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PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN DE ETEN S.A
PROYECTO PROJECT
RESERVA FRÍA ETEN CONTRATISTA CONTRACTOR
TÍTULO TITLE
COORDINACIÓN PROTECCIONES
Nº DE DOCUMENTO PROYECTO PROJECT DOCUMENT Nº
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001
REV A EDITADO PARA ISSUED FOR
PARA DISEÑO FECHA DATE
20-11-2014
JMM
PRV
JSA
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COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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CONTROL DE MODIFICACIONES/CHANGE LOG
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Fecha
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Modificaciones
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A 20/11/14
EDICIÓN INICIAL
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ÍNDICE
1. OBJETO ............................................................................................................................. 5
2. REFERENCIAS ................................................................................................................... 6
3. DATOS DE PARTIDA ......................................................................................................... 8
3.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS .............................................................. 8
3.1.1. RED DE 220 KV .................................................................................................... 8
3.1.2. TRANSFORMADOR PRINCIPAL .......................................................................... 8
3.1.3. TRANSFORMADOR AUXILIAR ............................................................................. 9
3.1.4. GENERADORES ................................................................................................... 9
3.1.5. TRANSFORMADORES M.T./M.T. ....................................................................... 10
3.1.6. TRANSFORMADORES M.T./B.T. ........................................................................ 10
3.1.7. MOTORES DE M.T. ............................................................................................. 11
3.1.8. CARGAS DE B.T. ................................................................................................ 12
3.1.9. GENERADOR DIESEL DE EMERGENCIA.......................................................... 12
3.1.10. LÍNEA DE TRANSMISIÓN ................................................................................... 12
3.1.11. CABLES DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN ............................................................... 12
4. SETTINGS RELÉS DE PROTECCIÓN ............................................................................. 14
4.1. GE MULTILIN T60 ............................................................................................... 14
4.2. GE MULTILIN F650 ............................................................................................. 16
4.3. 50GE MULTILIN 339 ........................................................................................... 21
4.4. GE MULTILIN 350 ............................................................................................... 23
5. CRITERIOS PARA AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. SISTEMA DE MEDIA TENSIÓN. ............................................................................................................. 26
5.1. ACOMETIDA DESDE TRANSFORMADOR AUXILIAR ........................................ 26
5.2. ACOMETIDA DESDE GENERADOR AUXILIAR ................................................. 28
5.3. MEDIDA DE BARRA ............................................................................................ 29
5.4. TRANSFORMADOR DE AISLAMIENTO (LCI) .................................................... 29
5.5. TRANSFORMADOR DE EXCITACIÓN ............................................................... 30
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5.6. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE MT/BT ...................................... 31
5.7. TRANSFORMADORES DE MT/MT – MOTORES DE MT ................................... 32
6. CRITERIOS PARA AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. SISTEMA DE BAJA TENSIÓN. ............................................................................................................... 35
6.1. ACOMETIDAS ..................................................................................................... 35
6.2. ACOPLAMIENTO DE BARRAS ........................................................................... 36
6.3. ACOMETIDA GRUPO DIESEL DE EMERGENCIA ............................................. 37
6.4. MEDIDA DE BARRAS ......................................................................................... 38
6.5. ALIMENTACIONES FEEDER .............................................................................. 38
6.6. MOTORES CON MEDIDA DIRECTA................................................................... 39
7. ANEXOS ........................................................................................................................... 41
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1. OBJETO
El objeto del presente documento es establecer los criterios para el ajuste y la coordinación de
las protecciones eléctricas del sistema eléctrico de la Planta de Reserva Fría de Eten (Perú), a
fin de establecer las características que deberán tener los equipos.
El estudio se ha realizado con el programa de diseño, análisis y simulación de sistemas
eléctricos ETAP Powerstation, de Operation Technology, Inc., versión 12.0.0C.
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2. REFERENCIAS
[1] ISA-REP: PE-REQU-ANTE-2011-D230 “Anteproyecto de Ingeniería Subestación Reque
220 kV y obras conexas”
[2] Email RFE-CPI-GE-EML-0070. de 2012-12-13 con datos de la red 220 kV.
[3] Doc. 401A6263 “GE LOAD SUMMARY”
[4] Diagram 105T6742 “ONE LINE DIAGRAM GAS TURBINE”
[5] RFE-1-YTU-EDU-IDO-300 “Diagrama Unifilar General”
[6] RFE-1-YTU-EDU-IDO-310 “Diagrama Unifilar Cabinas 6,6 kV 1BBA51
[7] RFE-1-YTU-EDU-IDO-311 “Diagrama Unifilar Cabinas 480V 1BFA51/53-BMA52”
[8] RFE-1-YTU-EDU-IDO-303 “Esquema unifilar simplificado baja tensión”
[9] RFE-1-YTU-EDU-IDO-302 “Unifilar de proteccion y medida”
[10] RFE-1-BAT-EHP-IDO-001 “HOJA DE DATOS TRANSFORMADOR PRINCIPAL”
[11] RFE-1-BBT-EDA-SIE-003 “Placa de características de Transformador Auxiliar”
[12] RFE-1-BFT-EHP-CON-001 “Hojas de datos Transformadores MT-BT”
[13] RFE-1-YE_-ELC-IDO-001 “Lista de Consumidores Electricos”
[14] RFE-1-YE_-ECE-IDO-001 “Cálculos Eléctricos”
[15] RFE-1-MKA-ESO-WRT-002 “Principal Protection scheme”
[16] RFE-1-MKA-EEC-WRT-001 “Protection Relay Settings, MV System”
[17] RFE-1-MKA-EEC-WRT-002 “LV Breaker Settings”
[18] 106T0023 “Generator Electrical Data”
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[19] C184 “Protection Report_Planta de Etan_R0”
[20] PE-AM14-ETEN-D066 - 60-ETEN-PRB-2256-PE-A “Estudio de Coordinación de
Protecciones de Línea 220 kV y Subestación Reque 220 kV”
[21] 726191_607M_MDS_- Atomizing Air, Motor Information
[22] 726191_607M_SST_- Atomizing Air, Motor Safe Stall Time Curve
[23] 726191_607M_TSC_- Atomizing Air, Motor Speed-Torque Curve
[24] 726191_A35A_MDS_- Water Injection Pump, Motor Information
[25] IEEE C37.91-2008: IEEE Guide for Protecting Power Transformers.
[26] IEEE C37. 96-2000: IEEE Guide for AC Motor Protection.
[27] IEC 60255 Electrical relays.
[28] IEEE C37.102-2006: IEEE Guide por AC Generator Protection.
[29] IEEE 242-2001: IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial
and Commercial Power Systems.
[30] Manuales relés de protección
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3. DATOS DE PARTIDA
3.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS
3.1.1. Red de 220 kV
De acuerdo a lo establecido en la referencia [2], se considera la red de 220 kV definida por los
siguientes valores:
Tensión nominal ............................................................................................................ 220 kV
Puesta a tierra del neutro del sistema ................................................................. Rígido a tierra
Frecuencia nominal ......................................................................................................... 60 Hz
Intensidad de cortocircuito trifásica ................................................................................. 9,3 kA
Intensidad de cortocircuito monofásica ......................................................................... 10,5 kA
3.1.2. Transformador principal
Los parámetros principales del transformador principal son los siguientes (ver [10] de la sección
2):
Potencia nominal ............................................................................................... 225 / 300 MVA
Refrigeración ..................................................................................................... ONAN / ONAF
Relación de transformación .................................................................................... 220 / 18 kV
Regulación: ............................................................................................. en carga, ± 10 x 1,5%
Tensión de cortocircuito ................................................................................... 10% (225 MVA)
Grupo de conexión .......................................................................................................... YNd1
Neutro a tierra .................................................................................................. Conexión sólida
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3.1.3. Transformador auxiliar
Los parámetros principales del transformador auxiliar son los siguientes (ver [11] de la sección
2):
Potencia nominal ............................................................................................... 8,5 / 11,5 MVA
Refrigeración ..................................................................................................... ONAN / ONAF
Relación de transformación ..................................................................................... 18 / 6,9 kV
Regulación: .............................................................................................. en vacío, ± 2 x 2,5%
Tensión de cortocircuito .................................................................................... 10% (8,5 MVA)
Grupo de conexión ......................................................................................................... Dyn11
Neutro a tierra ...................................................................... Mediante resist. De 796,74 Ω (5A)
3.1.4. Generadores
Los datos y curvas considerados para el generador de la turbina principal son los siguientes:
Generador Principal (ver [18] de la sección 2)
Tensión nominal .............................................................................................................. 18 kV
Potencia aparente nominal ...................................................................................... 279,5 MVA
Potencia activa nominal ............................................................................................ 223,6 MW
Factor de potencia ........................................................................................................ 0,8 p.u.
Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,80 inductivo ....................................... 167 MVAr
Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,95 capacitivo ...................................... -86 MVAr
Reactancia subtransitoria saturada ............................................................................. 0,17 p.u.
Neutro a tierra .......................................................................... Mediante trafo-resist. (10Aprim)
Los datos del generador auxiliar se muestran a continuación:
Generador Auxiliar (ver [20] de la sección 2)
Tensión nominal ........................................................................................................... 6.600 V
Potencia aparente nominal .................................................................................... 10,549 MVA
Potencia activa nominal .............................................................................................. 8,44 MW
Factor de potencia ...................................................................................................... 0,80 p.u.
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Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,80 inductivo .......................................6,33 MVAr
Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,95 capacitivo ................................... -3,29 MVAr
Reactancia subtransitoria saturada ............................................................................. 0,16 p.u.
Neutro a tierra ........................................................................... Mediante resist. De 762 Ω (5A)
3.1.5. Transformadores M.T./M.T.
Se han empleado las siguientes características de los transformadores de los motores de MT
(ver [21] de la sección 2):
Potencia nominal ......................................................................................................... 600 kVA
Refrigeración ....................................................................................................................... AN
Relación de transformación ................................................................................ 6,6 / 0,505 kV
Regulación de tensión ............................................................................................... En vacío
Regulación en el primario .......................................................................................... 2x2,5%
Tensión de cortocircuito ...................................................................................................... 6 %
Grupo de conexión ............................................................................................................. Yd1
Neutro ............................................................................................................................ Aislado
Se han empleado las siguientes características del Transformador de Aislamiento del LCI:
Potencia nominal ..................................................................................... 5450-2725/2725 kVA
Configuración........................................................................................................ 3 devanados
Refrigeración ....................................................................................................................... AN
Relación de transformación .......................................................................... 6,6 / 2,08-2.08 kV
Tensión de cortocircuito ...................................................................................................... 6 %
Grupo de conexión ......................................................................................................... Dy1d1
Neutro ............................................................................................................................ Aislado
3.1.6. Transformadores M.T./B.T.
Se han empleado las siguientes características de los transformadores de servicio de MT/BT (ver
[12] de la sección 2):
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Potencia nominal ....................................................................................................... 3500 kVA
Refrigeración ....................................................................................................................... AN
Relación de transformación ................................................................................ 6,6 / 0,505 kV
Regulación de tensión ............................................................................................... En vacío
Regulación en el primario .......................................................................................... 2x2,5%
Tensión de cortocircuito .................................................................................................... 12 %
Grupo de conexión ......................................................................................................... Dyn11
Neutro a tierra .................................................................................................. Conexión sólida
Se han empleado las siguientes características del transformador de excitación:
Potencia nominal ....................................................................................................... 1500 kVA
Refrigeración .................................................................................................................. ONAN
Relación de transformación .................................................................................. 6,6 / 0,45 kV
Tensión de cortocircuito ...................................................................................................... 6 %
Grupo de conexión ............................................................................................................. Yd1
Neutro ............................................................................................................................ Aislado
3.1.7. Motores de M.T.
De acuerdo a la lista de consumidores de la planta, ver [13] de la sección 2, se describen a
continuación los motores de MT:
Motor Pn
[kW]
Un
[V]
Cos φ
[%]
Rend.
[%]
Utilizac.
[%]
ATOMIZING AIR SYSTEM COMPRESSOR
DRIVE MOTOR 1 375 4000 92 93,22 85
ATOMIZING AIR SYSTEM COMPRESSOR
DRIVE MOTOR 2 375 4000 92 93,22 85
WATER INJECTION PUMP MOTOR 88WN-1 224 4000 92 93 55
WATER INJECTION PUMP MOTOR 88WN-2 224 4000 92 93 55
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Estos motores irán alimentados, cada uno, a través de un transformador reductor de M.T./M.T.
(ver sección 3.1.5).
3.1.8. Cargas de B.T.
Las cargas de BT vienen descritas en el documento [13] indicado en la sección 2.
3.1.9. Generador Diesel de Emergencia
La potencia neta en bornas del grupo motor-generador viene determinada por el grupo motor y
es la siguiente:
Potencia en emergencia-standby (ESP) ................................................... 2123 kW / 2654 kVA
Potencia continua (PRP) ........................................................................... 1873 kW / 2342 kVA
Los datos principales del generador de emergencia son:
Tensión nominal .............................................................................................................. 480 V
Potencia aparente nominal (calentamienteo 105ºC continuo) .................................... 2736 kVA
Factor de potencia ...................................................................................................... 0,80 p.u.
Reactancia subtransitoria saturada X”d ...................................................................... 0,11 p.u.
Velocidad giro del motor ............................................................................................ 1800 rpm
3.1.10. Línea de Transmisión
Se considera la línea de transmisión aérea desde la planta ‘Reserva Fría Eten’ hasta S.E.
Reque, situada a 2.92 km mediante cable ‘Narcissus’ (1272 MCM).
3.1.11. Cables de Media y Baja Tensión
Los cables de Media Tensión considerados son:
Carga Configuración Cable Material Aislamiento Longitud [m]
Acometida Tablero M.T. 3x(4x(1x240mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 40
Trafo Excitación 3x(1x150mm2) Cu XLPE (6/10 kV) 40
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Carga Configuración Cable Material Aislamiento Longitud [m]
Trafo LCI 3x(3x(1x240mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 40
Tablero MT Black Start 3x(3x(1x300mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 120
Generador Auxiliar (BS) 3x(3x(1x300mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 20
Trafo Black Start 3x(1x300mm2) Cu XLPE (6/10 kV) 20
Trafo M.T./B.T. (1BFT51) 3x(2x(1x185mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 40
Trafo M.T./B.T. (1BFT53) 3x(2x(1x185mm2)) Cu XLPE (6/10 kV) 40
Trafo Atomizing Air 1 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 100
Motor Atomizing Air 1 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 50
Trafo Atomizing Air 2 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 100
Motor Atomizing Air 2 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 50
Trafo Water Injection 1 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 70
Motor Water Injection 1 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 50
Trafo Water Injection 2 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 70
Motor Water Injection 2 3x70mm2 Cu XLPE (6/10 kV) 50
Además, se han considerado los siguientes cables de Baja Tensión:
Carga Configuración Cable Material Aislamiento Longitud [m]
Generador Diesel Emerg. 3x(6x(1x300mm2)) Cu XLPE (0,6/1kV) 50
Sistema PCI 3x(2x(1x240mm2))+2x(
1x120mm2) Cu XLPE (0,6/1kV) 115
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4. SETTINGS RELÉS DE PROTECCIÓN
4.1. GE Multilin T60
Los settings de las funciones de protección del relé GE Multilin T60 son los siguientes:
Sobreintensidad temporizada (51PV)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR – RMS] N/A
Pickup level [0.00 : 30.00] pu 0.001 pu
Curve shape
IEEE Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
IEC Curve A / B / C/ short-time inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
I2t
Definite Time
N/A
Time dial [0.00 : 600.00] 0.01
Reset type [INSTANTANEOUS – TIMED] N/A
Voltage restraint [DISABLED – ENABLED] N/A
Sobreintensidad instantánea (50P)
Descripción Rango Step
Input type [SRC 1 – SRC 2 – SRC 3 – SRC 4] N/A
Pickup level [0.00 : 30.00] pu 0.001 pu
Trip time [0.00 : 600.00] 0.01
Reset time [0.00 : 600.00] 0.01
Sobreintensidad temporizada de tierra (51G)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR – RMS] N/A
Pickup level [0.00 : 300.00] pu 0.001 pu
Curve shape
IEEE Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
IEC Curve A / B / C/ short-time inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
I2t
Definite Time
N/A
Time dial [0.00 : 600.00] 0.01
Reset type [INSTANTANEOUS – TIMED] N/A
Sobreintensidad instantánea de tierra (50G)
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Descripción Rango Step
Input type [SRC 1 – SRC 2 – SRC 3 – SRC 4] N/A
Pickup level [0.05 : 30.00] pu 0.001 pu
Trip time [0.00 : 600.00] 0.01
Reset time [0.00 : 600.00] 0.01
Sobrecorriente temporizada de neutro (51N)
Descripción Rango Step
Input type [SRC 1 – SRC 2 – SRC 3 – SRC 4] N/A
Pickup level [0.000 : 30.000] pu 0.001 pu
Curve shape
IEEE Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
IEC Curve A / B / C/ short-time inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
I2t
Definite Time
N/A
Trip dial [0.00 : 600.00] 0.01
Reset type [INSTANTANEOUS – TIMED] N/A
Protección diferencial porcentual (87)
Descripción Rango Step
Differential pickup [0.050 : 1.00] 0.001
Differential slope 1 [15% : 100%] 1%
Differential break 1
(Kneepoint 1) [1.0 : 2.0] 0.001
Differential break 2
(Kneepoint 2) [2.000 : 30.000] 0.001
Differential slope 2 [50% : 100%] 1%
Inrush inhibit function [DISABLED – ADAPT. – TRAD. 2ND] N/A
Inrush inhibit mode [PER PHASE – 2 OUT OF 3 – AVERAGE] N/A
Inrush inhibit level [1.0% : 40.0%] 0.1%
Overexcitation inhibit
function [DISABLED – 5th] N/A
Overexcitation inhibit
level [1.0% : 40.0%] 0.1%
Protección diferencial instantánea (87)
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Descripción Rango Step
Differential pickup [2 : 30.00] 0.001
Voltios por Hertz (24)
Descripción Rango Step
Input type [SRC 1 – SRC 2 – SRC 3 – SRC 4] N/A
Pickup Level [0.80 : 4.00] pu 0.01 pu
Curves [Definite Time – Inverse A/B/C – FlexCurve
A/B/C/D] N/A
Multiplier [0.05 : 600.00] 0.01
Time Reset [0.0 : 1000.0] s 0.1 s
Sincronismo (25)
Descripción Rango Step
Max voltage difference [0 : 400000] V 1 V
Max angle difference [0 : 100] Deg 1 Deg
Max frequency diff. [0.00 : 2.00] Hz 0.01 Hz
Max frequency
hysteresis [0.00 : 0.10] Hz 0.01 Hz
Dead source selection
None
LV1 and DV2
DV1 and LV2
DV1 or DV2
DV1 Xor DV2
DV1 and DV2
N/A
Dead V1 max voltage [0.00 : 1.25] pu 0.01 pu
Dead V2 max voltage [0.00 : 1.25] pu 0.01 pu
Live V1 min voltage [0.00 : 1.25] pu 0.01 pu
Live V2 min voltage [0.00 : 1.25] pu 0.01 pu
4.2. GE Multilin F650
Los settings para las funciones de protección del relé GE Multilin F650 son los siguientes:
Sobreintensidad temporizada (51PV)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR – RMS] N/A
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Descripción Rango Step
Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A
Curve shape
IEEE Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
IEC Curve A / B / C/ long-time inverse / short-time
inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
I2t
Definite Time
ANSI Extremely Inverse/ Moderately Inverse /
Normally Inverse / Very Inverse
Rectifier Curve
N/A
Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset type [INSTANTANEOUS – TIME DELAYED] N/A
Voltage restraint [DISABLED – ENABLED] N/A
Sobreintensidad instantánea (50P)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR – RMS] N/A
Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A
Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Sobreintensidad instantánea de tierra (50G)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR – RMS] N/A
Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A
Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Sobreintensidad temporizada de neutro (51N)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR] N/A
Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A
Curve shape
IEEE Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
IEC Curve A / B / C long-time inverse / short-time
inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
I2t
N/A
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 18 de/of 288
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Descripción Rango Step
Definite Time
Rectifier Curve
Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset type [INSTANTANEOUS – TIME DELAYED] N/A
Sobreintensidad instantánea de neutro (50N)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR] N/A
Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A
Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Sobreintensidad temporizada de tierra (51G)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR – RMS] N/A
Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A
Curve shape
IEEE Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
IEC Curve A / B / C/ long-time inverse / short-time
inverse curve
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
I2t
Definite Time
Rectifier curve
N/A
Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset type [INSTANTANEOUS – TIME DELAYED] N/A
Sobreintensidad temporizada para sistemas de tierra sensible (51SG)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR – RMS] N/A
Pickup level [0.005 : 16.000] 0.001 A
Curve shape
IEEE Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
IEC Curve A / B / C / long-time inverse / short-time
inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
I2t
N/A
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 19 de/of 288
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Descripción Rango Step
Definite Time
Rectifier curve
Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset type [INSTANTANEOUS – TIME DELAYED] N/A
Sobreintensidad instantánea para sistemas de tierra sensible (50SG)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR – RMS] N/A
Pickup level [0.005 : 16.000] 0.001 A
Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Mínima tensión de fase(27P)
Descripción Rango Step
Input mode [PHASE-PHASE, PHASE-GROUND] N/A
Pickup level [3 : 300] 1 V
Curve shape [DEFINITE TIME – INVERSE TIME] N/A
Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s
Minimum voltage [0 : 300] 1 V
Operation logic [ANY PHASE, TWO PHASES, ALL PHASES] N/A
Supervision by breaker [DISABLED – ENABLED] N/A
Sobretensión de fase (59P)
Descripción Rango Step
Pickup level [3 : 300] 1 V
Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Operation logic [ANY PHASE, TWO PHASES, ALL PHASES] N/A
Sincronismo (25)
Descripción Rango Step
Dead bus voltage level [0.00 : 300.00] 0.01 V
Live bus voltage level [0.00 : 300.00] 0.01 V
Dead line voltage level [0.00 : 300.00] 0.01 V
Live line voltage level [0.00 : 300.00] 0.01 V
Max voltage difference [2.00 : 300.00] 0.01 V
Max angle difference [2.0 : 80.00] 0.1 Deg
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Descripción Rango Step
Max frequency slip [10 : 5000] 10 mHz
Breaker closing time [0.01 : 600.00] 0.01 s
DL-DB function [DISABLED – ENABLED] N/A
LL-DB function [DISABLED – ENABLED] N/A
DL-LB function [DISABLED – ENABLED] N/A
Imagen térmica (49)
Descripción Rango Step
Heating constant [3.0 : 600.0] 0.1 min
Cooling constant [1.00 : 6.00] 0.01 times Hc
Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A
Alarm level [1.0 : 110.0] 0.1 %
Secuencia Negativa (46)
Descripción Rango Step
Pickup level [0.05 : 160.00] 0.01 A
Curve shape
IEEE Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
IEC Curve A / B / C / long-time inverse / short-time
inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse
I2t
Definite Time
Rectifier curve
N/A
Time dial [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset type [INSTANTANEOUS – TIME DELAYED] N/A
Rotor Bloqueado (48)
Descripción Rango Step
Input type [PHASOR – RMS] N/A
Full load current [0.10 : 10.00] 0.01 kA
Pickup level [1.01 : 109.00] 0.01 x FLC
Trip time [0.00 : 900.00] 0.01 s
Reset time [0.00 : 900.00] 0.01 s
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 21 de/of 288
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Máximo número de arranques (66)
Descripción Rango Step
Full load current [0.5 : 10.0] 0.1 A
Supervision by breaker [DISABLED – ENABLED] N/A
Minimum stop time [0.0 : 900.0] 0.01 s
Number of start-ups [0 : 10] 1
Restart time [0 : 100] 1 min
Reset counter [DISABLED – ENABLED] N/A
4.3. 50GE Multilin 339
Los settings para las funciones de protección del relé GE Multilin 339 son los siguientes:
Sobreintensidad temporizada (51P – Mechanical Jam)
Descripción Rango Step
MECH JAM PKP [1.01 : 4.50] x FLA 0.01 x FLA
MECH JAM DELAY [0.00 : 30.00] s 0.01 s
Sobreintensidad instantánea (50P – Short Circuit)
Descripción Rango Step
S/C PKP [1.00 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA
S/C Delay [0.00 : 60.00] 0.01 s
Sobreintensidad instantánea de tierra (50G – Ground Fault)
Descripción Rango Step
GND ALARM PKP (para
CT con secundarios a 1A
ó 5 A)
[0.03 : 1.00] x FLA 0.01 x FLA
GND ALARM PKP (para
CT con ratio 50:0.025) [0.50 : 15.00] x FLA 0.01 x FLA
GND ALARM ON RUN [0.00 : 60.00] s 0.01 s
GND ALARM ON START [0.00 : 60.00] s 0.01 s
GND TRIP PKP (para CT
con secundarios a 1A ó
5 A)
[0.03 : 1.00] x FLA 0.01 x FLA
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 22 de/of 288
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Descripción Rango Step
GND TRIP PKP (para CT
con ratio 50:0.025) [0.50 : 15.00] x FLA 0.01 x FLA
GND TRIP ON RUN [0.00 : 5.00] s 0.01 s
GND TRIP ON START [0.00 : 10.00] s 0.01 s
Imagen térmica (49 – Thermal Protection)
Descripción Rango Step
START PROTECTION
[Off – On – Contact Input 1 to 10 – Virtual Input
1 to 32 – Remote Input 1 to 32 – Logic Element 1
to 16]
N/A
LOCKED ROTOR
CURRENT [2.0 : 11.0] x FLA 0.1 x FLA
SAFE STALL T COLD [1.0 : 600.0] 0.1 s
THERMAL O/L CURVE [Standard – FlexCurve] N/A
CURVE MULTIPLIER [1 : 15] 1
THERMAL O/L PKP [1.01 : 1.25] x FLA 0.01 x FLA
UNBALANCE K FACTOR [0 : 19] 1
COOL TIME RUNNING [1 : 1000] min 1 min
COOL TIME STOPPED [1 : 1000] min 1 min
HOT / COLD RATIO [0.01 : 1.00] 0.01
RTD BIAS FUNC [Disabled – Enabled] N/A
RTD BIAS MINIMUM [0 : 130] ºC 1ºC
RTD BIAS CENTER [40 : 155] ºC 1ºC
RTD BIAS MAXIMUM [130 : 250] ºC 1ºC
THERMAL ALARM FUNC [Disabled – Enabled] N/A
THERMAL ALARM PKP [10 : 100] % 1%
AUTORESET TCU≤15% [Auto – Manual] N/A
Secuencia Negativa (46 – Current Unbalance)
Descripción Rango Step
UNBAL ALARM PKP [4% : 40%] 1%
UNBAL ALARM DELAY [1.00 : 60.00] s 0.01 s
UNBAL TRIP PKP [4% : 40%] 1%
UNBAL TRIP DELAY [1.00 : 60.00] s 0.01 s
Rotor Bloqueado (48 – Acceleration Time Trip)
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 23 de/of 288
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Descripción Rango Step
ACCELERATION TIMER [1.0 : 250.0] s 0.1 s
(2 speed motor application)
ACCEL T ON STOPPED [1.0 : 250.0] s 0.1 s
ACCEL T ON LOW SPD [1.0 : 250.0] s 0.1 s
Máximo número de arranques (66 – Start Inhibit)
Descripción Rango Step
THERMAL INHIBIT [0 : 25] % 1%
START/HOUR LIMIT [1 : 5] 1
TIME BETWEEN STARTS [1 : 3600] s 1 s
RESTART INHIBIT [1 : 50000] s 1 s
4.4. GE Multilin 350
Los settings para las funciones de protección del relé GE Multilin 350 son los siguientes:
Sobreintensidad temporizada (51P – Phase Timed Overcurrent)
Descripción Rango Step
PH TOC PKP [0.04 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA
PH TOC CURVE
ANSI Extremely Inverse/ Moderately Inverse /
Normally Inverse / Very Inverse
Definite Time
IEC Curve A / B / C/ long-time inverse / short-
time inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse /
Short
User Curve
FlexCurve A / FlexCurve B
N/A
PH TOC TDM [0.50 : 20.00] 0.01
PH TOC RESET [INSTANTANEOUS – LINEAR] N/A
Sobreintensidad instantánea (50P – Phase Instanteneous Overcurrent)
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 24 de/of 288
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Descripción Rango Step
PH IOC1/2 PKP [0.05 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA
PH IOC1/2 DELAY [0.00 : 300.00] s 0.01 s
Sobreintensidad temporizada de tierra (51G –Ground Timed Overcurrent)
Descripción Rango Step
GND TOC PKP [0.04 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA
SENS GND TOC PKP [0.005 : 3.000] x FLA 0.001 x FLA
GND TOC CURVE
ANSI Extremely Inverse/ Moderately Inverse /
Normally Inverse / Very Inverse
Definite Time
IEC Curve A / B / C/ long-time inverse / short-
time inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse /
Short
User Curve
FlexCurve A / FlexCurve B
N/A
GND TOC TDM [0.50 : 20.00] 0.01
PH TOC RESET [INSTANTANEOUS – LINEAR] N/A
Sobreintensidad instantánea de tierra (50G – Ground Instantaneous Overcurrent)
Descripción Rango Step
GND IOC PKP [0.05 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA
SENS GND IOC PKP [0.005 : 3.000] x FLA 0.001 x FLA
GND IOC DELAY [0.00 : 300.00] s 0.01 s
Sobreintensidad temporizada de neutro (51N – Neutral Timed Overcurrent)
Descripción Rango Step
NTRL TOC PKP [0.05 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA
NTRL TOC CURVE
ANSI Extremely Inverse/ Moderately Inverse /
Normally Inverse / Very Inverse
Definite Time
IEC Curve A / B / C/ long-time inverse / short-
time inverse
IAC Inverse / Extremely Inverse / Very Inverse /
Short
User Curve
FlexCurve A / FlexCurve B
N/A
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 25 de/of 288
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Descripción Rango Step
NTRL TOC TDM [0.50 : 20.00] 0.01
NTRL TOC RESET [INSTANTANEOUS – LINEAR] N/A
NTRL TOC DIRECTION [Disabled – Forward – Reverse] N/A
Sobreintensidad instantánea de neutro (50N – Neutral Instantaneous Overcurrent)
Descripción Rango Step
NTRL IOC PKP [0.05 : 20.00] x FLA 0.01 x FLA
NTRL IOC DELAY [0.00 : 300.00] 0.01 s
NTRL IOC DIRECTION [Disabled – Forward – Reverse] N/A
Mínima tensión de fase (27P – Phase Undervoltage)
Descripción Rango Step
PH UV PKP [0.00 : 1.25] x VT 0.01 x VT
PH UV CURVE [Definite Time – Inverse Time] N/A
PH UV DELAY [0.1 : 600.0] s 0.1 s
PH UV PHASES [Any One – Any Two – All Three] N/A
PH UV MIN VOLTAGE [0.00 : 1.25] x VT 0.01 x VT
Sobretensión de fase (59P)
Descripción Rango Step
PH OV PKP [0.00 : 1.25] x VT 0.01 x VT
PH OV DELAY [0.1 : 600.0] s 0.1 s
PH OV PHASES [Any One – Any Two – All Three] N/A
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 26 de/of 288
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5. CRITERIOS PARA AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. SISTEMA
DE MEDIA TENSIÓN.
En general, el ajuste de protecciones está determinado por la capacidad y comportamiento de
los equipos:
El margen de tiempo será de ~ 200 ms para la máxima corriente de falta.
Las curvas Tiempo-corriente no se superpondrán.
A continuación se establecen los valores para la parametrización de las protecciones según la
aplicación de cada cabina. En el Anexo IV se incluyen las parametrizaciones de los relés de
protección para los equipos del sistema de MT. En el Anexo V se incluyen las curvas de
selectividad tiempo-corriente correspondiente a equipos de MT.
5.1. Acometida desde Transformador Auxiliar
Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tensión (51P)
Pickup level: ajustado al aproximadamente 130% (479,5 Alado_18kV y 1250 Alado_6.9kV) de
la corriente nominal del Transformador Auxiliar.
Time dial: 0,23 (requerido para una correcta protección del transformador y para una
coordinación selectiva con las protecciones de ‘aguas abajo’)
Curve shape: IEC curve C.
Sobreintensidad instantánea de fase (50P)
Pickup level: ajustado a unas 10 veces el valor de la corriente nominal del
Transformador Auxiliar para permitir su energización.
Trip time: 0,2 s para permitir selectividad con los protecciones del sistema de MT.
Sobreintensidad instantánea de tierra (50G)
Pickup level: ajustado a 5 Aprimario del transformador de corriente instalado en el neutro
del Transformador Auxiliar.
Time delay: 5 s
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 27 de/of 288
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Sobreintensidad instantánea de tierra (51G)
Pickup level: ajustado a 3 Aprimario del transformador de corriente instalado en el neutro
del Transformador Auxiliar.
Time dial: 1
Curve Shape: IEC – Curve B
Diferencial de transformador (87T)
Pickup: ajustado al 10% de la corriente nominal del transformador de corriente del
lado de AT.
Slope 1: 30 %
Break 1: Ajustado a 2 pu.
Break 2: Ajustado a 3,7 pu.
Slope 2: 85 %
Inrush Inhibit Function: “Adapt.”
Inrush Inhibit Mode: “2 out of 3”
Inrush Inhibit Level: 20 %
Overexcitation Inhibit Function: “5th”
Overexcitation Inhibit Level: 20 %
Protección de Voltios por Hercios (24)
Pickup level: ajustado al aproximadamente 110% de la relación V/Hz nominal del
Transformador Auxiliar.
Time dial: 0,8
Curve shape: Inverse A
Time reset: 600 s.
Protección de sincronismo (25)
Fuente de tensión V1: Lado 18 kV
Fuente de tensión V2: Lado 6,6 kV
Máx Diferencia de Tensión: 8% de la tensión nominal
Máx Diferencia de Ángulo: 12 Deg
Máx Diferencia de Frecuencia: 0,20 Hz
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Máx Histéresis de Frecuencia: 0,03 Hz
Selección de fuente de barra muerta: LV1 and DV2
Máx Tensión barra V1 muerta: 30% de la tensión nominal
Máx Tensión barra V2 muerta: 30% de la tensión nominal
Mín Tensión barra V1 viva: 70% de la tensión nominal
Mín Tensión barra V2 viva: 70% de la tensión nominal
Esta protección actuará como una verificación de sincronismo, o synchrocheck, para
realizar una sincronización segura en el interruptor de servicios auxiliares desde el
sistema de sincronización ubicado en el Black Start.
5.2. Acometida desde Generador Auxiliar
Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tensión (51P)
Pickup level: ajustado al mismo nivel (aproximadamente) que la protección
parametrizada en el interruptor de salida del Black Start. 1050 Aprimario.
Time dial: 0,25 de forma que permita una selectividad con la acometida desde el
Transformador Auxiliar y permita la energización del Transformador de Aislamiento
(LCI).
Curve shape: IEC curve C.
Sobreintensidad instantánea de fase (50P)
Pickup level: ajustado a 7500 Aprimario para permitir la energización del Transformador
de Aislamiento (LCI).
Trip time: 0,17 s de forma que permita la energización del Transformador de
Aislamiento (LCI).
Sobreintensidad instantánea de tierra (50SG)
Pickup level: ajustado al mismo nivel que la protección parametrizada en el interruptor
de salida del Black Start. 3 Aprimario.
Time delay: ajustado al mismo nivel que la protección parametrizada en el interruptor
de salida del Black Start. 0,1 s
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 29 de/of 288
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Sobreintensidad temporizada de tierra (51SG)
Pickup level: ajustado al mismo nivel que la protección parametrizada en el interruptor
de salida del Black Start. 2 Aprimario.
Time dial: ajustado al mismo nivel que la protección parametrizada en el interruptor de
salida del Black Start. 0,8 s
Curve shape: Tiempo Definido.
5.3. Medida de Barra
Mínima tensión de fase(27P)
Pickup level: ajustado al 90% Un del sistema de MT (para disparar los motores del
sistema de MT).
Time dial: 0,5 s.
Sobretensión de fase (59P)
Pickup level: ajustado al 110% Un del sistema de MT.
Trip time: 2 s.
Esta función de protección, únicamente generará una ALARMA.
5.4. Transformador de Aislamiento (LCI)
Sobreintensidad instantánea de fase (50P)
Pickup level: ajustado a unas 10 veces el valor de la corriente nominal del
transformador de corriente para permitir la energización del Transformador de
Aislamiento (LCI).
Trip time: 0,12 s
Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tensión (51P)
Pickup level: ajustado al 100 % de la corriente nominal del Transformador de
Aislamiento de forma que permita la operación de éste y a su vez lo protega frente a
la curva de daños del transformador.
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 30 de/of 288
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Time dial: el valor requerido para tener selectividad con la energización del
transformador (valor de referencia: 0,8 s).
Curve shape: IEC – Curve C.
Sobreintensidad instantánea de tierra (50G)
Pickup level: ajustado al 3 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones de
la acometida del Transformador Auxiliar y la acometida del Black Start.
Trip time: 0,08 s
Sobreintensidad temporizada de tierra (51G)
Pickup level: ajustado al 2 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones de
la acometida del Transformador Auxiliar y la acometida del Black Start.
Time dial: 0,7 s
Curve shape: Tiempo Definido
5.5. Transformador de Excitación
Sobreintensidad instantánea de fase (50P)
Pickup level: ajustado a unas 22 veces el valor de la corriente nominal del
transformador de corriente para permitir la energización del Transformador de
Excitación.
Trip time: 0,12 s
Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tension (51P)
Pickup level: ajustado al 114 % de la corriente nominal del Transformador de
Aislamiento de forma que permita la operación de éste y a su vez lo protega frente a
la curva de daños del transformador.
Time dial: el valor requerido para tener selectividad con la energización del
transformador (valor de referencia: 1,2 s).
Curve shape: IEC – Curve C.
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Sobreintensidad instantánea de tierra (50G)
Pickup level: ajustado al 3 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones de
la acometida del Transformador Auxiliar y la acometida del Black Start.
Trip time: 0,08 s
Sobreintensidad temporizada de tierra (51G)
Pickup level: ajustado al 2 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones de
la acometida del Transformador Auxiliar y la acometida del Black Start.
Time dial: 0,7 s
Curve shape: Tiempo Definido
5.6. Transformadores de Distribución de MT/BT
Sobreintensidad instantánea de fase (50P)
Pickup level: ajustado a unas 18 veces el valor de la corriente nominal del
transformador de corriente para permitir la energización del Transformador de
Distribución.
Trip time: 0,15 s
Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tension (51P)
Pickup level: ajustado al 122 % de la corriente nominal del Transformador de
Distribución de forma que permita la operación de éste y a su vez lo protega frente a
la curva de daños del transformador.
Time dial: el valor requerido para tener selectividad con la energización del
transformador (valor de referencia: 0,5 s).
Curve shape: IEC – Curve C.
Sobreintensidad instantánea de tierra (50G)
Pickup level: ajustado al 3 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones de
la acometida del Transformador Auxiliar y la acometida del Black Start.
Trip time: 0,08 s
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Sobreintensidad temporizada de tierra (51G)
Pickup level: ajustado al 2 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones de
la acometida del Transformador Auxiliar y la acometida del Black Start.
Time dial: 0,7 s
Curve shape: Tiempo Definido
5.7. Transformadores de MT/MT – Motores de MT
El ajuste de las protección para este tipo de salidas se ha realizado de acuerdo a la
documentación facilitada por GE ([21] al [24]) indicada en la sección 2 y a experiencias previas
en motores similares. Debido a la falta de información facilitada por GE, los ajustes se han
parametrizado de manera conservadora pudiéndose, de esta manera, producirse disparos
intempestivos. A pesar de haberse diseñado de manera conservadora, estos ajustes de deberán
verificar durante la Puesta En Marcha de los Motores de Media Tensión.
Sobreintensidad instantánea de fase (50P – Short Circuit)
Pickup level: ajustado a 7 veces la corriente nominal en el primario de los
transformadores de corriente de fase de manera que permita la energización del
transformador de MT/MT junto con el motor.
Trip time: 0,03 s -valor de referencia- para permitir la energización del transformador y
proteger los cables de Media Tensión.
Protección de atasco mecánico (Mechanical Jam)
Pickup level: ajustado al mínimo.
Delay: ajustado a 0,5 ms (Water Injection Pump Motor) o 1 s (Atomizing Air Motor).
Sobreintensidad instantánea de tierra (50G – Ground Fault)
Alarm: Deshabilitado.
Trip Pickup level: ajustado al 3 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones
de la acometida del Transformador Auxiliar y la acometida del Black Start.
Trip time on run: 0,08 s
Trip time on start: 0,5 s
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Imagen Térmica (49 – Thermal Protection)
Start Thermal Protection: OFF
Locked Rotor Current: 6,5 veces la corriente nominal del motor
Safe Stall T cold: Acorde a la documentación facilitada por GE.
Thermal O/L curve: Standard
Curve Multiplier: 3 (Water Injection Pump Motor) & 8 (Atomizing Air Motor)
Thermal O/L Pickup: 1,10
Unbalance Factor: 5
Cool Time Running: 15 minutos
Cool Time Stopped: 30 minutos
Hot/Cold Ratio: 0,85 (Water Injection Pump Motor) & 0,65 (Atomizing Air Motor)
RTD Bias Func: Habilitado
RTD Minimum: 25 ºC
RTD Center: 90 ºC
RTD Maximum: 130 ºC
Thermal Alarm: Habilitado
Thermal Pickup: 90 %
Autoreset: Manual
Protección LR rotor bloqueado (48 – Acceleration Time)
Trip time: Ajustado por debajo del Safe Hot Stall Time facilitado por el fabricante.
Secuencia Negativa (46 – Current Unbalance)
Alarm Pickup level: ajustado al 15% del FLA del motor.
AlarmTime dial: 5 s.
Trip Pickup level: ajustado al 20% del FLA del motor.
Trip Time dial: 10 s.
Máximo número de arranques (66 – Start Inhibit)
Thermal Inhibit: deshabilitado
Start/hour Limit: 2 arranques por hora.
Time Between Starts: 600 s.
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Restart Inhibit: 120 s.
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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6. CRITERIOS PARA AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. SISTEMA
DE BAJA TENSIÓN.
En general, se aplicarán los siguientes criterios para la coordinación:
El margen de tiempo será de ~ 200 ms para la máxima corriente de falta.
Las curvas Tiempo-corriente no se superpondrán.
Para el ajuste de las protecciones es necesario conocer los valores de cortocircuito mínimo con
el fin de conocer el valor mínimo de corriente suficiente para operar los relevadores, según se
observa en el Anexo VIII.-“Cálculo de cortocircuito mínimo”, los valores de cortocircuito mínimo
están por encima de los valores parametrizados en los correspondientes relevadores por lo
tanto, se garantiza la actuación de las protecciones.
A continuación se establecen los valores para la parametrización de las protecciones según la
aplicación de cada cabina. En el Anexo VI se incluyen las parametrizaciones de los relés de
protección para los equipos del sistema de BT.
En el Anexo VII se incluyen las curvas de selectividad tiempo-corriente correspondiente a
equipos de BT.
6.1. Acometidas
Las acometidas poseen relés indirectos modelo Multilin F650 de GE
Sobreintensidad instantánea de fase (50P)
Pickup level: ajustado a unas 5,5 el valor de la corriente nominal del Transformador
de Distribución.
Trip time: 0,25 s
Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tension (51P)
Pickup level: ajustado al 120 % de la corriente nominal del Transformador de
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Distribución de forma que permita la operación de éste con una sobrecarga del 20% y
a su vez lo protega frente a la curva de daños del transformador. Las sondas de
temperatura darán una protección directa contra sobrecargas
Time dial: el valor requerido para tener selectividad con la energización del
transformador (valor de referencia: 0,5 s).
Curve shape: IEC – Curve C, que es la misma que en MT y similar a la de los
interruptores de Baja Tensión de Schneider.
Sobreintensidad instantánea de tierra (50N)
Pickup level: ajustado a 10.000 Aprimario para mantener selectividad con las
protecciones aguas abajo.
Trip time: 2 s
Sobreintensidad temporizada de tierra (51N)
Fuera de servicio
Sobreintensidad instantánea de Neutro (50G)
Fuera de servicio
Sobreintensidad temporizada de Neutro (51G)
Pickup level: ajustado a 3750 A, por debajo del 50N
Curva IEEE Extremadamente Inversa
Time dial: el valor requerido para tener selectividad con la función 50N (15 s).
6.2. Acoplamiento de barras
Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tensión (51PV)
Pickup level: ajustado a un 80% nominal del transformador (In2).
Time dial: el requerido para tener selectividad cronométrica con la cabina de
acometida.
Curve shape: IEC Curve C.
Sobreintensidad instantánea de fase (50P)
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Pickup level: ajustado a 3,5 veces el valor de la corriente nominal del transformador
(In2).
Trip time: 0,15 s -valor de referencia-.
Sobreintensidad instantánea de tierra (50N)
Pickup level: ajustado a 2000 Aprimario para mantener selectividad con las protecciones
aguas abajo.
Trip time: 1 s
Sobreintensidad temporizada de tierra (51N)
Fuera de servicio
6.3. Acometida Grupo Diesel de Emergencia
Sobreintensidad instantánea de fase (50P)
Pickup level: ajustado al 75% de la corriente de cortocircuito del grupo. Deberá ser
selectivo con el interruptor del generador
Trip time: 0,3 s.
Sobreintensidad temporizada de fases con frenado por tensión (51PV)
Pickup level: ajustada al 120 % de la corriente nominal del grupo.
Time dial: Valor requerido para selectividad cronométrica (valor referencia 0,5 s).
Curve shape: IEC Curve C.
Sobreintensidad temporizada de neutro (51N)
Pickup level: ajustado al 20 % de la corriente nominal del GDE.
Time dial: 0,33 s, valor requerido para selectividad cronométrica.
Curve shape: IEC Curve C.
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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6.4. Medida de Barras
Mínima tensión de fase (27P)
Pickup level: ajustado al 70% Un para que active el sistema automatico de
transferencia.
Time dial: 2 s.
Logic: Any Phase.
Sobretensión de fase (59P3)
Pickup P3: ajustado al 110% Un.
Delay P3: 2 s.
Logic P3: All Phases.
Esta function de protección, únicamente generará una Alarma.
6.5. Alimentaciones Feeder
Para los interruptores marca Schneider y modelos de reveladores electrónicos.
Protección sobrecargas (L)
Long Time Pickup: ajustado de tal forma que sea selectiva con la protección de la
acometida y permitiendo el consumo nominal de la carga.
Trip time: 2 s @ 6x Ir -valor de referencia- que se corresponde con 8 s @ 3x Ir para
otras marcas de interruptores. En todo caso tiene que permitir el arranque del mayor
motor con el resto de las cargas conectadas.
Curve shape: Es fija en los interruptores de Schneider
Protección selectiva de cortocircuito (S)
ST Pickup: ajustado de tal forma que sea selectiva con la protección de la acometida.
ST Band time: el valor requerido para asegurar una selectividad cronométrica (valor
de referencia: 0,3 s). En todo caso tiene que permitir el arranque del mayor motor con
el resto de las cargas conectadas.
Protección instantánea de cortocircuito (I)
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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Inst. Pickup: ajustado de tal forma que sea selectiva con la protección de la
acometida. En todo caso tiene que permitir el arranque del mayor motor con el resto
de las cargas conectadas.
Protección de defectos de tierra (G)
Deshabilitado si no es posible la coordinación con las protecciones de fase aguas
abajo
Ground Pickup: ajustado a 1 veces la intensidad nominal.
Ground band: 0,5 s para subcuadros –valor de referencia-
6.6. Motores con medida directa
Protección sobrecargas (L)
LT Pickup: ajustado al valor 105% del Full Load Current (FLC) del motor.
Trip time: ajustado para permitir el arranque del motor al 80% y a su vez proteger el
motor según su curva térmica.
Curve shape: IEC Curve B (Compresores) IEC Curve C (Ventiladores torres).
Protección selectiva de cortocircuito (S)
ST Pickup: ajustado de tal forma que sea selectiva con la protección de la acometida.
ST Band time: el valor requerido para asegurar una selectividad cronométrica (valor
de referencia: 0,36 s).
Protección instantánea de cortocircuito (I)
Inst. Pickup: ajustado a 12 veces la intensidad.
Protección de defectos de tierra (G)
Ground Pickup: ajustado a 0,2 veces la intensidad nominal.
Ground band: 0,1 s –valor de referencia-
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
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7. ANEXOS
Anexo I: C184 “Protection Report_Planta de Etan_R0”
Anexo II: PE-AM14-ETEN-D066 - 60-ETEN-PRB-2256-PE-A “Estudio de Coordinación de
Protecciones de Línea 220 kV y Subestación Reque 220 kV”
Anexo III: “RFE-1-MKA-EEC-WRT-001-REV0 Protection Relay Settings, MV System”
Anexo IV: Listado ajuste de protecciones eléctricas sistema de MT
Anexo V: Curvas de selectividad tiempo-corriente sistema de MT
Anexo VI: Listado ajustes de protecciones eléctricas sistema de BT
Anexo VII: Curvas de selectividad tiempo-corriente sistema de BT
Anexo VIII: Cálculo Mínima Corriente Cortocircuito
COORDINACIÓN PROTECCIONES ANEXO I
Rev. A
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ANEXO I:
ESTUDIO PROTECCIONES BLOQUE DE POTENCIA
C184 Protective Relaying Setting Report to:
GE Energy Global Projects Organization for
PLANTA DE ETEN
ETAN IPS 726191
Chiclayo, Peru
Generators : 761X201
Prepared by:
Mike Reichard, P.E. GE - ENERGY CONSULTING Revision 0 26 August 2013
g GE Energy
Foreword
This document was prepared by General Electric International, Inc. through its Energy Consulting (EC) department in Schenectady, NY. It is submitted to GE Power Plant Systems Department (GE PPSD). Technical and commercial questions and any correspondence concerning this document should be referred to:
Mike Reichard Energy Consulting
General Electric International, Inc. Building 53, Room 302G
Schenectady, New York 12345 Phone: (518) 385-2299
Fax: (518) 385-5703 E-mail: [email protected]
Revision List
Revision Date Change Effected Pages Author
0 26AUG13 New Document all M.L. Reichard
g GE Energy
Legal Notice
This report was prepared by General Electric International, Inc.’s Energy Consulting (EC) department as an account of work sponsored by GE GPO for the PP12 Project. Neither GE GPO nor EC, nor any person acting on behalf of either:
1. Makes any warranty or representation, expressed or implied, with respect to the use of any information contained in this report, or that the use of any information, apparatus, method, or process disclosed in the report may not infringe privately owned rights.
2. Assumes any liabilities with respect to the use of or for damage resulting from the use of any information, apparatus, method, or process disclosed in this report.
Data Sources Name Source Drawing Number Rev
1 GTG One-line Diagram GE 105T6742 C
2 GTG Elementary Diagram GE 106T3974 -
3 GTG Generator Electrical Datasheet GE 106T0023 -
4 GTG Excitation System Model Constants GE 106T4923 -
5 Eten 18kV-SC Complete Report.pdf cobra
5 Metering and protection SLD
cobra RFE-1-YTU-EDU-IDO-302-REVD
D
g GE Energy
Section Title Relay 1 Primary/ Backup Generator Protection GE G60A/B 2 Overall Differential Protection GE T60U 3 Step-Up Transformer Protection GE T60T 4 Generator Bus Protection GE C60
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Phase Distance and Power Swing Detect Functions (ANSI Devices 21, 78)
A) System Data
Generator: 281.25 MVAG 18 kVG 0.8 pf 26.5% X'dv
System: 220 kVS 7,931 Amps minimum 3f fault @ angle -82.6o
GSU Transformer: 225/300 MVA YNd1 kVpri = 220.0 kVsec = 18
ONAN/ONAF ZT = 10.0% @ 225 MVAT, X/R = 50
B) 21 Function Data21 Function Ranges: 78 Function Ranges:
0.02 - 250.00 W PHS DIST REACH in steps of 0.01 0.050 - 30.000 pu V POWER SWING SUPV in steps of 0.001
30 to 90° PHS DIST RCA in steps of 1 0.10 - 500.00 W POWER SWING FWD REACH in steps of 0.01
30 to 90° PHS DIST COMP LIMIT in steps of 1 0.10 - 500.00 W POWER SWING QUAD FWD REACH MID/OUT
30 to 90° PHS DIST DIR RCA in steps of 1 40 to 90° POWER SWING FWD RCA in steps of 1
30 to 90° PHS DIST DIR COMP LIMIT in steps of 1 0.10 - 500.00 W POWER SWING REV REACH in steps of 0.01
0.02 - 250.00 W PHS DIST QUAD RGT BLD in steps of 0.01 0.10 - 500.00 W POWER SWING QUAD REV REACH MID/OUT
30 to 90° PHS DIST QUAD RGT BLD RCA in steps of 1 40 to 90° POWER SWING REV RCA in steps of 1
0.02 - 250.00 W PHS DIST QUAD LFT BLD in steps of 0.01 40 to 140° POWER SWING OUTER/MIDDLE/INNER LIMIT ANGLE
30 to 90° PHS DIST QUAD LFT BLD RCA in steps of 1 0.10 - 500.00 W POWER SWING OUTER/INNER RGT/LFT BLD
0.050 - 30.000 pu PHS DIST Z SUPV in steps of 0.001 0.000 - 65.535 s POWER SWING PICKUP/RESET DELAY (1/4)
0.000 - 5.000 pu PHS DIST Z VOLT LEVEL in steps of 0.001
0.000 - 65.535 s PHS DIST Z DELAY in steps of 0.001
CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1 CTR/PTR= 16.00
PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1, Vsec = 120.0 V delta VTs
C) Settings Calculations1. Calculate impedances in relay ohms on generator base with the CT and VT at the generator terminals:
Transformer:
Zt = Z x (MVA G /MVA T )(kVsec/kV G )2
(kV G2
/MVA G ) = 0.1440 ohms primary
Zt secondary = Zt primary * (CTR/PTR) = 2.30 W @ 88.9 °
Generator: = 0.3053 ohms primary
X'dv secondary = Zg primary * (CTR/PTR) = j 4.88 ohms secondary
System: = 0.1072 ohms primary
Zs secondary = Zs primary * (CTR/PTR) = 1.715 W @ 82.6 °
Zone 2 = 200% Generator MVA rating @ MTA = 15.36 W relay @ 90 ° MTA
Zone 2 time delay = 0.8 sec
Generator load impedance @ rated (kVG2/MVAG) = 1.15 W primary @ 36.9 °
= 18.43 W relay @ 36.9 °
2. Backup distance relay (21) setting philosophy: Relay reach and time delay should be set to allow maximum generator
loading and coordinate with system line protection. The protection will be set for 200% of machine MVA rating at rated
power factor, with a 90 degree MTA. This will be a second zone function.
G
Gbase
MVA
kVdvXZdvXXg
2
''
2
ssec
3
kVpri
kV
Ifault
kVsZ
Section 1 G60_R0 1
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
= F RCA
-10
-5
0
5
10
15
20
25
-10 -5 0 5 10 15 20
X
R
Backup Distance Protection, 21G60 (relay ohms)
21 G60 Generator Capabilty Curve Zt
Section 1 G60_R0 2
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
a. Zt+Zs = 4.01 W sec @ 86 ° = F RCA
1.5Zt = 3.46 W sec @ 89 °
b. Forward Reach (ZF) = 4.01 ohms sec.
c. Reverse Reach (ZR) = 2X'dv = -9.77 ohms sec.
90 = R RCA
The line OC is the lateral reach of the relay. For
the settings to be secure, the apparent impedance associated with an output equal to the rating
of the machine must be greater than OC.
ZAB = Zs + Zt + X'dv = 8.89 W
d. Outer Right Blinder Reach (Z = 60°) = OC[1+cos(RCA)] = 8.21 ohms secondary
e. Inner Right Blinder Reach (Z = 120°) = OC[1+cos(RCA)] = 2.74 ohms secondary
f. Outer Left Blinder Reach (Z = 60°) = OC[1+cos(RCA)] = 8.21 ohms secondary
g. Inner Left Blinder Reach (Z = 120°) = OC[1+cos(RCA)] = 2.74 ohms secondary
h. Calculate the apparent impedance associated with rated load operation: 78 Settings are acceptable
Impedance of rated load = kV2/MVAG = 1.152 W pri = 18.43 W sec
I. 78 times(s) : 60° = 0.14 120° = 0.28 240° = 0.6 300° = 0.67
Delay 1 time interval between outer and inner characteristics (between 60° and 120°) = 0.14 s
Delay 2 is not applicable for Two Step applications.
Delay 3 time interval of the inner characteristic (between 120° and 240°) = 0.32 s
Delay 4 time interval between inner and outer characteristics (between 240° and 300°) = 0.07 s
Es Eg delta V (voltage across breaker contacts)
1.0 puV @ 0° 1.0 puV@60° 1.0 puV @ -60 deg
1.0 puV @ 0° 1.0 puV@120° 1.73 puV @ -30 deg
1.0 puV @ 0° 1.0 puV@180° 2.0 puV @ 0 deg
1.0 puV @ 0° 1.0 puV@240° 1.73 puV @ 30 deg
1.0 puV @ 0° 1.0 puV@300° 1.0 puV @ 60 deg
Both 21 and 78 functions are disabled during startup and blocked for VTFF.
3. Out-of-Step (78) Relay Setting Philosophy - the application follows the approach outlined in GE technical reference
GER-3179, Out-of-Step Protection for Generators. This approach utilizes two impedance relays (OUTER unit and INNER
unit) to track the impedance locus of the generator during an out-of-step swing. The objective is to detect that the
generator is going out of step and initiate separation from the system during the first swing. Traditionally, a 120°
separation has been considered the criterion to define an out-of-step condition. The INNER unit is set at the points at
which the generator and system are 120° and 240
° apart. The OUTER unit is set to avoid tripping on stable swings, and to
initiate separation when the generator voltage approaches 300° with respect to the system. This assures that the
maximum voltage angle across the breaker at the time that it opens will be 60° or less.
The impedance locus of most out-of-step swings passes through the generator step-up (GSU) transformer, or the
generator itself (relatively closer to the line-side terminals). For this reason, GER-3179 suggests that with the relay applied
at the generator terminals and polarized to look toward the system, the reverse reach into the machine should be two to
three times the generator transient reactance (X'dv). The forward reach into the system should extend well past the high-
voltage terminals of the GSU, and forward reach settings typically fall in the range of one to two times the GSU leakage
impedance.
A
B
C
O
Z
forward
Z
reverse
X
Figure A
Y
Z
Y
)2/tan(
2/
Z
ZOC
AB
Section 1 G60_R0 3
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
-12
-10
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
-10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10
X
R
78 Protection (relay ohms)
Zf Zr Outer Inner 60 120 X'dv Zt Zs Swing Locus
Section 1 G60_R0 4
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Critical clearing time is defined as the maximal fault duration for which the generator remains transiently stable during
power swings. Two dynamic simulations were conducted for a HV 3-Phase fault; one at the critical clearing time and one
quarter cycle later. Time intervals at 60, 120, 240 and 300 degrees between generator and system are calculated to insure
a loss-of-synchronism condition exists. Simulation assumes all units on line, all line in service. Note the Y-axis is the rotor
angle.
Section 1 G60_R0 5
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Stator Differential Function (ANSI Device 87G)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
Generator Base Current: 9,021 A
B) Relay Data
87G Relay Ranges: Pickup: 0.050 - 1.000 pu in steps of 0.001
Slope: 1 - 100% in steps of 1%
Break 1: 1.00 - 1.50 pu in steps of 0.01
Break 2: 1.50 - 30.00 pu in steps of 0.01
CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: The 87G function provides primary phase fault
protection for the generator and should be set as sensitive as possible, yet
not trip for CT errors that can occur during an external fault. Slope 1 and
pickup of 10% and 0.1 per unit respectively are recommended for this
application. Break 1 should be set marginally above the machine rating.
Break 2 should be set lower than the saturation curve kneepoint and coordinate
with the maximum generator fault current contribution.
Slope 2 should be set at 80%.
Set 87G pickup: 0.1 pu
Set 87G Slope 1: 10 %
Set 87G Break 1: 1.15 pu
Set 87G Slope 2: 80 %
Set 87G Break 2: 4.00 pu
Generator fault current =
1/X"dv * generator base current
1/X"dv = 5.88 pu
Gen fault current = 53,064 A primary
= 4.42 pu CT rating
87G
Figure 5-51 in G60 Instruction Manual
Section 1 G60_R0 6
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Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Stator Overload Protection (ANSI Device 51P)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
Generator Base kW Rating: 225 MW
X"dv = 0.17 T"d = 0.026 IFG = 2011 A, FL Field
X'dv = 0.265 T'd = 0.77 IF = 567 A, NL Field
Xdv = 2.39 Ta = 0.42 IFG / IF = 3.5
ZGSU = 10.0% @ 225 MVA
B) Relay Data
51 Relay Ranges: 0.000 to 30.000 pu pickup range
0.00 to 600 TD multiplier range
CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1
PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: This function is stator overload protection and is set to
pickup at 115% of rated current with an IEC Type B curve characteristic at the.TDM
to coordinate with C50.13-2005 Stator Winding Short-Time Thermal Limits.
Recommended 51P pickup (IPU) = IFL * 1.15 = 10374 Amperes
0.864 pu CT rating
Curve Type: IEC B Curve
Recommended Time Dial Multiplier = 0.53
Generator fault current @ 1.0 second (I) = 22732 Amperes
(per generator decrement curve) 9.47 secondary amps
51P
Section 1 G60_R0 7
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Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
0.01
0.1
1
10
100
1000
100 1,000 10,000 100,000 1,000,000
T (
sec
on
ds)
I (amperes)
Generator Stator Overload Protection
Gen. Decrement 51P C50.13-2005 Stator Winding Short-Time Thermal Limits
Section 1 G60_R0 8
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Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Generator Unbalance Functions (ANSI Devices 46A & 46T)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
Relay Full Load Current (IFL): 9,021 Amperes
0.752 pu CT rating
Continuous Unbalanced Current (I2C) Capability: 8.0%
I22t Capability (KC): 10
B) Relay Data
46A Relay Ranges: Pickup: 0.00 - 100.00% in steps of 0.01
Delay: 0.0 to 1000.0 seconds in steps of 0.1
46T Relay Ranges: Pickup: 0.00 - 100.0% in steps of 0.01
K-value: 0.00 - 100.00 in steps of 0.01
TMIN/TMAX/K-Reset: 0.0 - 1000.0 seconds in steps of 0.1
CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy:The 46A settings are calculated slightly below (70%)
the machine’s I22t capability. The 46T settings are calculated to operate
when the machine is operating at it’s full negative sequence current capability
to ensure tripping before damage to the stator occurs due to overheating.
