1 Relatório de Estudos de Curto-Circuito e Seletividade

Transcrição

GE INDUSTRIAL
Consumer & Industrial,Supply
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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.
1
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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:
4
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Caso 5 – Ilhado + TG3 + TG4:
Caso 6 – Ilhado + TG3 + TG4 + TG5:
5
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Caso 7 – Concessionária:
6
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2.1.1 - Dados das Barras.
Identificação
AT – Entrada
Concessionária
BT
Reator – TG1
Reator – TG3
Reator – TG4
Reator – TG5
Reator – Light
TG1
Saída TG1
TG3
Barra do TG3
TG4
Barra do TG4
TG5
Barra do TG5
Barra Light
PN – A201
PN – A101
C-2 (TG3)
C-1 (TG3)
C-15 (TG3)
C-7 (TG3)
Reserva (TG3)
C-6 (TG3)
C-10 (TG3)
Reserva (TG3)
C-25 (TG4)
C-19 (TG4)
C-24 (TG4)
C-1 (TG4)
C-26 (TG4)
C-8 (TG4)
C-27 (TG4)
C-34 (TG4)
C-29 (TG5)
C-9 (TG5)
C-28 (TG5)
Número
1000
Tensão
88 kV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22 (não entra)
23
24
25 (não entra)
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
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C-24 (TG5)
Reserva (TG5)
Reserva (TG5)
C-12 (TG5)
Reserva (TG5)
C-42 (TG5)
C-32
C-18
A106
A112
37
38 (não entra)
39 (não entra)
40
41 (não entra)
42
43
44
45
46
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
4,16 kV
2.1.2 - Dados dos Reatores.
De
1
1
1
1
1
Para
2
3
4
5
6
Reatância (%)
4,16
6,00
6,65
6,65
6,65
Corrente (A)
1000
1000
1000
1000
1000
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2.1.3 - Dados dos Cabos.
Características dos
4/0 AWG
250 MCM
350 MCM 400 MCM 500 MCM
cabos isolados
3,6/6 kV
3,6/6 kV
3,6/6 kV
3,6/6 kV
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
2
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
BMet. – ρ (Ω
Ω.mm /m)
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.
2,30
2,30
2,30
2,30
2,30
Relat.
CExt. – Permeab.
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
Relat.
Parâmetros dos cabos calculados a partir das características acima1
0,2503
0,1972
0,1595
0,1301
0,1002
R1 (Ω
Ω/km)
0,2458
0,2385
0,2310
0,2237
0,2134
X1 (Ω
Ω/km)
0,4289
0,3753
0,3376
0,3082
0,2785
R0 (Ω
Ω/km)
2,2394
2,2325
2,2250
2,2177
2,2069
X0 (Ω
Ω/km)
22,3220
23,0433
23,7816
24,5151
25,7788
C1 (η
ηF/km)
4,3091
4,3707
4,3898
4,3966
4,4225
C0 (η
ηF/km)
Obs : A seguinte compatibilidade (AWG/MCM) X (mm2) foi utilizada:
4/0 AWG
250 MCM
350 MCM
400 MCM
500 MCM
95 mm2
120 mm2
150 mm2
185 mm2
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
1 X 350 MCM
1 X 4/0 AWG
1 X 400 MCM
1 X 500 MCM
2 X 240 mm2
2 X 250 MCM
2 X 350 MCM
2 X 4/0 AWG
2 X 500 MCM
3 X 250 MCM
3 X 350 MCM
3 X 4/0 AWG
3 X 500 MCM
R1 (Ω
Ω/km)
0,1595
0,2503
0,1301
0,1002
0,0501
0,0986
0,0798
0,1252
0,0501
0,0657
0,0532
0,0834
0,0334
X1 (Ω
Ω/km)
0,2310
0,2458
0,2237
0,2134
0,1067
0,1193
0,1155
0,1229
0,1067
0,0795
0,0770
0,0819
0,0711
R0 (Ω
Ω/km)
0,3376
0,4289
0,3082
0,2785
0,1393
0,1877
0,1688
0,2145
0,1393
0,1251
0,1125
0,1430
0,0928
X0 (Ω
Ω/km)
2,2250
2,2394
2,2177
2,2069
1,1035
1,1163
1,1125
1,1197
1,1035
0,7442
0,7417
0,7465
0,7356
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2.1.4 – Dados dos Circuitos.
De
2
7
3
9
4
11
5
13
6
15
15
10
10
10
10
10
10
12
12
12
12
12
12
12
12
14
14
14
14
14
14
14
14
14
15
Para
8
8
10
10
12
12
14
14
15
16
17
18
19
20
21
23
24
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
40
42
43
44
45
46
Descrição
BT – TG1/G2
TG1
BT TG3
TG3
BT TG4
TG4
BT TG5
TG5
BT Barra Light
Barra Light PN-A201
Barra Light PN-A101
C-2 CUB C – 208
C-1
C-15
C-7 BARRA A
C-6
C-10
C-25 BARRA A
C-19-II
C-24 BARRA A
C-1
C-26
C-8
C-27 A
C-34 BARRA A
C-29
C-9 – II
C-28
C-34
C-12 – I
C-42
C-32 – I
C-16
TG5 – A106
Light – A112
Cabos
9 x 500 MCM
9 x 500 MCM
9 x 500 MCM
9 x 500 MCM
9 x 500 MCM
9 x 500 MCM
9 x 500 MCM
9 x 500 MCM
9 x 500 MCM
9 x 350 MCM
6 x 350 MCM
3 x 350 MCM
3 x 350 MCM
6 x 500 MCM
2 x 3 x 240 MM2
9 x 4/0 AWG
3 x 350 MCM
6 x 250 MCM
3 x 500 MCM
9 x 250 MCM
3 x 500 MCM
3 x 4/0 AWG
9 x 4/0 AWG
6 x 4/0 AWG
3 x 400 MCM
6 x 350 MCM
3 x 350 MCM
9 x 250 MCM
9 x 250 MCM
9 x 250 MCM
2 x 3 x 4/0 AWG
3 x 350 MCM
3 x 350 MCM
3 x 350 MCM
3 x 350 MCM
L (m)
85
10
60
10
50
10
48
10
55
210
480
550
30
450
170
82
330
450
1170
400
45
600
30
425
615
550
340
455
595
116
30
480
500
100
100
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2.1.5 – Dados dos Geradores.
Descrição
TG3
TG4
TG5
Barra
9
11
13
Sn (kVA)
7500
7500
9375
cos φ
0,8
0,8
0,8
Vn (kV)
4,16
4,16
4,16
Xd (%)
275
275
275
X´d (%)
19,5
19,5
17,9
X´´d (%)
10,2
10,2
15,1
X0 (%)
5,0
5,0
5,0
2.1.6 – Dados dos Transformadores.
Primário
1000 (Yat)
1000 (∆
∆)
1000 (∆
∆)
Secundário
16 (Yat)
17 (∆
∆)
15 (Zat)
kVA
4690
11000
20000
Vp (kV)
88
88
88
Vs (kV)
4,16
4,16
4,16
X (%)
7
7,56
9,92
Zater (Ω
Ω)
11,58
5,32
3,84
2.1.7 - Dados de Potência de Curto – Circuito na Entrada.
Barra
1000
Z1 (%)
0,22923+ j 2,28855
Z0 (%)
0,713875+ j 5,75590
2.1.8 – Dados Gerais.
Potência base
