Memoria Calc LTs RTs BRAS JUINA(v1)

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��EBTE MATO GROSSO - LTS 230 KV E REATORES ASSOCIADOS
MEMÓRIA DE CÁLCULO DOS AJUSTES DE PROTEÇÃO
	MEMÓRIA DE CÁLCULO DOS AJUSTES
 
DE PROTEÇÃO DAS LTS DE 230 KV
 E REATORES ASSOCIADOS DO SISTEMA
 EBTE NO MATO GROSSO
LTS BRASNORTE – JUINA C1 E C2
Lote D do edital 004/2008 do Estado de Mato Grosso
	SIN – MC – 17/10
Revisão 01
Novembro / 2010
�
SUMÁRIO
31	INTRODUÇÃO	�
32	DADOS GERAIS	�
32.1	Dados Gerais das LTs	�
32.2	Dados Gerais das Proteções das LTs	�
42.3	Dados Gerais dos Reatores Derivação	�
42.4	Dados Gerais das Proteções dos Reatores	�
43	ESTUDO DE CURTO-CIRCUITO	�
44	DEFINIÇÃO DOS AJUSTES DAS PROTEÇÕES DAS LTS (P443 – UPD1 e UPD2)	�
54.1	System Data	�
54.2	CB CONTROL	�
54.3	CONFIGURATION	�
64.4	CT AND VT RATIOS	�
64.5	DISTURBANCE RECORDER	�
74.6	Group 1	�
74.6.1	GROUP 1 LINE PARAMETERS	 �
74.6.2	GROUP 1 DISTANCE SETUP	 �
104.6.3	GROUP 1 DIST. ELEMENTS	 �
114.6.4	GROUP 1 SCHEME LOGIC	 �
124.6.5	 GROUP 1 EARTH FAULT	 �
134.6.6	 GROUP 1 AIDED DEF	 �
134.6.7	GROUP 1 POWER SWING BLK	 �
144.6.8	GROUP 1 VOLT PROTECTION	 �
154.6.9	GROUP 1 CB FAIL & P.DEAD	 �
154.6.10	GROUP 1 SUPERVISION	 �
164.6.11	GROUP 1 SYSTEM CHECKS	 �
174.6.12	GROUP 1 AUTORECLOSE	 �
185	DEFINIÇÃO DOS AJUSTES DA PROTEÇÃO PRINCIPAL DOS REATORES (P632 – UPD4)	�
195.1	DeviceID	�
195.1.1	DVICE	 �
195.2	Config.parameters	�
195.2.1	FT-RC	 �
195.2.2	Funções de Proteção Habilitadas	 �
205.3	Function Parameters	�
205.3.1	Global	 �
215.3.2	General functions	 �
215.3.3	Parameter subset 1	 �
236	DEFINIÇÃO DOS AJUSTES DA PROTEÇÃO ALTERNADA DOS REATORES (P142– UPD5)	�
236.1	SYSTEM DATA	�
236.2	CONFIGURATION	�
246.3	DISTURB RECORDER	�
246.4	CT AND VT RATIOS	�
246.5	Group 1	�
246.5.1	GROUP 1 SYSTEM CONFIG	 �
256.5.2	GROUP 1 OVERCURRENT	 �
256.5.3	GROUP 1 EARTH FAULT 1	 �
256.5.4	GROUP 1 SEF/REF PROT’N	 �
266.5.5	 GROUP 1 SUPERVISION	 �
267	REFERÊNCIAS	�
28DIAGRAMA	�
��
1	INTRODUÇÃO
Este documento tem o objetivo de mostrar a metodologia e os critérios utilizados para a definição dos ajustes das proteções das Linhas de Transmissão de 230 kV do Sistema de Transmissão EBTE-MT e dos reatores derivação a elas associados.
O presente documento se refere à LT BRASNORTE – JUINA, circuitos C1 e C2.
Esta revisão 01 atende sugestões da TBE e recomendações do ONS quanto às funções de sobretensão, cheque de sincronismo e religamento automático, conforme [12].
2	DADOS GERAIS
2.1	Dados Gerais das LTs
	
TABELA 1
DADOS GERAIS DOS CIRCUITOS DE 230 kV
	Linha
	No Circ.
	Comprimento
[km]
	ZLT1
[Ohms]
	ZLT0
[Ohms]
	KZn
	
Ifl
[A]
	Iflmax
[A]
	Brasnorte-Juba
	2
	232
	114.7/80,5o
	406.0/75o
	0,85/-7.7o
	337
	572
	Brasnorte-Juina
	2
	215
	106.3/80,5o
	376.4/75o
	0,85/-7.7o
	296
	546
	Brasnorte-Parecis
	2
	106
	52.4/80,5o
	185.6/75o
	0,85/-7.7o
	304
	515
	N. Mutum-Sorriso
	2*
	145
	71.7/80,5o
	253.7/75o
	0,85/7,7o
	79
	146
	Sorriso-Sinop
	2*
	77
	38.0/80.5o
	140.0/75o
	0,90/7,5o
	50
	93
	
