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Consumer & Industrial,Supply T 55 11 2178 – 1700 F 55 11 2178 - 1792

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Relatório de Estudos de Curto-Circuito e Seletividade para a Posterior Aplicação das Proteções Tipo G-60(Multifunção de Geradores) e F-60(Proteção da Conexão) do Fornecimento GEMULTILIN feito à PETROBRÁS-RPBC através do Contrato de Serviços 1200.00.41061.08.3 de 13/06/2008. Feito por Francisco Antonio Reis Filho (Consultor da GEMULTILIN) São Paulo, 11 de fevereiro de 2009 – REV . 5 - Draft 6. Nota 1 : Os ajustes serão adotados conforme reunião efetuada na RPBC em 10/02/2009 e informações posteriores.As respectivas alterações estão indicadas em vermelho.

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1 - Introdução: O presente relatório tem por objetivo apresentar os critérios e ajustes definidos para as proteções da GE do tipo G-60 e F-60 aplicadas no sistema da PETROBRÁS/RPBC através do contrato de citado no titulo do mesmo. O mesmo está dividido nas seguintes etapas listadas abaixo : Índice : 1.1 – Definição das condições operativas. 2.1 - Estudos de Curto – Circuito. 3.1 - Estudos de Estabilidade. 4.1 - Estudos de Seletividade das Proteções. 5.1 - Tabelas de Ajustes(Referência). 6.1 - Conclusões Finais. 1.1 – Definição das condições operativas. Para a correta interpretação dos dados e resultados subseqüentes é importante esclarecer e detalhar as principais condições operativas simuladas nas três etapas do estudo. Para tal podemos nos basear no diagrama geral da RPBC apresentado na figura 1 a seguir :

Figura 1 – Diagrama Unifilar simplificado da RPBC

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Como principais condições temos portanto : A barra BT é alimentada somente pelo Transformador que interliga a mesma a barra da concessionária através da barra Light. Com relação as possíveis condições de geração interna foram consideradas as seguintes condições operativas : Operação em paralelo : TG3 + TG4. TG3 + TG4 + TG5. Operação Ilhada : TG3 + TG4. TG3 + TG4 + TG5. Operação somente com alimentação através da concessionária sem nenhum gerador. Nota 2 : Essas condições operativas foram definidas em reunião conjunta com a PETROBRÁS em 04/09/2008 nas instalações da RPBC.

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2.1 - Estudos de Curto – Circuito. Caso 3 – Concessionária + TG3 + TG4:

Caso 4 – Concessionária + TG3 + TG4 + TG5:

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Caso 5 – Ilhado + TG3 + TG4:

Caso 6 – Ilhado + TG3 + TG4 + TG5:

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Caso 7 – Concessionária:

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2.1.1 - Dados das Barras.

Identificação Número Tensão

AT – Entrada Concessionária

1000 88 kV

BT 1 4,16 kV

Reator – TG1 2 4,16 kV




Reator – Light 6 4,16 kV

TG1 7 4,16 kV

Saída TG1 8 4,16 kV

TG3 9 4,16 kV

Barra do TG3 10 4,16 kV

TG4 11 4,16 kV


TG5 13 4,16 kV


Barra Light 15 4,16 kV

PN – A201 16 4,16 kV

PN – A101 17 4,16 kV

C-2 (TG3) 18 4,16 kV

C-1 (TG3) 19 4,16 kV

C-15 (TG3) 20 4,16 kV

C-7 (TG3) 21 4,16 kV

Reserva (TG3) 22 (não entra) 4,16 kV

C-6 (TG3) 23 4,16 kV

C-10 (TG3) 24 4,16 kV


C-25 (TG4) 26 4,16 kV

C-19 (TG4) 27 4,16 kV

C-24 (TG4) 28 4,16 kV

C-1 (TG4) 29 4,16 kV

C-26 (TG4) 30 4,16 kV

C-8 (TG4) 31 4,16 kV

C-27 (TG4) 32 4,16 kV

C-34 (TG4) 33 4,16 kV

C-29 (TG5) 34 4,16 kV

C-9 (TG5) 35 4,16 kV

C-28 (TG5) 36 4,16 kV

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C-24 (TG5) 37 4,16 kV



C-12 (TG5) 40 4,16 kV


C-42 (TG5) 42 4,16 kV

C-32 43 4,16 kV

C-18 44 4,16 kV

A106 45 4,16 kV

A112 46 4,16 kV

2.1.2 - Dados dos Reatores.

De Para Reatância (%) Corrente (A)

1 2 4,16 1000

1 3 6,00 1000

1 4 6,65 1000

1 5 6,65 1000

1 6 6,65 1000

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2.1.3 - Dados dos Cabos.

Características dos cabos isolados

4/0 AWG 3,6/6 kV

250 MCM 3,6/6 kV

350 MCM 3,6/6 kV

400 MCM 3,6/6 kV

500 MCM 3,6/6 kV

N. fios 19 37 37 37 37

Cond. – Dc (mm) 11,00 12,40 13,80 15,30 17,50

Isol. – Di (mm) 12,20 13,60 15,00 16,50 18,70

Isol. – De (mm) 17,20 18,60 20,00 21,50 24,30

Isol. – Cte. Diel. Relat. 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50

Isol. – Permeab. Relat. 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

BMet. – Di (mm) 18,40 19,80 21,20 22,70 25,50

BMet. – De (mm) 18,91 20,31 21,71 23,21 26,01

BMet. – ρρρρ (ΩΩΩΩ.mm2/m) 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25

CExt. – Di (mm) 19,42 20,82 22,22 23,72 26,52

CExt. – De (mm) 22,42 23,82 25,42 26,92 29,92

CExt. – Cte. Diel. Relat.

2,30 2,30 2,30 2,30 2,30

CExt. – Permeab. Relat.

1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

Parâmetros dos cabos calculados a partir das características acima1

R1 (ΩΩΩΩ/km) 0,2503 0,1972 0,1595 0,1301 0,1002

X1 (ΩΩΩΩ/km) 0,2458 0,2385 0,2310 0,2237 0,2134

R0 (ΩΩΩΩ/km) 0,4289 0,3753 0,3376 0,3082 0,2785

X0 (ΩΩΩΩ/km) 2,2394 2,2325 2,2250 2,2177 2,2069

C1 (ηηηηF/km) 22,3220 23,0433 23,7816 24,5151 25,7788

C0 (ηηηηF/km) 4,3091 4,3707 4,3898 4,3966 4,4225

Obs : A seguinte compatibilidade (AWG/MCM) X (mm

2) foi utilizada:

4/0 AWG 95 mm2

250 MCM 120 mm2

350 MCM 150 mm2

400 MCM 185 mm2

500 MCM 240 mm2

1 Através do módulo do cálculo de cabos isolados do programa WASP 6, desenvolvido pela

Powerhouse.

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Para as várias disposições de cabos da planta, têm-se os seguintes parâmetros:

Cabos R1 (ΩΩΩΩ/km) X1 (ΩΩΩΩ/km) R0 (ΩΩΩΩ/km) X0 (ΩΩΩΩ/km)

1 X 350 MCM 0,1595 0,2310 0,3376 2,2250

1 X 4/0 AWG 0,2503 0,2458 0,4289 2,2394

1 X 400 MCM 0,1301 0,2237 0,3082 2,2177

1 X 500 MCM 0,1002 0,2134 0,2785 2,2069

2 X 240 mm2 0,0501 0,1067 0,1393 1,1035

2 X 250 MCM 0,0986 0,1193 0,1877 1,1163

2 X 350 MCM 0,0798 0,1155 0,1688 1,1125

2 X 4/0 AWG 0,1252 0,1229 0,2145 1,1197

2 X 500 MCM 0,0501 0,1067 0,1393 1,1035

3 X 250 MCM 0,0657 0,0795 0,1251 0,7442

3 X 350 MCM 0,0532 0,0770 0,1125 0,7417

3 X 4/0 AWG 0,0834 0,0819 0,1430 0,7465

3 X 500 MCM 0,0334 0,0711 0,0928 0,7356

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2.1.4 – Dados dos Circuitos.

