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Usina Ouroeste – conexão em 13.8 – Estudos de Proteção 1

USINA OUROESTE

OUROESTE - SP

ESTUDO DE AJUSTE DAS PROTEÇÕES

Conexão em 13,8 kV

Exportação 5,5 MW


Sumário

1 INTRODUÇÃO.......................................................................................................................... 2

2 PROTEÇÃO DA CONEXÃO EM 13.8 KV - RELÉ F - 650 DO CUBÍCULO DE ENTRADA (DISJUNTOR KO) ..................................................................................................................... 4

2.1 Proteção da Conexão ........................................................................................................... 4

2.2 Proteção contra Curto – Circuito......................................................................................... 6

2.2.1 - Terminal Ouroeste ..........................................................................................................3

2.2.2 - Terminal Populina.............................................................................................................9

3 PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR DE 7,5 MVA - RELÉ 7UT6125 ............................. 13

3.1 Função 87 – T.................................................................................................................... 14

3.2 Função 87 – TN................................................................................................................. 14

3.3 Função 50(HV).................................................................................................................. 14

3.3.1 Primeiro Ajuste............................................................................................................................14

3.3.2 Segundo Ajuste.............................................................................................................................14

3.4 Função 50GS(LV) ............................................................................................................. 23

3.5 Função 46 .......................................................................................................................... 23

3.5.1 Primeiro Ajuste............................................................................................................................23

3.5.2 Segundo Ajuste : ..........................................................................................................................15

4 GRÁFICOS E FIGURAS ......................................................................................................... 25

5 TABELAS DE AJUSTES ........................................................................................................ 20

6 COMENTÁRIOS FINAIS........................................................................................................ 24

7 REFERÊNCIAS ....................................................................................................................... 25

Nota 1 : As últimas alterações e comentários referentes as solicitações feitas pela ELEKTRO estão indicadas em vermelho.

Nota 2 : As últimas alterações e comentários referentes as solicitações feitas pela ELEKTRO estão indicadas em azul e em negrito nas tabelas no final do relatório.

Nota 3 : As últimas alterações e comentários referentes as solicitações feitas pela ELEKTRO estão indicadas em roxo nas tabelas no final do relatório.


1. Introdução.

O presente trabalho tem por objetivo apresentar os ajustes para as proteções da conexão da planta da

UTE Ouroeste em 13.8 kV, tomando como referência os desenhos “Diagrama Unifilar – Usina

Ouroeste de 30/10/2008” e os documentos ELEKTRO ND-20 e ND-65 de dezembro de 2008 . O

escopo de estudo visa apresentar os ajustes da proteção da interligação feitas pelo relé de

sobrecorrente da marca GEMULTILIN F - 650 e do relé de proteção de transformadores do tipo

7UT6125 também de fabricação SIEMENS. Para tal o presente relatório está dividido nas seguintes

partes descritas a seguir:

1. Introdução

2. Proteção da Conexão em 13.8 kV – Relé F-650 do Terminal Ouroeste.

3. Proteção da Conexão em 13.8 kV – Relé F-650 do Terminal Populina.

4. Proteção do Transformador de Entrada – 7,5 MVA

5. Gráficos e Figuras

6. Tabelas de Ajustes

7. Comentários Finais


1 PROTEÇÃO DA CONEXÃO EM 13.8 KV - RELÉ F650 DO CUBÍCULO DE ENTRADA (DISJUNTOR KO) – TERMINAL OUROESTE

1.1 Proteção da Conexão

Avalia-se aqui o uso da função de sobretensão e sobrefrequencia do relé F-650 localizado no

cubículo de 13.8 kV da entrada para abrir o paralelo entre os sistemas em caso de perda parcial ou

total de alimentação de/para a concessionária.

Vai-se adotar 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

X´d(Gerador) + Xt(Transformador) = 0.17 pu.

H – Constante de Inércia Total(G1)(s) = 2 s

Admite-se que a usina em regime nominal de operação alimenta sua carga interna e exporta seu

excedente de 5,5 MW em 2010. No caso de perda parcial ou total em 2010 considera-se portanto

um degrau de energia de 5,5/12 ou de 45,8 %.