Recommended 46A [STG2] Pickup Setting: 0.7 * I2C = 5.6%
Recommended 46A [STG2] Delay: 1 second
Recommended 46T [STG1] Pickup Setting: I2C = 8.0%
Recommended 46T [STG1] K-Value: 8.0
Recommended 46T [STG1] Min Operate Time: 0.001 seconds
Recommended 46T [STG1] Max Operate Time: 1000 seconds
Recommended 46T [STG1] K-Reset: 227 seconds
46A & 46T
Section 1 G60_R0 9
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Generator Protection - G60A/B
GE Energy
0.001
0.010
0.100
1.000
10.000
100.000
1000.000
0.01 0.1 1 10 100
T (
seco
nd
s)
I2 per unit
Generator I22t Capacity vs Protection
Generator 46T 46A Open-Phase I2 Rated Continuous I2 HV Gnd Fault I2 HV P-P Fault I2
Section 1 G60_R0 10
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Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
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D) Open Phase CalculationsSimplified System :
Sequence Network - Open Phase :
Sequence Network - Open Phase (reduced) :
kVSYSTEM = 220 Ibase = 262.4 A
MVAbase = 100
1. Generator impedance at rated output converted to base values:
281.25 MVA 0.8 pf
Z1GEN = 0.3556 pu @ 36.87 = 0.2844 + j 0.2133 pu
Z2GEN = X2v = 0.170 pu * (MVAbase/MVAT) = + j 0.0604 pu
Z0GEN = X0v = 0.115 pu * (MVAbase/MVAT) = + j 0.0409 pu
2. GSU transformer impedance at rated capacity converted to base values:
Z1GSU H-L= 0.1000 pu * (MVAbase/MVAT) * (kVpri/kVSYSTEM)2 = j 0.0444 pu
225 MVAT Z2GSU H-L= 0.1000 pu * (MVAbase/MVAT) * (kVpri/kVSYSTEM)2 = j 0.0444 pu
Z0GSU H-L= 0.1000 pu * (MVAbase/MVAT) * (kVpri/kVSYSTEM)2 = j 0.0444 pu
3. Generator/GSU side equivalent [(GTG + GSUH-L) at base values:
Z1G = Z1GEN + Z1GSU = 0.2844 + j 0.2578 pu
Z2G = Z2GEN + Z2GSU = 0 + j 0.1049 pu
Z0G = Z0GSU = 0 + j 0.0444 pu
4. System side equivalent at base values: Z1S = 0.00427 + j 0.03281 pu
Z2S = 0.00427 + j 0.03281 pu
Z0S = -0.00513 + j -0.03432 pu
46A & 46T
Z1G
1.0 pu 0°
Z1S
Z2G Z2S
Z0G Z0S
Z1G
1.0 pu 0°
Z1S
Z2G Z2S
Z0G Z0S
Z2G Z2SZ2GZ2G Z2S
Z0G Z0SZ0GZ0G Z0S
Z1G
Z2G
Z0G
Z1S
Z2S
Z0S
ESEG= 1.0 0°
Z1G
Z2G
Z0G
Z1GZ1G
Z2GZ2G
Z0GZ0G
Z1SZ1S
Z2SZ2S
Z0SZ0S
ESEG= 1.0 0°
EG ESTGEGEG ESESTG
Section 1 G60_R0 11
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Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
5. Z0EQ = Z0S + Z0G = -0.03432 + j 0.03931
= 0.0522 pu @ -48.9
6. Z2EQ = Z2S + Z2G = 0.03281 + j 0.10916
= 0.1140 pu @ 73.3
7. ZEQ = Z0EQ // Z2EQ = 0.74788247 + j 0.02890
= 0.7484 pu @ 2.2
8. ZTOTAL = Z1S + ZEQ + Z1P = 1.0651 + j 0.2909
= 1.1042 pu @ 15.3
9. I1 = +Vpu / ZTOTAL; where +Vpu = kVsystem/kVpri
I1 = +Vpu / ZTOTAL = 0.874 + j -0.239
= 0.906 pu @ -15.3 = 238 A @ 220 kV
10. I2 = -I1 [Z0EQ/(Z0EQ+Z2EQ)] = -0.288 + j -0.136
= 0.318 pu @ 205.3 = 84 A @ 220 kV
11. I0 = -I1 [Z2EQ/(Z0EQ+Z2EQ)] = 0.5857807 + j -0.374
= 0.695 pu @ 327.4 = 182 A @ 220 kV
12. IA = I1 + I2 + I0 = 1.1716 + j -0.7489 OPEN PHASE
13. IB = a2I1 + aI2 + I0 = 0.204 + j -1.1932
= 1.210 pu @ -80.3 = 318 A @ 220 kV
14. IC = aI1 + a2I2 + I0 = 0.382 + j 0.819
= 0.903 pu @ 65.0 = 237 A @ 220 kV
15. IN = IA + IB + IC = 1.7573 + j -1.1234
= 2.086 pu @ -32.6 = 547 A @ 220 kV
16. Open Phase I2 = 84 A I2 @ kVSYSTEM = 1021 A @ kVG = 0.113 pu I2
9021 A Full Load
46 function time to operate for open phase = K / (I2/Inom)2 = 624.5 seconds
Summary: An open-phase condition at full load will result in 0.113 pu I2
causing the 46T function to trip in 624.5 seconds
E) HV Phase-to-Ground Fault Calculations (GSU terminal fault)1. Calculations on generator base. Z1 = X'd + Z1t, Z2 = X2g + Z2t, Z0 = Z0t
I0 = 1Vpu / (Z1+Z2+Z0) = I1 = I2= 1.23 pu I2 = 11137 A
46 function time to operate for a phase-to-ground fault = K / (I2/Inom)2 = 5.2 seconds
Summary: A HV phase-to-ground fault condition will result in 1.23 pu I2
causing the 46T function to trip in 5.2 seconds
F) HV Phase-to-Phase Fault Calculations (GSU terminal fault)1. Calculations on generator base. Z1 = X'd + Z1t, Z2 = X2g + Z2t
I2 = 1Vpu / (Z1+Z2) = -I1 = 1.46 pu I2 = 13169 A
46 function time to operate for a phase-to-phase fault = K / (I2/Inom)2 = 3.8 seconds
Summary: A HV phase-to-phase fault condition will result in 1.46 pu I2
causing the 46T function to trip in 3.8 seconds
46A & 46T
Section 1 G60_R0 12
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Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
G) 2% Phase HV Phase Unbalance CalculationsThe analysis assumes the system 2% phase HV unbalance is significantly stronger than the generator,
thus the system is an infinite source.
1. 2% Phase HV Unbalance:
Va = 1.00 pu A = 0 = 1.0000 + j 0.0000
Vb = 1.02 pu B = -120 = -0.5100 + j -0.8833
Vc = 1.00 pu C = 120 = -0.5000 + j 0.8660
Vn = 0.02 pu N = 60 = -0.0100 + j -0.0173
HVs Line to Neutral Voltage = 127.01345 kV
Va = 127.0 kV A = 0 = 127.0135 + j 0.0000
Vb = 129.6 kV B = -120 = -64.7769 + j -112.1968
Vc = 127.0 kV C = 120 = -63.5067 + j 109.9969
V0 = 0.847 kV 0 = 240.00 = -0.4234 + j -0.7333
V1 = 127.9 kV 1 = 0.00 = 127.8602 + j 0.0000
V2 = 0.847 kV 2 = 120.00 = -0.4234 + j 0.7333
2. GSU Zt at Generator MVA base:
Zt = 0.1000 pu @ 225 MVA 220
Zt @ MVAG = Zt * (MVAG/MVAT) = 0.1250 pu = Z2t
3. Generator Negative Sequence Impedance (unsaturated) at Generator MVA base:
X2i @ MVAG = 0.22 pu
4. I2 calcaulation:
V2 pu = V2actual / (kVs/3) = 0.0067 pu
Z2 total = Z2t + X2i = 0.3450 pu
I2 = V2 / Z2 = 0.0193 pu = 1.93%
Continuous Unbalanced Current (I2C) Capability: 8%
46A & 46T
Section 1 G60_R0 13
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Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Undervoltage Function (ANSI Device 27)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
B) Relay Data
27 Relay Ranges: 0 - 3.0 per unit Volts pickup range
0.00 - 600.00 second delay time range
Inverse Time Characteristic or Definite Time
PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: The 27 function is set to alarm for an undervoltage
condition. Set 27 function alarm for 80% nominal voltage in 10 seconds.
This function will be blocked for VTFF and startup.
Recommended Mode = Ph-to-Ph voltage measurement
Recommended 27 pickup = 0.8 pu
Recommended time delay = 10.00 seconds
Recommended curve characteristic = definite time
Recommended Minimum Voltage = 0.0 pu
27
Section 1 G60_R0 14
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Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Overvoltage Function (ANSI Device 59)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
B) Relay Data
59 Relay Ranges: 0.000 to 3.000 pu pickup range
0.00 to 600.00 second pickup/reset time delay range
PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: The 59 function should be set with a safe margin
below the overvoltage capability of the generator. Set time delay to coordinate
with the 24T function. This function will be blocked for VTFF and startup.
Nominal voltage = 120.0 volts
Recommended 59 pickup = 1.2 pu nominal volts
= 144.0 volts
Recommended 59 Time Delay = 3.00 seconds
Recommended 59 Reset Delay = 0 seconds
59
Section 1 G60_R0 15
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
1
10
100
1000
100% 110% 120% 130% 140% 150% 160%
T (
sec
on
ds)
% V Nominal
Overvoltage Protection - 59
59G
24T
Section 1 G60_R0 16
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Stator Ground Fault Functions (ANSI Device 59N)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
Neutral Grounding Transformer Ratio (NGTR): 12,000 / 240 = 50.00 :1
Neutral Grounding Transformer Resistor Impedance (ZRES): 0.509 W
B) Relay Data
Auxiliary OV1 Relay Ranges: 0.000 to 3.000 pu in steps of 0.001
0.00 to 600.00 seconds in steps of 0.01
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: Set 59N pickup as sensitive as possible to provide
maximum stator ground fault coverage. Set tripping time delay for 5 second
definite time operation. The auxiliary OV1 function within the G60 is assigned
to the 59N digital element of the relay. 59N is disabled during startup.
IGMAX = VL-N / (ZRES * NGTR2) = 8 amps
Neutral Grounding Transformer Secondary Voltage at IGMAX:
VMAX SEC = IGMAX * NGTR * ZRES = 208 Volts
Recommended 59N Pickup Setting (VSET) : 5 Volts = 0.021 pu
Stator Ground Fault Coverage = (1 -VSET/VMAX SEC) * 100 = 97.6%
Recommended 59N Time Delay Setting: 5 seconds
59N
Section 1 G60_R0 17
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Overexcitation Function (ANSI Device 24)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
B) Relay Data
24T Relay Ranges: DT, Inverse A-C, Flexcurve A,B curve settings
0.80 to 4.00 per unit Volts/Hertz pickup range
0.05 to 600.00 TD multiplier range
0 to 1000.0 second T-Reset settings range
PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: The generator is capable of continuous operation
at 1.05 per unit V/Hz. Corrective action should be taken for operation of the
machine above 105% V/Hz, which is not sanctioned by GE. The 24T setting
follows the recommendations of GE’s generator technical reference GEK75512F,
trip for >118% V/Hz at 2 sec., and trip for <118% V/Hz according to the over-
excitation capability of the GSU transformer while coordinating with the
exciter's limiter. Transformer V/Hz curve based on C37.91-2000, Figure 14.
Reset time should be 600 seconds per GE recommendation.
Inverse Time Curve Element
Set 24T1 curve type : Inverse A
Set 24T1 inverse pickup : 1.10 per unit V/Hz
Set 24T1 time dial multiplier : 7.0
Set 24T1 T-Reset: 600 seconds
Instantaneous Element
Set 24T2 curve type : Definite Time
Set 24T2 instantaneous pickup : 1.18 per unit V/Hz
Set 24T2 time dial multiplier : 2 seconds
Set 24T2 T-reset : 600 seconds
Alarm Element (via Flexlogic)
Set 24A pickup : 1.06 per unit V/Hz
Set 24A1 definite time delay : 10.0 seconds
24
Section 1 G60_R0 18
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
1
1.05
1.1
1.15
1.2
1.25
1.3
1.35
1.4
1 10 100 1000 10000
V/H
z p
er
un
it
T (seconds)
V/Hz Protection
Transformer 24T Exciter Limiter 24A
Section 1 G60_R0 19
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Loss of Field Functions (ANSI Devices 40-1 & 40-2)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
XDV = 2.39 per unit
X’DV = 0.265 per unit
B) Relay Data
40-1,2 Relay Ranges: 0.10 - 300.00 W Center & Radius
0.00 - 65.535 seconds Time Delay
CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1
PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150 :1
CTR/PTR: 16.00
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: During loss of excitation, these relay functions will
detect vars. from the system into the generator. The offset of X’DV / 2 is to
avoid misoperations during system faults. The 40-1 circle is set at 1.0 per unit
ohms (on generator base) in order to detect short circuited fields at full and
moderate load, while not tripping for stable swings or regulator undershoot.
The 40-2 circle is set at XDV with a time delayof 0.6 seconds to provide tripping
for short circuited fields at no load or open circuit field, while not tripping for
stable swings. This function should be blocked for VTFF.
Convert X’DV and XDV from per unit on gen. MVA and kV bases to relay ohms:
ZBASE (Generator Relay Base Impedance) = (kV2/MVAG)*(CTR/PTR) = 18.43 W
X’DV-RELAY = (X’DV) * ZBASE) = 4.88 W
1.0 PU-RELAY = (1.0 pu W) * ZBASE) = 18.43 W
XDV-RELAY = (XDV) * ZBASE) = 44.05 W
Set 40-STG1 Center = (X’DV-RELAY + 1.0 PU-RELAY) / 2 = 11.66 W
Set 40-1 Radius = (1.0 PU-RELAY / 2) = 9.22 W
Set 40-STG1 Delay = 0.06 seconds
Set 40-STG2 Center = (X’DV-RELAY + XDV-RELAY) / 2 = 24.47 W
Set 40-2 Radius = (XDV-RELAY / 2) = 22.03 W
Set 40-STG2 Delay = 0.6 seconds
Set 40-STG1 & 40-STG2 UV Supervision = 0.9 per unit
40-1 & 40-2
Section 1 G60_R0 20
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
-30 -20 -10 0 10 20 30 40
X
R
Loss of Excitation Protection (relay ohms)
40-1 40-2 Capability Curve @ 40°C Cold Gas SSSL UEL
Section 1 G60_R0 21
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
-400
-350
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
250
300
0 50 100 150 200 250 300 350 400MV
AR
MW
Loss of Excitation Protection
Capability Curve @ 40°C Cold Gas UEL 40-1 40-2 SSSL
Section 1 G60_R0 22
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Inadvertant Energization Function (ANSI 50/27)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
B) Relay Data
50/27 Function Ranges: 0.0 - 3.00 pu, 50 Function pickup range
0.0 - 3.00 pu, 27 pickup range
CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1
PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150 :1
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: The 50 function should be set at 0.20pu A.
27 should be set well below nominal, 50%.
Recommended 50 arming mode: UV and Offline
Recommended 50 pickup: 0.20 pu A = 2400 A
Recommended 27 pickup: 0.50 pu V = 9,000 V
50/27
Section 1 G60_R0 23
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Anti-Motoring Function (ANSI Device 32-1)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
Generator Base kW Rating: 225.0 MW
B) Relay Data
32-STG1,32-STG2 Relay Ranges: -1.200 to 1.200 pu in steps of 0.001
0 to 600.00 seconds in steps of 0.01
CT Ratio (CTR): 12,000 / 5 = 2,400 :1
PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: Gas turbines require 10 - 50% of rated power
to motor depending on design. 32-STG1 pickup settings should be 7% of
rating. 32-STG2 will be disabled. This function should be blocked for VTFF.
This function is blocked during startup.
32-STG1 pickup set for 7.0% of machine rating = 15.75 MW
32-STG1 base quantity = 3 x VT pu base x CT pu base = 648.0 MW
180 °
0 °
0.024 pu
10 seconds
32-1
Set Directional Power 1 STG1
Delay for:
Set Directional Power 1 STG1
SMIN for:
Set Directional Power 1
Calibration for:
Set Dir. Power 1 Relay
Characteristic Angle for:
Figure 5-85 (a) in G60 Instruction Manual
Sensitive Directional Power Element
Section 1 G60_R0 24
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Under/Overfrequency Functions (ANSI Devices 81-U/O)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
Nominal Frequency: 60 Hz
B) Relay Data
81 Relay Ranges: 35 - 99% Undervoltage Cutoff
20.0 - 65.0 Hz Set Points (81U, 81O)
0.000 - 65.535 second delay time range
PT Ratio (PTR): 18,000 / 120 = 150.00 :1
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: GE heavy-duty single shaft gas turbines are designed
to operate over a 95% to 105% speed range.
Settings will back up the MARK VI under and over speed protection of GE "F" line
gas turbines set for instantaneous breaker trip at 94% speed and alarm at 108%
speed. Function blocked for VTFF and startup.
Recommended 81-U/O Settings:
Recommended Undervoltage Cutoff = 85%
81U-1 pickup = 56.4 Hz 81O-1 pickup = 64.8 Hz
81U-1 delay = 20.0 sec 81O-1 delay = 1.0 sec
81U-1 reset = 0.0 sec 81O-1 reset = 0.0 sec
81U-1 output = TRIP 52G 81O-1 output = ALARM
81-U/O
Section 1 G60_R0 25
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Generator Protection - G60A/B
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Stator Ground Fault 3RD Harmonic Undervoltage Function (ANSI Device 27TN)
A) Generator Data
Generator Data: 281.25 MVAG, 18.00 kV, 0.8 pf
B) Relay Data
27TN Relay Ranges: 0.0000 - 3.0000 per unit Volts pickup range
0.00 - 600.00 second delay time range
C) Settings Calculations
Relay Setting Philosophy: The 27TN function is set during commissioning to cover the last
several percent of the stator closest to the neutral. The 27TN pickup setting must be based
upon the minimum measured 3RD harmonic voltage appearing across the resistor (NGR)
in the neutral grounding transformer. This voltage can be internally monitored using the data
accumulated in the DATA LOGGER. DATA LOGGER has been programmed to capture this
data and the 27TN function has temporary settings for 3rd harmonic voltage measurement.
The following procedure should be used to set the the 27TN function:
1 Enable the 3RD HARM NTRL UV function.
2 Obtain the minimum 3rd harmonic voltage across the NGR by methods described above
during generator load testing.
3 Program the 3RD HARM NTRL UV PICKUP setting to be one half of the minimum
observed 3rd harmonic voltage across the NGR in per unit on 240V base.
This setting may be entered in steps of 0.0001 puV.
4 Program the 3RD HARM NTRL UV DELAY setting to 5 seconds.
5 Program the 3RD HARM NTRL UV MAX POWER pickup setting for a margin above the
per-unit power level in which the 3RD HARM NTRL UV PICKUP setting is determined.
6 Program the 3RD HARM NTRL UV MIN POWER pickup setting for a margin below the
per-unit power level in which the measured 3RD harmonic voltage falls below the pickup
setting. Set for 0 if minimum does not fall below the setting.
This function will be blocked during startup.
27TN
Section 1 G60_R0 26
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 1
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
PRODUCT SETUPSECURITYCommand Password 0Setting Password 0Command Password Access Timeout 5 minSetting Password Access Timeout 30 minInvalid Password Attempts 3Password Lockout Duration 5 minPassword Access Events DisabledLocal Setting Authorized ONRemote Setting Authorized ONAccess Authorized Timeout 30 min
DISPLAY PROPERTIESFlash Message Time 1.0 sDefault Message Timeout 300 sDefault Message Intensity (VFD Only) 25 %Screen Saver Feature (LCD Only) DisabledScreen Saver Wait Time (LCD Only) 30 minCurrent Cutoff Level 0.020 puVoltage Cutoff Level 1.0 V
COMMUNICATIONSSERIAL PORTSCOM2 Selection RS485RS485 Com2 Baud Rate 115200RS485 Com2 Parity NoneRS485 Com2 Response Min Time 0 ms
NETWORKIP Address 3. 94.244.210IP Subnet Mask 255.255.252. 0Gateway IP Address 3. 94.244. 1OSI Network Address (NSAP) 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 32
MODBUS PROTOCOLModbus Slave Address 254Modbus TCP Port Number 502
IEC 61850GSSE / GOOSE CONFIGURATION
TRANSMISSIONGENERALDefault GSSE/GOOSE Update Time 60 s
GSSEFunction EnabledID GSSEOutDestination MAC 00 00 00 00 00 00
TX CONFIGURABLE GOOSEGOOSEOut 1 Function EnabledGOOSEOut 1 ID GOOSEOut_1GOOSEOut 1 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 1 VLAN Priority 4GOOSEOut 1 VLAN ID 0GOOSEOut 1 ETYPE APPID 0GOOSEOut 1 ConfRev 1GOOSEOut 1 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 2 Function EnabledGOOSEOut 2 ID GOOSEOut_2GOOSEOut 2 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 2 VLAN Priority 4GOOSEOut 2 VLAN ID 0GOOSEOut 2 ETYPE APPID 0GOOSEOut 2 ConfRev 1GOOSEOut 2 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 3 Function Enabled
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 2
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
TX CONFIGURABLE GOOSE (continued from last page)GOOSEOut 3 ID GOOSEOut_3GOOSEOut 3 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 3 VLAN Priority 4GOOSEOut 3 VLAN ID 0GOOSEOut 3 ETYPE APPID 0GOOSEOut 3 ConfRev 1GOOSEOut 3 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 4 Function EnabledGOOSEOut 4 ID GOOSEOut_4GOOSEOut 4 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 4 VLAN Priority 4GOOSEOut 4 VLAN ID 0GOOSEOut 4 ETYPE APPID 0GOOSEOut 4 ConfRev 1GOOSEOut 4 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 5 Function EnabledGOOSEOut 5 ID GOOSEOut_5GOOSEOut 5 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 5 VLAN Priority 4GOOSEOut 5 VLAN ID 0GOOSEOut 5 ETYPE APPID 0GOOSEOut 5 ConfRev 1GOOSEOut 5 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 6 Function EnabledGOOSEOut 6 ID GOOSEOut_6GOOSEOut 6 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 6 VLAN Priority 4GOOSEOut 6 VLAN ID 0GOOSEOut 6 ETYPE APPID 0GOOSEOut 6 ConfRev 1GOOSEOut 6 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 7 Function EnabledGOOSEOut 7 ID GOOSEOut_7GOOSEOut 7 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 7 VLAN Priority 4GOOSEOut 7 VLAN ID 0GOOSEOut 7 ETYPE APPID 0GOOSEOut 7 ConfRev 1GOOSEOut 7 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 8 Function EnabledGOOSEOut 8 ID GOOSEOut_8GOOSEOut 8 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 8 VLAN Priority 4GOOSEOut 8 VLAN ID 0GOOSEOut 8 ETYPE APPID 0GOOSEOut 8 ConfRev 1GOOSEOut 8 Retransmission Curve Relaxed
SERVER CONFIGURATIONIEDName IEDNameLogical Device Instance LDInstLPHD DC PhyNam location LocationMMS TCP Port Number 102
MMXU DEADBANDSMMXU1: TotW Deadband 10.000 %MMXU1: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU1: TotVA Deadband 10.000 %MMXU1: TotPF Deadband 10.000 %MMXU1: Hz Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU1: A phsA Deadband 10.000 %
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 3
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU1: A phsB Deadband 10.000 %MMXU1: A phsC Deadband 10.000 %MMXU1: A neut Deadband 10.000 %MMXU1: W phsA Deadband 10.000 %MMXU1: W phsB Deadband 10.000 %MMXU1: W phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU2: TotW Deadband 10.000 %MMXU2: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU2: TotVA Deadband 10.000 %MMXU2: TotPF Deadband 10.000 %MMXU2: Hz Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A phsA Deadband 10.000 %MMXU2: A phsB Deadband 10.000 %MMXU2: A phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A neut Deadband 10.000 %MMXU2: W phsA Deadband 10.000 %MMXU2: W phsB Deadband 10.000 %MMXU2: W phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU3: TotW Deadband 10.000 %MMXU3: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU3: TotVA Deadband 10.000 %MMXU3: TotPF Deadband 10.000 %MMXU3: Hz Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A phsA Deadband 10.000 %MMXU3: A phsB Deadband 10.000 %MMXU3: A phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A neut Deadband 10.000 %MMXU3: W phsA Deadband 10.000 %MMXU3: W phsB Deadband 10.000 %MMXU3: W phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsA Deadband 10.000 %
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 4
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU3: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU4: TotW Deadband 10.000 %MMXU4: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU4: TotVA Deadband 10.000 %MMXU4: TotPF Deadband 10.000 %MMXU4: Hz Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A phsA Deadband 10.000 %MMXU4: A phsB Deadband 10.000 %MMXU4: A phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A neut Deadband 10.000 %MMXU4: W phsA Deadband 10.000 %MMXU4: W phsB Deadband 10.000 %MMXU4: W phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsC Deadband 10.000 %
GGIO1 STATUS CONFIGURATIONNumber of Status Points 8
GGIO2 CONTROL CONFIGURATIONSPCSO 1 ctlModel 1SPCSO 2 ctlModel 1SPCSO 3 ctlModel 1SPCSO 4 ctlModel 1SPCSO 5 ctlModel 1SPCSO 6 ctlModel 1SPCSO 7 ctlModel 1SPCSO 8 ctlModel 1SPCSO 9 ctlModel 1SPCSO 10 ctlModel 1SPCSO 11 ctlModel 1SPCSO 12 ctlModel 1SPCSO 13 ctlModel 1SPCSO 14 ctlModel 1SPCSO 15 ctlModel 1SPCSO 16 ctlModel 1SPCSO 17 ctlModel 1SPCSO 18 ctlModel 1SPCSO 19 ctlModel 1SPCSO 20 ctlModel 1SPCSO 21 ctlModel 1SPCSO 22 ctlModel 1SPCSO 23 ctlModel 1SPCSO 24 ctlModel 1SPCSO 25 ctlModel 1SPCSO 26 ctlModel 1SPCSO 27 ctlModel 1SPCSO 28 ctlModel 1SPCSO 29 ctlModel 1SPCSO 30 ctlModel 1SPCSO 31 ctlModel 1SPCSO 32 ctlModel 1SPCSO 33 ctlModel 1
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 5
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
GGIO2 CONTROL CONFIGURATION (continued from last page)SPCSO 34 ctlModel 1SPCSO 35 ctlModel 1SPCSO 36 ctlModel 1SPCSO 37 ctlModel 1SPCSO 38 ctlModel 1SPCSO 39 ctlModel 1SPCSO 40 ctlModel 1SPCSO 41 ctlModel 1SPCSO 42 ctlModel 1SPCSO 43 ctlModel 1SPCSO 44 ctlModel 1SPCSO 45 ctlModel 1SPCSO 46 ctlModel 1SPCSO 47 ctlModel 1SPCSO 48 ctlModel 1SPCSO 49 ctlModel 1SPCSO 50 ctlModel 1SPCSO 51 ctlModel 1SPCSO 52 ctlModel 1SPCSO 53 ctlModel 1SPCSO 54 ctlModel 1SPCSO 55 ctlModel 1SPCSO 56 ctlModel 1SPCSO 57 ctlModel 1SPCSO 58 ctlModel 1SPCSO 59 ctlModel 1SPCSO 60 ctlModel 1SPCSO 61 ctlModel 1SPCSO 62 ctlModel 1SPCSO 63 ctlModel 1SPCSO 64 ctlModel 1
GGIO4 ANALOG CONFIGURATIONIEC61850 GGIO4 Analogs 4IEC61850 GGIO4 Analog 1 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 1 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 1 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 1 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 2 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 2 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 3 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 3 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 4 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 4 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 5 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 5 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 6 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 6 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 7 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 7 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 8 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 8 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 Value OFF
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 6
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 9 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 9 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 10 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 10 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 11 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 11 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 12 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 12 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 13 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 13 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 14 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 14 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 15 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 15 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 16 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 16 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 17 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 17 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 18 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 18 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 19 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 19 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 20 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 20 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 21 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 21 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 22 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 22 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 23 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 23 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 24 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 24 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 25 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 25 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 max 1000000.000
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 7
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
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GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 26 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 26 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 26 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 27 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 27 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 28 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 28 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 29 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 29 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 30 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 30 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 31 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 31 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 32 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 32 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 max 1000000.000
XCBR CONFIGURATIONXCBR1 ST.Loc Operand OFFXCBR2 ST.Loc Operand OFFXCBR3 ST.Loc Operand OFFXCBR4 ST.Loc Operand OFFClear XCBR1 OpCnt NoClear XCBR2 OpCnt NoClear XCBR3 OpCnt NoClear XCBR4 OpCnt No
XSWI CONFIGURATIONXSWI1 ST.Loc Operand OFFXSWI2 ST.Loc Operand OFFXSWI3 ST.Loc Operand OFFXSWI4 ST.Loc Operand OFFXSWI5 ST.Loc Operand OFFXSWI6 ST.Loc Operand OFFXSWI7 ST.Loc Operand OFFXSWI8 ST.Loc Operand OFFXSWI9 ST.Loc Operand OFFXSWI10 ST.Loc Operand OFFXSWI11 ST.Loc Operand OFFXSWI12 ST.Loc Operand OFFXSWI13 ST.Loc Operand OFFXSWI14 ST.Loc Operand OFFXSWI15 ST.Loc Operand OFFXSWI16 ST.Loc Operand OFFClear XSWI1 OpCnt NoClear XSWI2 OpCnt NoClear XSWI3 OpCnt NoClear XSWI4 OpCnt NoClear XSWI5 OpCnt NoClear XSWI6 OpCnt NoClear XSWI7 OpCnt NoClear XSWI8 OpCnt NoClear XSWI9 OpCnt NoClear XSWI10 OpCnt NoClear XSWI11 OpCnt No
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 8
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
XSWI CONFIGURATION (continued from last page)Clear XSWI12 OpCnt NoClear XSWI13 OpCnt NoClear XSWI14 OpCnt NoClear XSWI15 OpCnt NoClear XSWI16 OpCnt No
HTTPHTTP TCP Port Number 80
TFTPTFTP Main UDP Port Number 69TFTP Data UDP Port Number 1 0TFTP Data UDP Port Number 2 0
REAL TIME CLOCKIRIG-B Signal Type Amplitude ModulatedReal Time Clock Events EnabledTime Zone Offset 0.0 hrDST Function Disabled
OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 3Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source OSC TRIG On (VO6)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 86G-1A TRIP On (VO1)Digital Channel 2 STATOR DIFF OP ADigital Channel 3 STATOR DIFF OP BDigital Channel 4 STATOR DIFF OP CDigital Channel 5 3RD HARM NTRL UV PKPDigital Channel 6 3RD HARM NTRL UV OPDigital Channel 7 3RD HARM NTRL UV DPODigital Channel 8 AUX OV 1 PKPDigital Channel 9 AUX OV 1 OPDigital Channel 10 AUX OV 1 DPODigital Channel 11 86G-2A TRIP On (VO2)Digital Channel 12 VOLTS PER HERTZ 1 PKPDigital Channel 13 VOLTS PER HERTZ 1 OPDigital Channel 14 VOLTS PER HERTZ 1 DPODigital Channel 15 VOLTS PER HERTZ 2 PKPDigital Channel 16 VOLTS PER HERTZ 2 OPDigital Channel 17 VOLTS PER HERTZ 2 DPODigital Channel 18 LOSS EXCIT PKPDigital Channel 19 LOSS EXCIT OPDigital Channel 20 LOSS EXCIT DPODigital Channel 21 GEN UNBAL PKPDigital Channel 22 GEN UNBAL OPDigital Channel 23 GEN UNBAL DPODigital Channel 24 52G TRIP On (VO3)Digital Channel 25 PH DIST Z2 OP ABDigital Channel 26 PH DIST Z2 OP BCDigital Channel 27 PH DIST Z2 OP CADigital Channel 28 DIR POWER 1 OPDigital Channel 29 DIR POWER 2 OPDigital Channel 30 POWER SWING TRIPDigital Channel 31 UNDERFREQ 1 PKPDigital Channel 32 UNDERFREQ 1 OPDigital Channel 33 UNDERFREQ 1 DPODigital Channel 34 24A (FE 1) DPODigital Channel 35 GEN UNBAL STG2 OPDigital Channel 36 ACCDNT ENRG OPDigital Channel 37 SRC2 VT FUSE FAIL OPDigital Channel 38 PHASE UV1 OPDigital Channel 39 PHASE OV1 OPDigital Channel 40 PHASE TOC1 PKPDigital Channel 41 PHASE TOC1 OP
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 9
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
OSCILLOGRAPHY (continued from last page)Digital Channel 42 PHASE TOC1 DPODigital Channel 43 OVERFREQ 1 PKPDigital Channel 44 OVERFREQ 1 OPDigital Channel 45 OVERFREQ 1 DPODigital Channel 47 86G1A On(P7A)Digital Channel 48 86G2A On(P7C)Analog Channel 1 Stator Diff IadAnalog Channel 2 Stator Rest IarAnalog Channel 3 Stator Diff IbdAnalog Channel 4 Stator Rest IbrAnalog Channel 5 Stator Diff IcdAnalog Channel 6 Stator Rest IcrAnalog Channel 7 Stator Gnd Vn 3rdAnalog Channel 8 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 9 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 10 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 11 SRC2 Ia RMSAnalog Channel 12 SRC2 Ib RMSAnalog Channel 13 SRC2 Ic RMSAnalog Channel 14 SRC1 Ia RMSAnalog Channel 15 SRC1 Ib RMSAnalog Channel 16 SRC1 Ic RMS
DATA LOGGERData Logger Mode ContinuousData Logger Trigger OFFRate 10000 msecChannel 1 Stator Gnd Vn 3rdChannel 2 SRC2 PChannel 3 SRC2 PFChannel 4 SRC1 Vx RMSChannel 5 SRC1 Vx Mag
USER-PROGRAMMABLE LEDSTRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO4)Alarm LED Input Alarm On (VO8)
USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND 3RD HARM NTRL UV OPLED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND 59N(DE1) OPLED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND STATOR DIFF OP ALED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND STATOR DIFF OP BLED 4: TYPE LatchedLED 5: OPERAND STATOR DIFF OP CLED 5: TYPE LatchedLED 6: OPERAND VOLTS PER HERTZ 1 OPLED 6: TYPE LatchedLED 7: OPERAND VOLTS PER HERTZ 2 OPLED 7: TYPE LatchedLED 8: OPERAND LOSS EXCIT STG1 OPLED 8: TYPE LatchedLED 9: OPERAND LOSS EXCIT STG2 OPLED 9: TYPE LatchedLED 10: OPERAND PH DIST Z2 OP ABLED 10: TYPE LatchedLED 11: OPERAND PH DIST Z2 OP BCLED 11: TYPE LatchedLED 12: OPERAND PH DIST Z2 OP CALED 12: TYPE LatchedLED 13: OPERAND POWER SWING TRIPLED 13: TYPE LatchedLED 14: OPERAND DIR POWER 1 OPLED 14: TYPE Latched
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 10
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
USER PROGRAMMABLE LEDS (continued from last page)LED 15: OPERAND UNDERFREQ 1 OPLED 15: TYPE LatchedLED 16: OPERAND SRC2 VT FUSE FAIL OPLED 16: TYPE LatchedLED 17: OPERAND GEN UNBAL OPLED 17: TYPE LatchedLED 18: OPERAND OVERFREQ 1 OPLED 18: TYPE LatchedLED 19: OPERAND PHASE UV1 OPLED 19: TYPE LatchedLED 20: OPERAND PHASE OV1 OPLED 20: TYPE LatchedLED 21: OPERAND ACCDNT ENRG OPLED 21: TYPE LatchedLED 22: OPERAND PHASE TOC1 OPLED 22: TYPE LatchedLED 24: OPERAND 86G1A Off(P7A)LED 24: TYPE Self-ResetLED 25: OPERAND 86G2A On(P7C)LED 25: TYPE Self-Reset
USER-PROGRAMMABLE SELF TESTSRemote Device Off Function EnabledBattery Fail Function EnabledSNTP Fail Function EnabledIRIG B Fail Function Enabled
INSTALLATIONRelay Name GTG G60A
SYSTEM SETUPAC INPUTS
CURRENTCT F1: Phase CT Primary 12000 ACT F1: Phase CT Secondary 5 ACT F1: Ground CT Primary 1 ACT F1: Ground CT Secondary 1 ACT M1: Phase CT Primary 12000 ACT M1: Phase CT Secondary 5 ACT M1: Ground CT Primary 1 ACT M1: Ground CT Secondary 1 A
VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection DeltaVT F5: Phase VT Secondary 120.0 VVT F5: Phase VT Ratio 150.00 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VnVT F5: Auxiliary VT Secondary 240.0 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 50.00 :1VT M5: Phase VT Connection DeltaVT M5: Phase VT Secondary 25.0 VVT M5: Phase VT Ratio 1.00 :1VT M5: Auxiliary VT Connection VagVT M5: Auxiliary VT Secondary 25.0 VVT M5: Auxiliary VT Ratio 1.00 :1
POWER SYSTEMNominal Frequency 60 HzPhase Rotation ABCReverse Phase Rotation OFFFrequency And Phase Reference LINE (SRC 2)Frequency Tracking Function Enabled
SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name NEUTRLSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT None
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 11
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
SIGNAL SOURCES (continued from last page)SOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT F5SOURCE 2: Name LINESOURCE 2: Phase CT M1SOURCE 2: Ground CT NoneSOURCE 2: Phase VT F5SOURCE 2: Auxiliary VT None
FLEXCURVESFLEXCURVE AFlexCurve Name FlexCurve A
FLEXCURVE BFlexCurve Name FlexCurve B
FLEXCURVE CFlexCurve Name FlexCurve C
FLEXCURVE DFlexCurve Name FlexCurve D
FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 3RD HARM NTRL UV OPFlexLogic Entry 2 59N(DE1) OPFlexLogic Entry 3 STATOR DIFF OPFlexLogic Entry 4 OR(3)FlexLogic Entry 5 = 86G-1A TRIP (VO1)FlexLogic Entry 6 VOLTS PER HERTZ 1 OPFlexLogic Entry 7 VOLTS PER HERTZ 2 OPFlexLogic Entry 8 LOSS EXCIT STG1 OPFlexLogic Entry 9 LOSS EXCIT STG2 OPFlexLogic Entry 10 GEN UNBAL STG1 OPFlexLogic Entry 11 OR(5)FlexLogic Entry 12 = 86G-2A TRIP (VO2)FlexLogic Entry 13 PH DIST Z2 OPFlexLogic Entry 14 DIR POWER 1 OPFlexLogic Entry 15 PHASE TOC1 OPFlexLogic Entry 16 ACCDNT ENRG OPFlexLogic Entry 17 POWER SWING TRIPFlexLogic Entry 18 UNDERFREQ 1 OPFlexLogic Entry 19 OR(6)FlexLogic Entry 20 = 52G TRIP (VO3)FlexLogic Entry 21 86G-1A TRIP On (VO1)FlexLogic Entry 22 86G-2A TRIP On (VO2)FlexLogic Entry 23 52G TRIP On (VO3)FlexLogic Entry 24 OR(3)FlexLogic Entry 25 = ANY TRIP (VO4)FlexLogic Entry 26 52G/b On(H7A)FlexLogic Entry 27 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 28 OR(2)FlexLogic Entry 29 = BLOCK (VO5)FlexLogic Entry 30 ANY TRIP On (VO4)FlexLogic Entry 31 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 32 TRIG OSC On(U7A)FlexLogic Entry 33 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 34 OR(2)FlexLogic Entry 35 = OSC TRIG (VO6)FlexLogic Entry 36 24A (FE 1) OPFlexLogic Entry 37 GEN UNBAL STG2 OPFlexLogic Entry 38 OVERFREQ 1 OPFlexLogic Entry 39 PHASE OV1 OPFlexLogic Entry 40 PHASE UV1 OPFlexLogic Entry 41 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 42 OR(6)FlexLogic Entry 43 = Alarm (VO8)FlexLogic Entry 44 END
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 12
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
FLEXELEMENTSFLEXELEMENTS 1: Function EnabledFLEXELEMENTS 1: Name 24AFLEXELEMENTS 1: InputPlus Volts Per Hertz 1FLEXELEMENTS 1: InputMinus OFFFLEXELEMENTS 1: InputMode ABSOLUTEFLEXELEMENTS 1: Compare Mode LEVELFLEXELEMENTS 1: Direction Type OVERFLEXELEMENTS 1: Pickup 1.060 puFLEXELEMENTS 1: Hysteresis 3.0 %FLEXELEMENTS 1: DeltaTUnits MillisecondsFLEXELEMENTS 1: DeltaT 20FLEXELEMENTS 1: Pickup Delay 10.000 sFLEXELEMENTS 1: Reset Delay 60.000 sFLEXELEMENTS 1: Block OFFFLEXELEMENTS 1: Target Self-resetFLEXELEMENTS 1: Events Enabled
GROUPED ELEMENTSGROUP 1
DISTANCEDISTANCE [GROUP 1] Source LINE (SRC 2)Memory Duration 10 cyclesForce Self-Polar OFFForce Mem-Polar OFF
PHASE DISTANCE [GROUP 1] PHASE DISTANCE Z2: Function EnabledPHASE DISTANCE Z2: Direction ForwardPHASE DISTANCE Z2: Shape MhoPHASE DISTANCE Z2: Xfmr Vol Connection Dy11PHASE DISTANCE Z2: Xfmr Curr Connection Dy11PHASE DISTANCE Z2: Reach 15.36 ohmsPHASE DISTANCE Z2: RCA 90 degPHASE DISTANCE Z2: Rev Reach 0.02 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Rev Reach RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Comp Limit 90 degPHASE DISTANCE Z2: DIR RCA 90 degPHASE DISTANCE Z2: DIR Comp Limit 90 degPHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder 10.00 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder 10.00 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Supervision 0.200 puPHASE DISTANCE Z2: Volt Level 0.000 puPHASE DISTANCE Z2: Delay 0.800 sPHASE DISTANCE Z2: Block BLOCK On (VO5)PHASE DISTANCE Z2: Target LatchedPHASE DISTANCE Z2: Events Enabled
POWER SWING DETECT [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Shape Quad ShapeMode Two StepSupv 0.600 puFwd Reach 4.01 ohmsQuad Fwd Mid 4.01 ohmsQuad Fwd Out 4.01 ohmsFwd Rca 89 degRev Reach 8.89 ohmsQuad Rev Mid 8.89 ohmsQuad Rev Out 8.89 ohmsRev Rca 90 degOuter Limit Angle 120 degMiddle Limit Angle 90 deg
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 13
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
POWER SWING DETECT [GROUP 1] (continued from last page)Inner Limit Angle 60 degOuter Rgt Bld 8.21 ohmsOuter Lft Bld 8.21 ohmsMidle Rgt Bld 8.21 ohmsMidle Lft Bld 8.21 ohmsInner Rgt Bld 2.74 ohmsInner Lft Bld 2.74 ohmsDelay 1 Pickup 0.140 sDelay 1 Reset 0.050 sDelay 2 Pickup 0.017 sDelay 3 Pickup 0.320 sDelay 4 Pickup 0.070 sSeal-In Delay 0.400 sTrip Mode DelayedBlock BLOCK On (VO5)Target LatchedEvent Enabled
STATOR DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledLine End Source LINE (SRC 2)Neutral End Source NEUTRL (SRC 1)Pickup 0.100 puSlope 1 10 %Break 1 1.15 puSlope 2 80 %Break 2 4.00 puBlock OFFTargets LatchedEvents Enabled
PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC1: Function EnabledPHASE TOC1: Signal Source LINE (SRC 2)PHASE TOC1: Input PhasorPHASE TOC1: Pickup 0.864 puPHASE TOC1: Curve IEC Curve BPHASE TOC1: TD Multiplier 0.53PHASE TOC1: Reset InstantaneousPHASE TOC1: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC1: Block A OFFPHASE TOC1: Block B OFFPHASE TOC1: Block C OFFPHASE TOC1: Target LatchedPHASE TOC1: Events Enabled
GENERATOR UNBALANCE [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Inom 0.752 puStage 1 Pickup 8.00 %Stage 1 K-Value 8.00Stage 1 Tmin 0.001 sStage 1 Tmax 1000.0 sStage 1 K-Reset 227.0 sStage 2 Pickup 5.60 %Stage 2 Pickup Delay 1.0 sBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled
VOLTAGE ELEMENTSPHASE UV [GROUP 1] PHASE UV1: Function EnabledPHASE UV1: Signal Source LINE (SRC 2)PHASE UV1: Mode Phase to Phase
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 14
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
PHASE UV [GROUP 1] (continued from last page)PHASE UV1: Pickup 0.800 puPHASE UV1: Curve Definite TimePHASE UV1: Delay 10.00 sPHASE UV1: Minimum Voltage 0.000 puPHASE UV1: Block BLOCK On (VO5)PHASE UV1: Target LatchedPHASE UV1: Events Enabled
PHASE OV [GROUP 1] PHASE OV1: Function EnabledPHASE OV1: Source LINE (SRC 2)PHASE OV1: Pickup 1.200 puPHASE OV1: Delay 3.00 sPHASE OV1: Reset Delay 0.00 sPHASE OV1: Block BLOCK On (VO5)PHASE OV1: Target LatchedPHASE OV1: Events Enabled
AUXILIARY OV [GROUP 1] AUXILIARY OV 1: Function EnabledAUXILIARY OV 1: Source NEUTRL (SRC 1)AUXILIARY OV 1: Pickup 0.021 puAUXILIARY OV 1: Pickup Delay 5.00 sAUXILIARY OV 1: Reset Delay 0.00 sAUXILIARY OV 1: Block OFFAUXILIARY OV 1: Target LatchedAUXILIARY OV 1: Events Enabled
VOLTS PER HERTZ [GROUP 1] VOLTS PER HERTZ 1: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 1: Source LINE (SRC 2)VOLTS PER HERTZ 1: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 1: Pickup 1.10 puVOLTS PER HERTZ 1: Curves Inverse AVOLTS PER HERTZ 1: TD Multiplier 7.00VOLTS PER HERTZ 1: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 1: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPVOLTS PER HERTZ 1: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 1: Events EnabledVOLTS PER HERTZ 2: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 2: Source LINE (SRC 2)VOLTS PER HERTZ 2: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 2: Pickup 1.18 puVOLTS PER HERTZ 2: Curves Definite TimeVOLTS PER HERTZ 2: TD Multiplier 2.00VOLTS PER HERTZ 2: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 2: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPVOLTS PER HERTZ 2: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 2: Events Enabled
LOSS OF EXCITATION [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Center 1 11.66 ohmRadius 1 9.22 ohmUV Supervision Enable 1 EnabledPickup Delay 1 0.060 sCenter 2 24.47 ohmRadius 2 22.03 ohmUV Supervision Enable 2 EnabledPickup Delay 2 0.600 sUV Supervision 0.900 puBlock SRC2 VT FUSE FAIL OPTarget LatchedEvents Enabled
ACCIDENTAL ENERGIZATION [GROUP 1]
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 15
GTG G60A_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG G60ATEXT COLOR
ACCIDENTAL ENERGIZATION [GROUP 1] (continued from last page)Function EnabledSource LINE (SRC 2)Accidental Energization Arming Mode UV AND OFFLINEAccidental Energization OC Pickup 0.200Accidental Energization UV Pickup 0.500Accidental Energization Offline 52G/b On(H7A)Block OFFTarget LatchedEvents Enabled
STATOR GROUNDSTATOR GROUND SOURCE [GROUP 1] Source NEUTRL (SRC 1)
3RD HARMONIC NTRL UV [GROUP 1] Function EnabledPickup 0.3000 puDelay 0.00 sMax Power 3.000 puMin Power 0.000 puVolt Supervision 0.500 puBlock OFFTarget Self-resetEvents Enabled
POWERSENSITIVE DIRECTIONAL POWER
SENSITIVE DIRECTIONAL POWER [GROUP 1] SENS DIR POWER1: Function EnabledSENS DIR POWER1: Signal Source LINE (SRC 2)SENS DIR POWER1: Sensitive Directional Power RCA 180 degSENS DIR POWER1: Sensitive Directional Power Calibration 0.00 degSENS DIR POWER1: Stage 1 SMIN 0.024 puSENS DIR POWER1: Stage 1 Delay 10.00 sSENS DIR POWER1: Stage 2 SMIN 0.024 puSENS DIR POWER1: Stage 2 Delay 10.00 sSENS DIR POWER1: Block BLOCK On (VO5)SENS DIR POWER1: Target LatchedSENS DIR POWER1: Events Enabled
CONTROL ELEMENTSUNDERFREQUENCYUNDERFREQUENCY 1: Function EnabledUNDERFREQUENCY 1: Block BLOCK On (VO5)UNDERFREQUENCY 1: Source LINE (SRC 2)UNDERFREQUENCY 1: Min Volt/Amp 0.85 puUNDERFREQUENCY 1: Pickup 56.40 HzUNDERFREQUENCY 1: Pickup Delay 20.000 sUNDERFREQUENCY 1: Reset Delay 0.000 sUNDERFREQUENCY 1: Target LatchedUNDERFREQUENCY 1: Events Enabled
OVERFREQUENCYOVERFREQUENCY 1: Function EnabledOVERFREQUENCY 1: Block BLOCK On (VO5)OVERFREQUENCY 1: Source LINE (SRC 2)OVERFREQUENCY 1: Pickup 64.80 HzOVERFREQUENCY 1: Pickup Delay 1.000 sOVERFREQUENCY 1: Reset Delay 0.000 sOVERFREQUENCY 1: Target LatchedOVERFREQUENCY 1: Events Enabled
DIGITAL ELEMENTSDigital Element 1 Function EnabledDigital Element 1 Name 59NDigital Element 1 Input AUX OV 1 OPDigital Element 1 Pickup Delay 0.000 s
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 16
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DIGITAL ELEMENTS (continued from last page)Digital Element 1 Reset Delay 0.000 sDigital Element 1 Pickup Led EnabledDigital Element 1 Block OFFDigital Element 1 Target LatchedDigital Element 1 Events Enabled
MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function DisabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function EnabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu
FREQUENCY OOB ACCUMULATIONFreq OOB Accumulator Source NEUTRL (SRC 1)Freq OOB Accumulator Min V A 0.10 puFreq OOB Accumulator Block OFFFreq OOB Accumulator Target Self-resetFreq OOB Accumulator Events Disabled
INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID 52G/b[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Enabled[H7C] Contact Input 2 ID Cont Ip 2[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Disabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID 86G1A[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Enabled[P7C] Contact Input 6 ID 86G2A[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Enabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID TRIG OSC[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Enabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 17
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CONTACT INPUT THRESHOLDS52G/b, Cont Ip 2, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 Vdc86G1A, 86G2A, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcTRIG OSC, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 84 Vdc
CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID TRIP 86G-1A[H1] Contact Output 1 Operate 86G-1A TRIP On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H2] Contact Output 2 ID TRIP 86G-2A[H2] Contact Output 2 Operate 86G-2A TRIP On (VO2)[H2] Contact Output 2 Seal-In OFF[H2] Contact Output 2 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52G TC1[H3] Contact Output 3 Operate 52G TRIP On (VO3)[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 52G TC2[H4] Contact Output 4 Operate 52G TRIP On (VO3)[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[P1] Contact Output 7 ID ANY TRIP (A)[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO4)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P2] Contact Output 8 ID 24(A)[P2] Contact Output 8 Operate 24A (FE 1) OP[P2] Contact Output 8 Seal-In OFF[P2] Contact Output 8 Events Enabled[P3] Contact Output 9 ID 46(A)[P3] Contact Output 9 Operate GEN UNBAL STG2 OP[P3] Contact Output 9 Seal-In OFF[P3] Contact Output 9 Events Enabled[P4] Contact Output 10 ID 81O(A)[P4] Contact Output 10 Operate OVERFREQ 1 OP[P4] Contact Output 10 Seal-In OFF[P4] Contact Output 10 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID VTFF[P5] Contact Output 11 Operate SRC2 VT FUSE FAIL OP[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[U1] Contact Output 13 ID 27P(A)[U1] Contact Output 13 Operate PHASE UV1 OP[U1] Contact Output 13 Seal-In OFF[U1] Contact Output 13 Events Enabled[U2] Contact Output 14 ID 59P(A)[U2] Contact Output 14 Operate PHASE OV1 OP[U2] Contact Output 14 Seal-In OFF[U2] Contact Output 14 Events Enabled[U3] Contact Output 15 ID IBF/52G[U3] Contact Output 15 Operate 52G TRIP On (VO3)[U3] Contact Output 15 Seal-In OFF[U3] Contact Output 15 Events Enabled[U5] Contact Output 17 ID TRIG OS G60B[U5] Contact Output 17 Operate ANY TRIP On (VO4)[U5] Contact Output 17 Seal-In OFF[U5] Contact Output 17 Events Enabled[U6] Contact Output 18 ID TRIG OS T60U[U6] Contact Output 18 Operate ANY TRIP On (VO4)[U6] Contact Output 18 Seal-In OFF[U6] Contact Output 18 Events Enabled
VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 86G-1A TRIPVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID 86G-2A TRIPVirtual Output 2 Events Enabled
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 18
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VIRTUAL OUTPUTS (continued from last page)Virtual Output 3 ID 52G TRIPVirtual Output 3 Events EnabledVirtual Output 4 ID ANY TRIPVirtual Output 4 Events EnabledVirtual Output 5 ID BLOCKVirtual Output 5 Events EnabledVirtual Output 6 ID OSC TRIGVirtual Output 6 Events EnabledVirtual Output 8 ID AlarmVirtual Output 8 Events Enabled
REMOTE DEVICESRemote Device 1 ID Remote Device 1Remote Device 1 ETYPE APPID 0Remote Device 1 DATASET FixedRemote Device 1 IN PMU SCHEME NoRemote Device 2 ID Remote Device 2Remote Device 2 ETYPE APPID 0Remote Device 2 DATASET FixedRemote Device 2 IN PMU SCHEME NoRemote Device 3 ID Remote Device 3Remote Device 3 ETYPE APPID 0Remote Device 3 DATASET FixedRemote Device 3 IN PMU SCHEME NoRemote Device 4 ID Remote Device 4Remote Device 4 ETYPE APPID 0Remote Device 4 DATASET FixedRemote Device 4 IN PMU SCHEME NoRemote Device 5 ID Remote Device 5Remote Device 5 ETYPE APPID 0Remote Device 5 DATASET FixedRemote Device 5 IN PMU SCHEME NoRemote Device 6 ID Remote Device 6Remote Device 6 ETYPE APPID 0Remote Device 6 DATASET FixedRemote Device 6 IN PMU SCHEME NoRemote Device 7 ID Remote Device 7Remote Device 7 ETYPE APPID 0Remote Device 7 DATASET FixedRemote Device 7 IN PMU SCHEME NoRemote Device 8 ID Remote Device 8Remote Device 8 ETYPE APPID 0Remote Device 8 DATASET FixedRemote Device 8 IN PMU SCHEME NoRemote Device 9 ID Remote Device 9Remote Device 9 ETYPE APPID 0Remote Device 9 DATASET FixedRemote Device 9 IN PMU SCHEME NoRemote Device 10 ID Remote Device 10Remote Device 10 ETYPE APPID 0Remote Device 10 DATASET FixedRemote Device 10 IN PMU SCHEME NoRemote Device 11 ID Remote Device 11Remote Device 11 ETYPE APPID 0Remote Device 11 DATASET FixedRemote Device 11 IN PMU SCHEME NoRemote Device 12 ID Remote Device 12Remote Device 12 ETYPE APPID 0Remote Device 12 DATASET FixedRemote Device 12 IN PMU SCHEME NoRemote Device 13 ID Remote Device 13Remote Device 13 ETYPE APPID 0Remote Device 13 DATASET FixedRemote Device 13 IN PMU SCHEME NoRemote Device 14 ID Remote Device 14Remote Device 14 ETYPE APPID 0Remote Device 14 DATASET Fixed
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 19
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REMOTE DEVICES (continued from last page)Remote Device 14 IN PMU SCHEME NoRemote Device 15 ID Remote Device 15Remote Device 15 ETYPE APPID 0Remote Device 15 DATASET FixedRemote Device 15 IN PMU SCHEME NoRemote Device 16 ID Remote Device 16Remote Device 16 ETYPE APPID 0Remote Device 16 DATASET FixedRemote Device 16 IN PMU SCHEME No
IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTSIEC61850 GOOSE Analog Input 1 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 1 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 1 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 2 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 2 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 3 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 3 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 4 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 4 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 5 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 5 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 6 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 6 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 7 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 7 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 8 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 8 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 9 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 9 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 10 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 10 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 11 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 11 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 12 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 12 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 13 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 13 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 14 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 14 PU Base 1.000
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 20
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IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 15 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 15 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 16 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 16 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 17 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 17 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 18 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 18 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 19 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 19 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 20 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 20 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 21 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 21 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 22 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 22 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 23 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 23 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 24 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 24 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 25 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 25 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 26 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 26 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 27 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 27 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 28 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 28 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 29 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 29 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 30 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 30 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 31 Units
Fri Aug 23 16:09:27 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 21
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IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 31 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 32 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 32 PU Base 1.000
IEC 61850 GOOSE UINTEGERS INPUTSIEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Mode Default Value
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 1
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PRODUCT SETUPSECURITYCommand Password 0Setting Password 0Command Password Access Timeout 5 minSetting Password Access Timeout 30 minInvalid Password Attempts 3Password Lockout Duration 5 minPassword Access Events DisabledLocal Setting Authorized ONRemote Setting Authorized ONAccess Authorized Timeout 30 min
DISPLAY PROPERTIESFlash Message Time 1.0 sDefault Message Timeout 300 sDefault Message Intensity (VFD Only) 25 %Screen Saver Feature (LCD Only) DisabledScreen Saver Wait Time (LCD Only) 30 minCurrent Cutoff Level 0.020 puVoltage Cutoff Level 1.0 V
COMMUNICATIONSSERIAL PORTSCOM2 Selection RS485RS485 Com2 Baud Rate 115200RS485 Com2 Parity NoneRS485 Com2 Response Min Time 0 ms
NETWORKIP Address 3. 94.244.210IP Subnet Mask 255.255.252. 0Gateway IP Address 3. 94.244. 1OSI Network Address (NSAP) 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 32
MODBUS PROTOCOLModbus Slave Address 254Modbus TCP Port Number 502
IEC 61850GSSE / GOOSE CONFIGURATION
TRANSMISSIONGENERALDefault GSSE/GOOSE Update Time 60 s
GSSEFunction EnabledID GSSEOutDestination MAC 00 00 00 00 00 00
TX CONFIGURABLE GOOSEGOOSEOut 1 Function EnabledGOOSEOut 1 ID GOOSEOut_1GOOSEOut 1 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 1 VLAN Priority 4GOOSEOut 1 VLAN ID 0GOOSEOut 1 ETYPE APPID 0GOOSEOut 1 ConfRev 1GOOSEOut 1 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 2 Function EnabledGOOSEOut 2 ID GOOSEOut_2GOOSEOut 2 Destination MAC 00 00 00 00 00 00GOOSEOut 2 VLAN Priority 4GOOSEOut 2 VLAN ID 0GOOSEOut 2 ETYPE APPID 0GOOSEOut 2 ConfRev 1GOOSEOut 2 Retransmission Curve RelaxedGOOSEOut 3 Function Enabled
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 2
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MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU3: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU4: TotW Deadband 10.000 %MMXU4: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU4: TotVA Deadband 10.000 %MMXU4: TotPF Deadband 10.000 %MMXU4: Hz Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A phsA Deadband 10.000 %MMXU4: A phsB Deadband 10.000 %MMXU4: A phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A neut Deadband 10.000 %MMXU4: W phsA Deadband 10.000 %MMXU4: W phsB Deadband 10.000 %MMXU4: W phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsC Deadband 10.000 %
GGIO1 STATUS CONFIGURATIONNumber of Status Points 8
GGIO2 CONTROL CONFIGURATIONSPCSO 1 ctlModel 1SPCSO 2 ctlModel 1SPCSO 3 ctlModel 1SPCSO 4 ctlModel 1SPCSO 5 ctlModel 1SPCSO 6 ctlModel 1SPCSO 7 ctlModel 1SPCSO 8 ctlModel 1SPCSO 9 ctlModel 1SPCSO 10 ctlModel 1SPCSO 11 ctlModel 1SPCSO 12 ctlModel 1SPCSO 13 ctlModel 1SPCSO 14 ctlModel 1SPCSO 15 ctlModel 1SPCSO 16 ctlModel 1SPCSO 17 ctlModel 1SPCSO 18 ctlModel 1SPCSO 19 ctlModel 1SPCSO 20 ctlModel 1SPCSO 21 ctlModel 1SPCSO 22 ctlModel 1SPCSO 23 ctlModel 1SPCSO 24 ctlModel 1SPCSO 25 ctlModel 1SPCSO 26 ctlModel 1SPCSO 27 ctlModel 1SPCSO 28 ctlModel 1SPCSO 29 ctlModel 1SPCSO 30 ctlModel 1SPCSO 31 ctlModel 1SPCSO 32 ctlModel 1SPCSO 33 ctlModel 1
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 5
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GGIO2 CONTROL CONFIGURATION (continued from last page)SPCSO 34 ctlModel 1SPCSO 35 ctlModel 1SPCSO 36 ctlModel 1SPCSO 37 ctlModel 1SPCSO 38 ctlModel 1SPCSO 39 ctlModel 1SPCSO 40 ctlModel 1SPCSO 41 ctlModel 1SPCSO 42 ctlModel 1SPCSO 43 ctlModel 1SPCSO 44 ctlModel 1SPCSO 45 ctlModel 1SPCSO 46 ctlModel 1SPCSO 47 ctlModel 1SPCSO 48 ctlModel 1SPCSO 49 ctlModel 1SPCSO 50 ctlModel 1SPCSO 51 ctlModel 1SPCSO 52 ctlModel 1SPCSO 53 ctlModel 1SPCSO 54 ctlModel 1SPCSO 55 ctlModel 1SPCSO 56 ctlModel 1SPCSO 57 ctlModel 1SPCSO 58 ctlModel 1SPCSO 59 ctlModel 1SPCSO 60 ctlModel 1SPCSO 61 ctlModel 1SPCSO 62 ctlModel 1SPCSO 63 ctlModel 1SPCSO 64 ctlModel 1
GGIO4 ANALOG CONFIGURATIONIEC61850 GGIO4 Analogs 4IEC61850 GGIO4 Analog 1 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 1 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 1 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 1 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 2 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 2 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 3 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 3 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 4 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 4 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 5 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 5 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 6 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 6 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 7 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 7 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 8 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 8 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 Value OFF
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 6
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GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 9 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 9 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 10 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 10 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 11 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 11 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 12 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 12 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 13 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 13 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 14 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 14 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 15 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 15 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 16 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 16 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 17 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 17 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 18 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 18 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 19 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 19 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 20 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 20 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 21 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 21 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 22 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 22 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 23 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 23 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 24 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 24 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 25 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 25 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 max 1000000.000
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 7
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GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 26 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 26 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 26 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 27 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 27 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 28 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 28 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 29 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 29 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 30 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 30 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 31 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 31 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 32 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 32 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 max 1000000.000
XCBR CONFIGURATIONXCBR1 ST.Loc Operand OFFXCBR2 ST.Loc Operand OFFXCBR3 ST.Loc Operand OFFXCBR4 ST.Loc Operand OFFClear XCBR1 OpCnt NoClear XCBR2 OpCnt NoClear XCBR3 OpCnt NoClear XCBR4 OpCnt No
XSWI CONFIGURATIONXSWI1 ST.Loc Operand OFFXSWI2 ST.Loc Operand OFFXSWI3 ST.Loc Operand OFFXSWI4 ST.Loc Operand OFFXSWI5 ST.Loc Operand OFFXSWI6 ST.Loc Operand OFFXSWI7 ST.Loc Operand OFFXSWI8 ST.Loc Operand OFFXSWI9 ST.Loc Operand OFFXSWI10 ST.Loc Operand OFFXSWI11 ST.Loc Operand OFFXSWI12 ST.Loc Operand OFFXSWI13 ST.Loc Operand OFFXSWI14 ST.Loc Operand OFFXSWI15 ST.Loc Operand OFFXSWI16 ST.Loc Operand OFFClear XSWI1 OpCnt NoClear XSWI2 OpCnt NoClear XSWI3 OpCnt NoClear XSWI4 OpCnt NoClear XSWI5 OpCnt NoClear XSWI6 OpCnt NoClear XSWI7 OpCnt NoClear XSWI8 OpCnt NoClear XSWI9 OpCnt NoClear XSWI10 OpCnt NoClear XSWI11 OpCnt No
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 8
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XSWI CONFIGURATION (continued from last page)Clear XSWI12 OpCnt NoClear XSWI13 OpCnt NoClear XSWI14 OpCnt NoClear XSWI15 OpCnt NoClear XSWI16 OpCnt No
HTTPHTTP TCP Port Number 80
TFTPTFTP Main UDP Port Number 69TFTP Data UDP Port Number 1 0TFTP Data UDP Port Number 2 0
REAL TIME CLOCKIRIG-B Signal Type Amplitude ModulatedReal Time Clock Events EnabledTime Zone Offset 0.0 hrDST Function Disabled
OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 3Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source OSC TRIG On (VO6)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 86G-1B TRIP On (VO1)Digital Channel 2 STATOR DIFF OP ADigital Channel 3 STATOR DIFF OP BDigital Channel 4 STATOR DIFF OP CDigital Channel 5 3RD HARM NTRL UV PKPDigital Channel 6 3RD HARM NTRL UV OPDigital Channel 7 3RD HARM NTRL UV DPODigital Channel 8 AUX OV 1 PKPDigital Channel 9 AUX OV 1 OPDigital Channel 10 AUX OV 1 DPODigital Channel 11 86G-2B TRIP On (VO2)Digital Channel 12 VOLTS PER HERTZ 1 PKPDigital Channel 13 VOLTS PER HERTZ 1 OPDigital Channel 14 VOLTS PER HERTZ 1 DPODigital Channel 15 VOLTS PER HERTZ 2 PKPDigital Channel 16 VOLTS PER HERTZ 2 OPDigital Channel 17 VOLTS PER HERTZ 2 DPODigital Channel 18 LOSS EXCIT PKPDigital Channel 19 LOSS EXCIT OPDigital Channel 20 LOSS EXCIT DPODigital Channel 21 GEN UNBAL PKPDigital Channel 22 GEN UNBAL OPDigital Channel 23 GEN UNBAL DPODigital Channel 24 52G TRIP On (VO3)Digital Channel 25 PH DIST Z2 OP ABDigital Channel 26 PH DIST Z2 OP BCDigital Channel 27 PH DIST Z2 OP CADigital Channel 28 DIR POWER 1 OPDigital Channel 29 DIR POWER 2 OPDigital Channel 30 POWER SWING TRIPDigital Channel 31 UNDERFREQ 1 PKPDigital Channel 32 UNDERFREQ 1 OPDigital Channel 33 UNDERFREQ 1 DPODigital Channel 34 24A (FE 1) DPODigital Channel 35 GEN UNBAL STG2 OPDigital Channel 36 ACCDNT ENRG OPDigital Channel 37 SRC2 VT FUSE FAIL OPDigital Channel 38 PHASE UV1 OPDigital Channel 39 PHASE OV1 OPDigital Channel 40 PHASE TOC1 PKPDigital Channel 41 PHASE TOC1 OP
