3 PROTEÇÃO DE LINHA PRINCIPAL 2012 12 06 JAURU R00

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MEMORIAL DE CÁLCULO DOS AJUSTES DAS PROTEÇÕES DA LINHA JAURU – CUIABÁ 500 KV �Nº Doc.: 
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����Revisão:
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MEMORIAL DE AJUSTE DAS PROTEÇÕES DA LINHA PAULO AFONSO III – ZEBU 
CIRCUITO C1 
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Folha
Nº � PAGE �2�/� NUMPAGES �29���
	
SE JAURU 
MEMORIAL DE CÁLCULO DOS AJUSTES
DAS PROTEÇÕES DA LINHA SE JAURU PARA SE CUIABÁ 500 Kv
PROTEÇÃO PRINCIPAL
	Revisão
	Data
	Emissão
	Elaborado
	Verificado
	Aprovado
	Descrição
	0
	11/12/2012
	A
	RS
	RA
	PF
	Emissão Inicial
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
�
SUMÁRIO
41.0 – INTRODUÇÃO	�
42.0 – INFORMAÇÕES UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO	�
43.0 – SOFTWARES UTILIZADOS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO	�
44.0 – NORMAS E REFERÊNCIAS UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO	�
45.0 – ESCOPO	�
56.0 – DADOS DA LINHA	�
67.0 – ESTUDO DE CURTO CIRCUITO	�
88.0 – TRANSFORMADORES DA LINHA	�
89.0 – IMPEDANCIA DE CARGA DA LINHA	�
910.0 – AJUSTES DOS CANAIS ANALÓGICOS	�
912.0 – CONFIGURAÇÃO	�
1312.0 – PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA 21 E 21N	�
1512.1 – PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA – 21P E 21N	�
1512.2 – CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 1:	�
1712.3 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 2:	�
2812.4 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 3:	�
2812.5 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 4:	�
2912.6 - FATOR DE COMPENSAÇÃO RESIDUAL PARA O ELEMENTO DE FALTA A TERRA.	�
2912.7 - ALCANCE RESISTIVO DAS ZONAS DE PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA.	�
3813.0 – TELEPROTEÇÃO DA FUNÇÃO 21 e 67N	�
4114.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE FASE.	�
4315.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO.	�
4816.0 – BLOQUEIO POR OSCILAÇÃO DE POTÊNCIA.	�
5217.0 – PROTEÇÃO DE TENSÃO.	�
5217.1– SUBTENSÃO.	�
5217.2 –SOBRETENSÃO.	�
5418.0 – FALHA DE FUSÍVEL DE TP 60.	�
5519.0 – SYNCHROCHECK.	�
5820.0 – RELIGAMENTO AUTOMÁTICO 79.	�
6221.0 – RELATÓRIO DE CURTO-CIRCUITO	�
�
�
Histórico de revisões
	Revisão do documento
	Alterações
	Rev 0
	
Emissão inicial.
�
1.0 – INTRODUÇÃO
O objetivo do presente documento é apresentar o memorial de cálculo de ajuste da proteção da linha de 500 kV circuito da SE JAURU para SE CUIABÁ – Terminal SE JAURU. Sabe-se que:
O estudo de curto-circuito tem por objetivo verificar a suportabilidade dinâmica e térmica dos equipamentos na ocorrência de falta e fornecer subsídios para o estudo de coordenação da proteção. Para atingir estes objetivos, o estudo de curto-circuito abrange o cálculo das correntes para os seguintes tipos de faltas: trifásicas e fase a terra.
O estudo de seletividade das proteções tem por objetivo definir a graduação dos dispositivos de proteção instalados nos painéis de modo a garantir um sistema seguro e seletivo quando na ocorrência de correntes de curto-circuito e sobrecarga.
2.0 – INFORMAÇÕES UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO
Diagramas unifilar da SE JAURU (Diagr. Unifilar SE JAURU - CMG-108-577003-0030-Model);
Estudo Pré_operacional_242-2011-V-01 ONS.
Relatório de Filosofias de Proteções de LTs da Rede Básica – final ONS.
Documento Ajuste_SE JAURU (dados obtidos do relé)
E-mail com recomendação do fabricante - Ajustes_TME_Schneider
Bases de dados ONS PAR 12-15, obtido no site da ONS. 
3.0 – SOFTWARES UTILIZADOS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO
Electrocon CAPE (Computer-Aided Protection Engineering) Build Date: March 7th, 2005 (Revised May 13th, 2010); 
4.0 – NORMAS E REFERÊNCIAS UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO
Technical Guide – MICOM P443 – Numerical distance Protection.
5.0 – ESCOPO
O presente estudo contempla o ajuste das funções de proteção descritas no índice desse documento, para os IED´s (P443 - AREVA) proteção principal, presentes na SE JAURU- linha de 500 kV – SE JAURU para SE CUIABÁ.
Convém esclarecer que a avaliação da adequação dos equipamentos, tais como: chaves seccionadoras, disjuntores e transformadores de corrente, não faz parte do escopo do presente estudo. Assim, parte-se do pressuposto que todos os equipamentos pertencentes a SE JAURU foram dimensionados para suas condições de operação.
�
6.0 – DADOS DA LINHA 
A figura abaixo mostra a região de operação das linhas. 
Impedâncias de seqüência positiva e de seqüência zero das linhas SE CUIABÁ - SE JAURU.
Sequência Positiva 
	
	L
	R1
	X1
	B
	Capacidade
	Equipamento
	(km)
	(%)
	(%)
	(Mvar)
	(MVA)
	LT 500 kV CUIABÁ - JAURU
	354,67
	0,306
	4,292
	447
	2037 / 2546
	
	
	
	
	
	
	
	L
	R1
	X1
	B
	Capacidade
	Equipamento
	(km)
	(pu)
	(pu)
	(Mvar)
	(MVA)
	LT 500 kV CUIABÁ - JAURU 
	354,67
	0,00306
	0,04292
	447
	2037 / 2546
	
	
	
	
	
	
	
	L
	R1
	X1
	B
	Capacidade
	Equipamento
	(km)
	(Ω)
	(Ω)
	(Mvar)
	(MVA)
	LT 500 kV CUIABÁ - JAURU 
	354,67
	7,65
	107,3
	447
	2037 / 2546
Sequência Zero
	
	R0
	X0
	B
	Equipamento
	(%)
	(%)
	(Mvar)
	LT 500 kV CUIABÁ - JAURU
	5,097
	16,12
	272,6
	
	
	
	
	
	R0
	X0
	B
	Equipamento
	(pu)
	(pu)
	(Mvar)
	LT 500 kV CUIABÁ - JAURU
	0,05097
	0,1612
	272,6
	
	
	
	
	
	R0
	X0
	B
	Equipamento
	(Ω)
	(Ω)
	(Mvar)
	LT 500 kV CUIABÁ - JAURU
	127,425
	403
	272,6
A figura abaixo fornece as impedâncias da linha consideradas para os cálculos de curto circuito. 
7.0 – ESTUDO DE CURTO CIRCUITO 
Falta trifásica na Barra da SE E JAURU 500 kV
Falta fase terra na Barra da SE JAURU 500 kV
Falta trifásica na Barra da SE CUIABÁ 500 kV
�
Falta monofásica na Barra da SE CUIABÁ
 
A tabela a seguir, apresenta o nível de curto calculado para as barras de interesse do sistema ilustrados nas figuras acima. 
Nível de curto circuito nas barras
	Barra
	Tensão [kV]
	Curto 3F [A]
	Curto FT [A]
	SE JAURU 3691
	500
	6971.72 @ -86.1 
	4034.10 @ -86.3 
	SE CUIABÁ 3686
	500
	5591.94 @ -83.6 
	3623.72 @ -85.3 
Obs. Para valores de contribuição vide relatório detalhado de curto circuito no item 9.0.
8.0 – TRANSFORMADORES DA LINHA 
Transformador de Corrente. 
De acordo com as informações fornecidas o transformador de corrente instalado para proteção da linha é de:
 2000:1 A 
 RTC 2000
Transformador de Potencial. 
 
