

R

F-B30/52-4

1000/5

B3-QD2

13,8 kV

F-489/52-3

F-745-1/52-2

F-B30/52-4

G1

50/5

F-745-3/52-5 - POC1GE Multilin745CT Ratio 1000:5ANSI - Extremely InversePickup = 0,25 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Dial = 6,93x = 4,55 s, 5x = 1,71 s, 8x = 0,867 sInst = 4,08 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,026 s

T25 MVA (Secondary) 6 %ZDelta-Wye Resistor Grd

Inrush

FLA


F-745-3/52-5 - 3P

17,678kA @ 13,8kV(Sym)

F-745-3/52-6 - 3P

9,44kA @ 4,16kV

∆ 0,299 s

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 B3-QD2 (Nom. kV=13,8, Plot Ref. kV=13,8)

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

ETAP Star 7.0.0

TCC-MT-T2



B4-CCM1

o

o

B3-QD2

52-5

R

F-745-3/52-6

R

F-745-3/52-5

T2

5 MVA

52-6

F-745-3/52-6

F-745-3/52-5

T2

5 MVA

T31,5 MVA (Secondary) 5 %ZDelta-Wye Solid GrdANSI Curve Shift = 0,58

Inrush

FLA

52-8ABB SACE PR112Sensor = 2500LT Pickup = 0,87 (2175 Amps)LT Band = 6ST Pickup = 1,8 (4500 Amps)ST Band = 0.27 (I^x)t = OUT


CC-B3-Transitório

15,45kA @ 13,8kV

52-8 - 3P

34,89kA @ 0,48kV

F-745-2/52-7 - 3P

17,678kA @ 13,8kV(Sym)

CC-B3-Transitório

15,45kA @ 13,8kV

52-8 - 3P (Min)

33,38kA @ 0,48kV

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 7.0.0

TCC-MT-T3



o

50/5

o

1000/5

B5-QD3

0,48 kV

B3-QD213,8 kV

52-8

T3

R

F-745-2/52-7

52-7

Seconds

Seconds

o

1200/5

o

50/5

o

1000/5

B2-QD1

13,8 kV

52-3

52-4

CABO-1

R

F-B30/52-4

G1

R

F-489/52-3G1

50/5

F-B30/52-4

F-489/52-3

Seconds

Seconds

o

50/5

o

300/5

o2000/5

o

50/5

R

F-745-1/52-2

R

F-745-1/52-1

T1

52-1

F-745-1/52-1

52-252-2

2000/5

50/5

50/5


F-745-1/52-1 - 3P

7,314kA @ 138kV(Asym)

CC"-B2-Assim

28,35kA @ 13,8kV

F-D60/52-1 - POC1 - 67Reverse

GE Multilin

C60

CT Ratio 300:5

IEEE - Extremely Inverse

Pickup = 0,4 (0 - 30 xCT Sec)

Time Dial = 0,02

3x = 0,0729 s, 5x = 0,0259 s, 8x = 0,0114 s

F-D60/52-1 - 3P

0,369kA @ 138kV

CC"-B2-Assim

28,35kA @ 13,8kV

CC-SE-Transitória

4,55kA @ 138kV

CC-SE-Transitória

4,55kA @ 138kV

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 B1-SE (Nom. kV=138, Plot Ref. kV=138)

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K

Amps X 10 B1-SE (Nom. kV=138, Plot Ref. kV=138)

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seco

nds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seco

nds

ETAP Star 7.0.0

TCC-AT-PAC



o

300/5

o

300/5

B1-SE138 kV

OCR

F-D60/52-1

R

F-745-1/52-152-1 F-745-1/52-1

F-D60/52-1

52-11ABBT4 (IEC)Size = 160 AmpsThermal Trip = 70%Magnetic Trip = 10X

52-10ABB SACE PR112Sensor = 1600Ground Pickup = 1 (1600 Amps)Limited to 1200 AmpsGround Band = 0,1 (I^x)t = OUT

52-10 - LG

35,296kA @ 0,48kV(Sym)CC-B5-Transitório

33,38kA @ 0,48kV

52-11 - LG

28,19kA @ 0,48kV(Sym)

