Apostila Plena Transmissão de Energia-Curso Básico_02

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TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
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2.1.4.1.3.5.3 – Selado com N2 
 
No Brasil, menos de 5% dos transformadores de médio e grande porte se utilizam de 
selagem com nitrogênio. Os chamados transformadores com o colchão de N2 não foram 
muito disseminados no sistema elétrico brasileiro. 
Por outro lado, tem sido razoavelmente executado a selagem com nitrogênio em 
transformadores projetados para operarem com sílica-gel. Essa modificação visa garantir 
a preservação do papel contra a agressão do oxigênio. 
A modificação consiste em acrescentarmos um reservatório externo ao transformador 
com pressão de nitrogênio, conforme figura. 
 
 
Esquema de Transformador Selado com Nitrogênio 
 
2.1.4.1.3.5.4 – Drycol 
 
Um outro sistema de preservação do óleo isolante é feito pelo equipamento chamado 
Drycol. Se instalado em transformadores projetados para sílica-gel exige a confecção de 
apenas mais um furo no conservador, e por isso, a modificação para a mudança de 
sistema é muito simples e a experiência das empresas que o tem utilizado tem sido 
positiva. 
 
 
Esquema de um Drycol 
 
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2.1.4.1.3.6 – Papel Isolante 
 
Os transformadores de potência imersos em óleo isolante utilizam dois tipos de papel 
Kraft para isolamento dos condutores nas bobinas: o comum e o termoestabilizado. 
Quando a especificação exigir transformador com 55 ºC de elevação média de 
temperatura, o papel comum atende a esse requisito. 
Quando na especificação a exigência for para 65 ºC de elevação média de temperatura, o 
papel a ser utilizado será o termoestabilizado. 
Na aparência eles diferem na cor e suas estruturas químicas são diferentes. 
A deterioração do papel se dá basicamente por três fatores: 
 
 Hidrólise: a ponte de oxigênio entre os anéis é afetada pela água, causando a 
ruptura de cadeias; 
 Oxidação: o oxigênio ataca o átomo de carbono da celulose para formar aldeídos e 
ácidos, além de monóxidos e dióxidos de carbono; 
 Pirólise: calor excessivo resulta em envelhecimento do papel, são liberados os 
gases, principalmente vapor de água, hidrogênio e monóxidos e dióxidos de 
carbono. 
 
 
 
Transformador Trifásico com Papel Kraft Comum 
 
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2.1.4.1.3.7 – Cromatografia 
 
É uma tecnologia de análise do óleo isolante com o propósito de diagnosticar falhas 
internas no transformador. Essa técnica se baseia na separação, em laboratório, de gases 
característicos que vão se formando e se solubilizando no óleo isolante, dependendo do 
tipo de falha. 
Nos dias de hoje, a gás-cromatografia tornou-se um instrumento fundamental para o 
acompanhamento da manutenção. Isto porque, em não se tendo necessidade de desligar 
o equipamento sob teste, e ainda, com um grau de precisão excelente na análise da falha, 
pode-se preditivamente programar intervenções, minimizando desligamentos que iriam 
reduzir a produção da empresa, além de não se ter garantia que na inspeção visual a 
falha seja localizada. 
 
2.1.4.1.3.8 – Gases Gerados por Falha Interna 
 
Combustíveis: 
 
 H2 = hidrogênio; 
 CH4 = metano; 
 C2H6 = etano; 
 C2H4 = etileno; 
 C2H2 = acetileno; 
 CO = monóxido de carbono. 
 
Não combustíveis: 
 
 N2 = nitrogênio; 
 O2 = oxigênio; 
 CO2 = dióxido de carbono. 
 
Existem vários métodos para a análise de uma amostragem de gás-cromatografia. A 
ABNT, o IEC e diversos pesquisadores independentes propõem metodologias com essa 
finalidade. 
Como cautela, uma empresa não deve analisar por apenas uma metodologia, e sim, por 
pelo menos três métodos distintos. 
Conhecer históricos de famílias de equipamentos é fundamental para uma análise 
conclusiva acerca dos resultados de laboratório. 
 
2.1.4.1.4 – Degradação da Celulose 
 
Uma grande preocupação, que gera invariavelmente calorosa discussão, é o 
estabelecimento do fim de vida-útil dos transformadores. 
Não existe discussão mais inútil do que a de tentar associar tempo cronológico com fim 
de vida do equipamento. Isto porque, tudo depende de como a manutenção cuidou do 
transformador. Os agentes agressivos são conhecidos e devem sempre ser eliminados o 
quanto antes. 
Não existe atualmente no Brasil um consenso em relação aos critérios que apontam o fim 
de vida do equipamento. São eles: 
 
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 Concentração de Óxido de Carbono: a relação entre dióxido e o monóxido de 
carbono tem sido estudada por algumas empresas, e atualmente, considera-se que 
para valores que excedem o intervalo abaixo, o equipamento é considerado em fim 
de vida, não justificando mais investimento de manutenção. 
472 ±=
CO
CO 
 Grau de Polimerização: este método, que exige a retirada de amostra do material 
isolante, não se mostra prático, apesar de ser preciso. No Brasil, a NBR-5416 
recomenda que com G.P.≤150, o equipamento seja considerado fim de vida. 
 Compostos de Furano (cromatografia líquida de alta resolução): o envelhecimento 
da celulose gera compostos de furano que se dissolvem no óleo. 
 
 
Deterioração do Papel Isolante 
 
2.1.4.2 – Transformadores de Corrente 
 
Os transformadores de corrente são equipamentos que permitem aos instrumentos de 
medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuírem 
correntes nominais de acordo com a corrente de carga do circuito ao qual estão ligados. 
Na sua forma mais simples eles possuem um primário, geralmente de poucas espiras, e 
um secundário, no qual a corrente nominal transformada é, na maioria dos casos, igual a 
5 A. Dessa forma, os instrumentos de medição e proteção são dimensionados em 
tamanhos reduzidos com as bobinas de corrente constituídas de fios de pouca quantidade 
de cobre. 
Os transformadores de corrente são utilizados para suprir aparelhos que apresentam 
baixa resistência elétrica, tais como amperímetros, relés, medidores de energia, de 
potência, etc. 
 
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Os TC's transformam, através do fenômeno de conversão eletromagnética, correntes 
elevadas, que circulam no seu primário, em pequenas correntes secundárias, segundo 
uma relação de transformação. 
A corrente primária a ser medida, circulando nos enrolamentos primários, cria um fluxo 
magnético alternado que faz induzir forças eletromotrizes Ep e Es, respectivamente, nos 
enrolamentos primário e secundário. 
Dessa forma, se nos terminais primários de um TC, cuja relação de transformação 
nominal é de 20, circular uma corrente de 100 A, obtém-se no secundário a corrente de 5 
A, ou seja: 100/20 = 5 A. 
O TC opera com tensão variável, dependendo da corrente primária e da carga ligada no 
seu secundário. A relação de transformação das correntes primária e secundária é 
inversamente proporcional à relação entre o número de espiras dos enrolamentos 
primário e secundário. 
 
