10 PROTEÇÃO RETAGUARDA REATOR DE BARRA SE JAURU 2012 12 07 R00

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��SE JAURU
MEMORIAL DE CÁLCULO DOS AJUSTES DAS PROTEÇÕES DO REATOR DE BARRA
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����Revisão:
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Folha
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SE JAURU
MEMORIAL DE CÁLCULO DE AJUSTE
DO REATOR DE BARRA SE JAURU 
500 KV
PROTEÇÃO DE RETAGUARDA 
 SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO MATO GROSSO
	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 DO REATOR	�
67.0 – REGIÃO DE OPERAÇÃO DO REATOR	�
67.1 – ESTUDO DE CURTO CIRCUITO	�
149.0 CONFIGURAÇÃO DO RELÉ	�
1810.0 CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA – GRUPO 1	�
1911.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE	�
1911.1 – Sobrecorrente de Fase (50/51) – LADO DE AT DO REATOR	�
2211.2 – Sobrecorrente de Neutro (50N/51N) – LADO DE AT DO REATOR	�
2611.3 – Sobrecorrente de Neutro (50G/51G) – LADO DO REATOR DE ATERRAMENTO	�
2912 – 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-e 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 500/230/13,8 kV (anexo 4).
Bases de dados ONS PAR 12-15. 
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 P142 utilizados na proteção do Reator trifásico SE JAURU:
Proteção de sobrecorrente de fase 50/51 lado de alta tensão 500 kV;
Proteção de sobrecorrente de neutro 50N/51N lado de alta tensão 500 kV;
Proteção de sobrecorrente de terra 51N lado do neutro do Reator;
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 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. 
7.1 – 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 PRESENTES NA SE CUIABÁ (P142)
As figuras, a seguir, ilustram os unifilares simplificados das instalações físicas do Reator Shunt de 500 kV da SE JAURU. 
E a tabela a seguir, fornece as características dos TCs empregados:
Características dos TCs empregados na proteção do Reator 
	TC
	RTC
	Classe
	7TCH - 2
	2000:1
	XX
	TC - N
	300:1
	XX
A seguir uma breve descrição dos ajustes dos canais analógicos do relé. 
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.�
Phase CT Primary
Descrição: Determina a corrente primária do transformador de corrente.
Phase CT Sec’y
Descrição: Determina a corrente secundária do transformador de corrente.
E/F CT - Primary
Descrição: Determina a corrente primária do E/F
E/F CT - Secondary
Descrição: Determina a corrente secundária do E/F
SEF CT Primary
Descrição: Determina a corrente primária do SEF
SEF CT Secondary
Descrição: Determina a corrente secundaria do SEF
	Menu Text
	Setting
	Default Setting
	Min.
	Max.
	Step Size
	Main VT Primary
	500 kV
	110.0 V
	100
	1000 kV
	1
	Main VT Sec’y
	115
	110.0 V
	80
	140
	1
	Phase CT Primary
	2000
	1.000A
	1
	30k
	1
	Phase CT Sec’y
	1
	1.000A
	1
	5
	4
	E/F CT Primary
	300
	1.000A
	1
	30k
	1
	E/F CT Secondary
	1
	1.000A
	1
	5
	4
	SEF CT Primary
	300
	1.000A
	1
	30k
	1
	SEF CT Secondary
	1
	1.000A
	1
	5
	4
9.0 CONFIGURAÇÃO DO RELÉ 
A seguinte seção 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.
Copy to
Descrição: Permite copias as configuração para 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 valores associados ficaram ocultos, menos a função colar.
System Config
Descrição: Define a visibilidade do menu de configuração do sistema. 
Overcurrent
Descrição: Habilita e desabilita a proteção de sobrecorrente. 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.
Thermal Overload
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de sobrecarga térmica. ANSI 49.
Earth Fault 1
Descrição: Habilita ou desabilita a Função de Proteção de Falta a terra. IN(medido): ANSI 50/51/67N.
Earth Fault 2
Descrição: Habilita ou desabilita a Função de Proteção de Falta a terra 2. IN(calculado: ANSI 50/51/67N.
SEF/REF Protection
Descrição: Habita ou desabilita aSensitiva função de proteção de Falha a terra ISEF: ANSI 50.51/67N, IREF: ANSI 64. 
Residual O/V NVD
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de sobretensão residual (Deslocamento de tensão de Neutro). VN>f ANSI 59N
Neg. Sequence O/V
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Proteção de sobretensão de sequência negativa. V2>: ANSI 47
Cold Load Pickup
Descrição: Habilita ou desabilita a função Cold Load Pickup
Selective Logic
Descrição: Habilita ou desabilita a função de seletividade lógica 
Admit Protection
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de admitância YN, GN, BN >. 
Volt Protection
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de Tensão (subtensão / sobretensão). V<, V> de fases: ANSI 27/59.
Freq Protection
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção de Frequência (sub e sobrefrequência). F<, F>: ANSI 81O/U
df/dt Protection
Descrição: Habilita ou desabilita a função de proteção da Taxa de Variação de Frequência. df/dt >: ANSI 81R
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
Fault Locator
Descrição: Habilita ou desabilita o localizador de falta
Auto-reclose 
Descrição: Habilita ou desabilita a função de Religamento Automatico. 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.
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. 
Distrurb. 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
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
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.
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.
InterMiCOM
Descrição: Habilita ou desabilitar a proteção via comunicação para o sistema de EIA (RS) 232 InterMiCOM (Integrado de Teleproteção).
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
	SettingGroup
	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
	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
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Setting Group 3
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Setting Group 4
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	System Config.
	Visible
	Invisible
	Invisible or Visible
	Overcurrent
	Enabled
	Enabled
	Enabled or Disabled
	Neg. Sequence O/C
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Broken Conductor
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Earth Fault 1
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Earth Fault 2
	Enabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	SEF/REF Prot.