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

o gráfico das figuras 1, 2 e 3 abaixo para as funções de sobretensão, freqüência absoluta e de taxa de

variação por freqüência. Nesse caso vai-se ajustar somente a unidade sobretensão 59 para detectar

essa condição operativa e a função 81 de freqüência absoluta e por taxa, devendo esses ajustes

serem feitos na proteção do cubículo de entrada da Usina em 13.8 kV.

Dos gráficos do item 4 obtém-se os ajustes que estão apresentados nas tabelas a seguir, onde nota-se

que o tempo de atuação de 350 ms tanto para a função de sobretensão como para as funções de

freqüência não violam o tempo de estabilidade critica que é de 1,2 s para um defeito 3F na barra de

Populina em 13.8 kV (itens 6.2.27 e 6.2.28 e tabela 6.3 [2] do relatório de estudos de

estabilidade). Esse tempo foi escolhido de forma a possibilitar a abertura do paralelo para defeitos

no sistema de 13.8 kV pois o religamento rápido dos religadores desse sistema é de 500 ms. Para a

função de bloqueio das funções de freqüência adotam-se o valor de 85 % de Un para garantir que

essas funções não atuem para o período de curto circuito.


Devido a solicitação da ELEKTRO em seu último e-mail a função 59 será ajustada para se

detectar um defeito 1F no sistema em delta de 13.8 kV da mesma.

→ Considera-se um valor típico de 30 % de Un para a inversão de fases.

OV 1 → 1.3 x 115 V = 149.5 V.

Trip Delay → 0.35 s.


1.2 Proteção contra Curto – Circuito

2.2.1 – Terminal Ouroeste

Nota 1 : Temos aqui a condição de que tanto os religadores de 13.8 como de 69 kV apresentam

um tempo máximo de 500 ms na primeira tentativa. Devido a essa condição operativa da

ELEKTRO todas as proteções sistêmicas localizadas na Usina deverão ter um tempo máximo de

atuação de 350 ms mais um tempo típico de 100 ms para um disjuntor de 13.8 kV com uma folga

no total de 50 ms para abrir o paralelo entre os dois sistemas e evitar condições de stress

torsional no eixo do gerador da Usina.

Nota 2 : Admite-se aqui as relações de :

TC de 600/5A → 120/1.

TP de 13800/115 V → 120/1.

Função 50(IOC Low) → Enxergar defeitos entre fases na barra de entrada da Usina somente com a

contribuição da Concessionária e em forma de retaguarda da proteção de transformadores para um

defeito interno na Usina com um deflator de 30% para se enxergar uma parte do enrolamento do

transformador de conexão em forma de retaguarda.

Função 50N( Neutral – IOC) → Enxergar defeitos à terra na barra de entrada da Usina somente

com a contribuição da Concessionária e em forma de retaguarda da proteção de transformadores

para um defeito interno na Usina com um deflator de 30% para se enxergar uma parte do

enrolamento do transformador de conexão em forma de retaguarda.

Função 67 de fase (IOC High) → Enxergar defeitos entre fases até a barra de Populina em

13.8 kV.

Função 67 de fase (IOC Low) → Enxergar defeitos entre fases até a barra de Indiaporã em

69 kV devidamente coordenada com o religador dessa linha.

Função 67_SIG(Isolated Ground IOC 1) → Enxergar defeitos 1F de alta impedância no sistema

de 69 kV da ELEKTRO.


Função 51 (Phase TOC Low 1)→ Enxergar defeitos entre fases internos na Usina.(Até a barra de

13.8 kV da mesma).

Função 51 N (Neutral TOC 1)→ Enxergar defeitos 1F internos na Usina.(Até a barra de 13.8 kV

da mesma).

Função 46 (Sequencia Negativa)→ Enxergar defeitos 1F de alta impedância e condutor rompido

no sistema de 13.8 / 69 kV da ELEKTRO com alta sensibilidade.(Defeitos de 64 A conforme

indicado pela ELEKTRO).

Função 50

Do estudo de curto-circuito (referência [1]) tem a seguinte contribuição da Concessionária para um

defeito 3F na barra de entrada :

Idef(3f) = 741 A.

