9 PROTEÇÃO PRINCIPAL REATOR DE BARRA SE JAURU 2012 12 07 R00

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�SE JAURU
MEMORIAL DE AJUSTE DAS PROTEÇÕES DO REATOR SHUNT DE BARRA
�Nº Doc.: 
����Nº cliente:
����Revisão:
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PSS�MEMORIAL DE CÁLCULO DE �CURTO-CIRCUITO E SELETIVIDADE
AHE SALTO�
Folha
Nº � PAGE �2�/� NUMPAGES �14���
	
SE JAURU
MEMORIAL DE CÁLCULO DE AJUSTE
DO REATOR SHUNT DA BARRA SE JAURU 
500 KV
PROTEÇÃO PRINCIPAL 
 SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO MATO GROSSO
	Revisão
	Data
	Emissão
	Elaborado
	Verificado
	Aprovado
	Descrição
	0
	11/12/2012
	A
	RS
	RA
	PF
	Emissão Inicial
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
	
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SUMÁRIO
41.0 – INTRODUÇÃO	�
42.0 – INFORMAÇÕES UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO	�
43.0 – SOFTWARES UTILIZADOS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO	�
44.0 – NORMAS E REFERÊNCIAS UTILIZADAS PARA ELABORAÇÃO DO ESTUDO	�
45.0 – ESCOPO	�
46.0 – DADOS DO DE REATOR	�
67.0 – REGIÃO DE OPERAÇÃO DO REATOR	�
67.1 – ESTUDO DE CURTO CIRCUITO	�
128.0 – PROTEÇÕES DO REATOR SHUNT PRESENTE NA SE JAURU (Relé P643)	�
149.0 CONFIGURAÇÃO DO RELÉ	�
1810.0 CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA – GRUPO 1	�
2011.0 – PROTEÇÃO DIFERENCIAL PERCENTUAL ESTABILIZADA DO REATOR DE LINHA – 87RL	�
2011.1 Caracteristica da função	�
2311.2 Correção de relação	�
2411.3 Correção do grupo vetorial	�
2411.4 Filtro de sequência zero	�
2411.5 High set operation	�
2511.6 Ajustes da proteção diferencial percentual estabilizada.	�
2712 – 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 das proteções do banco de Reator Shunt 3 x 33,33 Mvar - 500kV da Barra da 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
Diagrama Unifilar Sistema de Transmissão MATO GROSSO Subestação JAURU 500/230 kV.
Bases de dados ONS PAR 15-12. 
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
AREVA P643 Technical Reference Manuals;
AREVA P643 Application Manuals;
5.0 – ESCOPO
O presente estudo contempla o ajuste das seguintes funções de proteção para os relés presentes na SE JAURU:
Relés P643 utilizados na proteção do Reator trifásico SE JAURU:
Proteção diferencial percentual estabilizada (87);
Convém esclarecer que a avaliação da adequação de 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 DO DE REATOR 
A figura abaixo ilustra os dados de placa do reator. 
A figura abaixo ilustra os dados de placa do Reator de aterramento do banco de reatores. 
7.0 – REGIÃO DE OPERAÇÃO DO REATOR
A figura abaixo mostra a região na qual o Reator entrará em operação. 
– ESTUDO DE CURTO CIRCUITO
Utilizou-se o deck de curto circuito do ONS PAR 12-15, para os estudos de curto-circuito.
O deck do ONS foi convertido para processamento através do programa CAPE da Electrocon Inc. devido à flexibilidade do mesmo.
Pelo processamento através do CAPE foram obtidas os valores das tensões, correntes e impedâncias medidas pelo relé para as diversas condições de curto-circuito consideradas.
Falta trifásica na barra de 500 kV da SE JAURU. 
 
Falta fase terra na barra de 500 kV da SE JAURU. 
Falta trifásica close in no reator da linha JAURU - CUIABÁ. 
 Falta fase terra close in no reator da linha JAURU - CUIABÁ.
Falta trifásica close in na linha de 500 kV da SE JAURU - SE CUIABÁ 
Falta fase terra close in na linha na barra de 500 kV da SE JAURU - SE CUIABÁ 
�
8.0 – PROTEÇÕES DO REATOR SHUNT PRESENTE NA SE JAURU (Relé P643)
As figuras, a seguir, ilustra o unifilar simplificado das instalações físicas do Reator Shunt de 500 kV da SE JAURU.
 