Os dados são baseados nas referências [1], [2 e [3]
Os dados de outras LTs da região podem ser vistos no diagrama anexo 
ZLT1 e ZLT0 – Impedâncias de sequência positiva e zero das LTs, respectivamente
KZn – Fator de Compensação Residual = (ZLT0-ZLT1)/3ZLT1
Ifl – Corrente máxima com sistema completo – referência [2]
Iflmax – Corrente máxima de carga com perda de 1 LT conforme ref [2]. No caso das LTs Brasnorte-Parecis, N.Mutum-Sorriso e Sorriso-Sinop foi considerado 185 % da carga máxima
* 1 circuito apenas da EBTE
 Dados Gerais das Proteções das LTs
Modelo – P443, fabricante - AREVA
CORTEC – P443 316 B6M0540K (principal e suplementar, identificação no projeto UPD1 e UPD2)
Funções habilitadas (as funções de proteção foram habilitadas conforme o “Workstatement”): 
-Distance (21/21N – proteção de distância de fase e de terra)
-Directional E/F (DEF – proteção direcional de sobrecorrente de terra)
-Sobrecorrente direcional de neutro (67N)
-PowerSwing Block (68 - bloqueio para oscilação de potência)
-Volt Protection (59 – proteção para sobretensão)
-Supervision (supervisão de TP e TC)
-System Checks (monitoração de tensão e verificação de sincronismo)
-Auto Reclose (religamento automático monopolar e tripolar)
Esquema de Teleproteção 
Habilitado o esquema POR (ou POTT), permissivo por sobrealcance. Os seguintes esquemas/funções foram a ele associados:
- Z2/Z4 (distância fase e terra)
- DELTA (delta directional comparison) 
- Weak infeed + Echo (devolução de sinal permissivo na condição de fonte fraca ou terminal aberto)
DEF (directional earth fault)
2.3	Dados Gerais dos Reatores Derivação
Fabricante - AREVA
Potência nominal – 20 MVAr – 50,20 A
Potência máxima operativa – 22,14 MVAr – 55,6 A
Tensão Nominal – 230 kV
Tensão Máxima – 242 kV (112%)
 Dados Gerais das Proteções dos Reatores
Modelos P632 (UPD4) e P142 (UPD5), fabricante AREVA
CORTEC
-P632 8481140NX01L00 (proteção principal – UPD4)
-P142 316D6M0410J (proteção alternada – UPD5)
Funções de proteção habilitadas
-Proteção Principal: 87(diferencial), 50/51(sobrecorrente de fase, em ambos os lados), 50N/51N (sobrecorrente residual, em ambos os lados)
-Proteção Alternada: 50/51 e 50N/51N(lado das buchas do reator), 50G/51G (neutro)
3	ESTUDO DE CURTO-CIRCUITO
O estudo de curto-circuito é apresentado em documento à parte e foi baseado no arquivo de curto-circuito BR1112PQ.ANA, horizonte dezembro de 2011, o mais recente disponível no portal do ONS.
4	DEFINIÇÃO DOS AJUSTES DAS PROTEÇÕES DAS LTS (P443 – UPD1 e UPD2)
Nesta seção são apresentados a metodologia utilizada e os cálculos efetuados para a definição dos ajustes das funções que constam do Workstatement e nos diagramas de projetos lógicos e esquemáticos das linhas de transmissão e se referem ao menu “settings” do software S1 STUDIO da AREVA. Pelo Workstatement e pelo Projeto as proteções UPD1 e UPD2 são idênticas e terão exatamente os mesmos ajustes.
Os grupos de parâmetros DATE AND TIME, RECORD CONTROL, MEASURE'T SETUP, COMMISSION TESTS, CB MONITOR SETUP, OPTO CONFIG	, CONTROL INPUTS, CTRL I/P CONFIG, FUNCTION KEYS e CTRL I/P LABELS não foram considerados por estarem fora do escopo do trabalho.
 System Data
Language : English
Description :	
-LT Juina-Brasnorte, terminal Juina: JN/BR-P443-C1 (ou C2)
-LT Juba-Brasnorte, terminal Brasnorte: BR/JN-P443-C1 (ou C2)
Plant Reference: ( conforme o terminal ajustado)
-SE BRASNORTE	
-SE JUINA 
Frequency :	60 Hz	
Demais parâmetros fogem ao escopo e foram deixados “default” 
CB CONTROL
Single Pole A/R:		Disabled (religamento monopolar será habilitado via PSL, conforme solicitação TBE)
Three Pole A/R:		Disabled (religamento tripolar será habilitado via PSL, conforme solicitação TBE)
Demais parâmetros fogem ao escopo e foram deixados “default” 
CONFIGURATION 
Habilitadas as funções indicadas no item 2.2 , associadas ao grupo 1 de ajustes:
Active Settings:		Group 1 
Setting Group 1:		Enabled (habilitado o primeiro e único grupo de ajustes utilizado)
Distance:	 Enabled 	
Directional E/F:		Enabled 		
Earth Fault 			Enabled 		
PowerSwing Block:	Enabled 
Volt Protection:		Enabled 
CB Fail: 	 		Disabled (não foi habilitada porque a função falha de disjuntor será realizada pelo relé diferencial de barra)	
Supervision:	 Enabled 		
System Checks:		Enabled 		
Auto-Reclose: 		Enabled 		
Setting Values:		Primary (os ajustes pertinentes foram definidos em valores primários) 
As demais funções de proteção foram desabilitadas. Os demais parâmetros deste grupo foram deixados “default” ou “visible”.CT AND VT RATIOS
Main VT Primary:		230.0 kV 		(TP principal-tensão primária do Sistema)		
Main VT Sec'y : 115.0 V		 	(TP principal-tensão secundária) 		
C/S VT Primary:		230.0 kV	 	(TP sincronismo – tensão primária do Sistema)		
C/S VT Secondary:	115.0 V 		 	(TP sincronismo – tensão secundária)
Phase CT Primary:	1000 A	 		(corrente primária dos TCs de linha)
Phase CT Sec'y:		1.000 A 			(corrente secundária dos TCs de linha)
A relação de TC 1000-1 A (para todos os terminais de linha), foi selecionada entre as 2 disponíveis, 2000-1A e 1000-1A, tendo em vista o compromisso com a sensibilidade da proteção e sua adequação às correntes máximas de curto-circuito e de carga (tabela 1) das LTs. Em documento à parte são apresentados comentários sobre a adequação dos TCs.
C/S Input :	 B-N 	(fase utilizada para check de sincronismo,dado de projeto)	
Main VT Location – Localização do TP principal
-Para ambos os terminais : 	BUS (TP de barra)
CT Polarity : Standard (polaridade dos TCs, com referência ao projeto de fiação padrão [3])
Os demais parâmetros deste grupo não foram considerados por pertencerem a funções não habilitadas e foram deixados no valor “default”
DISTURBANCE RECORDER
Duration: 	 		 	 2.000 s
Trigger Position: 	10.00 %
Trigger Mode: 	Extended
Analog Channels 1 a 8: VA, VB, VC, IA, IB, IC, IN e V Checksync 
Atribuição de Canais digitais:
Digital Inputs 1 a 10: 		Optos 1, 2, 3, 9, 10, 11, 19, 20, 21 e 23
Digital Inputs 11 a 18: 	Relays 1, 2, 3, 18, 19, 20, 21 e 22
Digital input 19: 			Power Swing
Digital input 20: 			Aid 1 Dist Trip
Digital input 21: 			Aid 1 Delta trip
Digital input 22: 			Aid 1 DEF Trip
Digital input 23: 			Any Trip
Digital input 24: 			I2>1 Trip
Digital input 25: 			Zone 1 Trip
Digital input 26: 			Zone 2 Trip
Digital input 27:				Zone 3 Trip
Digital input 28: 			Aided 1 Receive
Digital input 29: 			Aided 1 Send
Digital input 30:				Aid 1 Trip Enable
Digital input 31: 			V>1 Trip
Digital input 32: 			V>2 Trip
Canais digitais que provocarão o disparo do registrador: Input 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 31 e 32.
4.6	Group 1
	
4.6.1	GROUP 1 LINE PARAMETERS
Line Length: conforme Tabela 1		
Line Impedance: conforme Tabela 1		
Line Angle: conforme Tabela 1		
kZN Res Comp:		 conforme Tabela 1	
kZN Res Angle:		 conforme Tabela 1	
Mutual Comp :		 Disabled 		 (compensação para impedância mútua) 	
Phase Sequence:	 Standard ABC 	 (sequência de fase ABV – Azul, Branca e Vermelha) 
Tripping Mode:	 1 and 3 Pole 	(habilitado desligamento mono e tripolar) 
Line Charging Y:		 999.8 uS 			(ajuste “default” – sem interesse porque não foi habilitada a função V>1 Cmp Funct )
4.6.2	GROUP 1 DISTANCE SETUP
Setting Mode: Simple (modo de ajuste – selecionado o modo simples por sugestão do fabricante, ver pág. (ST) 4-8 do manual do relé) 	
PHASE DISTANCE
Phase Chars:	 Mho 		(selecionado a característica MHO para as unidades de fase, prática usual para estas unidades) 		
Zone 1 Ph Status: Enabled 	(habilitação de Z1)	
Zone 1 Ph Reach:	 80.00% 	(valor típico para o alcance de Z1)	
Zone 2 Ph Status:	 Enabled (habilitação de Z2) 		
Zone 2 Ph Reach: 	O ajuste do alcance da 2a Zona, foi feito de acordo com o seguinte critério:
1 - Por se tratar de uma proteção específica da LT considerada, deve se garantir que alcance o terminal remoto. Um ajuste igual ou maior que 120% da impedância da linha protegida é de boa prática.
2 - Para se aumentar a sensibilidade, considerando que esta zona opera em um esquema POR (POTT), deve ser ajustada com alcance máximo possível, sem ultrapassar o alcance da 1a Zona da LT de menor impedância derivada do terminal remoto. A prática adotada, sugerida no manual do relé na página (AP)6-10, foi, se possível, um ajuste de 100% da LT protegida + 50% da LT de menor impedância derivada do terminal remoto. 
Deste modo, os seguintes alcances de Z2 foram definidos, arredondando para a dezena superior: 
(Z LT Juina-Bras + 50% ZLT Bras-Parec) / Z LT Juina-Bras = 125 % 
LT Juina-Brasnorte, terminal Juina: 130 %
(Z LT Brás-Juina + 50% Z LT Juina-Dardanelos) / Z LT Brás-Juina = 128 %
-LT Juina-Brasnorte, terminal Brasnorte: 130 %
Zone 3 Ph Status:	Enabled (habilitação de Z3) 		
Zone 3 Ph Reach: A 3a Zona é tipicamente de retaguarda (backup). O critério utilizado para ajuste do alcance, recomendado no manual do relé na página (AP)6-10, foi 120% da impedância combinada da LT protegida e da LT de maior impedância conectada ao terminal remoto. 
Os seguintes alcances de Z3 foram definidos: 
	120% (Z LT Juina-Bras + Z LT Bras-Juba) / Z LT Juina-Bras =250 %
-LT Juina-Brasnorte, terminal Juina: 	 	 250%
	120 % (ZLT Bras-Juina + Z LT Juina-Dardanelos) / ZLT Bras-Juina = 185 %
-LT Juina-Brasnorte, terminal Brasnorte: 		 185%
		