RTP =4500 
9.0 – IMPEDANCIA DE CARGA DA LINHA 
Para determinação da Impedância mínima de carga da linha, utilizaremos a capacidade máxima de transmissão da linha, considerando uma queda de tensão de 10% 
 =
Considerando um ângulo de carga de 30°podemos obter a Resistência mínima de carga 
10.0 – AJUSTES DOS CANAIS ANALÓGICOS 
	Menu text
	Setting
	Main VT Primary 
	517.5 kV
	Main VT Sec`y
	115 V
	CS VT Primary 
	517.5 kV
	CS VT Secundary
	115 V
	Phase CT Primary 
	2000 A
	Phase CT Sec`y
	1 A
	SEF CT Primary
	2000 A
	SEF CT Sec`y
	1 A
	MComp CT Primary 
	2000 A
	MComp CT Sec`y
	1 A
	C/S Input
	B-N
	Main VT Location 
	Line
	CT Polarity
	Standard
	SEF CT Polarity
	Standard
	M CT Polarity
	Standard
12.0 – CONFIGURAÇÃO
A seguinte seção detalha individualmente status de cada função de proteção no relé. 
Restore Defaults
Descrição: Restaura os ajustes de um grupo especificou ou os ajustes de todos os grupos do dispositivo para o valor padrão de fabrica.
Setting Group
Descrição: Permite que os ajustes do dispositivo sejam feitas via Menu ou via entrada ótica. 
Active Settings
Descrição: Ativa um grupo de ajustes especifico.
Save Changes
Descrição: Salva todas os ajustes alteradas
Copy From
Descrição: Permite copiar os ajustes de um grupo selecionado.
Copy to
Descrição: Permite copias os ajustes para um grupo selecionado.
Setting Group 1
Descrição: Habilita ou desabilita um grupo de ajustes, caso seja desabilitado todas os ajustes e valores associados ficaram ocultos, menos a função colar.
Setting Group 2
Descrição:Habilita ou desabilita um grupo de ajustes, caso seja desabilitado todas os ajustes e valores associados ficaram ocultos, menos a função colar.
Setting Group 3
Descrição: Descrição: Habilita ou desabilita um grupo de ajustes, caso seja desabilitado todas os ajustes e valores associados ficaram ocultos, menos a função colar.
Setting Group 4
Descrição: Descrição: Habilita ou desabilita um grupo de ajustes, caso seja desabilitado todas os ajustes e valores associados ficaram ocultos, menos a função colar.
Distance
Descrição: Permite Habilitar ou Desabilitar a proteção de distancia: ANSI 21P/21G
Directional E/F
Descrição: Habilita ou desabilita a Proteção de Falta de Terra (DEF), usado em esquemas de teleproteção: ANSI 67N. 
Overcurrent
Descrição: Habilita ou desabilita a Função de Proteção de Sobrecorrente de Fase. I > Fases : ANSI 50/51/67P.
Neg. Sequence O/C
Descrição: Habilita ou desabilita a Proteção de Sobrecorrente em Seqüência Negativa. I2 >: ANSI 46/67.
Broken Conductor
Descrição: Habilita ou desabilita função de Condutor Rompido. I2/I1 > fases: ANSI 46BC.
Earth Fault
Descrição: Habilita ou desabilita a Função de Proteção de Falta de Terra. IN >: ANSI 50/51/67N
Sensitive E/F
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Proteção de Sensitive Earth Fault. ISEF >: ANSI 50/51/67N
Residual O/V NVD
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção contra sobretensão residual. VN >: ANSI 59N.
Valor Adotado: Disabled 
Thermal Overload
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção térmica de sobrecarga. ANSI 49.
PowerSwing Block
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Bloqueio por Oscilação de Potência. ANSI 68. 
Volt Protection
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Proteção de tensão de fase (subtensão / sobretensão). V<, V>: ANSI 27/59.
Freq Protection
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Proteção de Frequência.
df/dt Protection
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Proteção da Taxa de Variação de Frequência.
CB Fail
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Proteção de falha do disjuntor. ANSI 50BF.
Supervision
Descrição: Habilita ou desabilita a função de supervisão (VTS & CTS). ANSI VTS/CTS
System Checks
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Check de Sincronismo. ANSI 25.
Auto-reclose
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Religamento Automatico. ANSI 79.
Input Labels
Descrição: Define a visibilidade da Identificação das entradas no menu de ajuste do relé.
Output Labels
Descrição: Define a visibilidade da Identificação das saídas no menu de ajuste do relé.
CT & VT Ratios
Descrição: Define a visibilidade da Relação de transformação de Corrente e tensão, no menu de ajuste do relé.
Record Control
Descrição: Define a visibilidade do Registro de Controle no menu de ajuste do relé.
Disturb. Recorder
Descrição: Define a visibilidade do Registro de Disturbios no menu de ajuste do relé.
Measure't. Set-up
Descrição: Define a visibilidade dos ajustes de medição no menu de configurações do relé.
Comms. Settings
Descrição: Define a visibilidade dos ajustes de Comunicação no menu de ajustes do relé. Esta configuração serve para as duas portas traseiras de comunicação.
Commission Tests
Descrição: Define a visibilidade dos ajustes Teste de Comissionamento no menu de ajuste do relé.
Setting Values
Descrição: Configura a ordem de valores, isso afeta todas as configurações de proteção que são dependentes da relação de Transformação de Corrente e de Tensão. Todas as configurações subsequentes deveram basear-se nesta referência.
Control Inputs
Descrição: Define o status de Controle de entrada e operação no menu de ajuste do relé.
Ctrl I/P Config
Descrição: Define a visibilidade do Controle de Entrada de Configuração no menu de ajuste do relé.
Ctrl I/P Labels
Descrição: Define a visibilidade das legendas do Controle de Entrada no menu de ajuste do relé.
Direct Access
Descrição: Define qual disjuntor de controle de acesso direto é permitido. 
InterMiCOM
Descrição: Habilita ou desabilitar a proteção para o sistema de comunicação via EIA (RS) 232 InterMiCOM (Integrado de Teleproteção).
InterMiCOM64 Fiber
Descrição: Habilita ou desabilitar a proteção para o sistema de comunicação via InterMiCOM64 (Integrado de Teleproteção de 56/64kbit/s).
Function Key
Descrição: Define o menu de teclas de função visíveis no menu de ajustes do relé.
LCD Contrast
Descrição: Permite definir o valor de contraste do visor de LCD.
	Menu Text
	Setting
	Default Setting
	Available Settings
	Restore Defaults
	No Operation
	No Operation
	No Operation
All Settings
Setting Group 1
Setting Group 2
Setting Group 3
Setting Group 4
	Setting Group
	Select via Menu
	Select via Menu
	Select via Menu, Select via Optos
	Active Settings
	Group 1
	Group 1
	Group 1, Group 2, Group 3,Group 4
	Save Changes
	No Operation
	No Operation
	No Operation, Save, Abort
	Copy from
	Group 1
	Group 1
	Group 1, 2, 3 or 4
	Copy to
	No Operation
	No Operation
	No Operation, Group 1, 2, 3 or 4
	Setting Group 1
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Setting Group 2 (as above)
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Setting Group 3 (as above)
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Setting Group 4 (as above)
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Distance
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Directional E/F
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Overcurrent
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Neg. Sequence O/C
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Broken Conductor
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Earth Fault
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Sensitive E/F
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Residual O/V NVD
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Thermal Overload
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	PowerSwing Block
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Volt Protection
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Freq Protection
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	df/dt Protection
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	CB Fail
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Supervision
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	System Checks
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Auto-reclose
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Input Labels
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Output Labels
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	CT & VT Ratios
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Record Control
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Disturb. Recorder
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Measure't. Set-up
	Visible
	Invisible
	Invisible or Visible
	Comms. Settings
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Commission Tests
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Setting Values
	Secondary
	Primary
	Primary or Secondary
	Control Inputs
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Ctrl I/P Config.
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Ctrl I/P Labels
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Direct Access
	Enabled
	Enabled
	Enabled/Disabled/Hotkey,only/CB Cntrl. only
	InterMiCOM
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	InterMiCOM64 Fiber
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Function Key
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	LCD Contrast
	11
	11
	0…31
12.0 – PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA 21 E 21N
Os ajustes da função de proteção de distância são feitos em valores Secundários. As seguintes considerações básicas devem ser feitas quando fazemos os cálculos dos ajustes:
Erros introduzidos pelos transformadores de potencial TP’s e transformadores de correntes TC’s.
Imprecisão dos dados de impedância deseqüência zero da linha, e seus efeitos sobre o cálculo do fator de compensação do retorno da corrente pela terra
O efeito de infeed entre o relé e a localização da falta, incluindo a influência de diferentes relações Z0/Z1 de varias fontes.
O efeito da transferência de carga entre terminais
Para determinação do alcance resistivo deve ser considerado a influência da resistência de arco e também a impedância para a máxima carga da linha que é o limite de blindagem de carga. 
As resistência de faltas a terra podem ter valores diversos, não extremante previstos e com muita chance de ser muito maiores que a resistência de arco em isoladores (fhash overs). Essas resistências podem ser causadas por arvores, queda de condutores, fogo sob a linha e etc. Valores acima de 100 ohms primário podem ser possíveis.
12.1 – PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA – 21P E 21N 
12.2 – CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 1:
A primeira zona deverá ser ajustada forward para alcançar 80 % da impedância da LT, em função dos erros dos TP’s e TC’s, eventuais imprecisões nos parâmetros de linhas e considerando o efeito do carregamento, dessa forma minimizando os riscos de sobrealcance. 
Alcance em ohms Primários 
Zm1p= 6,12+ j 85,84 Ωp 
Zm1p= 86,06 < 85,92 Ωp 
Alcance em ohms Secundários 
Zm1s= 2,72+ j 38,18 Ωs
Zm1s= 38,28 < 85,92 Ωs 
A temporização desta zona deverá ser instantânea (sem temporização intencional).
Analisando as impedância calculadas pelo software de curto circuito para faltas na barra da SE CUIABÁ, não detectamos riscos de sobrealcance da zona 1, para o ajuste de 80% da impedância da linha. 
Para uma falta trifásicas na barra da SE CUIABÁ a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 107,57@ 86 Ωprim. 
Para uma falta fase terra na barra da SE CUIABÁ a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 107,57@ 86 Ωprim. 
 