De Para Descrição Cabos L (m)

2 8 BT – TG1/G2 9 x 500 MCM 85

7 8 TG1 9 x 500 MCM 10

3 10 BT TG3 9 x 500 MCM 60

9 10 TG3 9 x 500 MCM 10

4 12 BT TG4 9 x 500 MCM 50

11 12 TG4 9 x 500 MCM 10

5 14 BT TG5 9 x 500 MCM 48

13 14 TG5 9 x 500 MCM 10

6 15 BT Barra Light 9 x 500 MCM 55

15 16 Barra Light PN-A201 9 x 350 MCM 210

15 17 Barra Light PN-A101 6 x 350 MCM 480

10 18 C-2 CUB C – 208 3 x 350 MCM 550

10 19 C-1 3 x 350 MCM 30

10 20 C-15 6 x 500 MCM 450

10 21 C-7 BARRA A 2 x 3 x 240 MM2 170

10 23 C-6 9 x 4/0 AWG 82

10 24 C-10 3 x 350 MCM 330

12 26 C-25 BARRA A 6 x 250 MCM 450

12 27 C-19-II 3 x 500 MCM 1170

12 28 C-24 BARRA A 9 x 250 MCM 400

12 29 C-1 3 x 500 MCM 45

12 30 C-26 3 x 4/0 AWG 600

12 31 C-8 9 x 4/0 AWG 30

12 32 C-27 A 6 x 4/0 AWG 425

12 33 C-34 BARRA A 3 x 400 MCM 615

14 34 C-29 6 x 350 MCM 550

14 35 C-9 – II 3 x 350 MCM 340

14 36 C-28 9 x 250 MCM 455

14 37 C-34 9 x 250 MCM 595

14 40 C-12 – I 9 x 250 MCM 116

14 42 C-42 2 x 3 x 4/0 AWG 30

14 43 C-32 – I 3 x 350 MCM 480

14 44 C-16 3 x 350 MCM 500

14 45 TG5 – A106 3 x 350 MCM 100

15 46 Light – A112 3 x 350 MCM 100

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2.1.5 – Dados dos Geradores.

Descrição Barra Sn (kVA) Vn (kV) cos φ Xd (%) X´d (%) X´´d (%) X0 (%) RAT (Ω)

TG3 9 7500 4,16 0,8 275 19,5 10,2 5,0 8,0

TG4 11 7500 4,16 0,8 275 19,5 10,2 5,0 8,0

TG5 13 9375 4,16 0,8 275 17,9 15,1 5,0 8,0

2.1.6 – Dados dos Transformadores.

Primário Secundário kVA Vp (kV) Vs (kV) X (%) Zater (ΩΩΩΩ)

1000 (Yat) 16 (Yat) 4690 88 4,16 7 11,58

1000 (∆∆∆∆) 17 (∆∆∆∆) 11000 88 4,16 7,56 5,32

1000 (∆∆∆∆) 15 (Zat) 20000 88 4,16 9,92 3,84

2.1.7 - Dados de Potência de Curto – Circuito na Entrada.

Barra Z1 (%) Z0 (%)

1000 0,22923+ j 2,28855 0,713875+ j 5,75590

2.1.8 – Dados Gerais.

Potência base 100 MVA

Tempo de análise do Curto Circuito 7 ciclos

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2.1.9 - Resultados. Os resultados estão nas planilhas EXCEL em anexo, onde a identificação de cada caso é descrita por: CX_Y_Z

Onde: X = Número do caso; Y = Número da barra na qual o curto circuito é aplicado; Z = Número de fases envolvidas no curto. Exemplo : Curto circuito rodado para o caso 1, barra 12 e falha monofásica C1_12_1 Barras consideradas: 1, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 45, 46 e 1000. As demais barras não foram consideradas em função dos valores de curto circuito serem iguais aos valores das barras nas quais as mesmas se conectavam.

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4.1 - Estudos de Seletividade das Proteções.

Nota 3 : Serão tomados como referência para os ajustes das temporizações das proteções

apresentadas, ata de reunião de 16/10/2008.

Para defeitos entre fases : Na condição de operação ilhada dos geradores TG03 e TG04 com

um tempo de referência de 200 ms.

Para defeitos fase – terra : Em qualquer condição com um tempo maior do que 15s.

4.1.1 – Proteção dos Geradores TG3,TG4,TG5 e do Paralelo através do cubículo BL-02.

4.1.1.1 - Proteção dos Geradores TG03 e TG04 : (Relé G-60 de fabricação GE).

Esse geradores estão conectados as barra 11 e 12 do estudo de curto-circuito. A seguir são

apresentadas a lista de funções de proteção a serem ajustadas :

RTC de fase e de neutro = 1500/5A ou 300/1.

RTP = 4800 / 120 = 40/1.

Funções de Proteção Existentes :

Função 87 G – Diferencial do Gerador.

Função 51 V – Sobrecorrente com controle por tensão.

Função 87 N – Diferencial de Falha à terra restrita no estator.

Função 32 - Reversão de Potência ou motorização do gerador.

Função 51 N – Sobrecorrente de Neutro.

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Funções de Proteção Novas a serem incorporadas nas proteções :

Função 21 - Proteção contra defeitos entre fases no sistema de 4.16/88 kV da RPBC.

Função 40 – Perda de Excitação do Gerador.

Função 67_2 – Proteção contra Defeitos Assimétricos no sistema de 4.16/88 KV em forma de

retaguarda das demais proteções.

Função 81 por freqüência absoluta – Proteger os geradores TG03 e TG04 contra um degrau

de energia excessivo nos mesmos.

Funções de Proteção Internas :

Stator Differential ( ANSI 87).

Stator Differential PickUP : Esse ajuste será baseado na menor corrente de defeito admissível no

gerador. Como o mesmo é aterrado através de resistor vamos admitir o valor de 13 % da corrente

nominal do mesmo para se iniciar a medição.

Logo :

Α1040.89=KV4.16x3

KVA7500=Ιp

Ipartida = 0.13 x Ip = 1040.89 x 0.13 = 135.31 A.

Iajuste = Ipartida / RTC primário(1500) = 135.31 / 1500 = 0.09 pu.

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Stator Diff Slope 1:

Vamos supor para esse ajuste que os tc´s são de mesmo fabricante e já que a relação entre os

dois é a mesma. Vamos levar em consideração também o valor da mínima corrente de defeito 1F

do sistema que será de 15 % da corrente nominal do gerador. Logo esse ajuste será de 15 %.

Stator Diff Break 1:

Esse ajuste define o fim do primeiro slope que é baseado em erros dos tc´s e demais condições de

regime permanente. Para esse primeiro ajuste vamos pegar o menor valor de corrente de defeito

1F para a operação ilhada no caso 5.

Icc1F = 1317 A

O ajuste fica : 1317 / 1500 = 0.878 . Como não temos esse ajuste vamos adotar o valor de 1 pu.


Conforme indicação do catálogo vamos adotar o ajuste mínimo de 80 %.


Esse ajuste define o fim do segundo slope que é baseado nas correntes de defeito no gerador.

Para esse segundo ajuste vamos adotar a corrente de defeito 2F para o caso 5 na barra 12 do

gerador.

Icc2F(Contribuição do gerador TG4 ) = 7448 A.

Ajuste = 7448 / 1500 = 4.96

Função ANSI - 87

SETTING PARAMETER

PickUP 0.09 pu

SLOPE 1 15%

BREAK1 1 pu

SLOPE 2 80 %

BREAK2 4.96

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Restricted Ground Fault (ANSI 87G)

Para o ajuste dessa função adota-se a corrente tipica de um defeito 1F no gerador :

A máxima corrente de defeito fase-terra no lado de 4.16 KV é :

Α300.22=8 x3

KV 4.16=Ιng

Onde RN1 = 8 Ω.

Supõe-se um defeito a 10 % do enrolamento do gerador :

Idef = 0.1 x Ing = 0.1 x 300.22 = 30.02 A

Ajuste = 30.02 / 1500 = 0.02 pu.

Para o slope adota-se o valor indicado de catálogo que é de 40 %. Vamos adotar aqui também

uma temporização típica de 100 ms para a atuação dessa função.

Função ANSI 87 G

SETTING PARAMETER

Restd GND FT1 PickUP 0.02 pu

Restd GND FT1 SLOPE 40%

Restd GND FT1 Delay 0.1 s

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Sensitive Directional Power : ( ANSI 32).

