GE INDUSTRIAL Consumer & Industrial,Supply T F

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1 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 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

2 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 Estudos de Curto Circuito Estudos de Estabilidade Estudos de Seletividade das Proteções Tabelas de Ajustes(Referência) 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 2

3 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. 3

4 2.1 - Estudos de Curto Circuito. Caso 3 Concessionária + TG3 + TG4: Caso 4 Concessionária + TG3 + TG4 + TG5: 4

5 Caso 5 Ilhado + TG3 + TG4: Caso 6 Ilhado + TG3 + TG4 + TG5: 5

6 Caso 7 Concessionária: 6

7 Dados das Barras. Identificação Número Tensão AT Entrada kv Concessionária BT 1 4,16 kv Reator TG1 2 4,16 kv Reator TG3 3 4,16 kv Reator TG4 4 4,16 kv Reator TG5 5 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 Barra do TG4 12 4,16 kv TG5 13 4,16 kv Barra do TG5 14 4,16 kv Barra Light 15 4,16 kv PN A ,16 kv PN A ,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 Reserva (TG3) 25 (não entra) 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 7

8 C-24 (TG5) 37 4,16 kv Reserva (TG5) 38 (não entra) 4,16 kv Reserva (TG5) 39 (não entra) 4,16 kv C-12 (TG5) 40 4,16 kv Reserva (TG5) 41 (não entra) 4,16 kv C-42 (TG5) 42 4,16 kv C ,16 kv C ,16 kv A ,16 kv A ,16 kv Dados dos Reatores. De Para Reatância (%) Corrente (A) 1 2 4, , , , ,

9 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 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. ρ (Ω.mm 2 /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. 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 acima 1 R1 (Ω/km) 0,2503 0,1972 0,1595 0,1301 0,1002 X1 (Ω/km) 0,2458 0,2385 0,2310 0,2237 0,2134 R0 (Ω/km) 0,4289 0,3753 0,3376 0,3082 0,2785 X0 (Ω/km) 2,2394 2,2325 2,2250 2,2177 2,2069 C1 (ηf/km) 22, , , , ,7788 C0 (ηf/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 mm MCM 120 mm MCM 150 mm MCM 185 mm MCM 240 mm 2 1 Através do módulo do cálculo de cabos isolados do programa WASP 6, desenvolvido pela Powerhouse. 9

10 Para as várias disposições de cabos da planta, têm-se os seguintes parâmetros: Cabos R1 (Ω/km) X1 (Ω/km) R0 (Ω/km) X0 (Ω/km) 1 X 350 MCM 0,1595 0,2310 0,3376 2, X 4/0 AWG 0,2503 0,2458 0,4289 2, X 400 MCM 0,1301 0,2237 0,3082 2, X 500 MCM 0,1002 0,2134 0,2785 2, X 240 mm 2 0,0501 0,1067 0,1393 1, X 250 MCM 0,0986 0,1193 0,1877 1, X 350 MCM 0,0798 0,1155 0,1688 1, X 4/0 AWG 0,1252 0,1229 0,2145 1, X 500 MCM 0,0501 0,1067 0,1393 1, X 250 MCM 0,0657 0,0795 0,1251 0, X 350 MCM 0,0532 0,0770 0,1125 0, X 4/0 AWG 0,0834 0,0819 0,1430 0, X 500 MCM 0,0334 0,0711 0,0928 0,

11 2.1.4 Dados dos Circuitos. De Para Descrição Cabos L (m) 2 8 BT TG1/G2 9 x 500 MCM TG1 9 x 500 MCM BT TG3 9 x 500 MCM TG3 9 x 500 MCM BT TG4 9 x 500 MCM TG4 9 x 500 MCM BT TG5 9 x 500 MCM TG5 9 x 500 MCM BT Barra Light 9 x 500 MCM Barra Light PN-A201 9 x 350 MCM Barra Light PN-A101 6 x 350 MCM C-2 CUB C x 350 MCM C-1 3 x 350 MCM C-15 6 x 500 MCM C-7 BARRA A 2 x 3 x 240 MM C-6 9 x 4/0 AWG C-10 3 x 350 MCM C-25 BARRA A 6 x 250 MCM C-19-II 3 x 500 MCM C-24 BARRA A 9 x 250 MCM C-1 3 x 500 MCM C-26 3 x 4/0 AWG C-8 9 x 4/0 AWG C-27 A 6 x 4/0 AWG C-34 BARRA A 3 x 400 MCM C-29 6 x 350 MCM C-9 II 3 x 350 MCM C-28 9 x 250 MCM C-34 9 x 250 MCM C-12 I 9 x 250 MCM C-42 2 x 3 x 4/0 AWG C-32 I 3 x 350 MCM C-16 3 x 350 MCM TG5 A106 3 x 350 MCM Light A112 3 x 350 MCM