Zone 3 Ph Offset:	Enabled (habilitado o offset da 3a Zona, como sugerido no manual do relé na página (AP)6-10) 		
Z3Ph Rev Reach:	10.00% (ajuste mínimo, por sugestão da CEMIG, fornecendo proteção de retaguarda temporizada para o barramento 230 kV)		
Zone P Ph Status:	Disabled (não utilizada)
 Zone 4 Ph Status:	Enabled (habilitada a 4a Zona, integrando o esquema POR, reversa, como segurança contra a devolução de sinal permissivo para faltas externas) 
É importante que a 4ª zona seja considerada na montagem da lógica de atuação do relé no PSL)	
Zone 4 Ph Reach: O alcance desta zona deve ser maior que o da 2a zona do terminal remoto e foi definido conforme sugerido no manual do relé na página (AP)6-10, ou seja, para unidades MHO 120% do alcance de Z2, sendo o valor final arredondado para a dezena superior:
-LT Juina-Brasnorte, terminal Juina: 160%
-LT Juina-Brasnorte, terminal Brasnorte: 160% 
GROUND DISTANCE
Ground Chars:		Quad (selecionada a característica quadrilateral, mais adequada para unidades de terra). 	
Quad Resistance	: Proportional (selecionado o modo proporcional, que se adapta melhor aos alcances das diversas zonas, ao invés de se manter um ajuste fixo para todas as zonas) 		
Fault Resistance: Este parâmetro foi definido com o mesmo valor do alcance de Z1, conforme prática da CEMIG. Ver comentário em documento à parte.
-LT Juina-Brasnorte, terminal Juina: 	 85 ohm
-LT Juina-Brasnorte, terminal Brasnorte: 	 85 ohm 
OBS.:Caso o alcance resistivo máximo seja limitado em 50 ohm, conforme recomendado pela EBTE, o valor para Fault Resistance deve ser alterado para 62,5 ohm, em ambos os terminais. (ver comentário em documento à parte)
		
Zone 1 Gnd Stat:			Enabled 		
Zone 1 Gnd Reach:		80.00%		
Zone 2 Gnd Stat.:		Enabled 		
Zone 2 Gnd Reach:		Mesmos alcances de fase		
Zone 3 Gnd Stat.:		Enabled 		
Zone 3 Gnd Reach:		Mesmos alcances de fase		
Zone3 Gnd Offset:		Enabled 		(habilitado o offset da 3a Zona, como sugerido no manual do relé na página (AP)6-10) 	
Z3Gnd Rev Reach:		10.00%				(ajuste mínimo, fornecendo proteção de retaguarda temporizada para o barramento 230 kV)
Zone P Gnd Stat.:		Disabled 		
Zone 4 Gnd Stat:			Enabled 		
Zone 4 Gnd Reach:		Conforme o manual do relé na página (AP)6-10, 
Z4 Gnd Reach = (1,2 x Z2Reach) - ZLT1, resultando nos seguintes valores:
-LT Juina-Brasnorte, terminal Juina: 	160%
-LT Juina-Brasnorte, terminal Brasnorte: 	160% 
		
Digital Filter:		 Standard 	(recomendado no manual do relé na página (AP)6-14) 
CVT Filters:Disabled (não habilitado, considerando que o TP utilizado não tem filtro para ferro-ressonância) 		
Load Blinders: 	Enabled ( recomendado para se evitar o “Load Enchroachment” , ver manual do P443 pág (OP)5-25 e (AP)6-14) 
 		
Z< Blinder Imp:	Impedância do Blinder, ajustado conforme manual: 
Z< Blinder	Imp = Vn / (3 Ifl)
sendo Vn a tensão fase-neutro e Ifl conforme tabela 1. É um mesmo valor para ambos os terminais de uma LT:
--LT Juina-Brasnorte: 149.5 ohm 
	
Load/B Angle: 		56.00 deg ( Este ângulo deve ser ajustado em um valor acima do valor determinado para o pior fator de potência e abaixo do ângulo de impedância da LT protegida, com um fator de segurança de 15o. Considerando fp=0,85 vem	47o ≤ Load/B Angle ≤ 65.5o Ajustado em 56o , meio da faixa, para todos os terminais.)	
Load Blinder V<:		106.0 kV ( Valor limite de tensão para que o relé possa definir a impedância vista como sendo de carga e não de falta. Considerando o valor mínimo para tensão de carga como 90% de Vn e admitindo-se um fator de 10% como segurança, o ajuste para todos os terminais foi definido como 0.8Vn=106.0 kV)		
Dist. Polarizing:		600.0e-3	(ajustado em 0,6 conforme manual na página (AP)6-15) 
DELTA DIRECTIONAL
Esta função opera apenas associada a esquemas de teleproteção. A existência de uma falta é definida pela variação da diferença entre 2 valores instantâneos de corrente (ΔI) e 2 valores instantâneos de tensão (ΔV), obtidos entre um espaço de 96 amostras.	
Dir. Status: 	 Enabled 		
AidedDeltaStatus: Phase And Ground	(habilitada a função para faltas envolvendo fases e envolvendo terra; atua no esquema POR)	
Dir. Char Angle:	 60.00 deg	(conforme sugestão do fabricante, ver página (AP)6-13)	
Dir. V Fwd:	 Este parâmetro é definido em função do SIR, relação entre a impedância da fonte (Zs) e a impedância de seqüência positiva da LT protegida (ZLT1), conforme página (AP)6-26:
SIR=Zs / ZLT1
As impedâncias de fonte foram obtidas através de equivalentes gerados a partir de [1] e o valor de ZLT1, da tabela 1. 
Os seguintes valores para Dir. V Fwd foram então obtidos, seguindo o procedimento expresso na página (AP)6-26:
-LT Brasnorte-Juina, terminal Brasnorte: 5.31 kV (SIR=0.26)
-LT Brasnorte-Juina, terminal Juina: 7.97 kV (SIR=0.77)
Dir. V Rev:	 Definido em 66% de Dir. V Fwd, ver referência acima:
-LT Brasnorte-Juina, terminal Brasnorte : 3.500 kV
-LT Brasnorte-Juina, terminal Juina : 5.260 kV
Dir. I Fwd:	 150.0 A (definido como 15% de In, conforme pág. (AP)6-26, sendo In a corrente nominal do relé, no caso, 1.0 A secundário)		
Dir. I Rev:	 100.0 A ( 66% de Dir. I Fwd, mesma referência acima)		
	