Tempo de análise do Curto Circuito
100 MVA
7 ciclos
12
RAT (Ω)
8,0
8,0
8,0
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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
Y
Z
=
=
=
Número do caso;
Número da barra na qual o curto circuito é aplicado;
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 :
7500
Ι
p
=
3
x
KVA
4.16
KV
=
1040.89
Α
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
16
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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 :
4.16
Ι
ng
=
3
KV
x
8
=
300.22
Α
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.
18
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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
0.042 pu
10 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).
19
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
Xd (%) = 275 primários ou 47,57 Ω(sec).
X´d(%) = 19,5 primários ou 3,37 Ω(sec).
Centro 2
=
´
Xd + Xd
2
Centro 1 =
Zb+ X d
2
Radius 2 =
X d (sec)
2
=
25 .47
ohms.
´
=
=
10 .33
23.78
ohms.
ohms.
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
25.47 Ω
23.78 Ω
750 ms
Loss of Excitation UV Supv
18 V
20
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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
21
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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.
22
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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 OC 2 FWD LIMIT ANGLE
-
-
-
0.095 pu
0.125
TIMER – FWD 1 UNIT (Ver Nota 3)
-
TIMER – REV 1 UNIT(Ver Nota 3)
0.6 s
-
0.6 s
Nota 5 : Essas temporizações deverão ser implementadas via FLEX-LOGIC.
23
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
● 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
Trecho 1-4(Reator)
= j(0.153) Ω
+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 300/40 = 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.
24
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
Impedâncias :
Cabos :
Trecho 11-12
= (0.000334 + j.(0.000711)) Ω
Trecho 4-12
= (0.00167
Trecho 1-4(Reator)
= j(0.153) Ω
Trecho 1 -15
= (0.00183 + j(0.00391))Ω
+j.(0.00355)) 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.
25
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
Função 21
SETTING
PARAMETER
SHAPE
-
DIRECTION(Z1)
-
REACH PHASE DISTANCE Z1
-
RCA PHASE DISTANCE Z1
-
DELAY PHASE DISTANCE Z1
-
DIRECTION(Z2)
-
-
-
-
DIRECTION(Z3)
Backward
23.53 Ω
90 graus
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.
26
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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
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.
27
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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.
28
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T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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 :
9375
Ιp
=
3
x
KVA
4.16
KV
=
1301.11
Α
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.
29
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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 :
4.16
Ι
ng
=
3
KV
x
8
=
300.22
Α
Onde RN1 = 8 Ω.
30
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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.
31
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
Função ANSI 32
SETTING
PARAMETER
DIR POWER 1 RCA
180 graus
0.031 pu
20 s
0.062 pu
10 s
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
32
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
● 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).
Centro 2 =
Xd+Xd
2
Radius 2 =
X d (sec)
2
Centro 1 =
Zb + X d
2
´
=
19.49
ohms.
=
18.3
ohms.
=
7.84
ohms.
´
33
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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
7.84 Ω
6.65 Ω
40 ms
19.49 Ω
18.3 Ω
750 ms
Loss of Excitation UV Supv
15 V
34
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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.
35
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
● 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.
36
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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
-
-
-
-
0.095 pu
0.063
-
NEG SEQ DIR OC 2 FWD LIMIT ANGLE
-
-
-
0.095 pu
0.125
1s
0.6 s
3s
0.6 s
37
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
● 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
Trecho 1-4(Reator)
= j(0.153) Ω
+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.
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GE INDUSTRIAL
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F 55 11 2178 - 1792
Impedâncias :
Cabos :
Trecho 11-12
= (0.000334 + j.(0.000711)) Ω
Trecho 4-12
= (0.00167
Trecho 1-4(Reator)
= j(0.153) Ω
Trecho 1 -15
= (0.00183 + j(0.00391))Ω
+j.(0.00355)) 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.
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Função 21
SETTING
PARAMETER
SHAPE
-
-
-
-
-
-
-
DIRECTION(Z3)