Logo:

Phase IOC High 1 → Pick –UP = (741 x 0.7) / 120 = 4.32 A

Corrente de Inrush do Transformador : 650 A x 1.05 = 682 A

Trip Delay → 0.01 s

Função 50 N

Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Concessionária para um defeito 1F na

barra de entrada:

Idef(1f) = 310 A.

Logo:

Neutral IOC 1 → Pick –UP = (310 x 0.7) / 120 = 1.8 A



Função 67

Unidade Instantânea 1 : ( IOC High)

Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Usina para um defeito 3F na barra da SE

Populina em 13.8 kV :

Idef(3f) = 771 A.

Logo:

Phase IOC Low 1 → Pick –UP = (771 x 0.6) / 120 = 3.85 A


Adota-se aqui a supervisão direcional dessa unidade com os seguintes ajustes :

MTA = 45 graus.

Direction = Forward.

Pol V threshold ( Retirado do estudo de curto para defeitos 3F na barra de Populina) = 5 V

Unidade Temporizada 2 : (IOC Low)

Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Usina para um defeito 3F na barra da SE

Indiaporã em 69 kV :

Idef(3f) = 386 A.

Logo:

Phase TOC Low 1 → Pick –UP = (386 x 0.6) / 120 = 1.93 A

TD Multiplier → Definite Time → 0.15 s



MTA = 45 graus.



Unidade de Terra Isolada : (Isolated Ground IOC1)

Essa unidade deverá ter um ajuste bastante sensível para defeitos 1F de 64 A no sistema de 69 kV

da ELEKTRO. Sua respectiva temporização deverá ser coordenada com o tempo de religamento da

ELEKTRO que é de 500 ms mais o tempo de atuação das proteções desse nível de tensão.

Para esse ajuste vamos definir as duas correntes e tensões para o defeito de 64 A nas barras de

Indiaporã e Jales em 69 kV :

Indiaporã :

IH defeito (3Io) → 1 /120 = 0.00833 A

VL defeito (3V0) → 0.001 x 115 V = 0.115 V – Ajuste Mínimo = 3V

Jales :

IL defeito (3Io) → 0.988/120 = 0.0082 A

VH defeito (3V0) → 0.00269 x 115 V = 0.309 V – Ajuste mínimo = 2V


MTA = - 45 graus.


Pol V threshold ( Retirado do estudo de curto para defeitos 1F nas barras de Indiaporã e Jales)

= 1 V



Segue abaixo um pequeno descritivo do funcionamento dessa função de proteção obtida do

catálogo do relé F-650.


De forma resumida os ajustes acima constam de se definir no plano (3V0,3I0) os pontos

máximos e mínimos desses valores para se definir nesse plano a devida região de operação

direcional da unidade 67N. Convém resssaltar que essa unidade apresenta as mesmas características

do circuito de sequencia zero, ou seja, a Usina está limitada a conexão do transaformador em sua

entrada. A temporização apresentada aqui se deve ao fato de se evitar uma saída expuria devido a

outras condições que não sejam . Essa função deverá ser complementada pela função 46 ( Sequencia

Negativa) para o defeito de 64 A no sistema de 13.8 / 69 kV da ELEKTRO.

Função 46

Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Concessionária para um defeito 1F de

64 A na barras do sistema da ELEKTRO, capturando-se o valor de um menor valor entre os defeitos

de alta impedância simulados nas barras de Indiaporã, Jales , Populina , Salbertina :

Idef(I_2) em Jales = 4 A.


Entretanto esse valor se apresenta muito baixo ou com uma sensibilidade muito alta. Logo adota-se

aqui um valor 04 vezes maior do que esse valor mínimo.

Logo:

Negative Sequence TOC1 → Pick –UP Level = 12 / 120 = 0.1 A.

Curve → Definite Time.

TD Multiplier → 0.35 s

Função 59N

Do estudo de curto temos:

Vdef (3U_0) → Como o software não indica a tensão de sequencia zero para esse tipo de defeito,

pois a mesma somente aparecerá após a perda da fonte de terra da concessionária, usa-se aqui um

valor típico de 30 % de Un para esse ajuste.

Neutral Overvoltage High 1 → 0.9 x 115 V = 103 V (Ajuste solicitado pela ELEKTRO).