12.3 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 2:
A zona 2 deve detectar falhas em toda a linha protegida. Considerando os diferentes erros que podem influenciar a medição da mesma forma como para zona 1, Para garantir o sobrealcance da zona 2 é desejado que o ajuste seja pelo menos 120% da impedância aparente medida pelo relé no terminal da SE JAURU. 
Essa zona será utilizada no esquema de teleproteção. 
O alcance zona 2 pode ser ainda maior se o infeed no terminal remoto for considerável.
A ajuste não deve exceder normalmente 80% das seguintes impedâncias:
a) A impedância correspondente à linha protegida, mais o alcance primeira zona da linha mais curta adjacentes. 
b) A impedância correspondente à linha protegida, mais a impedância do número máximo de transformadores operando em paralelo na barra remota no fim da linha protegida.
Para a), temos:
�
Para um curto-circuito trifásico na barra de 500 kV SE CUIABÁ a impedância medida pelo relé no terminal de SE JAURU é de 107,57@ 86 Ω.
Para uma falta fase terra na barra da SE CUIABÁ a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 107,57@ 86 Ωprim. 
Para uma falta trifásico na barra de 230 kV da SE CUIABÁ a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 345,36@ 90 Ωprim. 
�
Para uma falta fase terra na barra de 230 kV da SE CUIABÁ a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 199,57@ 91 Ωprim. 
Para uma falta trifásico na barra da SE RIBEIRÃOZINHO 500 KV com o circuito1 e 2 em operação, a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 256,80@ 86 Ωprim. 
Para uma falta fase terra na barra da SE RIBEIRÃOZINHO 500 KV com o circuito1 e 2 em operação, a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 419,81@ 81 Ωprim. 
Para uma falta trifásica na barra da SE RIBEIRÃOZINHO 500 KV com o circuito1 em operação e o circuito 2 fora de operação, a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 420,82@ 85 Ωprim. 
Para uma falta fase terra na barra da SE RIBEIRÃOZINHO 500 KV com o circuito1 em operação e o circuito 2 fora de operação e aterrado em ambos os terminais, a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 556,75@ 89 Ωprim. 
Para uma falta trifásica a 50% da linha SE RIBEIRÃOZINHO – SE CUIABÁ 500 KV com o circuito1 em operação e o circuito 2 fora de operação, a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 309,77@ 86 Ωprim. 
Para uma falta fase terra na barra SE RIBEIRÃOZINHO – SE CUIABÁ 500 KV com o circuito1 em operação e o circuito 2 fora de operação e aterrado em ambos os terminais, a impedância vista pelo IED no terminal de SE JAURU é de 556,75@ 89 Ωprim. 
Para o ajuste da zona 2 devemos considerar os limites inferior e superior, O limite inferior é a impedância medida pelo relé no terminal da SE JAURU, para uma falta na barra da SE CUIABÁ – impedância medida pelo relé para uma falta trifásica ou fase terra na barra da SE CUIABÁ 107,57@86 Ωp.
Para o limite superior, devemos considerar a menor impedância medida pelo relé no terminal de JAURU para uma falta seja trifásica ou fase terra nos seguintes pontos: falta na barra de 230 kV da SE CUIABÀ, falta na barra da SE RIBEIRÃOZINHO 500 KV, falta a 50% das linhas CUIABÁ - RIBEIRÃOZINHO 500 KV. 
Ajustaremos a zona 2 para 80% da impedância aparente medida pelo relé no terminal da SE JAURU, para uma falta fase terra na barra de 230 KV, secundário do transformador - 199,57@86,00 Ω, dessa forma sobrealcançando a barra da SE CUIABÁ e subalcançando a barra de 230 kV da SE CUIABÁ. 
Ajustaremos a zona 2 conforme segue:
Alcance em ohms Primários 
Zm2p = 11,14+j 159,27 Ωp
Zm2p= 159,66 < 86,00 Ωp
Alcance em ohms Secundários 
Zm2s = 4,95+j 70,79Ωs
Zm2s= 70.96 < 86,00 Ωs
A temporização desta zona deverá ser de 400 ms.
12.4 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 3:
Conforme item 4.1.3.3 do documento “FILOSOFIA DAS PROTEÇÕES DAS LTS DE ALTA E EXTRA ALTA TENSÃO DA REDE DE OPERAÇÃO” da O N S.
“4.1.3.3 - Utilização Como Unidades Diretas Independentes. 
Nestes casos as unidades de medida de zona 3, para falhas entre fases, são utilizadas com a finalidade de prover retaguarda remota para falhas em linhas de transmissão, com temporização da ordem de 1 segundo. Estas aplicações normalmente conduzem a alcances bastante abrangentes no diagrama R-X, podendo acarretar atuações incorretas durante contingências no sistema, que provoquem aumentos significativos nos carregamentos das linhas, como diversas vezes observado. Esta prática não é recomendada para sistemas onde se utiliza filosofia de retaguarda local, para evitar que linhas sejam desligadas durante contingências, de modo a não agravar as condições operativas do sistema. Este requisito se aplica também às unidades de medida para falhas a terra que não sejam inibidas pela presença de corrente de seqüência zero, sendo, portanto afetadas de igual modo pelo carregamento da linha.”
Manteremos essa zona desabilitada. 
12.5 - CRITÉRIO DE AJUSTE DA ZONA 4:
A quarta zona deverá operar na direção reversa e será ajustada para alcançar 120% do ajuste da zona 2 remota menus a impedância da linha protegida.
Essa zona será utilizada no esquema de teleproteção, fornecendo a informação de que a falta esta na direção reversa dessa forma bloqueando o esquema de telepproteção. 
Zrev = 1.2 × (Z2rem - ZL)
Onde:
ZL é a impedância da linha protegida. 
Z2rem é o ajuste da zona 2 do terminal remoto da linha protegida.
A temporização desta zona deverá ser ajustada em 1,5 segundos.
Alcance em ohms Primários 
Zm4p=1,84+j25,75 Ωp
Zm4p= 25,82 < 85,92 Ωp
Alcance em ohms Secundários 
Zm4s=0,816+j11,45 Ωs
Zm4s=11,47 < 85,92 Ωs
12.6 - FATOR DE COMPENSAÇÃO RESIDUAL PARA O ELEMENTO DE FALTA A TERRA. 
O fator de compensação residual pode ser aplicado independentemente para cada zona, se necessário. Para a linha estudada não existe mudanças significantes na característica da impedância usaremos um único fator de compensação para todas as zonas.
kZ0 ResComp = 0,988 kZ0 Angle = -17,97 
12.7 - ALCANCE RESISTIVO DAS ZONAS DE PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA. 
De acordo com os dados da linha fornecidos no relatório da ONS, podemos determinar a mínima impedância de carga.
 =
p
Tipicamente as zonas da proteção de distancia de terra devem prevenir a mínima impedância de carga com margem de segurança de 20% dessa forma teremos como máximo alcance resistivo o seguinte valor:
A tebela abaixo fornece os valores mínimo e máximos esperados para cobertura de resistência assumindo uma cobertura de 30 Ω (primário ) para o loop fase terra.
Valores primários 
	
	Mínimo
	Máximo
	Zm1
	Zm2
	Zm3
	Zm4
	Terra (RG) Ωp
	30
	63,63
	30
	60
	0
	30
Valores secundários 
	
	Mínimo
	Máximo
	Zm1
	Zm2
	Zm3
	Zm4
	Terra (RG) Ωs
	13,33
	28,28
	13,33
	26,66
	0
	13,33
A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. 
LINE PARAMETER
Line Length
Definição: Define o comprimento da linha protegida/cabo em km. Esta configuração está disponível se MEASURE'T SETUP for selecionado como 'Visível' em CONFIGURATION e se 'Distance Unit” – Unidade de distancia em MEASURE’T SETUP for selecionado como “km”.
Line Impedance
Definição: Defini a impedância de seqüência positiva da linha protegida em valors primários ou
no secundários, dependendo do "Setting Values" de referência escolhido no
campo CONFIGURATION. O valor definido é usado para localizar faltas, e para todos os alcances da proteção de distância se o modo de ajuste for definido como "Simple" no campo "GROUP x LINE PARAMETERS".
Line Angle
Definição: Define do ângulo da impedância de linha positiva.
kZN Residual Comp
Definição: Define a magnitude do valor do Fator de Compensação de returno da corrente pela terra, usado para estender o alcance para um valor multiplicado por (1+kZN) que é calculado com:
│kZN│ = (Z0 – Z1)/3xZ1, onde 
Z0 = impedância de seqüência positiva da linha protegida.
Z1 = impedância de seqüência zero da linha protegida.
kZ0 ResComp = 0,988 kZ0 Angle = -17,97 
kZN Residual Angle
Definição: Define o ângulo da Magnitude do Fator de Compensação.
Mutual Comp
Definição: Habilita ou desabilita a Compensação de Mutua usada tanto na proteção de distância quanto na localização de falta.
Phase Sequence
Definição: Esta definição é utilizada para selecionar se os três valores de fase (V e I) estão girando na seqüência ABC padrão ou se a rotação está em ordem inversa ACB. 
CB1 Tripping Mode
Definição: Esta configuração é usada para selecionar o modo de disparo mono ou tripolar. 
CB2 Tripping Mode
Definição: Esta configuração é usada para selecionar o modo de disparo mono ou tripolar.
Line Charging Y
Definição: Ajuste da proteção da suseptancia total da linha.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	Line Length (km)
	354,67
	100
	0.01
	1,000
	0.01
	Line Impedance
	47,81 Ωs
	10/In Ω
	0.05/In Ω
	500Ω ÷
(In x
percentage
reach
setting of
furthest
reaching
zone)
	0.01/In Ω
	Line Angle
	85,92°
	70°
	20°
	90°
	1°
	kZN Residual Comp
	0,98
	1
	0
	10
	0.01
	kZN Residual Angle
	-17,97°
	
	-180°
	90°
	1°
	Mutual Comp
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Phase Sequence
	Standard ABC
	Standard ABC
	Standard ABC, Reverse ACB
	CB1Tripping Mode
	1 and 3 pole
	3 Pole
	3 pole, 1 and 3 pole
	Trip Mode
	CB2Tripping Mode
	1 and 3 pole
	3 Pole
	3 pole, 1 and 3 pole
	Trip Mode
	Line Charging Y
	1.78 mS
	2.00mS
	0.00mS
	10.00mS
	0.1mS
DISTANCE SETUP 
Setting Mode
Definição: Selecionar o modo de ajuste da proteção de distância, dependendo do tipo de aplicação e preferências do usuário
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	Setting Mode
	Advanced
	Simple
	Simple or Advanced
	Setting Mode
PHASE DISTANCE
Phase Chars
Descrição: Define a característica da proteção de distância de fase em Mho, Quad ou Disable.
Zone 1 Ph Status
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 1 de fase. 
Zone 2 Ph Status
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 2 de fase. 
Zone 3 Ph Status
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 3 de fase. 
Zone 3 Ph Offset
Descrição: Habilita ou desabilita o compensação do alcance (Offset) da Zona 3. Este ajuste é invisível se 'Phase Chars” estiver desativado.
Zone P Ph Status
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona P de fase. 
Zone 4 Ph Status
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 4 de fase. 
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	Phase chars.
	Mho
	Mho
	Disabled or Mho or Quad
	Zone 1 Ph Status 
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone 2 Ph Status 
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone 3 Ph Status 
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone 3 Ph Offset 
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone P Ph Status 
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone 4 Ph Status 
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
GROUND DISTANCE
Phase Chars
Descrição: Define a característica da proteção de distância de terra em Mho, Quad ou Disable. ANSI 21G.
Zone 1 Gnd Status 
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 1 de terra. 
Zone 2 Gnd Status
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 2 de terra. 
Zone 3 Gnd Status
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 3 de terra. 
Zone 3 Gnd Offset
Descrição: Habilita ou desabilita o compensação do alcance (Offset) da Zona 3. Esta configuração é invisível se “Ground Char” estiver desativado.
Zone P Gnd Status
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona P de terra. 
Zone 4 Gnd Status
Descrição: Habilita ou desabilita a Zona 4 de terra. 
Digital Filter
Descrição:. Define o ajuste do filtro como Padrão (Standard) ou como Especial (Special Application)
O ajuste no modo 'Standard' atender a maioria das aplicações. Somente no caso onde as correntes e as tensões de falta forem muito distorcidas por harmônicos a filtragem extra devera ser aplicada.
CVT Filter
Descrição: Essa filtragem é utilizado para prevenir o sobrealcance e a operação no sub ciclo, da proteção de distância proveniente dos transitório dos transformadores de potencial. 
Load Blinder
Definição: Habilita ou desabilita a blindagem de carga.
Z< Blinder Imp
Definição: Ajusta do raio de circunferência da subimpedância (impedância mínima de carga).
 =
p
Load B/Angle
Descrição: Define de ângulo da impedância mínima de carga.
 