CC-B6-Transitório

28,62kA @ 0,48kV

CC-B5-Transitório

33,38kA @ 0,48kV

CC-B6-Transitório

28,62kA @ 0,48kV

FU-1ABBOFAM 2Other 0,69 kV125A

10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K


1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

1K

,01

,1

1

10

100

,03

,05

,3

,5

3

5

30

50

300

500

Seconds

ETAP Star 7.0.0

TCC-BT-FU1/52-10


Date: 08-11-2011 SN: 12345678Rev: Revision 1Fault: Ground

B6-CCM2

B5-QD3

MOTOR-3

105 HP

CABO-4

3-1/C 35

OL1

FU-1

MOTOR-4

105 HP

CABO-3

3-1/C 35

52-11

CABO-22-3/C 300

52-10

FU-1

Seconds

Seconds

B5-QD3

B6-CCM2

Load1

10 kVA

CABO-2

2-3/C 300

52-10

52-8

T3

1,5 MVA

Seconds

Seconds

o

50/5

o

2000/5o

50/5

o

50/5

o

50/5

o

50/5

B3-QD2 13,8 kV

o

50/5o

1200/5

B2-QD1

13,8 kV

o

1000/5R

F-B30/52-4

R

F-745-1/52-2

CABO-1

52-4

52-2

52-3

G1

R

F-489/52-3

52-5 52-7

R

F-745-2/52-7

R

F-745-3/52-5

R

F-489/52-3N

F-B30/52-4

F-745-1/52-2

1000/5

CABO-1

52-4B2-QD1

13,8 kV

52-21200/5

52-3

G1

50/5

F-489/52-3

B3-QD2 13,8 kV

52-5 52-7

50/5

F-745-2/52-7

F-745-3/52-5

50/5

50/5

F-489/52-3N

50/5

2000/5

T1T1

50/5

R

F-745-1/52-2 RESF-745-1/52-2 RES

Seconds

Seconds

o

800/5

B4-CCM1

4,16 kV

o

50/5

o

1000/5

52-6

R

F-745-3/52-6GS

52-9

MR

F-M1/52-9

R

F-745-3/52-6

F-M1/52-9

F-745-3/52-6GS

F-745-3/52-6

Project: PROJETO PLANTA IND ETAP Location: ITAJUBA-MG Contract: Engineer: ARTHUR MEDEIROS/ THIAGO GALVÃO Filename: trabalho_prot

Page: 1 Date: 05-12-2011 Revision: Base

Protective Device Settings

7.0.0

OCR: F-489/52-3 MFR: GE Multilin Model: 489

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000

3.50

0.40

1200/5,000 Phase: 13.800

13.800 LG, (User-Defined)

3 ph, (User-Defined) LG, (User-Defined) 0.88

OC Level: OC1 Setting Range

Phase TOC Definite Time Pickup (Tap) 0,15 - 20 xCT Sec 1.310 Time Dial 14.200

Ground TOC Definite Time Pickup (Tap) 0,05 - 20 xCT Sec 1.060 Time Dial 9.230

OCR: F-489/52-3N MFR: GE Multilin Model: 489

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000 0.40 13.800 LG, (User-Defined)


Ground TOC Definite Time Pickup (Tap) 0,05 - 20 xCT Sec 0.790 Time Dial 6.200

OCR: F-745-1/52-1 MFR: GE Multilin Model: 745

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

300/5,000

7.31300/5,000 Phase: 138.000

138.000

3 ph, Asym. (Calc.)


Phase TOC ANSI - Extremely Inverse Pickup (Tap) 0,05 - 20 xCT Sec 0.730 Time Dial 5.800

Phase INST Pickup 0,05 - 20 xCT Sec 10.190 Time Delay 0 - 60 0.029




7.0.0


Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000

15.48

0.80

2000/5,000 Phase: 13.800




Phase TOC IAC - Extremely Inverse Pickup (Tap) 0,05 - 20 xCT Sec 1.010 Time Dial 5.400

OCR: F-745-1/52-2 RES MFR: GE Multilin Model: 745

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000 0.40 LG, (User-Defined)


Ground INST Pickup 0,05 - 20 xCT Sec 1.240 Time Delay 0 - 60 1.231


Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000

17.68

0.80

1000/5,000 Phase: 13.800

13.800 LG, Sym. (Calc.)

3 ph, Sym. (Calc.) LG, Sym. (Calc.) 0.80








7.0.0


Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000

17.68

0.80

1000/5,000 Phase: 13.800

13.800 LG, Sym. (Calc.)

3 ph, Sym. (Calc.) LG, Sym. (Calc.) 0.80






Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000

9.44

0.20

1000/5,000 Phase: 4.160

LG, (User-Defined)






OCR: F-745-3/52-6GS MFR: GE Multilin Model: 745

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000

50/5,000 Phase:

LG, (User-Defined) 0.20


Neutral INST Pickup 0,05 - 20 xCT Sec 0.320 Time Delay 0 - 60 0.347




7.0.0

OCR: F-B30/52-4 MFR: GE Multilin Model: B30

Tag #: If (kA) Base kV CT 15.451000/5,000 CT Input: 13.800 3 ph, (User-Defined)

LG, (User-Defined) 0.40


Phase TOC IAC - Extremely Inverse Pickup (Tap) 0,01 - 30 xCT Sec 0.326 Time Dial 10.460


OCR: F-D60/52-1 MFR: GE Multilin Model: C60

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

300/5,000

0.37

7.08

300/5,000 Phase: 138.000



OC Level: OC1 Setting Range Setting

Phase TOC IEEE - Extremely Inverse Pickup (Tap) 0 - 30 xCT Sec 0.400 Time Dial 0.020 Direction Reverse Phase 67