12 2.1.5 Dados dos Geradores. Descrição Barra Sn (kva) Vn (kv) cos φ X d (%) X d (%) X d (%) X 0 (%) R AT (Ω) TG ,16 0, ,5 10,2 5,0 8,0 TG ,16 0, ,5 10,2 5,0 8,0 TG ,16 0, ,9 15,1 5,0 8, Dados dos Transformadores. Primário Secundário kva Vp (kv) Vs (kv) X (%) Zater (Ω) 1000 (Yat) 16 (Yat) , , ( ) 17 ( ) ,16 7,56 5, ( ) 15 (Zat) ,16 9,92 3, Dados de Potência de Curto Circuito na Entrada. Barra Z 1 (%) Z 0 (%) , j 2, , j 5, Dados Gerais. Potência base Tempo de análise do Curto Circuito 100 MVA 7 ciclos 12

13 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 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. 13

14 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 Proteção dos Geradores TG3,TG4,TG5 e do Paralelo através do cubículo BL 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. 14

15 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 : Ιp = x KVA 4.16 KV = Α Ipartida = 0.13 x Ip = x 0.13 = A. Iajuste = Ipartida / RTC primário(1500) = / 1500 = 0.09 pu. 15

16 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 = Como não temos esse ajuste vamos adotar o valor de 1 pu. Stator Diff Slope 2: Conforme indicação do catálogo vamos adotar o ajuste mínimo de 80 %. Stator Diff Break 2: 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 % BREAK

17 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 : Ιng = x KV 8 = Α Onde RN1 = 8 Ω. Supõe-se um defeito a 10 % do enrolamento do gerador : Idef = 0.1 x Ing = 0.1 x = A Ajuste = / 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 17

18 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 C 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 = 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 = MW. Logo o ajuste será : STG1 min = 0.09/ = 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 pu com uma temporização de 2s. 18

19 SETTING DIR POWER 1 RCA DIR POWER 1 STG1 MIN DIR POWER 1 STG1 DELAY DIR POWER 1 STG2 MIN DIR POWER 1 STG2 DELAY Função ANSI 32 PARAMETER 180 graus pu 20 s 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/ 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

20 Xd (%) = 275 primários ou 47,57 Ω(sec). X d(%) = 19,5 primários ou 3,37 Ω(sec). Centro 2 = X d + X d 2 = ohms. Centro 1 = Z b + X d 2 = ohms. Radius 2 = X d (sec) 2 = 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. SETTING Loss of Excitation Center 1 Loss of Excitation Radius 1 Loss of Excitation PKP Delay 1 Loss of Excitation Center 2 Loss of Excitation Radius 2 Loss of Excitation PKP Delay 2 Loss of Excitation UV Supv Função ANSI 40 PARAMETER Ω 8.65 Ω 40 ms Ω Ω 750 ms 18 V 20

21 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

22 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 = pu O time delay será de 600 ms para possibilitar a devida coordenação com a proteção 87 e 87 G do respectivo gerador. 22

23 Negative Sequence DIR OC2 : Unidade Forward : PickUP ( Defeitos 1F na barra 15 Caso 3 ) = IccF(1F)(I_2) = 15 A / 1500 A = 0.01 pu O time delay será de 3s 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)(I2) = 148 A / 1500 = pu O time delay será de 600 ms para possibilitar a devida coordenação com a proteção 87 e 87 G do 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 pu POSITIVE SEQUENCE RESTRAINT 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 - NEG SEQ DIR OC2 REV PICK UP pu POSITIVE SEQUENCE RESTRAINT TIMER FWD 1 UNIT (Ver Nota 3) - TIMER REV 1 UNIT(Ver Nota 3) 0.6 s TIMER FWD 2 UNIT (Ver Nota 3) - TIMER REV 2 UNIT(Ver Nota 3) 0.6 s Nota 5 : Essas temporizações deverão ser implementadas via FLEX-LOGIC. 23

24 Função 21 Distância : Essa função deverá enxergar defeitos entre fases até o setor de 88 KV da RPBC em forma de retaguarda das demais proteções. 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 = Ω. Impedâncias : Cabos(Trecho da barra 11 até a barra 1) Cabos : Trecho = ( j.( )) Ω Trecho 4-12 = ( j.( )) Ω Trecho 1-4(Reator) = j(0.153) Ω Zona1(Total ) = ( j.(0.157)) Ω = Ω ângulo de 89.26graus. Zsec = Ztotal x RTC/RTP = 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. Adotam-se aqui a Pb = 7500 KVA e Vb = 4.16 KV o que nos leva a Zb = Ω. 24