Load Blinder V<
Descrição: Define o valor da subtensão fase terra que sobrescreve o Blinder se a medição da tensão na fase afetada cai abaixo do valor ajustado também sobrescreve o blinder do loop fase quando a tensão de fase a fase cair abaixo √ 3 x (V configuração <).
Dist. Polarizing
Descrição: Esse ajuste define a composição da tensão de polarização como uma mescla de "Self" e "Memory" para tensão de polarização. A tensão de polarização 'Self' é fixada em 1pu e pode ser mesclada com a tensão de polarização 'Memory' que varia de 0.2 pu até 5 pu. A configuração padrão de 1 significa que metade da tensão de polarização é feita a partir da 'Self' e a outra metade da tensão de "Memory" limpa. A adição de mais tensão na "Memory" irá melhorar a cobertura resistiva para características Mho, cuja expansão é definido como:
Mho expansion = [(Dist. Polarizing)/ (Dist. Polarizing + 1)] x Zs
Onde Zs é a impedância da fonte.
	Menu Text
	Setting
	DefaultMin.
	Max.
	Step Size
	Phase chars.
	Quad
	Mho
	Disabled or Mho or Quad
	Zone 1 Gnd Status 
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone 2 Gnd Status 
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone 3 Gnd Status 
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone 3 Gnd Offset 
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone P Gnd Status 
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Zone 4 Gnd Status 
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Digital Filter
	Standard
	Standard
	Standard or Special Application
	CVT Filters
	Disabled
	Disabled
	Disabled, Passive or Active
	Load Blinder
	Enabled
	Disabled
	Disabled or Enabled
	Z< Blinder Imp
	35,35 Ωs
	15/In Ω
	0.1/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Load B/Angle
	30°
	
	15°
	65°
	1°
	Load Blinder V<
	53V
	15V
	1V
	70V
	0.5V
	Dist. Polarizing
	5
	1
	0.2
	5
	0.1
DELTA DIRECTION
Dir Status
Definição: Habilita ou desabilita O algoritmo de detecção da Variação da corrente e tensão (Delta Direction ΔI/ΔV) para a proteção de distância.
	DELTA DIRECTION
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	Dir. Status
	Disabled
	Enabled
	Disabled or Enabled
ELEMENTO DE DISTÂNCIA 
PHASE DISTANCE
Z1 Ph Reach
Descrição: Ajuste do alcance da Zona 1 de fase.
Z1 Ph. Angle
Descrição: Ajuste do ângulo para o alcance da Zona de Fase 1
Z1 Sensit. Iph>1
Descrição: Ajuste de sensibilidade de corrente para Z1, que deve ser excedido na fases em falta para Z1 operar
Z2 Ph Reach
Descrição: Ajuste do alcance da Zona 2 de fase.
Z2 Ph. Angle
Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 2 de fase.
Z2 Sensit. Iph>1
Descrição: Ajuste de sensibilidade de corrente para Z2, que deve ser excedido na fases em falta para Z2 operar.
Z4 Ph Reach
Descrição: Ajuste do alcance da Zona 4 de fase. 
Z4 Ph. Angle
Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 4 de Fase.
Z4 Sensit. Iph>1
Descrição: Ajuste de sensibilidade de corrente para Z4, que deve ser excedido na fases em falta para Z4 operar.
GROUND DISTANCE
Z1 Gnd Reach
Descrição: Ajuste do alcance da Zona 1 de terra.
Z1 Gnd. Angle
Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 1 de terra.
Z1 Dynamic Tilt
Descrição: Ajuste que habilita ou desabilita a Inclinação da Reatância Dinâmica Superior da Zona. 
kZN1 Res. Comp
Descrição: Define a magnitude da compensação do retorno da corrente pela terra.
kZN1 Res. Angle
Descrição: Define o ângulo da compensação do retorno da corrente pela terra.
R1 Gnd. Resistive
Descrição: Define alcance resistivo da Zona 1 da proteção de distância de terra.
Z1 Sensit. Ignd>1
Descrição: Ajuste da sensibilidade da corrente para Z1 de terra, que deve ser excedido na fase em falta, para Zona 1 operar.
Z2 Gnd Reach
Descrição: Ajuste do alcance da Zona 2 de terra.
Z2 Gnd. Angle
Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 2 de terra.
Z2 Dynamic Tilt
Descrição: Ajuste que habilita ou desabilita a Inclinação da Reatância Dinâmica Superior da Zona. 
kZN2 Res. Comp
Descrição: Define a magnitude da compensação do retorno da corrente pela terra.
kZN2 Res. Angle
Descrição: Define o ângulo da compensação do retorno da corrente pela terra.
R2 Gnd. Resistive
Descrição: Define alcance resistivo da Zona 2 da proteção de distância de terra.
Z2 Sensit. Ignd>2
Descrição: Ajuste da sensibilidade da corrente para Z2 de terra, que deve ser excedido na fase em falta, para Zona 2 operar.
Z4 Gnd Reach
Descrição: Ajuste do alcance da Zona 4 de terra.
Z4 Gnd. Angle
Descrição: Ajuste do ângulo de alcance da Zona 4 de terra.
Z4 Dynamic Tilt
Descrição: Ajuste que habilita ou desabilita a Inclinação da Reatância Dinâmica Superior da Zona.
kZN4 Res. Comp
Descrição: Define a magnitude da compensação do retorno da corrente pela terra.
kZN4 Res. Angle
Descrição: Define o ângulo da compensação do retorno da corrente pela terra.
R4 Gnd. Resistive
Descrição: Define alcance resistivo da Zona 4 da proteção de distância de terra.
Z4 Sensit. Ignd>4
Descrição: Ajuste da sensibilidade da corrente para Z4 de terra, que deve ser excedido na fase em falta, para Zona 4 operar. 
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	PHASE DISTANCE
	Z1 Ph. Reach
	38,28 Ωs
	8/In Ω
	0.05/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z1 Ph. Angle
	85,92°
	70°
	20°
	90°
	1°
	Z1 Sensit. Iph>1
	0.075 A
	