Essa função deverá enxergar a motorização do gerador em caso de perda da máquina motriz do

mesmo. Para geradores desse porte e tipo a Norma IEEE C37.102 – 1987 indica que para turbinas

a vapor se use um range de 0.5 a 3 % da potência nominal da máquina.

Para um ajuste típico de 1,5 % (alarme) e 3 %(trip) adotam-se os seguintes procedimentos :

f.p = 0.8

P = 0.8 x 7500 KVA = 6 MW.

Ajuste = 0.015 x 6 = 0.09 MW.

Adota-se aqui que RTP = 4800/raiz(3) e RTC(Primário) = 1500 A.

Pb = 2771,28 V x 1500 A = 4.156 MW.

Logo o ajuste será :

STG1 min = 0.09/ 4.156 = 0.021 pu para um ângulo de 180 graus conforme a figura abaixo, com

uma temporização típica de 4s.

O ajuste STG2 min de trip será de 0.042 pu com uma temporização de 2s.

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Função ANSI 32

SETTING PARAMETER

DIR POWER 1 RCA 180 graus

DIR POWER 1 STG1 MIN 0.021 pu

DIR POWER 1 STG1 DELAY 20 s



Nota 4 : Adotam-se aqui as temporizações de 10 e 20s respectivamente para se ficar de acordo

com os ajustes expostos no relatório ET-RPBC/100-70-01

Loss of Excitation : (ANSI 40).

Para essa função adotam-se os parâmetros apresentados na tabela 5.3 e toma-se como referência

a figura abaixo.

Dados :

Zbase da máquina em valores secundários = 17,3 Ω

( Adotando-se Vb = 4.16 KV e Pb = 7.5 MVA).

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Xd (%) = 275 primários ou 47,57 Ω(sec).

X´d(%) = 19,5 primários ou 3,37 Ω(sec).

ohms.78.23=2

(sec)= 2 Radius

X d

Adota-se para o diametro 1 uma temporização típica de 40 ms para acomodar uma provável

perda de potencial e para a unidade com o diâmetro 2 uma temporização de 45 ciclos ou 750 ms.

Com relação ao evento em si a perda de excitação é uma ocorrência tipicamente equilibrada e

para tal verificam-se as tensões de bloqueio da função para as condições apresentadas no estudo

de estabilidade.

O ajuste de subtensão será feito com o objetivo de bloquear a unidade ou por perda de

potencial(Falha de fusível) ou para um defeito próximo ao gerador. Dos estudos de estabillidade

para o caso 5 temos para um defeito na barra de 4.16 KV:

U << = 0.15 pu

Ajuste = 0.15 x 120 V = 18 V.

Função ANSI 40

SETTING PARAMETER

Loss of Excitation Center 1 10.33 Ω

Loss of Excitation Radius 1 8.65 Ω

Loss of Excitation PKP Delay 1 40 ms




Loss of Excitation UV Supv 18 V

ohms.33.10=2

´= 1 Centro

X dZ b +

ohms.47.25=2

´= 2 Centro

X dX d +

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Funções de Proteção Externas :

As proteções nesse caso serão divididas em dois tipos :

Defeitos entre fases : Terão o objetivo de enxergar defeitos até as barras de 88 KV externas

a RPBC em forma de back-up das demais proteções e levando em consideração os respectivos

tempos de estabilidade da planta obtidos no item 4.1 acima. Para tal serão ativadas as seguintes

funções de proteção :

Função 67_2 : Enxergar defeitos assimétricos e de alta impedância na planta de cogeração

como hum todo.

Função 21 de Distância – Enxergar defeitos 2F e 3F até o setor de 88 KV com suas três zonas

de proteção.

Função 51V – Adaptar os ajustes existentes que são :

Relé COV8 – tap =4 , DT=4,25 , Curva ANSI Normal Inversa.

Função 51N – Adaptar os ajustes da proteção existente obedecendo sua respectiva

coordenação. Os ajustes atuais são :

Relé C08 – tap = 0,5 A, DT =8 e Curva Normal Inversa (ANSI).

Funções 51V e 51 N :

Adaptar os ajustes existentes que são :

51V - Relé COV Relé C08 – tap = 4 A, DT =4.25 e Curva Normal Inversa (ANSI).

51 N - Relé C08 – tap = 0,5 A, DT =8 e Curva Normal Inversa (ANSI).

Função ANSI – 51/V dos geradores TG03 e TG04

SETTING PARAMETER

Phase TOC1 PickUP 0.8 pu

Curve IAC Inverse

TD Multiplier 4.25

Voltage Restraint Enabled

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Função ANSI – 51/N dos geradores TG03 e TG04

SETTING PARAMETER

Neutral TOC1 PickUP 0.1 pu

Curve IAC Inverse

TD Multiplier 8

Função 67_2 :

Essa função deverá enxergar até a barra de entrada de 88 KV da RPBC em forma de back-up das

demais proteções. A primeira unidade (Negative Sequence DIR OC1) em sua unidade forward

deverá enxergar esses defeitos. Já a sua unidade backward deverá enxergar um defeito 1F no

gerador na forma de back-up das funções 87G e da proteção de sobrecorrente de neutro da barra

de terra. A segunda unidade (Negative Sequence DIR OC2) em sua unidade forward deverá

enxergar até a barra Light e sua unidade backward será também um backup da proteção 87G dos

geradores.

Negative Sequence DIR OC1 :

Unidade Forward :

PickUP ( Defeitos 1F na barra 1000 – Caso 3 ) = IccF(1F)(I_2) = 496 A / 1500 = 0.33 pu

O time delay será de 1s para possibilitar a devida coordenação com as demais proteções.

Unidade Backward:

PickUP (Defeitos 1F na barra 9 – Caso 3 operando ilhado em paralelo com o gerador TG04) :

IccF(1F)(I_2) = 148 A / 1500 A = 0.098 pu

O time delay será de 600 ms para possibilitar a devida coordenação com a proteção 87 e 87 G do

respectivo gerador.

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Unidade Forward :

PickUP ( Defeitos 1F na barra 15 – Caso 3 ) = IccF(1F)(I_2) = 15 A / 1500 A = 0.01 pu


Unidade Backward:

PickUP (Defeitos 1F na barra 9 – Caso 3 operando ilhado em paralelo com o gerador TG04) :

IccF(1F)(I2) = 148 A / 1500 = 0.098 pu


respectivo gerador.

Função 67_2

SETTING PARAMETER

NEG SEQ DIR OC1 FWD ECA _

NEG SEQ DIR OC1 FWD LIMIT ANGLE _

NEG SEQ DIR OC1 FWD PICK UP _

NEG SEQ DIR OC1 REV LIMIT ANGLE _

NEG SEQ DIR OC1 REV PICK UP 0.095 pu

POSITIVE SEQUENCE RESTRAINT 0.063

NEG SEQ DIR OC2 FWD ECA -

NEG SEQ DIR OC 2 FWD LIMIT ANGLE -

NEG SEQ DIR OC2 FWD PICK UP -

NEG SEQ DIR OC2 REV LIMIT ANGLE -



TIMER – FWD 1 UNIT (Ver Nota 3) -

TIMER – REV 1 UNIT(Ver Nota 3) 0.6 s

TIMER – FWD 2 UNIT (Ver Nota 3) -


Nota 5 : Essas temporizações deverão ser implementadas via FLEX-LOGIC.

GE INDUSTRIAL


24

Função 21 – Distância :

Essa função deverá enxergar defeitos entre fases até o setor de 88 KV da RPBC em forma de


Para a Zona 1 : Enxergar até a barra BT . Do estudo de estabilidade e para a condição operativa

do TG03 em conjunto com o TG04 na forma ilhada têm-se para um defeito 3F na barra BT um

tempo de estabilidade de 300 ms. Dá-se uma folga de 10 % nesse valor e adota-se um tempo

típico de abertura de disjuntor de 4.16 kV de aproximadamente 70 ms.

Adotam-se aqui a Pb = 7500 KVA e Vb = 4.16 KV o que nos leva a Zb = 2.307 Ω.

Impedâncias :

Cabos(Trecho da barra 11 até a barra 1)

Cabos :

Trecho 11-12 = (0.000334 + j.(0.000711)) Ω

Trecho 4-12 = (0.00167 +j.(0.00355)) Ω

Trecho 1-4(Reator) = j(0.153) Ω

Zona1(Total ) = (0.002004 + j.(0.157)) Ω = 0.157 Ω ângulo de 89.26graus.