E a tabela a seguir, fornece as características dos Transformadores de corrente TCs empregados:
Características dos TCs empregados na proteção do Reator 
	TC
	RTC
	Classe
	7TCH - 1
	2000 - 1
	XX
	7TCH - 4
	2000 - 1
	XX
Abaixo uma breve descrição dos ajustes dos canais analógicos do relé. 
�
CT AND VT RATIOS
Main VT Location
Descrição: Define o local de instalação do transformador de potencial.
Main VT Primary
Descrição: Define a tensão nominal do primário do transformador de potencial. 
Main VT Sec’y
Descrição: Define a tensão nominal do secundário do transformador de potencial.
Tn CT - Polarity
Descrição: Determina a Polaridade do transformador de corrente. 
Tn CT - Primary
Descrição: Determina a corrente primaria do transformador de corrente. 
Tn CT - Secondary
Descrição: Determina a corrente secundaria do transformador de corrente.
E a tabela a seguir, fornece os ajustes dos canais analógicos do relé.
	CT AND VT RATIOS
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	Main VT location
	HV
	HV
	HV, LV, TV.
	Main VT Primary
	500 kV
	110.0 V
	100 V
	1 MV
	1
	Main VT Sec’y
	115.0 V
	110.0 V
	80 V
	140 V
	1
	Vx Primary
	110.0 V
	110.0 V
	100 V
	1 MV
	1
	Vx Secondary
	110.0 V
	110.0 V
	80 V
	140 V
	1
	T1 CT
	Polarity
	Standard
	Standard
	Standard or Inverted
	Primary
	2000
	2000
	1 A
	30000 A
	1
	Secondary
	1
	1
	1 A
	5 A
	4
	T2 CT
	Polarity
	Standard
	Standard
	Standard or Inverted
	Primary
	2000
	2000
	1 A
	30000 A
	1
	Secondary
	1
	1
	1 A
	5 A
	4
	T3CT
	Polarity
	Standard
	Standard
	Standard or Inverted
	Primary
	2000
	2000
	1 A
	30000 A
	1
	Secondary
	1
	1
	1 A
	5 A
	4
	HV E/F CT
	Polarity
	Standard
	Standard
	Standard or Inverted
	Primary
	2000
	2000
	1 A
	30000 A
	1
	Secondary
	1
	1
	1 A
	5 A
	4
	HV Iy CT Loc
	Star point
	
	
	
	
	LV E/F CT
	Polarity
	Standard
	Standard
	Standard or Inverted
	Primary
	2000
	2000
	1 A
	30000 A
	1
	Secondary
	1
	1
	1 A
	5 A
	4
	HV Iy CT Loc
	Star point
	
	
	
	
	TV E/F CT
	Polarity
	Standard
	Standard
	Standard or Inverted
	Primary
	2000
	2000
	1 A
	30000 A
	1
	Secondary
	1
	1
	1 A
	5 A
	4
	HV Iy CT Loc
	Star point
	
	
	
	
9.0 CONFIGURAÇÃO DO RELÉ 
A seguinte a descrição dos ajustes da seção que detalha individualmente status de cada função de proteção no relé. 
Restore Defaults
Descrição: Restaura os ajustes de um grupo especifico ou de todos os grupos de ajuste 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 ajuste especifico.
Save Changes
Descrição: Salva todos os ajustes alteradas
Copy From
Descrição: Permite copiar os ajustes de um grupo selecionado.
Setting Group 1, 2, 3 e 4
Descrição: Habilita ou desabilita um grupo de ajuste, caso seja desabilitado todas os ajustes e valoresassociados ficaram ocultos, menos a função colar.
System Config
Descrição: Define a visibilidade do menu de configuração do sistema. 
Diff Protection
Definição: Habilita ou desabilita a proteção diferencial percentual estabilizada . 
REF Protection
Definição: Habilita ou desabilita a proteção de terra restrito
Overcurrent
Descrição: Habilita ou desabilita a proteção de sobrecorrente. ANSI 50/51/67P. 
NPS Overcurrent
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de sobrecorrente de sequência Negativa ANSI. 46 OC.
Thermal Overload
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de sobrecarga térmica. ANSI 49.
Earth Fault
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de falta a terra. ANSI 50N/51N.
Residual O/V NVD
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de sobretensão residual (Deslocamento de tensão de Neutro). ANSI 59N
Overfluxing V/Hz
Descrição: Habilita ou desabilita a proteção de sobrefluxo. ANSI 24.
Through Fault
Descrição: Habilita ou desabilita a função de falta passante 
Volt Protection
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de tensão (subtensão / sobretensão e NPS sobretensão). ANSI 27/59/47.
Freq Protection
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de frequência.
RTD Inputs
Descrição: Habilita ou desabilita as entrada de RTD. 
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 verificação de sincronismo. ANSI 25.
Auto-reclose
Descrição: Habilita ou desabilita a função de religamento automático. ANSI 79.
Input Labels
Descrição: Define a visibilidade da identificação das entradas do menu de configurações do relé.
Output Labels
Descrição: Define a visibilidade da identificação das saídas do menu de configurações do relé.
RTD Labels
Descrição: Define os rótulos de menu RTD visíveis no menu de configurações do relé.
CT & VT Ratios
Descrição: Define a visibilidade da relação de transformação de corrente e tensão, mais adiante no menu de configurações do relé.
Record Control
Descrição: Define a visibilidade do controle de registro de no menu de configurações do relé.
Disturb. Recorder
Descrição: Define a visibilidade do registro de distúrbios no menu de configurações do relé.
Measure't. Set-up
Descrição: Define a visibilidade da configuração de medição no menu de configurações do relé.
Comms. Settings
Descrição: Define a visibilidade dos ajustes de comunicação no menu de configurações do relé. 
Commission Tests
Descrição: Define a visibilidade do teste de comissionamento 
Setting Values
Descrição: Determina a forma na qual o relé será ajustado (valores primários ou valores secundários).
Control Inputs
Descrição: Define o status das entradas controle e operação no menu de configurações do relé.
CLIO Inputs
Descrição: Habilita ou desabilita a função de entrada CLIO (Input Output Current Loop).
CLIO Outputs
Descrição: Habilita ou desabilita a função de saída CLIO (Input Output Current Loop).
Ctrl I/P Config
Descrição: Define a visibilidade do menu de configuração da entrada de controle no menu de ajuste do relé.
 