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Residual O/V NVD
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Thermal Overload
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Neg. Sequence O/V
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Cold Load Pickup
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Selective Logic
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Admit. Protection
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Power Protection
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Volt Protection
	Disabled
	Disabled
	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
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Fault Locator
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Auto-reclose 
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Input Labels
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Output Labels
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	Adv. Frequency
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	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
	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
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	Function Key
	Visible
	Visible
	Invisible or Visible
	RP1 Read Only
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	RP2 Read Only
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	NIC Read Only
	Disabled
	Disabled
	Enabled or Disabled
	LCD Contrast
	11
	11
	0…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 .
	Menu Text
	Default Setting
	Min.
	Max.
	Step Size
	Phase Sequence
	Standards ABC
	Standards ABC, Reverse ACB
	2nd Harmonic
	Enabled
	Enabled or Disabled
	2nd Harm Thresh
	20%
	5%
	70%
	1%
	I> lift 2H
	10 x In
	4 x In
	32 x In
	0.01
Assim, procede-se ao ajuste das funções de proteção do P142
11.0 – PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE 
11.1 – Sobrecorrente de Fase (50/51) – LADO DE AT DO REATOR
Proteção de sobrecorrente de fase 
A proteção de sobrecorrente de fase do relé P142 é provida de quatro estágios, com ajuste independentes da característica de operação: tempo inverso (IDMT) ou tempo definido (DT), direcional ou não direcional.
Todos os ajustes de direcionalidade são aplicados as três fases e independente para cada estágio.
Os dois primeiros estágio da função de proteção de sobrecorrente de fase tem a característica de retardo de tempo, na qual podem ser selecionadas entre tempo inverso e tempo definido e o outros estágios dispõe somente a característica de tempo definido. 
Ajuste 51 – estágio 1 
Ajustaremos o estágio 1 (51) para operar para uma falta no reator nacontingência da menor contribuição do sistema com característica normal inversa para proteção do lado de 500 kV do reatores. Essa função serve como retaguarda para faltas no reatores, medindo a contribuição do sistema elétrico para faltas no reatores. 
. Assim, têm-se:
Ajustaremos a partida dessa função para 110% da corrente nominal do reator em condições de sobretensão dinâmica de 1.15Un.
Conforme recomendação adotaremos Pick-up de 150 [A], Curva IEC Normal inversa com Dial = 0.05. Para um curto circuito trifásico na barra de 500 kV da SE CUIABÁ o reator não contribui e para um curto circuito fase terra na barra de 500 kV da SE CUIABÁ a contribuição do reator é de 31.7 A, portanto a função de sobrecorrente de fase não será sensibilizada para faltas que não sejam no circuito de alimentação do reator ou no reator propriamente dito. 
Transformador de corrente de referência 2000-1A
Ajuste 50 – estágio 3 :
Ajustaremos o estágio 3 (50) dessa função como não direcional instantâneo acima da corrente de inrush do reator e abaixo do nível de curto circuito, com margem de segurança.
Energização do Reator
.
As tabelas abaixo nos fornece os valores para os diversos curto circuito close in no reator da SE CUIABÁ.
	Localização 
	Tipo curto
	Corrente de Curto [A] 
	 Curto Circuito Close in 500 kV
	3F
	4034.10 @ -86.3 
	 Curto Circuito Close in 500 kV
	FF
	3493.63 @-176.3 
	Curto Circuito Close in 500 kV
	FT
	3602.24 @ -85.3 
Assim, adota-se um Pick-up = 2000 [A], dessa forma teremos o ajuste da função 50 acima do inrush (o qual já se encontra com margem de segurança) e abaixo das contribuições do sistema para uma falta entre os TCs e o Reator, com temporização de 50 ms.
Transformador de corrente de referência 2000-1 A.
Segue abaixo uma breve descrição dos ajustes da função.
I > 1, 2, 3 e 4 Function
Descrição: Define a característica do disparo para o estágio do elemento de sobrecorrente de fase .
I > 1, 2, 3 e 4 Direction
Descrição: Define o ajuste do sentido de medição para o estágio elemento de sobrecorrente de fase.
Ι>1, 2, 3 e 4 Current Set
Descrição: Define o Pick-up para o estágio do elemento de sobrecorrente de fase.
Ι>1, 2, 3 e 4 Time Delay
Descrição: Definição do tempo de retardo para o estágio do elemento de sobrecorrente de fase, se for ajustado para tempo definido.
Ι>1, 2, 3 e 4 TMS
Descrição: Define o ajuste do multiplicador da curva para o elemento de sobrecorrente de fase, se uma característica IDMT IEC for selecionada.
Ι>1, 2, 3 e 4 Time Dial 
Descrição: Define o ajuste do multiplicador da curva para o elemento de sobrecorrente de fase, se uma característica IEEE / EUA IDMT for selecionada.
Ι>1, 2, 3 e 4 K (RI)
Descrição: Define o ajuste do multiplicador da curva para o elemento de sobrecorrente de fase, se uma característica RI for selecionada.
I>1, 2, 3 e 4 DT Adder
Descrição: Define a adição de retardo no tempo fixo da característica IDMT.
Ι>1 Reset Char
Descrição: Define o tipo da característica do resete da curva IEEE/US
Ι>1, 2, 3 e 4 tRESET
Descrição: Define o tempo de resete para característica de tempo definido
Ι> Char. Angle
Descrição: Define o ângulo característico do relé usado para a decisão direcional.
Ι> Blocking
Descrição: Define a lógica que determina os sinais de bloqueio de VT, supervisão de religamento automático e segunda harmônica.
VCO Status
Descrição: Permite a selecionar o controle da tensão se deve ser aplicado a cada um dos elementos de fase de sobrecorrente do primeiro ou segundo estagio.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	Ι>1 Function
	IEC S Inverse
	IEC S Inverse
	Disabled, DT, IEC S Inverse,
IEC V Inverse, IEC E Inverse,
UK LT Inverse, UK Rectifier, RI,
IEEE M Inverse,
IEEE V Inverse, IEEE E Inverse,
US Inverse, US ST Inverse
	