Zsec = Ztotal x RTC/RTP = 0.157 x 300/40 = 1.17 Ω

Nota 6 : Do estudo de estabilidade e para a condição operativa do TG03 em conjunto com o TG04

na forma ilhada têm-se para um defeito 3F na barra BT um tempo de estabilidade de 300 ms.

Dá-se uma folga de 10 % nesse valor e adota-se um tempo típico de abertura de disjuntor de 4.16

kV de aproximadamente 70 ms.

Para a Zona 2 : Enxergar até a barra de entrada em 88 KV da RPBC.


GE INDUSTRIAL


25

Impedâncias :


Cabos :

Trecho 11-12 = (0.000334 + j.(0.000711)) Ω

Trecho 4-12 = (0.00167 +j.(0.00355)) Ω


Trecho 1 -15 = (0.00183 + j(0.00391))Ω

Transformador 88/4.16 KV = j.(0.0345)Ω

Zona2(Total ) = (0.03834 + j.(0.195)) Ω = 0.198 Ω ângulo de 78.85 graus.


Nota 7 : Para um defeito entre fases na barra de entrada da RPBC em 88 KV adota-se a pior

condição com os geradores TG03 e TG04 operando em paralelo com a concessionária que

apresenta um tempo de estabilidade de 650 ms conforme a tabela 6.4.

Para a Zona 3 : Enxergar um defeito interno reverso no gerador em forma de back-up das demais

proteções pertencentes ao mesmo.


Gerador TG03/TG04 = Xd = j(3.137) Ω

Zona3(Total ) = 3.137 Ω com um ângulo de 90 graus.


Nota 8 : Para um defeito entre fases interno no gerador adota-se a pior condição com os geradores

TG03 e TG04 operando em forma ilhada que apresenta um tempo de estabilidade de 200 ms

conforme a tabela 6.4.

GE INDUSTRIAL


26

Função 21

SETTING PARAMETER

SHAPE -

DIRECTION(Z1) -

REACH PHASE DISTANCE Z1 -

RCA PHASE DISTANCE Z1 -

DELAY PHASE DISTANCE Z1 -

DIRECTION(Z2) -




DIRECTION(Z3) Backward

REACH PHASE DISTANCE Z3 23.53 Ω

RCA PHASE DISTANCE Z3 90 graus

DELAY PHASE DISTANCE Z3 0.11 s

Função 81 por freqüência absoluta :

Através de software proprietário simulam-se as condições de operação dos geradores TG03,TG04

e TG05 em paralelo com a concessionária levando-se em consideração suas impedâncias,

constantes de inércia e fator de potência operativo da planta. Todas as demais condições estariam

cobertas pela condição de maior inércia do sistema descrita acima.Sugere-se aqui portanto dois

ajustes distintos que seriam :

Primeiro – Ajuste : Nessa condição adotam-se um degrau de energia de 17 % e um ajuste de

freqüência de 59 Hz com uma temporização externa de 350 ms.

Segundo – Ajuste : Nessa condição adotam-se um degrau de energia de 70 % e um ajuste de

freqüência de 57.5 Hz sem temporização.

No gráfico da figura a seguir são apresentadas as curvas onde se apresenta que o sistema leva

aproximadamente 1.8 s para detectar essas condições operativas de ilhamento.

GE INDUSTRIAL


27

Figura 1 – Curva de Detecção por Freqüência Absoluta – TG03 e TG04.

Função ANSI – 81 – Freqüência Absoluta dos geradores TG03 e TG04

SETTING PARAMETER

PickUP Underfrequency 1 55 Hz

Underfrequency 1 Time Delay 1s

Underfrequency 1 Min Volt / Amp 0.8 pu

PickUP Underfrequency 2

Underfrequency 2 Time Delay

Underfrequency 2 Min Volt / Amp

Obs : O ajuste acima foi definido pela Petrobrás baseado na operação da válvula garganta.

O mesmo deverá ser coordenado com a proteção de freqüência absoluta da entrada em 4.16

kV (BL-02) e baseado nos estudos complementares de estabilidade apresentado a seguir.

GE INDUSTRIAL


28

4.1.1.2 - Proteção do Gerador TG05 : (Relé G-60 de fabricação GE).

Esse gerador está conectado a barra 13 do estudo de curto-circuito. A seguir são apresentadas a

lista de funções de proteção a serem ajustadas.


RTP = 4160 / 100 = 41.6/1

Funções de Proteção Existentes :

Função 87 G – Diferencial do Gerador.

Função 51 V – Sobrecorrente com controle por tensão com ajuste de 5A, time dial de 5 e

curva ANSI Normalmente Inversa.

Função 51 – Sobrecorrente de fase.

Função 46 – Proteção por Sequencia Negativa com ajuste de 0,5 A sem tenporização.

Função 87 N – Diferencial de Falha à terra restrita no estator.

Função 32 - Reversão de Potência ou motorização do gerador.

Função 51 N – Sobrecorrente de Neutro.

Função 59 – Sobretensão com ajuste de 130 V sem temporização.

Funções de Proteção Novas a serem incorporadas nas proteções :

Função 21 - Proteção contra defeitos entre fases no sistema de 4.16/88 kV da RPBC.

Função 40 – Perda de Excitação do Gerador.

Função 67_2 – Proteção contra Defeitos Assimétricos no sistema de 4.16/88 KV em forma de


Função 81 por freqüência absoluta – Proteger o gerador TG05 contra um degrau de energia

excessivo nos mesmos.

GE INDUSTRIAL


29

Funções de Proteção Internas :

Stator Differential ( ANSI 87).

Stator Differential PickUP : Esse ajuste será baseado na menor corrente de defeito admissível no

gerador. Como o mesmo é aterrado através de resistor vamos admitir o valor de 13 % da corrente

nominal do mesmo para se iniciar a medição.

Logo :

Α1301.11=KV4.16x3

KVA9375=Ιp

Ipartida = 0.13 x Ip = 1301.11 x 0.13 = 169.14 A.

Iajuste = Ipartida / RTC primário(1500) = 169.14 / 1500 = 0.112 pu.


Vamos supor para esse ajuste que os tc´s são de mesmo fabricante e já que a relação entre os

dois é a mesma. Vamos levar em consideração também o valor da mínima corrente de defeito 1F

do sistema que será de 15 % da corrente nominal do gerador. Logo esse ajuste será de 15 %.


Esse ajuste define o fim do primeiro slope que é baseado em erros dos tc´s e demais condições de

regime permanente. Para esse primeiro ajuste vamos pegar o menor valor de corrente de defeito

1F para a operação ilhada no caso 6.

Icc1F = 1577 A

O ajuste fica : 1577 / 1500 = 1.051 pu.

GE INDUSTRIAL


30


Conforme indicação do catálogo vamos adotar o ajuste mínimo de 80 %.


Esse ajuste define o fim do segundo slope que é baseado nas correntes de defeito no gerador.

Para esse segundo ajuste vamos adotar a corrente de defeito 2F para o caso 6 na barra 14 do

gerador.

Icc2F(Contribuição do gerador TG5 ) = 8067 A.

Ajuste = 8067 / 1500 = 5.37

Função ANSI - 87

SETTING PARAMETER

PickUP 0.112 pu

SLOPE 1 15%

BREAK1 1.05 pu

SLOPE 2 80 %

BREAK2 5.37

Restricted Ground Fault (ANSI 87G)

Para o ajuste dessa função adota-se a corrente tipica de um defeito 1F no gerador :

A máxima corrente de defeito fase-terra no lado de 4.16 KV é :

Α300.22=8 x3

KV 4.16=Ιng

Onde RN1 = 8 Ω.

GE INDUSTRIAL


31

Supõe-se um defeito a 10 % do enrolamento do gerador :

Idef = 0.1 x Ing = 0.1 x 300.22 = 30.02 A

Ajuste = 30.02 / 1500 = 0.02 pu.

Para o slope adota-se o valor indicado de catálogo que é de 40 %. Vamos adotar aqui também

uma temporização típica de 100 ms para a atuação dessa função.

Função ANSI 87 G

SETTING PARAMETER

Restd GND FT1 PickUP 0.02 pu

Restd GND FT1 SLOPE 40%

Restd GND FT1 Delay 0.1 s

Sensitive Directional Power : (ANSI 32).