Ctrl I/P Labels
Descrição: Define a visibilidade das legendas do controle de entrada de configuração no menu de configurações do relé.
Direct Access
Descrição: Define qual controle está disponível usando o direct acess Keys. 
IEC GOOSE
Descrição: Define a visibilidade do menu IEC 61850 GOOSE no menu de ajuste do relé.
Function Key
Descrição: Define a visibilidade da função menu key, no menu de ajuste 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 from Menu
	Select from Menu
	Select from Menu, Select from PSL
	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
	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
	System Config
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Diff Protection
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	REF Protection
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Over Current
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	NPS Overcurrent
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Thermal Overload
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Earth Fault
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Residual O/V NVD
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Overfluxing V/Hz
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Through Fault
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Volt Protection
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Freq. Protection
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	RTD Inputs
	Disabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	CB Fail
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Supervision
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Input Labels
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Output Labels
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	RTD Labels
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	CT & VT Ratios
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Record Control
	Visible
	Invisible
	Invisible or Visible
	Disturb. Recorder
	Visible
	Invisible
	Invisible or Visible
	Measure't. Set-up
	Visible
	Invisible
	Invisible or Visible
	Comms. Settings
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Commission Tests
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Setting Values
	Primary
	Primary
	 Primary or Secondary
	Control Inputs
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	CLIO Inputs
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	CLIO Outputs
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	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.
	IEC GOOSE
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Function Key
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	LCD Contrast
	11
	11
	0 to 31
10.0 CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA – GRUPO 1 
Para que seja garantida a correta operação do relé é necessário o correto ajuste das característica do equipamento protegido. A seguir uma breve descrição dos ajustes. 
WINDING CONFIG
Descrição: Define a configuração dos enrolamentos.
WINDING TYPE
Descrição: Define o tipo do enrolamento
HV CT Terminals
Descrição: Define os transformadores de corrente nos terminais de HV.
LV CT Terminals
Descrição: Define os transformadores de corrente nos terminais de LV.
Ref Power S
Descrição: Potência de referência usada pela proteção diferencial percentual estabilizada para cálculo da correto fator de correção. 
HV Connection
Descrição: Define a conexão do enrolamento de HV
HV Grounding
Descrição: Define o modo de conexão do enrolamento de HV com a terra. 
HV Nominal
Descrição: Define a tensão nominal do enrolamento de HV
HV Rating
Descrição: Define o valor da potência nominal do enrolamento de HV, usada pela proteção de sobrecarga térmica. 
% Reactance
Descrição: Define o valor da reatância percentual do enrolamento.
LV Vector Group
Descrição:Define o grupo vetorial do enrolamento de LV.
LV Connection
Descrição: Define a conexão do enrolamento de LV.
LV Grounding
Descrição: Define o modo de conexão do enrolamento de LV com a terra.
LV Nominal
Descrição: Define a tensão nominal do enrolamento de LV.
LV Rating
Descrição: Define o valor da potência nominal do enrolamento de LV, usada pela proteção de sobrecarga térmica. 
Phase Sequence 
Descrição: Define a Sequência de fase
VT Reversal
Definição: Ajuste utilizado para compensar inversões de fase nos transformadores de potencial.
CT1 Reversal
Definição: Ajuste utilizado para compensar inversões de fase nos transformadores de corrente.
CT2 Reversal
Definição: Ajuste utilizado para compensar inversões de fase nos transformadores de corrente.
CT3 Reversal
Definição: Ajuste utilizado para compensar inversões de fase nos transformadores de corrente.
CT4 Reversal
Definição: Ajuste utilizado para compensar inversões de fase nos transformadores de corrente.
CT5 Reversal
Definição: Ajuste utilizado para compensar inversões de fase nos transformadores de corrente.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	Winding Config
	HV+LV
	HV+LV+TV
	HV+LV , HV+LV+TV
	N/A
	Winding Type
	Conventional
	Conventional
	Conventional or Auto
	N/A
	HV CT Terminals
	001 (P643)
	01 (P642)
001 (P643)
00001 (P645)
	01 (P642)
001, 011 (P643)
00001, 00011 (P645)
	