	Ι>1 Direction
	Non-directional
	Non-directional
	Non-directional
Directional Fwd
Directional Rev
	
	Ι>1 Current Set
	150 A
	1 x Ιn
	0.08 x Ιn
	4.0 x Ιn
	0.01 x Ιn
	Ι>1 Time Delay
	1
	1
	0
	100
	0.01
	Ι>1 TMS
	0,05
	1
	0.025
	1.2
	0.005
	Ι>1 Time Dial
	1
	1
	0.01
	100
	0.01
	Ι>1 K (RΙ)
	1
	1
	0.1
	10
	0.05
	I>1 DT Adder
	0
	0
	0
	100
	0.01
	Ι>1 Reset Char.
	DT
	DT
	DT or Inverse
	
	Ι>1 tRESET
	0
	0
	0s
	100s
	0.01s
	Ι>2 Function
	Disabled
	IEC S Inverse
	Disabled, DT, IEC S Inverse,IEC V Inverse, IEC E Inverse, UK LT Inverse, UK Rectifier, RI, IEEE M Inverse, IEEE V Inverse, IEEE E Inverse, US Inverse, US ST Inverse
	
	Ι>3 Status
	Enabled
	Disabled
	Disabled or Enabled
	
	Ι>3 Direction
	Non-directional
	Non-directional
	Non-directional
Directional Fwd
Directional Rev
	
	Ι>3 Current Set
	2000 A
	20 x Ιn
	0.08 x Ιn
	32 x Ιn
	0.01 x Ιn
	Ι>3 Time Delay
	0,05
	0
	0s
	100s
	0.01s
	Ι>4 Status
	Disabled
	Disabled
	Disabled or Enabled
	
	Ι> Char. Angle
	45
	45
	–95°
	+95°
	1°
	Ι> Blocking
	000 0000 0000
	000 0000 1111
	Bit 0 = VTS Blocks Ι>1, Bit 1 = VTS Blocks
Ι>2, Bit 2 = VTS Blocks Ι>3, Bit 3 = VTS
Blocks Ι>4, Bit 4 = A/R Blocks Ι>3, Bit 5 =
A/R Blocks Ι>4, Bit 6 = 2H Blocks I>1, Bit 7
= 2H Blocks I>2, Bit 8 = 2H Blocks I>3, Bit
9 = 2H Blocks I>4, Bit 0A = 2H 1PH Block.
	
	VCO Status
	Disabled
	Disabled
	Disabled, Ι>1, Ι>2,
Both Ι>1 & Ι>2 N/A
Allows selection of whether voltage control should be applied to each
	
11.2 – Sobrecorrente de Neutro (50N/51N) – LADO DE AT DO REATOR
O relé P142 disponibiliza dois elementos de proteção contra falta a terra, referido no menu do relé como, “Earth Fault 1” (EF1) e “Earth Fault 2” (EF 2). EF 1 opera a partir da corrente de falta que é medida diretamente do sistema de potência, quer por meio transformadores de corrente localizado numa ligação a terra do sistema de potência, ou através de uma ligação residual dos três transformadores de corrente de linha. O elemento EF 2 opera a partir do valor da corrente residual que é derivada internamente da somatória das três correntes de fase.
Os elementos EF1 e EF2 são idênticos, cada um tem quatro estágio, o primeiro e segundo estágio tem seleção da característica de operação IDMT ou DT, enquanto que o terceiro e quarto estágio só tem a característica de tempo defino DT. Cada estágio pode ser ajustado como: não direcional, direcional forward e direcional reverso. 
Assim, têm-se:
Ajuste 51N
Ajustaremos o estágio 1 do elemento EF2 dessa função como não direcional, com característica normal inversa (temporizado) para proteção da alta (500kV) do Reator. 
A função serve como retaguarda, medindo a contribuição do sistema elétrico para uma falta no reator. 
A partida dessa função deve ser ajustado o mais sensível possível para possibilitar a detecção de faltas a terra em grande parte de reator. 
Adota-se Pickup = 10% da corrente primária do TC (200 A), Curva IEC Normal inversa, com Dial de 0.05. 
Transformador de corrente de referência 2000-1A
Ajuste 50N
Ajustaremos o estágio 3 do elemento EF2 dessa função como não direcional, com característica tempo definido (instantâneo) para proteção da alta (500kV) do Reator. 
Ajustaremos essa função para operar com margem de segurança, para a menor contribuição do sistema para um curto circuito fase terra no lado AT do reator (entre os TCs e o Reator). 
Contribuição do sistema para um curto circuito (close-in) no reator.
	Localização 
	Tipo curto
	Corrente de Curto 3I0 [A] Cont Sistema 
	Close in Reator
	FT
	3602.24 @ -85.3 
Assim, adota-se um Pick-up = 500 [A] com temporização de 50 ms, dessa forma teremos o ajuste da função 50N com um valor menor que 50% da menor contribuição do sistema para um curto circuito fase terra entre os TCs e o reator.
Transformador de corrente de referência 2000-1A
A seguir, uma breve descrição dos ajustes da função de proteção.IN2>1 e 2 Function
Descrição: Define a característica do disparo para o primeiro estagio do elemento de sobrecorrente de Neutro.
ΙN2>1 e 2 Direction
Descrição: Define o ajuste do sentido de medição para o primeiro estagio elemento de sobrecorrente de Neutro.
ΙN2>1 e 2 Current Set
Descrição: Define o Pick-up para o primeiro estagio do elemento de sobrecorrente de Neutro.
ΙN2>1 e 2 Time Delay
Descrição: Definição do tempo de retardo para o primeiro estágio do elemento de sobrecorrente de Neutro, se for ajustado para tempo definido
ΙN2>1 e 2 TMS
Descrição: Define o ajuste do multiplicados da curva para o primeiro elemento de sobrecorrente de Neutro, se uma característica IDMT IEC for selecionada.
ΙN2>1 e 2 Time Dial
Descrição: Define o ajuste do multiplicados da curva para o primeiro elemento de sobrecorrente de Neutro, se uma característica IEEE / EUA IDMT for selecionada.
ΙN2>1 e 2 DT Adder
Descrição: Define a adicição de retardo no tempo fixo da característica IDMT.
ΙN2>1 e 2 Reset Char
Descrição: Define o tipo da característica do resete da curva IEEE/US.
ΙN2>1 e 2 tRESET
Descrição: Define o tempo de resete para característica de tempo definido.
IN2>3 e 4 Status
Descrição: Habilita ou desabilita o terceiro estágio de tempo definido do elemento de sobrecorrente de Neutro. 
ΙN2>3 e 4 Direction
Descrição: Define a direção de medição para a falta a terra .
ΙN2>3 e 4 Current Set
Descrição: Define o Pick-up para o estagio do elemento de sobrecorrente de Neutro.
ΙN2>3 e 4 Time Delay
Descrição: Definição do tempo de retardo para o estágio do elemento de sobrecorrente de Neutro, se for ajustado para tempo definido.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	IN2>1 Function
	IEC S Inverse
	IEC S Inverse
	Disabled, DT, IEC S Inverse,
IEC V Inverse, IEC E Inverse,
UK LT Inverse, RI, IEEE M Inverse, IEEE V Inverse, IEEE E Inverse, US Inverse, US ST Inverse, IDG
	