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 9
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OSCILLOGRAPHY (continued from last page)Digital Channel 42 PHASE TOC1 DPODigital Channel 43 OVERFREQ 1 PKPDigital Channel 44 OVERFREQ 1 OPDigital Channel 45 OVERFREQ 1 DPODigital Channel 47 86G1A On(P7a)Digital Channel 48 86G2A On(P7c)Analog Channel 1 Stator Diff IadAnalog Channel 2 Stator Rest IarAnalog Channel 3 Stator Diff IbdAnalog Channel 4 Stator Rest IbrAnalog Channel 5 Stator Diff IcdAnalog Channel 6 Stator Rest IcrAnalog Channel 7 Stator Gnd Vn 3rdAnalog Channel 8 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 9 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 10 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 11 SRC2 Ia RMSAnalog Channel 12 SRC2 Ib RMSAnalog Channel 13 SRC2 Ic RMSAnalog Channel 14 SRC1 Ia RMSAnalog Channel 15 SRC1 Ib RMSAnalog Channel 16 SRC1 Ic RMS
DATA LOGGERData Logger Mode ContinuousData Logger Trigger OFFRate 10000 msecChannel 1 Stator Gnd Vn 3rdChannel 2 SRC2 PChannel 3 SRC2 PFChannel 4 SRC1 Vx RMSChannel 5 SRC1 Vx Mag
USER-PROGRAMMABLE LEDSTRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO4)Alarm LED Input Alarm On (VO8)
USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND 3RD HARM NTRL UV OPLED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND 59N(DE1) OPLED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND STATOR DIFF OP ALED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND STATOR DIFF OP BLED 4: TYPE LatchedLED 5: OPERAND STATOR DIFF OP CLED 5: TYPE LatchedLED 6: OPERAND VOLTS PER HERTZ 1 OPLED 6: TYPE LatchedLED 7: OPERAND VOLTS PER HERTZ 2 OPLED 7: TYPE LatchedLED 8: OPERAND LOSS EXCIT STG1 OPLED 8: TYPE LatchedLED 9: OPERAND LOSS EXCIT STG2 OPLED 9: TYPE LatchedLED 10: OPERAND PH DIST Z2 OP ABLED 10: TYPE LatchedLED 11: OPERAND PH DIST Z2 OP BCLED 11: TYPE LatchedLED 12: OPERAND PH DIST Z2 OP CALED 12: TYPE LatchedLED 13: OPERAND POWER SWING TRIPLED 13: TYPE LatchedLED 14: OPERAND DIR POWER 1 OPLED 14: TYPE Latched
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 10
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
USER PROGRAMMABLE LEDS (continued from last page)LED 15: OPERAND UNDERFREQ 1 OPLED 15: TYPE LatchedLED 16: OPERAND SRC2 VT FUSE FAIL OPLED 16: TYPE LatchedLED 17: OPERAND GEN UNBAL OPLED 17: TYPE LatchedLED 18: OPERAND OVERFREQ 1 OPLED 18: TYPE LatchedLED 19: OPERAND PHASE UV1 OPLED 19: TYPE LatchedLED 20: OPERAND PHASE OV1 OPLED 20: TYPE LatchedLED 21: OPERAND ACCDNT ENRG OPLED 21: TYPE LatchedLED 22: OPERAND PHASE TOC1 OPLED 22: TYPE LatchedLED 24: OPERAND 86G1A Off(P7a)LED 24: TYPE Self-ResetLED 25: OPERAND 86G2A On(P7c)LED 25: TYPE Self-Reset
USER-PROGRAMMABLE SELF TESTSRemote Device Off Function EnabledBattery Fail Function EnabledSNTP Fail Function EnabledIRIG B Fail Function Enabled
INSTALLATIONRelay Name GTG G60B
SYSTEM SETUPAC INPUTS
CURRENTCT F1: Phase CT Primary 12000 ACT F1: Phase CT Secondary 5 ACT F1: Ground CT Primary 1 ACT F1: Ground CT Secondary 1 ACT M1: Phase CT Primary 12000 ACT M1: Phase CT Secondary 5 ACT M1: Ground CT Primary 1 ACT M1: Ground CT Secondary 1 A
VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection DeltaVT F5: Phase VT Secondary 120.0 VVT F5: Phase VT Ratio 150.00 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VnVT F5: Auxiliary VT Secondary 240.0 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 50.00 :1VT M5: Phase VT Connection DeltaVT M5: Phase VT Secondary 25.0 VVT M5: Phase VT Ratio 1.00 :1VT M5: Auxiliary VT Connection VagVT M5: Auxiliary VT Secondary 25.0 VVT M5: Auxiliary VT Ratio 1.00 :1
POWER SYSTEMNominal Frequency 60 HzPhase Rotation ABCReverse Phase Rotation OFFFrequency And Phase Reference LINE (SRC 2)Frequency Tracking Function Enabled
SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name NEUTRLSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT None
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 11
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
SIGNAL SOURCES (continued from last page)SOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT F5SOURCE 2: Name LINESOURCE 2: Phase CT M1SOURCE 2: Ground CT NoneSOURCE 2: Phase VT F5SOURCE 2: Auxiliary VT None
FLEXCURVESFLEXCURVE AFlexCurve Name FlexCurve A
FLEXCURVE BFlexCurve Name FlexCurve B
FLEXCURVE CFlexCurve Name FlexCurve C
FLEXCURVE DFlexCurve Name FlexCurve D
FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 3RD HARM NTRL UV OPFlexLogic Entry 2 59N(DE1) OPFlexLogic Entry 3 STATOR DIFF OPFlexLogic Entry 4 OR(3)FlexLogic Entry 5 = 86G-1B TRIP (VO1)FlexLogic Entry 6 VOLTS PER HERTZ 1 OPFlexLogic Entry 7 VOLTS PER HERTZ 2 OPFlexLogic Entry 8 LOSS EXCIT STG1 OPFlexLogic Entry 9 LOSS EXCIT STG2 OPFlexLogic Entry 10 GEN UNBAL STG1 OPFlexLogic Entry 11 OR(5)FlexLogic Entry 12 = 86G-2B TRIP (VO2)FlexLogic Entry 13 PH DIST Z2 OPFlexLogic Entry 14 DIR POWER 1 OPFlexLogic Entry 15 PHASE TOC1 OPFlexLogic Entry 16 ACCDNT ENRG OPFlexLogic Entry 17 POWER SWING TRIPFlexLogic Entry 18 UNDERFREQ 1 OPFlexLogic Entry 19 OR(6)FlexLogic Entry 20 = 52G TRIP (VO3)FlexLogic Entry 21 86G-1B TRIP On (VO1)FlexLogic Entry 22 86G-2B TRIP On (VO2)FlexLogic Entry 23 52G TRIP On (VO3)FlexLogic Entry 24 OR(3)FlexLogic Entry 25 = ANY TRIP (VO4)FlexLogic Entry 26 52G/b On(H7a)FlexLogic Entry 27 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 28 OR(2)FlexLogic Entry 29 = BLOCK (VO5)FlexLogic Entry 30 ANY TRIP On (VO4)FlexLogic Entry 31 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 32 TRIG OSC On(U7a)FlexLogic Entry 33 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 34 OR(2)FlexLogic Entry 35 = OSC TRIG (VO6)FlexLogic Entry 36 24A (FE 1) OPFlexLogic Entry 37 GEN UNBAL STG2 OPFlexLogic Entry 38 OVERFREQ 1 OPFlexLogic Entry 39 PHASE OV1 OPFlexLogic Entry 40 PHASE UV1 OPFlexLogic Entry 41 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 42 OR(6)FlexLogic Entry 43 = Alarm (VO8)FlexLogic Entry 44 END
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 12
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
FLEXELEMENTSFLEXELEMENTS 1: Function EnabledFLEXELEMENTS 1: Name 24AFLEXELEMENTS 1: InputPlus Volts Per Hertz 1FLEXELEMENTS 1: InputMinus OFFFLEXELEMENTS 1: InputMode ABSOLUTEFLEXELEMENTS 1: Compare Mode LEVELFLEXELEMENTS 1: Direction Type OVERFLEXELEMENTS 1: Pickup 1.060 puFLEXELEMENTS 1: Hysteresis 3.0 %FLEXELEMENTS 1: DeltaTUnits MillisecondsFLEXELEMENTS 1: DeltaT 20FLEXELEMENTS 1: Pickup Delay 10.000 sFLEXELEMENTS 1: Reset Delay 60.000 sFLEXELEMENTS 1: Block OFFFLEXELEMENTS 1: Target Self-resetFLEXELEMENTS 1: Events Enabled
GROUPED ELEMENTSGROUP 1
DISTANCEDISTANCE [GROUP 1] Source LINE (SRC 2)Memory Duration 10 cyclesForce Self-Polar OFFForce Mem-Polar OFF
PHASE DISTANCE [GROUP 1] PHASE DISTANCE Z2: Function EnabledPHASE DISTANCE Z2: Direction ForwardPHASE DISTANCE Z2: Shape MhoPHASE DISTANCE Z2: Xfmr Vol Connection Dy11PHASE DISTANCE Z2: Xfmr Curr Connection Dy11PHASE DISTANCE Z2: Reach 15.36 ohmsPHASE DISTANCE Z2: RCA 90 degPHASE DISTANCE Z2: Rev Reach 0.02 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Rev Reach RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Comp Limit 90 degPHASE DISTANCE Z2: DIR RCA 90 degPHASE DISTANCE Z2: DIR Comp Limit 90 degPHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder 10.00 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder 10.00 ohmsPHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder RCA 85 degPHASE DISTANCE Z2: Supervision 0.200 puPHASE DISTANCE Z2: Volt Level 0.000 puPHASE DISTANCE Z2: Delay 0.800 sPHASE DISTANCE Z2: Block BLOCK On (VO5)PHASE DISTANCE Z2: Target LatchedPHASE DISTANCE Z2: Events Enabled
POWER SWING DETECT [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Shape Quad ShapeMode Two StepSupv 0.600 puFwd Reach 4.01 ohmsQuad Fwd Mid 4.01 ohmsQuad Fwd Out 4.01 ohmsFwd Rca 89 degRev Reach 8.89 ohmsQuad Rev Mid 8.89 ohmsQuad Rev Out 8.89 ohmsRev Rca 90 degOuter Limit Angle 120 degMiddle Limit Angle 90 deg
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 13
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
POWER SWING DETECT [GROUP 1] (continued from last page)Inner Limit Angle 60 degOuter Rgt Bld 8.21 ohmsOuter Lft Bld 8.21 ohmsMidle Rgt Bld 8.21 ohmsMidle Lft Bld 8.21 ohmsInner Rgt Bld 2.74 ohmsInner Lft Bld 2.74 ohmsDelay 1 Pickup 0.140 sDelay 1 Reset 0.050 sDelay 2 Pickup 0.017 sDelay 3 Pickup 0.320 sDelay 4 Pickup 0.070 sSeal-In Delay 0.400 sTrip Mode DelayedBlock BLOCK On (VO5)Target LatchedEvent Enabled
STATOR DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledLine End Source LINE (SRC 2)Neutral End Source NEUTRL (SRC 1)Pickup 0.100 puSlope 1 10 %Break 1 1.15 puSlope 2 80 %Break 2 4.00 puBlock OFFTargets LatchedEvents Enabled
PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC1: Function EnabledPHASE TOC1: Signal Source LINE (SRC 2)PHASE TOC1: Input PhasorPHASE TOC1: Pickup 0.864 puPHASE TOC1: Curve IEC Curve BPHASE TOC1: TD Multiplier 0.53PHASE TOC1: Reset InstantaneousPHASE TOC1: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC1: Block A OFFPHASE TOC1: Block B OFFPHASE TOC1: Block C OFFPHASE TOC1: Target LatchedPHASE TOC1: Events Enabled
GENERATOR UNBALANCE [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Inom 0.752 puStage 1 Pickup 8.00 %Stage 1 K-Value 8.00Stage 1 Tmin 0.001 sStage 1 Tmax 1000.0 sStage 1 K-Reset 227.0 sStage 2 Pickup 5.60 %Stage 2 Pickup Delay 1.0 sBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled
VOLTAGE ELEMENTSPHASE UV [GROUP 1] PHASE UV1: Function EnabledPHASE UV1: Signal Source LINE (SRC 2)PHASE UV1: Mode Phase to Phase
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 14
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
PHASE UV [GROUP 1] (continued from last page)PHASE UV1: Pickup 0.800 puPHASE UV1: Curve Definite TimePHASE UV1: Delay 10.00 sPHASE UV1: Minimum Voltage 0.000 puPHASE UV1: Block BLOCK On (VO5)PHASE UV1: Target LatchedPHASE UV1: Events Enabled
PHASE OV [GROUP 1] PHASE OV1: Function EnabledPHASE OV1: Source LINE (SRC 2)PHASE OV1: Pickup 1.200 puPHASE OV1: Delay 3.00 sPHASE OV1: Reset Delay 0.00 sPHASE OV1: Block BLOCK On (VO5)PHASE OV1: Target LatchedPHASE OV1: Events Enabled
AUXILIARY OV [GROUP 1] AUXILIARY OV 1: Function EnabledAUXILIARY OV 1: Source NEUTRL (SRC 1)AUXILIARY OV 1: Pickup 0.021 puAUXILIARY OV 1: Pickup Delay 5.00 sAUXILIARY OV 1: Reset Delay 0.00 sAUXILIARY OV 1: Block OFFAUXILIARY OV 1: Target LatchedAUXILIARY OV 1: Events Enabled
VOLTS PER HERTZ [GROUP 1] VOLTS PER HERTZ 1: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 1: Source LINE (SRC 2)VOLTS PER HERTZ 1: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 1: Pickup 1.10 puVOLTS PER HERTZ 1: Curves Inverse AVOLTS PER HERTZ 1: TD Multiplier 7.00VOLTS PER HERTZ 1: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 1: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPVOLTS PER HERTZ 1: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 1: Events EnabledVOLTS PER HERTZ 2: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 2: Source LINE (SRC 2)VOLTS PER HERTZ 2: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 2: Pickup 1.18 puVOLTS PER HERTZ 2: Curves Definite TimeVOLTS PER HERTZ 2: TD Multiplier 2.00VOLTS PER HERTZ 2: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 2: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPVOLTS PER HERTZ 2: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 2: Events Enabled
LOSS OF EXCITATION [GROUP 1] Function EnabledSource LINE (SRC 2)Center 1 11.66 ohmRadius 1 9.22 ohmUV Supervision Enable 1 EnabledPickup Delay 1 0.060 sCenter 2 24.47 ohmRadius 2 22.03 ohmUV Supervision Enable 2 EnabledPickup Delay 2 0.600 sUV Supervision 0.900 puBlock SRC2 VT FUSE FAIL OPTarget LatchedEvents Enabled
ACCIDENTAL ENERGIZATION [GROUP 1]
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 15
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
ACCIDENTAL ENERGIZATION [GROUP 1] (continued from last page)Function EnabledSource LINE (SRC 2)Accidental Energization Arming Mode UV AND OFFLINEAccidental Energization OC Pickup 0.200Accidental Energization UV Pickup 0.500Accidental Energization Offline 52G/b On(H7a)Block OFFTarget LatchedEvents Enabled
STATOR GROUNDSTATOR GROUND SOURCE [GROUP 1] Source NEUTRL (SRC 1)
3RD HARMONIC NTRL UV [GROUP 1] Function EnabledPickup 0.3000 puDelay 0.00 sMax Power 3.000 puMin Power 0.000 puVolt Supervision 0.500 puBlock OFFTarget Self-resetEvents Enabled
POWERSENSITIVE DIRECTIONAL POWER
SENSITIVE DIRECTIONAL POWER [GROUP 1] SENS DIR POWER1: Function EnabledSENS DIR POWER1: Signal Source LINE (SRC 2)SENS DIR POWER1: Sensitive Directional Power RCA 180 degSENS DIR POWER1: Sensitive Directional Power Calibration 0.00 degSENS DIR POWER1: Stage 1 SMIN 0.024 puSENS DIR POWER1: Stage 1 Delay 10.00 sSENS DIR POWER1: Stage 2 SMIN 0.024 puSENS DIR POWER1: Stage 2 Delay 10.00 sSENS DIR POWER1: Block BLOCK On (VO5)SENS DIR POWER1: Target LatchedSENS DIR POWER1: Events Enabled
CONTROL ELEMENTSUNDERFREQUENCYUNDERFREQUENCY 1: Function EnabledUNDERFREQUENCY 1: Block BLOCK On (VO5)UNDERFREQUENCY 1: Source LINE (SRC 2)UNDERFREQUENCY 1: Min Volt/Amp 0.85 puUNDERFREQUENCY 1: Pickup 56.40 HzUNDERFREQUENCY 1: Pickup Delay 20.000 sUNDERFREQUENCY 1: Reset Delay 0.000 sUNDERFREQUENCY 1: Target LatchedUNDERFREQUENCY 1: Events Enabled
OVERFREQUENCYOVERFREQUENCY 1: Function EnabledOVERFREQUENCY 1: Block BLOCK On (VO5)OVERFREQUENCY 1: Source LINE (SRC 2)OVERFREQUENCY 1: Pickup 64.80 HzOVERFREQUENCY 1: Pickup Delay 1.000 sOVERFREQUENCY 1: Reset Delay 0.000 sOVERFREQUENCY 1: Target LatchedOVERFREQUENCY 1: Events Enabled
DIGITAL ELEMENTSDigital Element 1 Function EnabledDigital Element 1 Name 59NDigital Element 1 Input AUX OV 1 OPDigital Element 1 Pickup Delay 0.000 s
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 16
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
DIGITAL ELEMENTS (continued from last page)Digital Element 1 Reset Delay 0.000 sDigital Element 1 Pickup Led EnabledDigital Element 1 Block OFFDigital Element 1 Target LatchedDigital Element 1 Events Enabled
MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function DisabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function EnabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu
FREQUENCY OOB ACCUMULATIONFreq OOB Accumulator Source NEUTRL (SRC 1)Freq OOB Accumulator Min V A 0.10 puFreq OOB Accumulator Block OFFFreq OOB Accumulator Target Self-resetFreq OOB Accumulator Events Disabled
INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID 52G/b[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Enabled[H7C] Contact Input 2 ID Cont Ip 2[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Disabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID 86G1A[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Enabled[P7C] Contact Input 6 ID 86G2A[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Enabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID TRIG OSC[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Enabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 17
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
CONTACT INPUT THRESHOLDS52G/b, Cont Ip 2, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 Vdc86G1A, 86G2A, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcTRIG OSC, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 84 Vdc
CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID TRIP 86G-1B[H1] Contact Output 1 Operate 86G-1B TRIP On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H2] Contact Output 2 ID TRIP 86G-2B[H2] Contact Output 2 Operate 86G-2B TRIP On (VO2)[H2] Contact Output 2 Seal-In OFF[H2] Contact Output 2 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52G TC1[H3] Contact Output 3 Operate 52G TRIP On (VO3)[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 52G TC2[H4] Contact Output 4 Operate 52G TRIP On (VO3)[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[P1] Contact Output 7 ID ANY TRIP (A)[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO4)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P2] Contact Output 8 ID 24(A)[P2] Contact Output 8 Operate 24A (FE 1) OP[P2] Contact Output 8 Seal-In OFF[P2] Contact Output 8 Events Enabled[P3] Contact Output 9 ID 46(A)[P3] Contact Output 9 Operate GEN UNBAL STG2 OP[P3] Contact Output 9 Seal-In OFF[P3] Contact Output 9 Events Enabled[P4] Contact Output 10 ID 81O(A)[P4] Contact Output 10 Operate OVERFREQ 1 OP[P4] Contact Output 10 Seal-In OFF[P4] Contact Output 10 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID VTFF[P5] Contact Output 11 Operate SRC2 VT FUSE FAIL OP[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[U1] Contact Output 13 ID 27P(A)[U1] Contact Output 13 Operate PHASE UV1 OP[U1] Contact Output 13 Seal-In OFF[U1] Contact Output 13 Events Enabled[U2] Contact Output 14 ID 59P(A)[U2] Contact Output 14 Operate PHASE OV1 OP[U2] Contact Output 14 Seal-In OFF[U2] Contact Output 14 Events Enabled[U3] Contact Output 15 ID IBF/52G[U3] Contact Output 15 Operate 52G TRIP On (VO3)[U3] Contact Output 15 Seal-In OFF[U3] Contact Output 15 Events Enabled[U5] Contact Output 17 ID TRIG OS G60B[U5] Contact Output 17 Operate ANY TRIP On (VO4)[U5] Contact Output 17 Seal-In OFF[U5] Contact Output 17 Events Enabled[U6] Contact Output 18 ID TRIG OS T60U[U6] Contact Output 18 Operate ANY TRIP On (VO4)[U6] Contact Output 18 Seal-In OFF[U6] Contact Output 18 Events Enabled
VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 86G-1B TRIPVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID 86G-2B TRIPVirtual Output 2 Events Enabled
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 18
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
VIRTUAL OUTPUTS (continued from last page)Virtual Output 3 ID 52G TRIPVirtual Output 3 Events EnabledVirtual Output 4 ID ANY TRIPVirtual Output 4 Events EnabledVirtual Output 5 ID BLOCKVirtual Output 5 Events EnabledVirtual Output 6 ID OSC TRIGVirtual Output 6 Events EnabledVirtual Output 8 ID AlarmVirtual Output 8 Events Enabled
REMOTE DEVICESRemote Device 1 ID Remote Device 1Remote Device 1 ETYPE APPID 0Remote Device 1 DATASET FixedRemote Device 1 IN PMU SCHEME NoRemote Device 2 ID Remote Device 2Remote Device 2 ETYPE APPID 0Remote Device 2 DATASET FixedRemote Device 2 IN PMU SCHEME NoRemote Device 3 ID Remote Device 3Remote Device 3 ETYPE APPID 0Remote Device 3 DATASET FixedRemote Device 3 IN PMU SCHEME NoRemote Device 4 ID Remote Device 4Remote Device 4 ETYPE APPID 0Remote Device 4 DATASET FixedRemote Device 4 IN PMU SCHEME NoRemote Device 5 ID Remote Device 5Remote Device 5 ETYPE APPID 0Remote Device 5 DATASET FixedRemote Device 5 IN PMU SCHEME NoRemote Device 6 ID Remote Device 6Remote Device 6 ETYPE APPID 0Remote Device 6 DATASET FixedRemote Device 6 IN PMU SCHEME NoRemote Device 7 ID Remote Device 7Remote Device 7 ETYPE APPID 0Remote Device 7 DATASET FixedRemote Device 7 IN PMU SCHEME NoRemote Device 8 ID Remote Device 8Remote Device 8 ETYPE APPID 0Remote Device 8 DATASET FixedRemote Device 8 IN PMU SCHEME NoRemote Device 9 ID Remote Device 9Remote Device 9 ETYPE APPID 0Remote Device 9 DATASET FixedRemote Device 9 IN PMU SCHEME NoRemote Device 10 ID Remote Device 10Remote Device 10 ETYPE APPID 0Remote Device 10 DATASET FixedRemote Device 10 IN PMU SCHEME NoRemote Device 11 ID Remote Device 11Remote Device 11 ETYPE APPID 0Remote Device 11 DATASET FixedRemote Device 11 IN PMU SCHEME NoRemote Device 12 ID Remote Device 12Remote Device 12 ETYPE APPID 0Remote Device 12 DATASET FixedRemote Device 12 IN PMU SCHEME NoRemote Device 13 ID Remote Device 13Remote Device 13 ETYPE APPID 0Remote Device 13 DATASET FixedRemote Device 13 IN PMU SCHEME NoRemote Device 14 ID Remote Device 14Remote Device 14 ETYPE APPID 0Remote Device 14 DATASET Fixed
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 19
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
REMOTE DEVICES (continued from last page)Remote Device 14 IN PMU SCHEME NoRemote Device 15 ID Remote Device 15Remote Device 15 ETYPE APPID 0Remote Device 15 DATASET FixedRemote Device 15 IN PMU SCHEME NoRemote Device 16 ID Remote Device 16Remote Device 16 ETYPE APPID 0Remote Device 16 DATASET FixedRemote Device 16 IN PMU SCHEME No
IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTSIEC61850 GOOSE Analog Input 1 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 1 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 1 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 2 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 2 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 3 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 3 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 4 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 4 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 5 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 5 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 6 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 6 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 7 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 7 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 8 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 8 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 9 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 9 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 10 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 10 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 11 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 11 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 12 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 12 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 13 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 13 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 14 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 14 PU Base 1.000
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 20
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: G60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-W67VERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG G60BTEXT COLOR
IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 15 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 15 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 16 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 16 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 17 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 17 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 18 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 18 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 19 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 19 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 20 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 20 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 21 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 21 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 22 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 22 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 23 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 23 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 24 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 24 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 25 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 25 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 26 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 26 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 27 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 27 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 28 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 28 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 29 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 29 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 30 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 30 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 31 Units
Fri Aug 23 16:14:11 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 21
GTG G60B_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 1 G60AB\DEVICE DEFINITIONFILES
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IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 31 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 32 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 32 PU Base 1.000
IEC 61850 GOOSE UINTEGERS INPUTSIEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Mode Default Value
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Overall Unit Protection - T60U
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Overall Unit Protection
A) Transformer and Generator Data
Transformer: 220 kV (HV) 18.0 kV (LV) 300 MVAT 225/300MVA, YNd1
Generator: 281.25 MVAG System: 220 kV (HVS) UAT: 11.5 MVAUAT
B) Relay , PT and CT Data
Relay Model: GE T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXX
Relay Ranges: Percent Differential: 0.05 to 1.00 * 5A in 0.01 steps
Slope 1: 15-100%, Slope 2: 50-100%, Break 1: 1.0-2.0, Break 2: 2.0-30.0
Winding F1 Phase CT Ratio: 12,000 / 5 Generator Neutral Side CTs, SRC1, W1
Winding F5 Phase VT Ratio: 18,000 / 120 VT1,SRC1,W2,N = 150 Vsec = 69.3
Winding M1 Phase CT Ratio: 2,000 / 5 UAT HV CTs, SRC3, W3
Winding M5 Phase CT Ratio: 2,000 / 5 GSU HV CTs, SRC2, W2
Winding M5 Neutral CT Ratio: 2,000 / 5 GSU HV Side Neutral CT, SRC2, W2
C) Differential Protection (87U) Settings Calculations
Setting Philosophy: 87U function uses internally compensated values of current. Differential current
setting (IDIFF ) = IF1 + IM1 + IM5. Differential instantaneous function will operate for faults within the
differential zone. The 87U function will be blocked using the average adaptive 2nd harmonic inrush
inhibit function as well as the 5th harmonic overexcitation inhibit function. Reference winding is F1.
Reference Winding and Magnitude Compensation Calculations
IF1 = (MVAT) / (3 * LV) = 9,622 A Imargin = CTF1/IF1 = 1.247
IM1 = (MVAUAT) / (3 * LVUAT) = 962 A Imargin = CTM1/IM1 = 2.079
IM5 = (MVAT-MVAUAT) / (3 * HV) = 757 A Imargin = CTM5/IM5 = 2.642
Magnitude Compensation F1= [CTF1 x kV(LV)] / [CTF1 x kV(LV)] = 1.00 = MCF1
Magnitude Compensation M1= [CTM1 x kV(LVUAT)] / [CTF1 x kV(LV)] = 0.06 = MCM1
Magnitude Compensation M5= [CTM5 x kV(HV)] / [CTF1 x kV(LV)] = 2.04 = MCM5
Expected Currents Through Each Winding During Normal Operation
IF1 = (MVAG) / (3 * LV) = 9,021 A, = 0.752 pu x MCF1 / IF1pu = 1.000 pu
IM1 = (MVAUAT) / (3 * LVUAT) = 962 A, = 0.053 pu x MCM1 / IF1pu = -0.005 pu
IM5 = (MVAG-MVAUAT) / (3 * HV) = 708 A, = 0.354 pu x MCM5 / IF1pu = -0.959 pu
IDIFF = IF1 + IM1 + IM5 = 0.036 pu ==> use 0.3pu pickup for % Diff
Expected Currents Through Each Winding During Startup Operation
IF1 = Max LCI current = 550 A, = 0.046 pu
IDIFF = IF1 + IM1 + IM5 = 0.046 pu ==> use 0.15pu pickup for % Diff
Section 2 T60U_R0 1
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Overall Unit Protection - T60U
GE Energy
Recommended Settings: Normal Startup
Percent Differential Pickup Setting : 0.30 pu 0.15 pu
Percent Differential Slope 1 Setting : 25% 25%
Percent Differential Break 1 Setting : 2.0 pu 1.0 pu
Percent Differential Slope 2 Setting : 90% 50%
Percent Differential Break 2 Setting : 5.0 pu 2.0 pu
Inrush Inhibit Function: Adapt. 2nd Adapt. 2nd
Inrush Inhibit Mode: 2-out-3 2-out-3
Inrust Inhibit Level: 20% 20%
Overexcitation Inhibit Function: 5th 5th
Overexcitation Inhibit Level: 20% 20%
Instantaneous Differential Pickup : 4.0 disabled
E) HV Winding Phase Overcurrent (50/51T) Settings Calculations
Setting Philosophy: Set relay for IEC B (Very Inverse) curve. Set High Voltage winding (W2) TOC
unit pickup for 1.27 x GSU ONAF rating. Set TOC time dial to coordinate with the transformer's
secondary and/or tertiary winding thermal and mechanical withstand curves per C57.109-1993.
Phase TOC1 Pickup: 1,000 A, = 0.500 CT multiples Time Dial: 0.60
Phase IOC1 Pickup: 10,000 A, = 5.00 CT multiples
F) HV Winding Ground Overcurrent (51TN) Settings Calculations
Setting Philosophy: Set relay for IEC A (Inverse) curve. Set GSU neutral-ground TOC unit to
pickup for 25% of the neutral-ground CT rating. Set TOC time dial to operate at 1.0 second for the
transformer ground fault contribution.
Ground TOC1 Pickup: 500 A, = 0.25 CT multiples Time Dial : 0.29
TRANSFORMER SETTINGS AND CTs
Nomber of Windings: 3 DIFF / RSTR CHARACTERISTIC
W1 W2 W3 W4 W5 W6 DIFFERENTIAL- RESTRAINT GRAPH
Rated(MVA) 300 300 11.5 0 0 0 Diff. min. PKP 0.30 Slope1 25.0
Nom. (kV) 18 220 18 13.8 230 69 Kneepoint 1 2.00
Connection DELTA WYE DELTA WYE ZIG-ZAG WYE Kneepoint 2 5.00 Slope2 90.0
Grounding NO YES NO YES NO YES
Angle WRT 0 -330 0 -30 0 0 Pre-calculated graph points >>Pre-calculated ratio of the point from the
CT primary 12000 2000 2000 104.34 1000 1000 Id/Ir, (%) Ph A Ph B Ph C characteristic, corresponding to the same
CT sec. tap 5 5 5 5 5 5 25.0 25.0 25.0 restraint as per the actual Id/Ir ratio. The trip
Inom. Prim. 9622.5 787.3 368.9 0.0 0.0 0.0 occurs, when the actual Id/Ir ratio,(%) is bigger
Inom.Sec. 4.009 1.968 0.922 0.000 0.000 0.000 than the pre-calculated Id/Ir ratio, (%)
Rotations ABC 1 ACTUAL VALUES
TEST CURRENTS Magnitude Ref. Winding #: 1
IA IB IC
W1 DIFFERENTIAL CURRENTS
Magnitude 3.76 3.76 3.76 Iad Ibd Icd
Angle 0.0 -120.0 120.0 Magnitude 0.00 0.00 0.00
W2 Angle -180.0 -300.0 -60.0
Magnitude 1.77 1.77 1.77
Angle -150.0 90.0 -30.0 RESTRAINT CURRENTS
W3 Iar Ibr Icr
Magnitude 0.92 0.92 0.92 Magnitude 0.75 0.75 0.75
Angle -180.0 60.0 -60.0
W4 Actual Differential/Restraint Ratio
Magnitude 0.00 0.00 0.00 Actual ph A % ph B % ph C %
Angle 0.0 0.0 0.0 Id/Ir ratio 0.0 0.0 0.0
W5
Magnitude 0.00 0.00 0.00 DIFF. OPERATION
Angle 0.0 0.0 0.0 NO TRIP
W6 Ia Ib Ic
Magnitude 0.00 0.00 0.00 No trip No trip No trip
Angle 0.0 0.0 0.0
Select Magnitude Ref. Winding:
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
I diff, pu
I restr, pu
Operating Characteristic
Slope characteristics Iad Ibd Icd
Section 2 T60U_R0 2
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Overall Unit Protection - T60U
GE Energy
.5
.5
.6
.6
.8
.8
1
1
2
2
3
3
4
4
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5
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2
3
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100
100
2
2
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9
1000
1000
2
2
3
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4
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5
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6
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8
9
9
10000
10000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.06 .06
.07 .07
.08 .08
.09 .09.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.6 .6
.7 .7
.8 .8
.9 .91 1
2 2
3 3
4 4
5 5
6 67 78 89 9
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
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100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
600 600700 700800 800900 900
1000 1000
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
EasyPower ®
TIME-CURRENT CURVES
General ElectricCompany
50/51T
FAULT: PHASE
DATE: Aug 23, 2013
BY:
REVISION: 0
PLANTA DE ETAN
GSU-1225000 / 300000 kVA10%
GSU-1225000 / 300000 kVAINRUSH
GSU-1FLA
50/51T T60GE T6051/50 IECCurve B (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.5 (1000A)Time Multiplier = 0.6Inst. Pickup = 5 (10000A)
50/51T T60BUS-1
GTG GEN1
GSU-1
225 / 300 MVA
220 - 18 kV
10%
2000/5
50T51T
Section 2 T60U_R0 3
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Overall Unit Protection - T60U
GE Energy
.5
.5
.6
.6
.8
.8
1
1
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
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5
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6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
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4
4
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5
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9
9
1000
1000
2
2
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3
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4
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5
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6
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7
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9
9
10000
10000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
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.06 .06
.07 .07
.08 .08
.09 .09.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.6 .6
.7 .7
.8 .8
.9 .91 1
2 2
3 3
4 4
5 5
6 67 78 89 9
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20 20
30 30
40 40
50 50
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300 300
400 400
500 500
600 600700 700800 800900 900
1000 1000
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
EasyPower ®
TIME-CURRENT CURVES
General ElectricCompany
50/51T
FAULT: PHASE
DATE: Aug 23, 2013
BY:
REVISION: 0
PLANTA DE ETAN
GSU-1225000 / 300000 kVA10%
GSU-1225000 / 300000 kVAINRUSH
GSU-1FLA
50/51T T60GE T6051/50 IECCurve B (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.5 (1000A)Time Multiplier = 0.6Inst. Pickup = 5 (10000A)
50/51T T60BUS-1
GTG GEN1
GSU-1
225 / 300 MVA
220 - 18 kV
10%
2000/5
50T51T
.5
.5
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.8
.8
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100
100
2
2
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1000 1000
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CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
EasyPower ®
TIME-CURRENT CURVES
General ElectricCompany
51TN
FAULT: GROUND
DATE: Aug 23, 2013
BY:
REVISION: 0
PLANTA DE ETAN
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GSU-1FLA
51TNGE T6051N/50N IECCurve A (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.25 (500A)Time Multiplier = 0.29
51TN
BUS-1 11.5
72
GTG GEN1 0.70
4
GSU-1
225 / 300 MVA
220 - 18 kV
10%
2000/5
51TN
3.65
6 19
.608
Section 2 T60U_R0 4
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Overall Unit Protection - T60U
GE Energy
.5
.5
.6
.6
.8
.8
1
1
2
2
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3
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9
10000
10000
.01 .01
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.9 .91 1
2 2
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1000 1000
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
EasyPower ®
TIME-CURRENT CURVES
General ElectricCompany
51TN
FAULT: GROUND
DATE: Aug 23, 2013
BY:
REVISION: 0
PLANTA DE ETAN
GSU-1225000 / 300000 kVA10%
GSU-1225000 / 300000 kVAINRUSH
GSU-1FLA
51TNGE T6051N/50N IECCurve A (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.25 (500A)Time Multiplier = 0.29
51TN
BUS-1 11.5
72
GTG GEN1 0.70
4
GSU-1
225 / 300 MVA
220 - 18 kV
10%
2000/5
51TN
3.65
6 19
.608
Section 2 T60U_R0 5
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Overall Unit Protection - T60U
GE Energy
G) Volts-per-hertz (24) Settings Calculations
Setting Philosophy: Set to protect transformer based on theTypical Transformer V/Hz composite of
curves in C37.91, Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers.
V/Hz 1 Pickup : 1.10 pu V/Hz V/Hz 1 Curve Shape : Inverse A
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1.00
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Transformer V/Hz Protection
24 Transformer
Section 2 T60U_R0 6
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 1
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PRODUCT SETUPSECURITYCommand Password 0Setting Password 0Command Password Access Timeout 5 minSetting Password Access Timeout 30 minInvalid Password Attempts 3Password Lockout Duration 5 minPassword Access Events DisabledLocal Setting Authorized ONRemote Setting Authorized ONAccess Authorized Timeout 30 min
DISPLAY PROPERTIESFlash Message Time 1.0 sDefault Message Timeout 300 sDefault Message Intensity (VFD Only) 25 %Screen Saver Feature (LCD Only) DisabledScreen Saver Wait Time (LCD Only) 30 minCurrent Cutoff Level 0.020 puVoltage Cutoff Level 1.0 V
COMMUNICATIONSSERIAL PORTSCOM2 Selection RS485RS485 Com2 Baud Rate 115200RS485 Com2 Parity NoneRS485 Com2 Response Min Time 0 ms
NETWORKIP Address 3. 94.244.210IP Subnet Mask 255.255.252. 0Gateway IP Address 3. 94.244. 1OSI Network Address (NSAP) 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 32
MODBUS PROTOCOLModbus Slave Address 254Modbus TCP Port Number 502
IEC 61850GSSE / GOOSE CONFIGURATION
TRANSMISSIONGENERALDefault GSSE/GOOSE Update Time 60 s
GSSEFunction EnabledID GSSEOutDestination MAC 00 00 00 00 00 00
SERVER CONFIGURATIONIEDName IEDNameLogical Device Instance LDInstLPHD DC PhyNam location LocationMMS TCP Port Number 102
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Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 3
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
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MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU3: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU4: TotW Deadband 10.000 %MMXU4: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU4: TotVA Deadband 10.000 %MMXU4: TotPF Deadband 10.000 %MMXU4: Hz Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A phsA Deadband 10.000 %MMXU4: A phsB Deadband 10.000 %MMXU4: A phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A neut Deadband 10.000 %MMXU4: W phsA Deadband 10.000 %MMXU4: W phsB Deadband 10.000 %MMXU4: W phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsC Deadband 10.000 %
GGIO1 STATUS CONFIGURATIONNumber of Status Points 8
GGIO2 CONTROL CONFIGURATIONSPCSO 1 ctlModel 1SPCSO 2 ctlModel 1SPCSO 3 ctlModel 1SPCSO 4 ctlModel 1SPCSO 5 ctlModel 1SPCSO 6 ctlModel 1SPCSO 7 ctlModel 1SPCSO 8 ctlModel 1SPCSO 9 ctlModel 1SPCSO 10 ctlModel 1SPCSO 11 ctlModel 1SPCSO 12 ctlModel 1SPCSO 13 ctlModel 1SPCSO 14 ctlModel 1SPCSO 15 ctlModel 1SPCSO 16 ctlModel 1SPCSO 17 ctlModel 1SPCSO 18 ctlModel 1SPCSO 19 ctlModel 1SPCSO 20 ctlModel 1SPCSO 21 ctlModel 1SPCSO 22 ctlModel 1SPCSO 23 ctlModel 1SPCSO 24 ctlModel 1SPCSO 25 ctlModel 1SPCSO 26 ctlModel 1SPCSO 27 ctlModel 1SPCSO 28 ctlModel 1SPCSO 29 ctlModel 1SPCSO 30 ctlModel 1SPCSO 31 ctlModel 1SPCSO 32 ctlModel 1
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GGIO2 CONTROL CONFIGURATION (continued from last page)SPCSO 33 ctlModel 1SPCSO 34 ctlModel 1SPCSO 35 ctlModel 1SPCSO 36 ctlModel 1SPCSO 37 ctlModel 1SPCSO 38 ctlModel 1SPCSO 39 ctlModel 1SPCSO 40 ctlModel 1SPCSO 41 ctlModel 1SPCSO 42 ctlModel 1SPCSO 43 ctlModel 1SPCSO 44 ctlModel 1SPCSO 45 ctlModel 1SPCSO 46 ctlModel 1SPCSO 47 ctlModel 1SPCSO 48 ctlModel 1SPCSO 49 ctlModel 1SPCSO 50 ctlModel 1SPCSO 51 ctlModel 1SPCSO 52 ctlModel 1SPCSO 53 ctlModel 1SPCSO 54 ctlModel 1SPCSO 55 ctlModel 1SPCSO 56 ctlModel 1SPCSO 57 ctlModel 1SPCSO 58 ctlModel 1SPCSO 59 ctlModel 1SPCSO 60 ctlModel 1SPCSO 61 ctlModel 1SPCSO 62 ctlModel 1SPCSO 63 ctlModel 1SPCSO 64 ctlModel 1
GGIO4 ANALOG CONFIGURATIONIEC61850 GGIO4 Analogs 4IEC61850 GGIO4 Analog 1 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 1 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 1 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 1 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 2 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 2 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 3 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 3 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 4 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 4 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 5 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 5 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 6 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 6 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 7 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 7 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 8 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 8 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 max 1000000.000
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 5
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
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GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 9 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 9 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 9 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 10 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 10 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 11 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 11 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 12 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 12 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 13 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 13 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 14 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 14 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 15 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 15 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 16 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 16 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 17 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 17 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 18 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 18 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 19 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 19 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 20 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 20 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 21 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 21 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 22 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 22 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 23 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 23 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 24 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 24 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 25 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 25 min 0.000
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 6
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 25 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 26 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 26 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 27 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 27 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 28 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 28 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 29 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 29 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 30 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 30 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 31 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 31 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 32 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 32 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 max 1000000.000
XCBR CONFIGURATIONXCBR1 ST.Loc Operand OFFXCBR2 ST.Loc Operand OFFXCBR3 ST.Loc Operand OFFXCBR4 ST.Loc Operand OFFClear XCBR1 OpCnt NoClear XCBR2 OpCnt NoClear XCBR3 OpCnt NoClear XCBR4 OpCnt No
XSWI CONFIGURATIONXSWI1 ST.Loc Operand OFFXSWI2 ST.Loc Operand OFFXSWI3 ST.Loc Operand OFFXSWI4 ST.Loc Operand OFFXSWI5 ST.Loc Operand OFFXSWI6 ST.Loc Operand OFFXSWI7 ST.Loc Operand OFFXSWI8 ST.Loc Operand OFFXSWI9 ST.Loc Operand OFFXSWI10 ST.Loc Operand OFFXSWI11 ST.Loc Operand OFFXSWI12 ST.Loc Operand OFFXSWI13 ST.Loc Operand OFFXSWI14 ST.Loc Operand OFFXSWI15 ST.Loc Operand OFFXSWI16 ST.Loc Operand OFFClear XSWI1 OpCnt NoClear XSWI2 OpCnt NoClear XSWI3 OpCnt NoClear XSWI4 OpCnt NoClear XSWI5 OpCnt NoClear XSWI6 OpCnt NoClear XSWI7 OpCnt NoClear XSWI8 OpCnt NoClear XSWI9 OpCnt NoClear XSWI10 OpCnt No
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 7
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
XSWI CONFIGURATION (continued from last page)Clear XSWI11 OpCnt NoClear XSWI12 OpCnt NoClear XSWI13 OpCnt NoClear XSWI14 OpCnt NoClear XSWI15 OpCnt NoClear XSWI16 OpCnt No
HTTPHTTP TCP Port Number 80
TFTPTFTP Main UDP Port Number 69TFTP Data UDP Port Number 1 0TFTP Data UDP Port Number 2 0
REAL TIME CLOCKIRIG-B Signal Type Amplitude ModulatedReal Time Clock Events EnabledTime Zone Offset 0.0 hrDST Function Disabled
OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 4Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source TRIG OSC On (VO2)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 XFMR INST DIFF OPDigital Channel 2 XFMR PCNT DIFF OPDigital Channel 3 PHASE IOC1 OPDigital Channel 4 PHASE TOC1 OPDigital Channel 5 GROUND TOC1 OPDigital Channel 6 VOLTS PER HERTZ 1 OPDigital Channel 7 86U On (VO1)Analog Channel 1 Xfmr Iad MagAnalog Channel 2 Xfmr Ibd MagAnalog Channel 3 Xfmr Icd MagAnalog Channel 4 Xfmr Iar MagAnalog Channel 5 Xfmr Ibr MagAnalog Channel 6 Xfmr Icr MagAnalog Channel 7 Xfmr Harm2 Iad MagAnalog Channel 8 Xfmr Harm5 Iad MagAnalog Channel 9 Xfmr Harm2 Ibd MagAnalog Channel 10 Xfmr Harm5 Ibd MagAnalog Channel 11 Xfmr Harm2 Icd MagAnalog Channel 12 Xfmr Harm5 Icd MagAnalog Channel 13 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 14 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 15 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 16 SRC2 Ig RMS
DATA LOGGERData Logger Mode ContinuousData Logger Trigger OFFRate 60000 msec
DEMANDCurrent Method Thermal ExponentialPower Method Thermal ExponentialInterval 15 MINTrigger OFF
USER-PROGRAMMABLE LEDSLED TESTFunction EnabledControl ANY SELF TESTS
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 8
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
TRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO3)Alarm LED Input ANY SELF TESTS
USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND XFMR INST DIFF OPLED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND XFMR PCNT DIFF OPLED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND PHASE IOC1 OPLED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND PHASE TOC1 OPLED 4: TYPE LatchedLED 5: OPERAND GROUND TOC1 OPLED 5: TYPE LatchedLED 6: OPERAND VOLTS PER HERTZ 1 OPLED 6: TYPE Latched
USER-PROGRAMMABLE SELF TESTSRemote Device Off Function EnabledBattery Fail Function EnabledSNTP Fail Function EnabledIRIG B Fail Function Enabled
INSTALLATIONRelay Name GTG T60U
SYSTEM SETUPAC INPUTS
CURRENTCT F1: Phase CT Primary 12000 ACT F1: Phase CT Secondary 5 ACT F1: Ground CT Primary 12000 ACT F1: Ground CT Secondary 5 ACT M1: Phase CT Primary 2000 ACT M1: Phase CT Secondary 5 ACT M1: Ground CT Primary 1 ACT M1: Ground CT Secondary 1 ACT M5: Phase CT Primary 2000 ACT M5: Phase CT Secondary 5 ACT M5: Ground CT Primary 2000 ACT M5: Ground CT Secondary 5 A
VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection WyeVT F5: Phase VT Secondary 69.3 VVT F5: Phase VT Ratio 150.00 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VagVT F5: Auxiliary VT Secondary 66.4 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 1.00 :1
POWER SYSTEMNominal Frequency 60 HzPhase Rotation ABCFrequency And Phase Reference GEN (SRC 1)Frequency Tracking Function Enabled
SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name GENSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT F1SOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT NoneSOURCE 2: Name GSU HVSOURCE 2: Phase CT M5SOURCE 2: Ground CT M5SOURCE 2: Phase VT NoneSOURCE 2: Auxiliary VT None
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T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
SIGNAL SOURCES (continued from last page)SOURCE 3: Name UATSOURCE 3: Phase CT M1SOURCE 3: Ground CT M1SOURCE 3: Phase VT NoneSOURCE 3: Auxiliary VT None
TRANSFORMERGENERALNumber Of Windings 3Reference Winding Selection Winding 1Phase Compensation Internal (software)Load Loss At Rated Load 460 kWRated Winding Temperature Rise 65°C (oil)No Load Loss 145 kWType Of Cooling FATop-oil Rise Over Ambient 35 °CThermal Capacity 100.00 kWh/°CWinding Thermal Time Constant 2.00 min
WINDINGSWINDING 1: Source GEN (SRC 1)WINDING 1: Rated MVA 300.000 MVAWINDING 1: Nominal Phs-phs Voltage 18.000 kVWINDING 1: Connection DeltaWINDING 1: Grounding Not within zoneWINDING 1: Angle Wrt Winding 1 0.0 degWINDING 1: Resistance 0.0021 ohmsWINDING 2: Source GSU HV (SRC 2)WINDING 2: Rated MVA 300.000 MVAWINDING 2: Nominal Phs-phs Voltage 220.000 kVWINDING 2: Connection WyeWINDING 2: Grounding Within zoneWINDING 2: Angle Wrt Winding 1 -330.0 degWINDING 2: Resistance 0.1573 ohmsWINDING 3: Source UAT (SRC 3)WINDING 3: Rated MVA 11.500 MVAWINDING 3: Nominal Phs-phs Voltage 18.000 kVWINDING 3: Connection DeltaWINDING 3: Grounding Not within zoneWINDING 3: Angle Wrt Winding 1 -330.0 degWINDING 3: Resistance 0.1573 ohms
THERMAL INPUTSWinding Currents GEN (SRC 1)Ambient Temperature Sensor RRTD Input 1Ambient Temperature January Average -20 °CAmbient Temperature February Average -30 °CAmbient Temperature March Average -10 °CAmbient Temperature April Average 10 °CAmbient Temperature May Average 20 °CAmbient Temperature June Average 30 °CAmbient Temperature July Average 30 °CAmbient Temperature August Average 30 °CAmbient Temperature September Average 20 °CAmbient Temperature October Average 10 °CAmbient Temperature November Average 10 °CAmbient Temperature December Average -10 °CTop Oil Temperature Sensor RRTD Input 1
FLEXCURVESFLEXCURVE AFlexCurve Name FlexCurve A
FLEXCURVE BFlexCurve Name FlexCurve B
FLEXCURVE C
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T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
FLEXCURVE C (continued from last page)FlexCurve Name FlexCurve C
FLEXCURVE DFlexCurve Name FlexCurve D
FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 PHASE IOC1 OPFlexLogic Entry 2 PHASE TOC1 OPFlexLogic Entry 3 XFMR INST DIFF OPFlexLogic Entry 4 XFMR PCNT DIFF OPFlexLogic Entry 5 VOLTS PER HERTZ 1 OPFlexLogic Entry 6 OR(5)FlexLogic Entry 7 = 86U (VO1)FlexLogic Entry 8 86U On (VO1)FlexLogic Entry 9 GROUND TOC1 OPFlexLogic Entry 10 OR(2)FlexLogic Entry 11 = ANY TRIP (VO3)FlexLogic Entry 12 TRIG OSC On(P7a)FlexLogic Entry 13 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 14 ANY TRIP On (VO3)FlexLogic Entry 15 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 16 OR(2)FlexLogic Entry 17 = TRIG OSC (VO2)FlexLogic Entry 18 END
GROUPED ELEMENTSGROUP 1
TRANSFORMERPERCENT DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledPickup 0.300 puSlope 1 25 %Break 1 2.000 puBreak 2 5.000 puSlope 2 90 %Inrush Inhibit Function Adapt. 2ndInrush Inhibit Mode 2-out-of-3Inrush Inhibit Level 20.0 % foOverexcitation Inhibit Function 5thOverexcitation Inhibit Level 20.0 % foBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled
INSTANTANEOUS DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledPickup 4.000 puBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled
PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC1: Function EnabledPHASE TOC1: Signal Source GSU HV (SRC 2)PHASE TOC1: Input PhasorPHASE TOC1: Pickup 0.950 puPHASE TOC1: Curve IEC Curve BPHASE TOC1: TD Multiplier 0.60PHASE TOC1: Reset InstantaneousPHASE TOC1: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC1: Block A OFFPHASE TOC1: Block B OFFPHASE TOC1: Block C OFFPHASE TOC1: Target LatchedPHASE TOC1: Events Enabled
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 11
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
PHASE IOC [GROUP 1] PHASE IOC1: Function EnabledPHASE IOC1: Source GSU HV (SRC 2)PHASE IOC1: Pickup 5.000 puPHASE IOC1: Delay 0.00 sPHASE IOC1: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC1: Block A OFFPHASE IOC1: Block B OFFPHASE IOC1: Block C OFFPHASE IOC1: Target LatchedPHASE IOC1: Events Enabled
GROUND CURRENTGROUND TOC [GROUP 1] GROUND TOC1: Function EnabledGROUND TOC1: Source GSU HV (SRC 2)GROUND TOC1: Input PhasorGROUND TOC1: Pickup 0.250 puGROUND TOC1: Curve IEC Curve AGROUND TOC1: TD Multiplier 0.29GROUND TOC1: Reset InstantaneousGROUND TOC1: Block OFFGROUND TOC1: Target LatchedGROUND TOC1: Events Enabled
RESTRICTED GROUND FAULT [GROUP 1] RGF1: Function EnabledRGF1: Source GSU HV (SRC 2)RGF1: Pickup 0.050 puRGF1: Slope 50 %RGF1: Pickup Delay 10.00 sRGF1: Reset Delay 1.00 sRGF1: Block OFFRGF1: Target LatchedRGF1: Events Enabled
VOLTAGE ELEMENTSVOLTS PER HERTZ [GROUP 1] VOLTS PER HERTZ 1: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 1: Source GEN (SRC 1)VOLTS PER HERTZ 1: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 1: Pickup 1.10 puVOLTS PER HERTZ 1: Curves Inverse AVOLTS PER HERTZ 1: TD Multiplier 0.80VOLTS PER HERTZ 1: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 1: Block OFFVOLTS PER HERTZ 1: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 1: Events Enabled
GROUP 2TRANSFORMER
PERCENT DIFFERENTIAL [GROUP 2] Function EnabledPickup 0.150 puSlope 1 25 %Break 1 1.000 puBreak 2 2.000 puSlope 2 50 %Inrush Inhibit Function Adapt. 2ndInrush Inhibit Mode 2-out-of-3Inrush Inhibit Level 20.0 % foOverexcitation Inhibit Function 5thOverexcitation Inhibit Level 20.0 % foBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 12
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 2] PHASE TOC1: Function EnabledPHASE TOC1: Signal Source GSU HV (SRC 2)PHASE TOC1: Input PhasorPHASE TOC1: Pickup 0.950 puPHASE TOC1: Curve IEC Curve BPHASE TOC1: TD Multiplier 0.60PHASE TOC1: Reset InstantaneousPHASE TOC1: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC1: Block A OFFPHASE TOC1: Block B OFFPHASE TOC1: Block C OFFPHASE TOC1: Target LatchedPHASE TOC1: Events Enabled
PHASE IOC [GROUP 2] PHASE IOC1: Function EnabledPHASE IOC1: Source GSU HV (SRC 2)PHASE IOC1: Pickup 5.000 puPHASE IOC1: Delay 0.00 sPHASE IOC1: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC1: Block A OFFPHASE IOC1: Block B OFFPHASE IOC1: Block C OFFPHASE IOC1: Target LatchedPHASE IOC1: Events Enabled
GROUND CURRENTGROUND TOC [GROUP 2] GROUND TOC1: Function EnabledGROUND TOC1: Source GSU HV (SRC 2)GROUND TOC1: Input PhasorGROUND TOC1: Pickup 0.250 puGROUND TOC1: Curve IEC Curve AGROUND TOC1: TD Multiplier 0.29GROUND TOC1: Reset InstantaneousGROUND TOC1: Block OFFGROUND TOC1: Target LatchedGROUND TOC1: Events Enabled
RESTRICTED GROUND FAULT [GROUP 2] RGF1: Function EnabledRGF1: Source GSU HV (SRC 2)RGF1: Pickup 0.050 puRGF1: Slope 50 %RGF1: Pickup Delay 10.00 sRGF1: Reset Delay 1.00 sRGF1: Block OFFRGF1: Target LatchedRGF1: Events Enabled
VOLTAGE ELEMENTSVOLTS PER HERTZ [GROUP 2] VOLTS PER HERTZ 1: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 1: Source GEN (SRC 1)VOLTS PER HERTZ 1: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 1: Pickup 1.10 puVOLTS PER HERTZ 1: Curves Inverse AVOLTS PER HERTZ 1: TD Multiplier 0.80VOLTS PER HERTZ 1: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 1: Block OFFVOLTS PER HERTZ 1: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 1: Events Enabled
CONTROL ELEMENTSSETTING GROUPSFunction Enabled
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 13
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
SETTING GROUPS (continued from last page)Block OFFGroup 2 Activate On 87TSSX On(H7c)Group 3 Activate On OFFGroup 4 Activate On OFFGroup 5 Activate On OFFGroup 6 Activate On OFFGroup 1 NameGroup 2 NameGroup 3 NameGroup 4 NameGroup 5 NameGroup 6 NameEvents Disabled
MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function DisabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function DisabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu
INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID Cont Ip 1[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Disabled[H7C] Contact Input 2 ID 87TSSX[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Enabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID TRIG OSC[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Enabled[P7C] Contact Input 6 ID Cont Ip 6[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Disabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID Cont Ip 9[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Disabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 14
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
CONTACT INPUT THRESHOLDSCont Ip 1, 87TSSX, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 VdcTRIG OSC, Cont Ip 6, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcCont Ip 9, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 33 Vdc
CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID PH TRIP 86U[H1] Contact Output 1 Operate 86U On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52L TC1[H3] Contact Output 3 Operate GROUND TOC1 OP[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 52L TC2[H4] Contact Output 4 Operate GROUND TOC1 OP[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[H5] Contact Output 5 ID IBF 52L TC1[H5] Contact Output 5 Operate GROUND TOC1 OP[H5] Contact Output 5 Seal-In OFF[H5] Contact Output 5 Events Enabled[H6] Contact Output 6 ID IBF 52L TC2[H6] Contact Output 6 Operate GROUND TOC1 OP[H6] Contact Output 6 Seal-In OFF[H6] Contact Output 6 Events Disabled[P1] Contact Output 7 ID ALARM[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO3)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID TRG OSC G60A[P5] Contact Output 11 Operate ANY TRIP On (VO3)[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[P6] Contact Output 12 ID TRG OSC G60B[P6] Contact Output 12 Operate ANY TRIP On (VO3)[P6] Contact Output 12 Seal-In OFF[P6] Contact Output 12 Events Enabled
VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 86UVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID TRIG OSCVirtual Output 2 Events EnabledVirtual Output 3 ID ANY TRIPVirtual Output 3 Events Enabled
REMOTE DEVICESRemote Device 1 ID Remote Device 1Remote Device 1 ETYPE APPID 0Remote Device 1 DATASET FixedRemote Device 1 IN PMU SCHEME NoRemote Device 2 ID Remote Device 2Remote Device 2 ETYPE APPID 0Remote Device 2 DATASET FixedRemote Device 2 IN PMU SCHEME NoRemote Device 3 ID Remote Device 3Remote Device 3 ETYPE APPID 0Remote Device 3 DATASET FixedRemote Device 3 IN PMU SCHEME NoRemote Device 4 ID Remote Device 4Remote Device 4 ETYPE APPID 0Remote Device 4 DATASET FixedRemote Device 4 IN PMU SCHEME NoRemote Device 5 ID Remote Device 5Remote Device 5 ETYPE APPID 0Remote Device 5 DATASET Fixed
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 15
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
REMOTE DEVICES (continued from last page)Remote Device 5 IN PMU SCHEME NoRemote Device 6 ID Remote Device 6Remote Device 6 ETYPE APPID 0Remote Device 6 DATASET FixedRemote Device 6 IN PMU SCHEME NoRemote Device 7 ID Remote Device 7Remote Device 7 ETYPE APPID 0Remote Device 7 DATASET FixedRemote Device 7 IN PMU SCHEME NoRemote Device 8 ID Remote Device 8Remote Device 8 ETYPE APPID 0Remote Device 8 DATASET FixedRemote Device 8 IN PMU SCHEME NoRemote Device 9 ID Remote Device 9Remote Device 9 ETYPE APPID 0Remote Device 9 DATASET FixedRemote Device 9 IN PMU SCHEME NoRemote Device 10 ID Remote Device 10Remote Device 10 ETYPE APPID 0Remote Device 10 DATASET FixedRemote Device 10 IN PMU SCHEME NoRemote Device 11 ID Remote Device 11Remote Device 11 ETYPE APPID 0Remote Device 11 DATASET FixedRemote Device 11 IN PMU SCHEME NoRemote Device 12 ID Remote Device 12Remote Device 12 ETYPE APPID 0Remote Device 12 DATASET FixedRemote Device 12 IN PMU SCHEME NoRemote Device 13 ID Remote Device 13Remote Device 13 ETYPE APPID 0Remote Device 13 DATASET FixedRemote Device 13 IN PMU SCHEME NoRemote Device 14 ID Remote Device 14Remote Device 14 ETYPE APPID 0Remote Device 14 DATASET FixedRemote Device 14 IN PMU SCHEME NoRemote Device 15 ID Remote Device 15Remote Device 15 ETYPE APPID 0Remote Device 15 DATASET FixedRemote Device 15 IN PMU SCHEME NoRemote Device 16 ID Remote Device 16Remote Device 16 ETYPE APPID 0Remote Device 16 DATASET FixedRemote Device 16 IN PMU SCHEME No
IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTSIEC61850 GOOSE Analog Input 1 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 1 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 1 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 2 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 2 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 3 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 3 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 4 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 4 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 5 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 5 PU Base 1.000
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 16
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 6 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 6 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 7 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 7 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 8 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 8 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 9 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 9 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 10 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 10 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 11 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 11 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 12 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 12 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 13 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 13 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 14 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 14 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 15 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 15 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 16 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 16 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 17 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 17 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 18 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 18 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 19 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 19 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 20 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 20 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 21 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 21 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 22 Units
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 17
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 22 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 23 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 23 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 24 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 24 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 25 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 25 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 26 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 26 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 27 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 27 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 28 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 28 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 29 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 29 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 30 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 30 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 31 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 31 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 32 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 32 PU Base 1.000
IEC 61850 GOOSE UINTEGERS INPUTSIEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Mode Default Value
Fri Aug 23 17:31:22 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 18
T60U_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 2 T60U\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: GTG T60UTEXT COLOR
IEC 61850 GOOSE UINTEGERS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Mode Default Value
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Step-Up Transformer Protection - T60U
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Step-Up Transformer Protection
A) Transformer and Generator Data
Transformer: 220 kV (HV) 18.0 kV (LV) 300 MVAT 225/300MVA, YNd1
Generator: 281.25 MVAG System: 220 kV (HVS)
B) Relay , PT and CT Data
Relay Model: GE T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXX
Relay Ranges: Percent Differential: 0.05 to 1.00 * 5A in 0.01 steps
Slope 1: 15-100%, Slope 2: 50-100%, Break 1: 1.0-2.0, Break 2: 2.0-30.0
Winding F1 Phase CT Ratio: 12,000 / 5 Generator Neutral Side CTs, SRC1, W1
Winding F5 Phase VT Ratio: 18,000 / 120 VT1,SRC1,W2,N = 150 Vsec = 69.3
Winding M5 Phase CT Ratio: 2,000 / 5 GSU HV CTs, SRC2, W2
Winding M5 Neutral CT Ratio: 2,000 / 5 GSU HV Side Neutral CT, SRC2, W2
C) Differential Protection (87T) Settings Calculations
Setting Philosophy: 87T function uses internally compensated values of current. Differential current
setting (IDIFF ) = IF1 + IM5. Differential instantaneous function will operate for faults within the
differential zone. The 87T function will be blocked using the average adaptive 2nd harmonic inrush
inhibit function as well as the 5th harmonic overexcitation inhibit function. Reference winding is F1.