	0.05 x In
	2 x In
	0.01 x In
	Z2 Ph. Reach
	70,96 Ωs
	
	0.05/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z2 Ph. Angle
	86,00°
	70°
	20°
	90°
	1°
	Z2 Sensit. Iph>2
	0.075 A
	0.075 x In
	0.05 x In
	2 x In
	0.01 x In
	Z4 Ph. Reach
	11,47 Ωs
	15/In Ω
	0.05/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z4 Ph. Angle
	85,92°
	70°
	20°
	90°
	1°
	Z4 Sensit. Iph>4
	0.05 A
	0.05 x In
	0.05 x In
	2 x In
	0.01 x In
	GROUND DISTANCE
	Z1 Gnd. Reach
	38,28 Ωs
	8/In Ω
	0.05/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z1 Gnd. Angle
	85,92°
	70°
	20°
	90°
	1°
	Z1 Dynamic Tilt
	Disabled
	Enabled
	Disabled or Enabled
	kZN1 Res. Comp.
	0,988
	1
	0
	10
	0.001
	kZN1 Res. Angle
	-17,97°
	0
	-180°
	90°
	1°
	R1 Gnd. Resistive
	13,33 Ωs
	8/In Ω
	0.05/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z1 Sensit. Ignd>1
	0.075 A
	0.075 x In
	0.05 x In
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z2 Gnd. Reach
	70,96 Ωs
	15/In Ω
	0.05 x In
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z2 Gnd. Angle
	86,00°
	70°
	20°
	90°
	1°
	Z2 Dynamic Tilt
	Disabled
	Enabled
	Disabled or Enabled
	kZN2 Res. Comp.
	0,988
	1
	0
	10
	0.001
	kZN2 Res. Angle
	-17,97°
	0
	-180°
	90°
	1°
	R2 Gnd. Resistive
	26,66 Ωs
	15/In Ω
	0.05/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z2 Sensit. Ignd>2
	0.075 A
	0.075 x In
	0.05 x In
	2 x In
	0.01 x In
	Z4 Gnd. Reach
	11,47 Ωs
	15/In Ω
	0.05/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z4 Gnd. Angle
	85,92°
	70°
	20°
	90°
	1°
	Z4 Dynamic Tilt
	Disabled
	Enabled
	Disabled or Enabled
	kZN4 Res. Comp.
	0,988
	1
	0
	10
	0.001
	kZN4 Res. Angle
	-17,97°
	0
	-180°
	90°
	1°
	R4 Gnd. Resistive
	13,33 Ωs
	15/In Ω
	0.05/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z4 Sensit. Ignd>4
	0.05 A
	0.05 x In
	0.05 x In
	2 x In
	0.01 x In
ESQUEMA LÓGICO BASICO 
Zone1 Tripping
Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona 1 o ajuste é aplicado.
tZ1 Ph Delay
Descrição: Tempo de atraso para os elementos de fase da Zona 1
tZ1 Gnd Delay
Descrição: Tempo de atraso para os elementos de terra da Zona 1
Zone2 Tripping
Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona 2 o ajuste é aplicado.
tZ2 Ph Delay
Descrição: Tempo de atraso para os elementos de fase da Zona 2
tZ2 Gnd Delay
Descrição: Tempo de atraso para os elementos de terra da Zona 2
Zone3 Tripping
Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona 3 o ajuste é aplicado.
ZoneP Tripping
Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona P o ajuste é aplicado.
Zone4 Tripping
Descrição: Seleciona para quais tipos de elementos de falta da Zona 4 o ajuste é aplicado.
tZ4 Ph Delay
Descrição: Tempo de atraso para os elementos de fase da Zona 4
tZ4 Gnd Delay
Descrição: Tempo de atraso para os elementos de terra da Zona 4
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	Zone1 Tripping
	Phase and Ground
	Phase and Ground
	Disabled, Phase only, Ground only, or
Phase and Ground
	tZ1 Ph Delay
	0 s
	0.2s
	0s
	10s
	0.01s
	tZ1 Gnd Delay
	0 s
	0.2s
	0s
	10s
	0.01s
	Zone2 Tripping
	Phase and Ground
	Phase and Ground
	Disabled, Phase only, Ground only, or
Phase and Ground
	tZ2 Ph Delay
	0.400 s
	0.2s
	0s
	10s
	0.01s
	tZ2 Gnd Delay
	0.400 s
	0.2s
	0s
	10s
	0.01s
	Zone3 Tripping
	Disabled
	Phase and Ground
	Disabled, Phase only, Ground only,or
Phase and Ground
	ZoneP Tripping
	Disabled
	Phase and Ground
	Disabled, Phase only, Ground only, or
Phase and Ground
	Zone4 Tripping
	Phase and Ground
	Phase and Ground
	Disabled, Phase only, Ground only, or
Phase and Ground
	tZ4 Ph Delay
	1.5 s
	1.0s
	0s
	10s
	0.01s
	tZ4 Gnd Delay
	1.5 s
	1.0s
	0s
	10s
	0.01s
13.0 – TELEPROTEÇÃO DA FUNÇÃO 21 e 67N
Para conseguir uma rápida eliminação de uma falta em uma parte da linha não coberta pelo zona da proteção 21 e 67N com atuação instantânea, a proteção 21 e 67N pode ser complementada com uma lógica que usa um canal de comunicação. 
A tabela a seguir, apresenta os ajustes recomendados para a função teleproteção para a proteção de distância e direcional de terra.
AIDED SCHEME 1
Aid 1 Selection
Descrição: Seleciona o tipo de esquema genérico para o ajuste do Canal 1
Nota: POR e equivalente a POTT (ajuste de sobrealcance de transferência permissiva), PUR e equivalente a PUTT (ajuste subalcance de transferência permissiva)
Aid 1 Distance
Descrição: Ajuste que permite selecionar os elementos de distância do esquemas de teleproteção de acordo com o ajuste anterior. Se for definido como desativado, nenhuma zona de distância terá interação com o esquema de teleproteção.
Aid 1 Dist Dly
Descrição: Ajuste do tempo de atraso do esquema de teleproteção da função de distância.
Aid 1 DEF
Descrição: Ajuste que seleciona se o esquema DEF que deve ser mapeado para o esquema teleproteção do canal 1.
(Não é aplicável quando se seleciona o esquema de subalcance Permissivo).
Aid 1 Delta
Descrição: Ajuste que seleciona se um esquema de variação da corrente e tensão será mapeados para o esquema de teleproteção do canal 1.
tRev. Guard
Descrição: Ajuste do tempo de guarda para inversão de corrente. Com a intenção de manter a estabilidade e uma linha saudável, enquanto houver disjuntores abertos em uma linha paralela quando a falta é eliminada.
Weak Infeed
Descrição: Ajuste que define o esquema de teleproteção canal 1 em condições de fraca alimentação (Weak Infeed)
WI Sngl Pole Trp
Descrição: Ajuste que define o esquema de teleproteção canal 1 em condições de fraca alimentação (Weak Infeed)
AIDED SCHEME 2
Aid 2 Selection
Descrição: Seleciona o tipo de esquema genérico para o ajuste do Canal 2
Nota: POR e equivalente a POTT (ajuste de sobrealcance de transferência permissiva), PUR e equivalente a PUTT (ajuste subalcance de transferência permissiva)
Aid 2 Distance
Descrição: Ajuste que permite selecionar os elementos de distância do esquemas de teleproteção de acordo com o ajuste anterior. Se for definido como desativado, nenhuma zona de distância terá interação com o esquema de teleproteção.
Aid 2 Dist Dly
Descrição: Ajuste do tempo de atraso do esquema de teleproteção da função de distância.
Aid 2 DEF
Descrição: Ajuste que seleciona se o esquema DEF que deve ser mapeado para o esquema teleproteção do canal 2.
 (Não é aplicável quando se seleciona o esquema de subalcance Permissivo).
Aid 2 Delta
Descrição: Ajuste que seleciona se um esquema de variação da corrente e tensão será mapeados para o esquema de teleproteção do canal 2.
Weak Infeed
Descrição: Ajuste que define o esquema de teleproteção canal 1 em condições de fraca alimentação (Weak Infeed)
WI Sngl Pole Trp
Descrição: Ajuste que define o esquema de teleproteção canal 1 em condições de fraca alimentação (Weak Infeed)
WI V<Thresh
Descrição: Ajuste de detecção baixo nível de Alimentação. Se a tensão de fase a terra em qualquer uma das fase cair abaixo do limite e com a corrente de fase insuficiente para a proteção da operação, o terminal local será declarado como um terminal de fraca alimentação.
WI Trip Delay
Descrição: Ajuste do tempo de atraso para operação da função de fraca alimentação.
Trip On Close
SOTF Status
Descrição: Ajuste que permite uma lógica de proteção especial que pode ser aplicada durante a energização da linha. 
		Nota: SOTF – Chave de falta, SOTF pode ser habilitada de três diferente modos:
	Habilitação através Pólo Morto: Usando lógica de detecção de pólo morto.
	Habilitação através Pulso Externo: Utiliza um pulso externo
	Habilitação através Pólo Morto e pulso externo: Utiliza os dois casos acima. 
SOTF Trip
Descrição: ajuste da lógica que determinam as zonas da função de distância que são autorizados a operar instantaneamente na energização da linha.
TOR Status
Descrição: Se, por exemplo, Bit 1 está definido para "1", Z2 irá operar sem esperar o tempo de atraso habitual tZ2 caso uma falta ocorra no fechamento de CB. 
TOR Tripping
Descrição: Configurações lógicas que determinam as zonas de distância que são autorizadas a operar instantaneamente na energização da linha. 
TOC Reset Delay
Descrição: é a janela de tempo ajustada na qual a função TOC permanece disponível. A janela de tempo começa a contar após o fechamento do disjuntor e é comum as proteções SOTF e TOR. Uma vez que este tempo expira depois de um refechamento bem sucedido, toda a proteção volta ao normal.
SOTF Pulse
Descrição: O pulso SOTF é uma janela de tempo configurável pelo usuário durante o qual a proteção SOTF está disponível. Está ajuste somente é visível caso a opção ExtPulse ou Pdead+Pulse for selecionada como SOTF.
TOC Delay
Descrição: é o tempo de retardo ajustado pelo usuário seguindo a abertura do disjuntor após o qual o TOR se mantém ativo (habilitado). O tempo deve ser definido em conjunto com a configuração de Tempo Morto do Religamento Automático, de modo que a configuração não deve exceder o ajuste de tempo mínimo Morto já que ambos os temporizadores partem instantaneamente.
Z1 Extension
Z1 Ext Scheme
Descrição: Habilita ou desabilita o esquema de extensão da Zona 1. 
Loss Of Load
Loss Of Load Scheme
Descrição: Habilita ou desabilita o esquema de perda de carga. 
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	AIDED SCHEME 1
	Aid 1 Selection
	POR
	Disabled
	Disabled, PUR, PUR Unblocking, POR,
POR Unblocking, Blocking 1, Blocking 2,
Prog. Unblocking or Programmable
	Aid 1 Distance
	Phase and Ground
	Phase and Ground
	Disabled, Phase Only, Ground Only, or
Phase and Ground
	Aid 1 Dist Dly
	0
	0s
	0s
	1s
	0.002s
	Aid 1 DEF
	Disabled
	Enabled
	Disabled or Enabled
	Aid 1 Delta
	Disabled
	Enabled
	Disabled or Enabled
	tRev. Guard
	40.00 ms
	0.02s
	0s
	0.15s
	0.002s
	Send On Trip
	Aided / Z1
	Aided / Z1
	Aided/Z1, Any Trip or None
	Weak Infeed
	Disabled
	Disabled
	Disabled, Echo, or Echo and Trip
	AIDED SCHEME 2
	
	
	
	
	Aid 2 Selection
	POR
	Disabled
	Disabled, PUR, PUR Unblocking, POR,
POR Unblocking, Blocking 1, Blocking 2, Prog. Unblocking or Programmable
	Aid 2 Distance
	Disabled
	Phase and Ground
	Disabled, Phase Only, Ground Only, or
Phase and Ground
	Aid 2 DEF
	Enabled
	Enabled
	Disabled or Enabled
	Aid 2 DEF Dly
	0s
	0s
	0s
	1s
	0.002s
	Aid 2 DEFTrip 
	1 and 3 Pole
	3 Pole
	1 or 3 Pole
	Aid 2 Delta
	Disabled
	Enabled
	Disabled or Enabled
	Send On Trip
	Aided / Z1
	Aided / Z1
	Aided/Z1, Any Trip or None
	Weak Infeed
	Echo
	Disabled
	Disabled, Echo, or Echo and Trip
	WI Sngl Pole Trp
	Echo
	Disabled
	Disabled, Echo, or Echo and Trip
	WI V<Thresh
	46 V
	45V
	10V
	70V
	5V
	Trip On Close
	SOTF Status
	Enabled ExtPulse
	Enabled Pole Dead
	Disabled, Enabled Pole Dead, Enabled
ExtPulse, En Pdead + Pulse
	SOFT Trip
	100010
	000001
	Bit 0 = Zone 1, Bit 1 = Zone 2,
Bit 2 = Zone 3, Bit 3 = Zone P,
Bit 4 = Zone 4, Bit 5 = Current No Volt
	TOR Status
	Enabled
	Enabled
	Disabled or Enabled
	TOR Tripping
	100010
	000001
	Bit 0 = Zone 1, Bit 1 = Zone 2,
Bit 2 = Zone 3, Bit 3 = Zone P,
Bit 4 = Zone 4, Bit 5 = Current No Volt
	TOC Reset Delay
	500 ms0.5s
	0.1s
	2s
	0.1s
	SOFT Pulse 
	100 ms
	0.5s
	0.1s
	10s
	0.01s
	TOC Delay
	200 ms
	0.2s
	0.05s
	0.2s
	0.01s
	Z1 Extension
	Z1 Ext Scheme
	Disabled
	Disabled
	Disabled, Enabled, En. on Ch1 Fail,
En. On Ch2 Fail, En All Ch Fail, or
En. Any Ch Fail
	Loss Of Load
	Loss Of Load Scheme
	Disabled
	Disabled
	Disabled, Enabled, En. on Ch1 Fail, En.On Ch2 Fail, En All Ch Fail, or En. Any ChFail
14.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE FASE. 
Para a função de sobrecorrente de fase temos a seguinte configuração para os Steps:
Step 1 – Sobrecorrente não direcional temporizada de fase de emergencia (51E)
Step 2 – Sobrecorrente direcional temporizada de fase (67T)
Step 3 – Sobrecorrente de fase com tempo definido (50/51 – STUB)
Step 4 – Sobrecorrente de fase com tempo definido 
Step 1 – Sobrecorrente não direcional temporizada de fase de emergencia (51E)
Atendendo o item 4.3.6 do Relatório de Filosofias de Proteções de LTs da Rede Básica – final ONS.
4.3.6 Funções de Sobrecorrente de Emergência
São funções de sobrecorrente não direcionais existentes em algumas proteções que são ativadas pelas lógicas de detecção de perda de alimentação de tensão para os relés de distância.
Tendo em vista que as proteções de linha são duplicadas e que nestes níveis de tensão temos enrolamentos dos TP diferentes para cada proteção estas funções só devem ser ativadas quando ocorrer perda de potencial para as duas proteções.
A perda de potencial para os relés de distância deve ser alarmada e os relés que dependem de tensão devem ser bloqueados.
Essa função só pedera ser ativada mediante a confirmação da lógica de perda de potencial da proteção principal e proteção alternada.
Manteremos esse step desabilitado 
Step 2 – Sobrecorrente direcional temporizada de fase (67T)
Atendendo o item 4.2.1 do Relatório de Filosofias de Proteções de LTs da Rede Básica – final ONS.
4.2.1 - Unidades de Sobrecorrente Direcionais de Fase
Estas unidades não devem ser utilizadas nos esquemas de proteção das linhas de transmissão de alta e extra-alta tensão, que possuem proteções de distância para a mesma finalidade. Além disso, sua utilização pode impor limitação ao carregamento da linha de transmissão.
Manteremos esse step desabilitado 
Step 3 – Sobrecorrente de fase com tempo definido (50/51 – STUB)
 