GROUP 1 DIST. ELEMENTS
Esta seção apresenta um detalhamento dos ajustes aplicados ao relé, já que foi escolhida a opção Setting Mode – Simple. Não há parâmetros a ser definidos nesta seção.
4.6.4	GROUP 1 SCHEME LOGIC
BASIC SCHEME
Habilitadas as zonas 1,2 e 3 de fase e terra para trip, com as seguintes temporizações típicas: Z1 instantânea, Z2 com 0.4 s e Z3 com 0.8 s independentes do esquema POR:
Zone1 Tripping:			Phase And Ground		
tZ1 Ph. Delay: 0 s		
tZ1 Gnd. Delay:	 0 s	
Zone2 Tripping:		 Phase And Ground		
tZ2 Ph. Delay: 400.0 ms		
tZ2 Gnd. Delay:	 400.0 ms		
Zone3 Tripping:	 Phase And Ground		
tZ3 Ph. Delay: 800.0 ms		
tZ3 Gnd. Delay:	 	 800.0 ms		
ZoneP Tripping:		Disabled (não utilizada) 		
Zone4 Tripping:		Phase And Ground (conforme informação da TBE, para a Zona 4 desempenhar corretamente a função de bloqueio no esquema POR seu trip deve estar ativado, embora possa ser com tempo de retaguarda) 
tZ4 Ph. Delay:			10.00 s	(temporização para impedir, na prática, o trip pela 4ª zona)
tZ4 Gnd. Delay		10.00 s	(temporização para impedir o trip pela 4ª zona)
AIDED SCHEME 1 
Apenas o SCHEME 1 foi habilitado.
Aid. 1 Selection:		POR (selecionado o esquema POR - ou POTT-, conforme projeto) 		
Aid 1 Distance:		Phase And Ground (selecionada a proteção de distância como integrante da teleproteção)		
Aid.1 Dist. Dly: 0 s (proteção de distância atua instantaneamente no esquema de teleproteção)		
Aid. 1 DEF:	 Enabled (selecionada a proteção direcional de terra como integrante do esquema) 		
Aid. 1 DEF Dly:	 0 s (atuação instantânea)		
Aid. 1 DEF Trip:	 1 and 3 Pole 		(trip mono e tripolar) 		
Aid. 1 Delta:	 Enabled (selecionada a proteção delta direcional como integrante do esquema) 		
Aid. 1 Delta Dly:	 20.00 ms (temporização da função Delta, ajustada conforme prática da CEMIG)		
Aid. 1 DeltaTrip:	 1 and 3 Pole 		(trip mono e tripolar) 		
tRev. Guard:	 40.00 ms (conforme página (AP)6-27)		
Send On Trip:	 None 
 	
Weak Infeed:	 Echo and Trip (trip pelo WI e devolução de sinal no caso de não haver atuação de proteção no terminal receptor do sinal permissivo) 		
WI Sngl Pole Trp:	Enabled 	(relig. autom. monopolar, conforme projeto) 
 		
WI V<Thresh: 	 89.97 kV (valor do limite de tensão para reconhecimento da condição de weak infeed. Calculado em 70 % de Vn , ver (AP)6-27)		
WI Trip Delay: 	 60.00 ms (temporização para trip pela função WI, ver (AP)6-27)
Trip On Close	
SOTF Status:	 		Enabled ExtPulse (habilitada a lógica de fechamento manual sob falta, por comando externo de fechamento manual do disjuntor da LT, via entrada lógica OPTO 22, conforme projeto) 	
SOTF Tripping:	 	100010		(Habilitadas para integrar o esquema SOTF após religamento manual: atuação de Z2 e da função “Current No Volts”; esta última deteta, por exemplo, restabelecimento após manutenção com a LT inadvertidamente aterrada) 	
TOR Status:	 Enabled (trip instantâneo após RA sob falta)	
TOR Tripping:	 	 100010 (idem SOTF)	
TOR Reset Delay:	 	 500.0 ms 		(tempo durante o qual a função fica ativa, após o RA)	
SOTF Pulse:	 	 500.0 ms (tempo durante o qual a função fica ativa, após o fechamento)	
TOR Delay:	 	50.00 ms (tempo após o qual a função é ativada, quando da abertura do disjuntor)	
Z1 Extension (Não habilitada)
Z1 Ext Scheme:		Disabled 		
Loss Of Load (Não habilitada)
LOL Scheme: Disabled 
4.6.5		GROUP 1 EARTH FAULT
Será incorporada função sobrecorrente direcional de neutro de retaguarda (67N), independente de esquema de teleproteção, atuando em tempo definido com temporização de retaguarda. A polarização será por tensão de sequência zero, já que a unidade DEF é polarizada por sequência negativa. Será habilitada a função IN>1, ver página (AP)6-34:
IN>1 Status:				Enabled
IN>1 Function				DT			(tempo definido, para que a unidade fique independente de variações dos níveis de curto-circuito ao longo do tempo).
IN>1 Current Set:		100.0 A		(ajustado em 10 % de In, valor típico, acima de corrente de desequilíbrio nas fases das LTs, devido a possíveis desbalanços nas fases)
IN>1 Time Delay:		1.000 s		(temporização de retaguarda)
IN>1 tRESET:				0 s			(não precisa temporizar o restabelecimento da função)
 IN> DIRECTIONAL
IN> Char Angle:			-60.00 deg		(ângulo típico entre tensão residual e corrente residual para faltas no sentido da LT)
IN> Polarisation:			Zero sequence
IN> VNPol Set	:			4000 V			(valor típico entre 1 % e 4 % da tensão fase-neutro, escolhido 3 %, valor seguro para sensibilização da função para qualquer curto à terra).
	
4.6.6		GROUP 1 AIDED DEF
A unidade DEF (directionalearth fault) será polarizada por tensão de sequência negativa, mais indicado para LTs que têm acoplamento mútuo com linhas paralelas.
DEF Status	: Enabled (Habilitada a função de sobrecorrente direcional de terra) 
 		
DEF Polarizing:			Neg Sequence	 (optado por polarização por V2 por ser adequada para LTs com acoplamento mútuo, como é o caso)		
DEF Char. Angle: -60.00 deg (conforme manual página (AP)6-25, valor típico) 
DEF V2pol Set: 5999 V		 (as menores tensões de seq. negativa durante faltas desequilibradas ocorrem para os barramentos conectados a sistemas mais fortes, como é o caso de Juba; portanto para faltas bifásicas em Brasnorte, em Juba V2 = 13.400 V , conforme dados de curtos-circuitos; aplicando margem de segurança de 50 % resulta em 6.700 V, ajustado em 6000 V, cerca de 4,5 % de Vn)
DEF FWD Set:	 100.0 A		 (10% de In, ver (AP)6-25) 
DEF REV Set:	 50.00 A		 (50% de DEF FWD Set, ajustado bastante sensível para garantir bom desempenho em faltas com alta resistência) 
Referência: manual do P443 , págs (ST)4-30, (OP)5-35 e (AP)6-25.
GROUP 1 POWER SWING BLK
Função detetora de oscilação de potência. Foi ajustada para bloquear o trip das unidades de distância em situações de oscilação de potência.
PSB Status:	 Blocking 	(Habilitada para bloquear as unidades de distância)
Zone 1 Ph. PSB:	 Blocking 		
Zone 2 Ph. PSB:	 Blocking 		
Zone 3 Ph. PSB:	 Blocking 		
Zone P Ph. PSB:	 Blocking 		
Zone 4 Ph. PSB:	 Blocking 		
Zone 1 Gnd. PSB:	 Blocking 		
Zone 2 Gnd. PSB:	 Blocking 		
Zone 3 Gnd. PSB:	 Blocking 		
Zone P Gnd. PSB:	 Blocking 		
Zone 4 Gnd. PSB:	 Blocking 		
PSB Unblocking:	 Disabled 	(Temporiza a duração do bloqueio)	
PSB Reset Delay	: 200.0 ms	(Tempo para manter o bloqueio nos pontos máximo e mínimo do envelope da oscilação, onde a variação da corrente é lenta. Valor típico)	
OST Mode:	 	OST Disabled 	(Trip por oscilação. Não habilitado)	
Os ajustes a seguir se referem ao blinder recomendado como segurança para deteção de oscilações lentas, mas que podem vir a causar atuações indevidas de unidades de distância.
 