Reference Winding and Magnitude Compensation Calculations
IF1 = (MVAT) / (3 * LV) = 9,622 A Imargin = CTF1/IF1 = 1.247
IM5 = (MVAT) / (3 * HV) = 787 A Imargin = CTM5/IM5 = 2.540
Magnitude Compensation F1= [CTF1 x kV(LV)] / [CTF1 x kV(LV)] = 1.00 = MCF1
Magnitude Compensation M5= [CTM5 x kV(HV)] / [CTF1 x kV(LV)] = 2.04 = MCM5
Expected Currents Through Each Winding During Normal Operation
IF1 = (MVAG) / (3 * LV) = 9,021 A, = 0.752 pu x MCF1 / IF1pu = 1.000 pu
IM5 = (MVAG) / (3 * HV) = 738 A, = 0.369 pu x MCM5 / IF1pu = -1.000 pu
IDIFF = IF1 + IM5 = 0.000 pu ==> use 0.3pu pickup for % Diff
Recommended Settings: Percent Differential Pickup Setting : 0.30 pu
Percent Differential Slope 1 Setting : 25%
Percent Differential Break 1 Setting : 2.0 pu
Percent Differential Slope 2 Setting : 90%
Percent Differential Break 2 Setting : 5.0 pu
Inrush Inhibit Function: Adapt. 2nd
Inrush Inhibit Mode: 2-out-3
Inrust Inhibit Level: 20%
Overexcitation Inhibit Function: 5th
Overexcitation Inhibit Level: 20%
Instantaneous Differential Pickup : 4.0
Section 3 T60U_R0 1
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Step-Up Transformer Protection - T60U
GE Energy
E) HV Winding Phase Overcurrent (50/51T) Settings Calculations
Setting Philosophy: Set relay for IEC B (Very Inverse) curve. Set High Voltage winding (W2) TOC
unit pickup for 1.27 x GSU ONAF rating. Set TOC time dial to coordinate with the transformer's
secondary and/or tertiary winding thermal and mechanical withstand curves per C57.109-1993.
Phase TOC1 Pickup: 1,000 A, = 0.500 CT multiples Time Dial: 0.60
Phase IOC1 Pickup: 10,000 A, = 5.00 CT multiples
F) HV Winding Ground Overcurrent (51TN) Settings Calculations
Setting Philosophy: Set relay for IEC A (Inverse) curve. Set GSU neutral-ground TOC unit to
pickup for 25% of the neutral-ground CT rating. Set TOC time dial to operate at 1.0 second for the
transformer ground fault contribution.
Ground TOC1 Pickup: 500 A, = 0.25 CT multiples Time Dial : 0.29
TRANSFORMER SETTINGS AND CTs
Nomber of Windings: 2 DIFF / RSTR CHARACTERISTIC
W1 W2 W3 W4 W5 W6 DIFFERENTIAL- RESTRAINT GRAPH
Rated(MVA) 300 300 0 0 0 0 Diff. min. PKP 0.30 Slope1 25.0
Nom. (kV) 18 220 18 13.8 230 69 Kneepoint 1 2.00
Connection DELTA WYE DELTA WYE ZIG-ZAG WYE Kneepoint 2 5.00 Slope2 90.0
Grounding NO YES NO YES NO YES
Angle WRT 0 -330 0 -30 0 0 Pre-calculated graph points >>Pre-calculated ratio of the point from the
CT primary 12000 2000 2000 104.34 1000 1000 Id/Ir, (%) Ph A Ph B Ph C characteristic, corresponding to the same
CT sec. tap 5 5 5 5 5 5 25.0 25.0 25.0 restraint as per the actual Id/Ir ratio. The trip
Inom. Prim. 9622.5 787.3 0.0 0.0 0.0 0.0 occurs, when the actual Id/Ir ratio,(%) is bigger
Inom.Sec. 4.009 1.968 0.000 0.000 0.000 0.000 than the pre-calculated Id/Ir ratio, (%)
Rotations ABC 1 ACTUAL VALUES
TEST CURRENTS Magnitude Ref. Winding #: 1
IA IB IC
W1 DIFFERENTIAL CURRENTS
Magnitude 3.76 3.76 3.76 Iad Ibd Icd
Angle 0.0 -120.0 120.0 Magnitude 0.00 0.00 0.00
W2 Angle 0.0 -120.0 -240.0
Magnitude 1.85 1.85 1.85
Angle -150.0 90.0 -30.0 RESTRAINT CURRENTS
W3 Iar Ibr Icr
Magnitude 0.00 0.00 0.00 Magnitude 0.75 0.75 0.75
Angle 0.0 0.0 0.0
W4 Actual Differential/Restraint Ratio
Magnitude 0.00 0.00 0.00 Actual ph A % ph B % ph C %
Angle 0.0 0.0 0.0 Id/Ir ratio 0.0 0.0 0.0
W5
Magnitude 0.00 0.00 0.00 DIFF. OPERATION
Angle 0.0 0.0 0.0 NO TRIP
W6 Ia Ib Ic
Magnitude 0.00 0.00 0.00 No trip No trip No trip
Angle 0.0 0.0 0.0
Select Magnitude Ref. Winding:
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
I diff, pu
I restr, pu
Operating Characteristic
Slope characteristics Iad Ibd Icd
Section 3 T60U_R0 2
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Step-Up Transformer Protection - T60U
GE Energy
.5
.5
.6
.6
.8
.8
1
1
2
2
3
3
4
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100
100
2
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1000
1000
2
2
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10000
10000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.06 .06
.07 .07
.08 .08
.09 .09.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.6 .6
.7 .7
.8 .8
.9 .91 1
2 2
3 3
4 4
5 5
6 67 78 89 9
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
60 6070 7080 8090 90
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
600 600700 700800 800900 900
1000 1000
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
EasyPower ®
TIME-CURRENT CURVES
General ElectricCompany
50/51T
FAULT: PHASE
DATE: Aug 23, 2013
BY:
REVISION: 0
PLANTA DE ETAN
GSU-1225000 / 300000 kVA10%
GSU-1225000 / 300000 kVAINRUSH
GSU-1FLA
50/51T T60GE T6051/50 IECCurve B (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.5 (1000A)Time Multiplier = 0.6Inst. Pickup = 5 (10000A)
50/51T T60BUS-1
GTG GEN1
GSU-1
225 / 300 MVA
220 - 18 kV
10%
2000/5
50T51T
Section 3 T60U_R0 3
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Step-Up Transformer Protection - T60U
GE Energy
.5
.5
.6
.6
.8
.8
1
1
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
2
2
3
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9
9
100
100
2
2
3
3
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4
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9
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1000
1000
2
2
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5
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6
7
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8
9
9
10000
10000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.06 .06
.07 .07
.08 .08
.09 .09.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.6 .6
.7 .7
.8 .8
.9 .91 1
2 2
3 3
4 4
5 5
6 67 78 89 9
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
60 6070 7080 8090 90
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
600 600700 700800 800900 900
1000 1000
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 220000 VOLTS
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
EasyPower ®
TIME-CURRENT CURVES
General ElectricCompany
51TN
FAULT: GROUND
DATE: Aug 23, 2013
BY:
REVISION: 0
PLANTA DE ETAN
GSU-1225000 / 300000 kVA10%
GSU-1225000 / 300000 kVAINRUSH
GSU-1FLA
51TNGE T6051N/50N IECCurve A (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.25 (500A)Time Multiplier = 0.29
51TN
BUS-1 11.5
72
GTG GEN1 0.70
4
GSU-1
225 / 300 MVA
220 - 18 kV
10%
2000/5
51TN
3.65
6 19
.608
Section 3 T60U_R0 4
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Step-Up Transformer Protection - T60U
GE Energy
G) Volts-per-hertz (24) Settings Calculations
Setting Philosophy: Set to protect transformer based on theTypical Transformer V/Hz composite of
curves in C37.91, Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers.
V/Hz 1 Pickup : 1.10 pu V/Hz V/Hz 1 Curve Shape : Inverse A
V/Hz 1 TD Multiplier : 0.80 V/Hz 1 Reset : 600 seconds
1.00
1.05
1.10
1.15
1.20
1.25
1.30
1.35
1.40
1 10 100 1000 10000
Transformer V/Hz Protection
24 Transformer
Section 3 T60U_R0 5
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 1
T60T_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 3 T60T\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: T60-N04-HKH-F8M-H6P-M8N-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.00DESCRIPTION: GTG T60TTEXT COLOR
PRODUCT SETUPSECURITYCommand Password 0Setting Password 0Command Password Access Timeout 5 minSetting Password Access Timeout 30 minInvalid Password Attempts 3Password Lockout Duration 5 minPassword Access Events DisabledLocal Setting Authorized ONRemote Setting Authorized ONAccess Authorized Timeout 30 min
DISPLAY PROPERTIESFlash Message Time 1.0 sDefault Message Timeout 300 sDefault Message Intensity (VFD Only) 25 %Screen Saver Feature (LCD Only) DisabledScreen Saver Wait Time (LCD Only) 30 minCurrent Cutoff Level 0.020 puVoltage Cutoff Level 1.0 V
COMMUNICATIONSSERIAL PORTSCOM2 Selection RS485RS485 Com2 Baud Rate 115200RS485 Com2 Parity NoneRS485 Com2 Response Min Time 0 ms
NETWORKIP Address 3. 94.244.210IP Subnet Mask 255.255.252. 0Gateway IP Address 3. 94.244. 1OSI Network Address (NSAP) 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 32
MODBUS PROTOCOLModbus Slave Address 254Modbus TCP Port Number 502
IEC 61850GSSE / GOOSE CONFIGURATION
TRANSMISSIONGENERALDefault GSSE/GOOSE Update Time 60 s
GSSEFunction EnabledID GSSEOutDestination MAC 00 00 00 00 00 00
SERVER CONFIGURATIONIEDName IEDNameLogical Device Instance LDInstLPHD DC PhyNam location LocationMMS TCP Port Number 102
MMXU DEADBANDSMMXU1: TotW Deadband 10.000 %MMXU1: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU1: TotVA Deadband 10.000 %MMXU1: TotPF Deadband 10.000 %MMXU1: Hz Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsC Deadband 10.000 %
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 2
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MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU1: A phsA Deadband 10.000 %MMXU1: A phsB Deadband 10.000 %MMXU1: A phsC Deadband 10.000 %MMXU1: A neut Deadband 10.000 %MMXU1: W phsA Deadband 10.000 %MMXU1: W phsB Deadband 10.000 %MMXU1: W phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU2: TotW Deadband 10.000 %MMXU2: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU2: TotVA Deadband 10.000 %MMXU2: TotPF Deadband 10.000 %MMXU2: Hz Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A phsA Deadband 10.000 %MMXU2: A phsB Deadband 10.000 %MMXU2: A phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A neut Deadband 10.000 %MMXU2: W phsA Deadband 10.000 %MMXU2: W phsB Deadband 10.000 %MMXU2: W phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU3: TotW Deadband 10.000 %MMXU3: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU3: TotVA Deadband 10.000 %MMXU3: TotPF Deadband 10.000 %MMXU3: Hz Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A phsA Deadband 10.000 %MMXU3: A phsB Deadband 10.000 %MMXU3: A phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A neut Deadband 10.000 %MMXU3: W phsA Deadband 10.000 %MMXU3: W phsB Deadband 10.000 %MMXU3: W phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsC Deadband 10.000 %
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 3
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MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU3: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU4: TotW Deadband 10.000 %MMXU4: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU4: TotVA Deadband 10.000 %MMXU4: TotPF Deadband 10.000 %MMXU4: Hz Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A phsA Deadband 10.000 %MMXU4: A phsB Deadband 10.000 %MMXU4: A phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A neut Deadband 10.000 %MMXU4: W phsA Deadband 10.000 %MMXU4: W phsB Deadband 10.000 %MMXU4: W phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsC Deadband 10.000 %
GGIO1 STATUS CONFIGURATIONNumber of Status Points 8
GGIO2 CONTROL CONFIGURATIONSPCSO 1 ctlModel 1SPCSO 2 ctlModel 1SPCSO 3 ctlModel 1SPCSO 4 ctlModel 1SPCSO 5 ctlModel 1SPCSO 6 ctlModel 1SPCSO 7 ctlModel 1SPCSO 8 ctlModel 1SPCSO 9 ctlModel 1SPCSO 10 ctlModel 1SPCSO 11 ctlModel 1SPCSO 12 ctlModel 1SPCSO 13 ctlModel 1SPCSO 14 ctlModel 1SPCSO 15 ctlModel 1SPCSO 16 ctlModel 1SPCSO 17 ctlModel 1SPCSO 18 ctlModel 1SPCSO 19 ctlModel 1SPCSO 20 ctlModel 1SPCSO 21 ctlModel 1SPCSO 22 ctlModel 1SPCSO 23 ctlModel 1SPCSO 24 ctlModel 1SPCSO 25 ctlModel 1SPCSO 26 ctlModel 1SPCSO 27 ctlModel 1SPCSO 28 ctlModel 1SPCSO 29 ctlModel 1SPCSO 30 ctlModel 1SPCSO 31 ctlModel 1SPCSO 32 ctlModel 1
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 4
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GGIO2 CONTROL CONFIGURATION (continued from last page)SPCSO 33 ctlModel 1SPCSO 34 ctlModel 1SPCSO 35 ctlModel 1SPCSO 36 ctlModel 1SPCSO 37 ctlModel 1SPCSO 38 ctlModel 1SPCSO 39 ctlModel 1SPCSO 40 ctlModel 1SPCSO 41 ctlModel 1SPCSO 42 ctlModel 1SPCSO 43 ctlModel 1SPCSO 44 ctlModel 1SPCSO 45 ctlModel 1SPCSO 46 ctlModel 1SPCSO 47 ctlModel 1SPCSO 48 ctlModel 1SPCSO 49 ctlModel 1SPCSO 50 ctlModel 1SPCSO 51 ctlModel 1SPCSO 52 ctlModel 1SPCSO 53 ctlModel 1SPCSO 54 ctlModel 1SPCSO 55 ctlModel 1SPCSO 56 ctlModel 1SPCSO 57 ctlModel 1SPCSO 58 ctlModel 1SPCSO 59 ctlModel 1SPCSO 60 ctlModel 1SPCSO 61 ctlModel 1SPCSO 62 ctlModel 1SPCSO 63 ctlModel 1SPCSO 64 ctlModel 1
GGIO4 ANALOG CONFIGURATIONIEC61850 GGIO4 Analogs 4IEC61850 GGIO4 Analog 1 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 1 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 1 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 1 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 2 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 2 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 3 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 3 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 4 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 4 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 5 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 5 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 6 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 6 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 7 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 7 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 8 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 8 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 max 1000000.000
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 5
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GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 9 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 9 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 9 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 10 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 10 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 11 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 11 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 12 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 12 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 13 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 13 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 14 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 14 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 15 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 15 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 16 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 16 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 17 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 17 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 18 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 18 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 19 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 19 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 20 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 20 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 21 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 21 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 22 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 22 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 23 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 23 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 24 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 24 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 25 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 25 min 0.000
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 6
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GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 25 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 26 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 26 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 27 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 27 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 28 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 28 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 29 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 29 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 30 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 30 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 31 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 31 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 32 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 32 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 max 1000000.000
XCBR CONFIGURATIONXCBR1 ST.Loc Operand OFFXCBR2 ST.Loc Operand OFFXCBR3 ST.Loc Operand OFFXCBR4 ST.Loc Operand OFFClear XCBR1 OpCnt NoClear XCBR2 OpCnt NoClear XCBR3 OpCnt NoClear XCBR4 OpCnt No
XSWI CONFIGURATIONXSWI1 ST.Loc Operand OFFXSWI2 ST.Loc Operand OFFXSWI3 ST.Loc Operand OFFXSWI4 ST.Loc Operand OFFXSWI5 ST.Loc Operand OFFXSWI6 ST.Loc Operand OFFXSWI7 ST.Loc Operand OFFXSWI8 ST.Loc Operand OFFXSWI9 ST.Loc Operand OFFXSWI10 ST.Loc Operand OFFXSWI11 ST.Loc Operand OFFXSWI12 ST.Loc Operand OFFXSWI13 ST.Loc Operand OFFXSWI14 ST.Loc Operand OFFXSWI15 ST.Loc Operand OFFXSWI16 ST.Loc Operand OFFClear XSWI1 OpCnt NoClear XSWI2 OpCnt NoClear XSWI3 OpCnt NoClear XSWI4 OpCnt NoClear XSWI5 OpCnt NoClear XSWI6 OpCnt NoClear XSWI7 OpCnt NoClear XSWI8 OpCnt NoClear XSWI9 OpCnt NoClear XSWI10 OpCnt No
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 7
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XSWI CONFIGURATION (continued from last page)Clear XSWI11 OpCnt NoClear XSWI12 OpCnt NoClear XSWI13 OpCnt NoClear XSWI14 OpCnt NoClear XSWI15 OpCnt NoClear XSWI16 OpCnt No
HTTPHTTP TCP Port Number 80
TFTPTFTP Main UDP Port Number 69TFTP Data UDP Port Number 1 0TFTP Data UDP Port Number 2 0
REAL TIME CLOCKIRIG-B Signal Type Amplitude ModulatedReal Time Clock Events EnabledTime Zone Offset 0.0 hrDST Function Disabled
OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 4Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source TRIG OSC On (VO2)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 XFMR INST DIFF OPDigital Channel 2 XFMR PCNT DIFF OPDigital Channel 3 PHASE IOC1 OPDigital Channel 4 PHASE TOC1 OPDigital Channel 5 GROUND TOC1 OPDigital Channel 6 VOLTS PER HERTZ 1 OPDigital Channel 7 86T On (VO1)Digital Channel 8 63PTX On(H7A)Analog Channel 1 Xfmr Iad MagAnalog Channel 2 Xfmr Ibd MagAnalog Channel 3 Xfmr Icd MagAnalog Channel 4 Xfmr Iar MagAnalog Channel 5 Xfmr Ibr MagAnalog Channel 6 Xfmr Icr MagAnalog Channel 7 Xfmr Harm2 Iad MagAnalog Channel 8 Xfmr Harm5 Iad MagAnalog Channel 9 Xfmr Harm2 Ibd MagAnalog Channel 10 Xfmr Harm5 Ibd MagAnalog Channel 11 Xfmr Harm2 Icd MagAnalog Channel 12 Xfmr Harm5 Icd MagAnalog Channel 13 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 14 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 15 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 16 SRC2 Ig RMS
DATA LOGGERData Logger Mode ContinuousData Logger Trigger OFFRate 60000 msec
DEMANDCurrent Method Thermal ExponentialPower Method Thermal ExponentialInterval 15 MINTrigger OFF
USER-PROGRAMMABLE LEDSLED TESTFunction EnabledControl ANY SELF TESTS
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 8
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TRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO3)Alarm LED Input ANY SELF TESTS
USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND XFMR INST DIFF OPLED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND XFMR PCNT DIFF OPLED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND PHASE IOC1 OPLED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND PHASE TOC1 OPLED 4: TYPE LatchedLED 5: OPERAND GROUND TOC1 OPLED 5: TYPE LatchedLED 6: OPERAND VOLTS PER HERTZ 1 OPLED 6: TYPE LatchedLED 7: OPERAND 63PTX On(H7A)LED 7: TYPE Latched
USER-PROGRAMMABLE SELF TESTSRemote Device Off Function EnabledBattery Fail Function EnabledSNTP Fail Function EnabledIRIG B Fail Function Enabled
INSTALLATIONRelay Name GTG T60T
SYSTEM SETUPAC INPUTS
CURRENTCT F1: Phase CT Primary 12000 ACT F1: Phase CT Secondary 5 ACT F1: Ground CT Primary 12000 ACT F1: Ground CT Secondary 5 ACT M1: Phase CT Primary 1 ACT M1: Phase CT Secondary 1 ACT M1: Ground CT Primary 1 ACT M1: Ground CT Secondary 1 ACT M5: Phase CT Primary 2000 ACT M5: Phase CT Secondary 5 ACT M5: Ground CT Primary 2000 ACT M5: Ground CT Secondary 5 A
VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection WyeVT F5: Phase VT Secondary 69.3 VVT F5: Phase VT Ratio 150.00 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VagVT F5: Auxiliary VT Secondary 66.4 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 1.00 :1
POWER SYSTEMNominal Frequency 60 HzPhase Rotation ABCFrequency And Phase Reference GEN (SRC 1)Frequency Tracking Function Enabled
SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name GENSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT F1SOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT NoneSOURCE 2: Name GSU HVSOURCE 2: Phase CT M5
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 9
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SIGNAL SOURCES (continued from last page)SOURCE 2: Ground CT M5SOURCE 2: Phase VT NoneSOURCE 2: Auxiliary VT None
TRANSFORMERGENERALNumber Of Windings 2Reference Winding Selection Winding 1Phase Compensation Internal (software)Load Loss At Rated Load 460 kWRated Winding Temperature Rise 65°C (oil)No Load Loss 145 kWType Of Cooling FATop-oil Rise Over Ambient 35 °CThermal Capacity 100.00 kWh/°CWinding Thermal Time Constant 2.00 min
WINDINGSWINDING 1: Source GEN (SRC 1)WINDING 1: Rated MVA 300.000 MVAWINDING 1: Nominal Phs-phs Voltage 18.000 kVWINDING 1: Connection DeltaWINDING 1: Grounding Not within zoneWINDING 1: Angle Wrt Winding 1 0.0 degWINDING 1: Resistance 0.0021 ohmsWINDING 2: Source GSU HV (SRC 2)WINDING 2: Rated MVA 300.000 MVAWINDING 2: Nominal Phs-phs Voltage 220.000 kVWINDING 2: Connection WyeWINDING 2: Grounding Within zoneWINDING 2: Angle Wrt Winding 1 -330.0 degWINDING 2: Resistance 0.1573 ohms
THERMAL INPUTSWinding Currents GEN (SRC 1)Ambient Temperature Sensor RRTD Input 1Ambient Temperature January Average -20 °CAmbient Temperature February Average -30 °CAmbient Temperature March Average -10 °CAmbient Temperature April Average 10 °CAmbient Temperature May Average 20 °CAmbient Temperature June Average 30 °CAmbient Temperature July Average 30 °CAmbient Temperature August Average 30 °CAmbient Temperature September Average 20 °CAmbient Temperature October Average 10 °CAmbient Temperature November Average 10 °CAmbient Temperature December Average -10 °CTop Oil Temperature Sensor RRTD Input 1
FLEXCURVESFLEXCURVE AFlexCurve Name FlexCurve A
FLEXCURVE BFlexCurve Name FlexCurve B
FLEXCURVE CFlexCurve Name FlexCurve C
FLEXCURVE DFlexCurve Name FlexCurve D
FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 VOLTS PER HERTZ 1 OPFlexLogic Entry 2 PHASE IOC1 OP
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 10
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FLEXLOGIC EQUATION EDITOR (continued from last page)FlexLogic Entry 3 PHASE TOC1 OPFlexLogic Entry 4 63PTX On(H7A)FlexLogic Entry 5 XFMR INST DIFF OPFlexLogic Entry 6 XFMR PCNT DIFF OPFlexLogic Entry 7 OR(6)FlexLogic Entry 8 = 86T (VO1)FlexLogic Entry 9 86T On (VO1)FlexLogic Entry 10 GROUND TOC1 OPFlexLogic Entry 11 OR(2)FlexLogic Entry 12 = ANY TRIP (VO3)FlexLogic Entry 13 Cont Ip 5 On(P7A)FlexLogic Entry 14 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 15 ANY TRIP On (VO3)FlexLogic Entry 16 POSITIVE ONE SHOTFlexLogic Entry 17 OR(2)FlexLogic Entry 18 = TRIG OSC (VO2)FlexLogic Entry 19 END
GROUPED ELEMENTSGROUP 1
TRANSFORMERPERCENT DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledPickup 0.300 puSlope 1 25 %Break 1 2.000 puBreak 2 5.000 puSlope 2 90 %Inrush Inhibit Function Adapt. 2ndInrush Inhibit Mode 2-out-of-3Inrush Inhibit Level 20.0 % foOverexcitation Inhibit Function 5thOverexcitation Inhibit Level 20.0 % foBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled
INSTANTANEOUS DIFFERENTIAL [GROUP 1] Function EnabledPickup 4.000 puBlock OFFTarget LatchedEvents Enabled
PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC1: Function EnabledPHASE TOC1: Signal Source GSU HV (SRC 2)PHASE TOC1: Input PhasorPHASE TOC1: Pickup 0.950 puPHASE TOC1: Curve IEC Curve BPHASE TOC1: TD Multiplier 0.60PHASE TOC1: Reset InstantaneousPHASE TOC1: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC1: Block A OFFPHASE TOC1: Block B OFFPHASE TOC1: Block C OFFPHASE TOC1: Target LatchedPHASE TOC1: Events Enabled
PHASE IOC [GROUP 1] PHASE IOC1: Function EnabledPHASE IOC1: Source GSU HV (SRC 2)PHASE IOC1: Pickup 5.000 puPHASE IOC1: Delay 0.00 sPHASE IOC1: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC1: Block A OFF
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PHASE IOC [GROUP 1] (continued from last page)PHASE IOC1: Block B OFFPHASE IOC1: Block C OFFPHASE IOC1: Target LatchedPHASE IOC1: Events Enabled
GROUND CURRENTGROUND TOC [GROUP 1] GROUND TOC1: Function EnabledGROUND TOC1: Source GSU HV (SRC 2)GROUND TOC1: Input PhasorGROUND TOC1: Pickup 0.250 puGROUND TOC1: Curve IEC Curve AGROUND TOC1: TD Multiplier 0.29GROUND TOC1: Reset InstantaneousGROUND TOC1: Block OFFGROUND TOC1: Target LatchedGROUND TOC1: Events Enabled
RESTRICTED GROUND FAULT [GROUP 1] RGF1: Function EnabledRGF1: Source GSU HV (SRC 2)RGF1: Pickup 0.050 puRGF1: Slope 50 %RGF1: Pickup Delay 10.00 sRGF1: Reset Delay 1.00 sRGF1: Block OFFRGF1: Target LatchedRGF1: Events Enabled
VOLTAGE ELEMENTSVOLTS PER HERTZ [GROUP 1] VOLTS PER HERTZ 1: Function EnabledVOLTS PER HERTZ 1: Source GEN (SRC 1)VOLTS PER HERTZ 1: VHZ Voltage Mode Phase to GroundVOLTS PER HERTZ 1: Pickup 1.10 puVOLTS PER HERTZ 1: Curves Inverse AVOLTS PER HERTZ 1: TD Multiplier 0.80VOLTS PER HERTZ 1: T Reset 600.0 sVOLTS PER HERTZ 1: Block OFFVOLTS PER HERTZ 1: Target LatchedVOLTS PER HERTZ 1: Events Enabled
CONTROL ELEMENTSSETTING GROUPSFunction EnabledBlock OFFGroup 2 Activate On Cont Ip 2 On(H7C)Group 3 Activate On OFFGroup 4 Activate On OFFGroup 5 Activate On OFFGroup 6 Activate On OFFGroup 1 NameGroup 2 NameGroup 3 NameGroup 4 NameGroup 5 NameGroup 6 NameEvents Disabled
MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function DisabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function DisabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu
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VT FUSE FAILURE (continued from last page)VT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu
INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID 63PTX[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Enabled[H7C] Contact Input 2 ID Cont Ip 2[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Disabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID Cont Ip 5[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Disabled[P7C] Contact Input 6 ID Cont Ip 6[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Disabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID Cont Ip 9[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Disabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled
CONTACT INPUT THRESHOLDS63PTX, Cont Ip 2, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 VdcCont Ip 5, Cont Ip 6, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcCont Ip 9, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 33 Vdc
CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID PH TRIP 86T[H1] Contact Output 1 Operate 86T On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52L TC1[H3] Contact Output 3 Operate GROUND TOC1 OP[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 52L TC2[H4] Contact Output 4 Operate GROUND TOC1 OP[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[H5] Contact Output 5 ID IBF 52L TC1[H5] Contact Output 5 Operate GROUND TOC1 OP[H5] Contact Output 5 Seal-In OFF
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 13
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CONTACT OUTPUTS (continued from last page)[H5] Contact Output 5 Events Enabled[H6] Contact Output 6 ID IBF 52L TC2[H6] Contact Output 6 Operate GROUND TOC1 OP[H6] Contact Output 6 Seal-In OFF[H6] Contact Output 6 Events Disabled[P1] Contact Output 7 ID ALARM[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO3)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID TRG OSC G60A[P5] Contact Output 11 Operate ANY TRIP On (VO3)[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[P6] Contact Output 12 ID TRG OSC G60B[P6] Contact Output 12 Operate ANY TRIP On (VO3)[P6] Contact Output 12 Seal-In OFF[P6] Contact Output 12 Events Enabled
VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 86TVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID TRIG OSCVirtual Output 2 Events EnabledVirtual Output 3 ID ANY TRIPVirtual Output 3 Events Enabled
REMOTE DEVICESRemote Device 1 ID Remote Device 1Remote Device 1 ETYPE APPID 0Remote Device 1 DATASET FixedRemote Device 1 IN PMU SCHEME NoRemote Device 2 ID Remote Device 2Remote Device 2 ETYPE APPID 0Remote Device 2 DATASET FixedRemote Device 2 IN PMU SCHEME NoRemote Device 3 ID Remote Device 3Remote Device 3 ETYPE APPID 0Remote Device 3 DATASET FixedRemote Device 3 IN PMU SCHEME NoRemote Device 4 ID Remote Device 4Remote Device 4 ETYPE APPID 0Remote Device 4 DATASET FixedRemote Device 4 IN PMU SCHEME NoRemote Device 5 ID Remote Device 5Remote Device 5 ETYPE APPID 0Remote Device 5 DATASET FixedRemote Device 5 IN PMU SCHEME NoRemote Device 6 ID Remote Device 6Remote Device 6 ETYPE APPID 0Remote Device 6 DATASET FixedRemote Device 6 IN PMU SCHEME NoRemote Device 7 ID Remote Device 7Remote Device 7 ETYPE APPID 0Remote Device 7 DATASET FixedRemote Device 7 IN PMU SCHEME NoRemote Device 8 ID Remote Device 8Remote Device 8 ETYPE APPID 0Remote Device 8 DATASET FixedRemote Device 8 IN PMU SCHEME NoRemote Device 9 ID Remote Device 9Remote Device 9 ETYPE APPID 0Remote Device 9 DATASET FixedRemote Device 9 IN PMU SCHEME NoRemote Device 10 ID Remote Device 10Remote Device 10 ETYPE APPID 0Remote Device 10 DATASET FixedRemote Device 10 IN PMU SCHEME No
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 14
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REMOTE DEVICES (continued from last page)Remote Device 11 ID Remote Device 11Remote Device 11 ETYPE APPID 0Remote Device 11 DATASET FixedRemote Device 11 IN PMU SCHEME NoRemote Device 12 ID Remote Device 12Remote Device 12 ETYPE APPID 0Remote Device 12 DATASET FixedRemote Device 12 IN PMU SCHEME NoRemote Device 13 ID Remote Device 13Remote Device 13 ETYPE APPID 0Remote Device 13 DATASET FixedRemote Device 13 IN PMU SCHEME NoRemote Device 14 ID Remote Device 14Remote Device 14 ETYPE APPID 0Remote Device 14 DATASET FixedRemote Device 14 IN PMU SCHEME NoRemote Device 15 ID Remote Device 15Remote Device 15 ETYPE APPID 0Remote Device 15 DATASET FixedRemote Device 15 IN PMU SCHEME NoRemote Device 16 ID Remote Device 16Remote Device 16 ETYPE APPID 0Remote Device 16 DATASET FixedRemote Device 16 IN PMU SCHEME No
IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTSIEC61850 GOOSE Analog Input 1 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 1 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 1 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 2 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 2 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 3 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 3 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 4 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 4 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 5 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 5 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 6 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 6 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 7 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 7 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 8 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 8 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 9 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 9 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 10 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 10 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Default Value 1000.000
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 15
T60T_UR_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 3 T60T\DEVICE DEFINITIONFILES
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IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 11 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 11 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 12 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 12 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 13 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 13 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 14 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 14 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 15 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 15 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 16 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 16 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 16 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 17 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 17 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 17 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 18 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 18 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 18 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 19 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 19 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 19 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 20 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 20 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 20 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 21 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 21 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 21 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 22 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 22 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 22 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 23 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 23 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 23 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 24 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 24 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 24 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 25 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 25 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 25 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 26 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 26 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 26 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 27 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 27 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 27 PU Base 1.000
Mon Aug 26 11:29:56 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 16
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IEC 61850 GOOSE ANALOGS INPUTS (continued from last page)IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 28 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 28 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 28 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 29 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 29 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 29 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 30 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 30 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 30 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 31 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 31 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 31 PU Base 1.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Default Value 1000.000IEC61850 GOOSE Analog Input 32 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE Analog Input 32 UnitsIEC61850 GOOSE Analog Input 32 PU Base 1.000
IEC 61850 GOOSE UINTEGERS INPUTSIEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 1 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 2 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 3 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 4 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 5 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 6 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 7 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 8 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 9 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 10 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 11 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 12 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 13 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 14 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 15 Mode Default ValueIEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Default Value 1000IEC61850 GOOSE UInteger Input 16 Mode Default Value
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Bus Protection - C60
GE Energy
Setting Calculation Sheet
Generator Bus Protection (ANSI Devices 25, 27DB, 50/27, 50/62BF, 50/51AT, 59BN)
A) Generator and UAT Data
Generator: 281.25 MVAG 18 kV 60 Hz
UAT: 8.5 /11.5 MVA ONAN/ONAF 18 kVHV
B) Relay , PT and CT Data
Relay Manufacturer: General Electric - Multilin
Relay Model: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXX
Winding F1 Phase CT Ratio: 12,000 / 5, Generator Breaker (SCR1)
Winding F5 Phase VT Ratio: 18,000 / 120V, VT4, Delta(SRC1), N = 150 :1 Vsec = 120 V
Winding M1 Phase CT Ratio: 2,000 / 5, Aux Bus (SCR3)
Winding M5 Phase VT Ratio: 18,000 / 120V, VT1, Wye (SRC2), N = 150 :1 Vsec = 69.3 V
C) Undervoltage Dead Bus Detection (27DB) Settings Calculations
Setting philosophy: Set to operate at voltage below 0.5 per unit for 2 seconds.
Set Phase UV2 (SRC2) pickup and time delay for = 0.5 pu Volts @ 2.0 seconds
D) Accidental Energization Protection (50/27) Settings Calculations
Setting Philosophy: The scheme is armed if the breaker is open and voltage is below
0.5 per unit via a Timer with 5 second pickup and 250 msec dropout, ensuring the
machine is offline. If an Inadvetrant Energization occurs, the breaker will close,
voltage will be present, and current will flow into the machine. The PHASE IOC2 will
pickup and actuate 50/27 (VO2) before the 250ms dropout of the timer.
Set Phase UV1 (SRC1) pickup for = 0.5 pu Volts
Set Timer 2 for 5.0 seconds pickup delay, 0.250 seconds dropout.
Set Phase IOC2 (SRC1) pickup for 0.2 pu amperes = 2,400 Primary Amps
E) Breaker Failure Protection (50/62BF) Settings Calculations
Setting Philosophy: The scheme is armed by the IBF input and 52G/a contact, and
will operate under fault conditions or abnormal system operations. Intentional time
delay is set for 10.5 cycles with a 1 cycle dropout to operate before unit critical clearing time.
Set Timer 1 = 0.175 seconds pickup delay, 0.017 seconds dropout.
PUV1
AND1
TIMER
POC1
AND2
ON LINE
0
0
0
1
0
OFF LINE
1
1
1
0
0
AE
0
0
1*
1
1
AND1
PUV1-A
TIMER
5sec
250msPIOC2
AND
2TRIP
50/27 SCHEME
PUV1-BPUV1-C
* - till 250ms dropout
PUV1
AND1
TIMER
POC1
AND2
ON LINE
0
0
0
1
0
OFF LINE
1
1
1
0
0
AE
0
0
1*
1
1
AND1
AND1
PUV1-A
TIMER
5sec
250ms
TIMER
5sec
250msPIOC2
AND
2
AND
2TRIP
50/27 SCHEME
PUV1-BPUV1-C
* - till 250ms dropout
TRIP
52G/a
IBF
TIMER
17ms
175ms
50/62BF SCHEME
AND AND
TRIP
AMP SUPV
Section 6 C60_R0 1
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Bus Protection - C60
GE Energy
F) Aux Bus Phase Overcurrent (50/51AT) Settings Calculations
Setting Philosophy: Set relay for IEC B (Very Inverse) curve. Set High Voltage side winding TOC
unit pickup for 1.25 x UAT rating. Set TOC time dial to coordinate with the transformer
thermal and mechanical withstand curves per C57.109-1993.
Phase TOC3 Pickup Setting : 465 A, = 0.233 x CT Time Dial : 0.65
Phase IOC3 Pickup Setting : 12,000 A, = 6.00 x CT
G) Generator Bus Ground Fault Detection (59BN) Settings Calculations
Setting philosophy: The relay calculates the zero sequence voltage (3V0) from the VT phase inputs.
Set relay to operate for a ground fault on the generator bus delta system and coordinate with the G60
59N function set at 5 volts for 5 seconds.
Set Neutral OV2 (SRC2) pickup and time delay for = 5.0 V ( 0.072
E30 under normal conditions is VA + VB + VC = 0:
E30 under an "A" phase to ground fault is VA + VB + VC = 0+3VB-60°+3VC-120° = 3V-90°:
pu) @ 6 sec.