	IN2>1 Direction
	Non-directional
	Non-directional
	Non-directional
Directional Fwd
Directional Rev
	
	ΙN2>1 Current Set
	200 A
	0.2 x Ιn
	0.08 x Ιn
	4.0 x Ιn
	0.01 x Ιn
	ΙN2>1 IDG Ιs
	1.5
	1.5
	1
	4
	0.1
	ΙN2>1 Time Delay
	1
	1
	0s
	200s
	0.01s
	ΙN1>1 TMS
	0.05
	
	0.025
	1.2
	0.005
	ΙN2>1 Time Dial
	1
	1
	0.1
	10
	0.05
	ΙN2>1 IDG Time
	1.2
	1.2
	1
	2
	0.01
	ΙN2>1 DT Adder
	0
	0
	0
	100
	0.01
	ΙN2>1 Reset Char.
	DT
	DT
	DT or Inverse
	
	ΙN2>1 tRESET
	0
	0
	0s
	100s
	0.01s
	ΙN2>2 Function
	Disabled
	IEC S Inverse
	
	
	ΙN2>3 Status
	Enabled
	Disabled
	Disabled or Enabled
	
	ΙN2>3 Direction
	Non-directional
	Non-directional
	Non-directional
Directional Fwd
Directional Rev
	
	ΙN2>3 Current
	500 A
	0.2 x Ιn
	0.08 x Ιn
	32 x Ιn
	0.01 x Ιn
	ΙN2>3 Time Delay
	0.05
	0
	0s
	200s
	0.01s
	ΙN2>4 Status
	Disabled
	Disabled
	Disabled or Enabled
	
�
11.3 – Sobrecorrente de Neutro (50G/51G) – LADO DO REATOR DE ATERRAMENTO
Ajusta-se o estágio 1 do elemento EF1 dessa função como não direcional, com característica normal inversa (temporizado) para proteção do Reator. 
A função serve como retaguarda, medindo a contribuição do aterramento para uma falta no reator. 
A partida dessa função deve ser ajustado o mais sensível possível para possibilitar a detecção de faltas a terra em grande parte de reator. 
 Assim, têm-se:
Ajuste 51G
Adota-se Pick-up = 10% da corrente nominal do TC (300-1A) – 30 A, Curva IEC Normal Inversa com Dial 0.025 para um tempo de atuação superior a 1,50 s (3,1s para contribuição de 31.7 A de 3I0 do reator para um curto fase terra na barra da SE CUIABÁ. 
Transformador de corrente de referência 300-1A
A seguir, apresenta-se uma breve descrição dos ajustes da função.
IN1>1 e 2 Function
Descrição: Define a característica do disparo para o estagio do elemento de sobrecorrente de Neutro.
ΙN1>1 e 2 Direction
Descrição: Define o ajuste do sentido de medição para o estagio elemento de sobrecorrente de Neutro.
ΙN1>1 e 2 Current Set
Descrição: Define o Pick-up para o estagio do elemento de sobrecorrente de Neutro.
ΙN1>1 e 2 Time Delay
Descrição: Definição do tempo de retardo para o estágio do elemento de sobrecorrente de Neutro, se for ajustado para tempo definido
ΙN1>1 e 2 TMS
Descrição: Define o ajuste do multiplicados da curva para o elemento de sobrecorrente de Neutro, se uma característica IDMT IEC for selecionada.
ΙN1>1 e 2 Time Dial
Descrição: Define o ajuste do multiplicados da curva para o elemento de sobrecorrente de Neutro, se uma característica IEEE / EUA IDMT for selecionada.
ΙN1>1 e 2 DT Adder
Descrição: Define a adicição de retardo no tempo fixo da característica IDMT.
�
ΙN1>1 e 2 Reset Char
Descrição: Define o tipo da característica do resete da curva IEEE/US.
ΙN1>1 e 2 tRESET
Descrição: Define o tempo de resete para característica de tempo definido.
IN1>3 e 4 Status
Descrição: Habilita ou desabilita o estágio de tempo definido do elemento de sobrecorrente de Neutro. 
ΙN1>3 e 4 Direction
Descrição: Define a direção de medição para a falta a terra .
ΙN1>3 e 4 Current Set
Descrição: Define o Pick-up para o estagio do elemento de sobrecorrente de Neutro.
ΙN1>3 e 4 Time Delay
Descrição: Definição do tempo de retardo para o estágio do elemento de sobrecorrente de Neutro, se for ajustado para tempo definido.
	Menu Text
	Setting
	Default
	Min.
	Max.
	Step Size
	ΙN1>1 Function
	IEC S Inverse
	IEC S Inverse
	