Trip Delay → 0.15 s conforme solicitado na ND-65

Entende-se aqui que esse ajuste deveria ser baixo mesmo(30 % de Un conforme indicado

anteriormente), para se detectar o máximo possível eventos de condutor rompido ao solo,

evento muito comum em circuitos de 13.8 kV. Devido ao ajuste solicitado pela ELEKTRO

conforme indicado acima vamos então operacionalizar a função Broken Conductor e a função

46 de sequencia negativa não direcional conforme indicado a seguir e abaixo.


Função 47

Essa Função deverá enxergar em forma de retaguarda do sistema da concessionária para um defeito

1F.

Vdef (U_2) → Defeito de 1F na barra de Indiaporã.

Negative Sequence OV 1 → 0.045 x 115 V = 5.17 V


Como a planta não possui esquema de BF ( Falha de Disjuntor) essa unidade deverá enxergar

em forma de retaguarda ou back-up um defeito 1F no sistema de 13.8 e 69 kV da ELEKTRO

em forma de complemento das funções 67,51 e 46 . O tempo de 350 ms é suficiente para para

haver uma boa coordenação com as demais proteções da rede, como a função 67IG (Falha à

terra sensível) descrita acima e ainda evitar um provável religamento da ELEKTRO.

Devido a solicitação da ELEKTRO em seu último e-mail essa função será ajustada para se

detectar a inversão de fases conforme solicitação do documento “ Ligação de Autoprodutores

em Paralelo com o sistema de distribuição de 15/34.5 kV da ELEKTRO “ de 2001.

Vdef (U_2) → Considera-se um valor típico de 30 % de Un para a inversão de fases.

Negative Sequence OV 1 → 0.3 x 115 V = 34.5 V.


Função 51 N :

Para defeitos 1F na barra de geração da Usina :

Neutral TOC1 → Segue-se aqui a solicitação do item 8.3 do documento ELEKTRO “ Ligação de

Autoprodutores em Paralelo com o sistema de distribuição de 15/34.5 kV da ELEKTRO “

Pick –UP = 5 / 120 = 0.041 A – Ajuste Minimo = 0.05 A

Trip Delay → TD Multiplier → Com curva de Tempo definido → 0.35 s


Função 51 :


Phase TOC Low 1 → Enxergar até a barra de 13.8 kV da Usina devidamente coordenado com as

proteções de fase do transformador e com a unidade 67 do terminal de Populina em 13.8 kV.

Pick –UP = 1.15 x Inominal do Transformador = 360.83 A / 120 = 3 A

Trip Delay → TD Multiplier → IEC Normal Inverse → 0.057 s, devidamente coordenado com as

proteções do transformador da UTE Ouroeste e com o terminal de Populina. (Ver Figura 4).

Neste item era usada a curva MI conforme solicitação da ELEKTRO.

Função 27 :

Esse valor será ajustado conforme solicitação da ELEKTRO para adaptação de lógicas especificas.

A Farfilho sugere aqui então um ajuste típico de 85 % de Un e uma temporização de 450 ms.

Phase UV 1 → 0.85 x 115 V = 97.75 V


Função 32 – Forward Power :

Esse valor será ajustado para dois estágios :

1 – Estágio : Alarme → Com 5 % acima da demanda contratada que é de 5,5 MW → 5.77 MW

Stage 1 TAP → 5.77 MW e Stage 1 Time → 5s

2 – Estágio : Trip → Com 10 % acima da demanda contratada que é de 5,5 MW → 6.05 MW

Stage 2 TAP → 6.05 MW e Stage 2 Time → 1s


2.2.2. – Terminal de Populina :

Nota 3 : Admite-se aqui as relações de :

TC de 300/5A → 60/1.

Alterada a relação para 400 /5 A.

TP de 13800/115 V → 120/1.

Função 50(IOC Low) → Enxergar defeitos entre fases na barra de entrada da SE Populina em

13.8 kV somente com a contribuição da Usina e em forma de retaguarda da proteção de

transformadores para um defeito interno na Usina com um deflator de 30% para se enxergar uma

parte do enrolamento do transformador de conexão em forma de retaguarda.