Essa função deverá enxergar a motorização do gerador em caso de perda da máquina motriz do

mesmo. Para geradores desse porte e tipo a Norma IEEE C37.102 – 1987 indica que para turbinas

a vapor se use um range de 0.5 a 3 % da potência nominal da máquina.

Para um ajuste típico de 1,5 % (alarme) e 3 %(trip) adotam-se os seguintes procedimentos :

f.p = 0.8

P = 0.8 x 9375 KVA = 7.5 MW.

Ajuste = 0.015 x 7.5 = 0.112 MW.

Adota-se aqui que RTP = 4160/raiz(3) e RTC(Primário) = 1500 A.

Pb = 2401.77 V x 1500 A = 3.602 MW.

Logo o ajuste será :

STG1 min = 0.112/ 3.602 = 0.031 pu para um ângulo de 180 graus conforme a figura abaixo, com

uma temporização típica de 4s.

O ajuste STG2 min de trip será de 0.0621 pu com uma temporização de 2s.

GE INDUSTRIAL


32

Função ANSI 32

SETTING PARAMETER






Nota 10 : Adotam-se aqui as temporizações de 10 e 20s respectivamente para se ficar de acordo

com os ajustes expostos no relatório ET-RPBC/100-70-01

GE INDUSTRIAL


33

Loss of Excitation : (ANSI 40).

Para essa função adotam-se os parâmetros apresentados na tabela 5.3 e toma-se como referência

a figura abaixo.

Dados :

Zbase da máquina em valores secundários = 13.31 Ω

(Adotando-se Vb = 4.16 KV e Pb = 9.375 MVA).

Xd (%) = 275 primários ou 36.6 Ω(sec).

X´d(%) = 17.9 primários ou 2.38 Ω(sec).

ohms.3.18=2

(sec)= 2 Radius

X d

ohms.49.19=2

´= 2 Centro

X dX d +

ohms.84.7=2

´= 1 Centro

X dZ b +

GE INDUSTRIAL


34

Adota-se para o diametro 1 uma temporização típica de 40 ms para acomodar uma provável perda

de potencial e para a unidade com o diâmetro 2 uma temporização de 45 ciclos ou 750 ms. Com

relação ao evento em si a perda de excitação é uma ocorrência tipicamente equilibrada e para tal

verificam-se as tensões de bloqueio da função para as condições apresentadas no estudo de

estabilidade.

O ajuste de subtensão será feito com o objetivo de bloquear a unidade ou por perda de

potencial(Falha de fusível) ou para um defeito próximo ao gerador. Dos estudos de estabillidade

para o caso 6 temos para um defeito na barra de 4.16 KV:

U << = 0.15 pu

Ajuste = 0.15 x 100 V = 15 V.

Função ANSI 40

SETTING PARAMETER







Loss of Excitation UV Supv 15 V

GE INDUSTRIAL


35

Funções de Proteção Externas :


Defeitos entre fases : Terão o objetivo de enxergar defeitos até as barras de 88 KV externas

a RPBC em forma de back-up das demais proteções e levando em consideração os respectivos

tempos de estabilidade da planta obtidos no item 4.1 acima. Para tal serão ativadas as seguintes

funções de proteção :

Função 67_2 : Enxergar defeitos assimétricos e de alta impedância na planta de cogeração

como hum todo.

Função 21 de Distância – Enxergar defeitos 2F e 3F até o setor de 88 KV com suas três zonas

de proteção.

Função 51V – Adaptar os ajustes existentes que são :

Relé COV8 – tap =5 , DT=5, Curva ANSI Normal Inversa.

Função 50N – Enxergar defeitos à terra na barra do gerador TG05.

Função 51N – Adaptar os ajustes da proteção existente obedecendo sua respectiva

coordenação. Os ajustes atuais são :

Relé C08 – tap = 0,5 A, DT =8 e Curva Normal Inversa (ANSI).

Função 46 – Adaptar os ajustes da proteção existente obedecendo sua respectiva coordenação.

Os ajustes atuais são :

Relé RG81 – tap = 0,5 A Tempo Definido e tempo = 0s.

GE INDUSTRIAL


36

Funções 51V e 51 N :

Adaptar os ajustes existentes que são :

51V - Relé COV Relé C08 – tap = 5 A, DT =5 e Curva Normal Inversa (ANSI).

51 N - Relé C08 – tap = 0,5 A, DT =8 e Curva Normal Inversa (ANSI).

Função ANSI – 51/V dos gerador TG05

SETTING PARAMETER

Phase TOC1 PickUP 1 pu

Curve IAC Inverse

TD Multiplier 5

Voltage Restraint Enabled

Função ANSI – 51/N do gerador TG05

SETTING PARAMETER

Neutral TOC1 PickUP 0.1 pu

Curve IAC Inverse

TD Multiplier 8

Função 67_2 :

Essa função deverá enxergar até a barra de entrada de 88 KV da RPBC em forma de back-up das

demais proteções. A primeira unidade (Negative Sequence DIR OC1) em sua unidade forward

deverá enxergar esses defeitos. Já a sua unidade backward deverá enxergar um defeito 1F no

gerador na forma de back-up das funções 87G e da proteção de sobrecorrente de neutro da barra

de terra. A segunda unidade (Negative Sequence DIR OC2) em sua unidade forward deverá

enxergar até a barra Light e sua unidade backward será também um backup da proteção 87G dos

geradores.


Unidade Forward :

PickUP ( Defeitos 1F na barra 14 – Caso 6 ) = IccF(1F)(I_2) = 167 A / 1500 = 0.111 pu

O time delay será de 0.15s para possibilitar a devida coordenação com as demais proteções.

GE INDUSTRIAL


37

Unidade Backward:

PickUP (Defeitos 1F na barra 13 – Caso 6 operando ilhado em paralelo com os geradores TG03 e

TG04) :

IccF(1F)(I_2) = 148 A / 1500 A = 0.098 pu


respectivo gerador.


Unidade Forward :

PickUP ( Defeitos 1F na barra 15 – Caso 6 ) = IccF(1F)(I_2) = 175 A / 1500 A = 0.116 pu


Unidade Backward:

PickUP (Defeitos 1F na barra 13 – Caso 6).


respectivo gerador.

Função 67_2

SETTING PARAMETER


NEG SEQ DIR OC1 FWD LIMIT ANGLE -






NEG SEQ DIR OC 2 FWD LIMIT ANGLE -





TIMER – FWD 1 UNIT (Ver Nota 3) 1 s


TIMER – FWD 2 UNIT (Ver Nota 3) 3 s


GE INDUSTRIAL


38

Função 21 – Distância :

Essa função deverá enxergar defeitos entre fases até o setor de 88 KV da RPBC em forma de


Para a Zona 1 : Enxergar até a barra BT .


Impedâncias :


Cabos :

Trecho 11-12 = (0.000334 + j.(0.000711)) Ω

Trecho 4-12 = (0.00167 +j.(0.00355)) Ω


Zona1(Total ) = (0.002004 + j.(0.157)) Ω = 0.157 Ω ângulo de 89.26graus.

Zsec = Ztotal x RTC/RTP = 0.157 x 300/41.6 = 1.13 Ω

Nota 11 : Para um defeito entre fases na barra BT adota-se a pior condição com os geradores

TG03 TG04 e TG05 operando na forma ilhada que apresenta um tempo de estabilidade de 250 ms

conforme a tabela 6.4.

Para a Zona 2 : Enxergar até a barra de entrada em 88 KV da RPBC.


GE INDUSTRIAL


39

Impedâncias :


Cabos :

Trecho 11-12 = (0.000334 + j.(0.000711)) Ω

Trecho 4-12 = (0.00167 +j.(0.00355)) Ω


Trecho 1 -15 = (0.00183 + j(0.00391))Ω

Transformador 88/4.16 KV = j.(0.0345)Ω

Zona2(Total ) = (0.03834 + j.(0.195)) Ω = 0.198 Ω ângulo de 78.85 graus.


Nota 12 : Para um defeito entre fases na barra de entrada da RPBC em 88 KV adota-se a pior

condição com os geradores TG03,TG04 e TG05 operando em paralelo que apresenta um tempo

de estabilidade de 850 ms conforme a tabela 6.4.

Para a Zona 3 : Enxergar um defeito interno reverso no gerador em forma de back-up das demais

proteções pertencentes ao mesmo.