BACKWARD
18.02 Ω
90 graus
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.
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Mantem-se aqui os mesmos ajustes adotados para os geradores TG03 e TG04.
Função ANSI – 81 – Freqüência Absoluta do gerador TG05
SETTING
PARAMETER
55 Hz
1s
0.85 pu
-
-
-
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
0s
● Função 46 : Ajuste Pré-definido.
Função ANSI – 46 / TG05
SETTING
PARAMETER
Neutral IOC1 PickUP
0.5 pu
Neutral IOC1 PickUP Delay
0.38 s
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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.
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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
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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
1s
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.
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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
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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
0.65 s
PICKUP – Phase UV3
0.808 pu
0.5 s
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.
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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
DIR POWER 1 RCA
180 graus
0.142 pu
2s
0.185 pu
1s
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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.
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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
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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
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GE INDUSTRIAL
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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
75 graus
80 graus
0.414 pu
80 graus
0.13 pu
0.063 pu
1.45 s
1.85 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:
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GE INDUSTRIAL
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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
6s
NEG SEQ OV2 PICKUP
0.004 pu
5s
NEG SEQ OV3 PICKUP
0.002 pu
4s
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GE INDUSTRIAL
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F 55 11 2178 - 1792
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.
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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 :
Defasagem angular dos geradores
Tensões nas barras RPBC 4.16 kV : caso p2ct1
1.2
400
300
Delta (graus)
Tensão (pu)
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
1
2
3
Tempo (s)
VOLT
9915 LIGHT
VOLT
VOLT
9901 BT
9910 TG3
VOLT
9912 TG4
4
200
100
0
5
0
Frequencia dos geradores
1
DELT
9910 30 TG3
501 10 I.SOLTE-13GR
DELT
9912 40 TG4
501 10 I.SOLTE-13GR
2
3
Tempo (s)
4
5
Potencia acelerante dos geradores
61.5
4
Pot (MW)
Frequencia (Hz)
2
61
60.5
0
-2
-4
60
0
1
2
3
Tempo (s)
FMAQ
9910 30 TG3
FMAQ
9912 40 TG4
4
-6
5
0
1
2
3
Tempo (s)
PACE
9910 30 TG3
PACE
9912 40 TG4
4
5
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GE INDUSTRIAL
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F 55 11 2178 - 1792
Curto 1F na barra de 88 kV da RPBC com operação dos Geradores TG3 e TG4 :
Tensões nas barras RPBC 4.16 kV : caso p2cm1
Defasagem angular dos geradores
1.2
-55
Delta (graus)
Tensão (pu)
1.1
1
0.9
0.8
0
5
10
Tempo (s)
VOLT
9915 LIGHT
VOLT
9901 BT
VOLT
9910 TG3
VOLT
9912 TG4
15
-60
-65
-70
20
0
DELT
9910 30 TG3
DELT
9912 40 TG4
10
Tempo (s)
501 10 I.SOLTE-13GR
501 10 I.SOLTE-13GR
15
20
Potencia acelerante dos geradores
0.5
60.05
Pot (MW)
Frequencia (Hz)
Frequencia dos geradores
5
60
0
-0.5
59.95
0
5
10
Tempo (s)
FMAQ
9910 30 TG3
PACE
9910 30 TG3
FMAQ
9912 40 TG4
PACE
9912 40 TG4
15
20
0
5
10
Tempo (s)
15
20
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 :
55
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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).
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F 55 11 2178 - 1792
Caso p1ab1.stb, abertura do disjuntor de entrada (TG3, TG4 e TG5 operando em paralelo
com a rede)
a) Barra Light
b) Barra TG3
57
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T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
c) Barra TG4
d) Barra TG5
58
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T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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
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GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
b) Barra TG3
c) Barra TG4
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GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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.
61
GE INDUSTRIAL
T 55 11 2178 – 1700
F 55 11 2178 - 1792
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.
62

1 Relatório de Estudos de Curto-Circuito e Seletividade

Transcrição

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