Função 50N( Neutral – IOC) → Enxergar defeitos à terra na barra de entrada da SE Populina em

13.8 kV somente com a contribuição da Concessionária e em forma de retaguarda da proteção de

transformadores para um defeito interno na Usina com um deflator de 30% para se enxergar uma

parte do enrolamento do transformador de conexão em forma de retaguarda.

Função 51 (Phase TOC Low 1)→ Enxergar defeitos entre fases internos na Usina.(Até a barra de

13.8 kV da mesma).

Função 51 N (Neutral TOC1)→ Enxergar defeitos 1F internos na Usina.(Até a barra de 13.8 kV

da mesma).

Função 67 de fase (IOC High) → Enxergar defeitos entre fases até a barra de Ouroeste em

13.8 kV.

Função 67 de fase (TOC Low) → Enxergar defeitos entre fases até a barra de 13.8 kV da Usina

devidamente coordenada com as proteções da mesma.

Função 67GS (Sensitive Ground IOC 1) → Enxergar defeitos 1F até a barra de 13.8 kV da Usina

devidamente coordenada com as proteções da mesma.


Função 50

Do estudo de curto-circuito (referência [1]) tem a seguinte contribuição da Usina para um defeito

3F na barra de entrada :

Idef(3f) = 771 A.

Logo:

Phase IOC High 1 → Pick –UP = (771 x 0.7) / 80 = 6.74 A


Com relação a sugestão da ELEKTRO(> 1000) para esse ajuste a Farfilho escolhe o menor

valor que é o apresentado acima para se manter uma boa sensibilidade.

Função 50 N

Do estudo de curto-circuito tem a seguinte contribuição da Usina para um defeito 1F na barra de

entrada:

Idef(1f) = 518 A.

Logo:

Neutral IOC 1 → Pick –UP = (518 x 0.7) / 80 = 4.53 A


Com relação a sugestão da ELEKTRO(> 600) para esse ajuste a Farfilho escolhe o menor

valor que é o apresentado acima para se manter uma boa sensibilidade.

Função 67

Unidade Instantânea : ( IOC High)


barra da SE Ouroeste em 13.8 kV :

Idef(3f) = 741 A.


Logo:

Phase IOC Low 1 → Pick –UP = (741 x 0.6 ) / 80 = 5.55 A


Com relação a sugestão da ELEKTRO(> 1200) para esse ajuste a Farfilho escolhe o valor

acima que é o menor valor para se manter uma boa sensibilidade.


MTA = 45 graus.



Unidade Temporizada : (TOC Low)


barra de 13.8 kV interna da UTE Ouroeste :

Idef(3f) = 665 A.

Logo:

Phase TOC Low 1 → Pick –UP = Inominal do Transformador de Populina x 1.15 = 384.9/80 = 4.81 A

TD Multiplier → 0.09 → IEC Normal Inverse


MTA = 45 graus.




Função 59_2

Essa Função deverá enxergar em forma de retaguarda do sistema da concessionária para um defeito

1F na barra de Indiaporã em 69 kV.

Vdef (U_2) → Defeito de 1F na barra de Indiaporã.

Negative Sequence OV 1 → 0.121 x 115 V = 13.91 V


Função 67 GS :

Para defeitos 1F na barra de entrada da Usina Ouroeste :

Sensitive Ground TOC1 → Pick –UP = 310 / 80 = 3.87 A

Trip Delay → TD Multiplier → Definite Time → 3 s


MTA = - 45 graus.



Função 51 N : ( Neutral TOC1).

Será ajustada essa função de acordo com solicitação da ELEKTRO.

Ip = 12 A.

Curva IEC – NI com um tempo de 3s.

Função 51 : (Phase TOC1).


Phase TOC → Enxergar até a barra de 13.8 kV da Usina devidamente coordenado com as

proteções de fase do transformador de entrada.


Ip → 1.15 x Inominal do Transformador = 384 ,7 / 80 → 4.8 A

Vamos considerar aqui uma temporização típica de 3s para um defeito 3F na barra de

13.8 kV da Usina Ouroeste, possibilitando uma devida coordenação com as demais proteções

do sistema.

Icc 3F → 665 A x 0,7(Deflator para se detectar defeitos 2F ) = 466 A.

Usando-se a curva IEC Normalmente Inversa para a relação de 466/ 384 obtêm- se um TD de

0,08 s.