25 Impedâncias : Cabos(Trecho da barra 11 até a barra 15) Cabos : Trecho = ( j.( )) Ω Trecho 4-12 = ( j.( )) Ω Trecho 1-4(Reator) = j(0.153) Ω Trecho 1-15 = ( j( ))ω Transformador 88/4.16 KV = j.(0.0345)ω Zona2(Total ) = ( j.(0.195)) Ω = Ω ângulo de graus. Zsec = Ztotal x RTC/RTP = x 300/40 = Ω 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. Adotam-se aqui a Pb = 7500 KVA e Vb = 4.16 KV o que nos leva a Zb = Ω. Gerador TG03/TG04 = Xd = j(3.137) Ω Zona3(Total ) = Ω com um ângulo de 90 graus. Zsec = Ztotal x RTC/RTP = x 300/40 = Ω 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

26 Função 21 SETTING PARAMETER SHAPE - DIRECTION(Z1) - REACH PHASE DISTANCE Z1 - RCA PHASE DISTANCE Z1 - DELAY PHASE DISTANCE Z1 - DIRECTION(Z2) - REACH PHASE DISTANCE Z2 - RCA PHASE DISTANCE Z2 - DELAY PHASE DISTANCE Z2 - DIRECTION(Z3) Backward REACH PHASE DISTANCE Z Ω RCA PHASE DISTANCE Z3 90 graus DELAY PHASE DISTANCE Z 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

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. 27

28 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. RTC de fase e de neutro = 1500/5A ou 300/1. 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 retaguarda das demais proteções. Função 81 por freqüência absoluta Proteger o gerador TG05 contra um degrau de energia excessivo nos mesmos. 28

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 : Ιp = x KVA 4.16 KV = Α Ipartida = 0.13 x Ip = x 0.13 = A. Iajuste = Ipartida / RTC primário(1500) = / 1500 = pu. 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 6. Icc1F = 1577 A O ajuste fica : 1577 / 1500 = pu. 29

30 Stator Diff Slope 2: Conforme indicação do catálogo vamos adotar o ajuste mínimo de 80 %. Stator Diff Break 2: 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 pu SLOPE 1 15% BREAK pu SLOPE 2 80 % BREAK 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 : Ιng = x KV 8 = Α Onde RN1 = 8 Ω. 30

31 Supõe-se um defeito a 10 % do enrolamento do gerador : Idef = 0.1 x Ing = 0.1 x = A Ajuste = / 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 C 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 = x 7.5 = MW. Adota-se aqui que RTP = 4160/raiz(3) e RTC(Primário) = 1500 A. Pb = V x 1500 A = MW. Logo o ajuste será : STG1 min = 0.112/ = 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 pu com uma temporização de 2s. 31

32 SETTING DIR POWER 1 RCA DIR POWER 1 STG1 MIN DIR POWER 1 STG1 DELAY DIR POWER 1 STG2 MIN DIR POWER 1 STG2 DELAY Função ANSI 32 PARAMETER 180 graus pu 20 s 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/

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 = Ω (Adotando-se Vb = 4.16 KV e Pb = MVA). Xd (%) = 275 primários ou 36.6 Ω(sec). X d(%) = 17.9 primários ou 2.38 Ω(sec). Centro 2 = X d + X d 2 = ohms. Radius 2 = X d (sec) 2 = 18.3 ohms. Centro1 = Z b + X d 2 = 7.84 ohms. 33

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. SETTING Loss of Excitation Center 1 Loss of Excitation Radius 1 Loss of Excitation PKP Delay 1 Loss of Excitation Center 2 Loss of Excitation Radius 2 Loss of Excitation PKP Delay 2 Loss of Excitation UV Supv Função ANSI 40 PARAMETER 7.84 Ω 6.65 Ω 40 ms Ω 18.3 Ω 750 ms 15 V 34

35 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 =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

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. Negative Sequence DIR OC1 : Unidade Forward : PickUP ( Defeitos 1F na barra 14 Caso 6 ) = IccF(1F)(I_2) = 167 A / 1500 = pu O time delay será de 0.15s para possibilitar a devida coordenação com as demais proteções. 36