2.1.4.2.1 – Características Construtivas 
 
Os transformadores de corrente podem ser construídos de diferentes formas e para 
diferentes usos, ou seja: 
 
a) TC tipo barra 
 
É aquele cujo enrolamento primário é constituído por uma barra fixada através do núcleo 
do transformador. 
Os transformadores de corrente de barra fixa em baixa tensão são extensivamente 
empregados em painéis de comando de elevada corrente, tanto para uso em proteção 
quanto para medição. 
Os transformadores de corrente do tipo barra fixa são os mais utilizados em subestações 
de potência de média e alta tensões. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Barra 
 
 
Tipo Barra Fixa 
 
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Vista externa de um TC da classe 230 KV 
 
 
 
Detalhes Construtivos de um TC 
 
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b) TC tipo enrolado 
 
É aquele cujo enrolamento primário é constituído de uma ou mais espiras envolvendo o 
núcleo do transformador, conforme ilustrado na figura. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Enrolado 
 
c) TC tipo janela 
 
É aquele que não possui um primáriofixo no transformador e é constituído de uma 
abertura através do núcleo, por onde passa o condutor que forma o circuito primário, 
conforme se apresenta na figura. 
São muito utilizados em painéis de comando de baixa tensão em pequenas e médias 
correntes, ou quando não se deseja seccionar o condutor para instalar o transformador de 
corrente. Dessa forma empregada, consegue-se reduzir os espaços no interior dos 
painéis. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Janela 
 
d) TC tipo bucha 
 
É aquele cujas características são semelhantes ao TC do tipo barra, porém sua instalação 
é feita na bucha dos equipamentos (transformadores, disjuntores, etc.), que funcionam 
como enrolamento primário, de acordo com a figura. 
São empregados em transformadores de potência para uso, em geral, na proteção 
diferencial, quando se deseja restringir ao próprio equipamento o campo de ação desse 
tipo de proteção. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Bucha 
 
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e) TC tipo núcleo dividido 
 
É aquele cujas características são semelhantes às do TC do tipo janela, em que o núcleo 
pode ser separado para permitir envolver o condutor que funciona como enrolamento 
primário, conforme se mostra na figura. 
São basicamente utilizados na fabricação de equipamentos de medição de corrente e 
potência ativa ou reativa, já que permite obter resultados esperados sem seccionar o 
condutor ou barra sob medição. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Núcleo Dividido 
 
f) TC tipo com vários enrolamentos primários 
 
É aquele constituído de vários enrolamentos primários montados isoladamente e apenas 
um enrolamento secundário, conforme a figura. 
Neste tipo de transformador, as bobinas primárias podem ser ligadas em série ou e 
paralelo, propiciando a obtenção de várias relações de transformação. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo com Vários Enrolamentos Primários 
 
g) TC tipo com vários núcleos secundários 
 
É aquele constituído de dois ou mais enrolamentos secundários montados isoladamente, 
sendo que cada um possui individualmente o seu núcleo, formando juntamente com o 
enrolamento primário, um só conjunto, conforme se mostra na figura. 
Neste tipo de transformador de corrente, a seção do condutor primário deve ser 
dimensionada tendo e vista a maior das relações de transformação dos núcleos 
considerados. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo com Vários Núcleos Secundários 
 
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h) TC tipo vários enrolamentos secundários 
 
É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelo enrolamento primário e vários 
enrolamentos secundários, conforme se mostra na figura, e que podem ser ligados em 
série ou em paralelo. 
 
Transformador de Corrente do Tipo Vários Enrolamentos Secundários 
 
i) TC tipo derivação no secundário 
 
É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelos enrolamentos primário e 
secundário, sendo este provido de uma ou mais derivações. Entretanto, o primário pode 
ser constituído de um ou mais enrolamentos, conforme se mostra na figura do “TC tipo 
com vários enrolamentos primários”. Como os ampères-espiras variam em cada relação 
de transformação considerada, somente é garantida a classe de exatidão do equipamento 
para a derivação que contiver o maior número de espiras. A versão deste tipo de TC é 
dada na figura. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo com Derivação no Secundário 
 
2.1.4.2.2 – Representação Gráfica e Polaridade de um TC 
 
Convencionalmente, é adotada a representação mostrada na figura a seguir e a maneira 
como as bobinas primárias e secundárias são enroladas no núcleo magnético são 
simbolicamente indicadas pelas marcas de polaridade (pontos); 
 
 
Representação de TC e Polaridades 
 
Como regra, temos que a corrente primária I1 entra pela polaridade e a corrente 
secundária I2 sai pela polaridade e assim, temos I1 e I2 em fase. 
 
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2.1.4.2.3 – Caracterização de um Transformador de Corrente 
 
De acordo com a ABNT, os valores nominais principais que caracterizam os 
transformadores de corrente são os seguintes: 
 
 Corrente nominal e relação nominal; 
 Nível de isolamento; 
 Freqüência nominal; 
 Carga nominal; 
 Classe de exatidão; 
 Fator de sobrecorrente nominal (somente para TC de proteção); 
 Fator térmico nominal; 
 Corrente térmica nominal; 
 Corrente dinâmica nominal. 
 
Os TC's para serviço de medição devem retratar fielmente a corrente a ser medida. É 
imprescindível que apresentem erros de fase e de relação mínimos dentro de suas 
respectivas classes de exatidão. Segundo as normas da ABNT e ANSI, os 
transformadores de corrente devem manter sua exatidão na faixa de 10 a 100% da 
corrente nominal, ou seja: 
 
0,1Inominal ≤ Icarga ≤ InominalTC 
 
Os TC’s de medição devem manter sua precisão para correntes de carga normal, 
enquanto os TC’s de proteção devem ser precisos até o seu erro aceitável para corrente 
de curto-circuito de 20 x In. 
Para medição, em caso de curto-circuito, não há necessidade que a corrente seja 
transformada com exatidão. É até melhor que em condições de curto-circuito, o TC 
sature, proporcionando assim, uma auto-proteção aos equipamentos de medição 
conectados no seu secundário. 
Os núcleos magnéticos dos TC’s de medição são de seção menor que os de proteção 
para propositadamente saturarem durante o curto-circuito quando a corrente atinge 
valores altos. Essa saturação limita o valor da sobretensão aplicada nos equipamentos de 
medição. 
Outro detalhe muito importante é que quando o secundário de um TC se abre, tendo 
corrente no primário, o TC rapidamente satura, e gera uma sobretensão que pode chegar 
ao nível de milhares de volts. 
 
2.1.4.3 – Transformador de Potencial 
 
Os transformadores de potencial são equipamentos que permitem aos instrumentos de 
medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuir 
tensão de isolamento de acordo com a da rede à qual estão ligados. 
Na sua forma mais simples, os transformadores de potencial possuem um enrolamento 
primário de muitas espiras e um enrolamento secundário através do qual se obtém a 
tensão desejada, normalmente padronizada em 115 V ou 115 / √3 V. Dessa forma, os 
instrumentos de proteção e medição são dimensionados em tamanhos reduzidos com 
bobinas e demais componentes de baixa isolação. 
Os transformadores de potencial são equipamentos utilizados para suprir aparelhos que 
apresentam elevada impedância, tais como voltímetros, relés de tensão, bobinas de 
 
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tensão de medidores de energia, etc. São empregados indistintamente nos sistemas de 
proteção e medição de energia elétrica. 
Os transformadores para instrumentos (TP e TC) devem fornecer corrente e/ou tensão 
aos instrumentos conectados nos seus enrolamentos secundários de forma a atender às 
seguintes prescrições: 
 
 O circuito secundário deve ser galvanicamente separado e isolado do primário a 
fim de proporcionar segurança aos operadores dos instrumentos ligados ao TP; 
 A medida da grandeza elétrica deve ser adequada aos instrumentos que serão 
utilizados, tais como relés, medidores de energia, medidores de tensão, corrente, 
etc. 
 