Z5:		 Ajustado igual a 2 x ZLT1[3]:
-LT Brasnorte-Juina : 212.6 ohm
		
Z5':	 	Ajuste igual ao de Z5 
-LT Brasnorte-Juina : 212.6 ohm
	
R5	:		 Ajustado em 85% de Z< Blinder Imp, conforme manual do P443, ver ajustes de Load Blinders acima: 
-LT Brasnorte-Juina: 127.1 ohm
R5':	 Ajuste igual ao de R5 
-LT Brasnorte-Juina: 127.1 ohm
Blinder Angle:	ajustado igual ao ângulo de ZT, conforme manual, página (AP)6-23 (ZT é a soma das impedâncias da LT e das fontes de ambos os terminais da LT) 
-LT Brasnorte-Juina: 83.3o
 
		
GROUP 1 VOLT PROTECTION
UNDER VOLTAGE (Não habilitada)		
OVERVOLTAGE
Habilitadas 2 funções de sobretensão, conforme previsto no Workstatement
V> Measur't Mode V>1 & V>2: 		 Ph-N 							(Medição fase-neutro)	
V> Operate Mode V>1 & V>2: 	 	V>1AnyPh V>2 3Ph			(a função V>1 atuará pela operação de apenas 1 fase e a V>2 pela operação de 3 fases, solicitação da TBE)
V>1 Function:	 					 DT 		 (Habilitada V1> como tempo definido) 
 LT BRASNORTE – JUINA C1 - ajustes válidos para os 2 terminais da LT C1 [12] 
 		
V>1 Voltage Set:	 				152.0 kV	 (115% de Vn.ONS)	
V>1 Time Delay:	 				3.500 s	 (Atende a suportabilidade do reator de linha a sobretensões – ONS)	
V>2 Status	: 				 Enabled 		(Habilitada a unidade V>2) 		
V>2 Voltage Set:	 			 171.9 kV		(130% de Vn; ONS)	
V>2 Time Delay:	 			 0 s		 		(Trip instantâneo, ONS)
LT BRASNORTE – JUINA C2 - ajustes válidos para os 2 terminais da LT C2 [12] 
 		
V>1 Voltage Set:	 				152.0 kV	 (115% de Vn.ONS)	
V>1 Time Delay:	 				4.500 s	 (Atende a suportabilidade do reator de linha a sobretensões – ONS)	
V>2 Status	: 				 Enabled 		(Habilitada a unidade V>2) 		
V>2 Voltage Set:	 			 171.9 kV		(130% de Vn; ONS)	
V>2 Time Delay:	 			 0 s		 		(Trip instantâneo, ONS)
COMP OVERVOLTAGE (Não habilitada) 
 GROUP 1 CB FAIL & P.DEAD
A proteção de falha de disjuntor, CB Fail, não foi habilitada. Esta função será realizada pelo diferencial de barra, conforme previsto no Workstatement. 
Ajustes para identificação de linha morta – parâmetros usados na função “Current No Volts” integrante dos esquemas SOTF e TOR:
UNDER CURRENT
I< Current Set						50.00 A 		(default)
ISEF< Current						20.00 A 		(default, a função Sensitive E/F não foi habilitada)
POLE DEAD	VOLTAGE
V<										76,12 kV	(default, 57 % da tensão fase-neutro)	
 GROUP 1 SUPERVISION
Supervisão do circuito de potencial aplicado ao relé, ver manual página (OP)5-111.
VTS Mode: 		 Measured + MCB (A deteção de falha de potencial é obtida por meio de atuação de minidisjuntor e de medição de tensão baixa)		
VTS Status:		 Blocking (Serão bloqueadas todas as funções dependentes de tensão)
VTS Reset Mode: Auto 	 (Restabelecimento automático, após restauradas as tensões) 	
VTS Time Delay:	 1.000 s		 (Prática CEMIG)	
VTS I> Inhibit:		(Este parâmetro evita que as proteções sejam bloqueadas pelo VTS para faltas próximas a barra, quando as tensões alcançam valores muito baixos. Ajustado em cerca de 1.2 Iflmax.)
-LT Brasnorte-Juina: 665 A 
VTS I2> Inhibit: 			 		80.00 A		(Evita que as proteções sejam bloqueadas, quando da ocorrência de distúrbios com circulação de corrente de sequência negativa acima do esperado em condição normal de operação. O ajuste foi definido em 80 A, valor mínimo permitido pelo P443. Este valor está acima do valor de I2 esperado, em condição normal de operação). 
INRUSH DETECTION (Não pertinente)
I>2nd Harmonic:		20.00%		
WEAK INFEED BLK (Não habilitada)
WI Inhibit:			Disabled 		
CT SUPERVISION 
Supervisão das correntes aplicadas ao relé, ver páginas (OP)5-114, (AP)6-56 e (ST)4-40:
CTS Mode:				Enabled 
CTS Status:			Indication
CTS Reset Mode:	Manual
CTS VN< Inhibit		5000 V			(Ajustado em 4 %, valor usado para DEF) 	
CTS IN> Set:			80.00 A			(Valor limite de corrente residual presente durante carga normal, menor ajuste possível)	
Esta função dará alarme de falha em TC se a tensão residual estiver abaixo de CTS VN< Inhibit e a corrente residual estiver acima de CTS IN>Set
 		