2 PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR DE 7,5 MVA - RELÉ 7UT6125

As funções a serem ajustadas serão:

87 T – Enxergar defeitos 3F e 1F internos ao transformador.

87T-N – Enxergar defeitos à terra de alta impedância internos no setor de 13.8 kV(LV) do

transformador.

50/51(HV) - Enxergar defeitos entre fases na barra de entrada de 13. 8 kV da Usina e em forma de

retaguarda para defeitos no sistema da concessionária.(Após a entrada em operação do gerador G01

em 2010) .

50/51GS(LV) - Enxergar defeitos entre à terra internas na Usina em forma de retaguarda das

demais proteções da mesma.

46 (Sequencia Negativa) – As duas unidades de sequencia negativa deverão enxergar defeitos na

barra de 13.8 kV da entrada da Usina e defeitos assimétricos até a barra de Populina 13.8 kV em

forma de retaguarda das demais proteções.

Para os cálculos abaixo usam-se as seguintes relações de Tc´s e demais dados:

RTC(Lado de 13.8 kV) = 600 / 5A - Classe 10B100.

RTC(Lado de 13.8 KV) = 600/ 5A - Classe 10B100.

RTC(Lado de 13.8 KV – Neutro do Estrela) = 100/ 5A - Classe 10B100.


Rtc(Resistência Secundária tipica dos Tc´s) = 0.61 Ω.

Bitola dos cabos secundários (Estimam-se aqui cabos de 4mm2) = 4.61Ω / km.

Distância estimada entre os painéis e os Tc´s = 10m ( Ida e Volta).

Nota : Os dados dos Tc´s foram tirados da norma IEEE.std C37.110 - 1998


2.1 Função 87 – T

Corrente de Pick-UP Diferencial : (1221)

Temos a corrente nominal do transformador dada pela equação abaixo :

Α313.77=kV 13.8 x3

MVA 7.5=Ιp

Para se manter uma boa senbilidade para defeitos internos no transformador vai-se adotar aqui o

ajuste de :

Pick Up Value of Differential Current → 0,15 (I/InO)

Corrente de Alto Ajuste Diferencial : (1231)

Para esse ajuste adotam-se 20 % acima da máxima corrente fornecida pela equação abaixo para um

defeito no setor de 13.8 kV :

Α6275.4=kV 13.8 x3

MVA 7.5

05.0

1=Ιp x

Onde : Xt = 5 % na base do Transformador.

Usa-se aqui um fator de segurança de 20 %.

Dos estudos de transitórios eletromagnéticos (tabela 2.2 do relatório de transitórios [3])

verificou-se que as correntes de in-rush obtidas estão bastante abaixo do valor adotado.

Decide-se ajustar aqui a maior corrente de um dos lados do transformador ou a maior contribuição

que será para um defeito 3F na barra da Usina com contribuição do gerador da mesma.

Pick Up Value of High Set Trip → 2090 / 313.77 → 6.66(I/InO)

Pick Up Value of Differential Current : ( Id > In ) : 0.15

High Current Stage ( Id >> In ) : 6.66

Inrush Stabilization ratio ( I2fn/In) : 15 %


Harmonic Stabilization ratio InfN/In : 20 %

Additional trip time delay T : 0.01 s.

2.2 Função 87 – TN

Obtém-se aqui a máxima corrente de defeito fase-terra no lado de 13.8 kV:

Α99.59=80 x3

KV 13.8=Ιng

Onde RN1 = 80 Ω.

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

Idef = 0.1 x Ing = 9.95 A

Logo :

Pick Up Value of IREF : 9.95 / 313.77 = 0.031

Como o ajuste minimo é de 0.05 vamos adotar esse valor de ajuste para essa função.

2.3 Função 50(HV)

Do estudo de curto – circuito têm-se a seguinte contribuição para os defeitos entre fases na barra de

entrada 13.8 kV através da Usina e do transformador :

Icc3F = 2090 A.

2.3.1 Primeiro Ajuste

I>> PickUP : 2090 / 120 = 17.41 A.

T I>> Time Delay : 0.18 s.


2.3.2 Segundo Ajuste

Enxergar defeitos entre fases na barra interna da Usina.

Icc3F = 665 A.