	LV CT Terminals
	100 (P643)
	10 (P642)
100 (P643)
10000 (P645)
	10 (P642)
100, 110 (P643)
10000, 11000 (P645)
	
	Ref Power S
	136 MVA
	100 MVA
	0.1 MVA
	5000 MVA
	0.1 MVA
	HV Connection
	Y-Wye
	Y-Wye
	Y-Wye, D-Delta, Z-Zigzag
	
	HV Grounding
	Grounded
	Grounded
	Grounded or Ungrounded
	
	HV Nominal
	500kV
	220 kV
	100 V
	1 MV
	1 V
	HV Rating
	136 MVA
	100 MVA
	0.1 MVA
	5000 MVA
	0.1 MVA
	% Reactance
	12,5%
	10%
	1%
	100%
	0.63%
	LV Vector Group
	0
	0
	0
	11
	1
	LV Connection
	Y-Wye
	Y-Wye
	Y-Wye, D-Delta, Z-Zigzag
	
	LV Grounding
	Grounded
	Grounded
	Grounded or Ungrounded
	
	LV Nominal
	500 kV
	220 kV
	100 V
	1 MV
	1 V
	LV Rating
	136 MVA
	100 MVA
	0.1 MVA
	5000 MVA
	0.1 MVA
	Phase Sequence
	Standard ABC
	Standard ABC
	Standard ABC or Reverse ACB
	
	VT Reversal
	No Swap
	No Swap
	No Swap, A-B Swap, B-C Swap, C-A Swap
	
	CT1 Reversal
	No Swap
	No Swap
	No Swap, A-B Swap, B-C Swap, C-A Swap
	
	CT2 Reversal
	No Swap
	No Swap
	No Swap, A-B Swap, B-C Swap, C-A Swap
	
	CT3 Reversal
	No Swap
	No Swap
	No Swap, A-B Swap, B-C Swap, C-A Swap
	
	CT4 Reversal
	No Swap
	No Swap
	No Swap, A-B Swap, B-C Swap, C-A Swap
	
	CT5 Reversal
	No Swap
	No Swap
	No Swap, A-B Swap, B-C Swap, C-A Swap
	
11.0 – PROTEÇÃO DIFERENCIAL PERCENTUAL DO REATOR DE BARRA – 87R 
Overall differential protection (87)
Para uma boa aplicação da proteção diferencial percentual estabilizada, uma variedade de considerações devem ser levadas em conta. Essa inclui compensação para qualquer defasagem angular, possibilidade de qualquer desbalanço de sinal dos transformadores de corrente de qualquer lado dos enrolamentos, os efeitos de uma variedade de ligação à terra (aterramento) e conexões dos enrolamento. Em adição a esses fatores, na qual podem ser compensadas pela correta aplicação da proteção diferencial, os efeitos das condições normais de operação do sistema, também devem ser consideradas. A proteção diferencial percentual deve ser bloqueada para condições do sistema na qual pode resultar na operação indevida da função, tais como, níveis elevados de corrente de magnetização durante a condição de inrush ou durante os transientes de sobrefluxo.
11.1 Característica da função
 
O P643 calcula o percentual da inclinação da função diferencial percentual 8 vezes por ciclo . Uma tripla característica de slope percentual é implementada . Tanto a região plana, como a de menor inclinação proporcionam sensibilidade para faltas internas. Em condições normais de operação, corrente equilibrada, o erro de medição dos transformadores de corrente, podem provocar condições desequilibradas e, consequentemente, corrente diferencial. Para acomodar estas condições, a inclinação inicial, K1, pode ser ajustado para 30%. Esse ajuste assegura sensibilidade para faltas interna e permite a acomodação dos erros de relação de transformadores de corrente. Para correntes acima da nominal, erros extras podem ser gradualmente introduzido como por exemplo resultado da saturação do TC, Por isso, a região de maior inclinação maior slope pode ser ajustado para 80% para proporcionar estabilidade sob as condições de falha passantes, durante o qual podem gerar correntes diferenciais transitórias devido ao efeito de saturação dos TCs. 
O relé P643 alcança estabilidade para faltas passantes (fora da zona diferencial) de duas maneiras, ambas são essenciais para correta operação da função 87. A primeira consideração é o dimensionamento correto dos transformadores de corrente, o segundo é através do fornecimento de uma característica de restrição, como mostrado a seguir: 
A região plana e de baixo slope, K1 , fornece sensibilidade para faltas interna, a região de maior slope k2 fornece estabilidade para condições de falta passante, Durante a qual podem surgir correntes diferenciais transitórias devido a assimetria e efeitos da saturação dos transformadores de corrente.
Os cálculo da corrente diferencial e de restrição (bias) são feitos por fase, baseado na amplitude, grupo vetorial e filtros de sequência zero. 
As correntes diferenciais Idiff e de restrição (bias) Ibias , são determinadas pelas seguintes expressões: 
A corrente diferencial, Idiff, é a soma vetorial das correntes de fase medido em todos os terminais. A corrente de restrição (Ibias) é a média de escalar da amplitude das correntes, em todos os terminais.
Como mostrado na figura acima, a característica de disparo da proteção diferencial percentual tem dois end point. O primeiro end point dependente do ajuste de IS1. O segundo end point da característica de disparo é definido pelo ajuste de IS2.
O nível de pick-up do elemento diferencial percentual de baixo ajuste Is1, é dependente do elemento da planta a ser protegido e da corrente diferencial que pode surgi durante as condições normais de operação. O ajuste de 0,2 pu é geralmente recomendado quando usamos o P643 é usado para proteção de transformadores. Quando protegemos geradores e outros itens da planta , onde a corrente de magnetização shunt não está presente o ajuste de elemento diferencial percentual estabilizada de baixo ajuste pode ser de 0,1pu.
A parte mais plana da curva característica de disparo da função diferencial percentual representa a região mais sensível do disparo, ajustável através de IS1. O ajuste padrão de 0,2 pu leva em conta o estado de equilíbrio corrente de magnetização para transformadores, que flui mesmo numa condição sem carga e é geralmente inferior a 5% da potencial nominal do transformador.
Equação característica 
Para corrente de restrição 
 