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 = pu O time delay será de 600 ms para possibilitar a devida coordenação com a proteção 87 e 87 G do respectivo gerador. Negative Sequence DIR OC2 : Unidade Forward : PickUP ( Defeitos 1F na barra 15 Caso 6 ) = IccF(1F)(I_2) = 175 A / 1500 A = pu O time delay será de 3s para possibilitar a devida coordenação com as demais proteções. Unidade Backward: PickUP (Defeitos 1F na barra 13 Caso 6). O time delay será de 600 ms para possibilitar a devida coordenação com a proteção 87 e 87 G do 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 pu POSITIVE SEQUENCE RESTRAINT 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 - NEG SEQ DIR OC2 REV PICK UP pu POSITIVE SEQUENCE RESTRAINT TIMER FWD 1 UNIT (Ver Nota 3) 1 s TIMER REV 1 UNIT(Ver Nota 3) 0.6 s TIMER FWD 2 UNIT (Ver Nota 3) 3 s TIMER REV 2 UNIT(Ver Nota 3) 0.6 s 37

38 Função 21 Distância : Essa função deverá enxergar defeitos entre fases até o setor de 88 KV da RPBC em forma de retaguarda das demais proteções. Para a Zona 1 : Enxergar até a barra BT. Adotam-se aqui a Pb = 9375 KVA e Vb = 4.16 KV o que nos leva a Zb = 1.84 Ω. Impedâncias : Cabos(Trecho da barra 11 até a barra 1) Cabos : Trecho = ( j.( )) Ω Trecho 4-12 = ( j.( )) Ω Trecho 1-4(Reator) = j(0.153) Ω Zona1(Total ) = ( j.(0.157)) Ω = Ω ângulo de 89.26graus. Zsec = Ztotal x RTC/RTP = 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. Adotam-se aqui a Pb = 9375 KVA e Vb = 4.16 KV o que nos leva a Zb = 1.84 Ω. 38

39 Impedâncias : Cabos(Trecho da barra 11 até a barra 15) Cabos : Trecho = ( j.( )) Ω Trecho 4-12 = ( j.( )) Ω Trecho 1-4(Reator) = j(0.153) Ω Trecho 1-15 = ( j( ))ω Transformador 88/4.16 KV = j.(0.0345)ω Zona2(Total ) = ( j.(0.195)) Ω = Ω ângulo de graus. Zsec = Ztotal x RTC/RTP = x 300/41.6 = Ω 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. Adotam-se aqui a Pb = 9375 KVA e Vb = 4.16 KV o que nos leva a Zb = 1.84 Ω. Gerador TG05 = Xd = j(2,5) Ω Zona3(Total ) = 2.5 Ω com um ângulo de 90 graus. Zsec = Ztotal x RTC/RTP = 2.5 x 300/41.6 = Ω 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

40 Função 21 SETTING PARAMETER SHAPE - REACH PHASE DISTANCE Z1 - RCA PHASE DISTANCE Z1 - DELAY PHASE DISTANCE Z1 - REACH PHASE DISTANCE Z2 - RCA PHASE DISTANCE Z2 - DELAY PHASE DISTANCE Z2 - DIRECTION(Z3) BACKWARD REACH PHASE DISTANCE Z Ω RCA PHASE DISTANCE Z3 90 graus DELAY PHASE DISTANCE Z 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. 40

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 - 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. Função 59 : Ajuste pré-definido. SETTING Phase OV1 PickUP Phase OV1 Delay Função ANSI 59/TG05 PARAMETER 1.13 pu 0 s Função 46 : Ajuste Pré-definido. SETTING Neutral IOC1 PickUP Neutral IOC1 PickUP Delay Função ANSI 46 / TG05 PARAMETER 0.5 pu 0.38 s 41

42 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. RTC de fase e de neutro = 2000/5A ou 400/1. RTP = 4025 / 115 V = 35/ 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)) = pu. H Constante de Inércia (TG03 + TG04 + TG05)(s) = 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. 42

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 ((( ) /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 43

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 : 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 TREND MIN MAX PICKUP - Freq Rate 1 PICKUP DELAY FREQ RATE 1 OV SUPV 1 PICKUP - Freq Rate 2 PICKUP DELAY FREQ RATE 2 OV SUPV 2 PARAMETER DECREASING 45 Hz 59.5 Hz - 1,3 Hz/s 0.15 s 0.85 pu Hz/s 0.65 s 0.85 pu Com relação a freqüência absoluta solicitada pela Petrobrás ajustam-se os seguinte valores abaixo: PICKUP UNDERFREQUENCY 1 PICKUP DELAY UNDERFREQUENCY 1 MIN VOLTAGE / AMP 56 Hz 1 s 0.85 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 dos geradores TG03,TG04 e TG05 e baseado nos estudos complementares de estabilidade apresentado a seguir e abaixo. 44

