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�� MEMORIAL DE CÁLCULO DOS AJUSTE DAS PROTEÇÕES DA LINHA CUIABÁ – JAURU 500 KV �Nº Doc.: ����Nº cliente: ����Revisão: 0�Folha nº: � PAGE �1�/� NUMPAGES �58��� PSS� MEMORIAL DE AJUSTE DAS PROTEÇÕES DA LINHA PAULO AFONSO III – ZEBU CIRCUITO C1 � Folha Nº � PAGE �2�/� NUMPAGES �55��� SE CUIABÁ MEMORIAL DE CÁLCULO DE AJUSTE DAS PROTEÇÕES DA LINHA SE CUIABÁ - SE JAURU 500 kV PROTEÇÃO PRINCIPAL Revisão Data Emissão Elaborado Verificado Aprovado Descrição 0 11/12/2012 A RS RA PF Emissão Inicial � SUMÁRIO 41.0 – INTRODUÇÃO � 42.0 – INFORMAÇÕES UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO � 43.0 – SOFTWARES UTILIZADOS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO � 44.0 – NORMAS E REFERÊNCIAS UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO � 45.0 – ESCOPO � 46.0 – DADOS DA LINHA � 67.0 – ESTUDO DE CURTO CIRCUITO � 88.0 – TRANSFORMADORES DA LINHA � 89.0 – IMPEDANCIA DE CARGA DA LINHA � 810.0 – AJUSTES DOS CANAIS ANALÓGICOS � 912.0 – CONFIGURAÇÃO � 1312.0 – PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA 21 E 21N � 1412.1 – PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA – 21P E 21N � 1412.2 – CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 1: � 1612.3 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 2: � 2112.4 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 3: � 2212.5 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 4: � 2212.6 - FATOR DE COMPENSAÇÃO RESIDUAL PARA O ELEMENTO DE FALTA A TERRA. � 2312.7 - ALCANCE RESISTIVO DAS ZONAS DE PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA. � 3113.0 – TELEPROTEÇÃO DA FUNÇÃO 21 e 67N � 3514.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE FASE. � 3715.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO. � 4216.0 – BLOQUEIO POR OSCILAÇÃO DE POTÊNCIA. � 4617.0 – PROTEÇÃO DE TENSÃO. � 4617.1– SUBTENSÃO. � 4617.2 –SOBRETENSÃO. � 4818.0 – FALHA DE FUSÍVEL DE TP 60. � 4919.0 – SYNCHROCHECK. � 5120.0 – RELIGAMENTO AUTOMÁTICO 79. � � � Histórico de revisões Revisão do documento Alterações Rev 0 Emissão inicial. � 1.0 – INTRODUÇÃO O objetivo do presente documento é apresentar o memorial de cálculo de ajuste da proteção da linha de 500 kV circuito da SE CUIABÁ para SE JAURU– Terminal SE CUIABÁ. Sabe-se que: O estudo de curto-circuito tem por objetivo verificar a suportabilidade dinâmica e térmica dos equipamentos na ocorrência de falta e fornecer subsídios para o estudo de coordenação da proteção. Para atingir estes objetivos, o estudo de curto-circuito abrange o cálculo das correntes para os seguintes tipos de faltas: trifásicas e fase a terra. O estudo de seletividade das proteções tem por objetivo definir a graduação dos dispositivos de proteção instalados nos painéis de modo a garantir um sistema seguro e seletivo quando na ocorrência de correntes de curto-circuito e sobrecarga. 2.0 – INFORMAÇÕES UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO Diagramas unifilar da SE CUIABÁ (Diagr. Unifilar SE CUIABÁ CMG-109-577000-0030-Model); Estudo Pré_operacional_242-2011-V-01 ONS. Relatório de Filosofias de Proteções de LTs da Rede Básica – final ONS. Documento Ajuste_SE CUIABÁ (dados obtidos do relé) E-mail com recomendação do fabricante - Ajustes_TME_Schneider Bases de dados ONS PAR 12-15, obtido no site da ONS. 3.0 – SOFTWARES UTILIZADOS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO Electrocon CAPE (Computer-Aided Protection Engineering) Build Date: March 7th, 2005 (Revised May 13th, 2010); 4.0 – NORMAS E REFERÊNCIAS UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO Technical Guide – MICOM P443 – Numerical distance Protection. 5.0 – ESCOPO O presente estudo contempla o ajuste das funções de proteção descritas no índice desse documento, para os IED´s (P443 - AREVA) proteção principal, presentes na SE CUIABÁ- linha de 500 kV – SE CUIABÁ– SE JAURU. Convém esclarecer que a avaliação da adequação dos equipamentos, tais como: chaves seccionadoras, disjuntores e transformadores de corrente, não faz parte do escopo do presente estudo. Assim, parte-se do pressuposto que todos os equipamentos pertencentes a SE CUIABÁ foram dimensionados para suas condições de operação. 6.0 – DADOS DA LINHA A figura abaixo mostra a região de operação das linhas. Impedâncias de seqüência positiva e de seqüência zero das linhas SE JAURU - SE CUIABÁ. Sequência Positiva L R1 X1 B Capacidade Equipamento (km) (%) (%) (Mvar) (MVA) LT 500 kV JAURU - CUIABÁ 354,67 0,306 4,292 447 2037 / 2546 L R1 X1 B Capacidade Equipamento (km) (pu) (pu) (Mvar) (MVA) LT 500 kV JAURU - CUIABÁ 354,67 0,00306 0,04292 447 2037 / 2546 L R1 X1 B Capacidade Equipamento (km) (Ω) (Ω) (Mvar) (MVA) LT 500 kV JAURU - CUIABÁ 354,67 7,65 107,3 447 2037 / 2546 Sequência Zero R0 X0 B Equipamento (%) (%) (Mvar) LT 500 kV JAURU - CUIABÁ 5,097 16,12 272,6 R0 X0 B Equipamento (pu) (pu) (Mvar) LT 500 kV JAURU - CUIABÁ 0,05097 0,1612 272,6 R0 X0 B Equipamento (Ω) (Ω) (Mvar) LT 500 kV JAURU - CUIABÁ 127,425 403 272,6 A figura abaixo fornece as impedâncias da linha consideradas para os cálculos de curto circuito. 7.0 – ESTUDO DE CURTO CIRCUITO Falta trifásica na Barra da SE E CUIABÁ 500 kV Falta fase terra na Barra da SE CUIABÁ 500 kV Falta trifásica na Barra da SE JAURU 500 kV Falta monofásica na Barra da SE JAURU A tabela a seguir, apresenta o nível de curto calculado para as barras de interesse do sistema ilustrados nas figuras acima. Nível de curto circuito nas barras Barra Tensão [kV] Curto 3F [A] Curto FT [A] SE CUIABÁ 3691 500 6971.72 @ -86.1 4034.10 @ -86.3 SE JAURU 3686 500 5591.94 @ -83.6 3623.72 @ -85.3 Obs. Para valores de contribuição vide relatório detalhado de curto circuito no item 9.0. 8.0 – TRANSFORMADORES DA LINHA Transformador de Corrente. De acordo com as informações fornecidas o transformador de corrente instalado para proteção da linha é de: 2000:1 A RTC 2000 Transformador de Potencial. RTP =4500 9.0 – IMPEDANCIA DE CARGA DA LINHA Para determinação da Impedância mínima de carga da linha, utilizaremos a capacidade máxima de transmissão da linha, obtida do relatório pré operacional, considerando uma queda de tensão de 10% = Considerando um ângulo de carga de 30°podemos obter a Resistência mínima de carga 10.0 – AJUSTES DOS CANAIS ANALÓGICOS Menu text Setting Main VT Primary 517.5 kV Main VT Sec`y 115 V CS VT Primary 517.5 kV CS VT Secundary 115 V Phase CT Primary 2000 A Phase CT Sec`y 1 A SEF CT Primary 2000 A SEF CT Sec`y 1 A MComp CT Primary 2000 A MComp CT Sec`y 1 A C/S Input B-N Main VT Location Line CT Polarity Standard SEF CT Polarity Standard M CT Polarity Standard 12.0 – CONFIGURAÇÃO A seguinte seção detalhada individualmente o status de cada função de proteção no relé. Restore Defaults Descrição: Restaura os ajustes de um grupo especificou ou os ajustes de todos os grupos do dispositivo para o valor padrão de fabrica. Setting Group Descrição: Permite que os ajustes do dispositivo sejam feitas via Menu ou via entrada ótica. Active Settings Descrição: Ativa um grupo de ajustes especifico. Save Changes Descrição: Salva todas os ajustes alteradas Copy From Descrição: Permite copiar os ajustes de um grupo selecionado. Copy to Descrição: Permite copias os ajustes para um grupo selecionado. Setting Group 1 Descrição: Habilita ou desabilita um grupo de ajustes, caso seja desabilitado todas os ajustes e valores associados ficaram ocultos, menosa função colar. Setting Group 2 Descrição: Habilita ou desabilita um grupo de ajustes, caso seja desabilitado todas os ajustes e valores associados ficaram ocultos, menos a função colar. Setting Group 3 Descrição: Descrição: Habilita ou desabilita um grupo de ajustes, caso seja desabilitado todas os ajustes e valores associados ficaram ocultos, menos a função colar. Setting Group 4 Descrição: Descrição: Habilita ou desabilita um grupo de ajustes, caso seja desabilitado todas os ajustes e valores associados ficaram ocultos, menos a função colar. Distance Descrição: Permite Habilitar ou Desabilitar a proteção de distancia: ANSI 21P/21G � Directional E/F Descrição: Habilita ou desabilita a Proteção de Falta de Terra (DEF), usado em esquemas de teleproteção: ANSI 67N. Overcurrent Descrição: Habilita ou desabilita a Função de Proteção de Sobrecorrente de Fase. I > Fases : ANSI 50/51/67P. Neg. Sequence O/C Descrição: Habilita ou desabilita a Proteção de Sobrecorrente em Seqüência Negativa. I2 >: ANSI 46/67. Broken Conductor Descrição: Habilita ou Desabilita função de Condutor Rompido. I2/I1 > fases: ANSI 46BC. Earth Fault Descrição: Habilita ou desabilita a Função de Proteção de Falta de Terra. IN >: ANSI 50/51/67N Sensitive E/F Descrição: Habilita ou desabilita a função de Proteção de Sensitive Earth Fault. ISEF >: ANSI 50/51/67N Residual O/V NVD Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção contra sobretensão residual. VN >: ANSI 59N. Valor Adotado: Disabled Thermal Overload Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção térmica de sobrecarga. ANSI 49. PowerSwing Block Descrição: Habilita ou desabilita a função de Bloqueio por Oscilação de Potência. ANSI 68. Volt Protection Descrição: Habilita ou Desabilita a função de Proteção de tensão de fase (subtensão / sobretensão). V<, V>: ANSI 27/59. Freq Protection Descrição: Habilita ou Desabilita a função de Proteção de Frequência. df/dt Protection Descrição: Habilita ou Desabilita a função de Proteção da Taxa de Variação de Frequência. CB Fail Descrição: Habilita ou Desabilita a função de Proteção de falha do disjuntor. ANSI 50BF. Supervision Descrição: Habilita ou desabilita a função de supervisão (VTS & CTS). ANSI VTS/CTS System Checks Descrição: Habilita ou desabilita a função de Check de Sincronismo. ANSI 25. � Auto-reclose Descrição: Habilita ou desabilita a função de Religamento Automatico. ANSI 79. Input Labels Descrição: Define a Visibilidade da Identificação das entradas no menu de ajuste do relé. Output Labels Descrição: Define a Visibilidade da Identificação das saídas no menu de ajuste do relé. CT & VT Ratios Descrição: Define a Visibilidade da Relação de transformação de Corrente e tensão, no menu de ajuste do relé. Record Control Descrição: Define a Visibilidade do Registro de Controle no menu de ajuste do relé. Disturb. Recorder Descrição: Define a Visibilidade do Registro de Disturbios no menu de ajuste do relé. Measure't. Set-up Descrição: Define a Visibilidade dos ajustes de medição no menu de configurações do relé. Comms. Settings Descrição: Define a Visibilidade dos ajustes de Comunicação no menu de ajustes do relé. Esta configuração serve para as duas portas traseiras de comunicação. Commission Tests Descrição: Define a Visibilidade dos ajustes Teste de Comissionamento no menu de ajuste do relé. Setting Values Descrição: Configura a ordem de valores, isso afeta todas as configurações de proteção que são dependentes da relação de Transformação de Corrente e de Tensão. Todas as configurações subsequentes deveram basear-se nesta referência. Control Inputs Descrição: Define o status de Controle de entrada e operação no menu de ajuste do relé. Ctrl I/P Config Descrição: Define a Visibilidade do Controle de Entrada de Configuração no menu de ajuste do relé. Ctrl I/P Labels Descrição: Define a Visibilidade das legendas do Controle de Entrada no menu de ajuste do relé. Direct Access Descrição: Define qual Disjuntor de controle de acesso direto é permitido. InterMiCOM Descrição: Habilita ou Desabilitar a proteção para o sistema de comunicação via EIA (RS) 232 InterMiCOM (Integrado de Teleproteção). � InterMiCOM64 Fiber Descrição: Habilita ou Desabilitar a proteção para o sistema de comunicação via InterMiCOM64 (Integrado de Teleproteção de 56/64kbit/s). Function Key Descrição: Define o menu de teclas de função visíveis no menu de ajustes do relé. LCD Contrast Descrição: Permite definir o valor de contraste do visor de LCD. Menu Text Setting Default Setting Available Settings Restore Defaults No Operation No Operation No Operation All Settings Setting Group 1 Setting Group 2 Setting Group 3 Setting Group 4 Setting Group Select via Menu Select via Menu Select via Menu, Select via Optos Active Settings Group 1 Group 1 Group 1, Group 2, Group 3,Group 4 Save Changes No Operation No Operation No Operation, Save, Abort Copy from Group 1 Group 1 Group 1, 2, 3 or 4 Copy to No Operation No Operation No Operation, Group 1, 2, 3 or 4 Setting Group 1 Enabled Enabled Enabled or Disabled Setting Group 2 (as above) Disabled Disabled Enabled or Disabled Setting Group 3 (as above) Disabled Disabled Enabled or Disabled Setting Group 4 (as above) Disabled Disabled Enabled or Disabled Distance Enabled Enabled Enabled or Disabled Directional E/F Enabled Enabled Enabled or Disabled Overcurrent Enabled Enabled Enabled or Disabled Neg. Sequence O/C Disabled Disabled Enabled or Disabled Broken Conductor Disabled Disabled Enabled or Disabled Earth Fault Enabled Disabled Enabled or Disabled Sensitive E/F Disabled Disabled Enabled or Disabled Residual O/V NVD Disabled Disabled Enabled or Disabled Thermal Overload Disabled Disabled Enabled or Disabled PowerSwing Block Enabled Enabled Enabled or Disabled Volt Protection Enabled Enabled Enabled or Disabled Freq Protection Disabled Disabled Enabled or Disabled df/dt Protection Disabled Disabled Enabled or Disabled CB Fail Disabled Disabled Enabled or Disabled Supervision Enabled Enabled Enabled or Disabled System Checks Enabled Disabled Enabled or Disabled Auto-reclose Enabled Disabled Enabled or Disabled Input Labels Visible Visible Invisible or Visible Output Labels Visible Visible Invisible or Visible CT & VT Ratios Visible Visible Invisible or Visible Record Control Visible Invisible Invisible or Visible Disturb. Recorder Visible Invisible Invisible or Visible Measure't. Set-up Visible Invisible Invisible or Visible Comms. Settings Visible Visible Invisible or Visible Commission Tests Visible Visible Invisible or Visible Setting Values Secondary Primary Primary or Secondary Control Inputs Visible Visible Invisible or Visible Ctrl I/P Config. Visible Visible Invisible or Visible Ctrl I/P Labels Visible Visible Invisible or Visible Direct Access Enabled Enabled Enabled/Disabled/Hotkey,only/CB Cntrl. only InterMiCOM Enabled Disabled Enabled or Disabled InterMiCOM64 Fiber Enabled Disabled Enabled or Disabled Function Key Visible Visible Invisible or Visible LCD Contrast 11 11 0…31 12.0 – PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA 21 E 21N Os ajustes da função de proteção de distância são feitos em valores Secundários. As seguintes considerações básicas devem ser feitas quando fazemos os cálculos dos ajustes: Erros introduzidos pelos transformadores de potencial TP’s e transformadoresde correntes TC’s. Imprecisão dos dados de impedância de seqüência zero da linha, e seus efeitos sobre o cálculo do fator de compensação do retorno da corrente pela terra O efeito de infeed entre o relé e a localização da falta, incluindo a influência de diferentes relações Z0/Z1 de varias fontes. O efeito da transferência de carga entre terminais Para determinação do alcance resistivo deve ser considerado a influência da resistência de arco e também a impedância para a máxima carga da linha que é o limite de blindagem de carga. As resistências de faltas a terra podem ter valores diversos, não extremante previstos e com muita chance de ser muito maiores que a resistência de arco em isoladores (fhash overs). Essas resistências podem ser causadas por arvores, queda de condutores, fogo sob a linha e etc. Valores acima de 100 ohms primário podem ser possíveis. 12.1 – PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA – 21P E 21N 12.2 – CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 1: A primeira zona deverá ser ajustada forward para alcançar 80 % da impedância da LT, em função dos erros dos TP’s e TC’s, eventuais imprecisões nos parâmetros de linhas e considerando o efeito do carregamento, dessa forma minimizando os riscos de sobrealcance. Alcance em ohms Primários Zm1p= 6,12+ j 85,84 Ωp Zm1p= 86,06 < 85,92 Ωp Alcance em ohms Secundários Zm1s= 2,72+ j 38,18 Ωs Zm1s= 38,28 < 85,92 Ωs A temporização desta zona deverá ser instantânea (sem temporização intencional). Analisando as impedância calculadas pelo software de curto circuito para faltas na barra da SE JAURU, não detectamos riscos de sobrealcance da zona 1, para o ajuste de 80% da impedância da linha. � Para uma falta trifásicas na barra da SE JAURU a impedância vista pelo IED no terminal de SE CUIABÁ é de 107,57@ 86 Ωprim. Para uma falta fase terra na barra da SE JAURU a impedância vista pelo IED no terminal de SE CUIABÁ é de 107,57@ 86 Ωprim. 12.3 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 2: A zona 2 deve detectar falhas em toda a linha protegida, considerando os diferentes erros que podem influenciar a medição da mesma forma como para zona 1, Para garantir o sobre alcance da zona 2 é desejado que o ajuste seja pelo menos 120% da impedância aparente medida pelo relé no terminal da SE CUIABÁ. Essa zona será utilizada no esquema de teleproteção. O alcance zona 2 pode ser ainda maior se o infeed no terminal remoto for considerável. A ajuste não deve exceder normalmente 80% das seguintes impedâncias: a) A impedância correspondente à linha protegida, mais o alcance primeira zona da linha mais curta adjacentes. b) A impedância correspondente à linha protegida, mais a impedância do número máximo de transformadores operando em paralelo na barra remota no fim da linha protegida. Para a), temos: Para um curto-circuito trifásico na barra de 500 kV SE JAURU a impedância medida pelo relé no terminal de SE CUIABÁ é de 107,57@ 86 Ω. Para uma falta fase terra na barra da SE JAURU a impedância vista pelo IED no terminal de SE CUIABÁ é de 107,57@ 86 Ωprim. Para uma falta trifásico na barra de 230 kV da SE JAURU a impedância vista pelo IED no terminal de SE CUIABÁ é de 147,15@ 87 Ωprim. Para uma falta fase terra na barra de 230 kV da SE JAURU a impedância vista pelo IED no terminal de SE CUIABÁ é de 132,95@ 87 Ωprim. Para uma falta trifásico na barra de 13,8 kV da SE JAURU a impedância vista pelo IED no terminal de SE CUIABÁ é de 1903,40@ 92 Ωprim. Ajustaremos a zona 2 para 120% da impedância aparente medida pelo relé no terminal da SE CUIABÁ. 