Para a referida aplicação ajustaremos IS1 para 0,2 pu dessa forma mantendo uma boa sensibilidade para detecção de faltas interna e melhorando a estabilidade da função para condições de energização do reator 
As parte mais planas e K1 da curva característica de disparo da proteção diferencial percentual, deve cobrir a gama corrente de carga e as correntes diferenciais que podem ser atribuídas para os erros de transformação dos transformadores de corrente.
Se calcularmos o pior caso com transformadores de corrente 10P IEC classe, o máximo erro de amplitude permitido de acordo com a IEC 60044-1 é de 3% para a corrente nominal. O erro do ângulo de fase de que pode ser assumido como sendo de 2 ° para a corrente nominal. O máximo erro total permitido paraa corrente nominal é então obtido, por aproximação, como (0,03 + sen 2 °) ≈ 6,5%. Se a corrente é aumentada para o limite de precisão nominal do transformador de corrente, o erro total para a classe 10P do transformadores de corrente pode ser no máximo de 10%, como pode ser o caso em condições de faltas severas.
A dependência do erro total de um transformador de corrente na corrente é, por conseguinte, não linear.
Na gama de funcionamento de corrente (a gama de corrente abaixo do limite de precisão nominal do transformador de corrente). Nós podemos considerar um erro total para o pior caso de aproximadamente 10% por conjunto transformador de corrente.
A secção do primeiro slope da característica de disparo forma uma linha reta, a inclinação deve corresponder ao erro cumulativo total dos conjuntos de transformadores de corrente e outros. O Slope da curva, K1, pode ser ajustado. O ajuste default para K1 é 30%.
Em função do banco de reator ser aterrado através de reator de aterramento o que diminui bastante a sensibilidade da proteção diferencial percentual devido ao baixos valores das correntes de falta a terra ajustaremos o slope K1 para 25% para dar maior sensibilidade a proteção diferencial percentual estabilizada .
Equação característica 
Para corrente diferencial percentual 
 