I> PickUP : 665 / 120 = 5.54 A.

T I> Time Delay : 0.34 s.

Esse tempo está devidamente coordenado com a função 50 do relé F - 650 da entrada.

2.4 Função 50GS(LV)

Do estudo de curto – circuito têm-se a seguinte contribuição para os defeitos à terra na barra de

13.8 kV da Usina através do transformador :

Icc1F = 198 A.

IE> PickUP : 198 / 120 = 1.65 A.

T IE> Time Delay : 0.34 s.

2.5 Função 46

Do estudo de curto – circuito têm-se a seguinte contribuição para os defeitos 1F na barra de entrada

13.8 kV através da Usina e do transformador :

Icc1F(I_2) = 152 A.

2.5.1 Primeiro Ajuste

I2> PickUP : 152 / 120 = 1.26 A.

T I2> Time Delay : 0.45 s.


2.5.2 Segundo Ajuste :

Enxergar defeitos 1F até a barra de Populina em 13.8 kV.

Icc1F(I_2) = 259 A.

I2>> PickUP : 259 / 120 = 2.15 A.

T I2>> Time Delay : 0.34 s.

Esse tempo está devidamente coordenado com a função 50 do relé F-650 da entrada.


3 GRÁFICOS E FIGURAS

Figura 1 – Variação de Tensão na Interligação em 13.8 kV

Figura 2 – Freqüência Absoluta na Interligação


Figura 3 – Taxa de Variação de Freqüência na Interligação.

Figura 4 – Coordenação no setor de 13.8 kV da Usina.


Tabelas de Ajustes

Relé F650 – UTE Ouroeste

81(df/dt) 2010

Function – FRC1 ENABLED

Freq. Rate Trend Bi-Directional

Freq. Rate Pickup 5.5 Hz/s

Freq. Rate Min Volt 85 %

Freq. Rate Min Freq 45,00 Hz

Freq. Rate Max Freq 65,00 Hz

Freq. Rate Delay 0.15 s

59

Function – Phase OV1 ENABLED

PickUp Level 149.5 V

Trip Delay 0.35 s

Reset Delay 0

Logic Any Phase

81 – Freq. Absoluta

Function – Overfrequency 1 Enabled

PickUp Level 62.5 Hz

Trip Delay 0.15 s

Reset Delay 0

Minimum Voltage 97.75 V

67- Phase IOC High 1

PickUp Level 3.85 A

Trip Delay 0.03 s

MTA 45 graus

Direction Forward

POL V Threshold 5V


Relé F650 – UTE Ouroeste (Continuação)

67- Phase IOC Low 1

PickUp Level 1.93 A

Trip Delay 0.15 s

MTA 45 graus

Direction Forward

POL V Threshold 5V

67 ISG Isolated Grond 1

VH Level 3 V

IL Level 0.007 A

VL Level 2V

IH Level 0.008 A

Trip Delay 0.35 s

MTA -45 graus

Direction Forward

POL V Threshold 1V

59N – Neutral OV High 1

PickUp Level 103 V

Trip Delay 0.15 s

25

Function Enabled

Dead Bus Level 80 V

Live Bus Level 92 V

Dead Line Level 80 V

Live Line Level 92 V

Max Voltage Diff 11.5 V

Max Angle Diff 6 graus

Max Freq Diff 24 mhz

Time 0.16 s

DL-DB Function Disabled

LL – DB Function Disabled


Relé F650 – UTE Ouroeste (Continuação)