129,09@85,92 Ω, dessa forma sobrealcançando a barra da SE JAURU e subalcançando a barra de 230 kV da SE JAURU. Ajustaremos a zona 2 conforme segue: Alcance em ohms Primários Zm2p = 9,18+j 128,76 Ωp Zm2p= 129,08 < 85,92 Ωp Alcance em ohms Secundários Zm2s = 4,08+j 57,23 Ωs Zm2s= 57,37 < 85,92 Ωs A temporização desta zona deverá ser de 400 ms. 12.4 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 3: Conforme item 4.1.3.3 do documento “FILOSOFIA DAS PROTEÇÕES DAS LTS DE ALTA E EXTRA ALTA TENSÃO DA REDE DE OPERAÇÃO” da O N S. “4.1.3.3 - Utilização Como Unidades Diretas Independentes. Nestes casos as unidades de medida de zona 3, para falhas entre fases, são utilizadas com a finalidade de prover retaguarda remota para falhas em linhas de transmissão, com temporização da ordem de 1 segundo. Estas aplicações normalmente conduzem a alcances bastante abrangentes no diagrama R-X, podendo acarretar atuações incorretas durante contingências no sistema, que provoquem aumentos significativos nos carregamentos das linhas, como diversas vezes observado. Esta prática não é recomendada para sistemas onde se utiliza filosofia de retaguarda local, para evitar que linhas sejam desligadas durante contingências, de modo a não agravar as condições operativas do sistema. Este requisito se aplica também às unidades de medida para falhas a terra que não sejam inibidas pela presença de corrente de seqüência zero, sendo, portanto afetadas de igual modo pelo carregamento da linha.” Manteremos essa zona desabilitada. 12.5 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 4: A quarta zona deverá operar na direção reversa e será ajustada para alcançar 120% do ajuste da zona 2 remota menus a impedância da linha protegida. Essa zona será utilizada no esquema de teleproteção, fornecendo a informação de que a falta esta na direção reversa, dessa forma, bloqueando o esquema de telepproteção. Zrev = 1.2 × (Z2rem - ZL) Onde: ZL é a impedância da linha protegida. Z2rem é o ajuste da zona 2 do terminal remoto da linha protegida. A temporização desta zona deverá ser ajustada em 1,5 segundos. Alcance em ohms Primários Zm4p=4,19+j62,36 Ωp Zm4p= 62,50 < 86,16 Ωp Alcance em ohms Secundários Zm4s=1,86+j27,72 Ωs Zm4s= 27,78 < 86,15 Ωs 12.6 - FATOR DE COMPENSAÇÃO RESIDUAL PARA O ELEMENTO DE FALTA A TERRA. O fator de compensação residual pode ser aplicado independentemente para cada zona, se necessário. Para a linha estudada não existe mudanças significantes na característica da impedância usaremos um único fator de compensação para todas as zonas. kZ0 ResComp = 0,988 kZ0 Angle = -17,97 12.7 - ALCANCE RESISTIVO DAS ZONAS DE PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA. De acordo com os dados da linha fornecidos no relatório da ONS, podemos determinar a mínima impedância de carga. = p Tipicamente as zonas da proteção de distancia de terra devem prevenir a mínima impedância de carga com margem de segurança de 20% dessa forma teremos como máximo alcance resistivo o seguinte valor: A tabela abaixo fornece os valores mínimos e máximos esperados para cobertura de resistência assumindo uma cobertura de 30 Ω (primário) para o loop fase terra. Valores primários Mínimo Máximo Zm1 Zm2 Zm3 Zm4 Terra (RG) Ωp 30 63,63 30 60 0 30 Valores secundários Mínimo Máximo Zm1 Zm2 Zm3 Zm4 Terra (RG) Ωs 13,33 28,28 13,33 26,66 0 13,33 A seguir, segue uma breve descrição dos ajustes dos parâmetros da linha. LINE PARAMETER Line Length Definição: Define o comprimento da linha protegida/cabo em km. Esta configuração está disponível se MEASURE'T SETUP for selecionado como 'Visível' em CONFIGURATION e se 'Distance Unit” – Unidade de distancia em MEASURE’T SETUP for selecionado como “km”. Line Impedance Definição: Defini a impedância de seqüência positiva da linha protegida em valors primários ou no secundários, dependendo do "Setting Values" de referência escolhido no campo CONFIGURATION. O valor definido é usado para localizarfaltas, e para todos os alcances da proteção de distância se o modo de ajuste for definido como "Simple" no campo "GROUP x LINE PARAMETERS". Line Angle Definição: Define do ângulo da impedância de linha positiva. kZN Residual Comp Definição: Define a magnitude do valor do Fator de Compensação de returno da corrente pela terra, usado para estender o alcance para um valor multiplicado por (1+kZN) que é calculado com: │kZN│ = (Z0 – Z1)/3xZ1, onde Z0 = impedância de seqüência positiva da linha protegida. Z1 = impedância de seqüência zero da linha protegida. kZ0 ResComp = 0,988 kZ0 Angle = -17,97 kZN Residual Angle Definição: Define o ângulo da Magnitude do Fator de Compensação. Mutual Comp Definição: Habilita ou desabilita a Compensação de Mutua usada tanto na proteção de distância quanto na localização de falta. Phase Sequence Definição: Esta definição é utilizada para selecionar se os três valores de fase (V e I) estão girando na seqüência ABC padrão ou se a rotação está em ordem inversa ACB. CB1 Tripping Mode Definição: Esta configuração é usada para selecionar o modo de disparo mono ou tripolar. Line Charging Y Definição: Ajuste da proteção da suseptancia total da linha. Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Line Length (km) 354,67 100 0.01 1,000 0.01 Line Impedance 47,81 Ωs 10/In Ω 0.05/In Ω 500Ω ÷ (In x percentage reach setting of furthest reaching zone) 0.01/In Ω Line Angle 85,92° 70° 20° 90° 1° kZN Residual Comp 0,98 1 0 10 0.01 kZN Residual Angle -17,97° -180° 90° 1° Mutual Comp Disabled Disabled Enabled or Disabled Phase Sequence Standard ABC Standard ABC Standard ABC, Reverse ACB CB1Tripping Mode 1 and 3 pole 3 Pole 3 pole, 1 and 3 pole Trip Mode Line Charging Y 1.78 mS 2.00mS 0.00mS 10.00mS 0.1mS DISTANCE SETUP Setting Mode Definição: Selecionar o modo de ajuste da proteção de distância, dependendo do tipo de aplicação e preferências do usuário Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Setting Mode Advanced Simple Simple or Advanced Setting Mode PHASE DISTANCE Phase Chars Descrição: Define a característica da proteção de distância de fase em Mho, Quad ou Disable. Zone 1 Ph Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 1 de fase. Zone 2 Ph Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 2 de fase. Zone 3 Ph Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 3 de fase. Zone 3 Ph Offset Descrição: Habilita ou desabilita o compensação do alcance (Offset) da Zona 3. Este ajuste é invisível se 'Phase Chars” estiver desativado. Zone P Ph Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona P de fase. Zone 4 Ph Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 4 de fase. Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Phase chars. Mho Mho Disabled or Mho or Quad Zone 1 Ph Status Enabled Enabled Enabled or Disabled Zone 2 Ph Status Enabled Enabled Enabled or Disabled Zone 3 Ph Status Disabled Enabled Enabled or Disabled Zone 3 Ph Offset Disabled Enabled Enabled or Disabled Zone P Ph Status Disabled Enabled Enabled or Disabled Zone 4 Ph Status Enabled Enabled Enabled or Disabled � GROUND DISTANCE Phase Chars Descrição: Define a característica da proteção de distância de terra em Mho, Quad ou Disable. ANSI 21G. Zone 1 Gnd Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 1 de terra. Zone 2 Gnd Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 2 de terra. Zone 3 Gnd Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 3 de terra. Zone 3 Gnd Offset Descrição: Habilita ou desabilita o compensação do alcance (Offset) da Zona 3. Esta configuração é invisível se “Ground Char” estiver desativado. Zone P Gnd Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona P de terra. Zone 4 Gnd Status Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 4 de terra. Digital Filter Descrição:. Define o ajuste do filtro como Padrão (Standard) ou como Especial (Special Application) O ajuste no modo 'Standard' atender a maioria das aplicações. Somente no caso onde as correntes e as tensões de falta forem muito distorcidas por harmônicos a filtragem extra devera ser aplicada. CVT Filter Descrição: Essa filtragem é utilizado para prevenir o sobrealcance e a operação no sub ciclo, da proteção de distância proveniente dos transitório dos transformadores de potencial. Load Blinder Definição: Habilita ou desabilita a Blinder de carga. Z< Blinder Imp Definição: Ajusta do raio de circunferência da subimpedância (impedância mínima de carga). = p Load B/Angle Descrição: Define de ângulo da impedância mínima de carga. Load Blinder V< Descrição: Define o valor da subtensão fase terra que sobrescreve o Blinder se a medição da tensão na fase afetada cai abaixo do valor ajustado também sobrescreve o blinder do loop fase quando a tensão de fase a fase cair abaixo √ 3 x (V configuração <). � Dist. Polarizing Descrição: Esse ajuste define a composição da tensão de polarização como uma mescla de "Self" e "Memory" para tensão de polarização. A tensão de polarização 'Self' é fixada em 1pu e pode ser mesclada com a tensão de polarização 'Memory' que varia de 0.2 pu até 5 pu. A configuração padrão de 1 significa que metade da tensão de polarização é feita a partir da 'Self' e a outra metade da tensão de "Memory" limpa. A adição de mais tensão na "Memory" irá melhorar a cobertura resistiva para características Mho, cuja expansão é definido como: Mho expansion = [(Dist. Polarizing)/ (Dist. Polarizing + 1)] x Zs Onde Zs é a impedância da fonte. Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Phase chars. Quad Mho Disabled or Mho or Quad Zone 1 Gnd Status Enabled Enabled Enabled or Disabled Zone 2 Gnd Status Enabled Enabled Enabled or Disabled Zone 3 Gnd Status Disabled Enabled Enabled or Disabled Zone 3 Gnd Offset Disabled Enabled Enabled or Disabled Zone P Gnd Status Disabled Enabled Enabled or Disabled Zone 4 Gnd Status Enabled Enabled Enabled or Disabled Digital Filter Standard Standard Standard or Special Application CVT Filters Disabled Disabled Disabled, Passive or Active Load Blinder Enabled Disabled Disabled or Enabled Z< Blinder Imp 35,35 Ωs 15/In Ω 0.1/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Load B/Angle 30° 15° 65° 1° Load Blinder V< 53V 15V 1V 70V 0.5V Dist. Polarizing 5 1 0.2 5 0.1 DELTA DIRECTION Dir Status Definição: Habilita ou desabilita O algoritmo de detecção da Variação da corrente e tensão (Delta Direction ΔI/ΔV) para a proteção de distância. DELTA DIRECTION Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Dir. Status Disabled Enabled Disabled or Enabled ELEMENTO DE DISTÂNCIA PHASE DISTANCE Z1 Ph Reach Descrição: Ajuste do alcance da Zona 1 de fase. Z1 Ph. Angle Descrição: Ajuste do ângulo para o alcance da Zona de Fase 1 Z1 Sensit. Iph>1 Descrição: Ajuste de sensibilidade de corrente para Z1, que deve ser excedido na fases em falta para Z1 operar Z2 Ph Reach Descrição: Ajuste do alcance da Zona 2 de fase. Z2 Ph. Angle Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 2 de fase. Z2 Sensit. Iph>1 Descrição: Ajuste de sensibilidade de corrente para Z2, que deve ser excedido na fases em falta para Z2 operar. Z4 Ph Reach Descrição: Ajuste do alcance da Zona 4 de fase. Z4 Ph. Angle Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 4 de Fase. Z4 Sensit. Iph>1 Descrição: Ajuste de sensibilidade de corrente para Z4, que deve ser excedido na fases em faltapara Z4 operar. GROUND DISTANCE Z1 Gnd Reach Descrição: Ajuste do alcance da Zona 1 de terra. Z1 Gnd. Angle Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 1 de terra. Z1 Dynamic Tilt Descrição: Ajuste que habilita ou desabilita a Inclinação da Reatância Dinâmica Superior da Zona. kZN1 Res. Comp Descrição: Define a magnitude da compensação do retorno da corrente pela terra. kZN1 Res. Angle Descrição: Define o ângulo da compensação do retorno da corrente pela terra. R1 Gnd. Resistive Descrição: Define alcance resistivo da Zona 1 da proteção de distância de terra. Z1 Sensit. Ignd>1 Descrição: Ajuste da sensibilidade da corrente para Z1 de terra, que deve ser excedido na fase em falta, para Zona 1 operar. Z2 Gnd Reach Descrição: Ajuste do alcance da Zona 2 de terra. Z2 Gnd. Angle Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 2 de terra. Z2 Dynamic Tilt Descrição: Ajuste que habilita ou desabilita a Inclinação da Reatância Dinâmica Superior da Zona. kZN2 Res. Comp Descrição: Define a magnitude da compensação do retorno da corrente pela terra. kZN2 Res. Angle Descrição: Define o ângulo da compensação do retorno da corrente pela terra. R2 Gnd. Resistive Descrição: Define alcance resistivo da Zona 2 da proteção de distância de terra. Z2 Sensit. Ignd>2 Descrição: Ajuste da sensibilidade da corrente para Z2 de terra, que deve ser excedido na fase em falta, para Zona 2 operar. Z4 Gnd Reach Descrição: Ajuste do alcance da Zona 4 de terra. Z4 Gnd. Angle Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 4 de terra. Z4 Dynamic Tilt Descrição: Ajuste que habilita ou desabilita a Inclinação da Reatância Dinâmica Superior da Zona. kZN4 Res. Comp Descrição: Define a magnitude da compensação do retorno da corrente pela terra. kZN4 Res. Angle Descrição: Define o ângulo da compensação do retorno da corrente pela terra. R4 Gnd. Resistive Descrição: Define alcance resistivo da Zona 4 da proteção de distância de terra. Z4 Sensit. Ignd>4 Descrição: Ajuste da sensibilidade da corrente para Z4 de terra, que deve ser excedido na fase em falta, para Zona 4 operar. Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size PHASE DISTANCE Z1 Ph. Reach 38,28 Ωs 8/In Ω 0.05/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Z1 Ph. Angle 85,92° 70° 20° 90° 1° Z1 Sensit. Iph>1 0.075 A 0.075 x In 0.05 x In 2 x In 0.01 x In Z2 Ph. Reach 57,37 Ωs 0.05/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Z2 Ph. Angle 85,92° 70° 20° 90° 1° Z2 Sensit. Iph>2 0.075 A 0.075 x In 0.05 x In 2 x In 0.01 x In Z4 Ph. Reach 27,78 Ωs 15/In Ω 0.05/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Z4 Ph. Angle 86,15° 70° 20° 90° 1° Z4 Sensit. Iph>4 0.05 A 0.05 x In 0.05 x In 2 x In 0.01 x In GROUND DISTANCE Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Z1 Gnd. Reach 38,28 Ωs 8/In Ω 0.05/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Z1 Gnd. Angle 85,92° 70° 20° 90° 1° Z1 Dynamic Tilt Disabled Enabled Disabled or Enabled kZN1 Res. Comp. 0,988 1 0 10 0.001 kZN1 Res. Angle -17,97° 0 -180° 90° 1° R1 Gnd. Resistive 13,33 Ωs 8/In Ω 0.05/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Z1 Sensit. Ignd>1 0.075 A 0.075 x In 0.05 x In 500/In Ω 0.01/In Ω Z2 Gnd. Reach 57,37 Ωs 15/In Ω 0.05 x In 500/In Ω 0.01/In Ω Z2 Gnd. Angle 85,92° 70° 20° 90° 1° Z2 Dynamic Tilt Disabled Enabled Disabled or Enabled kZN2 Res. Comp. 0,988 1 0 10 0.001 kZN2 Res. Angle -17,97° 0 -180° 90° 1° R2 Gnd. Resistive 26,66 Ωs 15/In Ω 0.05/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Z2 Sensit. Ignd>2 0.075 A 0.075 x In 0.05 x In 2 x In 0.01 x In Z4 Gnd. Reach 27,78 Ωs 15/In Ω 0.05/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Z4 Gnd. Angle 86,15° 70° 20° 90° 1° Z4 Dynamic Tilt Disabled Enabled Disabled or Enabled kZN4 Res. Comp. 0,988 1 0 10 0.001 kZN4 Res. Angle -17,97° 0 -180° 90° 1° R4 Gnd. Resistive 13,33 Ωs 15/In Ω 0.05/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Z4 Sensit. Ignd>4 0.05 A 0.05 x In 0.05 x In 2 x In 0.01 x In ESQUEMA LÓGICO BASICO Zone1 Tripping Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona 1 o ajuste é aplicado. tZ1 Ph Delay Descrição: Tempo de atraso para os elementos de fase da Zona 1 tZ1 Gnd Delay Descrição: Tempo de atraso para os elementos de terra da Zona 1 Zone2 Tripping Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona 2 o ajuste é aplicado. tZ2 Ph Delay Descrição: Tempo de atraso para os elementos de fase da Zona 2 tZ2 Gnd Delay Descrição: Tempo de atraso para os elementos de terra da Zona 2 Zone3 Tripping Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona 3 o ajuste é aplicado. ZoneP Tripping Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona P o ajuste é aplicado. Zone4 Tripping Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona 4 o ajuste é aplicado. tZ4 Ph Delay Descrição: Tempo de atraso para os elementos de fase da Zona 4 tZ4 Gnd Delay Descrição: Tempo de atraso para os elementos de terra da Zona 4 Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Zone1 Tripping Phase and Ground Phase and Ground Disabled, Phase only, Ground only, or Phase and Ground tZ1 Ph Delay 0 s 0.2s 0s 10s 0.01s tZ1 Gnd Delay 0 s 0.2s 0s 10s 0.01s Zone2 Tripping Phase and Ground Phase and Ground Disabled, Phase only, Ground only, or Phase and Ground tZ2 Ph Delay 0.400 s 0.2s 0s 10s 0.01s tZ2 Gnd Delay 0.400 s 0.2s 0s 10s 0.01s Zone3 Tripping Disabled Phase and Ground Disabled, Phase only, Ground only, or Phase and Ground ZoneP Tripping Disabled Phase and Ground Disabled, Phase only, Ground only, or Phase and Ground Zone4 Tripping Phase and Ground Phase and Ground Disabled, Phase only, Ground only, or Phase and Ground tZ4 Ph Delay 1.5 s 1.0s 0s 10s 0.01s tZ4 Gnd Delay 1.5 s 1.0s 0s 10s 0.01s 13.0 – TELEPROTEÇÃO DA FUNÇÃO 21 e 67N Para conseguir uma rápida eliminação de uma falta em uma parte da linha não coberta pelo zona da proteção 21 e 67N com atuação instantânea, a proteção 21 e 67N pode ser complementada com uma lógica que usa um canal de comunicação. A tabela a seguir, apresenta os ajustes recomendados para a função teleproteção para a proteção de distância e direcional de terra. AIDED SCHEME 1 Aid 1 Selection Descrição: Seleciona o tipo de esquema genérico para o ajuste do Canal 1 Nota: POR e equivalente a POTT (ajuste de sobrealcance de transferência permissiva), PUR e equivalente a PUTT (ajuste subalcance de transferência permissiva) Aid 1 Distance Descrição: Ajuste que permite selecionar os elementos de distância do esquemas de teleproteção de acordo com o ajuste anterior. Se for definido como desativado, nenhuma zona de distância terá interação com o esquema de teleproteção. Aid 1 Dist Dly Descrição: Ajuste do tempo de atraso do esquema de teleproteção da função de distância. Aid 1 DEF Descrição: Ajuste que seleciona se o esquema DEF que deve ser mapeado para o esquema teleproteção do canal 1. (Não é aplicável quando se seleciona o esquema de subalcance Permissivo). Aid 1 Delta Descrição: Ajuste que seleciona se um esquema de variação da corrente e tensão será mapeados para o esquema de teleproteção do canal 1. tRev. Guard Descrição: Ajuste do tempo de guarda para inversão de corrente. Com a intenção de manter a estabilidade e uma linha saudável, enquanto houver disjuntores abertos em uma linha paralela quando a falta é eliminada. Weak Infeed Descrição: Ajusteque define o esquema de teleproteção canal 1 em condições de fraca alimentação (Weak Infeed) WI Sngl Pole Trp Descrição: Ajuste que define o esquema de teleproteção canal 1 