Gerador TG05 = Xd = j(2,5) Ω

Zona3(Total ) = 2.5 Ω com um ângulo de 90 graus.


Nota 13 : Para um defeito entre fases interno no gerador adota-se a pior condição com os

geradores TG03,TG04 e TG05 operando em paralelo que apresenta um tempo de estabilidade de

450 ms conforme a tabela 6.4.

GE INDUSTRIAL


40

Função 21

SETTING PARAMETER

SHAPE -







DIRECTION(Z3) BACKWARD

REACH PHASE DISTANCE Z3 18.02 Ω

RCA PHASE DISTANCE Z3 90 graus

DELAY PHASE DISTANCE Z3 0.15 s

Função 81 por freqüência absoluta :

Através de software proprietário simulam-se as condições de operação dos geradores TG03,TG04

e TG05 em paralelo com a concessionária levando-se em consideração suas impedâncias,

constantes de inércia e fator de potência operativo da planta. Todas as demais condições estariam

cobertas pela condição de maior inércia do sistema descrita acima.Sugere-se aqui portanto dois

ajustes distintos que seriam :

Primeiro – Ajuste : Nessa condição adotam-se um degrau de energia de 17 % e um ajuste de

freqüência de 59 Hz com uma temporização externa de 350 ms.

Segundo – Ajuste : Nessa condição adotam-se um degrau de energia de 70 % e um ajuste de

freqüência de 57.5 Hz sem temporização.

GE INDUSTRIAL


41

Mantem-se aqui os mesmos ajustes adotados para os geradores TG03 e TG04.

Função ANSI – 81 – Freqüência Absoluta do gerador TG05

SETTING PARAMETER

PickUP Underfrequency 1 55 Hz

Underfrequency 1 Time Delay 1s

Underfrequency 1 Min Volt / Amp 0.85 pu

PickUP Underfrequency 2 -

Underfrequency 2 Time Delay -

Underfrequency 2 Min Volt / Amp -


O mesmo deverá ser coordenado com a proteção de freqüência absoluta da entrada em 4.16

kV (BL-02) e baseado nos estudos complementares de estabilidade apresentado a seguir.

Função 59 : Ajuste pré-definido.

Função ANSI – 59/TG05

SETTING PARAMETER

Phase OV1 PickUP 1.13 pu

Phase OV1 Delay 0 s

Função 46 : Ajuste Pré-definido.

Função ANSI – 46 / TG05

SETTING PARAMETER

Neutral IOC1 PickUP 0.5 pu

Neutral IOC1 PickUP Delay 0.38 s

GE INDUSTRIAL


42

4.1.1.3 - Proteção do Paralelo em 4.16 KV – Cubículo BL-02(Relé F-60 de fabricação GE).

Essa proteção está conectada a o cabo que conecta a barra 1(BT) a barra 15(Light). A seguir são

apresentadas a lista de funções de proteção a serem ajustadas.


RTP = 4025 / 115 V = 35/1.

4.1.1.3.1 - Funções de Proteção do Paralelo :

Para essa condição admite-se que a planta de cogeração irá operar sempre na forma de

importação de energia ou no máximo com a concessionária presente na forma de backup das

alimentações das cargas principais da mesma. As funções a serem ajustadas para esse fim serão :

Função 81 por Taxa :

Admite-se aqui a maior inércia para o sistema que é dada pela condição do caso 2 com os

geradores TG03,TG04 e TG05 operando em paralelo com concessionária. Adotam-se aqui os

seguintes valores para o cálculo :

Fator de Potência da Planta antes da perda = 0.8

Fator de Potência da Planta depois da perda = 0.8

Xt (X´d(TG03// TG04// TG05)) = 0.05796 pu.

H – Constante de Inércia (TG03 + TG04 + TG05)(s) = 20.27 s

Admite-se aqui que a usina em regime nominal de operação é alimentada pela

Concessionária somente importando energia ,tomando-se como base a potência instalada. Com os

dados acima simula-se em software proprietário as condições operativas acima obtendo-se os

gráficos das figuras 2 para a freqüência e 3 para a função de subtensão. Para a condição

operativa a ser tomada como referência para esse caso adotam-se os valores apresentados na

tabela 6.1 do estudo de estabilidade onde ocorre uma geração de 19,5 MW interna e um consumo

de 16,5 MW da concessionária.

GE INDUSTRIAL


43

Ocorrendo uma perda desse valor os geradores deverão ter um degrau de energia de

aproximadamente 302 %. Conforme informação da RPBC temos hoje uma proteção de reversão

de potência função ANSI 32 ajustada em uma exportação de 600A através da conexão em 4.16 KV

o que nos leva a um degrau de (((3.45 + 19.5) /19.5))) ou 17.7 % de sua potência para esse

caso.Essas condições operativas são apresentadas nas figuras 6,7 e 8 a seguir.

Obs : Em reunião recente foi definido de comum acordo que a sobrecarga admissível será

de 100 % em caso de ilhamento do sistema. Nesse caso entra-se na curva e se obtem um valor de

1,3 Hz/s para a condição citada.

Teremos portanto três grupos de ajustes para esse casos :

Freq Rate 1 : Com os geradores TG03,TG04 e TG05 operando em paralelo e assumindo um

degrau total de 100 %. Os valores de supervisão por tensão são tirados dos estudos de

estabilidade.

Pick Up – Freq Rate 1 : - 1,3 Hz/s.

Pick Up Delay (Freq Rate 1) : 0.15 s

GE INDUSTRIAL


44

Freq Rate 2 : Com os geradores TG03,TG04 e TG05 operando em paralelo e assumindo um

degrau total de 17.7 %.

Pick Up – Freq Rate 2 : - 0.25 Hz/s.

Pick Up Delay (Freq Rate 2) : 0.65 s

Nota 19 : Toma-se como referência para esse tempo os valores apresentados na tabela 6.4 para

defeitos trifásicos nas barras de 88 KV que apresentam um tempo típico de 850 ms. A faixa de

medição da função df/dt será de 45 a 59,5 Hz para garantir que essa medição só se iniciará a partir

desse valor.

. Função 81 por taxa

SETTING PARAMETER

TREND DECREASING

MIN 45 Hz

MAX 59.5 Hz

PICKUP - Freq Rate 1 - 1,3 Hz/s

PICKUP DELAY – FREQ RATE 1 0.15 s

OV SUPV 1 0.85 pu

PICKUP - Freq Rate 2 - 0.25 Hz/s

PICKUP DELAY – FREQ RATE 2 0.65 s

OV SUPV 2 0.85 pu

Com relação a freqüência absoluta solicitada pela Petrobrás ajustam-se os seguinte valores

abaixo:

PICKUP UNDERFREQUENCY 1 56 Hz

PICKUP DELAY – UNDERFREQUENCY 1 1 s

MIN VOLTAGE / AMP 0.85 pu


O mesmo deverá ser coordenado com a proteção de freqüência absoluta dos geradores

TG03,TG04 e TG05 e baseado nos estudos complementares de estabilidade apresentado a

seguir e abaixo.

GE INDUSTRIAL


45

Para as unidades de subtensão (Função ANSI 27) adotam-se os mesmos critérios apresentados

para a unidade de taxa de variação de freqüência,sendo esses gráficos apresentados nas figuras 9

e 10 a seguir.

Das figuras obtidas acima obtêm-se :

Ajuste U1 << - PickUP-Phase UV2 : 0.965 pu

Time delay : 750 ms.

Nota 23 : Adota-se como referência a informação da reunião de 16/10/2008 onde supõe-se uma

sobrecarga nos geradores de aproximadamente 100 %.


Time Delay : 650 ms.

Nota 24 : Adota-se como referência de tempo uma condição de ilhamento de 300 % nos

geradores.


Time Delay : 500 ms.

Nota 25 : Adota-se o valor default apresentado no ajuste do relé CV7 indicado na pág. 44 de 61 do

relatório de ajustes ET-RPBC /100 – 70 - 01

GE INDUSTRIAL


46

Nota 25 : Como valor de referência para bloqueio dessa unidade para a indevida operação para

defeitos internos a usina usa-se a tensão de defeito 3F na barra de 88 KV da RPBC como valor

mínimo que é de 0.75 pu.