O segundo end point, IS2, é ajustável. Ele tem uma ajuste default de 1 pu e deve ser definido em
de acordo com a corrente máxima possível de operação.
Para a referida aplicação como a corrente do reator depende da tensão do sistema, ajustaremos IS2 para 1,5 pu, dessa forma qualquer corrente acima desse valor será considerado como uma corrente anormal, a qual pode introduzir erros na mediação de corrente e consequentemente provocar falsas correntes diferenciais. 
As correntes de restrição que vão além do ajuste do segundo end point ajustado (IS2) normalmente são considerados como correntes de faltas passantes. Para correntes de faltas passantes, a terceira seção da característica de trip da função diferencial percentual e, pode ser dada uma inclinação infinitamente grande. Entretanto uma falta pode ocorrer na zona da proteção diferencial percentual, portanto, uma inclinação finito K2 é fornecido para o terceira seção da curva de disparo. O ajuste default para o K2 é de 80%. 
Ajustaremos k2 para 35 % para dar maior sensibilidade a proteção diferencial percentual estabilizada em caso de faltas internas com corrente elevadas.
. 
Equação característica 
11.2 Correção de relação 
Para assegurar uma correta operação do elemento diferencial percentual, é importante que, em condições de carga ou de faltas passantes (fora da zona diferencial) a corrente para a função diferencial percentual estabilizada esteja balanceada. Na maioria dos casos, os transformadores de corrente dos lados de alta tensão HV e do fechamento de Neutro, não correspondem exatamente as correntes nominais do elemento protegido. Os fatores de correção de relação são aplicados para assegurar que os sinais para o algoritmo da função diferencial percentual estabilizada estejam corretos. 
11.3 Correção do grupo vetorial 
Para compensar qualquer mudança de fase entre dois enrolamentos, é necessário
proporcionar a correção de grupo vetorial. 
Não aplicável para proteção diferencial percentual estabilizada de Reator.
11.4 Filtro de sequência zero 
Além da compensação da mudança de fase do transformador protegido, é também necessário, compensar a distribuição de sequência zero da corrente primária no esquema de proteção. Uma filtragem pode ser necessária. O usuário somente necessita ajustar quais enrolamentos estão aterrados usando um Yn, Zn ou em zone-earthing transformer . O P643 irá se alto ajustar de acordo com a conexão. No modo de Advanced Setting é possível sobrescrever os ajustes adaptativos, habilitando ou desabilitando o filtro de sequencia zero. 
Habilitaremos para a medição de ambos os lados 
11.5 High set operation
O relé P643 incorpora independentes elementos de alto ajuste, Is-HS1 e Is-HS2 para complementar a função de proteção diferencial percentual (com restrição) de baixo ajuste. A função diferencial instantânea de alto ajuste oferece rápida eliminação para severas faltas internas e não é bloqueada pela corrente de inrush ou transientes de sobrefluxo. 
A estabilidade é prevista para severas faltas externas, mais a função diferencial instantânea de alto ajuste deve ser ajustada para evitar a operação para correntes de inrush.
Um range de ajuste de 2.5 a 32 pu é disponibilizado no relé P643 para ajuste de Is-HS1 e Is-HS2. Ambos os elementos devem ser ajustados acima com margem de segurança do valor de pico estimado para a corrente de inrush. 
Ajustaremos Is-HS1 para 8 pu 
É o elemento-HS2 usa o componente fundamental da corrente diferencial. Este elemento não é restringido pela característica de restrição, de modo que o P643 opera independentemente da corrente de restrição. HS2 deve ser ajustado de modo que o relé não operate durante uma falta externa. Quando a corrente de falha é limitada pelo impedância do transformador, HS2-pode ser ajustado como 1,3 × (1/Xt). Em configurçãoes de barra disjuntor e meio a corrente de falta não é limitada pela impedancia do transformador, mas pela impedância de fonte do sistema. Esta corrente pode ser superior a 1,3 × (1/Xt), portanto, para utilização de HS2, deve considerar a corrente de falta para definição do ajuste de HS2. Para evitar o elevado valor de corrente diferencial espúria, devido à saturação do TC durante a condição de falha passante importante equalizar a carga nos circuitos secundários dos TCs.
11.6 Ajustes da proteção diferencial percentual estabilizada.
Segue abaixo uma breve descrição do paramentros de ajuste da proteção diferencial percentual estabilizada percentual:
 
Trans Diff
Definição: Habilita e desabilita a função de proteção diferencial percentual estabilizada. 
Set Mode
Definição: Define o modo de ajuste da função de proteção diferencial percentual estabilizada. 
ls1
Definição: Define o valor da corrente mínima da função de proteção diferencial percentual estabilizada de baixo ajuste. 
K1
Definição: Define a inclinação do primeiro slope da função de proteção diferencial percentual estabilizada.
Is2
Definição: Define o valor do segundo end point ls2.
K2
Definição: Define o valor do segundo slope da função de proteção diferencial percentual estabilizada.
tDIFF
Definição: Define o tempo de retardo da função de proteção diferencial percentual estabilizada.
ls-CTS
Definição: Define um novo valor para corrente mínima da função de proteção diferencial percentual estabilizada após a detecção de uma falha dos transformadores de corrente.
Is-HS1
Definição: Define o valor da corrente diferencial de alto ajuste na qual um trip será gerado sem nenhum cálculo de restrição.
Is-HS2
Definição: Define o valor da corrente diferencial percentual estabilizada de alto ajuste na qual um trip será gerado sem nenhum cálculo de restrição.
Zero seq filt HV
Definição: Habilita ou desabilita a filtragem de sequência zero no enrolamento de HV.
Zero seq filt LV
Definição: Habilita ou desabilita a filtragem de sequência zero no enrolamento de LV.
2nd harm blocked
Definição: Habilita ou desabilita o bloqueio por segunda Harmônica. 
 
Ih(2)%>
Definição: Define o threshold para bloqueio de segunda harmônica.
Cross bloking
Definição: Habilita ou desabilita o bloqueio cruzado.
5th harm blocked 
Definição: Habilita ou desabilita o bloqueio de quinta harmônica.
Ih(5)%>
Definição: Define o threshold para bloqueio de quinta harmônica.
 