Quando uma linha esta fora de serviço para manutenção e a seccionadora está aberta em um arranjo de multi disjuntores, o transformador de potencial estará fora de serviço. A proteção de distância não estará apta a operar e será bloqueada.
A proteção STUB cobrirá a zona entre os transformadores de corrente e a seccionadora aberta. A função de sobrecorrente instantânea será habilitada para operar mediante ao monitoramento do estado do contato auxiliar da seccionadora da linha. 
Para um curto-circuito fase terra na barra da SE JAURU com o disjuntor do terminal de JAURU aberto teremos uma corrente de curto-ciruito (somatória de todas as contribuições) de 2419,1 @ -86.0 
Assim, ajusta-se a função de sobrecorrente Stub: 
I>3 = 1500 A primário que equivale a 0,75 A secundário (75% da corrente nominal do TC)com temporização t = 0.100s.
A figura abaixo apresenta a lógica para bloqueio e ativação da função Stub.
Step 4 – Sobrecorrente de fase com tempo definido 
�
Manteremos esse step desabilitado 
A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. 
Ι>1 Status
Descrição: Permite definir o status do primeiro estagio da função de sobrecorrente de fase.
STEP 2-67T
Ι>2 Status
Descrição: Permite definir o status do segundo estágio da função de sobrecorrente de fase.
STEP 3-50/51 – STUB
Ι>3 Status
Descrição: Permite definir o status do terceiro estágio da função de sobrecorrente de fase.
Ι>3 Directional
Descrição: Define o sentido da medição do elemento de sobrecorrente.
Ι>3 Current Set
Descrição: Define a corrente de partida do elemento de sobrecorrente do 3 estagio
Ι>3 Time Delay
Descrição: Define o tempo de retardo do elemento de sobrecorrente.
STEP 3- 67I
Ι>4 Status
Descrição: Permite definir o status do quarto estágio da função de sobrecorrente de fase.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	STEP 1- 51E
	Ι>1 Status
	Disabled
	Enabled
	Disabled, Enabled, or Enabled VTS
	STEP 2- 67T
	Ι>2 Status
	Disabled
	Enabled
	Disabled, Enabled, or Enabled VTS
	STEP 3- 50/51 - STUB
	Ι>3 Status
	Enabled
	Enabled
	Disabled, Enabled, or Enabled VTS
	Ι>3 Directional
	Non-directional
	Non-directional
	Non-directional
Directional Fwd
Directional Rev
	Ι>3 Current Set
	0,75A
	10 x Ιn
	0.08 x Ιn
	32 x Ιn
	0.01 x Ιn
	Ι>3 Time Delay
	0,1s
	1s
	0s
	100s
	0.01s
	STEP 3- 67I
	Ι>4 Status
	Disabled
	Enabled
	Disabled, Enabled, or Enabled VTS
	Ι> Char. Angle
	30°
	30°
	–95°
	+95°
	1°
	Ι> Blocking
	00000000
	00001111
	Bit 0 = VTS Blocks Ι>1,
Bit 1 = VTS Blocks Ι>2,
Bit 2 = VTS Blocks Ι>3,
Bit 3 = VTS Blocks Ι>4,
Bits 5 to 7 are not used.
15.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO. 
A função de proteção de sobrecorrente residual é usada em várias aplicações no sistema de potência.
Algumas aplicações são:
Proteção de faltas a terra em sistemas aterrados de distribuição e subtransmissão. 
Back-up de faltas à terra da proteção de linhas de transmissão
Sensitiva proteção de falta a terra em linhas de transmissão. A proteção de sobrecorrente pode ter uma melhor sensibilidade para detectar defeitos resistivos fase a terra comparada à proteção de distância.
Back-up da proteção de falta a terra para transformadores de potência 
Para a função de sobrecorrente de Neutro temos a seguinte configuração para os Steps:
Step 1 – Sobrecorrente não direcional temporizada de fase de emergencia (51NE)
Step 2 – Sobrecorrente direcional temporizada de fase (67NT)
Step 3 – Sobrecorrente de fase com tempo definido (67NI)
Step 4 – Sobrecorrente de fase com tempo definido 50/51 – STUB
Memorial de cálculo
Parâmetros para os step da função 67N 
Ajuste da função 67N
Ajuste do Elemento 1 (51NE)
Atendendo o item 4.3.6 do Relatório de Filosofias de Proteções de LTs da Rede Básica – final ONS.
4.3.6 Funções de Sobrecorrente de Emergência
São funções de sobrecorrente não direcionais existentes em algumas proteções que são ativadas pelas lógicas de detecção de perda de alimentação de tensão para os relés de distância.
Tendo em vista que as proteções de linha são duplicadas e que nestes níveis de tensão temos enrolamentos dos TP diferentes para cada proteção estas funções só devem ser ativadas quando ocorrer perda de potencial para as duas proteções.
A perda de potencial para os relés de distância deve ser alarmada e os relés que dependem de tensão devem ser bloqueados.
Essa função só pedera ser ativada mediante a confirmação da lógica de perda de potencial da proteção principal e proteção alternada.
Manteremos esse step desabilitado 
Ajuste do Elemento 2 (67NT)
Ajustaremos o elemento 1 da função 67N (67NT) para operar na direção forward com tempo de superior ao da zona 2 para uma falta na barra remota (SE CUIABÁ).
Para um curto circuito fase terra na barra remota teremos uma contribuição de 684,3 A de contribuição da SE CUIBÁ .
Ajustaremos o pick up da função para 200 A ou 100mA (10%) da corrente primária do transformador de corrente com a curva IEC normal inversa com dial de tempo de K=0,12 na direção forward para um tempo de atuação de 630 ms para uma falta na barra da SE CUIABÁ .
Ajuste do Elemento 3 (67NI) 
Desabilitada durante a implementação dos ajuste, incompatível com a lógica do IED para trip e religamento monopolar. 
Ajustaremos o elemento 3 para operar na direção Forward com atuação instantânea subalcançando a barra remota da linha protegida, alcançandoaproximadamente 60% da linha protegida. A corrente residual para esse ajuste é calculada para uma falta (uma ou duas fases para terra) na barra adjacente. Para assegurar a seletividade é desejado que a proteção 67NI não gere trip para essa falta. Ajustaremos esse elemento para aproximadamente 160% da falta na barra adjacente com temporização de 50 ms.
Corrente 3I0 de contribuição da SE JAURU para uma falta fase terra na barra da SE CUIABÁ.
3I0 = 745,1A
Ajustaremos esse elemento para 1200 Ap ou seja 0,6 As 
Ajuste do Elemento 4 (50N/51N – STUB)
Quando uma linha esta fora de serviço para manutenção e a seccionadora está aberta em um arranjo de multi disjuntores, o transformador de potencial estará fora de serviço. A proteção de distância não estará apta a operar e será bloqueada.
A proteção STUB cobrirá a zona entre os transformadores de corrente e a seccionadora aberta. A função de sobrecorrente instantânea será habilitada para operar mediante ao monitoramento do estado do contato auxiliar da seccionadora da linha. 
Para um curto-circuito fase terra na barra da SE JAURU com o disjuntor do terminal de JAURU aberto teremos uma corrente de curto-ciruito (somatória de todas as contribuições) de 2419,1 @ -86.0 
Assim, ajusta-se a função de sobrecorrente Stub: 
IN>4 = 500 A primário que equivale a 0,25 A secundário (25% da corrente nominal do TC) com caracteristica não direcional e com temporização t = 0.100s, para cobertura de faltas fase terra de até 500 Ωp.
A figura abaixo apresenta a lógica para bloqueio e ativação da função Stub.
A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. 
STEP 1 – 51N
ΙN>1 Status
Descrição: Permite definir o status do primeiro estágio da função de sobrecorrente de neutro. 
STEP 2 – 67NT
ΙN>2 Status
Descrição: Permite definir o status do segundo estágio da função de sobrecorrente de neutro. 
ΙN>2 Function
Descrição: Define a característica do disparo para o segundo estágio da função de sobrecorrente de neutro.
ΙN>2 Directional
Descrição: Define o sentido de medição dos elementos de sobrecorrente de neutro.
ΙN>2 Current Set
Descrição: Define o valor da corrente de partida do elemento de sobrecorrente de neutro. 
ΙN>2 TMS
Descrição: Define a curva de atuação (DT) para a característica IDMT IEC.
ΙN>2 tRESET
Descrição: Determina o tempo de reset da função.
STEP 3 – 67NI
ΙN>3 Status
Descrição: Permite definir o status do terceiro estágio da função de sobrecorrente de neutro. 
ΙN>3 Directional
Descrição: Define o sentido de medição dos elementos de sobrecorrente de neutro.
ΙN>3 Current Set
Descrição: Define o valor da corrente de partida do elemento de sobrecorrente de neutro.
ΙN>3 Time Delay
Descrição: Defini o retardo de tempo para operação do estagio da função de sobrecorrente de neutro.
STEP 4 – 50N/51N – STUB
ΙN>4 Status
Descrição Permite definir o status do terceiro estágio da função de sobrecorrente de neutro. 
ΙN>4 Directional
Descrição: Define o sentido de medição dos elementos de sobrecorrente de neutro.
ΙN>4 Current Set
Descrição: Define o valor da corrente de partida do elemento de sobrecorrente de neutro.
ΙN>4 Time Delay
Descrição: Defini o retardo de tempo para operação do estagio da função de sobrecorrente de neutro.
ΙN> Blocking
Descrição: Configurações lógicas que determina quais estágios da função de sobrecorrente de neutro serão bloqueados pela função de falha de fusíveis de TP.
IN> DIRECTIONAL
ΙN> Char. Angle
Descrição: Definição do ângulo característico do relé usado para a decisão direcional. 
ΙN>Pol
Descrição: Determina se a função direcional usará sequência zero ou seqüência negativa na polarização de tensão.
ΙN>VNpol Set
Descrição: Determina o valor mínima da tensão de polarização de seqüência zero para decisão direcional.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	STEP 1 – 51N
	ΙN>1 Status
	Disabled
	Enabled
	Disabled, Enabled or Enabled VTS
	STEP 2 – 67NT
	ΙN>2 Status
	Enabled
	Enabled
	Disabled, Enabled or Enabled VTS
	ΙN>2 Function
	IEC S Inverse
	IEC S Inverse
	DT, IEC S Inverse, IEC V Inverse,
IEC E inverse, UK LT Inverse IEEE M
Inverse, IEEE V Inverse, IEEE E Inverse,
US Inverse, US ST Inverse, IDG
	ΙN>2 Directional
	Directional Fwd
	Non-directional
	Non-directional
Directional Fwd
Directional Rev
	ΙN>2 Current Set
	0,1A
	0.2 x Ιn
	0.08 x Ιn
	4.0 x Ιn
	0.01 x Ιn
	ΙN>2 TMS
	0,12
	