 
Instalação de um Conjunto TC-TP 
 
2.1.4.3.1 – Características Construtivas 
 
Os transformadores de potencial são fabricados de conformidade com o grupo de ligação 
requerido, com as tensões primárias e secundárias necessárias e com o tipo de 
instalação. 
O enrolamento primário é constituído de uma bobina de várias camadas de fio, submetida 
a uma esmaltação, em geral dupla, enrolada em um núcleo de ferro magnético sobre o 
qual também se envolve o enrolamento secundário. 
Já o enrolamento secundário ou terciário é de fio de cobre duplamente esmaltado e 
isolado do núcleo e do enrolamento primário por meio de fitas de papel especial. 
 
2.1.4.3.2 – Tipos de Transformadores de Potencial 
 
Os transformadores de potencialpodem ser construídos a partir de dois tipos básicos: 
TP's indutivos e TP’s capacitivos. 
 
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2.1.4.3.2.1 – Transformadores de Potencial do Tipo Indutivo 
 
São dessa forma, construídos basicamente todos os transformadores de potencial para 
utilização até a tensão de 138 KV, por apresentarem custo de produção inferior ao do tipo 
capacitivo. Os transformadores de potencial indutivo são dotados de um enrolamento 
primário envolvendo um núcleo de ferro-silício que é comum ao enrolamento secundário, 
conforme se mostra na figura. 
 
 
Representação de um Transformador de Potencial 
 
 
Transformador de Potencial da Classe 230 KV 
 
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Transformador de Potencial Indutivo 
 
2.1.4.3.2.2 – Transformadores de Potencial do Tipo Capacitivo 
 
Os transformadores deste tipo são construídos basicamente com a utilização de dois 
conjuntos de capacitores que servem para fornecer um divisor de tensão e permitir a 
comunicação através do sistema carrier. São construídos normalmente para tensões 
iguais ou superiores a 138 KV e apresentam como esquema básico a figura. 
O transformador de potencial capacitivo é constituído de um divisor capacitivo, cujas 
células que formam o condensador são ligadas em série e o conjunto fica imerso no 
interior de um invólucro de porcelana. O divisor capacitivo é ligado entre fase e terra. Uma 
derivação intermediária alimenta um grupo de medida de média tensão que compreende, 
basicamente, os seguintes elementos: 
 
 Um transformador de potencial ligado na derivação intermediária, através de um 
ponto de conexão e fornecendo as tensões secundárias desejadas; 
 Um reator de compensação ajustável para controlar as quedas de tensão e a 
defasagem no divisor capacitivo, na freqüência nominal, independentemente da 
carga, porém nos limites previstos pela classe de exatidão considerada; 
 Um dispositivo de amortecimento dos fenômenos de ferro-ressonância. 
 
A não ser pela classe de exatidão, os transformadores de potencial não se diferenciam 
entre aqueles destinados à medição e à proteção. Contudo, são classificados de acordo 
com o erro que introduzem nos valores medidos no secundário. 
A figura mostra um transformador de potencial capacitivo, detalhando as suas partes 
componentes. 
 
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Transformador de Potencial Capacitivo 
 
2.1.4.3.2.3 – Caracterização de um Transformador de Potencial 
 
Os valores nominais que caracterizam um transformador de potencial são: 
 
 Tensão primária nominal e relação nominal; 
 Nível de isolamento; 
 Freqüência nominal; 
 Carga nominal; 
 Classe de exatidão; 
 Potência térmica nominal. 
 
Os TP’s são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 0,3 – 0,6 – 1,2. 
Considera-se que um TP está dentro de sua classe de exatidão, nas condições 
especificadas (tensão compreendida na faixa de 90 a 110% de nominal, com freqüência 
nominal, para todos os valores de fator de potência indutivo da carga, medida no primário 
do TP, compreendidos entre 0,6 e 1,0) quando nestas condições, os pontos determinados 
pelos fatores de correção relação (FCR) e pelos ângulos de fase (γ) estiverem dentro do 
“paralelogramo de exatidão” correspondente as suas classes de exatidão. 
 
2.1.4.4 – Banco de Reatores 
 
São indutâncias com núcleo magnético muito similar aos transformadores de potência. 
São utilizados para compensar a potência capacitiva gerada por linhas longas (>200 km), 
realizando-se desta maneira uma regulação da tensão, pois, o contrário, em ausência de 
uma compensação indutiva, alcançaria valores muito elevados de tensão no extremo da 
carga. 
 
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Principais componentes 
 
Os principais componentes foram enumerados de acordo com a figura de um reator da 
ABB: 
 
 
Reator (ABB) 
 
1) Bucha de AT: Realiza a conexão da bobina do reator com o barramento de primário. 
 
2) Bucha de Neutro: Realiza a conexão da bobina do reator com o barramento de neutro. 
 
3) Relé Buccholz: São usados em reatores para proteção contra geração de gases 
provocados por descargas internas ou sobreaquecimentos e aumentos anormais de 
fluxo de óleo entre o tanque de expansão e o tanque do reator. 
 
 Possui 2 estágios: 1º grau (alarme) e 2º grau (disparo ou trip). 
 
 
Esquema Relé Buccholz 
 
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4) Radiadores: Realiza o resfriamento do óleo isolante através de circulação natural por 
diferença de temperatura. São usados radiadores em chapa estampada montados 
através de válvulas de seccionamento do tipo borboleta para permitir a desmontagem 
dos mesmos, em caso de necessidade, sem retirar o óleo do tanque principal do 
reator. 
 
5) Válvula de Alívio de Pressão: Quando a pressão interna do reator está abaixo da 
pressão de abertura que é de 70±7Kpa, a pressão das molas comprime o diafragma 
contra o flange exercendo assim uma vedação através das gaxetas. Quando a 
pressão interna atingir a pressão de abertura da Válvula, isto fará com que os gases e 
parte do óleo isolante passe através da gaxeta “4”, atuando sobre a área total do 
diafragma que, então, abre-se instantaneamente, uma vez que a força exercida no 
diafragma pelo óleo isolante é superior a força exercida pela mola. O tempo de 
abertura é de aproximadamente 2 ms, a válvula fecha-se automaticamente quando a 
sobrepressão é aliviada. 
 
 Em caso de sua atuação deverá ser realizado o rearme no próprio equipamento 
através da alavanca de rearme “10”. Como assim também o rearme do pino 
sinalizador “8” que indica a atuação da válvula. 
 Caso este contato venha a atuar, não deve ser religado o reator sem antes realizar 
todos os testes necessários. 
 
 
Válvula de Alívio 
 
6) Tanque de Expansão ou Conservador: É montando acima do ponto mais alto do 
sistema de resfriamento do óleo através de um conjunto de tubos de conexão com o 
tanque principal. 
 
 A sua capacidade é adequada para permitir a expansão do volume total do óleo em 
todo o possível campo de variação de temperatura durante a operação. Dentro 
dele contém uma membrana que protege o óleo isolante contra a absorção de 
umidade e conseqüentemente oxidação. 
 A membrana de borracha é projetada de maneira a acomodar as variações do 
volume de óleo em função das variações de temperatura sem resultar em vácuo ou 
sobrepressão no reator. 
 O contato com o meio externo é realizado através do filtro de óleo e secador de ar. 
 