VA
VBVC
VA
VBVC
VBVC
E30
VBVC
E30
FAULTOCCURS
INOPERATIVEBREAKER
NORMALCLEARING
NORMAL CLEARING TIME
RELAYOPERATION
BREAKERINTERRUPTING
TIME MARGIN
BREAKER FAILURE TOTAL CLEARING TIME
0.5CYC
B.F. TIMER
10.5 CYCLES
(16 CYCLES + RELAY TIME)
5 CYCLES
LOCKOUTRELAY
5 CYCLES
5.5 CYCLES
BACK-UPBREAKERINTERRUPTINGTIME
FAULTOCCURS
INOPERATIVEBREAKER
NORMALCLEARING
NORMAL CLEARING TIME
RELAYOPERATION
BREAKERINTERRUPTING
TIME MARGIN
BREAKER FAILURE TOTAL CLEARING TIME
0.5CYC
B.F. TIMER
10.5 CYCLES
B.F. TIMER
10.5 CYCLES
(16 CYCLES + RELAY TIME)
5 CYCLES
LOCKOUTRELAY
5 CYCLES
5.5 CYCLES
BACK-UPBREAKERINTERRUPTINGTIME
Section 6 C60_R0 2
gPLANTA DE ETAN
Generator 761X201
Bus Protection - C60
GE Energy
.5
.5
.6
.6
.8
.8
1
1
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10000
10000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.06 .06
.07 .07
.08 .08
.09 .09.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.6 .6
.7 .7
.8 .8
.9 .91 1
2 2
3 3
4 4
5 5
6 67 78 89 9
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
60 6070 7080 8090 90
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
600 600700 700800 800900 900
1000 1000
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 18000 VOLTS
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 18000 VOLTS
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
TIM
E IN
SE
CO
ND
S
EasyPower ®
TIME-CURRENT CURVES
General ElectricCompany
50/51AT
FAULT: PHASE
DATE: Aug 26, 2013
BY:
REVISION: 0
PLANTA~1
UAT_18500 / 11500 kVA10%
UAT_18500 / 11500 kVAINRUSH
UAT_1FLA
50/51ATGE T6051/50 IECCurve B (BS142)CT Ratio = 2000/5Tap = 0.233 (465A)Time Multiplier = 0.65Inst. Pickup = 6 (12000A)
50/51AT
50/51AT94452A
GTG GEN1
AUXBUS
UAT_18.5 / 11.5 MVA18 - 6.9 kV10%
2000/5
50T51T
Section 6 C60_R0 3
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 1
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
PRODUCT SETUPSECURITYCommand Password 0Setting Password 0Command Password Access Timeout 5 minSetting Password Access Timeout 30 minInvalid Password Attempts 3Password Lockout Duration 5 minPassword Access Events DisabledLocal Setting Authorized ONRemote Setting Authorized ONAccess Authorized Timeout 30 min
DISPLAY PROPERTIESFlash Message Time 1.0 sDefault Message Timeout 300 sDefault Message Intensity (VFD Only) 25 %Screen Saver Feature (LCD Only) DisabledScreen Saver Wait Time (LCD Only) 30 minCurrent Cutoff Level 0.020 puVoltage Cutoff Level 1.0 V
COMMUNICATIONSSERIAL PORTSRS485 Com2 Baud Rate 19200RS485 Com2 Parity NoneRS485 Com2 Response Min Time 0 ms
NETWORKIP Address 3. 94.244.210IP Subnet Mask 255.255.252. 0Gateway IP Address 3. 94.244. 1OSI Network Address (NSAP) 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 33 20 33 33 20 32 30 20 33 32
MODBUS PROTOCOLModbus Slave Address 254Modbus TCP Port Number 502
IEC 61850GSSE / GOOSE CONFIGURATION
TRANSMISSIONGENERALDefault GSSE/GOOSE Update Time 60 s
GSSEFunction EnabledID GSSEOutDestination MAC 00 00 00 00 00 00
SERVER CONFIGURATIONIEDName IEDNameLogical Device Instance LDInstLPHD DC PhyNam location LocationMMS TCP Port Number 102
MMXU DEADBANDSMMXU1: TotW Deadband 10.000 %MMXU1: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU1: TotVA Deadband 10.000 %MMXU1: TotPF Deadband 10.000 %MMXU1: Hz Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU1: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU1: A phsA Deadband 10.000 %
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 2
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU1: A phsB Deadband 10.000 %MMXU1: A phsC Deadband 10.000 %MMXU1: A neut Deadband 10.000 %MMXU1: W phsA Deadband 10.000 %MMXU1: W phsB Deadband 10.000 %MMXU1: W phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU1: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU1: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU2: TotW Deadband 10.000 %MMXU2: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU2: TotVA Deadband 10.000 %MMXU2: TotPF Deadband 10.000 %MMXU2: Hz Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU2: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A phsA Deadband 10.000 %MMXU2: A phsB Deadband 10.000 %MMXU2: A phsC Deadband 10.000 %MMXU2: A neut Deadband 10.000 %MMXU2: W phsA Deadband 10.000 %MMXU2: W phsB Deadband 10.000 %MMXU2: W phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU2: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU2: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU3: TotW Deadband 10.000 %MMXU3: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU3: TotVA Deadband 10.000 %MMXU3: TotPF Deadband 10.000 %MMXU3: Hz Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU3: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A phsA Deadband 10.000 %MMXU3: A phsB Deadband 10.000 %MMXU3: A phsC Deadband 10.000 %MMXU3: A neut Deadband 10.000 %MMXU3: W phsA Deadband 10.000 %MMXU3: W phsB Deadband 10.000 %MMXU3: W phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU3: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsA Deadband 10.000 %
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 3
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
MMXU DEADBANDS (continued from last page)MMXU3: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU3: PF phsC Deadband 10.000 %MMXU4: TotW Deadband 10.000 %MMXU4: TotVAr Deadband 10.000 %MMXU4: TotVA Deadband 10.000 %MMXU4: TotPF Deadband 10.000 %MMXU4: Hz Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsAB Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsBC Deadband 10.000 %MMXU4: PPV phsCA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PhV phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A phsA Deadband 10.000 %MMXU4: A phsB Deadband 10.000 %MMXU4: A phsC Deadband 10.000 %MMXU4: A neut Deadband 10.000 %MMXU4: W phsA Deadband 10.000 %MMXU4: W phsB Deadband 10.000 %MMXU4: W phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VAr phsC Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsA Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsB Deadband 10.000 %MMXU4: VA phsC Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsA Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsB Deadband 10.000 %MMXU4: PF phsC Deadband 10.000 %
GGIO1 STATUS CONFIGURATIONNumber of Status Points 8
GGIO2 CONTROL CONFIGURATIONSPCSO 1 ctlModel 1SPCSO 2 ctlModel 1SPCSO 3 ctlModel 1SPCSO 4 ctlModel 1SPCSO 5 ctlModel 1SPCSO 6 ctlModel 1SPCSO 7 ctlModel 1SPCSO 8 ctlModel 1SPCSO 9 ctlModel 1SPCSO 10 ctlModel 1SPCSO 11 ctlModel 1SPCSO 12 ctlModel 1SPCSO 13 ctlModel 1SPCSO 14 ctlModel 1SPCSO 15 ctlModel 1SPCSO 16 ctlModel 1SPCSO 17 ctlModel 1SPCSO 18 ctlModel 1SPCSO 19 ctlModel 1SPCSO 20 ctlModel 1SPCSO 21 ctlModel 1SPCSO 22 ctlModel 1SPCSO 23 ctlModel 1SPCSO 24 ctlModel 1SPCSO 25 ctlModel 1SPCSO 26 ctlModel 1SPCSO 27 ctlModel 1SPCSO 28 ctlModel 1SPCSO 29 ctlModel 1SPCSO 30 ctlModel 1SPCSO 31 ctlModel 1SPCSO 32 ctlModel 1SPCSO 33 ctlModel 1
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 4
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
GGIO2 CONTROL CONFIGURATION (continued from last page)SPCSO 34 ctlModel 1SPCSO 35 ctlModel 1SPCSO 36 ctlModel 1SPCSO 37 ctlModel 1SPCSO 38 ctlModel 1SPCSO 39 ctlModel 1SPCSO 40 ctlModel 1SPCSO 41 ctlModel 1SPCSO 42 ctlModel 1SPCSO 43 ctlModel 1SPCSO 44 ctlModel 1SPCSO 45 ctlModel 1SPCSO 46 ctlModel 1SPCSO 47 ctlModel 1SPCSO 48 ctlModel 1SPCSO 49 ctlModel 1SPCSO 50 ctlModel 1SPCSO 51 ctlModel 1SPCSO 52 ctlModel 1SPCSO 53 ctlModel 1SPCSO 54 ctlModel 1SPCSO 55 ctlModel 1SPCSO 56 ctlModel 1SPCSO 57 ctlModel 1SPCSO 58 ctlModel 1SPCSO 59 ctlModel 1SPCSO 60 ctlModel 1SPCSO 61 ctlModel 1SPCSO 62 ctlModel 1SPCSO 63 ctlModel 1SPCSO 64 ctlModel 1
GGIO4 ANALOG CONFIGURATIONIEC61850 GGIO4 Analogs 4IEC61850 GGIO4 Analog 1 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 1 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 1 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 1 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 2 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 2 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 2 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 3 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 3 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 3 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 4 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 4 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 4 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 5 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 5 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 5 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 6 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 6 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 6 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 7 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 7 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 7 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 8 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 8 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 8 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 Value OFF
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 5
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 9 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 9 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 9 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 10 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 10 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 10 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 11 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 11 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 11 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 12 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 12 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 12 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 13 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 13 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 13 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 14 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 14 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 14 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 15 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 15 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 15 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 16 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 16 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 16 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 17 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 17 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 17 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 18 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 18 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 18 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 19 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 19 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 19 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 20 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 20 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 20 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 21 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 21 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 21 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 22 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 22 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 22 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 23 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 23 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 23 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 24 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 24 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 24 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 25 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 25 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 25 max 1000000.000
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 6
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
GGIO4 ANALOG CONFIGURATION (continued from last page)IEC61850 GGIO4 Analog 26 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 26 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 26 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 26 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 27 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 27 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 27 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 28 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 28 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 28 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 29 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 29 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 29 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 30 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 30 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 30 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 31 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 31 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 31 max 1000000.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 Value OFFIEC61850 GGIO4 Analog 32 db 100.000 %IEC61850 GGIO4 Analog 32 min 0.000IEC61850 GGIO4 Analog 32 max 1000000.000
XCBR CONFIGURATIONXCBR1 ST.Loc Operand OFFXCBR2 ST.Loc Operand OFFXCBR3 ST.Loc Operand OFFXCBR4 ST.Loc Operand OFFClear XCBR1 OpCnt NoClear XCBR2 OpCnt NoClear XCBR3 OpCnt NoClear XCBR4 OpCnt No
XSWI CONFIGURATIONXSWI1 ST.Loc Operand OFFXSWI2 ST.Loc Operand OFFXSWI3 ST.Loc Operand OFFXSWI4 ST.Loc Operand OFFXSWI5 ST.Loc Operand OFFXSWI6 ST.Loc Operand OFFXSWI7 ST.Loc Operand OFFXSWI8 ST.Loc Operand OFFXSWI9 ST.Loc Operand OFFXSWI10 ST.Loc Operand OFFXSWI11 ST.Loc Operand OFFXSWI12 ST.Loc Operand OFFXSWI13 ST.Loc Operand OFFXSWI14 ST.Loc Operand OFFXSWI15 ST.Loc Operand OFFXSWI16 ST.Loc Operand OFFClear XSWI1 OpCnt NoClear XSWI2 OpCnt NoClear XSWI3 OpCnt NoClear XSWI4 OpCnt NoClear XSWI5 OpCnt NoClear XSWI6 OpCnt NoClear XSWI7 OpCnt NoClear XSWI8 OpCnt NoClear XSWI9 OpCnt NoClear XSWI10 OpCnt NoClear XSWI11 OpCnt No
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 7
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
XSWI CONFIGURATION (continued from last page)Clear XSWI12 OpCnt NoClear XSWI13 OpCnt NoClear XSWI14 OpCnt NoClear XSWI15 OpCnt NoClear XSWI16 OpCnt No
HTTPHTTP TCP Port Number 80
TFTPTFTP Main UDP Port Number 69TFTP Data UDP Port Number 1 0TFTP Data UDP Port Number 2 0
REAL TIME CLOCKIRIG-B Signal Type Amplitude ModulatedReal Time Clock Events EnabledTime Zone Offset 0.0 hrDST Function Disabled
OSCILLOGRAPHYNumber Of Records 6Trigger Mode Automatic OverwriteTrigger Position 25 %Trigger Source ANY TRIP On (VO4)AC Input Waveforms 64 samples/cycleDigital Channel 1 IBF On(H7C)Digital Channel 2 52G/a Off(H7A)Digital Channel 3 TRIP 86BF IOn (H1)Digital Channel 4 50/62BF On (VO1)Digital Channel 5 50BF On (VO3)Digital Channel 6 TRIP 86IE IOn (H4)Digital Channel 7 50/27 On (VO2)Digital Channel 8 BKR FAIL 1 T1 OPDigital Channel 9 PHASE IOC3 OP ADigital Channel 10 PHASE IOC3 OP BDigital Channel 11 PHASE IOC3 OP CDigital Channel 12 PHASE TOC3 OP ADigital Channel 13 PHASE TOC3 OP BDigital Channel 14 PHASE TOC3 OP CDigital Channel 15 NEUTRAL OV2 OPDigital Channel 16 PHASE UV1 OP ADigital Channel 17 PHASE UV1 OP BDigital Channel 18 PHASE UV1 OP CDigital Channel 19 PHASE UV2 OP ADigital Channel 20 PHASE UV2 OP BDigital Channel 21 PHASE UV2 OP CDigital Channel 22 SRC1 VT FUSE FAIL OPDigital Channel 23 SRC2 VT FUSE FAIL OPDigital Channel 24 52G/a On(H7A)Digital Channel 25 TRIP 52G TC1 IOn (H2)Digital Channel 26 TRIP 52G TC2 IOn (H3)Digital Channel 28 ANY TRIP (A) IOn (P1)Digital Channel 29 50BF (A) IOn (P2)Digital Channel 30 VTFF IOn (P3)Digital Channel 32 PHASE IOC2 OP ADigital Channel 33 PHASE IOC2 OP BDigital Channel 34 PHASE IOC2 OP CDigital Channel 36 TRIG OS T60U IOn (U3)Digital Channel 37 TRIG OS G60A IOn (U4)Digital Channel 38 TRIG OS G60B IOn (U5)Digital Channel 42 59BN IOn (H6)Analog Channel 1 SRC1 Ia RMSAnalog Channel 2 SRC1 Ib RMSAnalog Channel 3 SRC1 Ic RMSAnalog Channel 4 SRC1 Vag RMSAnalog Channel 5 SRC1 Vbg RMS
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 8
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
OSCILLOGRAPHY (continued from last page)Analog Channel 6 SRC1 Vcg RMSAnalog Channel 7 SRC2 Vag RMSAnalog Channel 8 SRC2 Vbg RMSAnalog Channel 9 SRC2 Vcg RMSAnalog Channel 10 SRC1 V_0 MagAnalog Channel 11 SRC2 V_0 MagAnalog Channel 12 SRC2 V_2 Mag
DATA LOGGERData Logger Mode ContinuousData Logger Trigger OFFRate 60000 msec
DEMANDCurrent Method Thermal ExponentialPower Method Thermal ExponentialInterval 15 MINTrigger OFF
USER-PROGRAMMABLE LEDSTRIP AND ALARMS LEDSTrip LED Input ANY TRIP On (VO4)Alarm LED Input ANY SELF TESTS
USER PROGRAMMABLE LEDSLED 1: OPERAND 50/62BF On (VO1)LED 1: TYPE LatchedLED 2: OPERAND 50/27 On (VO2)LED 2: TYPE LatchedLED 3: OPERAND 50BF On (VO3)LED 3: TYPE LatchedLED 4: OPERAND 52G/a On(H7A)LED 4: TYPE Self-ResetLED 5: OPERAND IBF Off(H7C)LED 5: TYPE Self-ResetLED 6: OPERAND TRIP 86BF IOn (H1)LED 6: TYPE LatchedLED 7: OPERAND TRIP 52G TC1 IOn (H2)LED 7: TYPE LatchedLED 8: OPERAND TRIP 52G TC2 IOn (H3)LED 8: TYPE LatchedLED 9: OPERAND TRIP 86IE IOn (H4)LED 9: TYPE LatchedLED 10: OPERAND TRIP 86U IOn (H5)LED 10: TYPE LatchedLED 11: OPERAND ANY TRIP (A) IOn (P1)LED 11: TYPE LatchedLED 12: OPERAND 50BF (A) IOn (P2)LED 12: TYPE LatchedLED 13: OPERAND VTFF IOn (P3)LED 13: TYPE LatchedLED 14: OPERAND PHASE IOC3 OPLED 14: TYPE Self-ResetLED 15: OPERAND PHASE TOC3 OPLED 15: TYPE Self-Reset
USER-PROGRAMMABLE SELF TESTSRemote Device Off Function EnabledBattery Fail Function EnabledSNTP Fail Function EnabledIRIG B Fail Function Enabled
INSTALLATIONRelay Name C60
SYSTEM SETUPAC INPUTS
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GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
CURRENTCT F1: Phase CT Primary 13000 ACT F1: Phase CT Secondary 1 ACT F1: Ground CT Primary 13000 ACT F1: Ground CT Secondary 1 ACT M1: Phase CT Primary 700 ACT M1: Phase CT Secondary 1 ACT M1: Ground CT Primary 700 ACT M1: Ground CT Secondary 1 A
VOLTAGEVT F5: Phase VT Connection DeltaVT F5: Phase VT Secondary 110.0 VVT F5: Phase VT Ratio 136.36 :1VT F5: Auxiliary VT Connection VagVT F5: Auxiliary VT Secondary 120.0 VVT F5: Auxiliary VT Ratio 2400.00 :1VT M5: Phase VT Connection WyeVT M5: Phase VT Secondary 63.5 VVT M5: Phase VT Ratio 13636.00 :1VT M5: Auxiliary VT Connection VagVT M5: Auxiliary VT Secondary 120.0 VVT M5: Auxiliary VT Ratio 2400.00 :1
POWER SYSTEMNominal Frequency 50 HzPhase Rotation ABCFrequency And Phase Reference BUS (SRC 2)Frequency Tracking Function Enabled
SIGNAL SOURCESSOURCE 1: Name GENSOURCE 1: Phase CT F1SOURCE 1: Ground CT NoneSOURCE 1: Phase VT F5SOURCE 1: Auxiliary VT NoneSOURCE 2: Name BUSSOURCE 2: Phase CT NoneSOURCE 2: Ground CT NoneSOURCE 2: Phase VT M5SOURCE 2: Auxiliary VT NoneSOURCE 3: Name HV BUSSOURCE 3: Phase CT NoneSOURCE 3: Ground CT NoneSOURCE 3: Phase VT NoneSOURCE 3: Auxiliary VT F5SOURCE 4: Name HV RUNSOURCE 4: Phase CT NoneSOURCE 4: Ground CT NoneSOURCE 4: Phase VT NoneSOURCE 4: Auxiliary VT M5
BREAKERSBreaker 1 Function EnabledBreaker 1 Push Button Control DisabledBreaker 1 Name Bkr 1Breaker 1 Mode 3-PoleBreaker 1 Open OFFBreaker 1 Block Open OFFBreaker 1 Close OFFBreaker 1 Block Close OFFBreaker 1 Phase A/3-Pole Closed 52G/a On(H7A)Breaker 1 Phase A/3-Pole Opened 52G/a Off(H7A)Breaker 1 Phase B Closed OFFBreaker 1 Phase B Opened OFFBreaker 1 Phase C Closed OFFBreaker 1 Phase C Opened OFFBreaker 1 Toperate 0.070 s
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GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
BREAKERS (continued from last page)Breaker 1 External Alarm OFFBreaker 1 Alarm Delay 0.020 sBreaker 1 Manual Close Recal Time 0.100 sBreaker 1 Out Of Service OFFBreaker 1 Events Disabled
FLEXCURVESFLEXCURVE AFlexCurve Name FlexCurve A
FLEXCURVE BFlexCurve Name FlexCurve B
FLEXCURVE CFlexCurve Name FlexCurve C
FLEXCURVE DFlexCurve Name FlexCurve D
FLEXLOGICFLEXLOGIC EQUATION EDITORFlexLogic Entry 1 BKR FAIL 1 T1 OPFlexLogic Entry 2 = 50BF (VO3)FlexLogic Entry 3 50BF On (VO3)FlexLogic Entry 4 TIMER 1FlexLogic Entry 5 = 50/62BF (VO1)FlexLogic Entry 6 PHASE UV1 OP AFlexLogic Entry 7 PHASE UV1 OP BFlexLogic Entry 8 PHASE UV1 OP CFlexLogic Entry 9 AND(3)FlexLogic Entry 10 TIMER 2FlexLogic Entry 11 PHASE IOC2 OPFlexLogic Entry 12 AND(2)FlexLogic Entry 13 = 50/27 (VO2)FlexLogic Entry 14 PHASE TOC3 OPFlexLogic Entry 15 PHASE IOC3 OPFlexLogic Entry 16 OR(2)FlexLogic Entry 17 = 50/51AT (VO6)FlexLogic Entry 18 50/62BF On (VO1)FlexLogic Entry 19 50/27 On (VO2)FlexLogic Entry 20 50/51AT On (VO6)FlexLogic Entry 21 59BN(DE1) OPFlexLogic Entry 22 OR(4)FlexLogic Entry 23 = ANY TRIP (VO4)FlexLogic Entry 24 SRC1 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 25 SRC2 VT FUSE FAIL OPFlexLogic Entry 26 OR(2)FlexLogic Entry 27 = VTFF (VO5)FlexLogic Entry 28 END
FLEXLOGIC TIMERSTimer 1: Type millisecondTimer 1: Pickup Delay 175Timer 1: Dropout Delay 20Timer 2: Type millisecondTimer 2: Pickup Delay 5000Timer 2: Dropout Delay 250
GROUPED ELEMENTSGROUP 1
PHASE CURRENTPHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC3: Function EnabledPHASE TOC3: Signal Source HV BUS (SRC 3)PHASE TOC3: Input PhasorPHASE TOC3: Pickup 0.233 puPHASE TOC3: Curve IEC Curve B
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 11
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
PHASE TOC [GROUP 1] (continued from last page)PHASE TOC3: TD Multiplier 0.65PHASE TOC3: Reset InstantaneousPHASE TOC3: Voltage Restraint DisabledPHASE TOC3: Block A OFFPHASE TOC3: Block B OFFPHASE TOC3: Block C OFFPHASE TOC3: Target LatchedPHASE TOC3: Events Enabled
PHASE IOC [GROUP 1] PHASE IOC2: Function EnabledPHASE IOC2: Source GEN (SRC 1)PHASE IOC2: Pickup 0.200 puPHASE IOC2: Delay 0.00 sPHASE IOC2: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC2: Block A OFFPHASE IOC2: Block B OFFPHASE IOC2: Block C OFFPHASE IOC2: Target LatchedPHASE IOC2: Events EnabledPHASE IOC3: Function EnabledPHASE IOC3: Source HV BUS (SRC 3)PHASE IOC3: Pickup 6.000 puPHASE IOC3: Delay 0.00 sPHASE IOC3: Reset Delay 0.00 sPHASE IOC3: Block A OFFPHASE IOC3: Block B OFFPHASE IOC3: Block C OFFPHASE IOC3: Target LatchedPHASE IOC3: Events Enabled
BREAKER FAILURE [GROUP 1] BF1: Function EnabledBF1: Mode 3-PoleBF1: Source GEN (SRC 1)BF1: Current Supervision NoBF1: Use Seal-In NoBF1: Three Pole Initiate IBF On(H7C)BF1: Block OFFBF1: Phase Current Supv Pickup 1.050 puBF1: Neutral Current Supv Pickup 1.050 puBF1: Use Timer 1 YesBF1: Timer 1 Pickup Delay 0.000 sBF1: Use Timer 2 NoBF1: Timer 2 Pickup Delay 0.000 sBF1: Use Timer 3 NoBF1: Timer 3 Pickup Delay 0.000 sBF1: Breaker Pos1 Phase A/3P 52G/a On(H7A)BF1: Breaker Pos2 Phase A/3P OFFBF1: Breaker Test On OFFBF1: Phase Current HiSet Pickup 1.050 puBF1: Neutral Current HiSet Pickup 1.050 puBF1: Phase Current LoSet Pickup 1.050 puBF1: Neutral Current LoSet Pickup 1.050 puBF1: LoSet Time Delay 0.000 sBF1: Trip Dropout Delay 0.000 sBF1: Target LatchedBF1: Events EnabledBF1: Phase A Initiate OFFBF1: Phase B Initiate OFFBF1: Phase C Initiate OFFBF1: Breaker Pos1 Phase B OFFBF1: Breaker Pos1 Phase C OFFBF1: Breaker Pos2 Phase B OFFBF1: Breaker Pos2 Phase C OFF
VOLTAGE ELEMENTS
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GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
PHASE UV [GROUP 1] PHASE UV1: Function EnabledPHASE UV1: Signal Source GEN (SRC 1)PHASE UV1: Mode Phase to PhasePHASE UV1: Pickup 0.500 puPHASE UV1: Curve Definite TimePHASE UV1: Delay 0.00 sPHASE UV1: Minimum Voltage 0.000 puPHASE UV1: Block SRC1 VT FUSE FAIL OPPHASE UV1: Target Self-resetPHASE UV1: Events EnabledPHASE UV2: Function EnabledPHASE UV2: Signal Source BUS (SRC 2)PHASE UV2: Mode Phase to GroundPHASE UV2: Pickup 0.500 puPHASE UV2: Curve Definite TimePHASE UV2: Delay 2.00 sPHASE UV2: Minimum Voltage 0.000 puPHASE UV2: Block SRC2 VT FUSE FAIL OPPHASE UV2: Target Self-resetPHASE UV2: Events Enabled
NEUTRAL OV [GROUP 1] NEUTRAL OV 2: Function EnabledNEUTRAL OV 2: Source BUS (SRC 2)NEUTRAL OV 2: Pickup 0.072 puNEUTRAL OV 2: Curve Definite TimeNEUTRAL OV 2: Pickup Delay 6.00 sNEUTRAL OV 2: Reset Delay 0.00 sNEUTRAL OV 2: Block OFFNEUTRAL OV 2: Target LatchedNEUTRAL OV 2: Events Enabled
CONTROL ELEMENTSSYNCHROCHECKSYNCHROCHECK1: Function EnabledSYNCHROCHECK1: Block OFFSYNCHROCHECK1: V1 Source GEN (SRC 1)SYNCHROCHECK1: V2 Source BUS (SRC 2)SYNCHROCHECK1: Max Volt Diff 900 VSYNCHROCHECK1: Max Angle Diff 10 degSYNCHROCHECK1: Max Freq Diff 0.17 HzSYNCHROCHECK1: Freq Hysteresis 0.03 HzSYNCHROCHECK1: Dead Source Select NoneSYNCHROCHECK1: Dead V1 Max Volt 0.30 puSYNCHROCHECK1: Dead V2 Max Volt 0.30 puSYNCHROCHECK1: Live V1 Min Volt 0.70 puSYNCHROCHECK1: Live V2 Min Volt 0.70 puSYNCHROCHECK1: Target LatchedSYNCHROCHECK1: Events EnabledSYNCHROCHECK2: Function EnabledSYNCHROCHECK2: Block OFFSYNCHROCHECK2: V1 Source HV BUS (SRC 3)SYNCHROCHECK2: V2 Source HV RUN (SRC 4)SYNCHROCHECK2: Max Volt Diff 14400 VSYNCHROCHECK2: Max Angle Diff 10 degSYNCHROCHECK2: Max Freq Diff 0.17 HzSYNCHROCHECK2: Freq Hysteresis 0.03 HzSYNCHROCHECK2: Dead Source Select NoneSYNCHROCHECK2: Dead V1 Max Volt 0.30 puSYNCHROCHECK2: Dead V2 Max Volt 0.30 puSYNCHROCHECK2: Live V1 Min Volt 0.70 puSYNCHROCHECK2: Live V2 Min Volt 0.70 puSYNCHROCHECK2: Target LatchedSYNCHROCHECK2: Events Enabled
DIGITAL ELEMENTSDigital Element 1 Function Enabled
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 13
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
DIGITAL ELEMENTS (continued from last page)Digital Element 1 Name 59BNDigital Element 1 Input NEUTRAL OV2 OPDigital Element 1 Pickup Delay 0.000 sDigital Element 1 Reset Delay 0.000 sDigital Element 1 Pickup Led EnabledDigital Element 1 Block OFFDigital Element 1 Target LatchedDigital Element 1 Events Enabled
MONITORING ELEMENTSVT FUSE FAILUREVT FUSE FAILURE 1: Function EnabledVT FUSE FAILURE 1: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 1: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 2: Function EnabledVT FUSE FAILURE 2: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 2: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 3: Function DisabledVT FUSE FAILURE 3: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 3: 3rd Harmonic Pickup 0.100 puVT FUSE FAILURE 4: Function DisabledVT FUSE FAILURE 4: Neutral Wire Open Detection DisabledVT FUSE FAILURE 4: 3rd Harmonic Pickup 0.100 pu
INPUTS/OUTPUTSCONTACT INPUTS[H7A] Contact Input 1 ID 52G/a[H7A] Contact Input 1 Debounce Time 2.0 ms[H7A] Contact Input 1 Events Enabled[H7C] Contact Input 2 ID IBF[H7C] Contact Input 2 Debounce Time 2.0 ms[H7C] Contact Input 2 Events Enabled[H8A] Contact Input 3 ID Cont Ip 3[H8A] Contact Input 3 Debounce Time 2.0 ms[H8A] Contact Input 3 Events Disabled[H8C] Contact Input 4 ID Cont Ip 4[H8C] Contact Input 4 Debounce Time 2.0 ms[H8C] Contact Input 4 Events Disabled[P7A] Contact Input 5 ID Cont Ip 5[P7A] Contact Input 5 Debounce Time 2.0 ms[P7A] Contact Input 5 Events Enabled[P7C] Contact Input 6 ID Cont Ip 6[P7C] Contact Input 6 Debounce Time 2.0 ms[P7C] Contact Input 6 Events Disabled[P8A] Contact Input 7 ID Cont Ip 7[P8A] Contact Input 7 Debounce Time 2.0 ms[P8A] Contact Input 7 Events Disabled[P8C] Contact Input 8 ID Cont Ip 8[P8C] Contact Input 8 Debounce Time 2.0 ms[P8C] Contact Input 8 Events Disabled[U7A] Contact Input 9 ID Cont Ip 9[U7A] Contact Input 9 Debounce Time 2.0 ms[U7A] Contact Input 9 Events Disabled[U7C] Contact Input 10 ID Cont Ip 10[U7C] Contact Input 10 Debounce Time 2.0 ms[U7C] Contact Input 10 Events Disabled[U8A] Contact Input 11 ID Cont Ip 11[U8A] Contact Input 11 Debounce Time 2.0 ms[U8A] Contact Input 11 Events Disabled[U8C] Contact Input 12 ID Cont Ip 12[U8C] Contact Input 12 Debounce Time 2.0 ms[U8C] Contact Input 12 Events Disabled
CONTACT INPUT THRESHOLDS52G/a, IBF, Cont Ip 3, Cont Ip 4(H7A, H7C, H8A, H8C) 84 VdcCont Ip 5, Cont Ip 6, Cont Ip 7, Cont Ip 8(P7A, P7C, P8A, P8C) 84 VdcCont Ip 9, Cont Ip 10, Cont Ip 11, Cont Ip 12(U7A, U7C, U8A, U8C) 84 Vdc
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 14
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
ORDER CODE: C60-N04-HKH-F8M-H6P-M8M-P6P-U6P-WXXVERSION: 6.0XDESCRIPTION: C60TEXT COLOR
CONTACT OUTPUTS[H1] Contact Output 1 ID TRIP 86BF[H1] Contact Output 1 Operate 50/62BF On (VO1)[H1] Contact Output 1 Seal-In OFF[H1] Contact Output 1 Events Enabled[H2] Contact Output 2 ID TRIP 52G TC1[H2] Contact Output 2 Operate 50BF On (VO3)[H2] Contact Output 2 Seal-In OFF[H2] Contact Output 2 Events Enabled[H3] Contact Output 3 ID TRIP 52G TC2[H3] Contact Output 3 Operate 50BF On (VO3)[H3] Contact Output 3 Seal-In OFF[H3] Contact Output 3 Events Enabled[H4] Contact Output 4 ID TRIP 86IE[H4] Contact Output 4 Operate 50/27 On (VO2)[H4] Contact Output 4 Seal-In OFF[H4] Contact Output 4 Events Enabled[H5] Contact Output 5 ID TRIP 86U[H5] Contact Output 5 Operate 50/51AT On (VO6)[H5] Contact Output 5 Seal-In OFF[H5] Contact Output 5 Events Enabled[H6] Contact Output 6 ID 59BN[H6] Contact Output 6 Operate 59BN(DE1) OP[H6] Contact Output 6 Seal-In OFF[H6] Contact Output 6 Events Enabled[P1] Contact Output 7 ID ANY TRIP (A)[P1] Contact Output 7 Operate ANY TRIP On (VO4)[P1] Contact Output 7 Seal-In OFF[P1] Contact Output 7 Events Enabled[P2] Contact Output 8 ID 50BF (A)[P2] Contact Output 8 Operate 50BF On (VO3)[P2] Contact Output 8 Seal-In OFF[P2] Contact Output 8 Events Enabled[P3] Contact Output 9 ID VTFF[P3] Contact Output 9 Operate VTFF On (VO5)[P3] Contact Output 9 Seal-In OFF[P3] Contact Output 9 Events Enabled[P4] Contact Output 10 ID 52G DB CLS[P4] Contact Output 10 Operate PHASE UV2 OP[P4] Contact Output 10 Seal-In OFF[P4] Contact Output 10 Events Enabled[P5] Contact Output 11 ID 52G DB PMS[P5] Contact Output 11 Operate PHASE UV2 OP[P5] Contact Output 11 Seal-In OFF[P5] Contact Output 11 Events Enabled[U3] Contact Output 15 ID TRIG OS T60U[U3] Contact Output 15 Operate ANY TRIP On (VO4)[U3] Contact Output 15 Seal-In OFF[U3] Contact Output 15 Events Enabled[U4] Contact Output 16 ID TRIG OS G60A[U4] Contact Output 16 Operate ANY TRIP On (VO4)[U4] Contact Output 16 Seal-In OFF[U4] Contact Output 16 Events Enabled[U5] Contact Output 17 ID TRIG OS G60B[U5] Contact Output 17 Operate ANY TRIP On (VO4)[U5] Contact Output 17 Seal-In OFF[U5] Contact Output 17 Events Enabled
VIRTUAL OUTPUTSVirtual Output 1 ID 50/62BFVirtual Output 1 Events EnabledVirtual Output 2 ID 50/27Virtual Output 2 Events EnabledVirtual Output 3 ID 50BFVirtual Output 3 Events EnabledVirtual Output 4 ID ANY TRIPVirtual Output 4 Events Enabled
Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 15
GTG C60_R0.URSC:\PROJECTS\2013\PLANTA DE ETEN\SECTION 4 C60\DEVICE DEFINITIONFILES
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VIRTUAL OUTPUTS (continued from last page)Virtual Output 5 ID VTFFVirtual Output 5 Events EnabledVirtual Output 6 ID 50/51ATVirtual Output 6 Events Enabled
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Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 16
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Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 17
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Mon Aug 26 14:45:54 2013 Version: 6.00 Settings (Enabled Features) PAGE 18
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COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
ANEXO II
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 176 de/of 288
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ANEXO II:
ESTUDIO DE PROTECCIONES SUBESTACIÓN 220 kV
ACCESIBILIDAD: CONTROLADA NO CONTROLADA
A 05/09/2014 S. Ruge
J. Pardo
J. Álvarez
A. Montoya J. Serrano Emisión inicial PA
Rev. Fecha Elaborado por nombre/firma
Revisado por nombre/firma
Aprobado por
nombre/firma Descripción Estado
PROYECTO AMPLIACIÓN 14
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
ESCALA
SIN
FORMATO
A4
REFERENCIA REP
PE-AM14-ETEN-D066
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
HOJA
1
REV
A
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
2/79
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
TABLA DE CONTENIDO
1. OBJETIVO.............................................................................................................................................................. 9
2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ................................................................................................................................ 9
2.1. UBICACIÓN DEL PROYECTO ...................................................................................................................................... 9
2.2. DIAGRAMA UNIFILAR DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO ...................................................................... 10
3. METODOLOGÍA ................................................................................................................................................... 10
4. ALCANCE ............................................................................................................................................................ 11
5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA ........................................................................................................................ 11
6. INFORMACIÓN TÉCNICA .................................................................................................................................... 11
6.1. PARÁMETROS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ........................................................................................................ 12
6.2. PARÁMETROS DE TRANFORMADOR DE POTENCIA .............................................................................................. 12
6.3. PARÁMETROS DE TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN ...................................................................... 12
6.4. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN INVOLUCRADOS EN EL PROYECTO .................................................................. 14
7. FILOSOFÍA Y CRITERIOS DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN ....................................................................... 15
7.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................................................................... 15
7.1.1 Filosofía de protección .................................................................................................................................... 15
7.1.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección ........................................................................................ 18
7.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIA .......................................................................................................................... 25
7.2.1 Filosofía de protección .................................................................................................................................... 25
7.2.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección ........................................................................................ 25
7.3. PROTECCIÓN DE ACOPLE ....................................................................................................................................... 26
7.3.1 Filosofía de protección .................................................................................................................................... 26
7.3.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección ........................................................................................ 27
7.4. PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES ........................................................................................................................ 28
7.4.1 Filosofía de protección .................................................................................................................................... 28
7.4.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección ........................................................................................ 29
8. AJUSTES DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN ................................................................................................ 34
8.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................................................................... 34
8.1.1 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Reque ..................................................................................... 34
8.1.2 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Eten ........................................................................................ 45
8.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIA .......................................................................................................................... 48
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
3/79
8.2.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50) .......................................... 48
8.2.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (51N/50N) .................................... 48
8.3. PROTECCIÓN DE ACOPLE ....................................................................................................................................... 49
8.3.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50) .......................................... 49
8.3.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y definido y tierra (51N/50N) .................................... 50
8.4. PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES ........................................................................................................................ 50
8.4.1 Función diferencial de barras (87B) ................................................................................................................ 50
8.4.2 Zona muerta campo de acople 220 kV ........................................................................................................... 55
8.4.3 Función falla interruptor (50BF) ..................................................................................................................... 55
8.5. ANÁLISIS DE PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE..................................................................................................... 56
8.5.1 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Reque ..................................................................................... 56
8.5.2 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Eten ........................................................................................ 57
9. AJUSTES DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN EXISTENTES ........................................................................ 57
9.1. SUBESTACIÓN REQUE 220 KV ................................................................................................................................ 57
9.1.1 Línea Reque – Guadalupe 1 y 2 220 kV .......................................................................................................... 57
9.1.2 Línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV ................................................................................................... 57
9.2. SUBESTACIÓN CHICLAYO OESTE 220 KV ............................................................................................................... 58
9.2.1 Línea Chiclayo Oeste – Reque 1 y 2 220 kV ................................................................................................... 58
9.2.2 Línea Chiclayo Oeste – La Niña 220 kV .......................................................................................................... 58
9.2.3 Línea Chiclayo Oeste – Piura Oeste 220 kV .................................................................................................... 58
9.2.4 Línea Chiclayo Oeste – Carhuaquero 220 kV .................................................................................................. 58
9.2.5 Transformador T93-261 220 kV ..................................................................................................................... 59
9.2.6 Transformador T16-260 220 kV ..................................................................................................................... 59
9.2.7 Transformador T14-260 220 kV ..................................................................................................................... 59
9.3. SUBESTACIÓN LA NIÑA 220 KV .............................................................................................................................. 60
9.4. SUBESTACIÓN PIURA OESTE 220 KV...................................................................................................................... 60
9.5. SUBESTACIÓN CARHUAQUERO 220 KV ................................................................................................................. 60
9.6. SUBESTACIÓN TRUJILLO NORTE 220 KV ................................................................................................................ 60
9.7. SUBESTACIÓN GUADALUPE 220 KV ....................................................................................................................... 61
9.7.1 Línea Guadalupe – Reque 1 y 2 220 kV .......................................................................................................... 61
9.7.2 Línea Guadalupe – Trujillo Norte 1 y 2 220 kV ............................................................................................... 62
9.7.3 Transformador T92-261 220 kV ..................................................................................................................... 63
9.7.4 Transformador T17-261 220 kV ..................................................................................................................... 63
9.7.5 Transformador T13-261 220 kV ..................................................................................................................... 63
10. VERIFICACIÓN Y AJUSTES RECOMENDADOS DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN EXISTENTES EN EL
ÁREA DE INFLUENCIA ....................................................................................................................................... 64
10.1. SUBESTACIÓN REQUE 220 KV ................................................................................................................................ 64
10.2. SUBESTACIÓN GUADALUPE 220 KV ....................................................................................................................... 64
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
4/79
10.3. SUBESTACIÓN CHICLAYO OESTE 220 KV ............................................................................................................... 65
11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................................................... 66
REFERENCIAS ................................................................................................................................................................. 67
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
5/79
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Parámetros eléctricos de las líneas de transmisión proyecto Ampliación 14 – Subestación Reque 220 kV ............12
Tabla 2: Parámetros del transformador de potencia .............................................................................................................12
Tabla 3: Parámetros de transformadores de corriente ..........................................................................................................13
Tabla 4: Parámetros de transformadores de tensión .............................................................................................................13
Tabla 5: Dispositivos de protección Involucrados en el proyecto ...........................................................................................14
Tabla 6: Cálculo SIR – Línea Reque – Eten 220 kV ..............................................................................................................16
Tabla 7: Esquema propuesto de sobretensión zona norte .....................................................................................................23
Tabla 8: Datos técnicos de la protección diferencial de barras en 220 kV .............................................................................29
Tabla 9: Condiciones de operación protección diferencial de barras .....................................................................................32
Tabla 10: Ajustes función 87L – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Reque ........................................................................34
Tabla 11: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas internas, escenario de mínimos niveles de
cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV ..............................................................................................................36
Tabla 12: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas externas, escenario de mínimos niveles de
cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV ..............................................................................................................38
Tabla 13: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas internas, escenario de máximos niveles de
cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV ..............................................................................................................40
Tabla 14: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas externas, escenario de máximos niveles de
cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV ..............................................................................................................42
Tabla 15: Ajustes función 67N – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Reque .......................................................................44
Tabla 16: Ajustes función SOTF - Reque – Eten 220 kV, extremo Reque ...............................................................................45
Tabla 17: Ajustes función 87L – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Eten ...........................................................................45
Tabla 18: Ajustes función 67N – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Eten ..........................................................................47
Tabla 19: Ajustes función SOTF - Reque – Eten 220 kV, extremo Eten..................................................................................47
Tabla 20: Ajuste arranque falla interruptor subestación Eten 220 kV .....................................................................................48
Tabla 21: Ajustes función 51/50 – Transformador Eten 220/18 kV, nivel 220 kV .................................................................48
Tabla 22: Ajustes función 51N – Transformador Eten 220/18 kV, nivel 220 kV ....................................................................49
Tabla 23: Ajustes esenciales función diferencial de barras (87B) unidad centralizada relé MiCOM P741 ..............................50
Tabla 24: Simulaciones protección diferencial de barras, relé MiCOM P741, fallas internas, demanda mínima ....................51
Tabla 25: Simulaciones protección diferencial de barras, relé MiCOM P741, fallas externas, demanda máxima ...................52
Tabla 26: Ajuste zona muerta de acople subestación Reque 220 kV.......................................................................................55
Tabla 27: Ajuste arranque falla interruptor subestación Reque 220 kV ...................................................................................56
Tabla 28: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (L-2236 y L-2237) 220 kV, extremo
Reque ......................................................................................................................................................................57
Tabla 29: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 (L-2296 y L-2297) 220 kV, extremo
Reque ......................................................................................................................................................................57
Tabla 30: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Chiclayo Oeste - Reque 1 y 2 (L-2296 y L-2297) 220 kV, extremo
Chiclayo Oeste .........................................................................................................................................................58
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
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Tabla 31: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea La Niña – Chiclayo Oeste (L-2239) 220 kV, extremo Chiclayo
Oeste .......................................................................................................................................................................58
Tabla 32: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Piura Oeste – Chiclayo Oeste (L-2238) 220 kV, extremo Chiclayo
Oeste .......................................................................................................................................................................58
Tabla 33: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Carhuaquero – Chiclayo Oeste (L-2240) 220 kV, extremo Chiclayo
Oeste .......................................................................................................................................................................58
Tabla 34: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T93-261 220 kV ...........................................................59
Tabla 35: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T16-260 220 kV ...........................................................59
Tabla 36: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T14-260 220 kV ...........................................................59
Tabla 37: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea La Niña – Chiclayo Oeste (L-2239) 220 kV, extremo La Niña ....60
Tabla 38: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Piura Oeste – Chiclayo Oeste (L-2238) 220 kV, extremo Piura
Oeste .......................................................................................................................................................................60
Tabla 39: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Carhuaquero – Chiclayo Oeste (L-2240) 220 kV, extremo
Carhuaquero ...........................................................................................................................................................60
Tabla 40: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 1 (L-2234) 220 kV, extremo Trujillo
Norte .......................................................................................................................................................................60
Tabla 41: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 2 (L-2235) 220 kV, extremo Trujillo
Norte .......................................................................................................................................................................61
Tabla 42: Ajustes actuales función distancia línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo Guadalupe ..................61
Tabla 43: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo Guadalupe .....61
Tabla 44: Ajustes actuales función de distancia línea Guadalupe – Reque 2 (L-2237) 220 kV, extremo Guadalupe ..............61
Tabla 45: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 2 (L-2237) 220 kV, extremo Guadalupe .....62
Tabla 46: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 1 (L-2234) 220 kV, extremo
Guadalupe ...............................................................................................................................................................62
Tabla 47: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 2 (L-2235) 220 kV, extremo
Guadalupe ...............................................................................................................................................................62
Tabla 48: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T92-261 220 kV ...........................................................63
Tabla 49: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T17-261 220 kV ...........................................................63
Tabla 50: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T13-261 220 kV ...........................................................63
Tabla 51: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (L-2236 y L-2237) 220 kV,
extremo Reque ........................................................................................................................................................64
Tabla 52: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 (L-2296 y L-2297) 220 kV,
extremo Reque ........................................................................................................................................................64
Tabla 53: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo Guadalupe .....64
Tabla 54: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 2 (L-2237) 220 kV, extremo Guadalupe .....65
Tabla 55: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Chiclayo Oeste - Reque 1 y 2 (L-2296 y L-2297) 220 kV,
extremo Chiclayo Oeste ...........................................................................................................................................65
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Ubicación geográfica de la subestación Reque 220 kV en las redes del SEIN ...................................................... 9
Figura 2: Diagrama Unifilar simplificado de la Subestación Reque 220 kV .......................................................................10
Figura 3: Esquema de protección de línea subestación Reque 220 kV ..............................................................................17
Figura 4: Esquema de protección de línea subestación Eten 220 kV.................................................................................18
Figura 5: Esquema eléctrico protección diferencial de línea ..............................................................................................19
Figura 6: Característica de operación función diferencial de línea relés SEL 411L ............................................................19
Figura 7: Esquema 67N en comparación direccional ........................................................................................................21
Figura 8: Lógica de disparo SOTF – SEL 411L ..................................................................................................................22
Figura 9: Lógica de la protección Falla Interruptor 50BF ..................................................................................................24
Figura 10: Esquema de protección transformador de potencia ...........................................................................................25
Figura 11: Esquema de protección bahía de acople subestación Reque 220 kV .................................................................27
Figura 12: Esquema diferencial de barras distribuida ..........................................................................................................29
Figura 13: Protección diferencial de barras .........................................................................................................................30
Figura 14: Principio de protección diferencial de barras ......................................................................................................30
Figura 15: Característica del esquema de protección diferencial de barras utilizado por los relés MiCOM P74X ................31
Figura 16: Disposición del TC en el campo de acople ..........................................................................................................33
Figura 17: Lógica de la protección Falla Interruptor 50BF ..................................................................................................34
Figura 18: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas – escenario de mínimos
niveles de cortocircuito - modo normal .............................................................................................................37
Figura 19: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas - escenario de mínimos
niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido ....................................................................................38
Figura 20: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas – escenario de mínimos
niveles de cortocircuito - modo normal .............................................................................................................39
Figura 21: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas - escenario de mínimos
niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido ....................................................................................40
Figura 22: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas – escenario de máximos
niveles de cortocircuito - modo normal .............................................................................................................41
Figura 23: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas - escenario de máximos
niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido ....................................................................................42
Figura 24: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas – escenario de máximos
niveles de cortocircuito - modo normal .............................................................................................................43
Figura 25: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas - escenario de máximos
niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido ....................................................................................44
Figura 26: Verificación de operación protección diferencial de barras ante fallas internas ..................................................54
Figura 27: Verificación de operación protección diferencial de barras ante fallas externas..................................................55
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ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1: Esquema de protección de la línea subestación Reque 220 kV
Anexo 2: Esquema de protección de línea subestación Eten 220 kV
Anexo 3: Esquema de protección bahía de acople subestación Reque 220 kV
Anexo 4: Tabla de coordinación funciones de sobrecorriente en 220 kV
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1. OBJETIVO Presentar los resultados del estudio de coordinación de protecciones de la bahía de línea hacia la subestación Eten (reserva
fría de generación) para el proyecto Ampliación 14 – Subestación Reque 220 kV, los cuales están orientados a asegurar la
protección de los equipos eléctricos y a garantizar la adecuada coordinación con los dispositivos de protección instalados en
las subestaciones adyacentes al proyecto.
2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Actualmente ISA REP se encuentra desarrollando las obras necesarias para la ejecución del proyecto Ampliación 14,
correspondiente a la construcción de la nueva bahía de línea Reque – Eten 220 kV, la subestación Reque 220 kV es una
subestación exterior tipo intemperie y tiene una configuración doble barra más un seccionador de transferencia. Con la
construcción de la nueva bahía de línea a Eten, quedará conformada por seis campos (cinco campos de línea y uno de
acople), mientras que la subestación Eten es una subestación sin barra, de conexión directa entre transformador de potencia
y línea de transmisión. Este proyecto se encuentra localizado en la provincia de Chiclayo, Departamento de Lambayeque en la
costa norte de Perú.
2.1. UBICACIÓN DEL PROYECTO
En la Figura 1 se puede observar la ubicación geográfica de la subestación Reque 220 kV sobre las redes del SEIN.
Figura 1: Ubicación geográfica de la subestación Reque 220 kV en las redes del SEIN
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2.2. DIAGRAMA UNIFILAR DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO
En la Figura 2 se presenta el diagrama unifilar correspondiente al área de influencia de la subestación Reque 220 kV y las
obras asociadas a la Ampliación 14. La topología de la red mostrada corresponde al SEIN en el año 2014 con la ejecución del
proyecto.
La Niña
La Niña
Chiclayo Oeste
Guadalupe
Guadalupe
Trujillo Nueva
Trujillo Nueva
Trujillo Norte
Chimbote
ChimboteCao
T. Noroes.
Motil
A. Chicama
T. Nor.
SVC
Cajamarca
C. Corona
Shahuindo
Kiman Ayllu
138 kV
220 kV
18 kV
500 kV
CONVENCIONES
Expansión Básica
60 kV
23, 24
33 kVReque
Trujillo Norte
Porvenir
T. Sur
10 kV
Eten
Figura 2: Diagrama Unifilar simplificado de la Subestación Reque 220 kV
3. METODOLOGÍA Siguiendo los criterios descritos por ISA-REP y COES en el documento “Criterios de Ajuste y Coordinación de los Sistemas de
Protección del SEIN” [1], serán calculados los ajustes nuevos del proyecto Ampliación 14 – Subestación Reque 220 kV, línea
Reque – Eten 220 kV los cuales serán verificados a través del programa especializado para la simulación de sistemas
eléctricos DIgSILENT PowerFactory 14.1.3. Los ajustes serán calculados en un escenario de mínima demanda (avenida
mínima) y serán verificados en un escenario de máxima generación (estiaje máximo). Adicionalmente, serán evaluadas las
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protecciones aledañas al proyecto ante diferentes eventos simulados, con el objetivo de asegurar la correcta operación de las
protecciones adyacentes y así minimizar el impacto de la entrada del proyecto.
4. ALCANCE El alcance del presente estudio comprende el cálculo de ajustes básicos para las funciones de protección que serán habilitadas
en los siguientes relés, los cuales están asociados con los campos de las subestaciones Reque 220 kV y Eten 220 kV:
Relés SEL 411L (Relé de protección multifuncional de línea Subestación Reque 220 kV y Subestación Eten 220 kV)
Relé T60T (Relé de protección multifuncional de transformador – función de sobrecorriente Subestación Eten 220 kV)
Relé MiCOM Alstom P742 (Unidad de campo para protección diferencial de barras Subestación Reque 220 kV )
Relé MiCOM Alstom P741 (Unidad central para protección diferencial de barras Subestación Reque 220 kV)
5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA Documentación HMV
Documento No. PE-AM14-ETEN-D090_50-ETEN-PVD-0090-PC. “Flujo de Cargas” [2]
Documento No. PE-AM14-ETEN-D091_50-ETEN-PVD-0091-PC. “Estudio de Cortocircuito” [3]
Plano No. PE-AM14-ETEN-K005_10-ETEN-ACS-0104-SC. “Diagrama Unifilar” [4].
Planos No. PE-AM14-ETEN-K002_10-ETEN-ACS-0101-SC. Rev. B. “Diagramas de Principio” [5]
Documento No. PE-AM14-ETEN-D040_10-ETEN-ACS-0061-FC. “Memoria de cálculo cargabilidad de
transformadores de medida” [6]
Documento No. PE-AM14-ETEN-D067_10-ETEN-ACS-0060-FC. “Memoria de cálculo de conductores y barrajes” [7]
Documento No. PE-AM14-TRU-D066_60-TRU-PRB-2256-PE. “Estudio de Coordinación de Protecciones” [8]
Documento No. PE-AM14-REQ-D066_60-REQ-PRB-2256-PE. “Estudio de Coordinación de Protecciones” [9]
Documentación ISA – REP.
Documento “Criterios de Ajuste y Coordinación de los Sistemas de Protección del SEIN” [1]
Documentación Otros
Documento No. RFE-1-YTU-EDU-IDO-302-REV. F “Unifilar Protección y Medida”
Documento No. RFE-1-ADA-EDU-ABB-111-REV. B “ Diagrama Unifilar del Proyecto”
6. INFORMACIÓN TÉCNICA En el presente documento se dan a conocer los resultados del estudio de coordinación de protecciones de la bahía de línea
hacia la subestación Eten para el proyecto Ampliación 14 - Subestación Reque 220 kV, con base en los Criterios de Ajuste y
Coordinación de los Sistemas de Protección del SEIN [1].
Adicionalmente, como información de entrada para la realización del estudio de coordinación de protecciones se tuvo en
cuenta los resultados obtenidos previamente en el Estudio de Flujo de Carga [2] y de Cortocircuito [3], los cuales fueron
elaborados empleando la última base de batos publicada por el COES, desarrollada en el programa DIgSILENT PowerFactory
(Digital Simulation and Network Calculation) Versión 14.1.3.
Finalmente, con base en los criterios técnicos de ajuste y a los resultados de flujo de potencia y cortocircuito, se
recomendaron los ajustes de los relés de protección involucrados en el proyecto, buscando aislar sólo la parte del sistema
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donde ocurra el evento y de esta forma, garantizar una adecuada operación del sistema de protecciones. La verificación de los
ajustes seleccionados se realizó en el software DIgSILENT PowerFactory 14.1.3.
En este ítem se presenta la información técnica disponible para la realización del estudio de coordinación de protecciones.
6.1. PARÁMETROS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
En la Tabla 1 se presentan los parámetros de las líneas de transmisión involucradas en el proyecto, los cuales fueron
obtenidos de la base de datos del SEIN en el software DIgSILENT PowerFactory 14.1.3 y la base de datos del COES – ECP
2010 [10]:
Tabla 1: Parámetros eléctricos de las líneas de transmisión proyecto Ampliación 14 – Subestación Reque 220 kV
Línea Nivel de
Tensión [kV]
Longitud
[km]
Capacidad
Nominal [A]
Secuencia Positiva Secuencia Cero Acople Mutuo
R1 [Ω] X1 [Ω] B1 [μS] R0 [Ω] X0 [Ω] B0 [μS] Roo [Ω] X0o [Ω]
Reque –Eten 2L2-6 220 2,92 729 0,1539 1,4857 9,5338 1,1972 3,5624 6,0152 --- ---
Reque – Chiclayo
Oeste L-2296 220 13,78 400 1,0833 6,0975 51,94 4,4337 15,8113 31,5306 3,3624 8,4684
Reque – Chiclayo
Oeste L-2297 220 13,78 400 1,0833 6,0975 51,94 4,4337 15,8113 31,5306 3,3624 8,4684
Reque – Guadalupe
L-2236 220 72,4 400 5,6915 32,0361 272,8924 23,2947 83,0723 165,6619 17,6662 44,493
Reque – Guadalupe
L-2237 220 72,4 400 5,6915 32,0361 272,8924 23,2947 83,0723 165,6619 17,6662 44,493
6.2. PARÁMETROS DE TRANFORMADOR DE POTENCIA
En la Tabla 2 se presentan los parámetros del transformador de potencia involucrado en el proyecto.
Tabla 2: Parámetros del transformador de potencia
Subestación Transformador
Tensión Nominal [kV]
Potencia Nominal [MVA]
Impedancia de Cortocircuito
Base de 265 MVA
[%]
Grupo de
Conexión HV LV
Eten 220 kV GSU 220 18 265 13,25 YNd1
6.3. PARÁMETROS DE TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN
En la Tabla 3 y Tabla 4 se presentan las características técnicas de los transformadores de corriente y transformadores de
tensión respectivamente, asociados al proyecto.
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Tabla 3: Parámetros de transformadores de corriente
Subestación Campo Nivel de
Tensión [kV] Nomenclatura Núcleo
Relación de
Transformación (Ap/As)
Clase y
Precisión
Burden
(VA)
Reque 220 kV
Reque –
Eten
2L2-6
220 TC-2616
N1 (2500 – 1250 - 625)/1 0,2 S 7,5
N2 (2500 – 1250 - 625)/1 5P20 15
N3 (2500 – 1250 - 625)/1 5P20 15
N4 (2500 – 1250 - 625)/1 5P20 15
Eten 220 kV
Eten –
Reque
2L2-6
220
TC-1*
N1 (2000 – 1000 - 500)/5 0,2 S 30
N2 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 30
TRF GSU
N3 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 30
N4 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 30
CT
N1 2000/5 --- ---
N2 2000/5 --- ---
Eten –
Reque
2L2-6
TC-2*
N1 (2000 – 1000 - 500)/5 0,2 S 30
N2 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 30
N3 (2000 – 1000 - 500)/5 5P20 45
* De acuerdo a la corriente nominal del transformador GSU vista del lado de alta tensión y la capacidad nominal de la línea Reque – Eten
2L2-6 220 kV, se selecciona la relación de transformación 1000/5 A, debido a que en los diagramas unifilares RFE-1-ADA-EDU-ABB-111
y RFE-1-YTU-EDU-IDO-302 no se especifica la relación utilizada.
Tabla 4: Parámetros de transformadores de tensión
Subestación Campo Nomenclatura Devanado Relación de Transformación
(kVp/Vs) Clase
Burden
(VA)
Reque 220 kV Reque – Eten 2L2-6 TT-2536 N1 220/√3 : 100/√3 0,2 – 3P 30
N2 220/√3 : 100/√3 0,2 – 3P 30
Eten 220 kV Eten – Reque 2L2-6 TT-1 N1 220/√3 : 110/√3 0,2 25
N2 220/√3 : 110/√3 3P 25
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Subestación Campo Nomenclatura Devanado Relación de Transformación
(kVp/Vs) Clase
Burden
(VA)
TT-2
N1 220/√3 : 110/√3 0,2 25
N2 220/√3 : 110/√3 3P 25
N3 220/√3 : 110/√3 3P 25
6.4. DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN INVOLUCRADOS EN EL PROYECTO
En la Tabla 5 se presenta un listado de los relés de protección que serán instalados en las subestaciones Reque 220 kV y Eten
220 kV. Adicionalmente, se muestran las funciones de protección actualmente implementadas en las subestaciones
adyacentes.
Tabla 5: Dispositivos de protección Involucrados en el proyecto
Subestación Campo
Nivel de
tensión
[kV]
Descripción Marca Referencia Part Number Funciones
Reque 220 kV
Reque –Eten
2L2-6 220 Campo de Línea
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 67NCD
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 67NCD
ALSTOM MICOM
P742 P742311A1M0510J 87B
Reque – Chiclayo
Oeste L-2296 220 Campo de Línea
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L, 67N, SOTF, 59,
79, 25
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L, 67N, SOTF, 59,
79, 25
ALSTOM MICOM
P742 P742311A1M0510J 87B
Reque – Chiclayo
Oeste L-2297 220 Campo de Línea
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L, 67N, SOTF, 59,
79, 25
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L,67N, SOTF, 59,
79, 25
ALSTOM MICOM
P742 P742311A1M0510J 87B
Reque –
Guadalupe L-2236 220 Campo de Línea
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 21, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 21, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
ALSTOM MICOM
P742 P742311A1M0510J 87B
Reque –
Guadalupe L-2237 220 Campo de Línea
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 21, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 21, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
ALSTOM MICOM
P742 P742311A1M0510J 87B
Acoplamiento 220 Campo de Acople
SEL SEL 421 04214611XC2X5H74545XX 51/50, 51N/50N, 25
ALSTOM MiCOM
P742 P742311A1M0510J 87B
Barras 220 Barraje ALSTOM MiCOM
P741 P74133BA6M0510K 87B, 50BF
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Subestación Campo
Nivel de
tensión
[kV]
Descripción Marca Referencia Part Number Funciones
Eten 220 kV
Eten – Reque 2L2-
6 220 Campo de Línea
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX
87L, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 50BF,
67NCD
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX
87L,67N, SOTF, 59,
79, 25, 50BF,
67NCD
TRF GSU 220 Campo de
transformación --- T60T --- 51, 50, 51N, 50N
Chiclayo Oeste
220 kV
Chiclayo Oeste -
Reque L-2296 220 Campo de Línea
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L,67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
Chiclayo Oeste -
Reque L-2297 220 Campo de Línea
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
SEL SEL 411L 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX 87L,67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
Guadalupe
220 kV
Guadalupe - Reque
L-2236 220 Campo de Línea
Siemens 7SA612 --- 21, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
Siemens 7SA522 --- 21, 67N SOTF,, 59,
79, 25, 68
Guadalupe - Reque
L-2237 220 Campo de Línea
ABB REL670 --- 21, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
ABB REL670 --- 21, 67N, SOTF, 59,
79, 25, 68
7. FILOSOFÍA Y CRITERIOS DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN
En esta sección se presenta la filosofía, criterios y ajustes recomendados para los dispositivos de protección que hacen parte
del alcance del presente estudio.
7.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
7.1.1 Filosofía de protección
En las subestaciones Reque 220 kV y Eten 220 kV, las bahías de la línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, contarán con dos
relés de protección marca SEL referencia SEL 0411L0X6X1C7CCXH575D5XX, que ofrecerán una protección redundante y se
implementarán las siguientes funciones de protección: diferencial de línea (ANSI 87L) que será la función principal, y como
función de respaldo el sobrecorriente direccional de tierra (ANSI 67N), sobretensión (ANSI 59), Cierre en falla (SOTF),
verificación de sincronismo (ANSI 25) y recierre (ANSI 79), adicionalmente se contará con un esquema de teleprotección
sobrecorriente de tierra por comparación direccional (67NCD) y en el extremo de Eten, se habilitará la función de falla
interruptor (ANSI 50BF).
Normalmente el recierre es arrancado por las funciones de protección diferencial de línea (87L) y sobrecorriente de tierra por
comparación direccional (67NCD). El bloqueo de recierre se emitirá una vez se tenga actuación de las funciones 50BF y 59.
Las protecciones principal y secundaria tienen la capacidad de ejecutar el recierre por 87L y 67NCD.
Los sistemas de recierre automático se implementan para restaurar la parte desconectada del sistema de transmisión, una
vez que la falla transitoria se ha extinguido. En algunos sistemas de transmisión, el recierre se utiliza para mejorar la
estabilidad del sistema, dado que es un medio para restaurar rápidamente elementos críticos de transmisión de potencia.
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La elección del tipo de recierre a usar depende del nivel de tensión, de requerimientos del sistema, de consideraciones de
estabilidad y de la proximidad de generadores.
Según el esquema de protección (RFE-1-YTU-EDU-IDO-302-REV. F) el interruptor ubicado en la subestación Eten 220 kV,
se acciona tanto ante una orden de disparo de la protección de la línea SEL 411L como la protección relacionada al
transformador GSU. De acuerdo a la norma IEEE Std C37.91-2008 IEEE Guide for Protecting Power Transformers, los
transformadores de potencia no son reenergizados ante un esquema de recierre automático excepto cuando el transformador
está conectado a una línea o barra que son reenergizadas luego de un disparo debido a la orden de la protección asociada a la
línea o barra. Es probable la reenergización del transformador, si es usado un interruptor de puesta a tierra automático en el
lado de alta del transformador y un esquema de recierre de alta velocidad es utilizado en la línea.
Dado que la línea Reque – Eten 220 kV es tan corta y tiene próximo un transformador de potencia y unidades de generación
de la central Eten, no se recomienda habilitar la función de recierre automático (ANSI 79), ya que se considera que puede
traer más riesgos que beneficios, si se habilita el recierre automático en la línea el generador podría presentar daños en caso
de que se energice ante una pérdida de sincronismo.
En la Figura 3 y la Figura 4 , se muestra el esquema de protección a implementar en la línea de la subestación Reque 220 kV
y la subestación Eten 220 kV respectivamente. La función de protección distancia (ANSI 21) no se está considerando, ya que
se realizó el cálculo del SIR (Source to Line Impedance) para la línea Reque – Eten 220 kV y ésta se cataloga como una línea
corta, a continuación se explica el cálculo:
s
L
XSIR
X Ecuación (1)
Donde:
SX Reactancia de la fuente, 3
s
f
VX
I
LX Reactancia de la Línea
Tabla 6: Cálculo SIR – Línea Reque – Eten 220 kV
LÍNEA DESDE HASTA LONGITUD
[km]
VOLTAJE
[kV]
RL
[Ohm]
XL
[Ohm]
FALLA 3F
FRANCA
BARRA 220 kV
SE REQUE [kA]
XS
[Ohm] SIR
TIPO DE
LÍNEA
Reque - Eten 2L2-6 REQUE ETEN 2,92 220 0,1538 1,4856 4,34 29,27 19,70 Línea Corta
Eten - Reque 2L2-6 ETEN REQUE 2,92 220 0,1538 1,4856 2,37 53,59 36,08 Línea Corta
En la Tabla 6, se observa que el SIR es superior a 4, por lo tanto se cataloga la línea como una línea corta de acuerdo la
norma IEEE Std. C37.113-1999 “Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines”, para este tipo de líneas se
recomienda el uso de esquemas de protección completamente selectivos como la función diferencial de línea (87L) como
función principal y como función de respaldo se tendrá la función 67N. No se recomienda el uso de la protección distancia
como función principal, dado que factores tales como la resistencia de arco o la impedancia de falla pueden causar
subalcance en el relé. Esta recomendación sirve para mejorar la selectividad del conjunto de protecciones en el sistema
relacionado, de esta forma se siguen los lineamientos generales para el ajuste de protecciones eléctricas en líneas de
transmisión, la filosofía recomendada por los fabricantes de los relés y la guía “IEEE Std. C37.113-1999 – IEEE Guía de
aplicación para relés de protección en líneas de transmisión”.
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Figura 3: Esquema de protección de línea subestación Reque 220 kV (Anexo 1)
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Figura 4: Esquema de protección de línea subestación Eten 220 kV (Anexo 2)
7.1.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección
7.1.2.1 Función diferencial de línea (87L)
Los criterios a definir en la protección diferencial SEL 411L, son aquellos recomendados por el fabricante [11] para su
correcta operación, teniendo en cuenta su principio de funcionamiento.
Principio de funcionamiento
En un esquema diferencial de corriente, se miden las corrientes que atraviesan las dos terminales de la línea. Normalmente,
la corriente que sale de un extremo debe ser igual a la que entra en el otro, es decir, en condiciones normales, la diferencia de
corriente es cercana a cero. Sin embargo, existen pequeñas variaciones por el efecto capacitivo de la línea y los errores de
medida en los equipos de instrumentación.
Esta protección compara las fases y las componentes de secuencia negativa y cero en cada uno de los extremos de la línea,
luego realiza la verificación y el cálculo de la siguiente relación:
L
R
I
I
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Donde:
LI
: Corriente fasorial en el extremo local
RI
: Corriente fasorial en el extremo remoto
Figura 5: Esquema eléctrico protección diferencial de línea
La relación calculada anteriormente, se ubica en un plano complejo (alpha) que determinará el comportamiento de la
protección diferencial en operación normal, falla interna y externa. Ante operación normal y para fallas externas, la relación
será 1∠ 180°, y para fallas internas, el vector resultante será 1∠ 0°. En la Figura 6, se presenta la característica de operación
de la protección SEL 411L (la sección delimitada por el ajuste 87LANG, corresponde a la zona de bloqueo y por fuera de ésta
será la región de operación).
Figura 6: Característica de operación función diferencial de línea relés SEL 411L
Lo mencionado anteriormente, se tendrá en condiciones ideales del sistema. Se deben considerar adicionalmente, los errores
presentes debido al ángulo de carga (diferencia angular entre terminal remota y local), no homogeneidad de los sistemas,
errores por asimetría del canal de comunicaciones y por saturación de los transformadores de corriente.
La protección SEL 411L dispone de tres (3) elementos diferenciales (uno de fases 87LP, uno de secuencia negativa 87LQ y
uno de secuencia cero 87LG).
El área de bloqueo está definida por el parámetro 87LXA, el radio exterior 87LXR y el radio interior 1/87LXR (la característica
es igual para cada uno de los elementos). Los ajustes recomendados para la protección diferencial de línea, se muestran a
continuación:
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Extensión angular 87LXA: Considerando los errores mencionados (máximo ángulo de carga, no homogeneidad de
los sistemas, asimetría del canal y saturación de los transformadores de corriente), se recomienda un ajuste de 195
grados. El ajuste mencionado aplica para todos los elementos diferenciales
El radio exterior 87LXR, y radio interior 1/87LXR: Define el radio exterior y se ajusta para excluir de la zona de
bloqueo todas las fallas trifásicas internas. El fabricante recomienda un valor de 6 para 87LR y 1/6 para el radio
interno. Lo ajustes mencionados aplican para todos los elementos diferenciales
Elemento 87LPP: Se ajusta para detectar adecuadamente las fallas internas. Se habilita por encima de la corriente
de carga capacitiva de la línea. Los elementos 87LQP (secuencia negativa) y 87LGP (secuencia cero) se utilizarán
para detectar las fallas internas desbalanceadas, se ajusta normalmente al 10% de la corriente nominal secundaria
con referencia al CTR máximo
Lógica E87LXS: la lógica se utiliza para deshabilitar los elementos diferenciales de modo normal de fases, secuencia
negativa y cero en el evento de malfuncionamiento o desconexión de un transformador de corriente, y habilitando
los elementos diferenciales de modo extendido, los cuales son menos sensibles en todas las condiciones
7.1.2.2 Función de sobrecorriente direccional residual (67N)
En la línea Reque – Eten 220 kV del proyecto Ampliación 14, subestación Reque 220 kV, las protecciones de sobrecorriente
de tierra (67N) serán ajustadas con un arranque de 120 Aprim, el cual se considera adecuado, ya que los desbalances
normales en el SEIN no superan dicho valor, y solo será alcanzado el umbral durante condiciones de fallas a tierra (ver
referencia [10]).
El dial se ajustará realizando fallas de alta impedancia. Sin embargo, los tiempos de disparo de la protección deben ser
superiores a los ajustados en la protección distancia (zona 2), entre 0,7 y 1,0 segundos (considerando este elemento como
protección de respaldo de la protección principal).
Se debe verificar que el ajuste recomendado permita detectar fallas a tierra de 50 ohm en el extremo remoto, para el
escenario de mínimas corrientes de cortocircuito. Así mismo, se debe verificar que el ajuste propuesto se encuentre por
encima de los desbalances normales de la red, esta verificación se debe realizar al momento de la energización de las líneas.
Dial
TapI
t
1
14,002,0
Curva IEC Normal Inversa
Donde:
Dial: Multiplicador de tiempo.
t: Tiempo de operación en segundos, [s].
I: Valor de corriente registrada por el dispositivo de protección, [A].
Tap: Valor de ajuste de la corriente de arranque, [A].
Además, se habilitará una etapa de tiempo definido para despejar fallas hasta el 50% de la línea, verificando que ante la
condición de máximas corrientes de cortocircuito, no se active esta etapa para fallas más allá de la línea protegida, el tiempo
de operación se ajustará en 0,25 s.
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Por otra parte, se debe tener en cuenta que el tiempo de disparo de la protección de sobrecorriente de tierra, debe ser superior
al tiempo de disparo ante la peor condición de desbalance por discrepancia de polos del interruptor ubicado en la subestación
remota.
7.1.2.3 Esquemas de teleprotección
Esquema de comparación direccional (67NCD)
Este esquema, utiliza funciones de sobrecorriente para detectar adecuadamente las fallas dentro de la línea. En la Figura 7, se
ilustra las lógicas presentes en el esquema 67NCD. Este esquema es completamente dependiente del canal y requiere que la
falla sea asimétrica a tierra y dentro de la línea. El esquema de comparación direccional opera si se tiene arranque de la
función 67N y recepción del canal de teleprotección. En caso de que la falla sea en dirección reversa se tendrá bloqueo del
envío de teleprotección y por lo tanto del esquema.
Tx
Rx
&
Rx
Tx
Rx
Tx
A
EMISIÓN
CD
EMISIÓN
CD
&
Tx
67N
&
Rx67N
&
I2 I1
67NR67NR
Figura 7: Esquema 67N en comparación direccional
7.1.2.4 Función cierre en falla (SOTF)
La lógica de cierre en falla se habilita por la indicación de posición cerrado del interruptor del campo asociado con la línea en
estudio y se activará por medio del disparo de un elemento de sobrecorriente instantáneo. El ajuste del elemento de
sobrecorriente instantáneo consiste en la simulación de una falla trifásica en la barra local, restando a la corriente total de la
falla, el aporte de corriente a través de la línea a proteger y tomando el 50% del valor obtenido. Este ajuste debe ser superior a
la máxima corriente de carga de la línea.
La lógica de cierre en falla se debe habilitar por cambios en el estado de la posición del interruptor (transición de cerrado a
abierto). La función debe ser bloqueada 1 s después de dar orden de cierre sobre el interruptor.
Las protecciones SEL 411L permiten que ciertos elementos de protección ejecuten el disparo durante un tiempo ajustable
después del cierre del interruptor, los cuales se definen en la ecuación lógica TRSOTF; la lógica opera en dos etapas,
validando una posible condición SOTF y habilitando la duración de la protección SOTF. A continuación, en la Figura 8 se
muestra la lógica de la función SOTF.
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Figura 8: Lógica de disparo SOTF – SEL 411L
7.1.2.5 Función discrepancia de polos
El ajuste del tiempo para el disparo por discrepancia de polos debe ser coordinado con el tiempo del recierre, de tal modo que
la temporización del recierre sea inferior a la del relé de discrepancia de polos. También se debe coordinar la temporización de
la discrepancia de polos con el tiempo de operación de los relés de sobrecorriente de tierra instalados para proteger equipos
ubicados en las cercanías de la línea que presenta la discrepancia de polos; de tal modo que el tiempo de operación de dichos
relés, sea superior al tiempo de operación de la discrepancia de polos.
El tiempo para el disparo por discrepancia de polos se recomienda ajustarlo en 1,5 s (ofreciendo un respaldo de la protección
de discrepancia de polos, propia de los interruptores, la cual se recomienda ajustar en 1 s).
7.1.2.6 Esquema de recierre (79) y Verificación de sincronismo (25)
Para mantener el esquema actualmente implementado en la zona, se habilitará la función de recierre automático para iniciar
solo ciclo de recierre monopolar ante fallas monofásicas.
Tiempos muertos de recierre
El tiempo muerto de recierre debe ser mayor al tiempo necesario para la extinción del arco secundario y menor al tiempo
máximo permisible de recierre.
Tiempo muerto para el ciclo de recierre monofásico = 0,5 s. (líneas de 220 kV)
Tiempo de reclamo = 180 s.
Verificación de sincronismo
Los criterios de ajuste para la verificación de sincronismo son:
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El umbral de línea viva y barra viva se ajusta al 80% de la tensión nominal
El umbral de línea muerta y barra muerta se ajusta al 40% de la tensión nominal
Los niveles que permiten el recierre sincronizado para cualquier interruptor del proyecto son:
Máxima diferencia de tensión: 10% de la tensión nominal
Máxima diferencia de ángulo: 30°
Máxima diferencia de frecuencia: 0,1 Hz
7.1.2.7 Función de sobretensión (59)
De acuerdo con el estudio de coordinación de protecciones ECP-2010, el COES presenta el esquema de sobretensión presente
para cada una de las zonas del SEIN. Por lo anterior y para mantener dicho esquema, las líneas del proyecto ampliación 14
seguirán los lineamientos descritos en el Anexo 11 del documento Protecciones Sistémicas (ECP-2010, COES) [10].
El esquema presente en la zona norte es el siguiente:
El área norte del SEIN es débil en el extremo norte (Zorritos) y fuerte en las subestaciones Trujillo – Chimbote. Esta área es susceptible a fenómenos de sobretensión temporales por lo que antes de desconectar cargas por sobretensión, es preferible desconectar líneas de transmisión y aliviar las sobretensiones.
El esquema propuesto es un esquema escalonado que inicia en la S.E. Zorritos con la línea de interconexión Perú – Ecuador (L-2280) y termina con las líneas de enlace entre Trujillo – Chimbote – Paramonga. También por ser el enlace Trujillo – Chimbote – Paramonga - Zapallal de doble circuito, es preferible desconectar un circuito por cada enlace antes de interrumpir todo el enlace, por esta razón las líneas de transmisión L-2233, L-2216 y L-2214 tienen ajustes diferentes a los de las líneas L-2232, L-2215 y L-2212/2213 respectivamente.
Con el seccionamiento de las líneas Chiclayo Oeste – Guadalupe (L-2236 y L-2237) por medio de la subestación
Reque 220 kV, se propone modificar el esquema de sobretensión manteniendo el mismo criterio y/o metodología de
desconectar primero un circuito por cada enlace para el caso de las líneas paralelas.
A continuación en la Tabla 7 se presentan los tiempos dispuestos por el esquema de sobretensión de la zona y los tiempos
propuestos para las líneas involucradas en el proyecto Ampliación 14.
Tabla 7: Esquema propuesto de sobretensión zona norte
Línea SSEE 1 – SSEE 2
Etapa 1 Etapa 2
U> t> U>> t>>
(p.u) (seg) (p.u) (seg)
L-2280 Zorritos – Machala 1,15 1,0 1,18 0,1
L-2249 Talara – Zorritos 1,15 1,5 1,30 0,2
L-2248 Piura –Talara 1,15 2,0 1,30 0,3
L-2238 Piura – Chiclayo 1,15 1,5 1,30 0,4
L-2241 La Niña – Piura 1,15 2,4 1,30 0,5
L-2239 Chiclayo – La Niña 1,15 2,6 1,30 0,6
L-2240 Chiclayo – Carhuaquero 1,15 2,8 1,30 0,7
L-2296 Chiclayo – Reque 1,15 3,0 1,30 0,8
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Línea SSEE 1 – SSEE 2
Etapa 1 Etapa 2
U> t> U>> t>>
(p.u) (seg) (p.u) (seg)
L-2297 Chiclayo – Reque 1,15 1,8 1,30 0,4
L-2236 Reque – Guadalupe 1,15 3,2 1,30 0,9
L-2237 Reque – Guadalupe 1,15 1,9 1,30 0,5
2L2-6 Reque - Eten 1,15 1,9 1,30 0,5
L-2234 Trujillo – Guadalupe 1,15 3,5 1,30 1,0
L-2235 Trujillo – Guadalupe 1,15 2,0 1,30 0,5
L-2260 Trujillo – Cajamarca 1,15 3,8 1,30 1,2
L-2233 Chimbote – Trujillo 1,15 2,5 1,30 0,6
L-2232 Chimbote – Trujillo 1,15 4,2 1,30 1,4
L-2216 Paramonga – Chimbote 1,15 3,0 1,30 0,8
L-2215 Paramonga – Chimbote 1,15 4,5 1,30 1,6
L-2214 Paramonga – Zapallal 1,15 3,5 1,30 1,0
L-2213 Paramonga – Huacho 1,15 5,0 1,30 1,8
L-2212 Huacho – Zapallal 1,15 5,5 1,30 2,0
7.1.2.8 Función falla interruptor (50BF)
En la protección SEL 411L, se cuenta con la función falla interruptor de dos etapas, las cuales se describen a continuación:
Etapa 1: Comanda retrip al propio interruptor, 0,15 s después del disparo proveniente de la protección principal.