Função 27

SETTING PARAMETER

PICKUP – Phase UV1 0.965 pu

PICKUP DELAY – Phase UV1 0.75 s

PICKUP – Phase UV 2 0.93 pu


PICKUP – Phase UV3 0.808 pu


Minimum Voltage 0.75 pu

Sensitive Directional Power : (ANSI 32).

Essa função deverá enxergar uma reversão de potência no sentido da planta de cogeração para a

as outras cargas da RPBC fora da mesma. Segundo informações da RPBC essa corrente reversa

não deve ultrapassar os 600 A primários.

Para um ajuste típico de alarme e trip adotam-se os seguintes procedimentos :

f.p = 0.8

P = 0.8 x 3 x 600 A x 4.16 KV = 3.45 MW

Onde Pb = 3 x 2000 A x 4.025 KV = 24.15 MVA.

Logo o primeiro ajuste de alarme SEM DIR POWER 1 será :

Ajustes :

SEM DIR POWER 1 :

Stage 1 - Min = P / Pb = 3.45 / 24.15 = 0.142 pu

RCA = 180 graus.

GE INDUSTRIAL


47

Ajustes :

SEM DIR POWER 2 : Será ajustado para 30 % acima desse valor.

Stage 2 - Min = (P x 1.3) / Pb = 4.48 / 24.15 = 0.185 pu

RCA = 180 graus.

Função ANSI 32

SETTING PARAMETER






GE INDUSTRIAL


48

4.1.1.3.2 - Funções de Proteção Contra Curto – Circuitos na Planta :

Nota 26 : Toma-se como referência aqui os ajustes apresentados no relatório

ET-RPBC - /100 – 70 -01 que apresenta as devidas coordenações com as demais proteções

da planta.

Os ajustes apresentados são :

Função 67 – JBC 53 – TAP = 2 e DT = 0,5 – Curva ANSI Normal Inverse.

Função 67N – JBCG53 – TAP = 0,5 e DT = 8 – Curva ANSI Normal Inverse.

Função 51 – IAC 53 – TAP = 4 e DT =0,5 – Curva ANSI Normal Inverse.

Função 27 – CV7 – TAP = 93 V e DT = 0,5


Função 50 e 50 N : A primeira unidade (Phase and Neutral IOC1) deverá enxergar defeitos

nas barra LIGHT com a menor contribuição da cogeração que será a do caso 3, onde se

apresentam em paralelo os geradores TG03 e TG04.Essa unidade deverá operar também para um

defeito logo na saída do disjuntor BL-02 para um defeito no cabo próximo ao mesmo.

Portanto para um defeito na barra LIGHT no caso 3 para defeitos 2F e 1F adotamos o menor valor

encontrado para a contribuição para esses defeitos nas barras :

Icc2F(Contribuição dos Geradores TG03 +TG04) = 3758 A.

Icc1F(Contribuição dos Geradores TG03 +TG04) = 286 A.

GE INDUSTRIAL


49

Phase IOC 1 :

Ajuste = 3758 / 2000 = 1.879 pu

Time Delay = 0.45 s

Neutral IOC 1 :

Ajuste = 286 / 2000 = 0.143 pu

Time Delay = 0.85 s

Função ANSI - 50

SETTING PARAMETER

Phase IOC1 PickUP 1.879 pu

Phase IOC1 PickUP Delay 0.45 s

Função ANSI – 50N

SETTING PARAMETER

Neutral IOC1 PickUP 0.143 pu

Neutral IOC1 PickUP Delay 0.85 s

Função 67 e 67_2 : A função 67 forward deverá enxergar defeitos entre fases até a barra de

entrada da RPBC em 88 KV e sua unidade backward o menor defeito nas barras dos geradores

em forma de backup das demais proteções e para a condição de alimentação da planta alimentada

somente pela concessionária(Caso 7). A unidade 67_2 deverá fazer a mesma função somente

para defeitos 1F.

Portanto para um defeito na Barra de 88KV com contribuição dos geradores TG03 e TG04 :

Icc2F(Contribuição dos Geradores TG03 +TG04 – Forward)) = 1878 A.

Icc2F(Contribuição do Caso 7 – Barra 12 /TG04 - Backward) = 3197 A

Icc1F(Contribuição dos Geradores TG03 +TG04 – Forward – (I_2)) = 828 A.

Icc1F(Contribuição do Caso 7 – Barra 12 /TG04 – Backward – (I_2)) = 260 A

GE INDUSTRIAL


50

TOC1 + Phase DIR 1 :

Pick Up Phase TOC1 : 800 / 2000 = 0.40 pu

Curve : ANSI – Normal Inverse.

TD Multiplier : O ajuste desse tempo deverá ser menor do que o ajuste da unidade 21 para defeitos

entre fases adotados nos relés G60 dos geradores com uma folga de aproximadamente 150 ms

para acomodar possíveis tempos diferentes de abertura dos respectivos disjuntores. Logo o tempo

ajustado para essa unidade será de 330 ms.

ECA : 45 graus.

Pol V Threshold : 0.35 pu( Baseado em um defeito 3F na barra de H.Borden).

Neste ajuste a PETROBRÁS optou por manter os ajustes antigos pertencentes aos relés

eletromecânicos.

TOC2 + Phase DIR 2 :

Pick Up Phase TOC2 : 3197 / 2000 = 1.598 pu

Curve : Definite Time.

TD Multiplier : (Time Delay) : 450 ms.

ECA : 225 graus.

Pol V Threshold : 0.18 pu( Baseado em um defeito 3F na barra do TG04).

Função ANSI - 51 + Phase DIR

SETTING PARAMETER

Phase TOC1 PickUP 0,4 pu

Phase TOC1 Curve ANSI Normal Inverse.

Phase TOC1 TD Multiplier 0.5 s

ECA(Phase Dir 1) 45 graus

Pol V Threshold(Phase Dir 1) 0.35 pu

Phase TOC2 PickUP 1,59 pu

Phase TOC2 Curve Definite Time

Phase TOC2 TD Multiplier 0.45 s

ECA(Phase Dir 2) 225 graus.

Pol V Threshold(Phase Dir 2) 0.18 pu

GE INDUSTRIAL


51

Negative Sequence DIR 1 : (Forward and Backward)

Forward Pick UP : 828 / 2000 = 0.414 pu

Forward ECA = 75 graus.

Forward Limit Angle = 80 graus.

Reverse Pick UP : 260 / 2000 = 0,13 pu

Reverse Forward ECA = 75 graus.

Reverse Limit Angle = 80 graus.

Função 67_2

SETTING PARAMETER

NEG SEQ DIR OC1 FWD ECA 75 graus

NEG SEQ DIR OC1 FWD LIMIT ANGLE 80 graus

NEG SEQ DIR OC1 FWD PICK UP 0.414 pu

NEG SEQ DIR OC1 REV LIMIT ANGLE 80 graus


POSITIVE SEQUENCE RESTRAINT 0.063 pu

TIMER – FWD 1 UNIT (Ver Nota 3) 1.45 s


Função 59_2 :

Essa função não direcional deverá enxergar em forma de back-up através de suas três unidades

defeitos assimétricos na planta de forma a respeitar os respectivos tempos de estabilidade da

mesma e a forma de aterramento que dificulta as medições de sequencia zero. Do estudo de

curto – circuito,visualizando a planta como hum todo e a condição de operação em paralelo dos

geradores TG03,TG04 e TG05 obtem-se os três menores valores de U_2 para defeitos fase –terra:

GE INDUSTRIAL


52

Na entrada em 88 KV ( Barra 1000) : 446 V.

Na barra BT ( Barra 1) : 16 V.

Nas barras dos Geradores TG03,TG04 e TG05 : 8 V.

Função 59_2

SETTING PARAMETER

NEG SEQ OV1 PICKUP 0.11 pu

NEG SEQ OV1 PICKUP DELAY 6 s


NEG SEQ OV2 PICKUP DELAY 5 s


NEG SEQ OV3 PICKUP DELAY 4s

GE INDUSTRIAL


53

6.1 - Conclusões Finais.

6.1.1 – Alguns dados importantes não foram disponibilizados pela PETROBRÁS, principalmente

os relacionados aos geradores, tais como :

- Constante de Inércia das Máquinas que impactam diretamente nos estudos de estabilidade e

nos ajustes das proteções do paralelo entre a planta de cogeração e a concessionária. Para dar

prosseguimento ao estudo foram adotados valores estimativos usados em geradores semelhantes

e de mesmo porte existentes no mercado.