47 – Negative Sequence 1

PickUp Level 34.5 V

Trip Delay 0.35 s

27 – Phase UV 1


Trip Delay 0.35 s

32

Stage 1 TAP 5.77 MW

Stage 1 Time 5 s

Stage 2 TAP 6.05 MW

Stage 2 Time 1 s

51 N – Neutral TOC 1

PickUp Level 0.05 A

Curve Definite Time

TD Multiplier 0.35 s

51 – Phase TOC Low 1

PickUp Level 3 A

Curve IEC – Extremely Inverse


50 – IOC Low 1

PickUp Level(Ultima Alteração) 4.32 A

Trip Delay 0.01 s

50N – Neutral IOC 1

PickUp Level 1.8 A

Trip Delay 0.01 s

46 – Negative Sequence TOC1

PickUp Level 0.1 A

Curve Definite Time



Relé F650 – UTE Populina

67- Phase IOC High 1

PickUp Level 5.55 A

Trip Delay 0.01 s

MTA 45 graus

Direction Forward

POL V Threshold 5V

67- Phase IOC Low 1

PickUp Level 4.81 A

Curve IEC Normal Inverse


MTA 45 graus

Direction Forward

POL V Threshold 5V

59_2 – Negative Sequence 1

PickUp Level 5.17 V

Trip Delay 0.42 s

27 – Phase UV 1


Trip Delay 0.45 s

50 – Phase IOC Low 1

PickUp Level 6.74 A

Trip Delay 0.12 s

50N – Neutral IOC 1

PickUp Level 4.53 A

Trip Delay 0.18 s

67GS Sensitive Ground TOC 1

PickUp Level 3.87 A

Trip Delay – Definite Time 0.3 s

MTA -45 graus

Direction Forward

POL V Threshold 5V


51N – Neutral TOC 1

PickUp Level 6.41 A


TD Multiplier 3 s

79 - Autoreclose

Max Number Shots 02

Dead Time 1 0.5 s

Dead Time 2 20 s

Reclaim Time 1 s

51– Phase TOC 1

PickUp Level 4.8 A




RELÉ 7UT6125 do Trafo TR1/7.5 MVA 13.8/13.8 kV

50(HV) 2010

I>> Pick UP 17.41 A

T I>> Time delay 0.18 s

I> Pick UP 5.54 A

T I> Time delay 0.3 s

50GN(LV)

IE> Pick UP 1.65 A

T IE> Time delay 0.75 s

87-T

Differential Current ( Id > In ) 0.15

High Current Stage ( Id >> In ) 6.66

Inrush Stabilization ratio ( I2fn/In) 15 %

Harmonic Stabilization ratio InfN/In 20 %

Additional trip time delay T 0.01 s

87-TN

Differential Current Ie-d / In 0.05

Additional trip time delay T 0.25 s

51(HV)

Ip Pick UP 3 A

T Ip Time Dial 0.05 s

IEC Curve Normal Inverse


4 COMENTÁRIOS FINAIS

As temporizações das funções 59 e 81 da proteção do paralelo feitas no relé F650 estão ajustadas

de forma que se houver o religamento automático (Função 79) nas proteções das linhas de 13.8 kV

seu respectivo tempo morto deverá ser de no mínimo 200 ms ou 12 ciclos. As funções de proteção

de retaguarda ou de back-up das demais proteções principais do sistema estão com uma

temporização de 350 ms visando evitar um provável religamento do sistema da ELEKTRO que

apresenta um tempo de 500 ms em sua primeira tentativa.

Nos softwares de ajustes que acompanham o estudo estão implementadas on – line outras

funções de proteção que não estão mostradas no relatório, tendo esse procedimento como objetivo

agilizar o processo de comissionamento e aceitação em campo. No desenho indicado como

referência não estão especificados os códigos completos dos relés que estão sendo usados, portanto,

foram especificadas essas funções de forma orientativa, devendo os mesmos serem

compatibilizados quando de sua aplicação em campo.

Algumas solicitações da ELEKTRO já se encontram implementadas nas tabelas no final do

relatório com o objetivo de agilizar o processo.


5 REFERÊNCIAS

[1] Relatório de estudos de curto-circuito, Usina Ouroeste, Conexão em 13,8kV, exportação 5,5 MW.

[2] Relatório de estudos de estabilidade, Usina Ouroeste, Conexão em 13,8kV, exportação 5,5 MW.

[3] Relatório de estudos de transitórios eletromagnéticos, Usina Ouroeste, Conexão em 13,8kV, exportação 5,5 MW.

[4] Elektro, Termo de Referência para o Estudo de Fluxo de Potência, Proteção e Transitórios –Usina Ouroeste Açúcar e Álcool Ltda (Conexão em 13,8 kV - Provisória)– Ouroeste – SP.

[5] Manual do relé de proteção multifunção com controle local 7SJ62/63/64 da SIPROTEC.

[6] Manual do relé de proteção multifunção com controle local 7UT612 da SIPROTEC.

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