Etapa 2: Comanda disparo al propio interruptor, a los interruptores adyacentes a la misma barra y disparo directo transferido
al extremo remoto, 0,25 s después del disparo proveniente de la protección principal.
En líneas de transmisión el nivel de corriente de arranque de la protección falla interruptor debe ajustarse encima de la
corriente máxima de carga y menor que la corriente mínima de falla en el extremo remoto de la subestación Reque.
fallamínBFacmáx III 50arg
Lógica de la protección falla interruptor
Se recomienda que la función falla interruptor opere por corriente y por la habilitación de una señal de disparo externa.
Figura 9: Lógica de la protección Falla Interruptor 50BF
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7.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIA
7.2.1 Filosofía de protección
El esquema de protección para el transformador GSU de 265 MVA, 220/18 kV de la subestación Eten, contará con un
esquema diferencial de transformador, para el relé de protección T60T con función diferencial de transformador ANSI 87T, y
contará además con funciones de protección de respaldo por sobrecorriente de fases ANSI 50/51, sobrecorriente de tierra
ANSI 50N/51N y sobreexcitación ANSI 24. En la Figura 10 se presenta el esquema de protección a implementar en el
transformador de la subestación Eten asociado al proyecto Ampliación 14, se aclara que como alcance del estudio solamente
se van a recomendar los ajustes para la funciones de protección de sobrecorriente de fases y tierra en el lado de 220 kV.
Figura 10: Esquema de protección transformador de potencia
7.2.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección
7.2.2.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50)
Esta función actúa como protección de respaldo a la protección diferencial del transformador.
Para el valor de arranque de la función de sobrecorriente temporizada se toma como ajuste el menor valor entre 130 % de la
corriente nominal del transformador de potencia del devanado correspondiente y el 120 % de la corriente nominal del
transformador de corriente (TC). Se selecciona una curva del tipo IEC Standard Inverse con un ajuste del dial para garantizar
coordinación con la corriente Inrush del transformador (12 x In) y con los dispositivos de sobrecorriente instalados en
subestaciones adyacentes.
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Para el lado de alta tensión del transformador, se recomienda ajustar el dial de tal manera que la protección opere en un
tiempo aproximado de 750 ms, ante una falla trifásica en el lado de baja tensión del transformador, garantizando así un
tiempo de operación superior a 500 ms para la coordinación con la protección ubicada en el lado de baja tensión.
Adicionalmente, para el lado de alta tensión del transformador se ajusta una etapa de sobrecorriente de tiempo definido para
despejar fallas en el transformador de potencia sin sobrepasar al lado de baja tensión. La corriente de arranque se ajusta al
1,5 × Icc3F aporte > Iinr = 10InTR ONAN.
Dónde:
Icc3F aporte: Aporte de corriente por el devanado de alta tensión ante falla trifásica en la barra conectada al lado de
baja tensión.
Iinr: Corriente inrush o corriente de magnetización del transformador.
InTR ONAN: Corriente nominal del transformador con refrigeración natural.
La temporización de esta etapa se ajusta entre 100 ms – 250 ms de modo que se eviten actuaciones indeseadas ante altas
corrientes de energización del transformador.
7.2.2.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (51N/50N)
Para el valor de arranque de la función de sobrecorriente temporizada de tierra se toma un valor de 120 Aprim, dado que los
niveles de desbalance esperados en el sistema son inferiores a este valor. Se selecciona una curva del tipo IEC Standard
Inverse y el ajuste del dial se selecciona de acuerdo con el estudio de cortocircuito, buscando coordinación con los dispositivos
de sobrecorriente instalados en subestaciones adyacentes.
Para el lado de alta tensión del transformador, se recomienda ajustar el dial de tal manera que guarde un factor de
coordinación de 250 ms como mínimo respecto a las protecciones de sobrecorriente direccional ubicadas en las líneas Reque
– Chiclayo 1 y 2 220 kV (L-2296 y L-2297) extremo Reque ante una falla bifásica a tierra al 50% de estas línea con una
impedancia de 10 ohm.
Se recomienda habilitar la función de sobrecorriente de tiempo definido de tierra, garantizando la selectividad con la etapa de
tiempo definido de las protecciones de sobrecorriente direccional ubicadas en las líneas Reque – Chiclayo 1 y 2 220 kV (L-
2296 y L-2297) extremo Reque ante una falla bifásica a tierra franca al 50% de esta línea, con una temporización de 500 ms.
7.3. PROTECCIÓN DE ACOPLE
7.3.1 Filosofía de protección
En la Figura 11, se muestra el esquema de protección de la bahía de acople de la subestación Reque. Esta bahía contará con
un relé marca SEL referencia SEL 04214611XC2X5H74545XX, el cual realizará las funciones de protección de sobrecorriente
de fases y tierra (ANSI 51/50/51N/50N) y verificación de sincronismo (ANSI 25).
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Figura 11: Esquema de protección bahía de acople subestación Reque 220 kV (Anexo 3)
7.3.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección
7.3.2.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50)
Protección de sobrecorriente de fases de tiempo inverso (51)
Para proteger los equipos de medida, se ajustará una característica IEC Normal Inversa con un umbral del 120% de la
corriente nominal del transformador de corriente del campo de acople. El dial se ajusta para despejar fallas francas en el
extremo remoto de las líneas al menos en 1,3 s, considerando que la corriente total de falla circule por el campo de acople.
Protección de sobrecorriente de fases de tiempo definido (50)
Como respaldo a la protección diferencial de barras, se ajustará un elemento de sobrecorriente de tiempo definido, el cual
despejará fallas francas al 1% de las líneas convergentes a la subestación en un tiempo de 0,5 s.
7.3.2.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y definido y tierra (51N/50N)
Protección de sobrecorriente de tierra (51N)
Se ajustará una característica IEC Normal Inversa con un umbral del 40% de la corriente nominal del transformador de
corriente del campo de acople. El dial se ajusta para despejar fallas en el extremo remoto de las líneas en 1,3 s, considerando
que la corriente total de falla circule por el campo de acople.
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Protección de sobrecorriente de tierra de tiempo definido (50N)
Como respaldo de la protección diferencial de barras, se ajustará un elemento de sobrecorriente de tiempo definido, el cual
despejará fallas a tierra al 1% de las líneas convergentes a la subestación en un tiempo de 0,5 s.
7.3.2.3 Verificación de sincronismo (25)
Los criterios de ajuste para la verificación de sincronismo son:
El umbral de línea viva y barra viva se ajusta al 80% de la tensión nominal
El umbral de línea muerta y barra muerta se ajusta al 40% de la tensión nominal
Los niveles que permiten el recierre sincronizado para cualquier interruptor del proyecto son:
Máxima diferencia de tensión: 10% de la tensión nominal
Máxima diferencia de ángulo: 30°
Máxima diferencia de frecuencia: 0,1 Hz
7.4. PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES
7.4.1 Filosofía de protección
La subestación Reque 220 kV, cuenta con una configuración de doble barra y acoplamiento, para la protección del barraje se
tiene implementado un relé de protección marca ALSTOM cuyo modelo es MiCOM P74133BA6M0510K (unidad central de
procesamiento) con función diferencial de barras distribuida (ANSI 87B), la cual cuenta con unidades de bahía modelo
MiCOM P742311A1M0510J por cada campo de la subestación.
La protección diferencial es del tipo porcentual, distribuida para seis (6) bahías y tiene la capacidad de detectar e identificar la
barra fallada a través de la posición de los contactos auxiliares de los seccionadores de barra.
La información de las señales de corriente y señales de posición de equipos (seccionador e interruptor) son recogidos por el
controlador de bahía de cada celda y llevados a la unidad central para su procesamiento. Los comandos de disparo son
emitidos a todos los interruptores de la barra afectada a través de sus respectivos controladores de bahía.
En la protección diferencial se tiene incluido la protección de falla interruptor (ANSI 50BF), la cual cuenta con dos etapas de
operación y es activada básicamente por dos condiciones; el umbral de corriente de operación y los disparos de las
protecciones al interruptor fallado. La primera etapa de la protección falla interruptor conocido también como RETRIP es
dirigido al interruptor en falla a través de las dos bobinas como una segunda intensión de disparo; si el interruptor no abre se
activa la segunda etapa y emite su disparo a los interruptores de las bahías que alimentan la falla y a través de un DDT al
extremo remoto de la bahía.
Se utilizará un relé de disparo y bloqueo 86B, el cual permitirá el bloqueo al cierre del interruptor, una vez se active la función
diferencial de barras.
A continuación, en la Figura 12 se muestra el esquema distribuido a implementar y en la Tabla 8 se muestran los datos
técnicos de los sistemas de protección de la barra de 220 kV en la subestación Reque.
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Figura 12: Esquema diferencial de barras distribuida
Tabla 8: Datos técnicos de la protección diferencial de barras en 220 kV
Bahías en
220 kV Transformador de corriente
Relación del TC usada
para la 87B
Unidad de Bahía de la
87B
Unidad Central de la
87B
L-2236 2500-1250-625/1 A
15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J
P74133BA6M0510K
L-2237 2500-1250-625/1 A
15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J
L-2296 2500-1250-625/1 A
15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J
L-2297 2500-1250-625/1 A
15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J
2L2-6 2500-1250-625/1 A
15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J
Acople de
Barras
2500-1250-625/1 A
15VA-5P20 625/1 A P742311A1M0510J
7.4.2 Criterios de ajuste para las funciones de protección
7.4.2.1 Función diferencial de barras (87B)
La barra de un sistema de potencia debe estar provista de una protección de alta velocidad que minimice los daños en los
equipos y que evite la inestabilidad del sistema, ante condiciones de falla.
El método de protección de barras más comúnmente empleado es el principio diferencial en el cual la suma de las corrientes
que entran y salen de la barra debe ser igual a cero, de lo contrario habrá ocurrido una falla interna
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Figura 13: Protección diferencial de barras
La protección diferencial de barras consiste en una unidad central (MiCOM P741) y seis (6) unidades distribuidas (MiCOM
P742), cada una de estas unidades distribuidas se encuentra asociada con una bahía de línea o acople. El elemento de
protección primaria del esquema P74P es protección diferencial de corriente afectada por fases independientes. La técnica
utilizada es netamente numérica y emplea análisis nodal en todo el esquema, basado en criterios de zona y de esquema. El
análisis se ejecuta en la unidad central, por lo tanto es esencial la comunicación entre la unidad central y las unidades
periféricas, lo cual se logra a través de conexión directa en fibra óptica a una tasa de 2,5 Mbps.
Figura 14: Principio de protección diferencial de barras
Principio de operación: El principio básico de la protección diferencial de barras está basado en la aplicación de la ley de
Kirchhoff, al comparar la magnitud de corriente que entra y sale de la zona protegida y de la zona de verificación. Bajo
condiciones normales, la magnitud de la corriente que fluye hacia el área y hacia la zona de verificación en cuestión, es igual
a la magnitud de la corriente que fluye hacia afuera, por tanto las corrientes se cancelan. En contraste, cuando una falla
ocurre, la corriente diferencial que se presenta es igual a la corriente de falla derivada. El concepto se muestra en la
Figura 14.
Se pueden utilizar dos métodos para el esquema de protección diferencial, la suma vectorial o la suma instantánea, en este
caso, el algoritmo utilizado por la protección P74X es el método de suma instantánea, por muestras. Este método tiene la
ventaja de la cancelación de componentes armónicas y c.d. de origen externo en el cálculo. Otra ventaja de la suma
instantánea radica en la velocidad de la decisión, que está determinada por la frecuencia de muestreo.
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Figura 15: Característica del esquema de protección diferencial de barras utilizado por los relés MiCOM P74X
La operación de la protección diferencial de barras se basa en la aplicación de un algoritmo con característica fragmentada,
que compara entre la corriente diferencial (Idiff) y la corriente de restricción (Ibias), solamente se permite el disparo si la
corriente diferencial excede la pendiente ajustada en la característica fragmentada. La característica se define para garantizar
la estabilidad durante fallas externas donde el esquema tiene transformadores de corriente con diferentes características, que
pueden producir un comportamiento no uniforme.
Los operandos del algoritmo se muestran a continuación [13] (pág. 152):
Corriente diferencial itidiff )(
Corriente de restricción itibias )(
Es importante que los ajustes de los transformadores de corriente se ingresen completos (corriente nominal primaria y
corriente nominal secundaria), ya que se requieren para calcular parámetros adicionales para el uso en los algoritmos de
detección de saturación que se ejecutan dentro de las unidades periféricas.
El esquema de la protección P74X se puede acomodar a diferentes relaciones de transformadores de corriente en toda la zona
protegida, siendo 40 la máxima diferencia entre la mínima y la máxima corriente nominal primaria para los transformadores
de corriente considerados. Esta combinación debe por tanto ser tenida en cuenta por el esquema y se logra al utilizar
corrientes primarias enviadas por las unidades periféricas a la unidad central, la cual se encarga de los cálculos del esquema.
Como se observa en la Figura 15 la operación de la protección diferencial de barras consta de tres zonas de operación, las
cuales se describen a continuación:
Zona de supervisión del circuito de corriente
Esta zona se encuentra definida por medio de los parámetros ID>1 y K1. EL objetivo de esta zona es supervisar los circuitos de
corriente asociados con la protección diferencial de barras. Esta zona detecta corrientes diferenciales que son originadas en
operación normal y bajo la condición de un TC abierto o cortocircuitado (numeral 2.1.1.1.3 de la referencia [13]). Ante esta
situación, la protección emitirá una alarma indicando la anomalía.
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El valor de ajuste para la variable ID>1 se recomienda ajustar al 20% de la menor capacidad nominal de las líneas que entran
a la subestación Reque, es decir, 0,2x400 A=80 A. Este umbral de ajuste, permite detectar desbalances por TCs abiertos o
cortocircuitados para corrientes de carga mayores a 100 A y se encuentra por encima de los desbalances normales que se
generan en el procesamiento de la protección diferencial de barras.
La variable K1 se ajusta al 10%, según las recomendaciones prácticas del fabricante del dispositivo de protección.
Zona de operación elementos diferenciales
La Zona de operación de los elementos diferenciales es definida por medio de los parámetros ID>2 y K2. El criterio de ajuste
de la variable ID>2 se realizará de acuerdo a los siguientes lineamientos:
Por encima de la corriente máxima de carga por las bahías (se debe considerar un margen del 130% de la
corriente obtenida, con el objetivo de tener un factor de seguridad).
Por debajo de la mínima corriente de cortocircuito en la barra (se debe considerar el 80% del nivel obtenido,
con el objetivo de tener un margen de seguridad del 20%).
La pendiente K2 se ajusta en 65% según las recomendaciones prácticas del fabricante del dispositivo de protección.
Zona de chequeo “Check zone”
La zona de chequeo monitorea las corrientes que entran y salen de la subestación y no mira las barras individuales que la
conforman. De esta manera solo se emitirá orden de disparo si la falla es vista por la zona de chequeo y la zona de operación
de los elementos diferenciales.
La característica de operación de la zona de chequeo está definida según los parámetros IDCZ>2 y KCZ, los cuales se
recomiendan ajustar iguales a los parámetros de la zona de operación de los elementos diferenciales.
En la Tabla 9 se presenta la decisión que tomará la protección diferencial de barras, según la magnitud de la corriente
diferencial.
Tabla 9: Condiciones de operación protección diferencial de barras
ID>1 k1*Ibias ID>2 Estado Operación
0 0 0 Normal No operación
1 0 0 Normal No operación
0 1 0 Normal No operación
1 0 1 Falla externa o falla en el circuito Falla externa con saturación de TC o alarma de falla de circuito de bloqueo después de tCF.
1 1 0 Falla en el circuito Bloqueo y alarma de falla en el circuito después de tCF.
1 1 1 Falla interna Disparo
7.4.2.2 Zona muerta campo de acople 220 kV
La disposición de los transformadores de corriente en el campo de acople es la que se muestra en la Figura 16.
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Figura 16: Disposición del TC en el campo de acople
En la ingeniería concebida para el proyecto Reque, solo un TC es localizado en el campo de acople. Para una falla en la zona
identificada como zona muerta, la protección diferencial de barras dispara todos los interruptores asociados con la zona A. Sin
embargo, la falla seguirá siendo alimentada por todos los circuitos asociados con la barra B, ya que el elemento diferencial de
ésta zona ve la falla externa a la barra.
Para suministrar una protección adecuada a este tipo de esquema, se habilita la función de zona muerta en el relé MiCOM
P741. Esta función es activada cuando el interruptor del campo de acople se encuentre abierto y se detecta corriente por este
campo, lo que conllevará a un disparo de todos los interruptores asociados con la barra B. La supervisión de corriente para la
función de zona muerta son elementos no direccionales de fases y tierra.
El umbral de ajustes en fases de la función zona muerta se recomienda ajustar al 120% de la capacidad nominal del
transformador de instrumentación asociado con el campo de acople. El umbral de ajuste para el elemento de tierra se
recomienda ajustar al 40% de la capacidad nominal del TC.
7.4.2.3 Función falla interruptor (50BF)
En la protección MiCOM P74X, se cuenta con la función falla interruptor de dos etapas, la cual puede ser iniciada por un
elemento de protección interno o externo. Para el elemento basado en corriente, la condición de restablecimiento está basada
en la operación de baja corriente para determinar que el interruptor está abierto, mientras que para la protección no basada
en corriente, el criterio de restablecimiento se puede seleccionar por medio de un ajuste para determinar la condición de falla
interruptor. Es una práctica común, utilizar elementos de baja corriente en los relés de protección para indicar que los polos
del interruptor han interrumpido la corriente de falla o de carga, tal como se requiere.
En cuanto las etapas de protección, se describen a continuación:
Etapa 1: Comanda retrip al propio interruptor, 0,15 s después del disparo proveniente de la protección principal.
Etapa 2: Comanda disparo al propio interruptor, a los interruptores adyacentes a la misma barra y disparo directo transferido
al extremo remoto, 0,25 s después del disparo proveniente de la protección principal.
En líneas de transmisión el nivel de corriente de arranque de la protección falla interruptor debe ajustarse encima de la
corriente máxima de carga y menor que la corriente mínima de falla en el extremo remoto de la subestación Reque.
fallamínBFacmáx III 50arg
Para el campo de acople se recomienda ajustar el arranque en corriente de la función 50BF en 1,2xIn.
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Lógica de la protección falla interruptor
Se recomienda que la función falla interruptor opere por corriente y por la habilitación de una señal de disparo externa.
Figura 17: Lógica de la protección Falla Interruptor 50BF
8. AJUSTES DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN
En esta sección se presentan los ajustes recomendados para los dispositivos de protección que hacen parte del alcance del
presente estudio.
8.1. PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
8.1.1 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Reque
La línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, S/E Reque 220 kV, dispone de dos sistemas de protección, compuestos por dos
relés diferenciales de línea (SEL 411L). A continuación se presentan los ajustes recomendados para cada una de las
funciones de protección.
8.1.1.1 Función diferencial de línea (87L)
En la Tabla 10, se presentan los ajustes básicos de la función diferencial de línea, según los criterios expuestos en el numeral
7.1.2.1.
Tabla 10: Ajustes función 87L – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Reque
Parámetros AJUSTE CRITERIO DE AJUSTE
(VER SECCIÓN 7.1.2.1)
CTRW 625 Relación de transformación entrada W
CTRX 200 Relación de transformación entrada X
87LTAPW 1,60 Tap del CT para el terminal de corriente W (Relé SE Reque)
87LTAPX 1,6 Tap del CT para el terminal de corriente X (Relé SE Reque)
87LTAPW 5,0 Tap del CT para el terminal de corriente W (Relé SE Eten)
87LTAPX 5,00 Tap del CT para el terminal de corriente X (Relé SE Eten)
87LPP 0,2
Umbral de arranque del elemento diferencial de fases en el modo
normal de seguridad (p.u.). Se ajusta al 20% de la corriente
nominal del TC de mayor relación de los dos extremos. La
corriente base es la máxima entre las corrientes primarias de los
TCs de los extremos local y remoto, para este caso 1000 A.
87LPR 2,6 Radio del elemento diferencial de fases en el modo normal de
seguridad.
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Parámetros AJUSTE CRITERIO DE AJUSTE
(VER SECCIÓN 7.1.2.1)
87LPA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de fases en el modo
normal de seguridad (grados). Según recomendación del
fabricante, este ajuste se recomienda en 195.
87LPPS 0,24 Umbral de arranque del elemento diferencial de fases en el modo
extendido de seguridad (p.u.) Este valor se calcula
automáticamente, 1,2*87LPP.
87LPRS 3,12 Radio del elemento diferencial de fases en el modo extendido de
seguridad. Este valor se calcula automáticamente, 1,2*87LPR.
87LPAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de fases en el modo
extendido de seguridad (grados). Este valor se calcula
automáticamente, 1,2*87LPA.
87LQP 0,1
Umbral de arranque del elemento diferencial de secuencia
negativa en el modo normal de seguridad (p.u.). Se habilita el
elemento diferencial de secuencia negativa con el mínimo valor
de ajuste, 100 Apri. Equivale al 10% de la corriente nominal del
TC de mayor relación de los dos extremos. La corriente base es la
máxima entre las corrientes primarias de los TCs de los extremos
local y remoto, para este caso 1000 A
87LQR 2,6 Radio del elemento diferencial de secuencia negativa en el modo
normal de seguridad.
87LQA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de secuencia
negativa en el modo normal de seguridad (grados)
87LQPS 0,12 Umbral de arranque del elemento diferencial de secuencia
negativa en el modo extendido de seguridad (p.u.) Este valor se
calcula automáticamente, 1,2*87LQP.
87LQRS 3,12 Radio del elemento diferencial de secuencia negativa en el modo
extendido de seguridad. Este valor se calcula automáticamente,
1,2*87LQR.
87LQAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de secuencia
negativa en el modo extendido de seguridad (grados). Este valor
se calcula automáticamente, 1,2*87LQA.
87LGP 0,1
Umbral de arranque del elemento diferencial de tierra en el modo
normal de seguridad (p.u.). Se habilita el elemento diferencial de
tierra con el mínimo valor de ajuste, 100 Apri. Equivale al 10% de
la corriente nominal del TC de mayor relación de los dos
extremos. La corriente base es la máxima entre las corrientes
primarias de los TCs de los extremos local y remoto, para este
caso 1000 A
87LGR 2,6 Radio del elemento diferencial de tierra en el modo normal de
seguridad
87LGA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de tierra en el modo
normal de seguridad (grados)
87LGPS 0,12 Umbral de arranque del elemento diferencial de tierra en el modo
extendido de seguridad (p.u.) Este valor se calcula
automáticamente, 1,2*87LGP.
87LGRS 3,12 Radio del elemento diferencial de tierra en el modo extendido de
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Parámetros AJUSTE CRITERIO DE AJUSTE
(VER SECCIÓN 7.1.2.1)
seguridad. Este valor se calcula automáticamente, 1,2*87LGR.
87LGAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de tierra en el modo
extendido de seguridad (grados). Este valor se calcula
automáticamente, 1,2*87LGA.
Verificación de la función diferencial de línea
Se verificó el comportamiento para la función diferencial de línea a partir de los resultados de las simulaciones de fallas
internas y externas a la línea en los escenarios de máximos y mínimos niveles de cortocircuito, y el posterior procesamiento de
los resultados obtenidos según las características de operación del relé.
Tabla 11: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas internas, escenario de
mínimos niveles de cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV
Tipo %
Rf Extremo Reque Extremo Eten Reque IL/IR Eten IL/IR
(Ω) Mag Ang Mag Ang Error Req>, Ete< Error Req<,Ete> Error Req>, Ete< Error Req<, Ete>
(kA) (°) (kA) (°) Re Im Re Im Re Im Re Im
3F
1 0 3,275 -113,422 2,297 -102,400 1,547 -0,301 1,266 -0,247 0,761 0,148 0,623 0,121
1 50 0,845 -64,904 1,411 -42,258 0,611 -0,255 0,500 -0,209 1,703 0,711 1,394 0,582
1 100 0,251 -82,760 1,046 -30,563 0,163 -0,210 0,133 -0,172 2,823 3,639 2,311 2,979
50 0 3,217 -113,571 2,327 -102,469 1,499 -0,294 1,227 -0,241 0,785 0,154 0,642 0,126
50 50 0,828 -65,138 1,428 -42,323 0,591 -0,249 0,484 -0,203 1,757 0,739 1,438 0,605
50 100 0,243 -84,062 1,056 -30,590 0,151 -0,204 0,124 -0,167 2,859 3,860 2,340 3,159
99 0 3,160 -113,715 2,359 -102,539 1,452 -0,287 1,189 -0,235 0,809 0,160 0,663 0,131
99 50 0,811 -65,366 1,445 -42,379 0,571 -0,242 0,467 -0,198 1,813 0,769 1,484 0,630
99 100 0,235 -85,441 1,066 -30,611 0,140 -0,199 0,115 -0,163 2,888 4,098 2,364 3,355
1F
1 0 3,513 -112,143 2,845 -103,228 1,348 -0,211 1,104 -0,173 0,884 0,139 0,724 0,114
1 50 0,785 -62,573 1,520 -40,613 0,529 -0,213 0,433 -0,175 1,985 0,800 1,625 0,655
1 100 0,219 -87,352 1,096 -29,680 0,118 -0,187 0,097 -0,153 2,958 4,674 2,421 3,826
50 0 3,407 -112,231 2,934 -103,753 1,269 -0,189 1,039 -0,155 0,941 0,140 0,771 0,115
50 50 0,750 -62,755 1,556 -40,889 0,494 -0,198 0,405 -0,162 2,128 0,854 1,742 0,699
50 100 0,204 -90,615 1,115 -29,879 0,099 -0,176 0,081 -0,144 2,953 5,270 2,417 4,314
99 0 3,309 -112,330 3,028 -104,315 1,196 -0,168 0,979 -0,138 1,002 0,141 0,820 0,115
99 50 0,716 -62,895 1,593 -41,132 0,461 -0,184 0,378 -0,151 2,284 0,912 1,869 0,746
99 100 0,190 -94,335 1,134 -30,059 0,080 -0,167 0,066 -0,137 2,863 5,943 2,344 4,865
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Figura 18: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas – escenario de
mínimos niveles de cortocircuito - modo normal
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38/79
Figura 19: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas - escenario de
mínimos niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido
Tabla 12: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas externas, escenario de
mínimos niveles de cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV
Tipo %
Rf Extremo Reque Extremo Eten Reque IL/IR Eten IL/IR
(Ω) Mag Ang Mag Ang Error Req>, Ete< Error Req<, Ete> Error Req>, Ete< Error Req<, Ete>
(kA) (°) (kA) (°) Re Im Re Im Re Im Re Im
3F
0 0 2,296 77,601 2,296 -102,399 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000
0 50 1,410 137,701 1,410 -42,257 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001
0 100 1,046 149,375 1,046 -30,563 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001
100 0 3,159 -113,718 3,159 66,282 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000
100 50 0,811 -65,371 0,811 114,557 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001 -1,105 0,001 -0,905 0,001
100 100 0,235 -85,470 0,236 94,333 -1,101 -0,004 -0,901 -0,003 -1,110 0,004 -0,909 0,003
1F
0 0 2,843 76,782 2,843 -103,217 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000
0 50 1,519 139,352 1,520 -40,607 -1,105 0,001 -0,904 0,001 -1,106 -0,001 -0,905 -0,001
0 100 1,095 150,264 1,095 -29,675 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001
100 0 3,307 -112,332 3,307 67,668 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000
100 50 0,715 -62,898 0,715 117,019 -1,105 -0,002 -0,905 -0,001 -1,105 0,002 -0,905 0,001
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
39/79
Tipo %
Rf Extremo Reque Extremo Eten Reque IL/IR Eten IL/IR
(Ω) Mag Ang Mag Ang Error Req>, Ete< Error Req<, Ete> Error Req>, Ete< Error Req<, Ete>
(kA) (°) (kA) (°) Re Im Re Im Re Im Re Im
100 100 0,189 -94,416 0,190 85,394 -1,099 -0,004 -0,900 -0,003 -1,111 0,004 -0,910 0,003
Figura 20: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas – escenario de
mínimos niveles de cortocircuito - modo normal
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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REV.
A CÓDIGO REP
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HOJA
40/79
Figura 21: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas - escenario de
mínimos niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido
Tabla 13: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas internas, escenario de
máximos niveles de cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV
Tipo %
Rf Extremo Reque Extremo Eten Reque IL/IR Eten IL/IR
(Ω) Mag Ang Mag Ang Error Req>, Ete< Error Req<, Ete> Error Req>, Ete< Error Req<, Ete>
(kA) (°) (kA) (°) Re Im Re Im Re Im Re Im
3F
1 0 4,330 -115,828 2,308 -109,499 2,061 -0,229 1,687 -0,187 0,586 0,065 0,479 0,053
1 50 0,985 -62,476 1,288 -47,606 0,817 -0,217 0,669 -0,178 1,397 0,371 1,143 0,304
1 100 0,287 -70,803 0,968 -37,466 0,274 -0,180 0,224 -0,147 3,114 2,049 2,549 1,677
50 0 4,226 -116,079 2,339 -109,567 1,984 -0,226 1,624 -0,185 0,608 0,069 0,498 0,057
50 50 0,966 -62,736 1,307 -47,724 0,789 -0,212 0,646 -0,173 1,444 0,387 1,182 0,317
50 100 0,277 -71,627 0,979 -37,519 0,259 -0,175 0,212 -0,144 3,234 2,190 2,648 1,793
99 0 4,128 -116,318 2,370 -109,638 1,912 -0,224 1,565 -0,183 0,630 0,074 0,516 0,060
99 50 0,946 -62,986 1,326 -47,834 0,761 -0,206 0,623 -0,169 1,495 0,405 1,224 0,331
99 100 0,267 -72,497 0,990 -37,566 0,244 -0,171 0,200 -0,140 3,360 2,347 2,750 1,921
1F 1 0 4,356 -116,008 2,930 -110,255 1,635 -0,165 1,338 -0,135 0,740 0,075 0,606 0,061
1 50 0,880 -62,159 1,433 -46,578 0,654 -0,182 0,535 -0,149 1,734 0,483 1,419 0,396
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
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HOJA
41/79
Tipo %
Rf Extremo Reque Extremo Eten Reque IL/IR Eten IL/IR
(Ω) Mag Ang Mag Ang Error Req>, Ete< Error Req<, Ete> Error Req>, Ete< Error Req<, Ete>
(kA) (°) (kA) (°) Re Im Re Im Re Im Re Im
1 100 0,233 -77,338 1,040 -36,895 0,188 -0,161 0,154 -0,131 3,755 3,200 3,073 2,620
50 0 4,210 -116,170 3,025 -110,815 1,532 -0,144 1,254 -0,118 0,791 0,074 0,647 0,061
50 50 0,843 -62,237 1,470 -46,897 0,611 -0,168 0,500 -0,137 1,859 0,510 1,521 0,417
50 100 0,215 -79,414 1,060 -37,112 0,166 -0,151 0,136 -0,124 4,030 3,668 3,299 3,002
99 0 4,077 -116,343 3,127 -111,413 1,436 -0,124 1,175 -0,101 0,845 0,073 0,691 0,060
99 50 0,807 -62,254 1,509 -47,181 0,571 -0,154 0,467 -0,126 1,996 0,537 1,634 0,440
99 100 0,196 -81,807 1,081 -37,309 0,143 -0,140 0,117 -0,115 4,348 4,272 3,559 3,497
Figura 22: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas – escenario de
máximos niveles de cortocircuito - modo normal
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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REV.
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HOJA
42/79
Figura 23: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas internas - escenario de
máximos niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido
Tabla 14: Verificación de operación de la protección diferencial de línea - fallas externas, escenario de
máximos niveles de cortocircuito - línea Reque – Eten 220 kV
Tipo %
Rf Extremo Reque Extremo Eten Reque IL/IR Eten IL/IR
(Ω) Mag Ang Mag Ang Error Req>, Ete< Error Req<, Ete> Error Req>, Ete< Error Req<, Ete>
(kA) (°) (kA) (°) Re Im Re Im Re Im Re Im
3F 0 0 2,307 70,502 2,307 -109,498 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000
3F 0 50 1,288 132,349 1,288 -47,603 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001
3F 0 100 0,968 142,467 0,968 -37,465 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001
3F 100 0 4,126 -116,322 4,126 63,678 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000
3F 100 50 0,945 -62,991 0,946 116,944 -1,104 -0,001 -0,904 -0,001 -1,106 0,001 -0,906 0,001
3F 100 100 0,267 -72,515 0,267 107,265 -1,105 -0,004 -0,905 -0,003 -1,105 0,004 -0,905 0,003
1F 0 0 2,928 69,756 2,928 -110,244 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,105 0,000 -0,905 0,000
1F 0 50 1,432 133,385 1,432 -46,572 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001
1F 0 100 1,040 143,046 1,040 -36,890 -1,105 0,001 -0,905 0,001 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001
1F 100 0 4,074 -116,346 4,075 63,653 -1,105 0,000 -0,905 0,000 -1,106 0,000 -0,905 0,000
1F 100 50 0,806 -62,254 0,806 117,669 -1,105 -0,001 -0,905 -0,001 -1,105 0,001 -0,905 0,001
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
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HOJA
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Tipo %
Rf Extremo Reque Extremo Eten Reque IL/IR Eten IL/IR
(Ω) Mag Ang Mag Ang Error Req>, Ete< Error Req<, Ete> Error Req>, Ete< Error Req<, Ete>
(kA) (°) (kA) (°) Re Im Re Im Re Im Re Im
1F 100 100 0,196 -81,860 0,197 97,875 -1,100 -0,005 -0,900 -0,004 -1,111 0,005 -0,909 0,004
Figura 24: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas – escenario de
máximos niveles de cortocircuito - modo normal
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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HOJA
44/79
Figura 25: Verificación operación protección 87L - línea Reque – Eten 220 kV - fallas externas - escenario de
máximos niveles de cortocircuito - modo de seguridad extendido
8.1.1.2 Función de sobrecorriente direccional residual (67N)
De acuerdo con el criterio definido en el numeral 7.1.2.2, se recomienda ajustar solo una etapa de tiempo definido con un
arranque de 120 Aprim, temporizada en 250 ms, ya que no se observó una diferencia considerable entre los aportes de
corriente que se presentan en la línea ante fallas bifásicas a tierra al 99% - 50% - 1% de la línea, que permitan recomendar
una etapa de tiempo inverso de acuerdo al criterio.
También, esta función (67N) actúa como respaldo ante una falla bifásica a tierra en bornes del lado de alta tensión del
transformador GSU, ante la operación en 120 ms de la característica de sobrecorriente fases del relé instalado en el lado de
alta tensión del transformador por el aporte de la componente de fases (Ikss = 4185 A).
Los ajustes propuestos fueron verificados ante fallas en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito. En la Tabla 15, se
muestran los ajustes de estos relés.
Tabla 15: Ajustes función 67N – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Reque
PARÁMETRO AJUSTE (APrim)
AJUSTE (ASec)
Modo de operación Adelante Adelante
Arranque 120 0,19
Retardo 0,25 s 0,25 s
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8.1.1.3 Función cierre en falla (SOTF)
Considerando el criterio descrito en el numeral 7.1.2.4 y ante el escenario de mínimas corrientes de cortocircuito, el ajuste
recomendado será.
Tabla 16: Ajustes función SOTF - Reque – Eten 220 kV, extremo Reque
ARRANQUE AJUSTE (APrim)
AJUSTE (ASec)
CRITERIO DE AJUSTE (VER SECCIÓN 7.1.2.4)
SOTF 1627 2,6
IFalla-barra - Reque = 5550 A
IAporte-circuito a ajustar=2296 A
IAjuste=0,5×(5550-2296)=1627 A
8.1.2 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Eten
La línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, S/E Eten 220 kV, dispone de dos sistemas de protección, compuestos por dos relés
diferenciales de línea (SEL 411L). A continuación se presentan los ajustes recomendados para cada una de las funciones de
protección.
8.1.2.1 Función diferencial de línea (87L)
En la Tabla 17, se presentan los ajustes básicos de la función diferencial de línea, según los criterios expuestos en el numeral
7.1.2.1.
Tabla 17: Ajustes función 87L – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Eten
Parámetros AJUSTE CRITERIO DE AJUSTE
(VER SECCIÓN 7.1.2.1)
CTRW 625 Relación de transformación entrada W
CTRX 200 Relación de transformación entrada X
87LTAPW 1,60 Tap del CT para el terminal de corriente W (Relé SE Reque)
87LTAPX 1,60 Tap del CT para el terminal de corriente X (Relé SE Reque)
87LTAPW 5,00 Tap del CT para el terminal de corriente W (Relé SE Eten)
87LTAPX 5,00 Tap del CT para el terminal de corriente X (Relé SE Eten)
87LPP 0,2
Umbral de arranque del elemento diferencial de fases en el modo
normal de seguridad (p.u.). Se ajusta al 20% de la corriente
nominal del TC de mayor relación de los dos extremos. La
corriente base es la máxima entre las corrientes primarias de los
TCs de los extremos local y remoto, para este caso 1000 A.
87LPR 2,6 Radio del elemento diferencial de fases en el modo normal de
seguridad.
87LPA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de fases en el modo
normal de seguridad (grados). Según recomendación del
fabricante, este ajuste se recomienda en 195.
87LPPS 0,24 Umbral de arranque del elemento diferencial de fases en el modo
extendido de seguridad (p.u.) Este valor se calcula
automáticamente, 1,2*87LPP.
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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A CÓDIGO REP
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HOJA
46/79
Parámetros AJUSTE CRITERIO DE AJUSTE
(VER SECCIÓN 7.1.2.1)
87LPRS 3,12 Radio del elemento diferencial de fases en el modo extendido de
seguridad. Este valor se calcula automáticamente, 1,2*87LPR.
87LPAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de fases en el modo
extendido de seguridad (grados). Este valor se calcula
automáticamente, 1,2*87LPA.
87LQP 0,1
Umbral de arranque del elemento diferencial de secuencia
negativa en el modo normal de seguridad (p.u.). Se habilita el
elemento diferencial de secuencia negativa con el mínimo valor
de ajuste, 100 Apri. Equivale al 10% de la corriente nominal del
TC de mayor relación de los dos extremos. La corriente base es la
máxima entre las corrientes primarias de los TCs de los extremos
local y remoto, para este caso 1000 A
87LQR 2,6 Radio del elemento diferencial de secuencia negativa en el modo
normal de seguridad.
87LQA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de secuencia
negativa en el modo normal de seguridad (grados)
87LQPS 0,12 Umbral de arranque del elemento diferencial de secuencia
negativa en el modo extendido de seguridad (p.u.) Este valor se
calcula automáticamente, 1,2*87LQP.
87LQRS 3,2 Radio del elemento diferencial de secuencia negativa en el modo
extendido de seguridad. Este valor se calcula automáticamente,
1,2*87LQR.
87LQAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de secuencia
negativa en el modo extendido de seguridad (grados). Este valor
se calcula automáticamente, 1,2*87LQA.
87LGP 0,1
Umbral de arranque del elemento diferencial de tierra en el modo
normal de seguridad (p.u.). Se habilita el elemento diferencial de
tierra con el mínimo valor de ajuste, 100 Apri. Equivale al 10% de
la corriente nominal del TC de mayor relación de los dos
extremos. La corriente base es la máxima entre las corrientes
primarias de los TCs de los extremos local y remoto, para este
caso 1000 A
87LGR 2,6 Radio del elemento diferencial de tierra en el modo normal de
seguridad
87LGA 195 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de tierra en el modo
normal de seguridad (grados)
87LGPS 0,12 Umbral de arranque del elemento diferencial de tierra en el modo
extendido de seguridad (p.u.) Este valor se calcula
automáticamente, 1,2*87LGP.
87LGRS 3,2 Radio del elemento diferencial de tierra en el modo extendido de
seguridad. Este valor se calcula automáticamente, 1,2*87LGR.
87LGAS 234 Ángulo de bloqueo del elemento diferencial de tierra en el modo
extendido de seguridad (grados). Este valor se calcula
automáticamente, 1,2*87LGA.
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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REV.
A CÓDIGO REP
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HOJA
47/79
Verificación de los ajustes de la función diferencial
Ver numeral 8.1.1.1.
8.1.2.2 Función de sobrecorriente direccional residual (67N)
De acuerdo con el criterio definido en el numeral 7.1.2.2, se recomiendan los ajustes mostrados a continuación:
El arranque se ajustará en 120 Aprim y tendrá un dial calculado de 0,51, éste ocasiona que el relé opere en 1,014 s para una
corriente residual de 4177,6 A, ante falla bifásica a tierra al 99% de la línea Reque – Eten desde la S/E Eten 220 kV. Se
recomienda no habilitar la etapa de tiempo definido, ya que no se observa una diferencia considerable entre los aportes de
corriente que se presentan en la línea ante fallas bifásicas a tierra al 99% - 50% - 1% de la línea. Los ajustes propuestos fueron
verificados ante fallas en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito. En la Tabla 18, se muestran los ajustes de estos
relés.
Tabla 18: Ajustes función 67N – línea Reque – Eten 220 kV, extremo Eten
PARÁMETRO AJUSTE (APrim)
AJUSTE (ASec)
Modo de operación Adelante Adelante
Arranque 120 0,6
Dial 0,51 0,51
Curva IEC Normal
Inversa
IEC Normal
Inversa
8.1.2.3 Función cierre en falla (SOTF)
Considerando el criterio descrito en el numeral 7.1.2.4 y ante el escenario de mínimas corrientes de cortocircuito, el ajuste
recomendado será.
Tabla 19: Ajustes función SOTF - Reque – Eten 220 kV, extremo Eten
ARRANQUE AJUSTE (APrim)
AJUSTE (ASec)
CRITERIO DE AJUSTE (VER SECCIÓN 7.1.2.4)
SOTF 1166 5,83
IFalla-barra –Eten = 5490 A
IAporte-circuito a ajustar=3159 A
IAjuste=0,5×(5490-3159)=1166 A
8.1.2.4 Función falla interruptor (50BF)
La lógica del relé SEL 411L para la función 50BF se basa en las órdenes de disparo enviadas por las protecciones de la celda
al interruptor. Cuando una de las protecciones de la celda emite una orden de disparo al interruptor, ésta se repite a la
protección de falla interruptor, con lo cual arranca un temporizador en la misma (t1). Dicho temporizador cuenta en tanto
continúe circulando corriente por los contactos principales del interruptor, es decir, mientras haya un comando de disparo
activo y exista circulación de corriente por el relé 50BF. En condiciones normales, el interruptor se abrirá para interrumpir la
corriente de falla, con lo cual se detendrá el temporizador t1 de la función 50BF. En caso de que el comando de disparo no
sea ejecutado por el interruptor (condición de falla interruptor), el temporizador llega hasta el límite de tiempo ajustado, tras
lo cual la protección de falla interruptor emite orden de re-disparo sobre este mismo interruptor (etapa 1). En caso contrario,
finalmente se enviará orden de disparo a todos los interruptores adyacentes y al interruptor propio (etapa 2), interrumpiendo
de esta forma la corriente de falla.
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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HOJA
48/79
Nota: Las ordenes de disparo por etapa 1 y etapa 2 de la función de falla interruptor deberán ser efectuadas simultáneamente
sobre las dos bobinas de apertura de los interruptores.
Los disparos por etapas 1 y 2 del 50BF se efectúan definitivos trifásicos sobre ambas bobinas de los interruptores respectivos.
Para calcular el ajuste del relé de falla interruptor para las líneas de transmisión, se simulan fallas 1ϕ, 2ϕ y 3ϕ en el extremo
remoto con una resistencia de falla de 50 Ω para determinar la mínima corriente de falla vista por el relé en la subestación
local. Se toma el 60% del menor valor obtenido, el ajuste obtenido anteriormente debe estar por encima de la corriente
nominal de la línea (se propone el umbral de 110% de la corriente nominal de la línea). En la Tabla 20 se muestra el ajuste del
arranque de la función falla interruptor.
Tabla 20: Ajuste arranque falla interruptor subestación Eten 220 kV
Campo Tipo de Falla [A] 60% Tipo de Falla [A]
Corriente Nominal [A] I AJUSTE (Ver *)
3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ 3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ I [Aprim] I [Asec]
Línea Reque 2L2-6 1411 1429 1449 1520 846,6 857,4 869,4 912,0 729 846,6 4,23
* Ajuste siguiendo los lineamientos del COES en los numerales 2.9.1 y 4.5.3
8.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIA
8.2.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50)
De acuerdo con el criterio definido en el numeral 7.2.2.1, se recomiendan los ajustes mostrados a continuación:
Los ajustes propuestos fueron verificados ante fallas en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito. En la Tabla 21, se
muestran los ajustes de estos relés.
Tabla 21: Ajustes función 51/50 – Transformador Eten 220/18 kV, nivel 220 kV
PARÁMETRO AJUSTE (APrim)
AJUSTE (ASec)
CRITERIO DE AJUSTE
(VER SECCIÓN 7.2.2.1)
Modo de operación No direccional No direccional NA
Arranque 904,08 4,52 IArranque = 1,3 × Inominal del
transformador
Dial 0,11 0,11 Coordinación selectiva
protecciones adyacentes
Curva IEC Normal
Inversa
IEC Normal
Inversa
Coordinación selectiva
protecciones adyacentes
Arranque (Ie>) 3501 17,51 IArranque = 1,5 × Icc3F aporte
Retardo 0,12 s 0,12 s
Este elemento permitirá
despejes rápidos ante fallas
en bornes primarios del
transformador
8.2.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (51N/50N)
De acuerdo con el criterio definido en el numeral 7.2.2.2, se recomiendan los ajustes mostrados a continuación:
Los ajustes propuestos fueron verificados ante fallas en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito. En la Tabla 22, se
muestran los ajustes de estos relés.
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
49/79
Tabla 22: Ajustes función 51N – Transformador Eten 220/18 kV, nivel 220 kV
PARÁMETRO AJUSTE (APrim)
AJUSTE (ASec)
CRITERIO DE AJUSTE
(VER SECCIÓN 7.2.2.2)
Modo de operación No direccional No direccional NA
Arranque 120 0,30 IArranque = 120 Aprim
Dial 0,42 0,42 Coordinación selectiva
protecciones adyacentes
Curva IEC Normal
Inversa
IEC Normal
Inversa
Coordinación selectiva
protecciones adyacentes
Arranque (Ie>) 3160 7,9
IArranque = corriente residual
de aporte ante una falla
bifásica a tierra franca al
50% de la línea Reque –
Chiclayo 220 kV vista por el
relé de la protección del
transformador.
Retardo 0,5 s 0,5 s
Este elemento permitirá
garantizar la selectividad
con los sobrecorrientes
direccionales ubicados en
las líneas asociadas a la
subestación Reque 220 kV.
8.3. PROTECCIÓN DE ACOPLE
8.3.1 Función de sobrecorriente de fases de tiempo inverso y tiempo definido (51/50)
Protección de sobrecorriente de fases tiempo inverso (51)
Se recomienda ajustar el arranque de esta función al 120% de la capacidad nominal del transformador de corriente, por tanto:
Ipick-up=1,2 x 625 A = 750 A
El tipo de curva seleccionada es Normal Inverse IEC. El dial se calculó (0,25) para que ante falla trifásica al 99% de la línea
Reque - Guadalupe 1 y 2 desde Reque, esta característica opere en 1,3 s, para una corriente de fase de 2768,27 A. Este
tiempo de operación permite coordinar con las funciones 67N y 21 del relé multifuncional de línea, además de la función
87B.
Protección de sobrecorriente de fases de tiempo definido (50)
El arranque de esta característica se calculó como el 90% del aporte de corriente por el acople ante falla trifásica al 1% de la
línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (desde Reque) en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito, por lo tanto:
Ipick-up=0,9 x 4697 A = 4227 A
Este arranque solo permitirá despejar fallas trifásicas francas al 1% de las líneas Reque – Guadalupe 1 y 2 convergentes a la
subestación, ya que el aporte que se presenta en estas líneas es considerablemente mayor a la corriente vista por las
protecciones de las líneas Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV y Reque – Eten 220 kV.
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
50/79
El tiempo de operación se recomienda ajustar en 30 ciclos (0,5 s).
8.3.2 Función de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y definido y tierra (51N/50N)
Protección de sobrecorriente de tierra tiempo inverso (51N)
Se recomienda ajustar el arranque de esta función al 40% de la corriente nominal del transformador de corriente, por tanto:
Ipick-up=0,4 x 625 A = 250 A
El tipo de curva seleccionada es Normal Inverse IEC. El dial se calculó (0,36) para que ante falla a tierra al 99% de la línea
Reque - Guadalupe 1 y 2 desde Reque, esta característica opere en 1,3 s para una corriente residual de 1608,77 A. Este
tiempo de operación permite coordinar con las funciones 67N y 21 del relé multifuncional de línea, además de la función
87B.
Protección de sobrecorriente de tierra de tiempo definido (50N)
El arranque de esta característica se calculó como el 90% del aporte de corriente por el acople ante falla bifásica a tierra al 1%
de la línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (desde Reque) en el escenario de máximas corrientes de cortocircuito, por lo tanto:
Ipick-up=0,9 x 4940 A = 4446 A
Este arranque solo permitirá despejar fallas a tierra francas al 1% de las líneas Reque – Guadalupe 1 y 2 convergentes a la
subestación, ya que el aporte que se presenta en estas líneas es considerablemente mayor a la corriente vista por las
protecciones de las líneas Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV y Reque – Eten 220 kV.
El tiempo de operación se recomienda ajustar en 30 ciclos (0,5 s).
NOTA: Los ajustes de la función de sobrecorriente direccional de tierra 67N y 67NCD indicados para la protección de la línea
Reque – Eten 220 kV extremo Reque, deberán programarse como un grupo de ajustes adicional en la protección del acople.
8.4. PROTECCIÓN DE SUBESTACIONES
8.4.1 Función diferencial de barras (87B)
De acuerdo con los criterios definidos en el numeral 7.4.2.1, los ajustes recomendados, se muestran en la Tabla 23.
Tabla 23: Ajustes esenciales función diferencial de barras (87B) unidad centralizada relé MiCOM P741
Parámetro Rango Ajuste Comentario
DIFF BUSBAR PROT (Phase differential)
CZ Parameters
Phase slope kCZ 0 – 90 % 65 % Ajuste de ángulo de pendiente del elemento diferencial afectado por la
zona de verificación.
IDCZ>2 Current 50 A – 30 kA 552 A Determina la mínima corriente diferencial operativa para el elemento
diferencial afectado por la zona de verificación.
Zone Parameters
Phase slope k2 20 – 90 % 65% Ajuste de ángulo de pendiente del elemento diferencial afectado por
todas las zonas de discriminación.
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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REV.
A CÓDIGO REP
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HOJA
51/79
Parámetro Rango Ajuste Comentario
ID>2 Current 50 A – 30 kA 552 A Determina la mínima corriente diferencial operativa para el elemento
diferencial afectado por todas las zonas de discriminación.
Common
ID>1 Current 10 – 500 A 80 A Ajuste para la característica de monitoreo de falla en el circuito de
fases para el mínimo arranque.
Phase slope k1 0 – 50 % 10 % Ajuste del ángulo de pendiente para la característica de monitoreo de
falla en el circuito de fases.
ID>1 Alarm Timer 0,0 – 600,0 s 5,0 Ajuste para el retardo de tiempo operativo de monitoreo de falla en el
circuito de fases.
DIFF BUSBAR PROT (Sensitive Earth fault)
Diff Earth Fault Enabled - Disabled Disabled
Habilita la función de protección diferencial de tierra. Cuando se
activa, las siguientes funciones son accesibles. Esta función no se
habilita ya que la función de fases detecta fallas monofásicas hasta de
100 Ohm.
IBiasPh>Cur. 50 A – 30 kA 2000 A Determina la característica de bloqueo del elemento de falla a tierra.
CZ Parameters
Earth Slope kNCZ 0 – 90 % 60 % Ajuste de ángulo de pendiente del elemento diferencial de tierra
afectado por la zona de verificación.
IDNCZ>2 Current 10 A – 30 kA 1250 A Determina la mínima corriente diferencial operativa para el elemento
diferencial de tierra afectado por la zona de verificación.
Zone Parameters
Phase slope kN2 20 – 90 % 85% Ajuste de ángulo de pendiente del elemento diferencial de tierra
afectado por todas las zonas de discriminación.
IDN>2 Current 50 A – 30 kA 1000 A Determina la mínima corriente diferencial operativa para el elemento
diferencial de tierra afectado por todas las zonas de discriminación.
Common
IDN>1 Current 10 – 500 A 100 A Ajuste para la característica de monitoreo de falla en el circuito de
neutro para el mínimo arranque.
Earth slope kN1 0 – 50 % 25 % Ajuste del ángulo de pendiente para para la característica de
monitoreo de falla en el circuito de neutro.
IDN>1 Alarm Timer 0,0 – 600,0 s 5,0 Ajuste para el retardo de tiempo operativo de monitoreo de falla en el
circuito de neutro.
Verificación de los ajustes de la función diferencial de barras
A continuación se procede a verificar los ajustes definidos para la función diferencial de barras de la subestación Reque
220 kV a partir de los resultados de las simulaciones de fallas internas y externas a las líneas y el posterior procesamiento de
los resultados obtenidos según las características de operación del relé.
Tabla 24: Simulaciones protección diferencial de barras, relé MiCOM P741, fallas internas, demanda mínima
Tipo
de
falla
Rf
(Ω)
REQUE - GUADALUPE 1 REQUE - GUADALUPE 2 REQUE - CHICLAYO 1 REQUE - CHICLAYO 2 REQUE - ETEN Error Error
GUA<, CHI<, ETE< GUA>, CHI>, ETE>
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Idiff
(kA)
Ibias
(kA)
Idiff
(kA)
Ibias
(kA)
1F 0 0,855 67,884 0,855 67,884 0,903 67,835 0,903 67,835 2,843 76,782 6,023 6,041 6,657 6,677
10 0,677 89,996 0,677 89,996 0,695 91,253 0,695 91,253 2,641 101,648 5,092 5,116 5,628 5,654
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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HOJA
52/79
Tipo
de
falla
Rf
(Ω)
REQUE - GUADALUPE 1 REQUE - GUADALUPE 2 REQUE - CHICLAYO 1 REQUE - CHICLAYO 2 REQUE - ETEN Error Error
GUA<, CHI<, ETE< GUA>, CHI>, ETE>
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Idiff
(kA)
Ibias
(kA)
Idiff
(kA)
Ibias
(kA)
25 0,424 107,46 0,424 107,46 0,411 110,913 0,411 110,913 2,081 123,614 3,535 3,563 3,907 3,939
50 0,215 113,987 0,215 113,987 0,179 121,571 0,179 121,571 1,519 139,352 2,154 2,192 2,381 2,422
100 0,082 94,606 0,082 94,606 0,028 87,072 0,028 87,072 1,095 150,264 1,166 1,249 1,288 1,381
3F
0 0,887 66,108 0,887 66,108 0,751 67,14 0,751 67,14 2,296 77,601 5,270 5,293 5,824 5,851
10 0,732 86,171 0,732 86,171 0,594 88,097 0,594 88,097 2,218 99,932 4,597 4,627 5,081 5,114
25 0,489 103,895 0,489 103,895 0,365 107,18 0,365 107,18 1,851 121,282 3,348 3,381 3,700 3,737
50 0,263 113,197 0,263 113,197 0,16 118,229 0,16 118,229 1,41 137,701 2,104 2,143 2,325 2,369
100 0,105 103,09 0,105 103,09 0,024 70,675 0,024 70,675 1,046 149,375 1,156 1,239 1,278 1,369
Tabla 25: Simulaciones protección diferencial de barras, relé MiCOM P741, fallas externas, demanda máxima
Ubicación
Tipo
de
falla
Rf
(Ω)
REQUE - GUADALUPE 1 REQUE - GUADALUPE 2 REQUE - CHICLAYO 1 REQUE - CHICLAYO 2 REQUE - ETEN
Error Error
GUA<, CHI<, ETE< GUA>, CHI>, ETE>
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Idiff
(kA)
Ibias
(kA)
Idiff
(kA)
Ibias
(kA)
REQ - GDP 1 1% 1F
0 6,218 -113,353 0,846 64,586 1,261 63,396 1,261 63,396 2,86 70,125 0,000 11,824 0,000 13,068
10 5,081 -86,789 0,654 88,285 0,931 89,639 0,931 89,639 2,578 97,039 0,001 9,666 0,001 10,684
25 3,405 -65,401 0,402 104,876 0,525 110,551 0,525 110,551 1,966 118,744 0,001 6,482 0,001 7,164
50 2,061 -51,066 0,212 109,65 0,221 124,099 0,221 124,099 1,424 133,257 0,000 3,932 0,001 4,346
100 1,143 -41,021 0,096 94,101 0,021 132,142 0,021 132,142 1,037 142,999 0,001 2,202 0,001 2,434
REQ - GDP 2 1% 1F
0 0,846 64,586 6,218 -113,353 1,261 63,396 1,261 63,396 2,86 70,125 0,000 11,824 0,000 13,068
10 0,654 88,285 5,081 -86,789 0,931 89,639 0,931 89,639 2,578 97,039 0,001 9,666 0,001 10,684
25 0,402 104,876 3,405 -65,401 0,525 110,551 0,525 110,551 1,966 118,744 0,001 6,482 0,001 7,164
50 0,212 109,65 2,061 -51,066 0,221 124,099 0,221 124,099 1,424 133,257 0,000 3,932 0,001 4,346
100 0,096 94,101 1,143 -41,021 0,021 132,142 0,021 132,142 1,037 142,999 0,001 2,202 0,001 2,434
REQ - CHIC 1 1% 1F
0 0,883 64,709 0,883 64,709 5,931 -113,06 1,256 63,392 2,916 69,821 0,000 11,276 0,000 12,462
10 0,68 88,868 0,68 88,868 4,887 -86,497 0,922 90,025 2,617 97,137 0,001 9,297 0,001 10,275
25 0,417 105,668 0,417 105,668 3,314 -65,604 0,515 111,019 1,983 118,932 0,001 6,314 0,001 6,978
50 0,219 110,67 0,219 110,67 2,055 -52,268 0,214 124,516 1,43 133,377 0,000 3,930 0,000 4,344
100 0,099 95,905 0,099 95,905 1,198 -44,024 0,016 133,231 1,039 143,047 0,001 2,328 0,001 2,574
REQ - CHIC 2 1% 1F
0 0,883 64,709 0,883 64,709 1,256 63,392 5,931 -113,06 2,916 69,821 0,000 11,276 0,000 12,462
10 0,68 88,868 0,68 88,868 0,922 90,025 4,887 -86,497 2,617 97,137 0,001 9,297 0,001 10,275
25 0,417 105,668 0,417 105,668 0,515 111,019 3,314 -65,604 1,983 118,932 0,001 6,314 0,001 6,978
50 0,219 110,67 0,219 110,67 0,214 124,516 2,055 -52,268 1,43 133,377 0,000 3,930 0,000 4,344
100 0,099 95,905 0,099 95,905 0,016 133,231 1,198 -44,024 1,039 143,047 0,001 2,328 0,001 2,574
REQ - ETE 1% 1F
0 0,886 64,714 0,886 64,714 1,292 63,496 1,292 63,496 4,356 -116,008 0,000 8,276 0,000 9,148
10 0,682 88,937 0,682 88,937 0,95 90,204 0,95 90,204 3,263 -90,326 0,001 6,201 0,001 6,853
25 0,417 105,756 0,417 105,756 0,533 111,236 0,533 111,236 1,898 -71,172 0,000 3,608 0,000 3,988
50 0,22 110,757 0,22 110,757 0,224 124,789 0,224 124,789 0,88 -62,159 0,001 1,680 0,001 1,856
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
53/79
Ubicación
Tipo
de
falla
Rf
(Ω)
REQUE - GUADALUPE 1 REQUE - GUADALUPE 2 REQUE - CHICLAYO 1 REQUE - CHICLAYO 2 REQUE - ETEN
Error Error
GUA<, CHI<, ETE< GUA>, CHI>, ETE>
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Mag
(kA)
Ang
(°)
Idiff
(kA)
Ibias
(kA)
Idiff
(kA)
Ibias
(kA)
100 0,099 95,998 0,099 95,998 0,022 134,498 0,022 134,498 0,233 -77,338 0,001 0,451 0,001 0,499
REQ - GDP 1 1% 3F
0 5,592 -113,152 0,896 63,349 1,214 64,544 1,214 64,544 2,275 70,687 0,002 10,631 0,002 11,751
10 4,671 -88,293 0,711 85,685 0,921 89,208 0,921 89,208 2,129 95,882 0,000 8,885 0,000 9,821
25 3,228 -67,146 0,455 102,669 0,541 110,116 0,541 110,116 1,704 117,305 0,001 6,146 0,001 6,792
50 1,992 -52,288 0,247 109,413 0,239 124,818 0,239 124,818 1,283 132,261 0,001 3,800 0,001 4,200
100 1,117 -41,682 0,112 98,676 0,033 140,306 0,033 140,306 0,966 142,431 0,001 2,148 0,001 2,374
REQ - GDP 2 1% 3F
0 0,896 63,349 5,592 -113,152 1,214 64,544 1,214 64,544 2,275 70,687 0,002 10,631 0,002 11,751
10 0,711 85,685 4,671 -88,293 0,921 89,208 0,921 89,208 2,129 95,882 0,000 8,885 0,000 9,821
25 0,455 102,669 3,228 -67,146 0,541 110,116 0,541 110,116 1,704 117,305 0,001 6,146 0,001 6,792
50 0,247 109,413 1,992 -52,288 0,239 124,818 0,239 124,818 1,283 132,261 0,001 3,800 0,001 4,200
100 0,112 98,676 1,117 -41,682 0,033 140,306 0,033 140,306 0,966 142,431 0,001 2,148 0,001 2,374
REQ - CHIC 1 1% 3F
0 0,93 63,489 0,93 63,489 5,352 -113,231 1,2 64,628 2,301 70,536 0,000 10,177 0,000 11,249
10 0,737 86,09 0,737 86,09 4,514 -88,552 0,906 89,5 2,148 95,945 0,000 8,590 0,000 9,494
25 0,471 103,226 0,471 103,226 3,163 -67,928 0,528 110,462 1,712 117,419 0,000 6,028 0,000 6,662
50 0,256 110,178 0,256 110,178 2,001 -54,024 0,23 125,167 1,287 132,335 0,001 3,829 0,001 4,232
100 0,116 100,168 0,116 100,168 1,178 -45,156 0,028 142,293 0,967 142,461 0,001 2,285 0,001 2,525
REQ - CHIC 2 1% 3F
0 0,93 63,489 0,93 63,489 1,2 64,628 5,352 -113,23 2,301 70,536 0,000 10,177 0,000 11,249
10 0,737 86,09 0,737 86,09 0,906 89,5 4,514 -88,552 2,148 95,945 0,000 8,590 0,000 9,494
25 0,471 103,226 0,471 103,226 0,528 110,462 3,163 -67,928 1,712 117,419 0,000 6,028 0,000 6,662
50 0,256 110,178 0,256 110,178 0,23 125,167 2,001 -54,024 1,287 132,335 0,001 3,829 0,001 4,232
100 0,116 100,168 0,116 100,168 0,028 142,293 1,178 -45,156 0,967 142,461 0,001 2,285 0,001 2,525
REQ - ETE 1% 3F
0 0,932 63,5 0,932 63,5 1,233 64,68 1,233 64,68 4,33 -115,828 0,000 8,227 0,000 9,093
10 0,738 86,14 0,738 86,14 0,933 89,591 0,933 89,591 3,341 -91,934 0,000 6,349 0,001 7,017
25 0,471 103,29 0,471 103,29 0,546 110,567 0,546 110,567 2,031 -72,802 0,001 3,862 0,001 4,268
50 0,256 110,243 0,256 110,243 0,241 125,263 0,241 125,263 0,985 -62,476 0,000 1,880 0,001 2,078
100 0,116 100,239 0,116 100,239 0,034 141,227 0,034 141,227 0,287 -70,803 0,000 0,558 0,000 0,616
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
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Figura 26: Verificación de operación protección diferencial de barras ante fallas internas
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55/79
Figura 27: Verificación de operación protección diferencial de barras ante fallas externas
8.4.2 Zona muerta campo de acople 220 kV
Para calcular el ajuste, se simulan fallas 1ϕ, 2ϕ y 3ϕ en la barra de Reque con una resistencia de falla de 5 Ω en el escenario
de mínimos niveles de cortocircuito para determinar la mínima corriente de falla en la subestación. Se toma el 60% del menor
valor obtenido, el ajuste obtenido anteriormente debe estar por encima del umbral de fases y tierra. En la Tabla 26 se muestra
el ajuste de la zona muerta del campo de acople.