	
	ΙN1>1 Direction
	Non-directional
	Non-directional
	Non-directional
Directional Fwd
Directional Rev
	
	ΙN1>1 Current Set
	30 A
	0.2 x Ιn
	0.08 x Ιn
	4.0 x Ιn
	0.01 x Ιn
	ΙN1>1 IDG Ιs
	1.5
	1.5
	1
	4
	0.1
	ΙN1>1 Time Delay
	1
	1
	0s
	200s
	0.01
	ΙN1>1 Time Dial
	1
	1
	0.1
	10
	0.05
	ΙN1>1 TMS
	0.025
	1
	0.025
	1.2
	0.005
	ΙN1>1 IDG Time
	1.2
	1.2
	1
	2
	0.01
	ΙN1>1 DT Adder
	0
	0
	0
	100
	0.01
	ΙN1>1 Reset Char.
	DT
	DT
	DT or Inverse
	
	ΙN1>1 tRESET
	0
	0
	0s
	100s
	0.01s
	ΙN1>2 Function
	Disabled
	IEC S Inverse
	Disabled, DT, IEC S Inverse,
IEC V Inverse, IEC E Inverse,
UK LT Inverse, RI, IEEE M Inverse, IEEE V Inverse, IEEE E Inverse, US Inverse, US ST Inverse, IDG
	
	ΙN1>3 Status
	Disabled
	Disabled
	Disabled or Enabled
	
	ΙN1>4 Status
	Disabled
	Disabled
	Disabled or Enabled
	
�
12 – RELATÓRIO DE CURTO CIRCUITO
THREE_PHASE at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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.)> 0.00112,0.01652 0.00112,0.01652 0.00522,0.03025
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 2.79585,41.3121 2.79585,41.3121 13.0433,75.6329
 
 Fault Currents (Amps)> 6971.72 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 6971.72 @ -86.1 6971.72 @ 153.9 6971.72 @ 33.9
 
 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
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 Load 3 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: ITE, LIN,LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 1507.36 @ -86.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1507.36 @ -86.0 1507.36 @ 154.0 1507.36 @ 34.0
 3090 RIBEIRAOZ500 2 1995.65 @ -86.2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1995.65 @ -86.2 1995.65 @ 153.8 1995.65 @ 33.8
 3686 JAURU 500 1 1057.58 @ -86.4 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1057.58 @ -86.4 1057.58 @ 153.6 1057.58 @ 33.6
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 2411.14 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 2411.14 @ -86.1 2411.14 @ 153.9 2411.14 @ 33.9
 
==================================================================================================================================
 SINGLE_LINE_GROUND at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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 > 213.789 @ -1.0 75.0111 @-177.2 139.037 @ 176.9 | 0.00000 @ 0.0 316.879 @-131.1 334.033 @ 128.6
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00112,0.01652 0.00112,0.01652 0.00522,0.03025
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 2.79585,41.3121 2.79585,41.3121 13.0433,75.6329
 
 Fault Currents (Amps)> 1811.57 @ -83.3 1811.57 @ -83.3 5434.72 @ -83.3 | 5434.72 @ -83.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load 1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 113.061 @ -93.1 | 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 113.061 @ -93.1 | 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1
 Load 3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 113.061 @ -93.1 | 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 391.681 @ -83.1 391.681 @ -83.1 358.946 @ -66.9 | 898.865 @ -81.0 278.815 @ 90.0 278.815 @ 90.0
 3090 RIBEIRAOZ500 2 518.562 @ -83.3 518.562 @ -83.3 668.892 @ -78.8 | 1259.53 @ -82.5 296.790 @ 93.3 296.790 @ 93.3
 3686 JAURU 500 1 274.809 @ -83.6 274.809 @ -83.6 765.958 @ -78.6 | 804.294 @ -82.0 29.9574 @ 49.4 29.9574 @ 49.4
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 626.526 @ -83.2 626.526 @ -83.2 3329.54 @ -86.0 | 2362.22 @ -84.5 484.983 @ -89.6 484.983 @ -89.6
 
==================================================================================================================================
 Close-in fault point at "3691 CUIABA 500"
 On shunt Shunt 1 "Load" at "3691 CUIABA 500"
 Close-in THREE_PHASE at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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.)> 0.00112,0.01652 0.00112,0.01652 0.00522,0.03025
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 2.79585,41.3121 2.79585,41.3121 13.0433,75.6329
 
 Close-in fault (Amps)> 6971.72 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 6971.72 @ -86.1 6971.72 @ 153.9 6971.72 @ 33.9
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load Cls-in 1 6971.72 @ 93.9 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 6971.72 @ 93.9 6971.72 @ -26.1 6971.72 @-146.1
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 Load 3 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: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 1507.36 @ -86.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1507.36 @ -86.0 1507.36 @ 154.0 1507.36 @ 34.0
 3090 RIBEIRAOZ500 2 1995.65 @ -86.2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1995.65 @ -86.2 1995.65 @ 153.8 1995.65 @ 33.8
 3686 JAURU 500 1 1057.58 @ -86.4 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1057.58 @ -86.4 1057.58 @ 153.6 1057.58 @ 33.6
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 2411.14 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 2411.14 @ -86.1 2411.14 @ 153.9 2411.14 @ 33.9
 