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7) Carcaça do reator: Estrutura onde se aloja o núcleo, armaduras e óleo isolante. 
 
8) Painel de passagem de condutores do TC: Interligação dos TC’s de bucha com as 
proteções diferencial, sobrecorrente, imagem térmica. 
 
9) TC’s de Bucha: Transformadores de corrente que estão localizados dentro do reator. 
 
10) Válvula para “By-pass”: utilizada para a troca do relé de “Buccholz”. 
 
11) Painel do Monitor de Temperatura: Tal monitor realiza o monitoramento da 
temperatura do óleo e do enrolamento do reator. Possui dois estágios: 1º grau 
(alarme) e 2º grau (trip). 
 
 Temperatura do óleo: 
• 1º grau: 85º. 
• 2º grau: 95º. 
 Temperatura do enrolamento: 
• 1º grau: 105º. 
• 2º grau: 120º. 
 
12) Reservatório de Sílica: Tem por finalidade de secar o ar aspirado pelos reatores 
resfriados a óleo, quando a temperatura cai, causando a contração do óleo. 
O Secador é abastecido com sílica gel, que a propriedade de absorver umidade até 
40% do seu próprio peso. 
No estado ativo a sílica gel tem a cor laranja e quando saturada com umidade 
apresenta a cor branca. A umidade pode, entretanto, ser extraída e a sílica gel ser 
reaproveitada. 
A tampa inferior do secador é provida de um reservatório (copo) de óleo, que possui a 
função de um filtro hidráulico, que tem como finalidade de reter as partículas em 
suspensão no ar. 
O nível de óleo deverá estarentre as duas linhas vermelhas do reservatório e deverá 
estar com o próprio óleo do reator. 
 
13) Dispositivo coletor de gás: Possui a função de tornar acessível “a altura de homem” os 
gases recolhidos no relé “Buccholz”, para facilitar o exame e a válvula (1) para permitir 
o teste de funcionamento dos contatos mediante a introdução de ar ou nitrogênio pela 
válvula (7). 
Quando houver a atuação do relé desligando o reator seguir o procedimento abaixo: 
 
 Anotar a cor e o volume do gás coletado; 
 Verificar se o gás é combustível através da aproximação de uma chama; 
 Para uma análise completa, enviar uma amostra de gás para um laboratório 
credenciado; 
 Soltar todo o gás coletado antes de religar o reator . 
 
Informações que podem ser obtidas através do estado dos gases coletados: 
 
 Gás incolor, não combustível: indica presença de ar puro; 
 Gás branco, combustível: indica combustão de papel ou papelão; 
 Gás amarelo, combustível: indica combustão de madeira; 
 Gás cinza, combustível: indica combustão de aço; 
 Gás preto, combustível: indica combustão de óleo. 
 
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Os componentes foram enumerados de acordo com a figura: 
 
 
Dispositivo Coletor de Gás 
 
 
1) Válvula no relé “Buccholz” (ver figura no item do referido relé) 
2) Válvula para retirada de amostra ou conexão do aparelho para exame dos 
gases; 
3) Conexão para relé “Buccholz”; 
4) Janelas de inspeção, uma das quais possui escala graduada em cm3 para 
permitir a avaliação da quantidade de gases recolhidos; 
5) Corpo metálico; 
6) Válvula em comunicação um sistema de sifão que limita a saída do óleo 
impedindo o escape dos gases; 
7) Válvula para drenagem do óleo contido no recolhedor e introdução de ar ou 
nitrogênio para os testes de funcionamento dos contatos. 
 
14) Válvula de separação tipo borboleta: São usadas para retenção de óleo isolante no 
tanque do reator. A abertura e fechamento da válvula são feitos liberando-se o parafuso 
de travamento e girando-se a borboleta através da porca sextavada, com o auxílio de uma 
chave fixa. 
 
15) Indicador de nível de óleo: É utilizado para sinalizar continuamente a posição do nível 
de óleo no conservador. A variação do volume implica em movimentação da membrana 
que por sua vez movimenta a haste da bóia do indicador atuante sobre o ponteiro do dial 
do indicador de nível de óleo. 
 
2.1.4.5 – Disjuntor 
 
Os disjuntores são equipamentos destinados à interrupção e ao restabelecimento das 
correntes elétricas num determinado ponto do circuito. 
Os disjuntores sempre devem ser instalados acompanhados da aplicação dos relés 
respectivos, que são os elementos responsáveis pela detecção das correntes elétricas do 
circuito que, após analisadas por sensores previamente ajustados, podem enviar ou não a 
ordem de comando para a sua abertura. Um disjuntor instalado sem os relés 
 
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correspondentes transforma-se apenas numa excelente chave de manobra, sem qualquer 
característica de proteção. 
A função principal de um disjuntor é interromper as correntes de defeito de um 
determinado circuito durante o menor espaço de tempo possível. Porém, os disjuntores 
são também solicitados a interromper correntes de circuitos operando a plena carga e em 
vazio, e a energizar os mesmos circuitos em condições de operação normal ou em falta. 
O disjuntor é um equipamento cujo funcionamento apresenta aspectos bastantes 
singulares. Opera, continuamente, sob tensão e corrente de carga muitas vezes em 
ambientes muito severos, no que diz respeito à temperatura, à umidade, à poeira, etc. Em 
geral, após longo tempo nestas condições, às vezes até anos, é solicitado a operar por 
conta de um defeito no sistema. Neste instante, todo o seu mecanismo, inerte até então, 
deve operar com todas as suas funções, realizando tarefas tecnicamente difíceis, em 
questão de décimos de segundo. 
 
2.1.4.5.1 – Arco Elétrico 
 
O arco elétrico é um fenômeno que ocorre quando se separam dois terminais de um 
circuito que conduz determinada corrente de carga, de sobrecarga ou de defeito. Pode ser 
definido também como um canal condutor, formado num meio fortemente ionizado, 
provocando um intenso brilho e elevando, consideravelmente, a temperatura do meio em 
que se desenvolve. 
 
2.1.4.5.2 – Princípios de Interrupção da Corrente Elétrica 
 
A operação de qualquer interruptor se faz separando-se os seus respectivos contatos, 
que permitem, quando fechados, a continuidade elétrica do circuito. Durante esta 
separação, em virtude da energia armazenada no circuito, há o surgimento do arco 
elétrico que precisa ser prontamente eliminado, sob pena de conseqüências danosas ao 
sistema. 
O arco formado dessa forma torna-se agora o meio de continuidade do circuito 
mencionado, até que a corrente atinja o seu ponto zero, durante o ciclo senoidal, quando, 
nesse momento, se dá a interrupção da chave. Porém, se o meio em que se dá a abertura 
dos contatos permanecer ionizado, durante o meio ciclo seguinte, a corrente poderá ter a 
sua continuidade elétrica restabelecida com a formação de um novo arco. 
Como princípio básico para a extinção de um arco elétrico qualquer, necessário que se 
provoque o seu alongamento por meios artificiais, reduza-se a sua temperatura e 
substitua-se o meio ionizado entre os contatos por um meio isolante eficiente que pode 
ser o ar, o óleo ou o gás, o que permite, assim, classificar o tipo do meio extintor, 
consequentemente, as características construtivas dos disjuntores. 
Porém, se durante a interrupção de uma corrente elétrica ela é reduzida abruptamente a 
zero, surgem sobretensões no circuito, tendo como resultado a liberação da energia 
armazenada no momento da interrupção. Essas sobretensões são capazes de provocar 
danos ao sistema e aos aparelhos consumidores correspondentes. 
Para se conhecer o princípio da interrupção elétrica, é necessário se estudar 
separadamente os meios extintores, que são: 
 
 Interrupção no Ar sob Condição de Pressão Atmosférica; 
 Interrupção no Óleo; 
 Interrupção no Gás SF6; 
 Interrupção no Vácuo. 
 