GROUP 1 SYSTEM CHECKS
	
VOLTAGE MONITORS
Live Voltage:			91.99 kV	(valor, acima do qual a LT ou a barra é considerada viva. Ajustado em 70% de Vn, valor típico) 	
Dead Voltage:			27.00 kV (valor abaixo do qual a linha ou barra é considerada morta. Ajustado em 20% de Vn, valor típico)		
CHECK SYNC
CS1 Status	:			Enabled (habilitado check de sincronismo) 		
CS1 Phase Angle: 	20.00 deg	 (máxima diferença angular entre as tensões de linha e de barra; recomendação ONS [12])	
CS1 Slip Control:		Frequency (o controle será feito por frequência) 		
CS1 Slip Freq: 		200.0 mHz	 (conforme ONS [12])	
CS2 Status: 		Disabled (apenas 1 estágio de CS foi habilitado) 		
CS Undervoltage: 	106.0 kV	 (tensão mínima para a função CS ser ativada; ajustada em 80% de Vn)	
CS Overvoltage: 	146.0 kV (máxima tensão para a qual a função CS ainda está habilitada; ajustada em 110% de Vn [4])		
CS Diff Voltage: 		13.00 kV(máxima diferença entre as tensões de barra e de linha. Ajustado em 10% de Vn, conforme ONS [12])	
CS Voltage Block:	 V< V> and Vdiff>	 (bloqueio do CS)	
SYSTEM SPLIT (Função não habilitada)
SS Status:	Disabled 		
GROUP 1 AUTORECLOSE
Conforme o documento Estudos Pré-Operacionais para Entrada em Operação das LTs 230 kV do Norte-Noroeste do Mato Grosso – ONS – RE 3/189-2010 deverá ser habilitado 1 RA único, tripolar para os 2 circuitos. O terminal iniciador ou líder é Brasnorte. O terminal seguidor é Juina. O tempo morto para o terminal iniciador é 5,0 s
Single Pole Shot:	 		1 				(Não há opção zero RA monopolar)
Three Pole Shot: 	 1 		
1 Pole Dead Time: 5000 ms 	(Terminal iniciador)
 1000 ms	(Terminal seguidor)	
Dead Time 1: 	 5000 ms 	(Terminal iniciador) 
 1000 ms	(Terminal seguidor)	
Dead Time 2:	 60.00 s	 	(Não habilitado)	
Dead Time 3:	 	 60.00 s	 	(Não habilitado)	
Dead Time 4:	 	 60.00 s	 	(Não habilitado)	
CB Healthy Time: 5.000 s	 (Após o tempo morto, este é o tempo máximo que o esquema aguarda para que o disj. esteja em condição de fechar antes de abortar o RA. Ajuste típico)	
Reclaim Time: 	180.0 s	 (Tempo para permitir 1 novo ciclo de RA. Ajuste típico)	
AR Inhibit Time: 	10.00 s		 (Tempo de bloqueio do RA, após fechamento manual. Ajuste típico)	
Check Sync Time: 	 	 5.000 s	 (Tempo para execução do sincronismo. Ajuste Típico)	
Z2T AR:	 		 	 Block AR (Bloqueio do RA quando da atuação de Z2 temporizada) 		
Z3T AR:	 		 	 Block AR (Bloqueio do RA quando da atuação de Z3 temporizada) 		
DEF Aided AR:	 	 	Initiate AR (Partida do RA habilitada para a função DEF) 		
Dir Aided AR:	 	Initiate AR (Partida do RA quando da atuação da função Delta) 		
TOR AR: 	 	Block AR (Bloqueio do RA quando da atuação da função TOR) 	
Mult Phase AR:	 	BAR 3 Phase (Bloqueio para faltas trifásicas) 		
Dead Time Start: 		Protection Reset (Início da contagem do Dead Time, quando do restabelecimento da proteção)		
Discrim Timer:				100.0 ms 				(Tempo após o qual uma falta evolutiva, ou seja, uma falta que muda suas características, é considerada como uma nova falta)		
SYSTEM CHECKS
CS1 Close Enable: 	Disabled (Terminais Iniciadores) 	
 	 		Enable (Terminais Seguidores) 
CS2 Close Enable: 	 Disabled 		
LiveLine/DeadBus: Disabled 		
DeadLine/LiveBus: Enable (Terminais Iniciadores)
 Disabled (Terminais Seguidores) 		
DeadLine/DeadBus: Disabled 		
C/S AR Immediate:	 	Disabled 		
SysChk on Shot 1:	 	Disabled (Terminais Iniciadores)
 Enabled (Terminais Seguidores) 		
GROUP 1 INPUT LABELS e GROUP 1 OUTPUT LABELS não foram considerados.
5	DEFINIÇÃO DOS AJUSTES DA PROTEÇÃO PRINCIPAL DOS REATORES (P632 – UPD4)
Serão instalados reatores em ambos os terminais da LT Brasnorte – Juina, nos 2 circuitos.
Os ajustes a serem definidos nesta proteção são aqueles constantes do item Parameters, do software do relé P632 no programa computacional MiCOM S1 Studio (AREVA).
Alguns ajustes de corrente do relé são definidos em termos de Iref, valor de corrente que o relé calcula a partir da potência nominal. Outros são definidos a partir de Inom, corrente nominal do relé.
Iref = 50 A.
Inom = 300 A primários
5.1	DeviceID
O grupo LOC não foi considerado (deixado “default”) 
DVICE	
Location Este é o único parâmetro a ser definido neste grupo e indica a localização do reator. Os demais parâmetros do grupo fogem ao escopo.
	
-LT Brasnorte-Juina, terminal Brasnorte:	 SE BRASN-RT LT JN C1(ou C2)
-LT Brasnorte-Juina, terminal Juina: 		 SE JUINA-RT LT BR C1(ou C2)
	Config.parameters
Os grupos LOC, PC, COMM1, COMM2, IEC, GOOSE, GSSE, IRIGB, F_KEY, INP, MEASI, OUTP, MEASO, LEAD e MAIN não tem interesse para o escopo e foram deixados no ajuste “default”.
 FT-RC
Oscilografia - Canais analógicos
Rec. analog chann. 1:	Current IA,a (Corrente fase A, bucha de entrada)	
Rec. analog chann. 2:	Current IB,a (Corrente fase B, bucha de entrada)	
Rec. analog chann. 3:	Current IC,a (Corrente fase C, bucha de entrada)
Rec. analog chann. 4:	Current IN,a (Corrente residual, lado da LT)	
Rec. analog chann. 5:	Current IA,b (Corrente fase A, lado do neutro)	
Rec. analog chann. 6:	Current IB,b (Corrente fase B, lado do neutro)	
Rec. analog chann. 7:	Current IC,b (Corrente fase C, lado do neutro)
Rec. analog chann. 8:	Current IN,b (Corrente residual, lado do neutro)
Rec. analog chann. 9:	Voltage V	(Tensão no reator)
Funções de Proteção Habilitadas
Os seguintes grupos de funções de proteção foram ativados (with), conforme Workstatement
- DIFF (Proteção diferencial)
- DTOC1 (Conjunto1 de proteção de sobrecorrente de tempo definido)
- DTOC2 (Conjunto2 de proteção de sobrecorrente de tempo definido)
Todos os demais grupos de funções de proteção permaneceram desativados (without)
Function Parameters
Global
Os grupos de parâmetros PC,OUTP e SFMON não apresentam interesse para o escopo e foram deixados “default”.
MAIN
 - Nominal frequ. fnom:		 60 Hz	
- Phase sequence:	 	 A - B - C	
- Inom C.T.prim.,end a:	300 A	 (TC lado da LT. Definido como a)	
- Inom C.T.prim.,end b:	300 A 	(TC lado do neutro. Definido como b)	
- Inom C.T.Yprim,end a:	300 A 	(Não aplicável)	
- Inom C.T.Yprim,end b:	300 A 	(Não aplicável)	
- Vnom V.T. prim.:	 	 230.0 kV		
- Inom device, end a: 		1.0 A		(I nominal do relé no lado a)	
- Inom device, end b: 		1.0 A	 	(I nominal do relé no lado b)
- IY,nom device, end a:	1.0 A	 	(Não aplicável)	
- IY,nom device, end b:	1.0 A	 	(Não aplicável)	
- Vnom V.T. sec.: 		115 V		
- Conn.meas.circ. IP, a:	Standard	 (Conexão padrão)		
- Conn.meas.circ. IP, b:	Standard 	(Conexão padrão)	 	
- Conn.meas.circ. IY, a:	Standard 	(Não aplicável)	
- Conn.meas.circ. IY, b:	Standard	(Não aplicável)
Demais parâmetros em MAIN foram deixados “default”
PSS
- Control via USER:	 Yes (Subset manipulado apenas no painel local)	
 - Param.subs.sel. USER:	 Parameter subset 1	(Apenas o subset 1 será utilizado)
 - Keep time: 	 Blocked	(Não aplicável para o caso)
FT_RC		
Fct. assig. trigger	 (Elementos que disparam o registrador de perturbações)
MAIN Gen. trip signal 1
MAIN General starting
MAIN Gen. Trip signal
DIFF Trip signal 1
DTOC1 Starting I>
DTOC1 Starting I>>	
DTOC1 Starting I>>>
DTOC2 Starting I>
DTOC2 Starting I>>	
DTOC2 Starting I>>>
Id>: 	 	 0.16 Iref 	(Disparo pela corrente diferencial. Ajustado em 80% da corrente mínima de trip)	
IR>: 	 Blocked (Disparo pela corrente de restrição)		
Pre-fault time: 	 30 Periods		
Post-fault time: 	 50 Periods		
Max. recording time:150 Periods
General functions
			
MAIN			
Evaluation IN, end a:	Calculated	(Corrente residual calculada através das correntes de fase, já que o TC de neutro não alimenta este relé)	
Evaluation IN, end b:	Calculated	(Corrente residual calculada)	
Hold time dyn.param.:	Blocked	(Não aplicável)
DIFF			
General enable USER:		Yes	 (Habilitação da função)	
Reference power Sref:		20.0 MVA		
Ref. curr. Iref,a:				Not measured	 	(Sem interesse)	
Ref. curr. Iref,b:Not measured	 	(Sem interesse)	
Matching fact. kam,a:		Not measured 	(Sem interesse)	
Matching fact. kam,b:		Not measured 	(Sem interesse)		
Meas. value rel. Id:			0.000 Iref	 		(Qualquer valor da corrente diferencial pode ser apresentado no display)
Meas. value rel. IR:			0.000 Iref			(Qualquer valor da corrente de restrição pode ser apresentado no display)
DTOC1	
 