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 : 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 %. Ajuste U2 << - PickUP-Phase UV3 : 0.93 pu Time Delay : 650 ms. Nota 24 : Adota-se como referência de tempo geradores. uma condição de ilhamento de 300 % nos Ajuste U3 << - PickUP-Phase UV3 : pu 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 /

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 UV pu PICKUP DELAY Phase UV s PICKUP Phase UV pu PICKUP DELAY Phase UV s PICKUP Phase UV pu PICKUP DELAY Phase UV3 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 KV = MVA. Logo o primeiro ajuste de alarme SEM DIR POWER 1 será : Ajustes : SEM DIR POWER 1 : Stage 1 - Min = P / Pb = 3.45 / = pu RCA = 180 graus. 46

47 Ajustes : SEM DIR POWER 2 : Será ajustado para 30 % acima desse valor. Stage 2 - Min = (P x 1.3) / Pb = 4.48 / = pu RCA = 180 graus. SETTING DIR POWER 1 RCA DIR POWER 1 STG1 MIN DIR POWER 1 STG1 DELAY DIR POWER 1 STG2 MIN DIR POWER 1 STG2 DELAY Função ANSI 32 PARAMETER 180 graus pu 2 s pu 1 s 47

48 Funções de Proteção Contra Curto Circuitos na Planta : Nota 26 : Toma-se como referência aqui os ajustes apresentados no relatório ET-RPBC - / 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 As proteções nesse caso serão divididas em dois tipos : 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. 48

49 Phase IOC 1 : Ajuste = 3758 / 2000 = pu Time Delay = 0.45 s Neutral IOC 1 : Ajuste = 286 / 2000 = pu Time Delay = 0.85 s SETTING Phase IOC1 PickUP Phase IOC1 PickUP Delay Função ANSI - 50 PARAMETER pu 0.45 s SETTING Neutral IOC1 PickUP Neutral IOC1 PickUP Delay Função ANSI 50N PARAMETER pu 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 49

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 = 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). SETTING Phase TOC1 PickUP Phase TOC1 Curve Phase TOC1 TD Multiplier ECA(Phase Dir 1) Pol V Threshold(Phase Dir 1) Phase TOC2 PickUP Phase TOC2 Curve Phase TOC2 TD Multiplier ECA(Phase Dir 2) Pol V Threshold(Phase Dir 2) Função ANSI Phase DIR PARAMETER 0,4 pu ANSI Normal Inverse. 0.5 s 45 graus 0.35 pu 1,59 pu Definite Time 0.45 s 225 graus pu 50

51 Negative Sequence DIR 1 : (Forward and Backward) Forward Pick UP : 828 / 2000 = 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 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 POSITIVE SEQUENCE RESTRAINT TIMER FWD 1 UNIT (Ver Nota 3) TIMER REV 1 UNIT(Ver Nota 3) PARAMETER 75 graus 80 graus pu 80 graus 0.13 pu 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: 51

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. SETTING NEG SEQ OV1 PICKUP NEG SEQ OV1 PICKUP DELAY NEG SEQ OV2 PICKUP NEG SEQ OV2 PICKUP DELAY NEG SEQ OV3 PICKUP NEG SEQ OV3 PICKUP DELAY Função 59_2 PARAMETER 0.11 pu 6 s pu 5 s pu 4s 52

53 6.1 - Conclusões Finais 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 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 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 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 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. 53

54 6.1.4 Com relação ao 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 : Tensões nas barras RPBC 4.16 kv : caso p2ct1 Defasagem angular dos geradores Tensão (pu) VOLT 9915 LIGHT Delta (graus) VOLT VOLT VOLT 9901 BT 9910 TG TG4 0 DELT TG I.SOLTE-13GR DELT TG I.SOLTE-13GR Tempo (s) Tempo (s) Frequencia dos geradores Potencia acelerante dos geradores Frequencia (Hz) FMAQ FMAQ TG TG4 Pot (MW) PACE PACE TG TG Tempo (s) Tempo (s) 54

55 Curto 1F na barra de 88 kv da RPBC com operação dos Geradores TG3 e TG4 : 1.2 Tensões nas barras RPBC 4.16 kv : caso p2cm1 Defasagem angular dos geradores Tensão (pu) VOLT 9915 LIGHT Delta (graus) VOLT 9901 BT 0.8 VOLT 9910 TG3 VOLT 9912 TG Tempo (s) DELT TG I.SOLTE-13GR -70 DELT TG I.SOLTE-13GR Tempo (s) Frequencia dos geradores Potencia acelerante dos geradores Frequencia (Hz) Pot (MW) FMAQ TG3 PACE TG3 FMAQ TG4 PACE TG Tempo (s) Tempo (s) 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

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 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). 56