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CURSO BÁSICO 
 
 50
2.1.4.5.3 – Características Construtivas dos Disjuntores 
 
Os tipos construtivos dos disjuntores dependem dos meios que utilizam para extinção do 
arco. Existe no mercado uma grande quantidade de marcas e tipos de disjuntores 
empregando as mais diversas técnicas, às vezes particulares para certas aplicações. 
Independentemente das características elétricas disponíveis entre os vários disjuntores 
comercializados, estes podem ser estudados de duas formas básicas: o sistema de 
interrupção do arco e o sistema de acionamento. 
Será apresentado a título de exemplo, o disjuntor a gás SF6 de fabricação ABB. 
 
 Finalidade: ligar ou desligar um circuito quando acionado pelas proteções (eliminar 
alimentação em caso de falha na linha ou em outro equipamento da SE) ou pelos 
equipamentos de controle quando solicitado pelo operador; 
 Pode ser aberto com carga; 
 Possui alta velocidade e potência de ruptura; 
 Utiliza SF6 para extinção de arco; 
 Não permite visualizar a abertura dos contatos de potência, interrompendo o 
circuito elétrico; 
 Pode ser acionado por comando executado na: 
 
• IHM (Interface Homem Máquina) 
• UAC (Unidade de Aquisição e Controle) 
• Cubículo Central do DJ. 
 
2.1.4.5.4 – Componentes 
 
Os componentes foram enumerados de acordo com a figura do disjuntor ABB: 
 
 
 
Disjuntor ABB 
 
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 51
1) Resistor de pré-inserção: Os resistores estão destinados a limitar as sobretensões de 
manobra, em particular, no momento das operações de interligação de linhas em 
vazio. Eles se inserem alguns milésimos de segundo antes do fechamento dos 
contatos principais do disjuntor, sendo utilizados somente no fechamento dos contatos 
do disjuntor. Os seus contatos de inserção estão diretamente unidos ao sistema de 
embielagem(mecanismo superior) e de contato da câmara. 
 
 
 
2) Capacitor Equalizador: É utilizado para repartir a tensão nas câmaras de interrupção. 
 
 
 
 
 
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 52
3) Câmara de Interrupção: É onde se localiza os contatos de potência do disjuntor 
(compostos por um contato fixo e um contato móvel), utilizada para realizar a abertura 
e fechamento destes e injeção de hexafloreto de enxofre (SF6) para extinção do arco 
elétrico. 
 
 
 
 
 
4) Isolador de Poste: Internamente movimenta uma haste de comando que transmite a 
movimentação produzida pelas molas para o fechamento e abertura dos contatos 
principais. 
 
5) Mecanismo de Desarme: Onde está localizada a mola de abertura do disjuntor. 
 
 
 
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 53
6) Caixa de Mecanismo Operacional: 
 
1) Motores elétricos: M1.1 e M1; 
2) Contatos auxiliares do disjuntor BG1; 
3) Chave motor manual; 
4) Relé de mínima tensão de disparo 1 (K18.1), disparo 2 (K18.2) e motor (K18.3); 
5) Termomagnéticas dos motores: F1.1 e F1; 
6) Manivela para acionamento manual; 
7) Relés auxiliares para supervisão de gás (k10 e K9) e antipumping (K3); 
8) Termomagnética para alimentação e aquecimento: F2; 
9) Contatores para alimentação dos motores: Q1.1 e Q1. 
 
 
 
Caixa de Mecanismo Operacional 
 
 
 
 Molas: consiste em uma bateria de molas, que é carregada por dois motores 
dotados de uma barra de parafuso, e um mecanismo para atuação da abertura e 
fechamento. A bateria de molas é carregada automaticamente após cada operação 
de fechamento. 
 Caixa de equipamentos: onde se localiza os motores que farão o carregamento das 
molas. 
 
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 54
 
 
 
 Contatos Auxiliares: São encarregados de transmitir as informações dos 
disjuntores. Possui a haste de contato auxiliar que está em conexão direta com a 
alavanca do mecanismo operacional, seguindo o movimento dos contatos do 
disjuntor. Realizam funções tais como: 
 
• Informar o estado do disjuntor aos níveis superiores de supervisão, controle 
e proteção; 
• Intertravamentos com seccionadoras; 
• Vigilância do sistema de discordância de pólos. 
 
 Informação visual da posição dos disjuntores: informa se disjuntor está desligado 
ou ligado através de um indicador visual (bandeirola) exposto em cada pólo do 
disjuntor. 
 
 
 
 
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 55
7) Cubículo Central: Onde se localiza o nível operacional mais baixo de comando do 
disjuntor (pátio de manobras). 
 
 Níveis Operacionais 
 
• Nível 0: Equipamento no pátio de manobras. 
• Nível 1: Unidade de aquisição e controle da subestação (UAC). 
• Nível 2: IHM da subestação. 
• Nível 3: IHM do COS. 
 
 Realiza a interligação de cada um dos pólos com a sala de controle; 
 Chave S4 indicará a posição de comando do disjuntor (local ou remoto); 
 Chave S1 para execução de comandos de fechamento e abertura; 
 Caso de um fechamento local do disjuntor não poderá ser feito se estiver 
alguma das seccionadoras adjacentes fechadas. 
 Botoeira SR para executar o “reset” de discordância de pólos: 
 
• Caso haja a atuação da discordância de pólos, deverá ser realizado o 
rearme neste local antes de tentar manobrar o disjuntor. 
 
 
 
 
 Termomagnéticas: 
 
• F2: Alimentação 220Vca do circuito de iluminação, aquecimento e tomadas; 
• F7: Alimentação 460Vca do circuito do motor elétrico (primário do 
transformador 460/220Vca); 
• F7.1: Alimentação 220Vca do circuito motor (secundário do transformador 
460/220Vca); 
• F8: Alimentação 125Vcc do circuito de fechamento do disjuntor. 
 
 
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 56
 
 
 Contadores de manobras de fechamento mono (BNA, BNB, BNC) e tripolares 
(BN); 
 Aloja o transformador de 480-220V para alimentação dos motores de 
carregamento de molas. 
 Contatores (K20, K21 , K22, K23) e temporizadores (K7) para vigilância de SF6; 
 Chaves termomagnéticas do sistema de trip: Q31 (circuito de trip 1) e Q32 
(circuito de trip 2); 
 Relé de bloqueio por discordância de pólo: K18; 
 Relé de supervisão de tensão do circuito de fechamento: K15; 
 Relé de supervisão de tensão do circuito de trip: K16 (trip 1), K17 (trip 2); 
 Relé de disparo por discordância de pólo: Q7 (trip 1), Q8 (trip 2). 
 
8) Mecanismo Superior: Realiza a conexão da haste de acionamento com os contatos de 
potência, transmitindo assim os movimentos necessários para as manobras dos 
mesmos. 
 
 
 
 
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 57
9) Monitor de densidade: Utilizado para registrar os valores de pressão de SF6 em cada 
pólo. Possui uma compensação para a temperatura, ficando seus valores mais exatos. 
 