General enable USER:		 Yes	 	 (Habilitação da unidade 1 de sobrecorrente)	
Select. meas. 	Input:			End a	 (Definida para os terminais a)	
	
DTOC2	
 
General enable USER: 	Yes	 	 (Habilitação da unidade 2 de sobrecorrente)	
Select. meas. Input: 		End b	 (Definida para os terminais b)
	
Parameter subset 1
MAIN	
Vnom prim. end a PS1:	230.0 kV	(Tensão lado a)
Vnom prim. end b PS1:	230.0 kV	(Tensão lado b; deveria ser 0, lado do fechamento da estrela, mas o relé não aceita; não acarreta problema.)	
Phase reversal a PS1:		No swap	(Não aplicável a reatores)
Phase reversal b PS1:		No swap	(Não aplicável a reatores)	
 
DIFF	- Ajustes da função diferencial
Enable PS1:		 Yes	
Vec.gr. ends a-b PS1:	 0 	(Grupo vetorial. Para reatores não há defasamento angular)
Idiff> PS1:	 0.20 Iref 	(Pickup da unidade com restrição. Valor típico)	
Idiff>> PS1: 	 2.5 Iref	 	(Valor máximo para o qual a estabilização por inrush e discriminação de saturação são efetivos; referência tabela do paper [7]) 
Idiff>>> PS1: 5.0 Iref	(Valor a partir do qual a proteção diferencial opera sem restrição; valor típico)
Idiff>(CTS) PS1:	 0.20 Iref (Considerado dispositivo para supervisionar os TCs não instalado nos relés comprados; ver seção 3.28, pág 210 do manual; função bloqueada)
m1 PS1:	 0.15 		(Slope 1 da curva, valor típico)
m2 PS1: 0.40 		(Slope 2 da curva; valor típico)
IR,m2 PS1: 4.0 Iref	 	(limite entre Slope 1 e Slope 2; valor típico)	
Op.mode rush rst.PS1:	 Not phase-selective	 (Habilitação da estabilização por inrush, necessária para se evitar atuação indevida da proteção, durante energização do reator [7]; bloqueia todas as fases)	
RushI(2f0)/I(f0) PS1:	 10 % 	(Percentual de 2o harmônico para restrição conforme tabela do paper [7])	
0-seq. filt.a en.PS1: 	 No		(Conforme manual, pág 3-130 [6])
0-seq. filt.b en.PS1:	 No		(Conforme manual, pág 3-130 [6])
Overflux.bl. en. PS1:	 No		(Função de sobrexcitação desabilitada)	
Ov. I(5f0)/I(f0) PS1:	 20 % 	(Não aplicável)
Op.del.,trip sig.PS1 :	 0.00 s	(Trip instantâneo)
Hyst. effective PS1:	 Yes		(Default)	
DTOC1	Ajuste da unidade de sobrecorrente lado das buchas de 230 kV do reator
			
Enable PS1:		Yes		
Block tim.st. IN PS1:		Without		
Gen.starting modePS1:	With start. IN/Ineg		
tGS PS1:		0.00 s		
Rush restr.enabl PS1:		Yes	
Ajustes de corrente em termos de Inom (=300 A)	
I> PS1:		0.25 Inom		(150 % Iref =75,0 A. 75,0/300=0.25 Inom [9])
I>> PS1:		0.42 Inom		(250 % Iref =125,0 A. 125,0/300=0.42 Inom, tabela do paper [7])
I>>> PS1:		0.83 Inom	 (500 % Iref =250,0 A. 250,0/300=0.83 Inom [9])
tI> PS1:		1.00 s		
tI>> PS1:		0.10 s		
tI>>> PS1:		0.00 s		
IN> PS1:		0.10 Inom	 (20 % Iref =10 A , conforme tabela do paper [7], 10/300=0.033 Inom - menor valor possível é 0.10Inom)	
IN>> PS1:		0.33 Inom	 (200 % Iref =100 A, ver tabela de [7], 100/300=0.33 Inom)
tIN> PS1:		1.00 s		
tIN>> PS1:		0.10 s
Demais parâmetros deste grupo foram mantidos BLOQUEADOS
DTOC2	Ajuste da unidade de sobrecorrente lado do neutro do reator
Esta função DTOC2 foi habilitada por ser sensível a faltas a terra próximas ao neutro do reator devido ao “efeito transformador” que pode provocar elevadas correntes circulantes da terra para o ponto de falta. Os ajustes são semelhantes aos da função DTOC1.
Enable PS1:		Yes		
Block tim.st. IN PS1:		Without		
Gen.starting modePS1:		With start. IN/Ineg		
tGS PS1:		0.00 s		
Rush restr.enabl PS1:		Yes		
I> PS1:			0.25 Inom		(150 % Iref =75,0 A. 75,0/300=0.25 Inom [9])
I>> PS1:			0.42 Inom		(250 % Iref =125,0 A.125,0/300=0.42Inom[7])
I>>> PS1:			0.83 Inom	 (500 % Iref =250,0 A.250,0/300=0.83Inom[9])	
tI> PS1:			1.00 s		
tI>> PS1:			0.10 s		
tI>>> PS1:			0.00 s		
IN> PS1:			0.10 Inom	 (20 % Iref =10 A, ver tabela de [7]. 10/300=0.033 Inom - menor valor possível é 0.10Inom)
IN>> PS1:			0.33 Inom	 (200 % Iref =100 A, ver tabela de [7]. 100/300=0.33 Inom)
tIN> PS1:			1.00 s		
tIN>> PS1:			0.10 s		
Demais parâmetros deste grupo foram mantidos bloqueados.
6	DEFINIÇÃO DOS AJUSTES DA PROTEÇÃO ALTERNADA DOS REATORES (P142– UPD5)
Os grupos de parâmetros DATE AND TIME, CB CONTROL,COMMISSION TESTS, CB MONITOR SETUP, OPTO CONFIG, CONTROL INPUTS, CTRL I/P CONFIG e CTRL I/P LABELS não foram configurados por estarem fora do escopo do trabalho.
6.1	SYSTEM DATA	
Language : English
Description :	
-LT Brasnorte-Juina, terminal Brasnorte:	 BRAS-RT LT JN C1(ou C2)
-LT Brasnorte-Juina, terminal Juina: 		 JUIN-RT LT BR C1(ou C2)
Plant Reference: (conforme o terminal ajustado)
	
-SE JUINA
-SE BRASNORTE 
Frequency :	60 Hz
Demais parâmetros fogem ao escopo e foram deixados “default”
 CONFIGURATION
Habilitadas as funções indicadas no item 2.4 , associadas ao grupo 1 de ajustes:
Setting Group: 	Select via Menu 		
Active Settings: 	Group 1 		
Setting Group 1: 	Enabled 		
System Config:	 Visible 		
Overcurrent:	 Enabled 		
Earth Fault 1:	 Enabled 
SEF/REF Prot’n:		Enabled
Disturb Recorder	: Visible 		
Setting Values	: Primary 
Supervision: 	Enabled 
 		