Tabla 26: Ajuste zona muerta de acople subestación Reque 220 kV
Elemento
Tipo de Falla [A] 60% Tipo de Falla [A] Corriente Nominal
[A]
UMBRAL EN FASES UMBRAL EN TIERRA
3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ 3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ Criterio Ajuste
[A] Criterio
Ajuste
[A]
Barra Reque
220 kV 5260 4682 5613 5939 3156,0 2809,2 3367,8 3563,4 625 120 % In CT 750 40 % In CT 250
8.4.3 Función falla interruptor (50BF)
La lógica del relé MiCOM P741 para la función 50BF se basa en las órdenes de disparo enviadas por las protecciones de la
celda al interruptor. Cuando una de las protecciones de la celda emite una orden de disparo al interruptor, ésta se repite a la
protección de falla interruptor, con lo cual arranca un temporizador en la misma (t1). Dicho temporizador cuenta en tanto
continúe circulando corriente por los contactos principales del interruptor, es decir, mientras haya un comando de disparo
activo y exista circulación de corriente por el relé 50BF. En condiciones normales, el interruptor se abrirá para interrumpir la
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corriente de falla, con lo cual se detendrá el temporizador t1 de la función 50BF. En caso de que el comando de disparo no
sea ejecutado por el interruptor (condición de falla interruptor), el temporizador llega hasta el límite de tiempo ajustado, tras
lo cual la protección de falla interruptor emite orden de re-disparo sobre este mismo interruptor (etapa 1). En caso contrario,
finalmente se enviará orden de disparo a todos los interruptores adyacentes y al interruptor propio (etapa 2), interrumpiendo
de esta forma la corriente de falla.
Nota: Las ordenes de disparo por etapa 1 y etapa 2 de la función de falla interruptor deberán ser efectuadas simultáneamente
sobre las dos bobinas de apertura de los interruptores.
Los disparos por etapas 1 y 2 del 50BF se efectúan definitivos trifásicos sobre ambas bobinas de los interruptores respectivos.
Para calcular el ajuste del relé de falla interruptor para las líneas de transmisión, se simulan fallas 1ϕ, 2ϕ y 3ϕ en el extremo
remoto con una resistencia de falla de 50 Ω para determinar la mínima corriente de falla vista por el relé en la subestación
local. Se toma el 60% del menor valor obtenido, el ajuste obtenido anteriormente debe estar por encima de la corriente
nominal de la línea (se propone el umbral de 110% de la corriente nominal de la línea). En la Tabla 27 se muestra el ajuste del
arranque de la función falla interruptor.
Tabla 27: Ajuste arranque falla interruptor subestación Reque 220 kV
Campo Tipo de Falla [A] 60% Tipo de Falla [A] Corriente
Nominal [A]
I AJUSTE (Ver *) I AJUSTE (Ver **)
3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ 3Փ 2Փ 2Փ-T 1Փ I [Aprim] I [I/Ino] I [Aprim] I [I/Ino]
Línea Guadalupe 1
L-2236 625 713 566 557 375 427,8 339,6 334,2 400 440 0,70 334,2 0,53
Línea Guadalupe 2
L-2237 625 713 566 557 375 427,8 339,6 334,2 400 440 0,70 334,2 0,53
Línea Chiclayo
Oeste 1 L-2296 907 1080 841 860 544,2 648 504,6 516 400 504,6 0,81 504,6 0,81
Línea Chiclayo
Oeste 2 L-2297 907 1080 841 860 544,2 648 504,6 516 400 504,6 0,81 504,6 0,81
Línea Eten 2L2-6 811 1177 732 716 486,6 706,2 439,2 429,6 729 801,9 1,28 429,6 0,69
Acople de Barras N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 625 687,5 1,10 687,5 1,10
* Ajuste siguiendo los lineamientos del COES en los numerales 2.9.1 y 4.5.3.
** Ajuste a la mínima corriente de falla, es posible que ante condiciones normales del sistema, el parámetro de corriente de arranque de la función 50BF
supere el umbral recomendado en los casos donde se observó que la corriente de falla es menor a la corriente nominal de las líneas, es decir este parámetro
se encontrará activo en la lógica de 50BF
8.5. ANÁLISIS DE PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE
A continuación, se muestra el análisis de la protección de sobrecorriente con los ajustes recomendados en el presente estudio.
Se analizó a partir de la tabla de tiempos presentada en el Anexo 4 (escenario de máximos niveles de cortocircuito).
8.5.1 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Reque
8.5.1.1 Función de sobrecorriente direccional residual (67N)
La función direccional de corriente (67N), será el respaldo de la protección diferencial de línea (87L), en caso de pérdida de
canal de comunicaciones o fallas de alta impedancia.
Con los ajustes recomendados en el presente estudio, durante fallas a tierra francas (monofásicas y bifásicas) a lo largo de
toda la línea Reque – Eten 2L2-6 220 kV (desde Reque), se tienen despejes rápidos en el extremo local (Reque 220 kV)
permitiendo una adecuada coordinación con las líneas adyacentes, y además actúa como respaldo de la protección de
sobrecorriente del transformador GSU.
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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A CÓDIGO REP
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HOJA
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8.5.2 Línea Reque – Eten (2L2-6) 220 kV, extremo Eten
8.5.2.1 Función de sobrecorriente direccional residual (67N)
La función direccional de corriente (67N), será el respaldo de la protección diferencial de línea (87L), en caso de pérdida de
canal de comunicaciones o fallas de alta impedancia.
Con los ajustes recomendados en el presente estudio, se tiene una adecuada coordinación con las líneas adyacentes.
9. AJUSTES DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN EXISTENTES
En primer lugar se procederá a presentar los ajustes existentes de las funciones de distancia y de sobrecorriente en el área de
influencia del Proyecto Ampliación 14, Subestación Reque 220 kV, posteriormente se presentará en el Anexo 4 las
verificaciones de los tiempos de operación para dichos ajustes.
9.1. SUBESTACIÓN REQUE 220 KV
9.1.1 Línea Reque – Guadalupe 1 y 2 220 kV
Tabla 28: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (L-2236 y L-2237)
220 kV, extremo Reque
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Reque 220 kV Reque – Guadalupe
1 y 2
PL1-SEL411L
PL2-SEL411L 625/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve 3I0> Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,25 sec Normal
Inverse 1625 A 0,25 sec
9.1.2 Línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV
Tabla 29: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 (L-2296 y L-2297)
220 kV, extremo Reque
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Reque 220 kV Reque – Chiclayo
Oeste 1 y 2
PL1-SEL411L
PL2-SEL411L 625/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,19 sec Normal
Inverse 1443 A 0,25 sec
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
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HOJA
58/79
9.2. SUBESTACIÓN CHICLAYO OESTE 220 KV
9.2.1 Línea Chiclayo Oeste – Reque 1 y 2 220 kV
Tabla 30: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Chiclayo Oeste - Reque 1 y 2 (L-2296 y L-2297)
220 kV, extremo Chiclayo Oeste
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Chiclayo Oeste
220 kV
Chiclayo Oeste –
Reque 1 y 2
PL1-SEL411L
PL2-SEL411L 625/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,42 sec Normal
Inverse 2796 A 0,25 sec
9.2.2 Línea Chiclayo Oeste – La Niña 220 kV
Tabla 31: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea La Niña – Chiclayo Oeste (L-2239) 220 kV, extremo
Chiclayo Oeste
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Chiclayo Oeste
220 kV
Chiclayo Oeste –
La Niña
PL1-SEL421
PL2-SEL421 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,18 sec Normal
Inverse 1314 A 0,25 sec
9.2.3 Línea Chiclayo Oeste – Piura Oeste 220 kV
Tabla 32: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Piura Oeste – Chiclayo Oeste (L-2238) 220 kV,
extremo Chiclayo Oeste
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Chiclayo Oeste
220 kV
Chiclayo Oeste –
Piura Oeste
PL1-7SA612
PL2-7SA522 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,18 sec Normal
Inverse 864 A 0,25 sec
9.2.4 Línea Chiclayo Oeste – Carhuaquero 220 kV
Tabla 33: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Carhuaquero – Chiclayo Oeste (L-2240) 220 kV,
extremo Chiclayo Oeste
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward)
Chiclayo Oeste 220 kV Chiclayo Oeste – Carhuaquero PL1-7SA612
PL2-7SA522 300/1 A
3I0p Pickup 3I0p Time Dial IEC Curve
120 A 0,15 sec Normal Inverse
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
59/79
9.2.5 Transformador T93-261 220 kV
Tabla 34: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T93-261 220 kV
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC FASE DMT TIERRA DMT
Chiclayo Oeste
220 kV
T93-
261
PL1-RET670
400/1 A
I>
Pickup T I> Time Dial
IE>
Pickup T IE> Time Dial
2400 A 0,05 sec 1900 A 0,05 sec
FASE IDMT TIERRA IDMT
Ip
Pickup
T Ip Time
Dial IEC Curve
IEp
Pickup
T IEp Time
Dial IEC Curve
340 A 0,18 sec Normal
Inverse 52 A 0,22 sec
Normal
Inverse
9.2.6 Transformador T16-260 220 kV
Tabla 35: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T16-260 220 kV
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC FASE DMT TIERRA DMT
Chiclayo Oeste
220 kV
T16-
260
PL1-7UT633
200/1 A
I>
Pickup T I> Time Dial
IE>
Pickup T IE> Time Dial
1828 A 0,1 sec 1828 A 0,1 sec
FASE IDMT TIERRA IDMT
Ip
Pickup
T Ip Time
Dial IEC Curve
IEp
Pickup
T IEp Time
Dial IEC Curve
262 A 0,20 sec Normal
Inverse 78 A 0,23 sec
Normal
Inverse
9.2.7 Transformador T14-260 220 kV
Tabla 36: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T14-260 220 kV
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC FASE DMT TIERRA DMT
Chiclayo Oeste
220 kV
T14-
260
PL1-7UT633
200/1 A
I>
Pickup T I> Time Dial
IE>
Pickup T IE> Time Dial
1828 A 0,1 sec 1828 A 0,1 sec
FASE IDMT TIERRA IDMT
Ip
Pickup
T Ip Time
Dial IEC Curve
IEp
Pickup
T IEp Time
Dial IEC Curve
262 A 0,20 sec Normal
Inverse 78 A 0,23 sec
Normal
Inverse
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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A CÓDIGO REP
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HOJA
60/79
9.3. SUBESTACIÓN LA NIÑA 220 KV
Tabla 37: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea La Niña – Chiclayo Oeste (L-2239) 220 kV, extremo
La Niña
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
La Niña
220 kV
La Niña – Chiclayo
Oeste
PL1-7SA612
PL2-7SA612 400/1A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve 3I0> Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,14 sec Very
Inverse 648 A 0,25 sec
9.4. SUBESTACIÓN PIURA OESTE 220 KV
Tabla 38: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Piura Oeste – Chiclayo Oeste (L-2238) 220 kV,
extremo Piura Oeste
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Piura Oeste
220 kV
Piura Oeste –
Chiclayo Oeste
PL1-7SA612
PL2-7SA612 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,11 sec Normal
Inverse 882 A 0,25 sec
9.5. SUBESTACIÓN CARHUAQUERO 220 KV
Tabla 39: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Carhuaquero – Chiclayo Oeste (L-2240) 220 kV,
extremo Carhuaquero
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Carhuaquero
220 kV
Carhuaquero –
Chiclayo Oeste
PL1-REL670
PL2-REL670 300/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
60 A 0,25 sec Normal
Inverse 900 A 0,25 sec
9.6. SUBESTACIÓN TRUJILLO NORTE 220 kV
Línea Trujillo Norte – Guadalupe 1 y 2 220 kV
Tabla 40: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 1 (L-2234) 220 kV,
extremo Trujillo Norte
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time
(Forward)
Tierra 3I0 Definitve
Time (Forward)
Trujillo Norte
220 kV
Trujillo Norte -
Guadalupe 1
PL1-7SA612
PL2-7SA522 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p
Time
Dial
IEC Curve 3I0>
Pickup
T 3I0>
Time Dial
90 A 0,20 sec Normal
Inverse 1302 A 0,25 sec
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
61/79
Tabla 41: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 2 (L-2235) 220 kV,
extremo Trujillo Norte
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time
(Forward)
Tierra 3I0 Definitve
Time (Forward)
Trujillo Norte
220 kV
Trujillo Norte -
Guadalupe 2
PL1-PL2
REL670 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p
Time
Dial
IEC Curve 3I0>
Pickup
T 3I0>
Time Dial
90 A 0,20 sec Normal
Inverse 1296 A 0,25 sec
9.7. SUBESTACIÓN GUADALUPE 220 KV
9.7.1 Línea Guadalupe – Reque 1 y 2 220 kV
Tabla 42: Ajustes actuales función distancia línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo Guadalupe
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC TT AJUSTES
(Ω Prim)
ZONA
1
ZONA
2
ZONA
3
ZONA
1B
ZONA 4
(REVERSA)
ZONA
5
Guadalupe
220 kV
Guadalupe
– Reque 1
PL1-7SA612
PL2-7SA612 600/1 A
220 kV
/ 100 V
X 27,23 37,16 45,76 37,16 6,41 52,76
X(-) - - - - - 52,76
R 54,46 54,46 91,52 54,46 12,81 98,52
RE 54,46 54,46 91,52 54,46 12,81 98,52
α(°) 0 - - - - -
Ko Mag 0,553 0,553 0,553 0,553 0,553 0,553
Ko Ang
(°) -8,96 -8,96 -8,96 -8,96 -8,96 -8,96
T(s) 0 0,4 1 0 1,5 oo
Tabla 43: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo
Guadalupe
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Guadalupe
220 kV
Guadalupe –
Reque 1
PL1-7SA612
PL2-7SA612 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve 3I0> Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,24 sec Normal
Inverse 1590 A 0,25 sec
Tabla 44: Ajustes actuales función de distancia línea Guadalupe – Reque 2 (L-2237) 220 kV, extremo
Guadalupe
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC TT AJUSTES
(Ω Prim)
ZONA
1
ZONA
2
ZONA
3
ZONA 4
(REVERSA)
ZONA 5
(REVERSA)
Guadalupe
220 kV
Guadalupe
– Reque 2
PL1-PL2
REL670 600/1 A
220
kV /
X1PP 27,24 37,18 45,76 6,41 OFF
R1PP 4,84 6,60 8,14 1,13 OFF
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
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SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC TT AJUSTES
(Ω Prim)
ZONA
1
ZONA
2
ZONA
3
ZONA 4
(REVERSA)
ZONA 5
(REVERSA)
100 V RFPP 81,69 91,67 137,28 19,22 OFF
t1PP(s) 0 0,4 1 1,5 OFF
X0PE 70,62 96,36 118,65 4,53 OFF
R0PE 19,8 27,02 33,26 1,27 OFF
RFPE 81,69 91,67 137,28 19,22 OFF
t1PE(s) 0 0,4 1 1,5 OFF
Tabla 45: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 2 (L-2237) 220 kV, extremo
Guadalupe
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve
Time (Forward)
Guadalupe
220 kV
Guadalupe –
Reque 2
PL1-PL2
REL670 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p
Time Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,24 sec Normal
Inverse 1590 A 0,25 sec
9.7.2 Línea Guadalupe – Trujillo Norte 1 y 2 220 kV
Tabla 46: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 1 (L-2234) 220 kV,
extremo Guadalupe
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward)
Guadalupe 220 kV Trujillo Norte - Guadalupe 1 PL1-7SA612
PL2-7SA522 600/1 A
3I0p Pickup 3I0p Time Dial IEC Curve
120 A 0,16 sec Normal Inverse
Tabla 47: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Trujillo Norte – Guadalupe 2 (L-2235) 220 kV,
extremo Guadalupe
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time
(Forward)
Tierra 3I0 Definitve
Time (Forward)
Guadalupe
220 kV
Trujillo Norte -
Guadalupe 2
PL1-PL2
REL670 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p
Time
Dial
IEC Curve 3I0>
Pickup
T 3I0>
Time Dial
90 A 0,14 sec Normal
Inverse 1050 A 0,25 sec
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
60-ETEN-PRB-2256-PE
REV.
A CÓDIGO REP
PE-AM14-ETEN-D066
HOJA
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9.7.3 Transformador T92-261 220 kV
Tabla 48: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T92-261 220 kV
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC FASE DMT TIERRA DMT
Guadalupe
220 kV
T92-
261
PL1-
RET670 300/1 A
I>
Pickup T I> Time Dial
IE>
Pickup T IE> Time Dial
999 A 0,05 sec 999 A 0,05 sec
FASE IDMT TIERRA IDMT
Ip
Pickup
T Ip Time
Dial IEC Curve
IEp
Pickup
T IEp Time
Dial IEC Curve
171 A 0,18 sec Normal
Inverse 54 A 0,16 sec
Normal
Inverse
9.7.4 Transformador T17-261 220 kV
Tabla 49: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T17-261 220 kV
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC FASE DMT TIERRA DMT
Guadalupe
220 kV
T17-
261
PL1-
7UT633 100/1 A
I>
Pickup T I> Time Dial
IE>
Pickup T IE> Time Dial
1016 A 0,1 sec 1016 A 0,1 sec
FASE IDMT TIERRA IDMT
Ip
Pickup
T Ip Time
Dial IEC Curve
IEp
Pickup
T IEp Time
Dial IEC Curve
127 A 0,21 sec Normal
Inverse 39 A 0,26 sec
Normal
Inverse
9.7.5 Transformador T13-261 220 kV
Tabla 50: Ajustes actuales función de sobrecorriente transformador T13-261 220 kV
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC FASE DMT TIERRA DMT
Guadalupe
220 kV
T13-
261
PL1-
RET670 100/1 A
I>
Pickup T I> Time Dial
IE>
Pickup T IE> Time Dial
1016 A 0,1 sec 1016 A 0,1 sec
FASE IDMT TIERRA IDMT
Ip
Pickup
T Ip Time
Dial IEC Curve
IEp
Pickup
T IEp Time
Dial IEC Curve
127 A 0,21 sec Normal
Inverse 39 A 0,26 sec
Normal
Inverse
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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HOJA
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10. VERIFICACIÓN Y AJUSTES RECOMENDADOS DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN
EXISTENTES EN EL ÁREA DE INFLUENCIA
10.1. SUBESTACIÓN REQUE 220 KV
Una vez verificados los ajustes de sobrecorriente de las líneas Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV (extremo Reque) y Reque
– Guadalupe 1 y 2 220 kV (extremo Reque), se observó que ofrecen poca selectividad con la entrada de la línea Reque – Eten
220 kV, por lo tanto se recomienda reajustar las protecciones de sobrecorriente como se muestra en la Tabla 51 y Tabla 52:
Tabla 51: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Reque – Guadalupe 1 y 2 (L-2236 y L-2237)
220 kV, extremo Reque
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Reque 220 kV Reque – Guadalupe
1 y 2
PL1-SEL411L
PL2-SEL411L 625/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve 3I0> Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,25 sec Normal
Inverse 1982 A 0,25 sec
Tabla 52: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 (L-2296 y L-
2297) 220 kV, extremo Reque
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Reque 220 kV Reque – Chiclayo
Oeste 1 y 2
PL1-SEL411L
PL2-SEL411L 625/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,34 sec Normal
Inverse 3239 A 0,25 sec
10.2. SUBESTACIÓN GUADALUPE 220 KV
Una vez verificados los ajustes de sobrecorriente de las líneas Guadalupe – Reque 1 y 2 220 kV (extremo Guadalupe), se
observó que ofrecen poca selectividad con la entrada de la línea Reque – Eten 220 kV, por lo tanto se recomienda reajustar
las protecciones de sobrecorriente como se muestra en la Tabla 53 y Tabla 54:
Tabla 53: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 1 (L-2236) 220 kV, extremo
Guadalupe
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Guadalupe
220 kV
Guadalupe –
Reque 1
PL1-7SA612
PL2-7SA612 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve 3I0> Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,24 sec Normal
Inverse 1783 A 0,25 sec
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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HOJA
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Tabla 54: Ajustes actuales función de sobrecorriente línea Guadalupe – Reque 2 (L-2237) 220 kV, extremo
Guadalupe
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve
Time (Forward)
Guadalupe
220 kV
Guadalupe –
Reque 2
PL1-PL2
REL670 600/1 A
3I0p
Pickup
3I0p
Time Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,24 sec Normal
Inverse 1783 A 0,25 sec
10.3. SUBESTACIÓN CHICLAYO OESTE 220 KV
Una vez verificados los ajustes de sobrecorriente de las líneas Chiclayo Oeste – Reque 1 y 2 220 kV (extremo Chiclayo Oeste),
se observó que ofrecen poca selectividad con la entrada de la línea Reque – Eten 220 kV, por lo tanto se recomienda reajustar
las protecciones de sobrecorriente como se muestra en la Tabla 55:
Tabla 55: Ajustes recomendados función de sobrecorriente línea Chiclayo Oeste - Reque 1 y 2 (L-2296 y L-
2297) 220 kV, extremo Chiclayo Oeste
SUBESTACIÓN BAHÍA PROTECCIÓN TC Tierra 3I0 Inverse Time (Forward) Tierra 3I0 Definitve Time
(Forward)
Chiclayo Oeste
220 kV
Chiclayo Oeste –
Reque 1 y 2
PL1-SEL411L
PL2-SEL411L 625/1 A
3I0p
Pickup
3I0p Time
Dial IEC Curve
3I0>
Pickup
T 3I0> Time
Dial
120 A 0,35 sec Normal
Inverse 2797 A 0,25 sec
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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HOJA
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11. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Con el estudio realizado, se determinaron los ajustes de las funciones de protección para los diferentes dispositivos ubicados
en las bahías de línea y barras de la subestación Reque 220 kV y la bahía de línea Reque en la subestación Eten. Asimismo, se
verificó por medio de simulaciones, su selectividad y seguridad, garantizando una vez sean implementados y debidamente
probados, la operación adecuada del esquema de protecciones, tanto ante fallas en la subestación Reque 220 kV y
Eten 220 kV, como en las subestaciones del área de influencia.
Con los ajustes recomendados para la función de sobrecorriente en el lado de alta tensión del transformador GSU se observó
una adecuada selectividad con las protecciones adyacentes, ya que ante fallas trifásicas y monofásicas francas y de alta
impedancia (hasta 5 ohm) en bornes del lado de alta tensión del transformador se obtuvo un tiempo de operación de 120 ms.
También, se garantiza una adecuada selectividad con las protecciones adyacentes ubicadas en las líneas Reque – Guadalupe
1 y 2 220 kV y Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV, ante fallas trifásicas y monofásicas que se presenten en estas líneas.
Una vez realizados los análisis se obtuvo que los ajustes actuales de la función de protección distancia en la línea Guadalupe
– Reque 1 y 2 220 kV (extremo Guadalupe) son selectivos con la entrada de la línea Reque – Eten 220 kV, ya que ante una
falla en el lado de baja tensión del transformador GSU no se presentó incursión en zona 2 y zona 3, y ante fallas monofásicas
y trifásicas francas en el lado de alta tensión opera la zona 3 (1 s), coordinando con la protección de sobrecorriente del lado
de alta del transformador (120 ms).
Para fallas en las líneas Reque - Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV al 50% de la línea, se garantiza selectividad con las protecciones
adyacentes en caso de que la función principal (87L) y el esquema de teleprotección (67NCD) no operen, hasta fallas de alta
impedancia de RFalla ≤ 6 ohm.
Al realizar las verificaciones para la función de sobrecorriente de tierra (67N), ante fallas monofásicas en la zona de influencia
sistema bajo estudio en las líneas Reque – Guadalupe 1 y 2 220 kV, Reque – Chiclayo Oeste 1 y 2 220 kV y Reque –
Eten 220 kV, se observó la operación secuencial de las protecciones, ya que opera inicialmente el extremo más fuerte en la
etapa de tiempo definido de la función de sobrecorriente (250 ms) y por su parte, el extremo débil, logra detectar esta falla en
la etapa de tiempo inverso (en tiempos similares a las protecciones adyacentes). Posterior a la apertura del interruptor en el
extremo fuerte, se acelera el disparo en el extremo débil operando en 250 ms la etapa de tiempo definido 67N,
garantizándose así una adecuada selectividad entre las protecciones ubicadas en el área de influencia del estudio.
Si se decide hacer modificaciones sobre los ajustes actuales de los dispositivos asociados a las bahías de línea de la
subestación Reque 220 kV y sus extremos remotos, se debe verificar primero que los ajustes en sitio correspondan a los
expuestos en este documento.
Se recomienda la realización de pruebas secundarias de inyección a los relés de protección para verificar su adecuada
operación con los ajustes propuestos en este documento, y además durante estas pruebas se debe verificar la operación de las
funciones diferencial de línea (ANSI 87L) y diferencial de barras (ANSI 87B) ante fallas internas y su estabilidad ante fallas
externas, considerando diferentes tipos de fallas (trifásicas, bifásicas y monofásicas de alta impedancia).
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SUBESTACIÓN REQUE 220 kV
REFERENCIA ALSTOM
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HOJA
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REFERENCIAS
[1] COES SINAC (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional). “Criterios de Ajuste y
Coordinación de los Sistemas de Protección del SEIN”, marzo de 2008.
[2] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-ETEN-D090_50-ETEN-PVD-0090-PC. “Flujo de Cargas”.
[3] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-ETEN-D091_50-ETEN-PVD-0091-PC. “Estudio de Cortocircuito”.
[4] HMV Ingenieros Ltda. Plano No. PE-AM14-ETEN-K005_10-ETEN-ACS-0104-SC. “Diagrama Unifilar”.
[5] HMV Ingenieros Ltda. Planos No. PE-AM14-ETEN-K002_10-ETEN-ACS-0101-SC. Rev. B. “Diagramas de
Principio”.
[6] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-ETEN-D040_10-ETEN-ACS-0061-FC. “Memoria de cálculo
cargabilidad de transformadores de medida”.
[7] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-ETEN-D067_10-ETEN-ACS-0060-FC. “Memoria de cálculo de
conductores y barrajes”.
[8] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-TRU-D066_60-TRU-PRB-2256-PE. “Estudio de Coordinación de
Protecciones”.
[9] HMV Ingenieros Ltda. Documento No. PE-AM14-REQ-D066_60-REQ-PRB-2256-PE. “Estudio de Coordinación de
Protecciones”.
[10] COES, Estudio de Coordinación de las Protecciones del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, ECP 2010.
[11] SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES, INC. SEL 411L. Advanced Line Differential Protection, Automation
and Control System, Instruction Manual.
[12] SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES, INC. Digital Communications for Power System Protection: Security,
Availability and Speed.
[13] ALSTOM, MiCOM P741, P742, P743. Technical Manual. Differential Busbar Protection Relay.
ANEXO 1 Esquema de protección de la línea
subestación Reque 220 kV
ANEXO 2 Esquema de protección de línea
subestación Eten 220 kV
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a VWYZ[\ _]aUXB53'56B3N733B7376B3595973373565N933'76 '7=6$3%R"';8$9'%R73G"G='G3NG9G"bcdAefg hijklmnojpq krcssteuscufsiklsN393$56%Rmftcmlevnwdhettp q 73G"GBG6B@G==G73G"G@3xG353G6BG"73G"G@'G3BG6BG"R*C,-CKJMC,CD).273G"G@'G3BG6BGR*C,-./J(21/DDC2*yK/.C.)73G"G@'G3BG6BGR*C,-CKJMC,CD).2=)z)'/*+-
ANEXO 3 Esquema de protección bahía de acople
subestación Reque 220 kV
ANEXO 4
Tabla de coordinación funciones de
sobrecorriente en 220 kV (Escenario de
máxima corriente de cortocircuito
FC16AS1) * La tabla se realizó con los ajustes recomendados en el documento
** 50N función de sobrecorriente direccional de tierra de tiempo definido
TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Línea Reque - Eten 220 kV Línea Reque - Guadalupe 1 220 kV Línea Reque- Guadalupe 2 220 kV
SUBESTACIÓN Reque Eten Reque Guadalupe Reque Guadalupe
PROTECCIÓN SEL 411L SEL 411L
SEL 411L SEL 411L
SEL 411L SEL 411L
Siemens 7SA612 Siemens 7SA522
SEL 411L SEL 411L
REL670 REL670
FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 67N 67N 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N/50N
Elemento Tipo de
falla Impedancia de falla
% de línea
Valor de Cortocircuito en el punto Falla
t t t t t t
[Ω]
(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s] [s] [s]
Línea Reque - Guadalupe 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,13 6,52 NO 1,014 0,25 1,003 NO 1,084
50 4,61 2,45 NO 1,355 0,25 0,25 9,043 NO
99 5,58 0,83 NO 1,675 0,882 0,25 0,914 NO
10
1 5,79 5,29 NO 1,08 0,25 1,154 NO 1,262
50 4,07 2,16 NO 1,425 0,25 0,25 23,708 NO
99 4,79 0,71 NO 1,806 0,958 0,25 0,996 NO
Línea Reque - Chiclayo Oeste 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,26 6,00 NO 1,014 NO 1,054 NO 1,054
50 6,70 3,60 NO 1,080 NO 1,228 NO 1,228
99 6,87 1,70 NO 1,135 NO 1,370 NO 1,370
10
1 5,87 4,85 NO 1,074 NO 1,226 NO 1,226
50 5,51 2,96 NO 1,152 NO 1,445 NO 1,445
99 5,60 1,38 NO 1,218 NO 1,66 NO 1,66
Línea Reque - Eten 220 kV 1ϕ
0
1 7,28 3,58 0,250 1,014 NO 1,052 NO 1,052
50 7,23 3,33 0,250 1,014 NO 1,101 NO 1,101
99 7,20 3,10 0,250 1,014 NO 1,155 NO 1,155
10
1 5,88 2,89 0,250 1,072 NO 1,222 NO 1,222
50 5,86 2,70 0,250 1,053 NO 1,285 NO 1,285
99 5,86 2,52 0,250 1,034 NO 1,356 NO 1,356
TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Línea Reque - Chiclayo Oeste 1 220 kV Línea Reque - Chiclayo Oeste 2 220 kV Línea Trujillo Norte - Guadalupe 1 220 kV
SUBESTACIÓN Reque Chiclayo Oeste Reque Chiclayo Oeste Trujillo Norte Guadalupe
PROTECCIÓN SEL 411L SEL 411L
SEL 411L SEL 411L
SEL 411L SEL 411L
SEL 411L SEL 411L
Siemens 7SA61 Siemens 7SA522
Siemens 7SA612 Siemens 7SA522
FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N/50N
Elemento Tipo de
falla Impedancia de falla
% de línea
Valor de Cortocircuito en el punto Falla
t t t t t t
[Ω]
(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s] [s] [s]
Línea Reque - Guadalupe 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,13 6,52 NO 1,044 NO 1,044 1,799 NO
50 4,61 2,45 NO 1,657 NO 1,657 1,042 NO
99 5,58 0,83 NO 2,456 NO 2,456 0,684 NO
10
1 5,79 5,29 NO 1,152 NO 1,152 2,484 NO
50 4,07 2,16 NO 1,818 NO 1,818 1,153 NO
99 4,79 0,71 NO 2,925 NO 2,925 0,742 NO
Línea Reque - Chiclayo Oeste 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,26 6,00 0,250 1,017 NO 1,044 1,847 NO
50 6,70 3,60 0,250 0,250 3,238 NO 2,623 NO
99 6,87 1,70 0,872 0,250 0,886 NO 3,573 NO
10
1 5,87 4,85 0,250 1,122 NO 1,155 2,598 NO
50 5,51 2,96 0,717 0,777 4,380 NO 4,217 NO
99 5,60 1,38 0,946 0,25 0,962 NO 7,740 NO
Línea Reque - Eten 220 kV 1ϕ
0
1 7,28 3,58 NO 1,032 NO 1,032 1,837 NO
50 7,23 3,33 NO 1,066 NO 1,066 2,023 NO
99 7,20 3,10 NO 1,104 NO 1,104 2,255 NO
10
1 5,88 2,89 NO 1,140 NO 1,140 2,581 NO
50 5,86 2,70 NO 1,179 NO 1,179 2,936 NO
99 5,86 2,52 NO 1,222 NO 1,222 3,417 NO
TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Línea Trujillo Norte - Guadalupe 2 220 kV Línea La Niña - Chiclayo Oeste 220 kV Línea Piura Oeste - Chiclayo Oeste 220 kV
SUBESTACIÓN Trujillo Norte Guadalupe La Niña Chiclayo Oeste Piura Oeste Chiclayo Oeste
PROTECCIÓN REL670 REL670
REL670 REL670
Siemens 7SA612 Siemens 7SA612
SEL 421 SEL 421
Siemens 7SA612 Siemens 7SA612
Siemens 7SA612 Siemens 7SA522
FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 67N 67N 67N/50N 67N/50N 67N/50N 67N
Elemento Tipo de
falla Impedancia de falla
% de línea
Valor de Cortocircuito en el punto Falla
t t t t t t
[Ω]
(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s] [s] [s]
Línea Reque - Guadalupe 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,13 6,52 2,059 NO 1,078 NO 1,563 NO
50 4,61 2,45 1,126 NO NO NO NO NO
99 5,58 0,83 0,719 NO NO NO NO NO
10
1 5,79 5,29 3,008 NO 1,535 NO 2,744 NO
50 4,07 2,16 1,256 NO NO NO NO NO
99 4,79 0,71 0,783 NO NO NO NO NO
Línea Reque - Chiclayo Oeste 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,26 6,00 2,122 NO 1,030 NO 1,475 NO
50 6,70 3,60 3,213 NO 0,815 NO 1,132 NO
99 6,87 1,70 4,76 NO 0,605 NO 0,855 NO
10
1 5,87 4,85 3,175 NO 1,468 NO 2,518 NO
50 5,51 2,96 5,972 NO 1,096 NO 1,602 NO
99 5,60 1,38 16,744 NO 0,802 NO 1,114 NO
Línea Reque - Eten 220 kV 1ϕ
0
1 7,28 3,58 2,109 NO 1,036 NO 1,486 NO
50 7,23 3,33 2,358 NO 1,162 NO 1,731 NO
99 7,20 3,10 2,678 NO 1,313 NO 2,080 NO
10
1 5,88 2,89 3,150 NO 1,480 NO 2,557 NO
50 5,86 2,70 3,693 NO 1,676 NO 3,309 NO
99 5,86 2,52 4,487 NO 1,922 NO 4,744 NO
TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Línea La Carhuaquero- Chiclayo Oeste 220 kV Transformador GSU Transformador T93-261 Transformador T16-260
SUBESTACIÓN Carhuaquero Chiclayo Oeste Eten 220 kV Chiclayo Oeste 220 kV Chiclayo Oeste 220 kV
PROTECCIÓN REL670 REL670
Siemens 7SA612 Siemens 7SA522
T60T RET670 7UT633
FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 67N/50N 67N 51/51N/50/50N 51/51N/50/50N 51/51N/50/50N
Elemento Tipo de
falla Impedancia
de falla % de línea
Valor de Cortocircuito en el punto Falla
t t t - Ikss t - 3Io t t
[Ω]
(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s] [s] [s]
Línea Reque - Guadalupe 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,13 6,52 0,805 NO 0,658 0,952 0,581 1,063
50 4,61 2,45 1,337 NO 1,453 1,116 0,865 2,432
99 5,58 0,83 2,096 NO 1,831 1,379 1,184 8,329
10
1 5,79 5,29 0,896 NO 0,724 0,952 0,634 1,24
50 4,07 2,16 1,484 NO 1,450 1,174 0,934 3,02
99 4,79 0,71 2,592 NO 1,776 1,487 1,351 NO
Línea Reque - Chiclayo Oeste 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,26 6,00 0,794 NO 0,647 0,952 0,574 1,042
50 6,70 3,60 0,739 NO 0,745 0,952 0,541 0,944
99 6,87 1,70 0,674 NO 0,790 0,952 0,500 0,834
10
1 5,87 4,85 0,884 NO 0,714 0,952 0,627 1,216
50 5,51 2,96 0,810 NO 0,812 0,952 0,584 1,072
99 5,60 1,38 0,736 NO 0,865 1,003 0,539 0,937
Línea Reque - Eten 220 kV 1ϕ
0
1 7,28 3,58 0,796 NO 0,645 0,952 0,575 1,045
50 7,23 3,33 0,824 NO 0,627 0,952 0,592 1,098
99 7,20 3,10 0,855 NO 0,611 0,952 0,610 1,158
10
1 5,88 2,89 0,886 NO 0,711 0,952 0,628 1,220
50 5,86 2,70 0,919 NO 0,690 0,952 0,647 1,288
99 5,86 2,52 0,955 NO 0,669 0,952 0,667 1,367
TRAMO O ELEMENTO PROTEGIDO Transformador T14-260 Transformador T92-261 Transformador T13-261 Transformador T17-261
SUBESTACIÓN Chiclayo Oeste 220 kV Guadalupe 220 kV Guadalupe 220 kV Guadalupe 220 kV
PROTECCIÓN 7UT633 RET670 RET670 7UT633
FUNCIÓN DE PROTECCIÓN 51/51N/50/50N 51/51/50/50N 51/51/50/50N 51/51/50/50N
Elemento t Impedancia de falla % de línea
Valor de Cortocircuito en el punto Falla
t t t t
[Ω]
(Ik'') [kA] (3I0) [kA] [s] [s] [s] [s]
Línea Reque - Guadalupe 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,13 6,52 1,063 0,76 1,426 1,45
50 4,61 2,45 2,432 0,549 0,988 1
99 5,58 0,83 8,329 0,407 0,713 0,719
10
1 5,79 5,29 1,24 0,892 1,718 1,752
50 4,07 2,16 3,02 0,586 1,064 1,077
99 4,79 0,71 NO 0,432 0,762 0,768
Línea Reque - Chiclayo Oeste 1 220 kV
1ϕ
0
1 7,26 6,00 1,042 0,770 1,449 1,473
50 6,70 3,60 0,944 0,911 1,762 1,798
99 6,87 1,70 0,834 1,027 2,035 2,083
10
1 5,87 4,85 1,216 0,909 1,759 1,794
50 5,51 2,96 1,072 1,093 2,195 2,250
99 5,60 1,38 0,937 1,278 2,672 2,754
Línea Reque - Eten 220 kV 1ϕ
0
1 7,28 3,58 1,045 0,768 1,444 1,468
50 7,23 3,33 1,098 0,808 1,530 1,557
99 7,20 3,10 1,158 0,852 1,629 1,659
10
1 5,88 2,89 1,220 0,907 1,753 1,788
50 5,86 2,70 1,288 0,958 1,872 1,913
99 5,86 2,52 1,367 1,018 2,013 2,059
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
ANEXO III
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 256 de/of 288
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ANEXO III:
ESTUDIO DE PROTECCIONES BLACK START
PLANTA DE RESERVA FRÍADE GENERACIÓN DE ETEN S.A
Wärtsilä Finland Oy
PROYECTO
RESERVA FRÍA ETEN
CONTRATISTA
UTE RESERVA FRÍA ETEN
TÍTULO
Protection Relay Settings
Nº DE DOCUMENTO PROYECTO
RFE-1-MKA-EEC-WRT-001Wärtsilä doc id: DBAC858439 - | Original doc id:
REV 00EDITADO PARA
FECHA 21/02/2014
Daniel Byskata Jukka Salonsaari Thomas Lönngrén
REALIZADO REVISADO APROBADO
Este documento contiene información privada y no puede ser duplicado, modificado o divulgado a terceros sin el consentimientoescrito de COBRA. La única copia controlada de este documento está en el Sistema Informático de Gestión Documental de COBRA.
Protection Relay Settings
Rev. 00
RFE-1-MKA-EEC-WRT-001
Este documento contiene información privada y no puede ser duplicado, modificado o divulgado a terceros sin el consentimiento
escrito de COBRA. La única copia controlada de este documento está en el Sistema Informático de Gestión Documental de COBRA.
CONTROL DE MODIFICACIONES
Revisión Fecha Modificaciones
00 - 21/02/2014 For review
W20V34DF GENERATOR RELAY SETTINGS
Generator rating 10550 kVA Engine rating 8630 kWVoltage 6600 V Phase CT primary Amperes 1000 AFrequency 60 Hz PT primary voltage 6600 VEarth fault current 5 A Cable CT primary Ampere 50 A
VAMP 210ANSI Symbol Setting Primary / p.u values Time setting Rev
51 I> 1,12 x In 1034 A 1.03 p.u k 0.2 IEC NI Trip -50 I>> 2,5 x In 2307 A 2.31 p.u t 0.6 s DT Trip -
U> 1,05 x Un 6930 V 1.05 p.u t 30.0 s Alarm -59 U>> 1,12 x Un 7392 V 1.12 p.u t 4.0 s Trip -
U>>> 1,4 x Un 9240 V 1.4 p.u t 2.0 s Trip -
27 U< 0,95 x Un 6270 V 0.95 p.u t 30.0 s Alarm -U<< 0,88 x Un 5808 V 0.88 p.u t 20.0 s Trip -
32 P< -4% x Pn -345 kW -0.03 p.u t 2.0 s Trip -
40 Q1< -30% x Sn -3165 kVAr -0.28 p.u t 2.0 s Trip - ##Q2< -30% x Sn -3165 kVAr -0.28 p.u
46 I2(k1) 20 Trip -
I2(k2) 0.08
49 k) 1,06 x In 978 A 0.98 p.u Trip -
Curve
type
Power Plants
List
-
Daniel Byskata / 05.12.2013Created By:
P/13053 Reserva Fria Eten
Title: DocID: DBAC858439
Revision:
Status: Approved
Sheets: 1
Approved by: Thomas Lönngrén / 21.02.2014
Project:
Description: MV System
Protection Relay Settings
Doc Classification: Confidential CustomerID: RFE-1-MKA-EEC-WRT-001
Document Classification:
Confidential
Sheet name: Sheet1
Page: 1/2
DocID: DBAC858439 -
Status: Approved
CustomerID: RFE-1-MKA-EEC-WRT-001
49 k) 1,06 x In 978 A 0.98 p.u Trip - 60 min
81H f> 1,02 x fn 61.2 Hz t 30 s Alarm -81H f>> 1,1 x fn 66 Hz t 4 s Trip -
81L f< 0,98 x fn 58.8 Hz t 30 s Alarm -
81L f<< 0,95 x fn 57 Hz t 4 s Trip -
67N Io> 4% 2 A 0.04 p.u t 0.3 s Trip -
Uo> 10% -
51N Io> 4% 2 A 0.04 p.u t 1 s DT Trip -
50N Io>> 6% 3 A 0.06 p.u t 0.6 s DT Trip -
59N Uo> 10% 381 V 0.1 p.u t 2 s Trip -
Uo>> 20% 762 V 0.2 p.u t 1.2 s Trip -
VAMP 265
87 DI> 25 % Trip -Slope1 25 % -Ibias 3 -Slope2 100 % -
Id>2.harm block 15 % (on) -
DI>> 5 Trip -
''
Document Classification:
Confidential
Sheet name: Sheet1
Page: 1/2
DocID: DBAC858439 -
Status: Approved
CustomerID: RFE-1-MKA-EEC-WRT-001
AUXILIARY TRANSFORMER FEEDER RELAY SETTINGS 1BBA76GS002 / BAA901
Operating voltage 6600 V Busbar PT Primary 6600 VRated frequency 60 Hz voltageAux transformer rating 500 kVA Phase CT primary Amperes 50 A
Cable CT primary Amperes 50 A
VAMP 230ANSI Symbol Setting Primary / p.u values Time delay Rev
51 I> 1,2 x In 52 A 1.05 p.u k 0.1 IEC NI Trip -50 I>> 2,5 x In 109 A 2.19 p.u t 0.2 s DT Trip -
51N Io> 4% 2 A 0.04 p.u t 0.8 s DT Trip -
50N Io>> 6% 3 A 0.06 p.u t 0.1 s DT Trip -
59 U> 1,12 x Un 7392 V 1.12 p.u t 3 s Trip -27 U< 0,8 x Un 5280 V 0.8 p.u t 10 s Trip -
59N Uo> 10% 381 V 0.1 p.u t 2.5 s Trip -Uo>> 20% 762 V 0.2 p.u t 1.5 s Trip -
81H f> 1,1 x Fn 66 Hz 1.1 p.u t 3.0 s Trip -81L f< 0,95 x Fn 57 Hz 0.95 p.u t 3.0 s Trip -
OUTGOING FEEDER RELAY SETTINGS 1BBA76GS003 / BAO901
Generator rated current 923 A Phase CT primary Amperes 1250 ANo of DG-sets installed 1 pcs Cable CT primary Ampere 50 A% of total ouput on this feeder 100 %
VAMP 50ANSI Symbol Setting Primary / p.u values Time delay Rev
51 I> 1,1 x In 1015 A 0.81 p.u k 0.1 IEC NI Trip -50 I>> 2,5 x In 2308 A 1.85 p.u t 0.4 s DT Trip -
Curve
Type
Document Classification:
Confidential
Sheet name: Sheet1
Page: 2/2
DocID: DBAC858439 -
Status: Approved
CustomerID: RFE-1-MKA-EEC-WRT-001
51N Io> 4% 2 A 0.04 p.u t 0.8 s DT Trip -50N Io>> 6% 3 A 0.06 p.u t 0.1 s DT Trip -
Document Classification:
Confidential
Sheet name: Sheet1
Page: 2/2
DocID: DBAC858439 -
Status: Approved
CustomerID: RFE-1-MKA-EEC-WRT-001
1BFT76500 kVA (Secondary) 4 %ZDelta-Wye Solid Grd
Cable_XFR_BS - P
Cable_BS - P
Cable_Acom - P
BLACK_START - POC1GE MultilinF650CT Ratio 1500:5IEC - Curve CPickup = 3,5 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 0,253x = 2,5 s, 5x = 0,833 s, 8x = 0,317 sInst = 25 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 0,17 s
T60_TA - PGE MultilinT60CT Ratio 1000:5IEC - Curve CPickup = 0,479 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Dial = 0,233x = 2,3 s, 5x = 0,767 s, 8x = 0,292 sInst = 4 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Delay = 0,2 s
1BFT76InrushMultiplier = 8 xFLA (4573,072 Amps)Duration = 6 Cycles
1BBT5111,5 MVA (Secondary) 13,5 %ZDelta-Wye Resistor Grd
1BBT51InrushMultiplier = 10 xFLA (9622,504 Amps)Duration = 8 Cycles
1BBT51FLA
1BFT76FLA
Cable_AcomBS - P
T60_TA - 3PBLACK_START - 3P
∆ 0,03 s
∆ 0,179 s
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)36,67K1,833 10 100 1K 10K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps BUS GEN (Nom. kV=18, Plot Ref. kV=18)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Se
con
ds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Se
con
ds
ETAP Star 12.0.0C
Black Start
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚEngineer: IDOM
Date: 17-11-2014 Fault: Phase
±
1000/5
±
10/5
±
1500/5
1BBA51
±
1500/5±
50/5
1BBA76
Cable_Acom
4-3/C 240
1MKA76
8,44 MW
Cable_BS
3-3/C 300
CB2
Open
1BFT76
500 kVA
Cable_XFR_BS
1-3/C 300
CB12
CB29
Cable_AcomBS
3-3/C 300
R BLACK_START
CB 1BBA51-B
CB 1BBA10-A
R T60_TA
1BBT51
11,5 MVA
T60_TA - GGE MultilinT60CT Ratio 10:5IEC - Curve BPickup = 0,3 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Dial = 13x = 6,75 s, 5x = 3,38 s, 8x = 1,93 sInst = 0,5 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Delay = 5 s
BLACK_START - SGOC1GE MultilinF650CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,2 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Dial = 0,83x = 0,8 s, 5x = 0,8 s, 8x = 0,8 sInst = 0,3 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Delay = 0,1 s
∆ 4,9 s
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)20K1 10 100 1K 10K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps (Plot Ref. kV=3,3)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
ETAP Star 12.0.0C
Black Start
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚEngineer: IDOM
Date: 17-11-2014 Fault: Ground
±
1000/5
±
10/5
±
1500/5
1BBA51
±
1500/5±
50/5
1BBA76
Cable_Acom
4-3/C 240
1MKA76
8,44 MW
Cable_BS
3-3/C 300
CB2
Open
1BFT76
500 kVA
Cable_XFR_BS
1-3/C 300
CB12
CB29
Cable_AcomBS
3-3/C 300
R BLACK_START
CB 1BBA51-B
CB 1BBA10-A
R T60_TA
1BBT51
11,5 MVA
COORDINACIÓN PROTECCIONES Rev. A
ANEXO IV
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 Pág/Page 261 de/of 288
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ANEXO IV:
LISTADO AJUSTE DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS DEL
SISTEMA DE MEDIA TENSIÓN
REV
ISIÓ
N
CO
D
De
scri
pci
ón
co
rta
Ide
nti
fica
ció
nT
ab
lero
- C
ub
ícu
lo
Te
nsi
ón
no
min
al
[V]
[kW] [kVA]
Fact
or
de
po
ten
cia
(Co
s φ
)
Inte
nsi
da
d n
om
ina
l [
A]
I d
e a
rra
nq
ue
/ I
no
min
al
Re
le d
e P
rote
cció
n
Pa
rám
etr
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
A 1MKA76 Acometida desde Generador Auxiliar 1BBA51GH002 6600 8439,00 10549,00 0,85 922,80Inrush
ver curvasGE Multilin F650
Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon
AAAA
15005
505
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
PHAS25
0,170,00
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset typeVoltage restraint
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LINDIS-ENA
-A-s--
PHAS3,5
IEC - CURVE C0,25INSTDIS
Input typePickup levelTrip timeRest time
PHAS-RMS0,005-
160,0000,00-900,000,00-900,00
-Ass
PHAS0,30,1
0,00
A 1MKC20 Transformador de Excitación 1BBA51GH003 6600 - 1500,00 0,90 131,26Inrush
ver curvasGE Multilin 350
Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon
AAAA
5005
505
Pickup levelTime Delay
0,05-20,000,00-300,00
pus
60,12
Pickup levelCurveTDMReset type
0,04-20,00
0,50-20,00INST-LIN
pu---
0,3IEC - CURVE C
1,2INST
Pickup levelTime Delay
0,005-3,0000,00-300,00
pus
0,060,08
A 1BPT10 Transformador de Aislamiento (LCI) 1BBA51GH004 6600 - 5459,00 0,90 476,75Inrush
ver curvasGE Multilin 350
Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon
AAAA
8005
505
Pickup levelTime Delay
0,05-20,000,00-300,00
pus
60,12
Pickup levelCurveTDMReset type
0,04-20,00
0,50-20,00INST-LIN
pu---
0,6IEC - CURVE C
0,8INST
Pickup levelTime Delay
0,005-3,0000,00-300,00
pus
0,060,08
A 1BFT53 Transformador de Distribución MT/BT 1BBA51GH005 6600 - 3500,00 0,90 306,17Inrush
ver curvasGE Multilin 350
Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon
AAAA
5005
505
Pickup levelTime Delay
0,05-20,000,00-300,00
pus
110,15
Pickup levelCurveTDMReset type
0,04-20,00
0,50-20,00INST-LIN
pu---
0,75IEC - CURVE C
0,5INST
Pickup levelTime Delay
0,005-3,0000,00-300,00
pus
0,060,08
A 1BFT51 Transformador de Distribución MT/BT 1BBA51GH006 6600 - 3500,00 0,90 306,17Inrush
ver curvasGE Multilin 350
Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon
AAAA
5005
505
Pickup levelTime Delay
0,05-20,000,00-300,00
pus
110,15
Pickup levelCurveTDMReset type
0,04-20,00
0,50-20,00INST-LIN
pu---
0,75IEC - CURVE C
0,5INST
Pickup levelTime Delay
0,005-3,0000,00-300,00
pus
0,060,08
A 1MBU11AP001-M01
Motor 88WN-1 (Water Injection)In=38A; Vn=4000V; I_arrq=247A (VALORES ESTIMADOS)
Transformador 600 KVA6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH007 6600224
(Motor)600
(Trafo)
23,95 A @ 6,6kV
(Motor)(estimado)
52,49 A(Trafo)
155,7 A @ 6,6kV
(Motor)(estimado)
Inrush Trafover curvas
GE Multilin 339
FLA MotorEnable Two SpeedLow Speed Switch
Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon
A--
AAAA
24Disabl
Off
1005
505
[Short-Circuit]S/C PKPS/C Delay
1,00-20,000,00-60,00
xCTs
70,03
[Mech Jam]Mech Jam PKPMech Jam Delay
1,01-4,500,00-30,00
xFLAs
3,005,00
Alarm FuncAlarm PKPAlarm on runAlarm on strtTrip FuncTrip PKPTrip on run
Dis-Enable0,03-1,00
0,00-60,000,00-60,00Dis-Enable0,03-1,00
0,00-60,000,00-60,00
-pu
ss-
puss
Disab---
Enab0,060,08
0,5
A 1MBU21AP001-M01
Motor 88WN-2 (Water Injection)In=38A; Vn=4000V; I_arrq=247A (VALORES ESTIMADOS)
Transformador 600 KVA6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH008 6600224
(Motor)600
(Trafo)
23,95 A @ 6,6kV
(Motor)(estimado)
52,49 A(Trafo)
155,7 A @ 6,6kV
(Motor)(estimado)
Inrush Trafover curvas
GE Multilin 339
FLA MotorEnable Two SpeedLow Speed Switch
Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon
A--
AAAA
24Disabl
Off
1005
505
[Short-Circuit]S/C PKPS/C Delay
1,00-20,000,00-60,00
xCTs
70,03
[Mech Jam]Mech Jam PKPMech Jam Delay
1,01-4,500,00-30,00
xFLAs
3,005,00
Alarm FuncAlarm PKPAlarm on runAlarm on strtTrip FuncTrip PKPTrip on run
Dis-Enable0,03-1,00
0,00-60,000,00-60,00Dis-Enable0,03-1,00
0,00-60,000,00-60,00
-pu
ss-
puss
Disab---
Enab0,060,08
0,5
Potencia nominal Ajustes generales Función 50P Función 51P Función 50SG
Cliente:
Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
n/a
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO: RESERVA FRIA ETEN
LOCALIZACIÓN: Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
n/aRFE-1-YE_-EEC-IDO-001
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a02.07.01
ELÉCTRICA
REV
ISIÓ
N
CO
D
De
scri
pci
ón
co
rta
Ide
nti
fica
ció
nT
ab
lero
- C
ub
ícu
lo
Te
nsi
ón
no
min
al
[V]
A 1MKA76 Acometida desde Generador Auxiliar 1BBA51GH002 6600
A 1MKC20 Transformador de Excitación 1BBA51GH003 6600
A 1BPT10 Transformador de Aislamiento (LCI) 1BBA51GH004 6600
A 1BFT53 Transformador de Distribución MT/BT 1BBA51GH005 6600
A 1BFT51 Transformador de Distribución MT/BT 1BBA51GH006 6600
A 1MBU11AP001-M01
Motor 88WN-1 (Water Injection)In=38A; Vn=4000V; I_arrq=247A (VALORES ESTIMADOS)
Transformador 600 KVA6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH007 6600
A 1MBU21AP001-M01
Motor 88WN-2 (Water Injection)In=38A; Vn=4000V; I_arrq=247A (VALORES ESTIMADOS)
Transformador 600 KVA6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH008 6600
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO: RESERVA FRIA ETEN
LOCALIZACIÓN: Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
n/aRFE-1-YE_-EEC-IDO-001
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a02.07.01
ELÉCTRICA
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
PHAS0,2DT0,8
INST
- - - N/A - - - N/A
Dead bus voltage level Live bus voltage level Dead line voltage level Live line voltage level Max voltage difference Max angle difference Max frequency slip Breaker closing time DL-DB function LL-DB function DL-LB function
0.00 : 300.000.00 : 300.00 0.00 : 300.00 0.00 : 300.00 2.00 : 300.00 2.0 : 80.00 10 : 5000 0.01 : 600.00 DIS-ENA DIS-ENA DIS-ENA
VVVVVV
mHzs------
11551155
8120,210
ENAENADIS
Pickup levelCurveTDMReset type
0,005-3,000
0,50-20,00INST-LIN
pu---
0,04DT
7INST
- - - N/A - - - N/A - - - N/A
Pickup levelCurveTDMReset type
0,005-3,000
0,50-20,00INST-LIN
pu---
0,04DT
7INST
- - - N/A - - - N/A - - - N/A
Pickup levelCurveTDMReset type
0,005-3,000
0,50-20,00INST-LIN
pu---
0,04DT
7INST
- - - N/A - - - N/A - - - N/A
Pickup levelCurveTDMReset type
0,005-3,000
0,50-20,00INST-LIN
pu---
0,04DT
7INST
- - - N/A - - - N/A - - - N/A
- - - N/A - - - N/A - - - N/A - - - N/A
- - - N/A - - - N/A - - - N/A - - - N/A
Función 25
NOTA: en este caso "Bus" = linea desde 1MKA76, y "LINE" = barras 1BBA51. Este interruptor no puede cerrar contra generador en tensión
Función 27P Función 59PFunción 51SG
Cliente:
Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
n/a
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a
REV
ISIÓ
N
CO
D
De
scri
pci
ón
co
rta
Ide
nti
fica
ció
nT
ab
lero
- C
ub
ícu
lo
Te
nsi
ón
no
min
al
[V]
[kW] [kVA]
Fact
or
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po
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cia
(Co
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n
Pa
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Un
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s
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ste
Pa
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o
Ra
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o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Potencia nominal Ajustes generales Función 50P Función 51P Función 50SG
Cliente:
Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
n/a
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO: RESERVA FRIA ETEN
LOCALIZACIÓN: Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
n/aRFE-1-YE_-EEC-IDO-001
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a02.07.01
ELÉCTRICA
A 1MBT20AN001-M01
Motor 88AK-1 (Atomizing Air System)In=61A; Vn=4000V; I_arrq=403A
Transformador 600 KVA6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH009 6600375
(Motor)600
(Trafo)
38,44 A @ 6,6kV
(Motor)
52,49 A(Trafo)
254 A @ 6,6kV
(Motor)
Inrush Trafover curvas
GE Multilin 339
FLA MotorEnable Two SpeedLow Speed Switch
Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon
A--
AAAA
38,5Disabl
Off
1005
505
[Short-Circuit]S/C PKPS/C Delay
1,00-20,000,00-60,00
xCTs
70,03
[Mech Jam]Mech Jam PKPMech Jam Delay
1,01-4,500,00-30,00
xFLAs
3,0015,00
Alarm FuncAlarm PKPAlarm on runAlarm on strtTrip FuncTrip PKPTrip on run
Dis-Enable0,03-1,00
0,00-60,000,00-60,00Dis-Enable0,03-1,00
0,00-60,000,00-60,00
-pu
ss-
puss
Disab---
Enab0,060,08
0,5
A 1MBT30AN001-M01
Motor 88AK-2 (Atomizing Air System)In=61A; Vn=4000V; I_arrq=403A
Transformador 600 KVA6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH010 6600375
(Motor)600
(Trafo)
38,44 A @ 6,6kV
(Motor)
52,49 A(Trafo)
254 A @ 6,6kV
(Motor)
Inrush Trafover curvas
GE Multilin 339
FLA MotorEnable Two SpeedLow Speed Switch
Phase CT primaryPhase CT secondarySen. Ground CT primSen. Ground CT secon
A--
AAAA
38,5Disabl
Off
1005
505
[Short-Circuit]S/C PKPS/C Delay
1,00-20,000,00-60,00
xCTs
70,03
[Mech Jam]Mech Jam PKPMech Jam Delay
1,01-4,500,00-30,00
xFLAs
3,0015,00
Alarm FuncAlarm PKPAlarm on runAlarm on strtTrip FuncTrip PKPTrip on run
Dis-Enable0,03-1,00
0,00-60,000,00-60,00Dis-Enable0,03-1,00
0,00-60,000,00-60,00
-pu
ss-
puss
Disab---
Enab0,060,08
0,5
A - Medida de Tensión 1BBA51GH011 6600 - - - - - GE Multilin 350Phase VT primaryPhase VT secondary
VV
7200:√3120:√3
- - - N/A - - - N/A - - - N/A
REV
ISIÓ
N
CO
D
De
scri
pci
ón
co
rta
Ide
nti
fica
ció
nT
ab
lero
- C
ub
ícu
lo
Te
nsi
ón
no
min
al
[V]
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO: RESERVA FRIA ETEN
LOCALIZACIÓN: Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
n/aRFE-1-YE_-EEC-IDO-001
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a02.07.01
ELÉCTRICA
A 1MBT20AN001-M01
Motor 88AK-1 (Atomizing Air System)In=61A; Vn=4000V; I_arrq=403A
Transformador 600 KVA6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH009 6600
A 1MBT30AN001-M01
Motor 88AK-2 (Atomizing Air System)In=61A; Vn=4000V; I_arrq=403A
Transformador 600 KVA6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH010 6600
A - Medida de Tensión 1BBA51GH011 6600
Pa
rám
etr
o
Ra
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o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
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Pa
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Ra
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o
Un
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de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Función 25Función 27P Función 59PFunción 51SG
Cliente:
Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
n/a
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a
- - - N/A - - - N/A - - - N/A - - - N/A
- - - N/A - - - N/A - - - N/A - - - N/A
- - - N/A
Pickup levelCurveTime dialUV PhasesMin Voltage
0,00-1,25DT-IT
0,1-600,0ANY-TWO-
ALL0,00-1,25
pu-s-
pu
0,82DT0,5
ANY0,2
Pickup levelTime delayOV Phases
0,00-1,250,1-600,0
ANY-TWO-ALL
pus-
1,002
ANY- - - N/A
RE
VIS
IÓN
CO
D
Descripció
n c
ort
a
Identificació
n
Table
ro -
Cubíc
ulo
Tensió
n n
om
inal [V
]
[kW] [kVA]
Facto
r de p
ote
ncia
(Cos φ
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Inte
nsid
ad n
om
inal
[A
]
I de a
rranque
/ I
nom
inal
Rele
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cció
n
Pará
metr
o
Rango
Unid
ades
Valo
r aju
ste
Pará
metr
o
Rango
Unid
ades
Valo
r aju
ste
Pará
metr
o
Rango
Unid
ades
Valo
r aju
ste
Pará
metr
o
Rango
Unid
ades
Valo
r aju
ste
A 1MKA77 Acometida desde Generador Auxiliar 1BBA51GH002 6600 8439,00 10549,00 0,85 922,80Inrush
ver curvasGE Multilin F650
Input type
Pickup level
Trip time
Rest time
PHAS-RMS
0,005-160,000
0,00-900,00
0,00-900,00
-
A
s
s
PHAS
0,3
0,1
0,00
Input type
Pickup level
Curve shape
Time dial
Reset type
PHAS-RMS
0,05-160,00
0,00-900,00
INST-LIN
-
A
-
s
-
PHAS
0,2
DT
0,8
INST
- - - N/A - - - N/A
A 1MKC20 Transformador de Excitación 1BBA51GH003 6600 - 1500,00 0,90 131,26Inrush
ver curvasGE Multilin 350
Pickup level
Time Delay
0,005-3,000
0,00-300,00
pu
s
0,06
0,08
Pickup level
Curve
TDM
Reset type
0,005-3,000
0,50-20,00
INST-LIN
pu
-
-
-
0,04
DT
7
INST
- - - N/A - - - N/A
A 1BPT10 Transformador de Aislamiento (LCI) 1BBA51GH004 6600 - 5459,00 0,90 476,75Inrush
ver curvasGE Multilin 350
Pickup level
Time Delay
0,005-3,000
0,00-300,00
pu
s
0,06
0,08
Pickup level
Curve
TDM
Reset type
0,005-3,000
0,50-20,00
INST-LIN
pu
-
-
-
0,04
DT
7
INST
- - - N/A - - - N/A
A 1BFT53 Transformador de Distribución MT/BT 1BBA51GH005 6600 - 3500,00 0,90 306,17Inrush
ver curvasGE Multilin 350
Pickup level
Time Delay
0,005-3,000
0,00-300,00
pu
s
0,06
0,08
Pickup level
Curve
TDM
Reset type
0,005-3,000
0,50-20,00
INST-LIN
pu
-
-
-
0,04
DT
7
INST
- - - N/A - - - N/A
A 1BFT51 Transformador de Distribución MT/BT 1BBA51GH006 6600 - 3500,00 0,90 306,17Inrush
ver curvasGE Multilin 350
Pickup level
Time Delay
0,005-3,000
0,00-300,00
pu
s
0,06
0,08
Pickup level
Curve
TDM
Reset type
0,005-3,000
0,50-20,00
INST-LIN
pu
-
-
-
0,04
DT
7
INST
- - - N/A - - - N/A
A 1MBU11AP001-M01
Motor 88WN-1 (Water Injection)
In=38A; Vn=4000V; I_arrq=247A (VALORES
ESTIMADOS)
Transformador 600 KVA
6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH007 6600224
(Motor)
600
(Trafo)
23,95 A @
6,6kV
(Motor)
(estimado)
52,49 A
(Trafo)
155,7 A @
6,6kV
(Motor)
(estimado)
Inrush Trafo
ver curvas
GE Multilin 339
Alarm Func
Alarm PKP
Alarm on run
Alarm on strt
Trip Func
Trip PKP
Trip on run
Trip on strt
Dis-Enable
0,03-1,00
0,00-60,00
0,00-60,00
Dis-Enable
0,03-1,00
0,00-60,00
0,00-60,00
-
pu
s
s
-
pu
s
s
Disab
-
-
-
Enab
0,06
0,08
0,5
- - - N/A - - - N/A - - - N/A
A 1MBU21AP001-M01
Motor 88WN-2 (Water Injection)
In=38A; Vn=4000V; I_arrq=247A (VALORES
ESTIMADOS)
Transformador 600 KVA
6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH008 6600224
(Motor)
600
(Trafo)
23,95 A @
6,6kV
(Motor)
(estimado)
52,49 A
(Trafo)
155,7 A @
6,6kV
(Motor)
(estimado)
Inrush Trafo
ver curvas
GE Multilin 339
Alarm Func
Alarm PKP
Alarm on run
Alarm on strt
Trip Func
Trip PKP
Trip on run
Trip on strt
Dis-Enable
0,03-1,00
0,00-60,00
0,00-60,00
Dis-Enable
0,03-1,00
0,00-60,00
0,00-60,00
-
pu
s
s
-
pu
s
s
Disab
-
-
-
Enab
0,06
0,08
0,5
- - - N/A - - - N/A - - - N/A
A 1MBT20AN001-M01
Motor 88AK-1 (Atomizing Air System)
In=61A; Vn=4000V; I_arrq=403A
Transformador 600 KVA
6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH009 6600375
(Motor)
600
(Trafo)
38,44 A @
6,6kV
(Motor)
52,49 A
(Trafo)
254 A @
6,6kV
(Motor)
Inrush Trafo
ver curvas
GE Multilin 339
Alarm Func
Alarm PKP
Alarm on run
Alarm on strt
Trip Func
Trip PKP
Trip on run
Trip on strt
Dis-Enable
0,03-1,00
0,00-60,00
0,00-60,00
Dis-Enable
0,03-1,00
0,00-60,00
0,00-60,00
-
pu
s
s
-
pu
s
s
Disab
-
-
-
Enab
0,06
0,08
0,5
- - - N/A - - - N/A - - - N/A
Función 27P Función 59PPotencia nominal Función 50SG Función 51SG
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO:
LOCALIZACIÓN:
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
02.07.01 n/a
ELÉCTRICA
COORDINACIÓN PROTECCIONES
RESERVA FRIA ETEN
Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 n/a
RE
VIS
IÓN
CO
D
Descripció
n c
ort
a
Identificació
n
Table
ro -
Cubíc
ulo
Tensió
n n
om
inal [V
]
[kW] [kVA]
Facto
r de p
ote
ncia
(Cos φ
)
Inte
nsid
ad n
om
inal
[A
]
I de a
rranque
/ I
nom
inal
Rele
de P
rote
cció
n
Pará
metr
o
Rango
Unid
ades
Valo
r aju
ste
Pará
metr
o
Rango
Unid
ades
Valo
r aju
ste
Pará
metr
o
Rango
Unid
ades
Valo
r aju
ste
Pará
metr
o
Rango
Unid
ades
Valo
r aju
ste
Función 27P Función 59PPotencia nominal Función 50SG Función 51SG
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO:
LOCALIZACIÓN:
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
02.07.01 n/a
ELÉCTRICA
COORDINACIÓN PROTECCIONES
RESERVA FRIA ETEN
Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
RFE-1-YE_-EEC-IDO-001 n/a
A 1MBT30AN001-M01
Motor 88AK-2 (Atomizing Air System)
In=61A; Vn=4000V; I_arrq=403A
Transformador 600 KVA
6,6/4,16kV; Dy1; 6%
1BBA51GH010 6600375
(Motor)
600
(Trafo)
38,44 A @
6,6kV
(Motor)
52,49 A
(Trafo)
254 A @
6,6kV
(Motor)
Inrush Trafo
ver curvas
GE Multilin 339
Alarm Func
Alarm PKP
Alarm on run
Alarm on strt
Trip Func
Trip PKP
Trip on run
Trip on strt
Dis-Enable
0,03-1,00
0,00-60,00
0,00-60,00
Dis-Enable
0,03-1,00
0,00-60,00
0,00-60,00
-
pu
s
s
-
pu
s
s
Disab
-
-
-
Enab
0,06
0,08
0,5
- - - N/A - - - N/A - - - N/A
A - Medida de Tensión 1BBA51GH011 6600 - - - - - GE Multilin 350 - - - N/A - - - N/A
Pickup level
Curve
Time dial
UV Phases
Min Voltage
0,00-1,25
DT-IT
0,1-600,0
ANY-TWO-ALL
0,00-1,25
pu
-
s
-
pu
0,82
DT
0,5
ANY
0,2
Pickup level
Time delay
OV Phases
0,00-1,25
0,1-600,0
ANY-TWO-ALL
pu
s
-
1,00
2
ANY
CÁLCULOS ELÉCTRICOS Rev. A
ANEXO V
RFE-1-YE__-ECE-IDO-001 Pág/Page 269 de/of 288
Este documento contiene información propiedad de Cobra y está sujeto a las restricciones detalladas en la página de portada.