	0.025
	1.2
	1.2
	ΙN>2 tRESET
	0s
	0s
	0s
	100s
	0.01s
	STEP 3 – 67NI
	ΙN>3 Status
	Disabled
	Enabled
	Disabled, Enabled or Enabled VTS
	ΙN>3 Directional
	Directional Fwd
	Non-directional
	Non-directional
Directional Fwd
Directional Ver
	ΙN>3 Current Set
	0.6 A
	0.2 x Ιn
	0.08 x Ιn
	4.0 x Ιn
	0.01 x Ιn
	ΙN>3 Time Delay
	0,05s
	0s
	0s
	100s
	0.01s
	STEP 4 – 50N/51N - STUB
	ΙN>4 Status
	Enabled
	Enabled
	Disabled, Enabled or Enabled VTS
	ΙN>4 Directional
	Non-directional 
	Non-directional
	Non-directional
Directional Fwd
Directional Rev
	ΙN>4 Current Set
	0,25 A
	0.2 x Ιn
	0.08 x Ιn
	4.0 x Ιn
	0.01 x Ιn
	ΙN>4 Time Delay
	0,100s
	0s
	0s
	100s
	0.01s
	ΙN> Blocking
	00000110
	00001111
	Bit 0 = VTS Blocks Ι>1,
Bit 1 = VTS Blocks Ι>2,
Bit 2 = VTS Blocks Ι>3,
Bit 3 = VTS Blocks Ι>4,
Bits 5 & 6 are not used.
	IN> DIRECTIONAL
	ΙN> Char. Angle
	-60°
	-60°
	–95°
	+95°
	1°
	ΙN>Pol
	Zero Sequence
	Zero Sequence
	Zero Sequence or
Neg. Sequence
	ΙN>VNpol Set
	1V
	1V
	0.5V
	80V
	0.5V
16 - TELEPROTEÇÃO DA FUNÇÃO DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO (Aided DEF). 
A coluna “GROUP x AIDED DEF” é usada para ajustar todos os parâmetros para operação dos esquema de comunicação da função direcional de terra. Esses ajustes estão associados somente ao terminal local, ele necessita ser ajustado no canal de comunicação “GROUP x SCHEME LOGIC”para promover a proteção. 
Ajuste do Elemento IN (teleproteção)
Adotaremos a polarização por seqüência zero com ângulo característico RCA de -60°por se tratar de sistema de transmissão solidamente aterrado e para o elemento de partida adotaremos o valor de 10% da corrente nominal do TC ou seja 200 APrimário ou 100 mA. para as zonas forward e 2/3 dessa valor para a zona reversa, conforme recomendado no manual do fabricante. 
A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. 
DEF SCHEME
DEF Status
Definição: Habilita ou desabilita os elementos Direcionais de falta à terra que são utilizados no esquema de teleproteção (Esquema de teleproteção de sobrecorrente de neutro). 
DEF Polarizing
Definição: Ajuste que define o método de polarização DEF. 
DEF Char Angle
Definição: Ajuste do ângulo característico para as decisão da direcionalidade da função.
DEF VNpol Set
Definição: Esse ajuste defini o valor da tensão de polarização para a função de teleproteção DEF, VN (= 3.Vo) para que a função DEF seja operacional.
DEF Fwd Set
Definição: Defini o valor da corrente de partida para a função de sobrecorrente residual (= 3.Io).
DEF Rev Set
Definição: Defini o valor da corrente de partida para a função de sobrecorrente residual (= 3.Io).
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	DEF SCHEME
	DEF Status
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	DEF Polarizing
	Zero Sequence
	Zero Sequence
	Neg. Sequence or Zero Sequence
	DEF Char Angle
	-60°
	-60°
	-95°
	95°
	1°
	DEF VNpol Set
	1V
	1V
	0.5V
	40V
	0.5V
	DEF Fwd Set
	0.10 A
	0.08 x In
	0.05 x In
	1 x In
	0.01 x In
	DEF Rev Set
	0.07A
	0.04 x In
	0.03 x In
	1 x In
	0.01 x In
16.0 – BLOQUEIO POR OSCILAÇÃO DE POTÊNCIA.
Estas funções detectam oscilações de potência têm como objetivo bloquear as unidades de distância passíveis de atuar nestas condições. O princípio básico deoperação consiste na medição da impedância aparente medida pelo relé no ponto de aplicação, que apresenta uma variação gradual durante oscilações e uma variação abrupta durante um curto-circuito. Durante um curto-circuito a impedância aparente varia da condição de pré-falta para a condição de falta num tempo muito curto, alguns milissegundos. Por outro lado durante uma oscilação de potência esta variação é gradual, o que permite que o relé detecte esta condição.
A implementação das funções de detecção de oscilação de potência tradicionalmente é feita através da utilização de duas unidades de medida independentes e um temporizador. Se a impedância medida permanecer entre as duas unidades de medida por um tempo superior a um tempo ajustável, fica caracterizada uma condição de oscilação de potência e os relés de proteção da linha devem ser bloqueados.
Para garantir que haverá tempo suficiente para bloquear as atuações dos relés de distância para falhas entre fases quando uma oscilação de potência for detectada, o elemento de medição mais interno da lógica deve englobar a maior característica dos relés de distância da linha que se quer bloquear. O elemento de medição mais externo, deve ser afastado da região de carga, para evitar atuações incorretas durante condições de carregamentos elevados.
A temporização para atuação e desativação da lógica de bloqueio contra oscilações de potência deve ser ajustada em função dos alcances das duas unidades de medida (Inner/Outer) e da maior velocidade da oscilação que se quer detectar. Esta velocidade da oscilação deve ser obtida de estudos de estabilidade transitória fornecida pelo ONS.
A tecnica de detecção do PSB empregada no MiCOMho P443 tem uma significante vantagem, que ela é adaptativa e não requer ajustes de thresholds do usuário para detecção das rápidas oscilações de potências mais rápido que 0.5Hz. O detecção do PSB conta com uma técnica de variação de corrente interna no relé, na qual detecta rapidamente os Swings. Durante oscilações de potência mais lentas que 0.5Hz, a contínua variação da corrente de fase, para a técnica de detecção da condição de Swing, pode cai abaixo do threshold de sensibilidade da função ΔI=0.05In, portanto pode não operar. Estas oscilações lentas irão normalmente ocorrer após mudanças de carga repentinas ou trip monopolar nos sistemas mais fracos onde o deslocamento de transferência de potência inicial não é severo. As oscilações lentas de até 1Hz são de oscilações de natureza recuperável, mas a impedância de oscilação pode ficar dentro da características da proteção de distância até as oscilações sejam omortecidas pelo próprio sistema de potência, portanto, para garantir a estabilidade do sistema durante oscilações muito lentas é recomendado ajustar um blinder para complementar o algoritmo automático de detecção de PSB. A zona 5 é utilizado como uma blinder para detecção de oscilação lenta. A lenta condição de oscilação será declarada se a impedância de seqüência positiva é detectado dentro da zona 5 para mais do que um ciclo de funcionamento sem selecção de fase. A detecção de oscilação lenta opera em paralelo com mecanismo automático de detecção de balanço.
Nenhum cálculo do sistema é necessária para o ajuste da zona 5, é apenas importante para definir zona 5 menor do que a impedância da carga mínima possível com uma margem de segurança:
Ajustaremos o alcance reativo da zona 5 em 120% do ajuste da zona 2 e o alcance resistivo em 80 % do valor de RLmin.
Assim teremos; 
Alcance em ohms Primários 
Zm5p = 3,35+j 191,56 Ωp
Zm5p= 191,58 < 89,00 Ωp
Alcance em ohms Secundários 
Zm5s = 1,49+j 85,14 Ωs
Zm5s= 85,15 < 89,00 Ωs
 Para o alcance resistivo, teremos:
 A função Oscilação de Potencia deverá bloquear todas as zonas da função de distância. 
A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. 
Power Swing Blocking
PSB Status
Definição: Ajuste que permite selecionar o modo de operação da função Indicação ou Bloqueio.
Zone 1 Ph. PSB
Descrição: Ajuste que definirá a operação da zona 1 quando qualquer impedância de swing entrar e permanecer dentro da característica por maio que o tempo ajustado “tZ1 Ph. Delay” 
Se o bloqueio (Blocking) for selecionado, o elemento de operação da fase Z1 será desativado durante todo o período de duração do swing.
Se o desbloqueio (Unblocking) for escolhido, o bloqueio do elemento Z1 de fase será removido após o término do tempo ajustado em 'PSB Unbloking Dly', mesmo que o swing ainda esteja presente. Isto permite a separação do sistema quando não se conseguir estabilizar a oscilação de potência.
No modo "Allow trip ', o elemento de fase Z1 não é afetado pela detecção PSB.
Zone 2, 3, 4 e P Ph. PSB
Descrição: Idem zona 1 Ph PSB
Zone 1 GND. PSB
Descrição: Ajuste que definirá a operação da zona 1 quando qualquer impedância de swing entrar e permanecer dentro da característica por maio que o tempo ajustado “tZ1 Gnd. Delay” 
Se o bloqueio (Blocking) for selecionado, o elemento de operação da fase Z1 será desativado durante todo o período de duração do swing.
Se o desbloqueio (Unblocking) for escolhido, o bloqueio do elemento Z1 de fase será removido após o término do tempo ajustado em 'PSB Unbloking Dly', mesmo que o swing ainda esteja presente. Isto permite a separação do sistema quando não se conseguir estabilizar a oscilação de potência.
No modo "Allow trip ', o elemento de fase Z1 não é afetado pela detecção PSB.
Zone 2, 3, 4 e P Gnd. PSB
Descrição: Idem zona 1 Gnd PSB
PSB Unblocking
Definição: Habilita ou desabilita o timer de retardo do “PSB Unblocking” .
PSB Reset Delay
Definição: Ajuste que mantém o PSB ativo por u período de tempo. 
OST Mode
Definição: Habita ou desabilita a proteção perda de sincronismo (Out of Step).
Z5
Descrição: Define o alcance reativo da zona 5 na direção Forward.
Z5’
Descrição: Define o alcance reativo da zona 5 na direção Reverse.
R5
Descrição: Define o alcance resistivo positiva da Z5
R5’
Descrição: Define o alcance resistivo negativa da Z5
Blinder Angle
Descrição: Define o ângulo do Blinder de carga da Z5.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	PSB Status
	Blocking
	Blocking
	Blocking or Indication
	Zone 1 Ph. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	Zone 2 Ph. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	Zone 3 Ph. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	Zone 4 Ph. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	Zone P Ph. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	Zone 1 Gnd. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	Zone 2 Gnd. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	Zone 3 Gnd. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	Zone 4 Gnd. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	Zone P Gnd. PSB
	Blocking
	Blocking
	Blocking, Delayed Unblocking, or Allow trip
	PSB Unblocking
	Disabled
	Disabled
	Disabled or Enabled
	PSB Reset Delay
	0.2s
	0.2s
	0.05s
	2s
	0.05s
	OST Mode
	Disabled
	Disabled
	Disabled, Pred.& OST Trip, OST Trip,
Pred. OST Trip
	Z5
	85,15 Ωs
	30/In Ω
	0.1/In Ω
	500/In Ω
	0.01/In Ω
	Z5’
	-85,15 Ωs
	-30/In Ω
	-0.1/In Ω
	-500/In Ω
	0.01/In Ω
	R5
	28,28 Ωs
	20/In Ω
	0.1/In Ω
	200/In Ω
	0.01/In Ω
	R5’
	-28,28 Ωs
	-20/In Ω
	-0.1/In Ω
	-200/In Ω
	0.01/In Ω
	Blinder Angle
	80°
	80°
	20°
	90°
	1°
17.0 – PROTEÇÃO DE TENSÃO.
17.1– SUBTENSÃO.
Desabilitados todos os elementos de subtensão.
17.2 –SOBRETENSÃO. 
Os procedimentos de Rede, em seu submódulo 2.6, item 6.2.3.6, estabelece que as linhas de transmissão de alta e extra-altatensão devem possuir proteção trifásica para sobretensões com unidades instantâneas e temporizadas. As unidades instantâneas devem operar para sobretensões que ocorram simultaneamente nas 3 fases, e as unidades temporizadas devem atuar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das fases. Como se trata de proteção de caráter sistêmico, seus ajustes e necessidades de esquemas associados à teleproteção devem ser definidos pelo ONS. Esta função não deve atuar sobre relés de bloqueio.
Ajustaremos a função 59 de acordo com a tabela abaixo extraída do Estudo Pré_operacional_242-2011-V-01da ONS.
Elemento 1: 59T
Conforme estabelecido no estudo pré- operacional, ajustaremos a função 59 T para partir com 122% da tensão nominal do sistema, com temporização de 2 s.
Elemento 2 : 59I
Ajustaremos a função 59I para operar com 130% da tensão nominal do sistema, sem retardo intencional.
A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. 
UNDERVOLTAGE
V< Measur't. Mode
Definição: Define a combinação da tensão de entrada medida que vai ser utilizado para os elementos de subtensão.
V< Operate Mode
Definição: Definição que determina se qualquer uma das fases ou todas as três fases tem que satisfazer o critérios de subtensão antes de uma decisão ser tomada.
V<1 Function
Definição: Habilita ou desabilita o primeiro estágio da função de subtensão.
V<2 Function
Definição: Habilita ou desabilita o segundo estágio da função de subtensão.
OVERVOLTAGE
V> Measur't. Mode
Definição: Define a combinação da tensão de entrada medida que vai ser utilizado para os elementos de sobretensão.
V> Operate Mode
Definição: Definição que determina se qualquer fase ou em todas as três fases tem que satisfazer os critérios de sobretensão antes de uma tomada de decisão.
V>1 Function
Definição: Habilita ou desabilita o primeiro estágio da função de sobretensão.
V>1 Voltage Set
Definição: Define o valor de pick-up para o elemento do primeiro estágio de sobretensão.
V>1 Time Delay
Definição: Definição o tempo de retardo para operação do primeiro estagio da função de sobretensão.
V>2 Status
Definição: Habilita ou desabilita o segundo estágio da função de subtensão.
V>2 Voltage Set
Definição: Define o valor de pick-up para o elemento do primeiro estágio de sobretensão.
V>2 Time Delay
Definição: Definição o tempo de retardo para operação do segundo estagio da função de sobretensão.
COMP OVERVOLTAGE
V1>1 Cmp Funct
Definição: Defini a característica de Trip para o primeiro estágio do elemento de sobretensão compensador.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	UNDERVOLTAGE
	V< Measur't. Mode
	V<1 & V<2 Ph-Ph
	V<1 & V<2 Ph-Ph
	V<1 & V<2 Ph-Ph
V<1 & V<2 Ph-N
V<1Ph-Ph V<2Ph-N
V<1Ph-N V<2Ph-Ph
	V< Operate Mode
	V<1 & V<2 3Phase
	V<1 & V<2 Any Ph
	V<1 & V<2 Any Ph
V<1 & V<2 3Phase
V<1AnyPh V<2 3Ph
V<1 3Ph V<2AnyPh
	V<1 Function
	Disabled
	DT
	Disabled
DT
IDMT
	V<2 Function
	Disabled
	DT
	Disabled
DT
IDMT
	OVERVOLTAGE
	V> Measur't. Mode
	V>1Ph-N V>2Ph-Ph
	V>1 & V>2 Ph-Ph
	V>1 & V>2 Ph-Ph
V>1 & V>2 Ph-N
V>1Ph-Ph V>2Ph-N
V>1Ph-N V>2Ph-Ph
	V> Operate Mode
	V>1AnyPh V>2 3Ph
	V>1 & V>2 Any Ph
	V<1 & V<2 Any Ph
V<1 & V<2 3Phase
V<1AnyPh V<2 3Ph
V<1 3Ph V<2AnyPh
	V>1 Function
	DT
	DT
	Disabled, DT or IDMT
	V>1 Voltage Set
	135,6
	130V
	60V
	185V
	1V
	V>1 Time Delay
	2
	10s
	0s
	100s
	0.01s
	V>2 Status
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	V>2 Voltage Set
	144,4
	150V
	60V
	185V
	1V
	V>2 Time Delay
	50 ms
	0.5
	0s
	100s
	0.01s
	COMP OVERVOLTAGE
	V1>1 Cmp Funct
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Enabled or Disabled
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
18.0 – FALHA DE FUSÍVEL DE TP 60.
A função de supervisão de falha fusível (FUSE) supervisiona continuamente os circuitos de tensão AC entre os transformadores de potencial e o relé.
A função de supervisão de falha de fuisvel de TP opera através da detecção de presença de sequência negativa na tensão sem a presença de sequencia negativa na corrente. 
A tabela abaixo apresenta os valores sugeridos para essa função. 
SUPERVISION
VTS Mode
Descrição: Definição que determina o método a ser utilizado para declarar falha VT
VTS Status
Descrição: Esta ajuste determina a ação a ser tomada quando da ocorrência de uma detecção de falha de fusível de TP.
VTS Reset Mode
Descrição: A saída VTS block será selada após decorrido o tempo ajustado em“VTS Time Delay". depois que o usuário determinar o tempo de atraso “VTS Uma vez que o sinal tenha sido selado , dois métodos de reset estão disponíveis. O primeiro e o manual via painel de frontal (ou via comunicação remota) e o segundo e o “Auto” proveniente da remoção da condição VTS e das três tensões de fase terem sido restaurados acima do ajuste do nível do detector por mais de 240ms.
VTS Time Delay
Descrição: Definição que determina o tempo de atraso de operação do elemento após a detecção de um condição de falha de fusível de TP.
VTS Ι> Inhibit
Descrição: Esse ajuste é usado para sobrescrever o bloqueio da supervisão de TP, na ocorrência de uma falta no sistema na qual poderia trigar a lógica de supervisão de tensão. 
VTS Ι2> Inhibit
Descrição: Esse ajuste é usado para sobrescrever o bloqueio da supervisão de TP, na ocorrência de uma falta no sistema com corrente de sequência negativa acima do valor ajustado que poderia provocar o trig da lógica de supervisão de tensão.
WEAK INFEED BLK
WI Inhibit
Descrição: Habita ou desabilita um recurso especial para cobrir cenários onde existe uma fonte muito fraca de sequência positiva e negativa atrás do relé, mas a alimentação de sequência zero é grande.
 