As demais funções de proteção foram desabilitadas. Os demais parâmetros deste grupo fogem ao escopo e foram deixados “default”.
6.3	DISTURB RECORDER
Duration: 						2.500 s	
Trigger Position:				33.30 %	
Trigger Mode:					Extended (registro será estendido se novo disparo ocorrer durante o período de registro)
Analog Channels 1 a 8: 	Respectivamente VA, VB, VC, IA, IB, IC, IN e IN.
Atribuição de canais digitais:
Digital Input 1:				Output R1 (relé de saída 1 – operação 50/51 e 50N/51N)
Digital Input 2:				Output R2 (relé de saída 2 – transferência TDD mantido – equip. telep 1)
Digital Input 3:				Output R3 (relé de saída 3 – transferência TDD mantido – equip. telep 2)
Digital Input 4:				Output R8 (trip disj. polo A – bob. Trip 1)
Digital Input 5:				Output R9 (trip disj. polo B – bob. Trip 1)
Digital Input 6:				Output R10 (trip disj.polo V – bob. Trip 1)
Digital Input 7:				Output R11 (trip disj polo A – bob Trip 2)	
Digital Input 8:				Output R12 (trip disj polo B – bob Trip 2)
Digital Input 9:				Output R13 (trip disj polo V – bob Trip 2)
Digital Input 10:			Output R6 (trip disj. Transferência)
Digital Input 11:			Output R14 (acionamento falha disjuntor)
Todos os canais acima dispararão o registrador. Os demais canais digitais não serão usados.
 CT AND VT RATIOS
Main VT Primary: 	230.0 kV		
Main VT Sec'y	: 115.0 V		
Phase CT Primary:	300.0 A		
Phase CT Sec'y: 	1.000 A		
E/F CT Primary: 	300.0 A		
E/F CT Secondary:	1.000 A		
SEF CT Primary: 	300.0 A		
SEF CT Secondary:	1.000 A		
 Group 1	
Os grupos de parâmetros 	GROUP 1 CB FAIL & I<, GROUP 1 INPUT LABELS	 e 	GROUP 1 OUTPUT LABELS não foram consideradose foram deixados na situação “default”.
	GROUP 1 SYSTEM CONFIG
Phase Sequence	: Standard ABC 
2NDHARM BLOCKING
2nd Harmonic: 	Enabled (Habilitado o bloqueio por 2o harmônico, ver tabela do paper [7]) 		
2ndHarm Thresh: 	10.00%	 (Percentual ajustado)
I>lift 2H: 	4.000 A	 (Valor limite para que o bloqueio seja ativo. Ajustado no valor mínimo permitido pelo P142, ver tabela do paper [7])
GROUP 1 OVERCURRENT
I>1 Function:			DT (operação por tempo definido)		
I>1 Direction:			Non-Directional 		
I>1 Current Set:		250.0 mA	(1.5xIn do reator, valor típico [9])	
I>1 Time Delay:		1.000 s		
I>1 tRESET:			0 s	
I>2 Function:			DT 		
I>2 Direction:			Non-Directional 		
I>2 Current Set:		830.0 mA	(5xIn do reator, valor típico)	
I>2 Time Delay:		0.1 s		
I>2 tRESET:			0 s		
I>3 Status:				Disabled 	
I>4 Status:				Disabled 		
I> Blocking:			00001000000	(Bloqueio de I>1 por 2o harmônico)	
I> Char Angle:			45.00 deg		
V CONTROLLED O/C
VCO Status:			Disabled (Função não habilitada)
GROUP 1 EARTH FAULT 1
IN1> Input: 	Measured (Corrente residual medida a partir dos TCs de fase)
IN1>1 Function: 	DT 		
IN1>1 Direction: 	Non-Directional 		
IN1>1 Current: 	80.00 mA	(Pickup da unidade temporizada. Ajustado em 60% de In do reator, valor mínimo possível)	
IN1>1 Time Delay:	1.000 s		
IN1>1 tRESET: 	0 s		
IN1>2 Function: 	DT 		
IN1>2 Direction: 	Non-Directional 		
IN1>2 Current: 	330.0 mA	(Pickup da unidade instantânea. Ajustada em 200% da corrente nominal do reator, ver tabela de [7])	
IN1>2 Time Delay: 	0.1 s		
IN1>2 tRESET: 	0 s		
IN1>3 Status:	 Disabled 		
IN1>4 Status: 	Disabled 		
IN1> Blocking: 	0001000000	(Bloqueio de IN1>1 por 2o harmônico)	
IN1> POL (Não aplicável)
IN1> Char Angle:		-45.00 deg		
IN1> Pol:				Zero Sequence 	
IN1> VNpol Set:		5.000 V	
GROUP 1 SEF/REF PROT’N 
O TC localizado no aterramento do reator alimenta a proteção SEF (sensitive earth fault) ou a proteção REF (restricted earth fault). Será habilitado um único elemento da proteção SEF que se constitui numa proteção de retaguarda bastante sensível porém mais temporizada.
 SET/REF Options:	SEF
ISEF>1 Function:	DT					(tempo definido)
ISEF>1 Direction:	Non-Directional
ISEF>1 Current:		50.00 mA			(30 % da corrente nominal do reator, valor típico)
ISEF>1 Delay:		1.0000 s
ISEF>1 tRESET:		0 s					(não há necessidade de temporizar restabelecimento)
ISEF>1 Blocking:		0001000000		(Bloqueio de ISEF>1 por 2º harmônico)
ISEF> POL		
Não aplicável porque a função ISEF>1 está sendo habilitada não direcional. Deixado default	
ISEF> Char Angle:	90.00 deg
ISEF> VNPol Set:	5.000	V 	
6.5.5	 GROUP 1 SUPERVISION
	
VTS SUPERVISION
VTS Status:			Indication (Será dado apenas alarme na falha de potencial)
VTS Reset Mode:	Manual
VTS Time delay:		5.000 s (manter default, tempo após o qual será dada indicação de falha)
VTS I2> Inhibit:		50 mA		(0,05In, corrente minima de desequilíbrio para detetar faltas desequilibradas)
VTS I> Inhibit:			150.00 mA (ajustado pouco abaixo da corrente de carga para operar a função na energização do reator)
CTS SUPERVISION
			 
CTS Status:			Enabled 
CTS VN< Inhibit		3.500 V			(Ajustado em 5 % de Vnom) 	
CTS IN> Set:			80.00 mA		(Ajuste recomendado em 10 % de Inom. ou 16.6 mA. Ajustado no menor valor possível)
CTS Time delay:		5.000 s 		(tempo após o qual será dada indicação de falha)
	
Esta função bloqueia instantaneamente as funções de proteção e dá alarme em 5 s de falha em TC se a tensão residual estiver abaixo de CTS VN< Inhibit e a corrente residual estiver acima de CTS IN>Set, ver página (OP)5-96 do manual.
7	REFERÊNCIAS
[1] – Arquivo de curto-circuito BR1112PQ.ANA – ONS. 
[2] - Estudo de Fluxo de Potência nos Barramentos das Subestações do Lote D do edital 004/2008 do Estado de Mato Grosso. CEMIG-02.111-PO/PL-205/09.
[3] – Technical Manual P443/EN M/B42- AREVA.
[4] – Procedimentos de Rede – Submódulo 23.3 – NOS.
[5] - Estudo Dinâmico e Permanente dos Empreendimentos do Lote D do edital 004/2008 do Estado de Mato Grosso.CEMIG-02.111-PO/PL-068a/08. 
[6] - Technical Manual P63x/EM/Am6.
[7] – Application of Numerical Relays for HV Shunt Reactor Protection – ABB.
[8] - Technical Manual P14x/EN M/Dd5.
[9] – Blackburn J.L. – Protection of Shunt Reactors – Westinghouse.
[10] – Workstatement – AREVA - 500000452-DC-WS-000-0A.
[11] – Tabelas de curtos-circuitos – documento separado.
Preparado por
Marco Paulo Delboni – Eng. Eletricista MEE – CREA 11405/D
Ricardo Lamounier França – Eng. Eletricista – CREA 9084/D
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