Circuitry Fail 
Definição: Habilita ou desabilita a calha de circuito. 
Is-cctfail
Definição: Define o valor mínimo de corrente diferencial para alarme de falha de circuito. 
K-cctfail
Definição:Slope para a função de alarme de falha de circuito. 
Tls-cctfail
Definição: Ajuste do tempo de retardo para a função de alarme de falha de circuito.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	Trans Diff
	Enabled
	Enabled
		Enabled or Disabled
	
	Set Mode
	Advance
	Simple
	Simple or Advance
	
	Is1
	0.2 pu
	0.2 pu
	0.1 pu
	2.5 pu
	0.01 pu
	K1
	25%
	30%
	0
	150
	1
	Is2
	1.5 pu
	1 pu
	0.1 pu
	10 pu
	0.1 pu
	K2
	35%
	80%
	15
	150
	1
	tDIFF
	0 s
	0 s
	0
	10 s
	10 ms
	Is-CTS
	1.5 pu
	1.5 pu
	0.1 pu
	2.5 pu
	0.01 pu
	Is-HS1
	8 pu
	10 pu
	2.5 pu
	32 pu
	0.1 pu
	Is-HS2
	32 pu
	32 pu
	2.5 pu
	32 pu
	0.1 pu
	Zero seq filt HV
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	
	Zero seq filt LV
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	
	2nd harm blocked
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	
	Ih(2)%>
	15%
	15%
	5%
	50%
	1
	Cross blocking
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	
	5th harm blocked
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	
	Ih(5)%>
	35%
	35%
	0%
	100%
	1%
	Circuitry Fail
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	
	Is-cctfail
	0.1 pu
	0.1 pu
	0.03 pu
	1 pu
	0.01 pu
	K-cctfail
	10%
	10%
	0 s
	50%
	1%
	Tls-cctfail
	5 s
	5 s
	0 s
	10 s
	0.1 s
12 – RELATÓRIO DE CURTO CIRCUITO
================================================================================================================================
 THREE_PHASE at bus "3686 JAURU 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3686 JAURU 500 CO Base kV 500.00 Ph-Ph ( 288.68 @0 deg A-Gnd) Prefault 1.000 V (p.u.) @ 0.00
 + seq - seq 0 seq / 3Io A phase B phase C phase
 Voltage (kV) Ph-Gnd > 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00184,0.02856 0.00184,0.02856 0.00419,0.03871
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 4.59992,71.4108 4.59992,71.4108 10.4748,96.7848
 
 Fault Currents (Amps)> 4034.10 @ -86.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 4034.10 @ -86.3 4034.10 @ 153.7 4034.10 @ 33.7
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load 1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: LIN
 3691 CUIABA 500 1 1742.67 @ -86.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1742.67 @ -86.0 1742.67 @ 154.0 1742.67 @ 34.0
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3680 JAURU 230): TR_1
 3687 T#JAU5OO230 1 2291.47 @ -86.6 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 2291.47 @ -86.6 2291.47 @ 153.4 2291.47 @ 33.4
 
 
 ==================================================================================================================================
 SINGLE_LINE_GROUND at bus "3686 JAURU 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3686 JAURU 500 CO Base kV 500.00 Ph-Ph ( 288.68 @0 deg A-Gnd) Prefault 1.000 V (p.u.) @ 0.00
 + seq - seq 0 seq / 3Io A phase B phase C phase
 Voltage (kV) Ph-Gnd > 202.770 @ -0.4 85.9241 @-179.0 116.893 @ 178.5 | 0.00000 @ 0.0 301.621 @-125.5 309.051 @ 124.6
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00184,0.02856 0.00184,0.02856 0.00419,0.03871
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 4.59992,71.4108 4.59992,71.4108 10.4748,96.7848
 
 Fault Currents (Amps)> 1200.75 @ -85.3 1200.75 @ -85.3 3602.24 @ -85.3 | 3602.24 @ -85.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load 1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 95.0541 @ -91.5 | 31.6847 @ -91.5 31.6847 @ -91.5 31.6847 @ -91.5
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: LIN
 3691 CUIABA 500 1 518.706 @ -85.0 518.706 @ -85.0 681.922 @ -75.5 | 1262.15 @ -83.3 296.911 @ 87.8 296.911 @ 87.8
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3680 JAURU 230): TR_1
 3687 T#JAU5OO230 1 682.057 @ -85.6 682.057 @ -85.6 2837.84 @ -87.5 | 2309.75 @ -86.3 265.230 @ -92.3 265.230 @ -92.3
 
 
 ==================================================================================================================================
 Close-in fault point at "3686 JAURU 500"
 On shunt Shunt 1 "Load" at "3686 JAURU 500"
 Close-in THREE_PHASE at bus "3686 JAURU 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3686 JAURU 500 CO Base kV 500.00 Ph-Ph ( 288.68 @0 deg A-Gnd) Prefault 1.000 V (p.u.) @ 0.00
 + seq - seq 0 seq / 3Io A phase B phase C phase
 Voltage (kV) Ph-Gnd > 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00184,0.02856 0.00184,0.02856 0.00419,0.03871
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 4.59992,71.4108 4.59992,71.4108 10.4748,96.7848
 
 Close-in fault (Amps)> 4034.10 @ -86.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 4034.10 @ -86.3 4034.10 @ 153.7 4034.10 @ 33.7
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load Cls-in 1 4034.10 @ 93.7 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 4034.10 @ 93.7 4034.10 @ -26.3 4034.10 @-146.3
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: LIN
 3691 CUIABA 500 1 1742.67 @ -86.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1742.67 @ -86.0 1742.67 @ 154.0 1742.67 @ 34.0
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3680 JAURU 230): TR_1
 3687 T#JAU5OO230 1 2291.47 @ -86.6 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 2291.47 @ -86.6 2291.47 @ 153.4 2291.47 @ 33.4
 