==================================================================================================================================
 Close-in fault point at "3691 CUIABA 500"
 On shunt Shunt 1 "Load" at "3691 CUIABA 500"
 Close-in SINGLE_LINE_GROUND at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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 > 213.789 @ -1.0 75.0111 @-177.2 139.037 @ 176.9 | 0.00000 @ 0.0 316.879 @-131.1 334.033 @ 128.6
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00112,0.01652 0.00112,0.01652 0.00522,0.03025
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 2.79585,41.3121 2.79585,41.3121 13.0433,75.6329
 
 Close-in fault (Amps)> 1811.57 @ -83.3 1811.57 @ -83.3 5434.72 @ -83.3 | 5434.72 @ -83.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load Cls-in 1 1811.57 @ 96.7 1811.57 @ 96.7 5323.34 @ 96.9 | 5397.59 @ 96.8 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 113.061 @ -93.1 | 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1
 Load 3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 113.061 @ -93.1 | 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 391.681 @ -83.1 391.681 @ -83.1 358.946 @ -66.9 | 898.865 @ -81.0 278.815 @ 90.0 278.815 @ 90.0
 3090 RIBEIRAOZ500 2 518.562 @ -83.3 518.562 @ -83.3 668.892 @ -78.8 | 1259.53 @ -82.5 296.790 @ 93.3 296.790 @ 93.3
 3686 JAURU 500 1 274.809 @ -83.6 274.809 @ -83.6 765.958 @ -78.6 | 804.294 @ -82.0 29.9574 @ 49.4 29.9574 @ 49.4
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 626.526 @ -83.2 626.526 @ -83.2 3329.54 @ -86.0 | 2362.22 @ -84.5 484.983 @ -89.6 484.983 @ -89.6
 
==================================================================================================================================Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3090 RIBEIRAOZ500" Ckt 2
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999001 CUIABA 500" (NEWBUS1)
 THREE_PHASE at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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.)> 0.00146,0.02143 0.00146,0.02143 0.00488,0.03216
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 3.64017,53.5689 3.64017,53.5689 12.1977,80.4011
 
 Fault Currents (Amps)> 5376.46 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 5376.46 @ -86.1 5376.46 @ 153.9 5376.46 @ 33.9
 
 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
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 Load 3 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: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 1828.18 @ -86.2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1828.18 @ -86.2 1828.18 @ 153.8 1828.18 @ 33.8
 3090 RIBEIRAOZ500 2 Branch is modified or outaged
 3686 JAURU 500 1 1062.23 @ -86.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1062.23 @ -86.3 1062.23 @ 153.7 1062.23 @ 33.7
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 2486.08 @ -85.9 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 2486.08 @ -85.9 2486.08 @ 154.1 2486.08 @ 34.1
 
==================================================================================================================================
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3090 RIBEIRAOZ500" Ckt 2
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999001 CUIABA 500" (NEWBUS1)
 SINGLE_LINE_GROUND at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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 > 206.543 @ -0.8 82.2056 @-178.0 124.506 @ 177.3 | 0.00000 @ 0.0 304.935 @-127.7 319.019 @ 125.8
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00146,0.02143 0.00146,0.02143 0.00488,0.03216
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 3.64017,53.5689 3.64017,53.5689 12.1977,80.4011
 
 Fault Currents (Amps)> 1531.05 @ -84.1 1531.05 @ -84.1 4593.14 @ -84.1 | 4593.14 @ -84.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load 1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 101.245 @ -92.7 | 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 101.245 @ -92.7 | 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7
 Load 3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 101.245 @ -92.7 | 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 520.607 @ -84.2 520.607 @ -84.2 632.045 @ -78.9 | 1251.16 @ -83.3 311.404 @ 92.3 311.404 @ 92.3
 3090 RIBEIRAOZ500 2 Branch is modified or outaged
 3686 JAURU 500 1 302.490 @ -84.3 302.490 @ -84.3 685.909 @ -78.3 | 832.692 @ -82.6 78.8920 @ 77.9 78.8920 @ 77.9
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 707.956 @ -83.9 707.956 @ -83.9 2982.04 @ -85.6 | 2409.66 @ -84.6 287.169 @ -89.9 287.169 @ -89.9
 
==================================================================================================================================
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3090 RIBEIRAOZ500" Ckt 2
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999001 CUIABA 500" (NEWBUS1)
 Close-in fault point at "3691 CUIABA 500"
 On shunt Shunt 1 "Load" at "3691 CUIABA 500"
 Close-in THREE_PHASE at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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.)> 0.00146,0.02143 0.00146,0.02143 0.00488,0.03216
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 3.64017,53.5689 3.64017,53.5689 12.1977,80.4011
 
 Close-in fault (Amps)> 5376.46 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 5376.46 @ -86.1 5376.46 @ 153.9 5376.46 @ 33.9
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load Cls-in 1 5376.46 @ 93.9 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 5376.46 @ 93.9 5376.46 @ -26.1 5376.46 @-146.1
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 Load 3 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: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 1828.18 @ -86.2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1828.18 @ -86.2 1828.18 @ 153.8 1828.18 @ 33.8
 3090 RIBEIRAOZ500 2 Branch is modified or outaged
 3686 JAURU 500 1 1062.23 @ -86.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1062.23 @ -86.3 1062.23 @ 153.7 1062.23 @ 33.7
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 2486.08 @ -85.9 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 2486.08 @ -85.9 2486.08 @ 154.1 2486.08 @ 34.1
 
==================================================================================================================================
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3090 RIBEIRAOZ500" Ckt 2
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999001 CUIABA 500" (NEWBUS1)
 Close-in fault point at "3691 CUIABA 500"
 On shunt Shunt 1 "Load" at "3691 CUIABA 500"
 Close-in SINGLE_LINE_GROUND at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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 phaseB phase C phase
 Voltage (kV) Ph-Gnd > 206.543 @ -0.8 82.2056 @-178.0 124.506 @ 177.3 | 0.00000 @ 0.0 304.935 @-127.7 319.019 @ 125.8
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00146,0.02143 0.00146,0.02143 0.00488,0.03216
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 3.64017,53.5689 3.64017,53.5689 12.1977,80.4011
 