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ANEXO V:
CURVAS DE SELECTIVIDAD TIEMPO-CORRIENTE DEL
SISTEMA DE MEDIA TENSIÓN
T60_TA - GGE MultilinT60CT Ratio 10:5IEC - Curve BPickup = 0,3 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Dial = 13x = 6,75 s, 5x = 3,38 s, 8x = 1,93 sInst = 0,5 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Delay = 5 s
BLACK_START - SGOC1GE MultilinF650CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,2 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Dial = 0,83x = 0,8 s, 5x = 0,8 s, 8x = 0,8 sInst = 0,3 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Delay = 0,1 s
XFR_Distr - GOC1GE Multilin350CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,04 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Dial = 73x = 0,7 s, 5x = 0,7 s, 8x = 0,7 sInst = 0,06 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Delay = 0,08 s
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
ETAP Star 12.0.0C
Transf Distribución
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚEngineer: IDOM
Date: 17-11-2014 Fault: Ground
±
50/5
±
500/5
1BBA51
±
1500/5
±
50/5
±
1500/5R T60_TA
CB 1BBA10-A
R
BLACK_START
CB 1BBA51-BCB 1BBA51-E
R
XFR_Distr
Cable_1BFT53
2-3/C 185
1BFT53
3500 kVA
Cable_1BFT53 - P
BLACK_START - POC1GE MultilinF650CT Ratio 1500:5IEC - Curve CPickup = 3,5 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 0,253x = 2,5 s, 5x = 0,833 s, 8x = 0,317 sInst = 25 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 0,17 s
T60_TA - PGE MultilinT60CT Ratio 1000:5IEC - Curve CPickup = 0,479 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Dial = 0,233x = 2,3 s, 5x = 0,767 s, 8x = 0,292 sInst = 4 (0,01 - 30 xCT Sec)Time Delay = 0,2 s
XFR_Distr - POC1GE Multilin350CT Ratio 500:5IEC - CPickup = 0,75 (0,04 - 20 xCT Sec)Time Dial = 0,53x = 5 s, 5x = 1,67 s, 8x = 0,635 sInst = 11 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,15 s
1BFT53InrushMultiplier = 10 xFLA (40014,38 Amps)Duration = 8 Cycles
1BFT53FLA
1BFT533500 kVA (Secondary) 12 %ZDelta-Wye Solid Grd
T60_TA - 3P
BLACK_START - 3P
XFR_Distr - 3P
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 100 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 100 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Se
con
ds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Se
con
ds
ETAP Star 12.0.0C
Transf Distribución
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚEngineer: IDOM
Date: 17-11-2014 Fault: Phase
±
50/5
±
500/5
1BBA51
±
1500/5±
50/5
±
1500/5R T60_TA
CB 1BBA10-A
R
BLACK_START
CB 1BBA51-BCB 1BBA51-E
R
XFR_Distr
Cable_1BFT53
2-3/C 185
1BFT53
3500 kVA
XFR_Aislamiento - GOC1GE Multilin350CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,04 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Dial = 73x = 0,7 s, 5x = 0,7 s, 8x = 0,7 sInst = 0,06 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Delay = 0,08 s
BLACK_START - SGOC1GE MultilinF650CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,2 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Dial = 0,83x = 0,8 s, 5x = 0,8 s, 8x = 0,8 sInst = 0,3 (0,005 - 16 Sec - 5A)Time Delay = 0,1 s Excitación - G
OC1GE Multilin350CT Ratio 50:5Definite TimePickup = 0,04 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Dial = 73x = 0,7 s, 5x = 0,7 s, 8x = 0,7 sInst = 0,06 (0,005 - 3 xCT Sec)Time Delay = 0,08 s
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Sec
onds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
ETAP Star 12.0.0C
Excitación & LCI
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚEngineer: IDOM
Date: 17-11-2014 Fault: Ground
±
50/5
±
800/5
1BBA51
±
500/5
±
50/5
±
1500/5±
50/5
R
BLACK_START
CB 1BBA51-B
1MKC20
1500 kVA
Cable_1MKC20
1-3/C 150
R
Excitación
CB 1BBA51-C CB 1BBA10-D
R XFR_Aislamiento
Cable_1BPT10
3-3/C 240
1BPT10
5450/2725/2725 kVA
1BPT10InrushMultiplier = 10 xFLA (7563,844 Amps)Duration = 8 Cycles
1BPT10FLA
Cable_1BPT10 - P
1BPT102725 kVA (Secondary) 2,25 %ZDelta-Wye Open-DeltaCurve Shift = 1
Excitación - POC1GE Multilin350CT Ratio 500:5IEC - CPickup = 0,3 (0,04 - 20 xCT Sec)Time Dial = 1,23x = 12 s, 5x = 4 s, 8x = 1,52 sInst = 6 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,12 s
XFR_Aislamiento - POC1GE Multilin350CT Ratio 800:5IEC - CPickup = 0,6 (0,04 - 20 xCT Sec)Time Dial = 0,83x = 8 s, 5x = 2,67 s, 8x = 1,02 sInst = 6 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,12 s
BLACK_START - POC1GE MultilinF650CT Ratio 1500:5IEC - Curve CPickup = 3,5 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 0,253x = 2,5 s, 5x = 0,833 s, 8x = 0,317 sInst = 25 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 0,17 s
1MKC201500 kVA (Secondary) 6 %ZWye Open-Delta
1MKC20InrushMultiplier = 10 xFLA (19245,01 Amps)Duration = 8 Cycles
1MKC20FLA
Cable_1MKC20 - P
BLACK_START - 3P
Excitación - 3P
XFR_Aislamiento - 3P
∆ 0,37 s
∆ 0,05 s
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 100 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 100 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
ETAP Star 12.0.0C
Excitación & LCI
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚEngineer: IDOM
Date: 17-11-2014 Fault: Phase
±
50/5
±
800/5
1BBA51
±
500/5
±
50/5
±
1500/5±
50/5
R
BLACK_START
CB 1BBA51-B
1MKC20
1500 kVA
Cable_1MKC20
1-3/C 150
R
Excitación
CB 1BBA51-C CB 1BBA10-D
R XFR_Aislamiento
Cable_1BPT10
3-3/C 240
1BPT10
5450/2725/2725 kVA
1MKC20
1500 kVA
Excitación
1BPT10
5450/2725/2725 kVA
XFR_AislamientoBLACK_START
Atomizing_Air - OLGE Multilin339CT Ratio 100:5Thermal OverloadPickup = 1,1 (1,01 - 1,25 xFLA)Curve Multiplier = 6
Atomizing_Air - OL-AGE Multilin339CT Ratio 100:5Start ProtectionAccel Trip = 1 (1 - 1 xFLA)Safe Stall Time Cold = 15
Atomizing_Air - OL-JGE Multilin339JamCT Ratio 100:5Pickup = 3 (1,01 - 4,5 xFLA)Time Delay = 15 s
Atomizing_Air - PGE Multilin339CT Ratio 100:5Inst = 7 (1 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,03 s
88AK-1-ColdStall = 42 sec
88AK-1-HotStall = 27 sec
Cable_88AK-1_XFRAmpacity
Cable_88AK-1 - P
Cable_88AK-1Ampacity
Cable_88AK-1_XFR - P
88AK-1_XFRFLA
88AK-1_XFRInrushMultiplier = 10 xFLA (832,717 Amps)Duration = 8 Cycles
88AK-1_XFR600 kVA (Secondary) 6 %ZWye Open-Delta
Atomizing_Air - 3P
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)16,5K,825 10 100 1K 10K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 10 (Plot Ref. kV=4)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seco
nds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seco
nds
ETAP Star 12.0.0C
AA Motor
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚEngineer: IDOM
Date: 17-11-2014 Fault: Phase
±
±
1BBA51
88AK-1
375 kW
88AK-1_XFR
600 kVA
Cable_88AK-1_XFR
1-3/C 70
Cable_88AK-1
1-3/C 70
R Atomizing_Air
1BBA51
88AK-1
375 kW
88AK-1_XFR
600 kVA
Cable_88AK-1_XFR
1-3/C 70
Cable_88AK-1
1-3/C 70
Atomizing_Air
Cable_88WN-1 - P
Cable_88WN-1_XFR - P
Water_Injection - OL-JGE Multilin339JamCT Ratio 100:5Pickup = 3 (1,01 - 4,5 xFLA)Time Delay = 5 s
88WN-1-HotStall = 10 sec
88WN-1-ColdStall = 15 sec
Water_Injection - OLGE Multilin339CT Ratio 100:5Thermal OverloadPickup = 1,1 (1,01 - 1,25 xFLA)Curve Multiplier = 2
Water_Injection - PGE Multilin339CT Ratio 100:5Inst = 7 (1 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,03 s
Water_Injection - OL-AGE Multilin339CT Ratio 100:5Start ProtectionAccel Trip = 1 (1 - 1 xFLA)Safe Stall Time Cold = 6
Cable_88WN-1Ampacity
Cable_88WN-1_XFRAmpacity
88WN-1_XFRFLA
88WN-1_XFRInrushMultiplier = 10 xFLA (832,717 Amps)Duration = 8 Cycles
88WN-1_XFR600 kVA (Secondary) 6 %ZWye Open-Delta
Water_Injection - 3P
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 10 1BBA51 (Nom. kV=6,6, Plot Ref. kV=6,6)16,5K,825 10 100 1K 10K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 10 (Plot Ref. kV=4)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
ETAP Star 12.0.0C
Water Injection Motor
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚEngineer: IDOM
Date: 17-11-2014 Fault: Phase
±
±
1BBA51
88WN-1
224 kW
88WN-1_XFR
600 kVA
Cable_88WN-1
1-3/C 70
Cable_88WN-1_XFR
1-3/C 70
R Water_Injection
1BBA51
Cable_88WN-1_XFR
1-3/C 70
88WN-1_XFR
600 kVA
88WN-1
224 kW
Cable_88WN-1
1-3/C 70
Water_Injection
CÁLCULOS ELÉCTRICOS Rev. A
ANEXO VI
RFE-1-YE__-ECE-IDO-001 Pág/Page 278 de/of 288
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ANEXO VI:
LISTADO AJUSTES DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS
SISTEMA DE BT
REV
ISIÓ
N
CO
D
De
scri
pci
ón
co
rta
Ide
nti
fica
ció
nT
ab
lero
- C
ub
ícu
lo
Te
nsi
ón
no
min
al
[V]
[kW] [kVA]
Re
nd
imie
nto
( ŋ)
Fact
or
de
po
ten
cia
(Co
s φ
)
Inte
nsi
da
d n
om
ina
l [
A]
Fact
or
de
ca
rga
[kW] [kVA]
Inte
nsi
da
d
de
ma
nd
ad
a [
A]
I d
e a
rra
nq
ue
/ I
no
min
al
Re
lev
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or
Pa
rám
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o
Un
ida
de
s
Va
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aju
ste
Pa
rám
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o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
los
aju
ste
Pa
rám
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o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
los
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
A 1BFT53ACOMETIDA 1BFA53 DESDE TRANSFORMADOR 1BFT53. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN TRAFO.
1BFA53GH220 480 3500 1,00 0,85 4210 0,501220 (BFA53)1820 (BFA53+BMA52)2795 (TODA BT)
135020303160
162424423801
1 GE Multilin F650
Phase CT primaryPhase CT second.Ground CT primGround CT secon
Ph-Gd VT primPh-Gd VT secon
AAAA
VV
50005
12505
480/R3120/R3
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-23
0,250
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset typeVoltage restraint
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LINDIS-ENA
-A-s--
-5
IEC curve C0,5
INSTDIS
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
-15
IEEE E.I.15
0
A1BFA53-1BMA52
ACOPLAMIENTO BARRAS 1BFA53 - 1BMA52. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN BARRAS 1BFA53
1BMA52GH120 480 1,00 0,85 5000 0,50600 (BMA52)1575 (BMA52 + BFA51)
6801810
8182177
1 GE Multilin F650
Phase CT primaryPhase CT second.
Ph-Gd VT primPh-Gd VT secon
AA
VV
50005
480/R3120/R3
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-15
0,150
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset typeVoltage restraint
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LINDIS-ENA
-A-s--
-3,35
IEC- curve CINSTDIS
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
N/A
A1BFA51-1BMA52
ACOPLAMIENTO BARRAS 1BMA52 - 1BFA51. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN BARRAS 1BFA51
1BFA51GH120 480 1,00 0,85 5000 0,50600 (BMA52)1820 (BMA52 + BFA53)
6802030
8182442
1 GE Multilin F650
Phase CT primaryPhase CT second.
Ph-Gd VT primPh-Gd VT secon
AA
VV
50005
480/R3120/R3
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-15
0,150
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset typeVoltage restraint
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LINDIS-ENA
-A-s--
-3,35
IEC- curve CINSTDIS
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
N/A
A 1BFT51ACOMETIDA 1BFA51 DESDE TRANSFORMADOR 1BFT51. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN TRAFO.
1BFA51GH220 480 3500 1,00 0,85 5000 0,50975 (BFA51)1575 (BFA51+BMA52)2795 (TODA BT)
113018103160
135921773801
1 GE Multilin F650
Phase CT primaryPhase CT second.Ground CT primGround CT secon
Ph-Gd VT primPh-Gd VT secon
AAAA
VV
50005
12505
480/R3120/R3
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-23
0,250
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset typeVoltage restraint
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LINDIS-ENA
-A-s--
-5
IEC curve C0,5
0DIS
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
-15
IEEE E.I.15
0
A 1XKA52ACOMETIDA 1BMA52 DESDE GENERADOR DE EMERGENCIA XKA52. FUNCIONES TENSIÓN DE LA ACOMETIDA.
1BMA52GH330 480 2123 2654 1,00 0,80 3192 0,50600 (EMERG)1970 (BLACK START)
6802205
8182652
1 GE Multilin F650
Phase CT primaryPhase CT second.
Ph-Gd VT primPh-Gd VT secon
AA
VV
40005
480/R3120/R3
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-25
0,30
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset typeVoltage restraint
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LINDIS-ENA
-A-s--
-4,8
IEC curve C0,5InstDIS
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
N/A
A 1BMA52 (27) RELÉ TENSIÓN BARRA 1BMA52 1BMA52GH330 480 GE Multilin 350Ph-Gd VT primPh-Gd VT secon
VV
480/R3120/R3
ANULADO ANULADO ANULADO
Potencia nominal Potencia demandadaAjustes generales Función 50 Función 51 Función 51G
Cliente:
RESERVA FRIA ETEN
Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
SERVICIO:
n/a
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO: RESERVA FRIA ETEN
LOCALIZACIÓN: Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
n/aRFE-1-YE_-EEC-IDO-001
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a02.07.01
ELÉCTRICA
REV
ISIÓ
N
CO
D
De
scri
pci
ón
co
rta
A 1BFT53ACOMETIDA 1BFA53 DESDE TRANSFORMADOR 1BFT53. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN TRAFO.
A1BFA53-1BMA52
ACOPLAMIENTO BARRAS 1BFA53 - 1BMA52. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN BARRAS 1BFA53
A1BFA51-1BMA52
ACOPLAMIENTO BARRAS 1BMA52 - 1BFA51. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN BARRAS 1BFA51
A 1BFT51ACOMETIDA 1BFA51 DESDE TRANSFORMADOR 1BFT51. FUNCIONES 27/59 DE LA TENSIÓN TRAFO.
A 1XKA52ACOMETIDA 1BMA52 DESDE GENERADOR DE EMERGENCIA XKA52. FUNCIONES TENSIÓN DE LA ACOMETIDA.
A 1BMA52 (27) RELÉ TENSIÓN BARRA 1BMA52
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO: RESERVA FRIA ETEN
LOCALIZACIÓN: Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
n/aRFE-1-YE_-EEC-IDO-001
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a02.07.01
ELÉCTRICA
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
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o
Un
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s
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ste
Pa
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o
Ra
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o
Un
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de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
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o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Pa
rám
etr
o
Ra
ng
o
Un
ida
de
s
Va
lor
aju
ste
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-10
20
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
N/A
Input modePickup levelCurve shapeTime dialMinimum voltageOperation logicSuperv. by breaker
PHAS-RMS3-300
0,00-900,000-300
ANY-TWO-ALL
DIS-ENA
-V-sV--
-84
DEF2
72ANY
DIS
Pickup levelTrip timeReset timeOperation logic
3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL
Vss-
13220
ALL
Dead bus voltage level Live bus voltage level Dead line voltage level Live line voltage level Max voltage difference Max angle difference Max frequency slip Breaker closing time DL-DB function LL-DB function DL-LB function
0.00 : 300.000.00 : 300.00 0.00 : 300.00 0.00 : 300.00 2.00 : 300.00 2.0 : 80.00 10 : 5000 0.01 : 600.00 DIS-ENA DIS-ENA DIS-ENA
VVVVVV
mHzs------
24842484
812
0,210
DISENADIS
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-210
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
N/A
Input modePickup levelCurve shapeTime dialMinimum voltageOperation logicSuperv. by breaker
PHAS-RMS3-300
0,00-900,000-300
ANY-TWO-ALL
DIS-ENA
-V-sV--
-84
DEF2
72ANY
DIS
Pickup levelTrip timeReset timeOperation logic
3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL
Vss-
13220
ALL
Dead bus voltage level Live bus voltage level Dead line voltage level Live line voltage level Max voltage difference Max angle difference Max frequency slip Breaker closing time DL-DB function LL-DB function DL-LB function
0.00 : 300.000.00 : 300.00 0.00 : 300.00 0.00 : 300.00 2.00 : 300.00 2.0 : 80.00 10 : 5000 0.01 : 600.00 DIS-ENA DIS-ENA DIS-ENA
VVVVVV
mHzs------
24842484
812
0,210
DISENADIS
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-210
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
N/A
Input modePickup levelCurve shapeTime dialMinimum voltageOperation logicSuperv. by breaker
PHAS-RMS3-300
0,00-900,000-300
ANY-TWO-ALL
DIS-ENA
-V-sV--
-84
DEF2
72ANY
DIS
Pickup levelTrip timeReset timeOperation logic
3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL
Vss-
13220
ALL
Dead bus voltage level Live bus voltage level Dead line voltage level Live line voltage level Max voltage difference Max angle difference Max frequency slip Breaker closing time DL-DB function LL-DB function DL-LB function
0.00 : 300.000.00 : 300.00 0.00 : 300.00 0.00 : 300.00 2.00 : 300.00 2.0 : 80.00 10 : 5000 0.01 : 600.00 DIS-ENA DIS-ENA DIS-ENA
VVVVVV
mHzs------
24842484
812
0,210
DISENADIS
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-10
20
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
N/A
Input modePickup levelCurve shapeTime dialMinimum voltageOperation logicSuperv. by breaker
PHAS-RMS3-300
0,00-900,000-300
ANY-TWO-ALL
DIS-ENA
-V-sV--
-84
DEF2
72ANY
DIS
Pickup levelTrip timeReset timeOperation logic
3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL
Vss-
13220
ALL
Dead bus voltage level Live bus voltage level Dead line voltage level Live line voltage level Max voltage difference Max angle difference Max frequency slip Breaker closing time DL-DB function LL-DB function DL-LB function
0.00 : 300.000.00 : 300.00 0.00 : 300.00 0.00 : 300.00 2.00 : 300.00 2.0 : 80.00 10 : 5000 0.01 : 600.00 DIS-ENA DIS-ENA DIS-ENA
VVVVVV
mHzs------
24842484
812
0,210
DISENADIS
Input typePickup levelTrip timeReset time
PHAS-RMS0,05-160,000,00-900,000,00-900,00
-Ass
-420
Input typePickup levelCurve shapeTime dialReset type
PHAS-RMS0,05-160,00
0,00-900,00INST-LIN
-A-s-
N/A
Input modePickup levelCurve shapeTime dialMinimum voltageOperation logicSuperv. by breaker
PHAS-RMS3-300
0,00-900,000-300
ANY-TWO-ALL
DIS-ENA
-V-sV--
-84
DEF2
72ANY
DIS
Pickup levelTrip timeReset timeOperation logic
3-3000,00-900,000,00-900,00ANY-TWO-ALL
Vss-
13220
ALL
Dead bus voltage level Live bus voltage level Dead line voltage level Live line voltage level Max voltage difference Max angle difference Max frequency slip Breaker closing time DL-DB function LL-DB function DL-LB function
0.00 : 300.000.00 : 300.00 0.00 : 300.00 0.00 : 300.00 2.00 : 300.00 2.0 : 80.00 10 : 5000 0.01 : 600.00 DIS-ENA DIS-ENA DIS-ENA
VVVVVV
mHzs------
24842484
812
0,210
DISENADIS
ANULADO ANULADO
Input TypePH UV PKPPH UV CURVEPH UV DELAYPH UV PHASESPH UV MIN VOLTAGE
PHAS-RMS0 - 1,25
Def - Inv,0 - 600
ANY-TWO-ALL0 -1,25
pu-s-
pu
Input TypePH OV PKPPH OV DELAYPH OV PHASES
PHAS-RMS0 - 1,250 - 600
ANY-TWO-ALL
pus-
N/A
Función 27P Función 25Función 59PFunción 51NFunción 50N
Cliente:
RESERVA FRIA ETEN
Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
SERVICIO:
n/a
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a
REV
ISIÓ
N
CO
D
Des
crip
ció
n c
ort
a
Iden
tifi
caci
ón
Tab
lero
- C
ub
ícu
lo
Ten
sió
n n
om
inal
[V
]
[kW] [kVA]
Ren
dim
ien
to( ŋ
)
Fact
or
de
po
ten
cia
(Co
s φ
)
Inte
nsi
dad
no
min
al [
A]
Fact
or
de
carg
a
[kW] [kVA]
Inte
nsi
dad
d
eman
dad
a [
A]
I de
arra
nq
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/ I n
om
inal
Rel
evad
or
Pará
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Un
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Val
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Pará
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Un
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Val
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aju
ste
Pará
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go
Un
idad
es
Val
or
aju
ste
Pará
met
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Ran
go
Un
idad
es
Val
or
aju
ste
Pará
met
ro
Ran
go
Un
idad
es
Val
or
aju
ste
A 1BJA80 PLANTA TRATAMIENTO AGUA 1BFA53GS111 480 340 400 1,00 0,85 482 1,00 340 400,00 482,00 - 340Schneider NSX630Micrologic 6.3A
FrameIn rating
AA
630630
Pickup (Ir)tr (@6xIr)
250-6300,5-16
As
5002
IsdtdI2t
1,5-10,00,0-0,40
On/Off
x Irs'-
50,3ON
Ii 1,5-11,0 x In6
IgtgI2t
0,4-1,00-0,4
On/Off
x Ins-
10,5
A 1BRT53 TRAFO BYPASS DEL UPS 1BFA53GS122 480 34 40 1,00 0,90 50 1,00 26 30,00 36,00 1 -Schneider NSX100Micrologic 6.2A
FrameIn rating
AA
100100
Pickup (Ir)tr (@6xIr)
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As
632
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x Irs'-
50,3ON
Ii 1,5-15 x In 8
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x Ins-
N/A
A 1MBN50AH010 FUEL HEATING SKID 1BFA53GS142 480 450 450 1,00 1,00 650,00 1 -Schneider NS800LMicrologic 6.3A
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AA
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xIns
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1,5-10,00,0-0,40
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x Irs'-
50,3ON
Ii 1,5-15 x In8
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0,2-1,00-0,4
On/Off
x Ins-
10,5
A 1BJA12 CCM 2 DE LA TURBINA DE GAS 1BFA53GS241 480 670 824 1,00 0,85 1200,00 1 1500Schneider NW12Micrologic 6.0E
FrameIn rating
AA
12501250
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0,4 -1 0,7-24
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0,962
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1,5-10,00,0-0,40
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x Irs'-
50,3ON
Ii 1,5-15 x In6
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As-
N/A
A 1BJA76GENERADOR AUXILIAR: EMERGENCIA (BACKUP)
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AA
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As
2502
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1,5-10,00,0-0,40
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A 1BMB52 CCM ESENCIALES DEL BOP 1BMA52GS142 480 180 215 1,00 0,85 400,00 1Schneider NSX400Micrologic 6.3A
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AA
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As
4002
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x Ins-
N/A
A 1BNA91 TABLERO ESENCIALES SALA CONTROL 1BMA52GS211 480 30 36,00 1Schneider NSX100Micrologic 6.2A
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AA
100100
Pickup (Ir)tr (@6xIr)
40-1000,5-16
As
402
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1,5-10,00,0-0,40
On/Off
x Irs'-
N/A Ii 1,5-15 x In 6
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x Ins-
10,5
A 1BNA59 TABLERO SUBESTACIÓN 1BMA52GS212 480 50 60,00 1Schneider NSX100Micrologic 6.2A
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AA
100100
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40-1000,5-16
As
722
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N/A Ii 1,5-15 x In 6
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x Ins-
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A 1BTL52 CARGADOR DC #2 1BMA52GS241 480 80 96,00 1Schneider NSX160Micrologic 6.3A
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AA
160160
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63-1600,5-16
As
1152
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1,5-10,00,0-0,40
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x Irs'-
N/A Ii 1,5-15 x In 8
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A 1BJA20 CCM ESENCIALES DE LA TURBINA DE GAS 1BMA52GS311 480 416 495 1200,00 1 1500Schneider NW12Micrologic 6.0E
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AA
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As-
N/A
A 1BJA51 CCM DEL BOP 1BFA51GS141 480 300 375 800,00 1 -Schneider NS800LMicrologic 6.3A
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AA
800800
Pickup (Ir)tr (@6xIr)
0,4 -1 0,7-24
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12
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1,5-10,00,0-0,40
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x Irs'-
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0,2-1,00-0,4
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x Ins-
N/A
A 1BJA11 CCM 1 DE LA TURBINA DE GAS 1BFA51GS241 480 770 940 1200,00 1 1500Schneider NW12Micrologic 6.0E
FrameIn rating
AA
12501250
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0,4 -1 0,7-24
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0,962
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x Irs'-
50,3ON
Ii 1,5-15 x In6
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As-
N/A
A 1BLA91 PANEL OFICINAS 1BFA51GS311 480 90 110,00 1Schneider NSX160Micrologic 6.3A
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AA
160160
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63-1600,5-16
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1202
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A 1BLA92 PANEL TALLER 1BFA51GS312 480 50 60,00Schneider NSX100Micrologic 6.2A
FrameIn rating
AA
100100
Pickup (Ir)tr (@6xIr)
40-1000,5-16
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662
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Ii 1,5-15 x In 6
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0,4-1,00-0,4
On/Off
x Ins-
10,5
A 1SGA81GH003 BOMBA ELÉCTRICA PCI (CONTRAINCIDIOS) 1BFA51GS342 480 150 250,00 7 1700Schneider NSX630Micrologic 6.3A
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AA
630630
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250-6300,5-16
As
5008
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1,5-10,00,0-0,40
On/Off
x Irs'-
N/AIi 1,5-11,0 x In
8
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0,4-1,00-0,4
On/Off
x Ins-
N/A
A 1BTL51 CARGADOR DC #1 1BFA51GS411 480 80 96,00 1Schneider NSX160Micrologic 6.3A
FrameIn rating
AA
160160
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63-1600,5-16
As
1052
IsdtdI2t
1,5-10,00,0-0,40
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x Irs'-
N/A Ii 1,5-15 x In 8
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0,4-1,00-0,4
On/Off
x Ins-
10,5
A 1BLA51 AUXILIARES DEL BOP NO ESENCIALES 1BFA51GS422 480 80 96,00 1Schneider NSX160Micrologic 6.3A
FrameIn rating
AA
160160
Pickup (Ir)tr (@6xIr)
63-1600,5-16
As
1052
IsdtdI2t
1,5-10,00,0-0,40
On/Off
x Irs'-
N/A Ii 1,5-15 x In 6
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0,4-1,00-0,4
On/Off
x Ins-
10,5
Función GFunción SAjustes generales Función L
I max
arr
anq
ue
mo
tor
may
or
[A]
Potencia nominal
Potencia demandada Función I
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO: RESERVA FRIA ETEN
LOCALIZACIÓN: Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
n/aRFE-1-YE_-EEC-IDO-001
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a02.07.01
ELÉCTRICA
REV
ISIÓ
N
CO
D
Des
crip
ció
n c
ort
a
Iden
tifi
caci
ón
Tab
lero
- C
ub
ícu
lo
Ten
sió
n n
om
inal
[V
]
[kW] [kVA]
Ren
dim
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Fact
or
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po
ten
cia
(Co
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Inte
nsi
dad
no
min
al [
A]
Fact
or
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carg
a
[kW] [kVA]
Inte
nsi
dad
dem
and
ada
[A
]
I de
arra
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Rel
evad
or
Pará
met
ro
Un
idad
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go
Un
idad
es
Val
or
aju
ste
Pará
met
ro
Ran
go
Un
idad
es
Val
or
aju
ste
A 1EGB60AA351 VALVULA MOTORIZADA DESCARGA TANQUE COMBUSTIBLE 1 BJA51-A-4.1.1 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1EGB70AA351 VALVULA MOTORIZADA DESCARGA TANQUE COMBUSTIBLE 2 BJA51-A-4.1.2 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1EGD61AA351 VALVULA MOTORIZADA ALIMENTACIÓN COMBUSTIBLE TG Y GEN. AUXILIAR 2 BJA51-A-4.1.3 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1EGD62AA351 VALVULA MOTORIZADA ALIMENTACIÓN COMBUSTIBLE TG Y GEN. AUXILIAR 1 BJA51-A-4.1.4 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1GAD72AA351 VALVULA MOTORIZADA PTA A TANQUE AGUA 2 BJA51-A-4.1.5 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1GAD73AA351 VALVULA MOTORIZADA PTA A TANQUE AGUA 1 BJA51-A-4.1.6 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1GNK80AA351 VALVULA MOTORIZADA DESCARGA PTA A BALSA EVAPORACIÓN BJA51-A-4.2.3 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1GNK90AA351 VALVULA MOTORIZADA DESCARGA PTA A TANQUE HOMOGENEIZACIÓN BJA51-A-4.2.4 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1GAD91AA351 VALVULA MOTORIZADA TANQUE AGUA A PTA 2 BJA51-A-4.3.1 480 0,43 0,80 0,85 1,32 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1GAD81AA351 VALVULA MOTORIZADA TANQUE AGUA A PTA 1 BJA51-A-4.3.3 480 0,43 0,80 0,85 1,32 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170
A 1EGD52AP001-M01 Bomba 1 Alimentación Combustible a Generador Auxiliar BJA51-C-1 480 1,10 0,81 0,80 2,00 Schneider GV2P07 CCM-02E Rango Ajuste 1,6-2,5 A 2,5 Disparo fijo A 33,5
A 1GMB61AP001-M01 Bomba 1 Pozo de bombeo Separador aceitosas a Balsa Evaporación BJA51-C-3 480 5,50 0,90 0,87 8,40 Schneider GV2P16 CCM-02E Rango Ajuste 9-14 A 10,5 Disparo fijo A 170
A 1GNK61AP001-M01 Bomba 1 Depósito de homogeneización y neutralización a balsa evaporación BJA51-C-4 480 7,50 0,91 0,88 11,30 Schneider GV2P16 CCM-02A Rango Ajuste 9-14 A 14,0 Disparo fijo A 170
A 1GAD60AP001-M01 Bomba Recirculación Tanque 1GAD60BB010 BJA51-C-6 480 18,50 0,92 0,90 26,80 Schneider GV2P32 CCM-02A Rango Ajuste 24-32 A 32,0 Disparo fijo A 416
A 1GAD70AP001-M01 Bomba Recirculación Tanque 1GAD70BB010 BJA51-C-7 480 18,50 0,92 0,90 26,80 Schneider GV2P32 CCM-02A Rango Ajuste 24-32 A 32,0 Disparo fijo A 416
A 1EGD53AP001-M01 Bomba 2 Alimentación Combustible a Generador Auxiliar BJA51-D-1 480 1,10 0,81 0,80 2,00 Schneider GV2P07 CCM-02E Rango Ajuste 1,6-2,5 A 2,5 Disparo fijo A 33,5
A 1GMB71AP001-M01 Bomba 2 Pozo de bombeo Separador aceitosas a Balsa Evaporación BJA51-D-3 480 5,50 0,90 0,87 8,40 Schneider GV2P16 CCM-02E Rango Ajuste 9-14 A 10,5 Disparo fijo A 170
A 1GNK71AP001-M01 Bomba 2 Depósito de homogeneización y neutralización a balsa evaporación BJA51-D-4 480 7,50 0,91 0,88 11,30 Schneider GV2P16 CCM-02A Rango Ajuste 9-14 A 14,0 Disparo fijo A 170
A 1GHC61AP001-M01Bomba 1 Alimentación Agua Desmineralizada a Turbina de Gas
BJA51-D-6 480 18,50 0,92 0,90 26,80 Schneider GV2P32 CCM-02A Rango Ajuste 24-32 A 32,0 Disparo fijo A 416
A 1GHC62AP001-M01Bomba 2 Alimentación Agua Desmineralizada a Turbina de Gas
BJA51-D-7 480 18,50 0,92 0,90 26,80 Schneider GV2P32 CCM-02A Rango Ajuste 24-32 A 32,0 Disparo fijo A 416
A 1MBN50AN001-M01 FUEL HEATING SKID VENT FAN MOTOR 88FDH-1 BJA51-E-1 480 0,40 1,00 0,85 0,60 Schneider GV2P06 CCM-02C Rango Ajuste 1-1,6 A 1,0 Disparo fijo A 23
Potencia nominal
Potencia demandada Ajustes generales Función L ó Térmico Función I ó magnético
Esq
. Típ
ico
Edita: Cliente:
CLIENTE:
PROYECTO: RESERVA FRIA ETEN
LOCALIZACIÓN: Chiclayo - Lambayeque - PERÚ
Nº DOC.: UNIDADES: Rev. FECHA REALIZ. COMP. APROB. ESTADO
C.D.: KKS A 20-11-2014 JMM PRV JSA Edición Inicial
Área Téc.: SERVICIO:
IDOM Typ:
n/aRFE-1-YE_-EEC-IDO-001
COORDINACIÓN PROTECCIONES
n/a02.07.01
ELÉCTRICA
A 1GHC82Grupo de Presión Alimentación Agua Desmineralizada a Servicios Auxiliares
BJA51-E-10.11 480 16,50 0,95 0,81 25,80 175Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10032
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
115 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 400,00
A 1SCA79 ESTACIÓN DE AIRE COMPRIMIDO 1 BJA51-E-10.12 480 13,20 0,90 0,85 20,80Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10032
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
115 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 400,00
A 1BAT10GH001 VENTILADORES TRANSFORMADOR 1BAT10 (BACKUP) BJA51-E-10.13 480 36,00 0,90 0,85 56,60 112Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10080
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
0,8815 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 640,00
A 1GHA81Grupo de Presión Alimentación Agua bruta a Enfriadores Evaporativos / Potabilizadora
BJA51-E-10.21 480 18,50 0,95 0,85 27,60 189Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10040
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
0,8615 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 500,00
A 1SDT30AN010 WATER WASH SKID BJA51-E-4 480 81,54 1,00 0,85 115,30Schneider NSX160TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
160160
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
0,915 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 1250,00
A 1EGA72AA351 VALVULA MOTORIZADA CARGA TANQUE COMBUSTIBLE 1 BMB52-A-3.1.1 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1EGA73AA351 VALVULA MOTORIZADA CARGA TANQUE COMBUSTIBLE 2 BMB52-A-3.1.2 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1GAF81AA351 VALVULA MOTORIZADA CARGA TANQUE AGUA 1 BMB52-A-3.1.3 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1GAF82AA351 VALVULA MOTORIZADA CARGA TANQUE AGUA 2 BMB52-A-3.1.4 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1EGD50AA351 VALVULA MOT. ALIMENTACIÓN TANQUE DIARIO GEN. AUX. BMB52-A-3.1.6 480 0,33 0,80 0,85 1,01 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1UBA51AN001 VENTILACIÓN CONTENEDOR MT BMB52-A-3.2.1 480 0,30 0,50 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1BAC10GH001 AUX. ACCIONAMIENTOS INTERRUPTOR GENERADOR BMB52-A-3.2.2 480 1,95 2,30 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1UBA52AN001 VENTILACIÓN CONTENEDOR BT BMB52-A-3.2.3 480 0,83 1,30 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1BFT51AN001 VENTILACIÓN CONTENEDOR TRAFO 1BFT51 BMB52-A-3.2.4 480 1,10 1,50 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1BFT53AN001 VENTILACIÓN CONTENEDOR TRAFO 1BFT53 BMB52-A-3.2.5 480 1,10 1,50 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A 1BBT51GH001 VENTILADORES TRANSFORMADOR 1BBT51 BMB52-A-3.2.6 480 1,20 3,00 Schneider GV2P16 CCM-5 Rango Ajuste 9-14 A 9 Disparo fijo A 170,00
A HVAC CONTENEDOR ELECTRÓNICA BMB52-D-10.1.1 480 5,20 7,40Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10016
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
115 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 190,00
A 1SCA80 ESTACIÓN DE AIRE COMPRIMIDO 2 BMB52-D-10.1.2 480 13,20 0,90 0,85 20,80Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10032
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
115 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 400,00
A 1BNA52 TABLERO DE ESENCIALES BMB52-D-10.1.3 480 25,11Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10063
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
115 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 500,00
A 1GAF_1GH001 ISLA DE CARGA AGUA BRUTA BMB52-D-10.2.2 480 48,74 146Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10063
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
0,9515 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 500,00
A 1BAT10GH001 VENTILADORES TRANSFORMADOR PRINCIPAL 1BAT10 BMB52-D-10.2.3 480 36,00 0,90 0,85 56,60 112Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10080
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
0,8815 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 640,00
A 1SGA81GH002 TABLERO PCI (BOMBA JOCKEY) BMB52-D-10.3.1 480 2,20 3,46 24Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10016
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
0,715 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 190,00
A 1EGA_1GH001 ISLA DE CARGA COMBUSTIBLE BMB52-D-10.3.2 480 31,00 48,74 146Schneider NSX100TMD
CCM-04FrameRating Plug
AA
10063
Pickup levelTime dial
0,7-1,0FIJO
x Ins
0,9515 s @6xIr
Pickup levelFIJO A 500,00
CÁLCULOS ELÉCTRICOS Rev. A
ANEXO VII
RFE-1-YE__-ECE-IDO-001 Pág/Page 284 de/of 288
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ANEXO VII:
CURVAS DE SELECTIVIDAD TIEMPO-CORRIENTE SISTEMA
DE BT
CB-BJA12Merlin Gerin MICROLOGIC 6.0Sensor = 1250LT Pickup = 0.96 (1200 Amps)LT Band = 2ST Pickup = 5 (6000 Amps)ST Band = 0.3 (I^x)t = INInst. Pickup = 6 (7500 Amps)
1BFT53-F1 - P - 50OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5Inst = 23 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 0,25 s
1BFT53-F1 - P - 51OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5IEC - Curve CPickup = 5 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 0,53x = 5 s, 5x = 1,67 s, 8x = 0,635 s
CB-Motor
Cable_1BFT53Ampacity
XFR_Distr - POC1GE Multilin350CT Ratio 500:5IEC - CPickup = 0,75 (0,04 - 20 xCT Sec)Time Dial = 0,53x = 5 s, 5x = 1,67 s, 8x = 0,635 sInst = 11 (0,05 - 20 xCT Sec)Time Delay = 0,15 s
1BFT53FLA
1BFT53Inrush
1BFT533500 kVA (Secondary) 14 %ZDelta-Wye Solid Grd
Cable_1BFT53 - P
1BFT53-F1 - 3P XFR_Distr - 3P
ACOP 53-51 F1 - P - 50OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5Inst = 15 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 0,15 s
ACOP 53-51 F1 - P - 51OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5IEC - Curve CPickup = 3,35 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 0,53x = 5 s, 5x = 1,67 s, 8x = 0,635 s
ACOP 53-51 F1 - 3P
∆ 0,09 s
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 100 1BFA53 (Nom. kV=0,48, Plot Ref. kV=0,48)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 100 1BFA53 (Nom. kV=0,48, Plot Ref. kV=0,48)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
ETAP Star 12.0.0C
COORDINACIÓN BT (FASES)
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚContract:Engineer: IDOMFilename: \\ATBCN\industrial\4 ENCARGOS\17595\CD\02 INGENIERÍA\07 ELÉCTRICO\04 C
Date: 21-11-2014 SN: IDOMINGCONRev: BaseFault: Phase
1BJA12
±
±
±
±
±
1BBA51
1BFA53 1BMA52
CB 1BBA51-E
1BFT53
3500 kVA
CB 53/52
CB 1BFA53-A
Cable_1BFT53
2-3/C 185
R XFR_Distr
R 1BFT53-F1
R ACOP 53-51 F1
CB-BJA12
CB-Motor
88TK-2
200 HP
1BBA51
CB 1BBA51-E
CB 1BFA53-A
88TK-2
200 HP
1BMA521BFA53
1BJA12
Cable_1BFT53
2-3/C 185
CB-Motor CB 53/52
1BFT53
3500 kVA
XFR_Distr
ACOP 53-51 F1
CB-BJA12
1BFT53-F1
ACOP 53-51 F1 - N - 50OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5Inst = 2,07 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 1 s
CB-BJA12Merlin Gerin MICROLOGIC 6.0Sensor = 1250Ground Pickup = J (1200 Amps)Ground Band = 0.3 (I^x)t = IN
Cable_1BFT53Ampacity
1BFT53-F1 - N - 50OC1GE MultilinF650CT Ratio 5000:5Inst = 10,07 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Delay = 2 s
1BFT53-F1 - G - 51OC1GE MultilinF650CT Ratio 1250:5ANSI - Extremely InversePickup = 15 (0,05 - 160 Sec - 5A)Time Dial = 503x = 33 s, 5x = 12,4 s, 8x = 6,28 s
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 1000 1BFA53 (Nom. kV=0,48, Plot Ref. kV=0,48)
10K,5 1 10 100 1K3 5 30 50 300 500 3K 5K
Amps X 1000 1BFA53 (Nom. kV=0,48, Plot Ref. kV=0,48)
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
1K
,01
,1
1
10
100
,03
,05
,3
,5
3
5
30
50
300
500
Seconds
ETAP Star 12.0.0C
COORDINACIÓN BT (NEUTRO)
Project: Reserva Fría EtenLocation: Chiclayo - Lambayeque - PERÚContract:Engineer: IDOMFilename: \\ATBCN\industrial\4 ENCARGOS\17595\CD\02 INGENIERÍA\07 ELÉCTRICO\04 C
Date: 21-11-2014 SN: IDOMINGCONRev: BaseFault: Ground
1BJA12
±
±
±
±
±
1BBA51
1BFA53 1BMA52
CB 1BBA51-E
1BFT53
3500 kVA
CB 53/52
CB 1BFA53-A
Cable_1BFT53
2-3/C 185
R XFR_Distr
R 1BFT53-F1
R ACOP 53-51 F1
CB-BJA12
CB-Motor
88TK-2
200 HP
1BBA51
CB 1BBA51-E
CB 1BFA53-A
88TK-2
200 HP
1BMA521BFA53
1BJA12
Cable_1BFT53
2-3/C 185
1BFT53
3500 kVA
XFR_Distr
CB 53/52CB-Motor
CB-BJA12
ACOP 53-51 F1
1BFT53-F1
CÁLCULOS ELÉCTRICOS Rev. A
ANEXO VIII
RFE-1-YE__-ECE-IDO-001 Pág/Page 287 de/of 288
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ANEXO VIII:
CÁLCULO MÍNIMA CORRIENTE CORTOCIRCUITO
One-Line Diagram - OLV1
page 1 19:36:43 nov 21, 2014 Project File: Eten_protecciones
ETEN: CORTOCIRCUITO 20/11/2014
ESTUDIO MÍNIMO CORTOCIRCUITO
GENERADOR EMERGENCIA 2123 kVA Xd = 13,3% CONECTADO A 1BMA52 EN ISLA
GENERADOR AUXILIAR Y PRINCIPAL DESCONECTADOS
TRAFOS MT/BT 3500 kVA Uk=14%
SOLO CCM GENERALES CONECTADOS
1BBA51
6,6 kV0 k
V 06,66 kA -84,4
±
±
±
±
±
±
1BFA51
0,48 kV0 k
V 0
21,95 kA -81,8
±
±
1BFA53
0,48 kV 0 kV 0
23,27 kA -80,9
1BMA52
0,48 kV 0 kV 0
27,45 kA -83,8
1BNB52
0,38 kV 0 kV 0
4,1 kA -59,9
CGDE
0,48 kV
0 kV 0
29,55 kA -86,4
±
±
±
±
±
±
±
±
±
±
1BBA76
6,6 kV
1BJA76
0,48 kV
±
±
±
BUS GEN
18 kV
0 kV 0
39,34 kA -86,2
S.E. Etén
220 kV 0 kV 0
7,3 kA -83
S.E. Reque
220 kV 0 kV 0
7,94 kA -82,9
Sistema PCI
200 kW
Red Eléctrica Peruana
3022 MVAsc
220 kV
7,93
Narcissus
AL 2,92 km
0,014
1BAT10
13,33 %Z
220/18 kV
YNd1
300 MVA
39,17
1MKA10
225 MW
18 kV
17 %Xd"
9021 A
Isolated Phase CU
35 m
Open
Isolated Phase CU
35 m
0,175Isolated Phase CU
8 m
R
1BBT51
13,5 %Z
18/6,9 kV
Dyn11 11,5 MVA
2,5% TapP
4-3/C 240
CU 40 m
1MKA76
8,44 MW
6,6 kV
16 %Xd"
922,9 A
3-3/C 300
CU 20 m
Open
CARGAS 1BJA76
270 kVA
1BFT76
4 %Z
6,6/0,505 kV
Dyn11
500 kVA
2,5% TapP
1-3/C 300
CU 20 m
3-3/C 300
CU 120 m
R
Excitación 1MKC10
944 kVA
1MKC20
6 %Z
6,6/0,45 kV
Yd1 1500 kVA
1-3/C 150
CU 40 m
R
1BPT10
6/6/6 %Z
6,6/2,08/2,08 kV
5450/2725/2725 kVA
3-3/C 240
CU 40 m
R
Open
88WN-1
224 kW
1-3/C 70
CU 50 m
88WN-1_XFR
6 %Z
6,6/4,16 kV
Yd1
600 kVA
1-3/C 70
CU 70 m
R
88WN-2
224 kW
1-3/C 70
CU 50 m
88WN-2_XFR
6 %Z
6,6/4,16 kV
Yd1
600 kVA
1-3/C 70
CU 70 m
Open
88AK-1
375 kW
1-3/C 70
CU 50 m
88AK-1_XFR
6 %Z
6,6/4,16 kV
Yd1
600 kVA
1-3/C 70
CU 100 m
R
88AK-2
375 kW
1-3/C 70
CU 50 m
88AK-2_XFR
6 %Z
6,6/4,16 kV
Yd1
600 kVA
1-3/C 70
CU 100 m
Open
W-1BMB20
1XKA52
2123 kW
0,48 kV
10,7 %Xd"
3191 A
28,68
6-3/C 300
CU 50 m
CARGAS 1BNB52
82,2 kVA
0,077
4,02
1BNT52
4 %Z
0,48/0,4 kV
Dyn1
150 kVA
0,067
W-1BMB52
MBN50 AH010
450 kVA
1BJA80
400 kVA
W-1BJA12
1BFT53
14 %Z
6,6/0,505 kV
Dyn11 3500 kVA
2-3/C 185
CU 40 m
R
2-3/C 185
CU 40 m
1BFT51
14 %Z
6,6/0,505 kVDyn11 3500 kVA
W-1BJA51W-1BJA11
2-3/C 240
CU 115 m
RR
19,5
R
Open
R
Open
Open
Open
OpenOpen Open
OpenOpen Open
LCI 1BPA10_1
2725 kVALCI 1BPA10_2
2725 kVA
19,43
Open
Excitación 1MKC10
944 kVALCI 1BPA10_1
2725 kVA
MBN50 AH010
450 kVA
CARGAS 1BNB52
82,2 kVA
W-1BJA51W-1BMB20W-1BJA12W-1BJA11W-1BMB52
1BJA80
400 kVA
CARGAS 1BJA76
270 kVA
LCI 1BPA10_2
2725 kVA
Red Eléctrica Peruana
3022 MVAsc
220 kV
1MKA10
225 MW
18 kV
17 %Xd"
9021 A
1MKA76
8,44 MW
6,6 kV
16 %Xd"
922,9 A
Narcissus
AL 2,92 km
6-3/C 300
CU 50 m
3-3/C 300
CU 120 m
3-3/C 300
CU 20 m1-3/C 300
CU 20 m
1-3/C 70
CU 50 m
1-3/C 70
CU 50 m
1-3/C 70
CU 50 m
1-3/C 70
CU 100 m
1-3/C 70
CU 70 m
1-3/C 70
CU 70 m
2-3/C 185
CU 40 m
2-3/C 185
CU 40 m1-3/C 150
CU 40 m 3-3/C 240
CU 40 m
4-3/C 240
CU 40 m
1-3/C 70
CU 100 m
1-3/C 70
CU 50 m
2-3/C 240
CU 115 m
1BAT10
13,33 %Z
220/18 kV
YNd1
300 MVA
1BBT51
13,5 %Z
18/6,9 kV
Dyn11 11,5 MVA
2,5% TapP
1BFT53
14 %Z
6,6/0,505 kV
Dyn11 3500 kVA
1BFT51
14 %Z
6,6/0,505 kVDyn11 3500 kVA
1MKC20
6 %Z
6,6/0,45 kV
Yd1 1500 kVA
1BNT52
4 %Z
0,48/0,4 kV
Dyn1
150 kVA
88WN-1_XFR
6 %Z
6,6/4,16 kV
Yd1
600 kVA
88WN-2_XFR
6 %Z
6,6/4,16 kV
Yd1
600 kVA
88AK-1_XFR
6 %Z
6,6/4,16 kV
Yd1
600 kVA
88AK-2_XFR
6 %Z
6,6/4,16 kV
Yd1
600 kVA
1BFT76
4 %Z
6,6/0,505 kV
Dyn11
500 kVA
2,5% TapP
1BPT10
6/6/6 %Z
6,6/2,08/2,08 kV
5450/2725/2725 kVA
1BBA51
6,6 kV
1BFA53
0,48 kV
1BFA51
0,48 kV
S.E. Etén
220 kV
BUS GEN
18 kV
1BMA52
0,48 kV
CGDE
0,48 kV 1BNB52
0,38 kV
S.E. Reque
220 kV
1BBA76
6,6 kV
1BJA76
0,48 kV
Sistema PCI
200 kW
88WN-1
224 kW
88AK-1
375 kW
88WN-2
224 kW
88AK-2
375 kW
1XKA52
2123 kW
0,48 kV
10,7 %Xd"
3191 A
0,1970,294
6,19
3,98 2,540,85426,57
0,918
0,014
7,28
0 kV 0
7,94 kA -82,9
0 kV 0
4,1 kA -59,9
0 kV 0
29,55 kA -86,4
0 kV 0
27,45 kA -83,8
0 kV 0
39,34 kA -86,2
0 kV 0
7,3 kA -83
0 kV 0
21,95 kA -81,80 k
V 023,27 kA -80,9
0 kV 06,66 kA -84,4
Isolated Phase CU
35 m
Open
Isolated Phase CU
35 m
Isolated Phase CU
8 m
6,19
Open
Open
Open
Open
0,014
39,17
Open
19,43
OpenOpen
Open Open
Open
Open
Open
2,54
Open
4,02
0,077
7,93
7,28
0,175
0,014
Open
0,294 0,197
26,573,98 0,0670,854
Open
28,68
0,918
19,5