 
 
2.1.4.5.5 – Proteções Internas 
 
 Discordância de Pólos: causado pelo fechamento ou abertura de apenas um ou 
dois dos três pólos do disjuntor, ou seja, é a situação em que os três pólos não 
cumprem com o mesmo estado (abertos ou fechados) acionando o 
temporizador que provocará a abertura do disjuntor. 
 Sistema Antipumping: É um sistema de proteção pelo qual durante uma ordem 
sustenida de fechamento e ocorrer a aparição de uma ordem simultânea de 
abertura, o disjuntor irá fechar, abrir e não voltará a fechar até que não 
desapareça a ordem de fechamento original, e se dê um novo comando. 
 Sistema de Controle de SF6: Possui um manostato que controla a pressão de 
SF6 em cada um dos pólos do disjuntor. 
 
• Pressão nominal do disjuntor é 0,7 Mpa; 
• Ajuste de 1º estágio 0,62 Mpa onde gerará alarme de baixa pressão e 
coloca em funcionamento um sistema de temporização prevendo uma 
possível queda rápida da pressão de gás, e neste caso irá abrir o 
disjuntor e em seguida as seccionadoras, quando se cumprir a contagem 
de tempo fechará disjuntor e bloqueará a sua abertura; 
• Ajuste de 2º estágio 0,6 Mpa, nesta situação, se não transcorreu o tempo 
ajustado no temporizador de 1º estágio, acionará a abertura do disjuntor 
e das seccionadoras, quando se cumprir a contagem de tempo fechará 
disjuntor e bloqueará a sua abertura. 
 
 Transcorreu-se o tempo ajustado irá fechar o disjuntor e bloqueará a abertura 
do mesmo. 
 
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 58
2.1.4.5.6 – Possíveis Alarmes 
 
 Baixa pressão SF6: 
• Contato BD1 atuado e temporizador K7 contando: baixa pressão SF6 1º 
estágio (0,62 Mpa). 
 Bloqueio Fechamento/Abertura 1: 
• Relé K9 atuado: baixa pressão SF6 2º estágio (0,6 Mpa). 
 Bloqueio Abertura 2: 
• Relé K10 atuado: baixa pressão SF6 2º estágio (0,6 Mpa). 
 Mola de fechamento descarregada: 
• Contato BW1 atuado: motor sem funcionamento, deve-se verificar as chaves 
termomagnéticas ou alimentação e poderá estar acompanhada pelos 
seguintes alarmes: 
o Falta Vca Motor: relé K18.3 atuado, deve-se verificar tensão nos 
circuitos; 
o Disjuntor auxiliar motor aberto: F1 ou F1.1 atuados (cubículo do pólo), 
deve-se verificar as termomagnéticas e/ou possível causa do 
desligamento. 
 Disjuntor Auxiliar+Aquecimento Aberto: 
• F2 atuado: deve-se verificar as termomagnéticas e/ou possível causa do 
desligamento. 
 Discrepância ou discordância de pólos: 
• Q7 atuado: falha de um ou mais pólos durante o fechamento ou abertura do 
disjuntor, deverá verificar o pólo com discordância e realizar o rearme na 
botoeira “SR” do cubículo central antes de tentar manobrar o disjuntor. 
 Chave S4 – Cubículo Centra (Local/Remoto): 
• A chave S4 deverá estar na posição (Local ou Remota) segundo o local de 
onde a manobra será realizada pelo operador. 
 
Observação: Caso seja detectado a falta de Vcc no cubículo central do disjuntor, deverá 
ser verificada a termomagnética no painel de proteções correspondente ou no painel de 
alimentação geral de contínua na sala de equipamentos. 
 
2.1.4.6 – Chave Seccionadora 
 
Segundo a NBR 6935, chave é um dispositivo mecânico de manobra que na posição 
aberta assegura uma distância de isolamento, e na posição fechada mantéma 
continuidade do circuito elétrico nas condições específicas. 
A mesma norma define o seccionador como sendo um dispositivo mecânico de manobra 
capaz de abrir e fechar um circuito, quando uma corrente de intensidade desprezível é 
interrompida, ou restabelecida, quando não ocorre variação de tensão significativa através 
dos seus terminais. 
Os seccionadores são utilizados em subestações para permitir manobras de circuitos 
elétricos, sem carga, isolando disjuntores, transformadores de medida, de proteção e 
barramentos. Podem ainda desempenhar várias e importantes funções dentro de uma 
instalação, ou seja: 
 
• Manobrar circuitos, permitindo a transferência de carga entre barramentos de 
uma subestação; 
 
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 59
• Isolar um equipamento qualquer da subestação, tais como transformadores, 
disjuntores, etc. para execução de serviços de manutenção ou outra utilidade; 
• Propiciar o by-pass de equipamentos, notadamente dos disjuntores da 
subestação. 
 
2.1.4.6.1 – Seccionadoras para Subestações de Potência 
 
São normalmente de fabricação tripolar e apresentam diferentes tipos construtivos, ou 
seja: 
 
• Seccionadora de Abertura Lateral Singela (ALS); 
• Seccionadora de Abertura Central (AC); 
• Seccionadora de Dupla Abertura Lateral (DAL); 
• Seccionadora de Abertura Vertical (AV); 
• Seccionadora Pantográfica; 
• Seccionadora de Haste Vertical; 
• Seccionadora de Uso Específico. 
 
2.1.4.6.2 – Características Construtivas das Chaves Seccionadoras 
 
São os mais diversos os tipos de construção das chaves seccionadoras, dependendo da 
finalidade e da tensão do circuito em que serão instaladas. 
Os seccionadores podem ser constituídos de um só pólo (chaves seccionadoras 
unipolares) ou de três pólos (chaves seccionadoras tripolares). Os seccionadores 
tripolares são dotados de mecanismo que obriga a abertura simultânea dos três pólos, 
quando impulsionado manualmente ou por ação de um motor. 
Será apresentada a título de exemplo, uma chave seccionara de fabricação Hapam. 
 
 Finalidade: Isolar o equipamento a que esteja ligado, eliminando a possibilidade da 
existência de tensão no campo delimitado por elas e garantindo a realização de 
trabalho sem riscos de acidente com tensão. 
 Não deve ser aberta com carga. 
 Permite visualizar a interrupção do circuito elétrico. 
 Pode ser acionado por comando executado na: 
 
• IHM (Interface Homem Máquina); 
• UAC (Unidade de Aquisição e Controle); 
• Cubículo da seccionadora mestre. 
 
2.1.4.6.3 – Componentes 
 
Os componentes foram enumerados de acordo com a figura da chave seccionadora 
Hapam: 
 
 
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CURSO BÁSICO 
 
 60
 
Chave Seccionadora Hapam 
 
1) Estrutura de Sustentação: Estrutura metálica com a função de suportar 
mecanicamente os isoladores, contatos móveis e fixos, e o mecanismo de operação. 
 
2) Isolador Suporte: Possui a finalidade de suportar os contatos fixos e móveis, além de 
isolar eletricamente os contatos da estrutura. 
 
3) Isolador de Transmissão: É o mecanismo de acionamento do contato móvel 
encarregado de transmitir movimento da haste de transmissão ao contato móvel. 
 
4) Contato Móvel: Lâmina com a função de abrir ou fechar o circuito elétrico de alta 
tensão. 
 
5) Contato Fixo: É destinado a receber o contato móvel. 
 