CT SUPERVISION ( CTS)
CTS Mode
Descrição: Habilita ou desabilita o elemento de supervisão do transformador de corrente\
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	SUPERVISION
	VTS Mode
	Measured + MCB
	Measured + MCB
	Measured + MCB, Measured Only or MCB Only
	VTS Status
	Blocking
	Blocking
	Disabled, Blocking, Indication
	VTS Reset Mode
	Auto
	Manual
		Manual, Auto
	VTS Time Delay
	1s
	5s
	1s
	10s
	0.1s
	VTS Ι> Inhibit
	1,5A
	10 x Ιn
	0.05 x Ιn
	0.5 x Ιn
	0.01 x Ιn
	VTS Ι2> Inhibit
	0,1A
	0.05 x Ιn
	0.05 x Ιn
	0.5 x Ιn
	0.01 x Ιn
	INRUSH DETECTION
	Inrush Detection 
	Disabled
	Disabled
	Disabled or Enabled
	WEAK INFEED BLK
	WI Inhibit
	Disabled
	Disabled
	CT SUPERVISION ( CTS)
	CTS Mode
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
19.0 – SYNCHROCHECK.
Obs. Essa é uma função sistémica, na ausência de informações complementares sugerimos o seguinte pré - ajuste.
O objetivo principal da função de verificação de sincronismo (synchrocheck) é viabilizar fechamento controlado dos disjuntores. A função synchrocheck mede as condições através do disjuntor e compara com os limites ajustados. A saída é dada somente quando todas as condições medidas estiverem simultaneamente dentro dos limites ajustados.
A função de verificação de energização (energizing check) mede as tensões da barra e da linha e as compara com os limites máximo e mínimo. A saída é dada somente quando as condições medidas são exatamente iguais as condições ajustadas.
Obs. Essa é uma função sistémica, e no relatório pré operacinal da ONS podemos encontrar os valores para ajuste da janela de tensão, janela de ângulo e janela de frequência, porem a indicação de qual terminal deverar ser considerado como lider e seguidor não foi encontrado.
2.6.4 Manobras de fechamento de anel da LT 500 kV CUIABÁ - JAURU 
Para as configurações estudadas, a defasagem angular máxima observada para o fechamento em anel do segundo terminal da LT 500 kV CUIABÁ - JAURU foi de aproximadamente 30°. Os esforços torcionais mais elevados