MTA 30.00 Polarization Voltage

OCR: F-M1/K-1 MFR: Schweitzer Model: 701

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

800/5,000

0.57

0.40

800/5,000 Phase: 4.160










7.0.0

OLR: F-489/52-3 MFR: GE Multilin Model: 489

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000

3.50

0.40

Phase: 1200/5,000 13.800

13.800

3 ph, (User Defined) LG, (User Defined) LG, (User Defined)

0.88

Setting Range Standard Overload Curve Thermal

Trip 1,01 - 1,25 xFLA 1.010 Multiplier 1.0

OLR: F-489/52-3N MFR: GE Multilin Model: 489

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000 0.40 13.800 LG, (User Defined)

OLR: F-M1/52-9 MFR: Westinghouse Model: IQ-1000

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

50/5,000

10.53

0.20

Phase: 800/5,000 4.160

4.160

3 ph, Sym. (Calc.) LG, Sym. (Calc.) LG, Sym. (Calc.)

0.20

Setting Range Motor Protection Curve (no RTD) Thermal

Trip 85 - 125 xFLA 101.000 Multiplier 7.0

INST Trip 300 - 1500 xFLA 1079.000 Delay 1.000 cyc

Ground Trip 4 - 12 Primary 12.000 Delay 3.000 cyc

OLR: F-M1/K-1 MFR: Schweitzer Model: 701

Tag #:

GND:

If (kA) Base kV CT

800/5,000

0.57

0.40

Phase: 800/5,000 4.160

4.160

3 ph, (User Defined) LG, (User Defined) LG, (User Defined)

0.40

Setting Range Generic Start Curve Thermal

Trip 1 - 1,5 xFLA 1.000 Multiplier 3.0Trip 0,5 - 6 xFLA 2.000 Jam

Delay 1.000

3-Phase kA: 30.07 Sym. (Calc.) LG kA: 28.19 Sym. (Calc.) Base kV: 0.480 (Calc.)

Cont. Amp: 125.000 Breaking kA: 10.000

Fuse: FU-1 Tag #: MFR: ABB*

Model: OFAM 2 kV: 0.480 Speed: Other Size: 125A * Retrieved library data is modified by user.




7.0.0

3-Phase kA: 15.95 Asym. (Calc.) LG kA: 0.20 Asym. (Calc.) Base kV: 4.160 (Calc.)

Cont. Amp: 100.000 Breaking kA: 50.000

Fuse: FU-2 Tag #: MFR: ABB

Model: CMF kV: 7.000 Speed: Other Size: 100A

CB: 52-10 Tag #: MFR: ABB*

Model: E2N Rated Amp: 1600.000 Rating: 121.000 kA, 0.500 kV

3-Phase kA: 34.91 Sym. (Calc.) LG kA: 35.30 Sym. (Calc.) Base kV: 0.480 (Calc.) Size: 1600

* The retrieved library data is modified by user.

Sensor: 1600

MFR: ABB Model: SACE PR112

LV Solid State Trip Device

Phase Setting Ground Setting LT Pickup 75,000 Long-Time Ground Pickup 1 LT Band 60,000 Range=(3 - 144) Ground Band 0,1 I^xt=OUT ST Pickup 2,1 Short-Time ST Band 0.05 I^xt=OUT

CB: 52-11 Tag #: MFR: ABB*

Model: T4H Rated Amp: 160.000 Rating: 220.000 kA, 0.500 kV

3-Phase kA: 30.07 Sym. (Calc.) LG kA: 28.19 Sym. (Calc.) Base kV: 0.480 (Calc.) Size: 160

* The retrieved library data is modified by user. Thermal Magnetic Trip Device MFR: ABB Model: T4 (IEC)

Thermal Trip: Magnetic Trip: 10,000

ID: 160

70.000

CB: 52-8 Tag #: MFR: ABB

Model: E3S Rated Amp: 2500.000 Rating: 165.000 kA, 0.690 kV

3-Phase kA: 34.89 (User Defined) LG kA: 34.89 (User Defined) Base kV: 0.480 (User Defined) Size: 2500

Sensor: 2500

MFR: ABB Model: SACE PR112

LV Solid State Trip Device

Phase Setting Ground Setting LT Pickup 87,000 Long-Time Ground Pickup 0,58 LT Band 60,000 Range=(3 - 144) Ground Band 0,4 I^xt=OUT ST Pickup 1,8 Short-Time ST Band 0.27 I^xt=OUT




7.0.0

OLH: OL1 MFR: Klockner Moeller Model: Z4

Tag #: Phase:

GND:

If (kA) Base kV 37.60

34.93

Asym. (Calc.) Asym. (Calc.)

0.480 0.480 Type: In-Line

Thermal Typical Curve - Class 10 Trip Amp 125.000

estudo seletividade final

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