6) Haste de Transmissão de Comando: Possui a função de transmitir o movimento 
produzido pelo motor elétrico no armário de comando ou manualmente pelo operador, 
para o isolador de transmissão. 
 
7) Armário de Comando: Onde se localiza o motor de acionamento do contato móvel e os 
componentes destinados a operação elétrica e manual da seccionadora. 
 
 Armário de comando mestre: onde se pode realizar o comando elétrico local 
e/ou manual para manobra das seccionadoras. 
 
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 61
1) Motor trifásico; 
2) Freio elétrico do motor; 
3) Chave seletora de comando (local/remoto): S8 
4) Botoeira de fechamento: S6; 
5) Botoeira de abertura: S7; 
6) Botoeira de intertravamento: S10; 
7) Chave fim de curso para iluminação: S11; 
8) Bocal de encaixe da manivela para operação manual: be; 
9) Relé de falta e de seqüência de fase: F2; 
10) Contatos de intertravamento para operação manual: S9; 
11) Relé térmico do motor: F1; 
12) Contatos auxiliares; 
13) Contatores: 
 
• K5: temporizador de discordância de pólos; 
• K4: falta de fase ou seqüência invertida no circuito motor; 
• K3: desbloqueio para fechamento manual; 
• K2: circuito de abertura; 
• K1: circuito de fechamento. 
 
14)Chave para desbloqueio de freio do motor. 
 
 
Armário de Comando Mestre 
 
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 62
 Armário de comando escravo: são os armários dos pólos das seccionadoras 
acionadas pela mestre ou manualmente. 
 
1) Motor trifásico; 
2) Freio elétrico do motor; 
3) Botoeira de intertravamento: S10; 
4) Chave fim de curso para iluminação: S11; 
5) Bocal de encaixe da manivela para operação manual: be; 
6) Contatos de intertravamento para operação manual: S9; 
7) Relé térmico do motor: F1; 
8) Contatos auxiliares; 
9) Contatores: 
 
• K3: desbloqueio para fechamento manual; 
• K2: circuito de abertura; 
• K1: circuito de fechamento. 
 
10)Chave para desbloqueio de freio do motor. 
 
 
Armário de Comando Escravo 
 
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 63
2.1.4.6.4 – Tipos de Seccionadoras 
 
 Seccionadora de reator e disjuntores; 
 Seccionadoras de linha com lâmina de terra: 
• Lâmina de terra: 
o Realiza o aterramento da linha de transmissão. 
o Não possui comando remoto, somente elétrico local e/ou manual. 
• Intertravamento mecânico entre a seccionadora de linha e de terra: não 
deixará que ambas estejam fechadas. 
• Possui um contato para alojar a lâmina de terra próxima ao contato fixo. 
 
2.1.4.6.5 – Possíveis Alarmes 
 
 Relé térmico: 
• Atuação do relé F1: possível sobrecarga no motor, necessário efetuar o 
“reset” do mesmo. 
 Falta de fase no circuito motor: 
• Atuação do relé F2: indica falta de uma ou mais fases ou inversão do 
sentido de rotação, necessário para normalizá-lo realizar a reposição da 
alimentação ou a inversão. 
 Discordância de Pólos: 
• Atuação do relé temporizado K5: causado pelo fechamento ou abertura 
de apenas um ou dois dos três pólos da seccionadora, ou seja, é a 
situação em que os três pólos não cumprem com o mesmo estado 
(abertos ou fechados), será necessário normalizar os três pólos e 
detectar a possível falha. 
 Chave S8 em posição local: 
• Impossibilita a manobra remota desde a IHM (SE ou COS) e UAC (SE), 
deverá ser passada para posição remota’. 
 Não aceitação de ordem elétrica (remota ou local) de abertura ou fechamento: 
• Para manobra elétrica da seccionadora (local ou remota), não poderá 
estar acionado o eixo de acoplamento de manobra manual em nenhum 
dos três pólos, o que ocasionaria a falta do negativo de comando. 
 
Observação: Caso seja detectado a falta de Vcc no cubículo central do disjuntor, deverá 
ser verificada a termomagnética no painel de proteções correspondente ou no painel de 
alimentação geral de contínua na sala de equipamentos. 
 
2.1.4.7 – Pára-raios 
 
Aparelho que tem por fim proteger as instalações elétricas contra o efeito de sobretensões 
excessivas de causas internas da instalação ou externas, descarregando-as para a terra. 
Apresentam um comportamento automático, onde seu valor ôhmico muda de acordo com 
o valor da tensão, chegando a ficar em curto-circuito com uma tensão superior a tensão 
disruptiva. 
Realiza a proteção do sistema elétrico dos surtos de tensão originados por descargas 
atmosféricas nas linhas de transmissão ou nas proximidades, sobretensões no sistema 
causados por manobras mal feitas ou por operação automática de equipamentos, sejam 
eles disjuntores e/ou banco de capacitores, reatores e compensadores. 
Está locado na entrada da subestação e antes do reator. 
 
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 64
 
Pára-raios 
 
O pára-raios possui: 
 
 Protetor contra sobrepressão: É um dispositivo destinado a aliviar as pressões 
internas devido a falhas ocasionais dos pára-raios e cuja ação permite, através 
de bocas, o escape dos gases quentes permitindo que o arco continue por fora 
do descarregador até que a linha desligue; 
 Contador de descargas que informará o número de atuações deste 
equipamento; 
 Indicador de corrente de fuga a terra (mili-amperímetro). 
 
 
 
Contador de Descargas 
 
 
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 65
2.1.4.8 – Serviço Auxiliar 
 
Os serviços auxiliares de uma subestação têm por finalidade prover o suprimento em 
baixa tensão dos dispositivos ou equipamentos essenciais à manobra, controle, proteção 
e supervisão da instalação. 
A seleção do esquema a ser adotado para os serviços auxiliares depende portanto, da 
importância atribuída à instalação no contexto do sistema elétrico a que ela pertence, e 
por conseguinte os seguintes fatores, entre outros, são usualmente considerados: 
 
 Nível da tensão e potência total instalada, destacando-se como importantes as 
subestações a partir de 145 kV com potências superiores a 30 MVA; 
 Graus de continuidade de serviço e de confiabilidade requeridos, tendo em vista 
principalmente a função da subestação; 
 Aspectos econômicos, que devem considerar principalmente as alternativas de 
duplicação dos esquemas em função da importância da instalação; 
 Facilidades locais de recursos para manutenção e/ou reparos; 
 Qualificação das cargas a suprir. 
 
Desta forma, a seleção do esquema a ser adotado, bem como as especificações dos 
equipamentos associados, deve ser feita em função de um ou mais fatores acima 
mencionados. 
Por outro lado, as especificações dos equipamentos dos serviços auxiliares devem ser 
adequadas para eventualmente permitir a evolução de um esquema mais simplificado 
para outro mais sofisticado. 
 