em condições de fraca alimentação (Weak Infeed) AIDED SCHEME 2 Aid 2 Selection Descrição: Seleciona o tipo de esquema genérico para o ajuste do Canal 2 Nota: POR e equivalente a POTT (ajuste de sobrealcance de transferência permissiva), PUR e equivalente a PUTT (ajuste subalcance de transferência permissiva) Aid 2 Distance Descrição: Ajuste que permite selecionar os elementos de distância do esquemas de teleproteção de acordo com o ajuste anterior. Se for definido como desativado, nenhuma zona de distância terá interação com o esquema de teleproteção. Aid 2 Dist Dly Descrição: Ajuste do tempo de atraso do esquema de teleproteção da função de distância. Aid 2 DEF Descrição: Ajuste que seleciona se o esquema DEF que deve ser mapeado para o esquema teleproteção do canal 2. (Não é aplicável quando se seleciona o esquema de subalcance Permissivo). Aid 2 Delta Descrição: Ajuste que seleciona se um esquema de variação da corrente e tensão será mapeados para o esquema de teleproteção do canal 2. Weak Infeed Descrição: Ajuste que define o esquema de teleproteção canal 1 em condições de fraca alimentação (Weak Infeed) WI Sngl Pole Trp Descrição: Ajuste que define o esquema de teleproteção canal 1 em condições de fraca alimentação (Weak Infeed) WI V<Thresh Descrição: Ajuste de detecção baixo nível de Alimentação. Se a tensão de fase a terra em qualquer uma das fase cair abaixo do limite e com a corrente de fase insuficiente para a proteção da operação, o terminal local será declarado como um terminal de fraca alimentação. � WI Trip Delay Descrição: Ajuste do tempo de atraso para operação da função de fraca alimentação. SOTF Status Descrição: Ajuste que permite uma lógica de proteção especial que pode ser aplicada durante a energização da linha. Nota: SOTF – Chave de falta, SOTF pode ser habilitada de três diferente modos: Habilitação através Pólo Morto: Usando lógica de detecção de pólo morto. Habilitação através Pulso Externo: Utiliza um pulso externo Habilitação através Pólo Morto e pulso externo: Utiliza os dois casos acima. SOTF Trip Descrição: ajuste da lógica que determinam as zonas da função de distância que são autorizados a operar instantaneamente na energização da linha. TOR Status Descrição: Se, por exemplo, Bit 1 está definido para "1", Z2 irá operar sem esperar o tempo de atraso habitual tZ2 caso uma falta ocorra no fechamento de CB. TOR Tripping Descrição: Configurações lógicas que determinam as zonas de distância que são autorizadas a operar instantaneamente na energização da linha. TOC Reset Delay Descrição: é a janela de tempo ajustada na qual a função TOC permanece disponível. A janela de tempo começa a contar após o fechamento do disjuntor e é comum as proteções SOTF e TOR. Uma vez que este tempo expira depois de um refechamento bem sucedido, toda a proteção volta ao normal. SOTF Pulse Descrição: O pulso SOTF é uma janela de tempo configurável pelo usuário durante o qual a proteção SOTF está disponível. Está ajuste somente é visível caso a opção ExtPulse ou Pdead+Pulse for selecionada como SOTF. TOC Delay Descrição: é o tempo de retardo ajustado pelo usuário seguindo a abertura do disjuntor após o qual o TOR se mantém ativo (habilitado). O tempo deve ser definido em conjunto com a configuração de Tempo Morto do Religamento Automático, de modo que a configuração não deve exceder o ajuste de tempo mínimo Morto já que ambos os temporizadores partem instantaneamente. Z1 Extension Z1 Ext Scheme Descrição: Habilita ou desabilita o esquema de extensão da Zona 1. Loss Of Load Loss Of Load Scheme Descrição: Habilita ou desabilita o esquema de perda de carga. AIDED SCHEME 1 Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Aid 1 Selection POR Disabled Disabled, PUR, PUR Unblocking, POR, POR Unblocking, Blocking 1, Blocking 2, Prog. Unblocking or Programmable Aid 1 Distance Phase and Ground Phase and Ground Disabled, Phase Only, Ground Only, or Phase and Ground Aid 1 Dist Dly 0 0s 0s 1s 0.002s Aid 1 DEF Disabled Enabled Disabled or Enabled Aid 1 Delta Disabled Enabled Disabled or Enabled tRev. Guard 40.00 ms 0.02s 0s 0.15s 0.002s Weak Infeed Disabled Disabled Disabled, Echo, or Echo and Trip AIDED SCHEME 2 Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Aid 2 Selection POR Disabled Disabled, PUR, PUR Unblocking, POR, POR Unblocking, Blocking 1, Blocking 2, Prog. Unblockingor Programmable Aid 2 Distance Disabled Phase and Ground Disabled, Phase Only, Ground Only, or Phase and Ground Aid 2 DEF Enabled Enabled Disabled or Enabled Aid 2 DEF Dly 0s 0s 0s 1s 0.002s Aid 2 DEFTrip 1 and 3 Pole 3 Pole 1 or 3 Pole Aid 2 Delta Disabled Enabled Disabled or Enabled tREV. Guard 40.00 ms 0 0,15 0,002s Send On Trip Aided / Z1 Aided / Z1 Aided/Z1, Any Trip or None Weak Infeed Echo Disabled Disabled, Echo, or Echo and Trip WI V<Thresh 46 V 45V 10V 70V 5V Trip On Close Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size SOTF Status Enabled ExtPulse Enabled Pole Dead Disabled, Enabled Pole Dead, Enabled ExtPulse, En Pdead + Pulse SOTF Trip 100010 000001 Bit 0 = Zone 1, Bit 1 = Zone 2, Bit 2 = Zone 3, Bit 3 = Zone P, Bit 4 = Zone 4, Bit 5 = Current No Volt TOR Status Enabled Enabled Disabled or Enabled TOR Tripping 100010 000001 Bit 0 = Zone 1, Bit 1 = Zone 2, Bit 2 = Zone 3, Bit 3 = Zone P, Bit 4 = Zone 4, Bit 5 = Current No Volt TOC Reset Delay 500 ms 0.5s 0.1s 2s 0.1s SOTF Pulse 100 ms 0.5s 0.1s 10s 0.01s TOC Delay 200 ms 0.2s 0.05s 0.2s 0.01s Z1 Extension Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size Z1 Ext Scheme Disabled Disabled Disabled, Enabled, En. on Ch1 Fail, En. On Ch2 Fail, En All Ch Fail, orEn. Any Ch Fail Loss Of Load Menu Text Setting Default Min. Max Step Size Loss Of Load Scheme Disabled Disabled Disabled, Enabled, En. on Ch1 Fail, En.On Ch2 Fail, En All Ch Fail, or En. Any ChFail 14.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE FASE. Para a função de sobrecorrente de fase temos a seguinte configuração para os Steps: Step 1 – Sobrecorrente não direcional temporizada de fase de emergência (51E) Step 2 – Sobrecorrente direcional temporizada de fase (67T) Step 3 – Sobrecorrente de fase com tempo definido (50/51 – STUB) Step 4 – Sobrecorrente de fase com tempo definido Step 1 – Sobrecorrente não direcional temporizada de fase de emergência (51E) Atendendo o item 4.3.6 do Relatório de Filosofias de Proteções de LTs da Rede Básica – final ONS. “4.3.6 Funções de Sobrecorrente de Emergência São funções de sobrecorrente não direcionais existentes em algumas proteções que são ativadas pelas lógicas de detecção de perda de alimentação de tensão para os relés de distância. Tendo em vista que as proteções de linha são duplicadas e que nestes níveis de tensão temos enrolamentos dos TP diferentes para cada proteção estas funções só devem ser ativadas quando ocorrer perda de potencial para as duas proteções. A perda de potencial para os relés de distância deve ser alarmada e os relés que dependem de tensão devem ser bloqueados.” Essa função só poderá ser ativada mediante a confirmação da lógica de perda de potencial da proteção principal e proteção alternada. Manteremos esse step desabilitado Step 2 – Sobrecorrentedirecional temporizada de fase (67T) Atendendo o item 4.2.1 do Relatório de Filosofias de Proteções de LTs da Rede Básica – final ONS. “4.2.1 - Unidades de Sobrecorrente Direcionais de Fase Estas unidades não devem ser utilizadas nos esquemas de proteção das linhas de transmissão de alta e extra-alta tensão, que possuem proteções de distância para a mesma finalidade. Além disso, sua utilização pode impor limitação ao carregamento da linha de transmissão.” Manteremos esse step desabilitado Step 3 – Sobrecorrente de fase com tempo definido (50/51 – STUB) Quando uma linha esta fora de serviço para manutenção e a seccionadora está aberta em um arranjo de multi disjuntores, o transformador de potencial estará fora de serviço. A proteção de distância não estará apta a operar e será bloqueada. A proteção STUB cobrirá a zona entre os transformadores de corrente e a seccionadora aberta. A função de sobrecorrente instantânea será habilitada para operar mediante ao monitoramento do estado do contato auxiliar da seccionadora da linha. Para um curto-circuito fase terra na barra da SE CUIABÁ com o disjuntor do terminal de CUIABÁ aberto teremos uma corrente de curto-ciruito (somatória de todas as contribuições) de 4872.63 @ -84.0 Assim, ajusta-se a função de sobrecorrente Stub: I>3 = 2000 A primário que equivale a 1 A secundário (100% da corrente nominal do TC) com temporização t = 0.100s. A figura abaixo apresenta a lógica para bloqueio e ativação da função Stub. Step 4 – Sobrecorrente de fase com tempo definido Manteremos esse step desabilitado A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. STEP 1-51E Ι>1 Status Descrição: Permite definir o status do primeiro estagio da função de sobrecorrente de fase. STEP 2-67T Ι>2 Status Descrição: Permite definir o status do segundo estágio da função de sobrecorrente de fase. STEP 3-50/51 – STUB Ι>3 Status Descrição: Permite definir o status do terceiro estágio da função de sobrecorrente de fase. Ι>3 Directional Descrição: Define o sentido da medição do elemento de sobrecorrente. Ι>3 Current Set Descrição: Define a corrente de partida do elemento de sobrecorrente do 3 estagio Ι>3 Time Delay Descrição: Define o tempo de retardo do elemento de sobrecorrente. STEP 3- 67I Ι>4 Status Descrição: Permite definir o status do quarto estágio da função de sobrecorrente de fase. Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size STEP 1- 51E Ι>1 Status Disabled Enabled Disabled, Enabled, or Enabled VTS STEP 2- 67T Ι>2 Status Disabled Enabled Disabled, Enabled, or Enabled VTS STEP 3- 50/51 – STUB Ι>3 Status Enabled Enabled Disabled, Enabled, or Enabled VTS Ι>3 Directional Non-directional Non-directional Non-directional Directional Fwd Directional Rev Ι>3 Current Set 1A 10 x Ιn 0.08 x Ιn 32 x Ιn 0.01 x Ιn Ι>3 Time Delay 0,1s 1s 0s 100s 0.01s STEP 4- 67I Ι>4 Status Disabled Enabled Disabled, Enabled, or Enabled VTS Ι> Char. Angle 30° 30° –95° +95° 1° Ι> Blocking 00000000 00001111 Bit 0 = VTS Blocks Ι>1, Bit 1 = VTS Blocks Ι>2, Bit 2 = VTS Blocks Ι>3, Bit 3 = VTS Blocks Ι>4, Bits 5 to 7 are not used. 15.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO. A função de proteção de sobrecorrente residual é usada em várias aplicações no sistema de potência. Algumas aplicações são: Proteção de faltas a terra em sistemas aterrados de distribuição e subtransmissão. Back-up de faltas à terra da proteção de linhas de transmissão Sensitiva proteção de falta a terra em linhas de transmissão. A proteção de sobrecorrente pode ter uma melhor sensibilidade para detectar defeitos resistivos fase a terra comparada à proteção de distância. Back-up da proteção de falta a terra para transformadores de potência Para a função de sobrecorrente de Neutro temos a seguinte configuração para os Steps: Step 1 – Sobrecorrente não direcional temporizada de fase de emergência (51NE) Step 2 – Sobrecorrente direcional temporizada de fase (67NT) Step 3 – Sobrecorrente de fase com tempo definido (67NI) Step 4 – Sobrecorrente de fase com tempo definido 50/51 – STUB Memorial de cálculo Parâmetros para os step da função 67N Ajuste da função 67N Ajuste do Elemento 1 (51NE) Atendendo o item 4.3.6 do Relatório de Filosofias de Proteções de LTs da Rede Básica – final ONS. 4.3.6 Funções de Sobrecorrente de Emergência São funções de sobrecorrente não direcionais existentes em algumas proteções que são ativadas pelas lógicas de detecção de perda de alimentação de tensão para os relés de distância. Tendo em vista que as proteções de linha são duplicadas e que nestes níveis de tensão temos enrolamentos dos TP diferentes para cada proteção estas funções só devem ser ativadas quando ocorrer perda de potencial para as duas proteções. A perda de potencial para os relés de distância deve ser alarmada e os relés que dependem de tensão devem ser bloqueados. Essa função só poderá ser ativada mediante a confirmação da lógica de perda de potencial da proteção principal e proteção alternada. Manteremos esse step desabilitado Ajuste do Elemento 2 (67NT) Ajustaremos o elemento 1 da função 67N (67NT) para operar na direção forward com tempo de superior ao da zona 2 para uma falta na barra remota (SE JAURU). Para um curto circuito fase terra na barra remota teremos uma contribuição de 684,3 A de contribuição da SE CUIBÁ . Ajustaremos o pick up da função para 200 A ou 100mA (10%) da corrente primária do transformador de corrente com a curva IEC normal inversa com dial de tempo de K=0,11 na direção forward para um tempo de atuação de 619 ms para uma falta na barra da SE JAURU . Ajuste do Elemento 3 (67NI) Desabilitada durante a implementação dos ajuste, incompatível com a lógica do IED para trip e religamento monopolar. Ajustaremos o elemento 3 para operar na direção Forward com atuação instantânea subalcançando a barra remota da linha protegida, alcançando aproximadamente 60% da linha protegida. A corrente residual para esse ajuste é calculada para uma falta (uma ou duas fases para terra) na barra adjacente. Para assegurar a seletividade é desejado que a proteção 67NI não gere trip para essa falta. Ajustaremos esse elemento par a aproximadamente 200% da falta na barra adjacente com temporização de 50 ms. Corrente 3I0 de contribuição da SE CUIABÁ para uma falta fase terra na barra da SE JAURU. 3I0 = 684,3A Ajustaremos esse elemento para 1300 Ap ou seja 0,65 As Ajuste do Elemento 4 (50N/51N – STUB) Quando uma linha esta fora de serviço para manutenção e a seccionadora está aberta em um arranjo de multi disjuntores, o transformador de potencial estará fora de serviço. A proteção de distância não estará apta a operar e será bloqueada. A proteção STUB cobrirá a zona entre os transformadores de corrente e a seccionadora aberta. A função de sobrecorrente instantânea será habilitada para operar mediante ao monitoramento do estado do contato auxiliar da seccionadora da linha. Para um curto-circuito fase terra na barra da SE CUIABÁ com o disjuntor do terminal de CUIABÁ aberto teremos uma corrente de curto-ciruito (somatória de todas as contribuições) de 4872.63 @ -84.0 Assim, ajusta-se a função de sobrecorrente Stub: IN>4 = 500 A primário que equivale a 0,25 A secundário (25% da corrente nominal do TC) com caracteristica não direcional e com temporização t = 0.100s, para cobertura de faltas fase terra de até 500 Ωp. A figura abaixo apresenta a lógica para bloqueio e ativação da função Stub. A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. STEP 1 – 51N ΙN>1 Status Descrição: Permite definir o status do primeiro estágio da função de sobrecorrente de neutro. STEP2 – 67NT ΙN>2 Status Descrição: Permite definir o status do segundo estágio da função de sobrecorrente de neutro. � ΙN>2 Function Descrição: Define a característica do disparo para o segundo estágio da função de sobrecorrente de neutro. ΙN>2 Directional Descrição: Define o sentido de medição dos elementos de sobrecorrente de neutro. ΙN>2 Current Set Descrição: Define o valor da corrente de partida do elemento de sobrecorrente de neutro. ΙN>2 TMS Descrição: Define a curva de atuação (DT) para a característica IDMT IEC. ΙN>2 tRESET Descrição: Determina o tempo de reset da função. STEP 3 – 67NI ΙN>3 Status Descrição: Permite definir o status do terceiro estágio da função de sobrecorrente de neutro. ΙN>3 Directional Descrição: Define o sentido de medição dos elementos de sobrecorrente de neutro. ΙN>3 Current Set Descrição: Define o valor da corrente de partida do elemento de sobrecorrente de neutro. ΙN>3 Time Delay Descrição: Defini o retardo de tempo para operação do estagio da função de sobrecorrente de neutro. STEP 4 – 50N/51N – STUB ΙN>4 Status Descrição Permite definir o status do terceiro estágio da função de sobrecorrente de neutro. ΙN>4 Directional Descrição: Define o sentido de medição dos elementos de sobrecorrente de neutro. ΙN>4 Current Set Descrição: Define o valor da corrente de partida do elemento de sobrecorrente de neutro. ΙN>4 Time Delay Descrição: Defini o retardo de tempo para operação do estagio da função de sobrecorrente de neutro. ΙN> Blocking Descrição: Configurações lógicas que determina quais estágios da função de sobrecorrente de neutro serão bloqueados pela função de falha de fusíveis de TP. � IN> DIRECTIONAL ΙN> Char. Angle Descrição: Definição do ângulo característico do relé usado para a decisão direcional. ΙN>Pol Descrição: Determina se a função direcional usará sequência zero ou seqüência negativa na polarização de tensão. ΙN>VNpol Set Descrição: Determina o valor mínima da tensão de polarização de seqüência zero para decisão direcional. Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size STEP 1 – 51N ΙN>1 Status Disabled Enabled Disabled, Enabled or Enabled VTS STEP 2 – 67NT ΙN>2 Status Enabled Enabled Disabled, Enabled or Enabled VTS ΙN>2 Function IEC S Inverse IEC S Inverse DT, IEC S Inverse, IEC V Inverse, IEC E inverse, UK LT Inverse IEEE M Inverse, IEEE V Inverse, IEEE E Inverse, US Inverse, US ST Inverse, IDG ΙN>2 Directional Directional Fwd Non-directional Non-directional Directional Fwd Directional Rev ΙN>2 Current Set 0,1A 0.2 x Ιn 0.08 x Ιn 4.0 x Ιn 0.01 x Ιn ΙN>2 TMS 0,11 0.025 1.2 1.2 ΙN>2 tRESET 0s 0s 0s 100s 0.01s STEP 3 – 67NI ΙN>3 Status Disabled Enabled Disabled, Enabled or Enabled VTS STEP 4 – 50N/51N – STUB ΙN>4 Status Enabled Enabled Disabled, Enabled or Enabled VTS ΙN>4 Directional Non-directional Non-directional Non-directional Directional Fwd Directional Rev ΙN>4 Current Set 0,25 A 0.2 x Ιn 0.08 x Ιn 4.0 x Ιn 0.01 x Ιn ΙN>4 Time Delay 0,100s 0s 0s 100s 0.01s ΙN> Blocking 00000110 00001111 Bit 0 = VTS Blocks Ι>1, Bit 1 = VTS Blocks Ι>2, Bit 2 = VTS Blocks Ι>3, Bit 3 = VTS Blocks Ι>4, Bits 5 & 6 are not used. IN> DIRECTIONAL ΙN> Char. Angle -60° -60° –95° +95° 1° ΙN>Pol Zero Sequence Zero Sequence Zero Sequence or Neg. Sequence ΙN>VNpol Set 1V 1V 0.5V 80V 0.5V 16 - TELEPROTEÇÃO DA FUNÇÃO DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO (Aided DEF). A coluna “GROUP x AIDED DEF” é usada para ajustar todos os parâmetros para operação dos esquema de comunicação da função direcional de terra. Esses ajustes estão associados somente ao terminal local, ele necessita ser ajustado no canal de comunicação “GROUP x SCHEME LOGIC” para promover a proteção. Ajuste do Elemento IN (teleproteção) Adotaremos a polarização por seqüência zero com ângulo característico RCA de -60°por se tratar de sistema de transmissão solidamente aterrado e para o elemento de partida adotaremos o valor de 10% da corrente nominal do TC ou seja 200 APrimário ou 100 mA. para as zonas forward e 2/3 dessa valor para a zona reversa, conforme recomendado no manual do fabricante. A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. DEF SCHEME DEF Status Definição: Habilita ou desabilita os elementos Direcionais de falta à terra que são utilizados no esquema de teleproteção (Esquema de teleproteção de sobrecorrente de neutro). DEF Polarizing Definição: Ajuste que define o método de polarização DEF. DEF Char Angle Definição: Ajuste do ângulo característico para as decisão da direcionalidade da função. DEF VNpol Set Definição: Esse ajuste defini o valor da tensão de polarização para a função de teleproteção DEF, VN (= 3.Vo) para que a função DEF seja operacional. DEF Fwd Set Definição: Defini o valor da corrente de partida para a função de sobrecorrente residual (= 3.Io). DEF Rev Set Definição: Defini o valor da corrente de partida para a função de sobrecorrente residual (= 3.Io). Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size DEF SCHEME DEF Status Enabled Enabled Enabled or Disabled DEF Polarizing Zero Sequence Zero Sequence Neg. Sequence or Zero Sequence DEF Char Angle -60° -60° -95° 95° 1° DEF VNpol Set 1V 1V 0.5V 40V 0.5V DEF Fwd Set 0.10 A 0.08 x In 0.05 x In 1 x In 0.01 x In DEF Rev Set 0.07A 0.04 x In 0.03 x In 1 x In 0.01 x In 16.0 – BLOQUEIO POR OSCILAÇÃO DE POTÊNCIA. Estas funções detectam oscilações de potência e têm como objetivo bloquear as unidades de distância passíveis de atuar nestas condições. O princípio básico de operação consiste na medição da impedância aparente medida pelo relé no ponto de aplicação, que apresenta uma variação gradual durante oscilações e uma variação abrupta durante um curto-circuito. Durante um curto-circuito a impedância aparente varia da condição de pré-falta para a condição de falta num tempo muito curto, alguns milissegundos. Por outro lado durante uma oscilação de potência esta variação é gradual, o que permite que o relé detecte esta condição. A implementação das funções de detecção de oscilação de potência tradicionalmente é feita através da utilização de duas unidades de medida independentes e um temporizador. Se a impedância medida permanecer entre as duas unidades de medida por um tempo superior a um tempo ajustável, fica caracterizada uma condição de oscilação de potência e os relés de proteção da linha devem ser bloqueados. Para garantir que haverá tempo suficiente para bloquear as atuações dos relés de distância para falhas entre fases quando uma oscilação de potência for detectada, o elemento de medição mais interno da lógica deve englobar a maior característica dos relés de distância da linha que se quer bloquear. O elemento de medição mais externo, deve ser afastado da região de carga, para evitar atuações incorretas durante condições de carregamentos elevados. A temporização para atuação e desativação da lógica de bloqueio contra oscilações de potência deve ser ajustada em função dos alcances das duas unidades de medida (Inner/Outer) e da maior velocidade da oscilação que se quer detectar. Esta velocidade da oscilação deve ser obtida de estudos de estabilidade transitória fornecida pelo ONS. A tecnica de detecção do PSB empregada no MiCOMho P443 tem uma significante vantagem, que ela é adaptativa e não requer ajustes de thresholds do usuário para detecção das rápidas oscilações de potências mais rápido que 0.5Hz. O detecção do PSB conta com uma técnica de variação de corrente interna no relé, na qual detecta rapidamente os Swings. Durante oscilações de potênciamais lentas que 0.5Hz, a contínua variação da corrente de fase, para a técnica de detecção da condição de Swing, pode cai abaixo do threshold de sensibilidade da função ΔI=0.05In, portanto, pode não operar. Estas oscilações lentas irão normalmente ocorrer após mudanças de carga repentinas ou trip monopolar nos sistemas mais fracos onde o deslocamento de transferência de potência inicial não é severo. As oscilações lentas de até 1Hz são de oscilações de natureza recuperável, mas a impedância de oscilação pode ficar dentro da características da proteção de distância até as oscilações sejam omortecidas pelo próprio sistema de potência, portanto, para garantir a estabilidade do sistema durante oscilações muito lentas é recomendado ajustar um blinder para complementar o algoritmo automático de detecção de PSB. A zona 5 é utilizado como uma blinder para detecção de oscilação lenta. A lenta condição de oscilação será declarada se a impedância de seqüência positiva é detectado dentro da zona 5 para mais do que um ciclo de funcionamento sem selecção de fase. A detecção de oscilação lenta opera em paralelo com mecanismo automático de detecção de balanço. Nenhum cálculo do sistema é necessária para o ajuste da zona 5, é apenas importante para definir zona 5 menor do que a impedância da carga mínima possível com uma margem de segurança: Ajustaremos o alcance reativo da zona 5 em 120% do ajuste da zona 2 e o alcance resistivo em 80 % do valor de RLmin. Assim teremos; Alcance em ohms Primários Zm5p = 11,02+j 154,21 Ωp Zm5p= 154,90 < 85,92 Ωp Alcance em ohms Secundários Zm5s = 4,89+j 68,67 Ωs Zm5s= 68,84 < 85,92 Ωs Para o alcance resistivo, teremos: A função Oscilação de Potencia deverá bloquear todas as zonas da função de distância. A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. Power Swing Blocking PSB Status Definição: Ajuste que permite selecionar o modo de operação da função Indicação ou Bloqueio. Zone 1 Ph. PSB Descrição: Ajuste que definirá a operação da zona 1 quando qualquer impedância de swing entrar e permanecer dentro da característica por maio que o tempo ajustado “tZ1 Ph. Delay” Se o bloqueio (Blocking) for selecionado, o elemento de operação da fase Z1 será desativado durante todo o período de duração do swing. Se o desbloqueio (Unblocking) for escolhido, o bloqueio do elemento Z1 de fase será removido após o término do tempo ajustado em 'PSB Unbloking Dly', mesmo que o swing ainda esteja presente. Isto permite a separação do sistema quando não se conseguir estabilizar a oscilação de potência. No modo "Allow trip ', o elemento de fase Z1 não é afetado pela detecção PSB. Zone 2, 3, 4 e P Ph. PSB Descrição: Idem zona 1 Ph PSB Zone 1 GND. PSB Descrição: Ajuste que definirá a operação da zona 1 quando qualquer impedância de swing entrar e permanecer dentro da característica por maio que o tempo ajustado “tZ1 Gnd. Delay” Se o bloqueio (Blocking) for selecionado, o elemento de operação da fase Z1 será desativado durante todo o período de duração do swing. Se o desbloqueio (Unblocking) for escolhido, o bloqueio do elemento Z1 de fase será removido após o término do tempo ajustado em 'PSB Unbloking Dly', mesmo que o swing ainda esteja presente. Isto permite a separação do sistema quando não se conseguir estabilizar a oscilação de potência. No modo "Allow trip ', o elemento de fase Z1 não é afetado pela detecção PSB. Zone 2, 3, 4 e P Gnd. PSB Descrição: Idem zona 1 Gnd PSB PSB Unblocking Definição: Habilita ou desabilita o timer de retardo do “PSB Unblocking” . PSB Reset Delay Definição: Ajuste que mantém o PSB ativo por u período de tempo. OST Mode Definição: Habita ou desabilita a proteção perda de sincronismo (Out of Step). Z5 Descrição: Define o alcance reativo da zona 5 na direção Forward. Z5’ Descrição: Define o alcance reativo da zona 5 na direção Reverse. R5 Descrição: Define o alcance resistivo positiva da Z5 R5’ Descrição: Define o alcance resistivo negativa da Z5 Blinder Angle Descrição: Define o ângulo do Blinder de carga da Z5. Power Swing Blocking Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size PSB Status Blocking Blocking Blocking or Indication Zone 1 Ph. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip Zone 2 Ph. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip Zone 3 Ph. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip Zone 4 Ph. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip Zone P Ph. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip Zone 1 Gnd. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip Zone 2 Gnd. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip Zone 3 Gnd. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip Zone 4 Gnd. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip Zone P Gnd. PSB Blocking Blocking Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip PSB Unblocking Disabled Disabled Disabled or Enabled PSB Reset Delay 0.2s 0.2s 0.05s 2s 0.05s OST Mode Disabled Disabled Disabled, Pred.& OST Trip, OST Trip, Pred. OST Trip Z5 68,84 Ωs 30/In Ω 0.1/In Ω 500/In Ω 0.01/In Ω Z5’ -68,84 Ωs -30/In Ω -0.1/In Ω -500/In Ω 0.01/In Ω R5 28,28 Ωs 20/In Ω 0.1/In Ω 200/In Ω 0.01/In Ω R5’ -28,28 Ωs -20/In Ω -0.1/In Ω -200/In Ω 0.01/In Ω Blinder Angle 80° 80° 20° 90° 1° 17.0 – PROTEÇÃO DE TENSÃO. 17.1– SUBTENSÃO. Desabilitados todos os elementos de subtensão. 