 Close-in fault (Amps)> 1531.05 @ -84.1 1531.05 @ -84.1 4593.14 @ -84.1 | 4593.14 @ -84.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load Cls-in 1 1531.05 @ 95.9 1531.05 @ 95.9 4493.06 @ 96.1 | 4559.77 @ 96.0 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 101.245 @ -92.7 | 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7
 Load 3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 101.245 @ -92.7 | 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7 33.7484 @ -92.7
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 520.607 @ -84.2 520.607 @ -84.2 632.045 @ -78.9 | 1251.16 @ -83.3 311.404 @ 92.3 311.404 @ 92.3
 3090 RIBEIRAOZ500 2 Branch is modified or outaged
 3686 JAURU 500 1 302.490 @ -84.3 302.490 @ -84.3 685.909 @ -78.3 | 832.692 @ -82.6 78.8920 @ 77.9 78.8920 @ 77.9
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 707.956 @ -83.9 707.956 @ -83.9 2982.04 @ -85.6 | 2409.66 @ -84.6 287.169 @ -89.9 287.169 @ -89.9
 
==================================================================================================================================
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3090 RIBEIRAOZ500" Ckt 2
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999001 CUIABA 500" (NEWBUS1)
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3692 T#CB500 230A" Ckt 1
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999002 CUIABA 500" (NEWBUS2)
 THREE_PHASE at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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.)> 0.00247,0.03652 0.00247,0.03652 0.01847,0.09029
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 6.17306,91.2924 6.17306,91.2924 46.1858,225.732
 
 Fault Currents (Amps)> 3154.89 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 3154.89 @ -86.1 3154.89 @ 153.9 3154.89 @ 33.9
 
 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
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 Load 3 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: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 1904.92 @ -86.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1904.92 @ -86.0 1904.92 @ 154.0 1904.92 @ 34.0
 3090 RIBEIRAOZ500 2 Branch is modified or outaged
 3686 JAURU 500 1 1249.98 @ -86.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1249.98 @ -86.3 1249.98 @ 153.7 1249.98 @ 33.7
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 Branch is modified or outaged
==================================================================================================================================
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3090 RIBEIRAOZ500" Ckt 2
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999001 CUIABA 500" (NEWBUS1)
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3692 T#CB500 230A" Ckt 1
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999002 CUIABA 500" (NEWBUS2)
 THREE_PHASE at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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.)> 0.00247,0.03652 0.00247,0.03652 0.01847,0.09029
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 6.17306,91.2924 6.17306,91.2924 46.1858,225.732
 
 Fault Currents (Amps)> 3154.89 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 3154.89 @ -86.1 3154.89 @ 153.9 3154.89 @ 33.9
 
 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
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 Load 3 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: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 1904.92 @ -86.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1904.92 @ -86.0 1904.92 @ 154.0 1904.92 @ 34.0
 3090 RIBEIRAOZ500 2 Branch is modified or outaged
 3686 JAURU 500 1 1249.98 @ -86.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1249.98 @ -86.3 1249.98 @ 153.7 1249.98 @ 33.7
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 Branch is modified or outaged
 
==================================================================================================================================
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3090 RIBEIRAOZ500" Ckt 2
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999001 CUIABA 500" (NEWBUS1)
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3692 T#CB500 230A" Ckt 1
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999002 CUIABA 500" (NEWBUS2)
 SINGLE_LINE_GROUND at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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 > 224.870 @ -1.2 64.0354 @-175.7 161.248 @ 176.6 | 0.00000 @ 0.0 337.369 @-135.7 358.031 @ 132.4
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00247,0.03652 0.00247,0.03652 0.01847,0.09029
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 6.17306,91.2924 6.17306,91.2924 46.1858,225.732
 
 Fault Currents (Amps)> 699.834 @ -81.8 699.834 @ -81.8 2099.50 @ -81.8 | 2099.50 @ -81.8 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load 1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 131.122 @ -93.4 | 43.7075 @-93.4 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 131.122 @ -93.4 | 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4
 Load 3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 131.122 @ -93.4 | 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 422.560 @ -81.7 422.560 @ -81.7 820.221 @ -79.6 | 1118.38 @ -81.2 149.690 @ 94.4 149.690 @ 94.4
 3090 RIBEIRAOZ500 2 Branch is modified or outaged
 3686 JAURU 500 1 277.276 @ -82.0 277.276 @ -82.0 895.745 @ -78.9 | 852.839 @ -80.9 26.5584 @ -43.7 26.5584 @ -43.7
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 Branch is modified or outaged
 
==================================================================================================================================
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3090 RIBEIRAOZ500" Ckt 2
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999001 CUIABA 500" (NEWBUS1)
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3692 T#CB500 230A" Ckt 1
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999002 CUIABA 500" (NEWBUS2)
 Close-in fault point at "3691 CUIABA 500"
 On shunt Shunt 1 "Load" at "3691 CUIABA 500"
 Close-in THREE_PHASE at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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.)> 0.00247,0.03652 0.00247,0.03652 0.01847,0.09029
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 6.17306,91.2924 6.17306,91.2924 46.1858,225.732
 
 Close-in fault (Amps)> 3154.89 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 3154.89 @ -86.1 3154.89 @ 153.9 3154.89 @ 33.9
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load Cls-in 1 3154.89 @ 93.9 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 3154.89 @ 93.9 3154.89 @ -26.1 3154.89 @-146.1
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 Load 3 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: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 1904.92 @ -86.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1904.92 @ -86.0 1904.92 @ 154.0 1904.92 @ 34.0
 3090 RIBEIRAOZ500 2 Branch is modified or outaged
 3686 JAURU 500 1 1249.98 @ -86.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1249.98 @ -86.3 1249.98 @ 153.7 1249.98 @ 33.7
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 Branch is modified or outaged
 