- Sistema de regulação de velocidade com o mesmo impacto nos estudos de estabilidade e nos

tempos obtidos para os defeitos mono e trifásicos. Aqui também foram adotados sistemas de

regulação similares para máquinas de mesmo porte ,mas sem as possíveis particularidades da

instalação.

6.1.2 – As diferentes condições operativas possíveis foram literalmente estressadas e discutidas

com a PETROBRÁS em reunião efetuada na RPBC na data de 04/09/2008. Todo a execução do

relatório em pauta se baseou nessas condições operativas.

6.1.3 – Conforme a reunião de 16/10 na RPBC foram ajustadas somente as funções de proteção

internas. Para os respectivos defeitos externos nos geradores foram usadas somente as funções

21 de distância para defeitos entre fases e a função direcional de sequencia negativa(67_2) para

os defeitos assimétricos.

6.1.3 – O relatório ora entregue a PETROBRÁS está em formato de DRAFT, ou seja, o mesmo

deverá ser refeito em seu formato e apresentação após a geração dos desenhos ASBUILT e da

finalização do projeto em pauta.

6.1.4 – Para os ajustes das funções 81 por freqüência absoluta do geradores TG03,TG04 e TG05

não nos foi informada conforme indicação de ata de reunião do dia 16/10 na RPBC ao ajustes das

respectivas válvulas garganta para a posterior avaliação.

GE INDUSTRIAL


54

6.1.4 – Com relação ao e-mail do Alessandro do dia 26/11/2008 cabem os seguintes comentários e

sugestões :

- O comportamento da freqüência em relação ao tempo para o caso com dois geradores(TG03 e

TG04) é apresentado nas figuras abaixo tomando-se como referência um defeito 3F e 1F na barra

de entrada da RPBC em 88 kV.

Curto 3F na barra de 88 kV da RPBC com operação dos Geradores TG3 e TG4 :

0 1 2 3 4 5

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

Tensões nas barras RPBC 4.16 kV : caso p2ct1

Tempo (s)

Ten

são

(pu)

VOLT 9915 LIGHT

VOLT 9901 BT

VOLT 9910 TG3

VOLT 9912 TG4

0 1 2 3 4 5

0

100

200

300

400

Defasagem angular dos geradores

Tempo (s)

Del

ta (

grau

s)

DELT 9910 30 TG3 501 10 I.SOLTE-13GR

DELT 9912 40 TG4 501 10 I.SOLTE-13GR

0 1 2 3 4 5

60

60.5

61

61.5

Frequencia dos geradores

Tempo (s)

Fre

quen

cia

(Hz)

FMAQ 9910 30 TG3

FMAQ 9912 40 TG4

0 1 2 3 4 5

-6

-4

-2

0

2

4

Potencia acelerante dos geradores

Tempo (s)

Pot

(M

W)

PACE 9910 30 TG3

PACE 9912 40 TG4

GE INDUSTRIAL


55

Curto 1F na barra de 88 kV da RPBC com operação dos Geradores TG3 e TG4 :

0 5 10 15 20

0.8

0.9

1

1.1

1.2

Tensões nas barras RPBC 4.16 kV : caso p2cm1

Tempo (s)

Ten

são

(pu)

VOLT 9915 LIGHT

VOLT 9901 BT

VOLT 9910 TG3

VOLT 9912 TG4

0 5 10 15 20

-70

-65

-60

-55

Defasagem angular dos geradores

Tempo (s)

Delta

(gr

aus)

DELT 9910 30 TG3 501 10 I.SOLTE-13GR

DELT 9912 40 TG4 501 10 I.SOLTE-13GR

0 5 10 15 20

59.95

60

60.05

Frequencia dos geradores

Tempo (s)

Fre

quen

cia

(Hz)

FMAQ 9910 30 TG3

FMAQ 9912 40 TG4

0 5 10 15 20

-0.5

0

0.5

Potencia acelerante dos geradores

Tempo (s)Pot

(M

W)

PACE 9910 30 TG3

PACE 9912 40 TG4

Podemos notar que não temos a principio uma medição efetiva da freqüência na barra do BL-02 a

menos dos geradores TG3 e TG4. Não temos disponível as simulações da freqüência no tempo na

barra light no tempo. Nesse caso para termos uma idéia do comportamento do sistema após a

perda da concessionária quando da operação somente dos geradores TG03 e TG04 pode-se obter

os gráficos abaixo para uma sobrecarga típica de 100 % na conexão com as indicações feitas em

vermelho :

GE INDUSTRIAL


56

Ou seja, o valor de 2,5 Hz estaria literalmente coberto pelo ajuste da função de taxa que é de

1,3 Hz/s apresentado nos itens anteriores.

6.1.5 – Simulações solicitadas NE reunião de 10/02/2009.

Casos de abertura do disjuntor de entrada :

Caso com operação do TG3,TG4 e TG5 em paralelo com a concessionária

Abertura do disjuntor de entrada da RPBC (Perda Total da Concessionária) em 88 kV (Sem simular

defeitos) com medição das freqüências absolutas na barras LIGHT, TG3, TG4 e TG5 após essa

perda.

Caso com operação do TG3 e TG4 em paralelo com concessionária

Abertura do disjuntor de entrada da RPBC (Perda Total da Concessionária) em 88 kV (Sem simular

defeitos) com medição das freqüências absolutas na barras LIGHT, TG3 e TG4 após essa perda.

Para os dois casos serão plotados somente os gráficos das freqüências nessas barras.

Resultados

Figura 1 - Cenário P1 – paralelo TG3, TG4 e TG5.

A abertura do disjuntor de entrada foi simulada com a abertura da ligação 9900 (RPBC AT 88) – 3417 (REF+ULTRA-88).

GE INDUSTRIAL


57

Caso p1ab1.stb, abertura do disjuntor de entrada (TG3, TG4 e TG5 operando em paralelo com a rede)

a) Barra Light

b) Barra TG3

GE INDUSTRIAL


58

c) Barra TG4

d) Barra TG5

GE INDUSTRIAL


59

e) Comparação

Figura 2 – Freqüências nas barras - paralelo TG3, TG4 e TG5, abertura disjuntor de 88 (entrada)

Caso p2ab1.stb, abertura do disjuntor de entrada (TG3 e TG4 operando em paralelo com a rede)

a) Barra Light

GE INDUSTRIAL


60

b) Barra TG3

c) Barra TG4

GE INDUSTRIAL


61

d) Comparação

Figura 3 – Freqüências nas barras - Paralelo TG3 e TG4, abertura disjuntor de 88 (entrada)

Comentários da Farfilho sobre os resultados obtidos :

1 – As curvas acima foram obtidas através de simulações no ANAFAS com a abertura do

disjuntor de entrada da Refinaria.

2 – Em seguida, através de software proprietário podemos modelar a condição de operação

do TG03 e TG04 e supondo um degrau de energia de aproximadamente 100 %. Os tempos

mostrados acima indicam o tempo total que o sistema levará para chegar na freqüência

absoluta de ajuste dos relés da BL-02 e nas proteções dos geradores em questão

respeitando os valores de pickup e de tempos já definidos.

GE INDUSTRIAL


62

Os respectivos tempos acima são em realidade os tempos em que o sistema leva para

chegar as freqüências ajustadas. Vemos que o tempo de detecção das freqüências de

56Hz(BL-02) e de 55(Hz) para os geradores TG03,TG04 e TG05 apresentam uma diferença de

detecção de aproximadamente de 500 a 800 ms para ambos os casos mesmo na condição

de operação do TG03 e TG04 com huma menor inércia no sistema. Como as respectivas

temporizações serão de 1s para todos os relés não há risco de haver uma operação indevida

das proteções dos geradores antes da abertura do relé da BL-02 para uma perda parcial ou

total de alimentação da concessionária.

6.1.5 – A Farfilho recomenda que a Petrobrás avalie as demais funções de proteção dos relés que

fazem parte do fornecimento para seu posterior ajuste, pois temos muitas outras funções de

proteção disponíveis nos relés que podem complementar e de forma bastante eficaz as respectivas

proteções da planta.

Farfilho(Ph.D)

Consultor da GES

São Paulo 06 de março de 2009.

relatório de estudos de curto-circuito e seletividade para ... - curto + protecao.pdf · ge...

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