17.2 –SOBRETENSÃO. Os procedimentos de Rede, em seu submódulo 2.6, item 6.2.3.6, estabelece que as linhas de transmissão de alta e extra-alta tensão devem possuir proteção trifásica para sobretensões com unidades instantâneas e temporizadas. As unidades instantâneas devem operar para sobretensões que ocorram simultaneamente nas 3 fases, e as unidades temporizadas devem atuar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das fases. Como se trata de proteção de caráter sistêmico, seus ajustes e necessidades de esquemas associados à teleproteção devem ser definidos pelo ONS. Esta função não deve atuar sobre relés de bloqueio. Ajustaremos a função 59 de acordo com a tabela abaixo extraída do Estudo Pré_operacional_242-2011-V-01da ONS. Elemento 1: 59T Conforme estabelecido no estudo pré- operacional, ajustaremos a função 59 T para partir com 122% da tensão nominal do sistema, com temporização de 2 s. Elemento 2 : 59I Ajustaremos a função 59I para operar com 130% da tensão nominal do sistema, sem retardo intencional. A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. UNDERVOLTAGE V< Measur't. Mode Definição: Define a combinação da tensão de entrada medida que vai ser utilizado para os elementos de subtensão. V< Operate Mode Definição: Definição que determina se qualquer uma das fases ou todas as três fases tem que satisfazer o critérios de subtensão antes de uma decisão ser tomada. V<1 Function Definição: Habilita ou desabilita o primeiro estágio da função de subtensão. V<2 Function Definição: Habilita ou desabilita o segundo estágio da função de subtensão. OVERVOLTAGE V> Measur't. Mode Definição: Define a combinação da tensão de entrada medida que vai ser utilizado para os elementos de sobretensão. V> Operate Mode Definição: Definição que determina se qualquer fase ou em todas as três fases tem que satisfazer os critérios de sobretensão antes de uma tomada de decisão. V>1 Function Definição: Habilita ou desabilita o primeiro estágio da função de sobretensão. V>1 Voltage Set Definição: Define o valor de pick-up para o elementodo primeiro estágio de sobretensão. V>1 Time Delay Definição: Definição o tempo de retardo para operação do primeiro estagio da função de sobretensão. V>2 Status Definição: Habilita ou desabilita o segundo estágio da função de subtensão. V>2 Voltage Set Definição: Define o valor de pick-up para o elemento do primeiro estágio de sobretensão. V>2 Time Delay Definição: Definição o tempo de retardo para operação do segundo estagio da função de sobretensão. COMP OVERVOLTAGE V1>1 Cmp Funct Definição: Defini a característica de Trip para o primeiro estágio do elemento de sobretensão compensador. Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size UNDERVOLTAGE V< Measur't. Mode V<1 & V<2 Ph-Ph V<1 & V<2 Ph-Ph V<1 & V<2 Ph-Ph V<1 & V<2 Ph-N V<1Ph-Ph V<2Ph-N V<1Ph-N V<2Ph-Ph V< Operate Mode V<1 & V<2 3Phase V<1 & V<2 Any Ph V<1 & V<2 Any Ph V<1 & V<2 3Phase V<1AnyPh V<2 3Ph V<1 3Ph V<2AnyPh V<1 Function Disabled DT Disabled DT IDMT V<2 Function Disabled DT Disabled DT IDMT OVERVOLTAGE V> Measur't. Mode V>1Ph-N V>2Ph-Ph V>1 & V>2 Ph-Ph V>1 & V>2 Ph-Ph V>1 & V>2 Ph-N V>1Ph-Ph V>2Ph-N V>1Ph-N V>2Ph-Ph V> Operate Mode V>1AnyPh V>2 3Ph V>1 & V>2 Any Ph V<1 & V<2 Any Ph V<1 & V<2 3Phase V<1AnyPh V<2 3Ph V<1 3Ph V<2AnyPh V>1 Function DT DT Disabled, DT or IDMT V>1 Voltage Set 135,6 130V 60V 185V 1V V>1 Time Delay 2 10s 0s 100s 0.01s V>2 Status Enabled Disabled Enabled or Disabled V>2 Voltage Set 144,4 150V 60V 185V 1V V>2 Time Delay 50 ms 0.5 0s 100s 0.01s COMP OVERVOLTAGE V1>1 Cmp Funct Disabled Disabled Enabled or Disabled Enabled or Disabled Disabled Disabled Enabled or Disabled 18.0 – FALHA DE FUSÍVEL DE TP 60. A função de supervisão de falha fusível (FUSE) supervisiona continuamente os circuitos de tensão AC entre os transformadores de potencial e o relé. A função de supervisão de falha de fuisvel de TP opera através da detecção de presença de sequência negativa na tensão sem a presença de sequencia negativa na corrente. A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. SUPERVISION VTS Mode Descrição: Definição que determina o método a ser utilizado para declarar falha VT VTS Status Descrição: Esta ajuste determina a ação a ser tomada quando da ocorrência de uma detecção de falha de fusível de TP. VTS Reset Mode Descrição: A saída VTS block será selada após decorrido o tempo ajustado em“VTS Time Delay". depois que o usuário determinar o tempo de atraso “VTS Uma vez que o sinal tenha sido selado , dois métodos de reset estão disponíveis. O primeiro e o manual via painel de frontal (ou via comunicação remota) e o segundo e o “Auto” proveniente da remoção da condição VTS e das três tensões de fase terem sido restaurados acima do ajuste do nível do detector por mais de 240ms. VTS Time Delay Descrição: Definição que determina o tempo de atraso de operação do elemento após a detecção de um condição de falha de fusível de TP. VTS Ι> Inhibit Descrição: Esse ajuste é usado para sobrescrever o bloqueio da supervisão de TP, na ocorrência de uma falta no sistema na qual poderia trigar a lógica de supervisão de tensão. VTS Ι2> Inhibit Descrição: Esse ajuste é usado para sobrescrever o bloqueio da supervisão de TP, na ocorrência de uma falta no sistema com corrente de sequência negativa acima do valor ajustado que poderia provocar o trig da lógica de supervisão de tensão. WEAK INFEED BLK WI Inhibit Descrição: Habita ou desabilita um recurso especial para cobrir cenários onde existe uma fonte muito fraca de sequência positiva e negativa atrás do relé, mas a alimentação de sequência zero é grande. CT SUPERVISION ( CTS) CTS Mode Descrição: Habilita ou desabilita o elemento de supervisão do transformador de corrente Menu Text Setting Default Min. Max. Step Size SUPERVISION VTS Mode Measured + MCB Measured + MCB Measured + MCB, Measured Only or MCB Only VTS Status Blocking Blocking Disabled, Blocking, Indication VTS Reset Mode Auto Manual Manual, Auto VTS Time Delay 1s 5s 1s 10s 0.1s VTS Ι> Inhibit 1,5A 10 x Ιn 0.05 x Ιn 0.5 x Ιn 0.01 x Ιn VTS Ι2> Inhibit 0,1A 0.05 x Ιn 0.05 x Ιn 0.5 x Ιn 0.01 x Ιn INRUSH DETECTION Inrush Detection Disabled Disabled Disabled or Enabled WEAK INFEED BLK WI Inhibit Disabled Disabled CT SUPERVISION ( CTS) CTS Mode Disabled Disabled Enabled or Disabled 19.0 – SYNCHROCHECK. O objetivo principal da função de verificação de sincronismo (synchrocheck) é viabilizar fechamento controlado dos disjuntores. A função synchrocheck mede as condições através do disjuntor e compara com os limites ajustados. A saída é dada somente quando todas as condições medidas estiverem simultaneamente dentro dos limites ajustados. A função de verificação de energização (energizing check) mede as tensões da barra e da linha e as compara com os limites máximo e mínimo. A saída é dada somente quando as condições medidas são exatamente iguais as condições ajustadas. Obs. Essa é uma função sistémica, e no relatório pré operacinal da ONS podemos encontrar os valores para ajuste da janela de tensão, janela de ângulo e janela de frequência, porem a indicação de qual terminal deverar ser considerado como lider e seguidor não foi encontrado. 2.6.4 Manobras de fechamento de anel da LT 500 kV CUIABÁ - CUIABÁ - JAURU Para as configurações estudadas, a defasagem angular máxima observada para o fechamento em anel do segundo terminal da LT 500 kV CUIABÁ - JAURU foi de aproximadamente 30°. Os esforços torcionais mais elevados ocorrem nas máquinas das UHE JAURU e Guaporé cuja variação foi respectivamente, da ordem de 27 e 30% da potência elétrica instantânea das mesmas. Com base nos resultados apresentados no item 11.3, recomenda-se que sejam implantados os seguintes ajustes nos relés de verificação de sincronismo da LT 500 kV CUIABÁ-JAURU: ΔVMAX = 10% ΔfMAX = 0,2 Hz ΔδMAX = 30° Terminais líderes e seguidores, para o religamento automático: Líder: SE CUIABÁ Seguidor: SE JAURU Memória de cálculo O religamento do terminal líder (SE CUIBÁ) é feito após confirmação de ausência de tensão de retorno na LT, no esquema Barra viva – Linha morta. O religamento do terminal seguidor (SE JAURU ) é feito com verificação de sincronismo (barra viva linha viva). VOLTAGE MONITORING LIVE Voltage Definição: Define o limite mínimo de tensão acima do qual uma linha ou barramento será reconhecida como sendo vivo. DEAD Voltage Definição: Define o limite mínimo de tensão o qual uma linha ou barramento será reconhecida como 'Morta'. CHECK SYNC. Stage 1 Definição: Habilita ou Desabilita o primeiro estágio de verificação de sincronismo. CS1 Phase Angle Definição: Define a diferença de ângulo máximo de fase entre a linha e o barramento de tensão para o primeiro estágio de seleção de sincronização. CS1 Slip Control Definição: Define qual critério que será utilizado para função de verificação de sincronismo. CS1 Slip Freq. Definição: Define a diferença de freqüência máxima entre a linha e o barramento de tensão para o primeiro estágio de verificação de sincronismo. CS1 Slip Timer Definição: Define o mínimo tempo de operação para o primeiro estagio da função de verificação de sincronismo. CS2 Status Definição: Habilita ou Desabilita o segundo estágio da função de verificação de sincronismo. CS Undervoltage Definição: Define um limite de subtensão, acima do qual a tensão da linha e tensão do barramento deve satisfazer as condição para verificação de sincronismo, selecionada no campo “CS voltage Block”. CS Overvoltage
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