 
 ==================================================================================================================================
 Close-in fault point at "3686 JAURU 500"
 On shunt Shunt 1 "Load" at "3686 JAURU 500"
 Close-in SINGLE_LINE_GROUND at bus "3686 JAURU 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3686 JAURU 500 CO Base kV 500.00 Ph-Ph ( 288.68 @0 deg A-Gnd) Prefault 1.000 V (p.u.) @ 0.00
 + seq - seq 0 seq / 3Io A phase B phase C phase
 Voltage (kV) Ph-Gnd > 202.770 @ -0.4 85.9241 @-179.0 116.893 @ 178.5 | 0.00000 @ 0.0 301.621 @-125.5 309.051 @ 124.6
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00184,0.02856 0.00184,0.02856 0.00419,0.03871
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 4.59992,71.4108 4.59992,71.4108 10.4748,96.7848
 
 Close-in fault (Amps)> 1200.75 @ -85.3 1200.75 @ -85.3 3602.24 @ -85.3 | 3602.24 @ -85.30.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load Cls-in 1 1200.75 @ 94.7 1200.75 @ 94.7 3507.76 @ 94.9 | 3570.74 @ 94.7 31.6847 @ -91.5 31.6847 @ -91.5
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: LIN
 3691 CUIABA 500 1 518.706 @ -85.0 518.706 @ -85.0 681.922 @ -75.5 | 1262.15 @ -83.3 296.911 @ 87.8 296.911 @ 87.8
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3680 JAURU 230): TR_1
 3687 T#JAU5OO230 1 682.057 @ -85.6 682.057 @ -85.6 2837.84 @ -87.5 | 2309.75 @ -86.3 265.230 @ -92.3 265.230 @ -92.3
 
 
 ==================================================================================================================================
 Close-in fault point at "3686 JAURU 500"
 On line "3686 JAURU 500" to "3691 CUIABA 500" Ckt 1
 Close-in THREE_PHASE at bus "3686 JAURU 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3686 JAURU 500 CO Base kV 500.00 Ph-Ph ( 288.68 @0 deg A-Gnd) Prefault 1.000 V (p.u.) @ 0.00
 + seq - seq 0 seq / 3Io A phase B phase C phase
 Voltage (kV) Ph-Gnd > 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00184,0.02856 0.00184,0.02856 0.00419,0.03871
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 4.59992,71.4108 4.59992,71.4108 10.4748,96.7848
 
 Close-in fault (Amps)> 4034.10 @ -86.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 4034.10 @ -86.3 4034.10 @ 153.7 4034.10 @ 33.7
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load 1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: LIN
 Close-in bus 2291.47 @ 93.4 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 2291.47 @ 93.4 2291.47 @ -26.6 2291.47 @-146.6
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3680 JAURU 230): TR_1
 3687 T#JAU5OO230 1 2291.47 @ -86.6 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 2291.47 @ -86.6 2291.47 @ 153.4 2291.47 @ 33.4
 
 
 ==================================================================================================================================
 Close-in fault point at "3686 JAURU 500"
 On line "3686 JAURU 500" to "3691 CUIABA 500" Ckt 1
 Close-in SINGLE_LINE_GROUND at bus "3686 JAURU 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3686 JAURU 500 CO Base kV 500.00 Ph-Ph ( 288.68 @0 deg A-Gnd) Prefault 1.000 V (p.u.) @ 0.00
 + seq - seq 0 seq / 3Io A phase B phase C phase
 Voltage (kV) Ph-Gnd > 202.770 @ -0.4 85.9241 @-179.0 116.893 @ 178.5 | 0.00000 @ 0.0 301.621 @-125.5 309.051 @ 124.6
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00184,0.02856 0.00184,0.02856 0.00419,0.03871
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 4.59992,71.4108 4.59992,71.4108 10.4748,96.7848
 
 Close-in fault (Amps)> 1200.75 @ -85.3 1200.75 @ -85.3 3602.24 @ -85.3 | 3602.24 @ -85.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load 1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 95.0541 @ -91.5 | 31.6847 @ -91.5 31.6847 @ -91.5 31.6847 @ -91.5
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: LIN
 Close-in bus 682.057 @ 94.4 682.057 @ 94.4 2932.67 @ 92.4 | 2341.31 @ 93.6 296.911 @ 87.8 296.911 @ 87.8
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3680 JAURU 230): TR_1
 3687 T#JAU5OO230 1 682.057 @ -85.6 682.057 @ -85.6 2837.84 @ -87.5 | 2309.75 @ -86.3 265.230 @ -92.3 265.230 @ -92.3
 
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Fone/Fax 2468-1627 - CEP 07123-110 - email: eng@mille.com.br
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