==================================================================================================================================
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3090 RIBEIRAOZ500" Ckt 2
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999001 CUIABA 500" (NEWBUS1)
 Open breaker on "3691 CUIABA 500" to "3692 T#CB500 230A" Ckt 1
 at "3691 CUIABA 500"; New bus "999002 CUIABA 500" (NEWBUS2)
 Close-in fault point at "3691 CUIABA 500"
 On shunt Shunt 1 "Load" at "3691 CUIABA 500"
 Close-in SINGLE_LINE_GROUND at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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 > 224.870 @ -1.2 64.0354 @-175.7 161.248 @ 176.6 | 0.00000 @ 0.0 337.369 @-135.7 358.031 @ 132.4
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00247,0.03652 0.00247,0.03652 0.01847,0.09029
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 6.17306,91.2924 6.17306,91.2924 46.1858,225.732
 
 Close-in fault (Amps)> 699.834 @ -81.8 699.834 @ -81.8 2099.50 @ -81.8 | 2099.50 @ -81.8 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load Cls-in 1 699.834 @ 98.2 699.834 @ 98.2 1971.22 @ 98.9 | 2056.70 @ 98.4 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 131.122 @ -93.4 | 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4
 Load 3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 131.122 @ -93.4 | 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4 43.7075 @ -93.4
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 422.560 @ -81.7 422.560 @ -81.7 820.221 @ -79.6 | 1118.38 @ -81.2 149.690 @ 94.4 149.690 @ 94.4
 3090 RIBEIRAOZ500 2 Branch is modified or outaged
 3686 JAURU 500 1 277.276 @ -82.0 277.276 @ -82.0 895.745 @ -78.9 | 852.839 @ -80.9 26.5584 @ -43.7 26.5584 @ -43.7
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 Branch is modified or outaged
 
==================================================================================================================================
 Close-in fault point at "3691 CUIABA 500"
 On line "3691 CUIABA 500" to "3686 JAURU 500" Ckt 1
 Close-in THREE_PHASE at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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.)> 0.00112,0.01652 0.00112,0.01652 0.00522,0.03025
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 2.79585,41.3121 2.79585,41.3121 13.0433,75.6329
 
 Close-in fault (Amps)> 6971.72 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 6971.72 @ -86.1 6971.72 @ 153.9 6971.72 @ 33.9
 
 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
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 Load 3 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: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 1507.36 @ -86.0 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 1507.36 @ -86.0 1507.36 @ 154.0 1507.36 @ 34.0
 3090 RIBEIRAOZ500 2 1995.65 @ -86.2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 |1995.65 @ -86.2 1995.65 @ 153.8 1995.65 @ 33.8
 Unassigned Line: LIN
 Close-in bus 5914.15 @ 93.9 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 5914.15 @ 93.9 5914.15 @ -26.1 5914.15 @-146.1
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 2411.14 @ -86.1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 | 2411.14 @ -86.1 2411.14 @ 153.9 2411.14 @ 33.9
 
==================================================================================================================================
 Close-in fault point at "3691 CUIABA 500"
 On line "3691 CUIABA 500" to "3686 JAURU 500" Ckt 1
 Close-in SINGLE_LINE_GROUND at bus "3691 CUIABA 500"
 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Substation Unassigned Area 14 Area_14 Zone 1 None
 Bus 3691 CUIABA 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 > 213.789 @ -1.0 75.0111 @-177.2 139.037 @ 176.9 | 0.00000 @ 0.0 316.879 @-131.1 334.033 @ 128.6
 
 Thevenin (R, X)(p.u.)> 0.00112,0.01652 0.00112,0.01652 0.00522,0.03025
 Thevenin (R, X)(Ohms)> 2.79585,41.3121 2.79585,41.3121 13.0433,75.6329
 
 Close-in fault (Amps)> 1811.57 @ -83.3 1811.57 @ -83.3 5434.72 @ -83.3 | 5434.72 @ -83.3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0
 
 Shunt Currents (Amps) incremental from >
 Load 1 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 113.061 @ -93.1 | 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1
 Load 2 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 113.061 @ -93.1 | 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1
 Load 3 0.00000 @ 0.0 0.00000 @ 0.0 113.061 @ -93.1 | 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1 37.6871 @ -93.1
 
 Line Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned Line: ITE, LIN, LIN
 3090 RIBEIRAOZ500 1 391.681 @ -83.1 391.681 @ -83.1 358.946 @ -66.9 | 898.865 @ -81.0 278.815 @ 90.0 278.815 @ 90.0
 3090 RIBEIRAOZ500 2 518.562 @ -83.3 518.562 @ -83.3 668.892 @ -78.8 | 1259.53 @ -82.5 296.790 @ 93.3 296.790 @ 93.3
 Unassigned Line: LIN
 Close-in bus 1536.77 @ 96.8 1536.77 @ 96.8 4671.70 @ 96.0 | 4630.67 @ 96.5 29.9574 @ 49.4 29.9574 @ 49.4
 
 Branch-Model Transformer Terminal Currents (Amps) incremental from >
 Unassigned (Real bus Unassigned 3690 CUIABA 230): ITE
 3692 T#CB500 230A 1 626.526 @ -83.2 626.526 @ -83.2 3329.54 @ -86.0 | 2362.22 @ -84.5 484.983 @ -89.6 484.983 @ -89.6
Emissões��(A) Para aprovação�(F) Liberado para execução�(K) Conforme solicitado��(B) Aprovado�(G) Para conhecimento�(L) Em devolução��(C) Não aprovado�(H) Para comentários�(M) Aprovado com comentários��(D) Não aprovado�(I) Desenho orientativo�(N) As built��(E) Liberado para construção�(J) Para encaminhamento���	
Rua Serrana, 192 Jd. Santa Clara - Guarulhos - SP
Fone/Fax 2468-1627 - CEP 07123-110 - email: eng@mille.com.br
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