Classificação das Cargas 
 
A classificação mais usual das cargas a serem supridas é feita em função da análise das 
conseqüências acarretadas sobre a capacidade de transmissão do sistema de uma 
eventual perda de suprimento à carga, como pode depreender das definições que se 
seguem: 
 
 Cargas Essenciais (ou de emergência): são cargas cujo não funcionamento 
afeta capacidade de transmissão do sistema ou ainda limita as condições 
operacionais da instalação, devido a um colapso de energia no barramento 
principal de serviços auxiliares. A alimentação é feita em corrente alternada, 
através da mesma fonte com que são supridas as cargas não essenciais, mas 
com a previsão de uma fonte geradora alternativa (usualmente um gerador 
síncrono acionado por um motor diesel) que é ligada sempre que é perdido o 
suprimento normal, ocasião em que o barramento do qual derivam os circuitos 
de alimentação das cargas essenciais é isolado de modo a operar 
independentemente e associado à fonte geradora referida. 
 Cargas não Essenciais (ou normais): são cargas cujo não funcionamento não 
acarreta restrições à capacidade de transmissão do sistema, ou ainda não 
restringem condições operacionais. 
 Cargas Permanentes: São cargas que devem ser mantidas em funcionamento 
mesmo que ocorram faltas nos circuitos, ou ainda quando eles estejam 
inoperantes por outros motivos, de modo a propiciar condições para proteção, 
controle, sinalização e supervisão do sistema, o que significa dizer que essas 
cargas permitem, por exemplo, a eliminação das faltas através da atuação dos 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 66
relés. A alimentação é feita em corrente contínua, a partir de conversores 
retificadores (carregadores de bateria de acumuladores), os quais são 
alimentados em corrente alternada a partir de um circuito essencial, e em cujos 
lados de corrente contínua são ligadas baterias de acumuladores em regime de 
flutuação para suprir energia em caso de perda da fonte. 
 
As cargas essenciais e não essenciais são alimentadas em baixa tensão, a partir do 
secundário de transformadores denominados de serviços auxiliares (TSA). 
 
 
Banco de Baterias do Serviço Auxiliar 
 
 
3 – Proteção de Sistemas Elétricos 
 
3.1 – Requisitos e Conceitos de Proteção 
 
3.1.1 – Finalidades de uma Proteção 
 
Uma proteção é aplicada para detectar as anomalias que ocorrem na instalação 
protegida, desligando-a e protegendo-a contra os efeitos da deterioração que poderiam 
ocorrer da permanência da falha ou defeito por tempo elevado. 
Além dos defeitos da deterioração, podem ocorrer também instabilidades no Sistema de 
Potência no caso de falhas sustentadas por tempos acima de determinados limites. 
Assim, o Sistema de Proteção deve detectar a anomalia e remover o componenete do 
Sistema Elétrico sob falha, o mais rápido possível e de preferência, somente o 
componente sob falha. 
 
3.1.2 – Terminologia 
 
3.1.2.1 – Relés ou Dispositivos de Proteção 
 
São equipamentos ou instrumentos especialmente projetados e devidamente aplicados 
para detectar condições anormais, indesejáveis e intoleráveis no sistema elétrico e prover, 
simultânea ou parcialmente, os seguintes eventos: 
 
 Pronta remoção de serviço (desligamento) dos componentes sob falha, ou dos 
componentes sujeitos a danos, ou ainda dos componentes que de alguma 
forma possam interferir na efetiva operação do restante do sistema; 
 Adequadas sinalizações, alarmes e registros para orientação dos 
procedimentos humanos posteriores; 
 Acionamentos e comandos complementares para se garantir confiabilidade, 
rapidez e seletividade na sua função de proteção. 
 
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 67
3.1.2.2 – Sistemas de Proteção 
 
Conjuntos de relés e dispositivos de proteção, outros dispositivos afins, equipamentos de 
teleproteção, circuitos de corrente alternada e corrente contínua, circuitos de comando e 
sinalização, disjuntores, etc. que associados, têm por finalidade proteger componentes ou 
partes do sistema elétrico de potência quando de condições anormais, indesejáveis ou 
intoleráveis. 
Quando se fala em Sistemas de Proteção, usualmente se entende tal sistema como “Relé 
de Proteção”. Na realidade um Sistema de Proteção consiste, além dos relés de proteção, 
também de outros subsistemas que participam do processo de remoção da falha. Tais 
subsistemas são mostrados na figura a seguir: 
 
 
Sistema de Proteção 
 
3.1.2.3 – Funções de Proteção 
 
Entende-se como função de proteção um conjunto de atributos desempenhados por um 
sistema de proteção, para fins previamente estabelecidos e definidos, dentro de uma 
determinada categoria ou modalidade de atuação. 
Um relé ou dispositivo de proteção pode ter uma ou mais funções de proteção 
incorporadas (a chamada proteção “multifuncional”). 
 
Requisitos Básicos de um Sistema de Proteção 
 
 Seletividade: É a capacidade do Sistema de Proteção prover a máxima 
continuidade de serviço do Sistema Protegido com um mínimo de desconexões 
para isolar uma falta no sistema. 
 Confiabilidade: É a habilidade do relé ou do Sistema de Proteção atuar 
corretamente quando necessário (dependabilidade) e evitar operações 
desnecessárias (segurança). 
 Velocidade: Característica que garante o mínimo tempo de falha, para um mínimo 
de danos ou instabilidade no componente ou sistema protegido. 
 Economia: No sentido de se ter máxima proteção ao menor custo, considerando 
sempre o aspecto custo X beneficio, que é a essência da Engenharia. 
 Simplicidade: Característica que considera a utilização mínima de equipamentos e 
circuitos na execução da Proteção. 
 Mantenabilidade: É a capacidade da proteção permitir manutenção rápida e 
precisa, reduzindo-se ao mínimo o tempo fora de serviço e os custos de 
manutenção. 
 
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 68
3.1.3.1 – Preceitos 
 
Os seguintes preceitos são generalizados para qualquer Sistema de Proteção: 
 
 A Proteção deve desligar o mínimo necessário de componentes para isolar a 
falha ou anormalidade,no mínimo de tempo possível (seletividade velocidade); 
 A Proteção deve ter sensibilidade suficiente para cobrir a maior parte possível 
do universo de possibilidade de falhas e anormalidades no componente ou 
sistema protegido (dependabilidade); 
 A Proteção não deve atuar desnecessariamente (segurança); 
 Deve haver, sempre, uma segunda Proteção, local ou remota, para a detecção 
de uma mesma anormalidade (dependabilidade); 
 Um esquema mais simples de proteção, desde que cobertos os requisitos 
básicos, apresenta uma menor probabilidade de atuação desnecessária 
(simplicidade incrementando a segurança, com economia); 
 Quanto mais caro o Sistema de Proteção, mais se justifica o investimento na 
confiabilidade (dependabilidade) do Sistema de Proteção (economia = custo X 
beneficio). 
 
3.1.4 – Zonas de Proteção 
 
A filosofia geral de proteção de um sistema elétrico é dividi-lo em “zonas de proteção” de 
modo que, quando da ocorrência de uma anormalidade, haja o mínimo de desligamentos 
possível, preservando o máximo de continuidade dos serviços. 
O sistema é dividido em zonas de proteção para: 
 
 Geradores; 
 Transformadores; 
 Barras; 
 Linhas de Transmissão e Subtransmissão; 
 Dispositivos e Sistemas de Compensação Reativa; 
 Circuitos de Distribuição; 
 Transformadores de Distribuição; 
 Motores; 
 Outras cargas. 
 
Zonas de Proteção 
 
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 69
A separação das zonas se dá através da localização de Disjuntores e Transformadores de 
Corrente que alimentam os relés de proteção. As figuras a seguir mostram detalhes dessa 
fronteira de zonas: 
 
 
Limites de Zona – Exemplo 1 
 
 
Limites de Zona – Exemplo 2 
 
No exemplo 1 tem-se a utilização de TC’s de ambos os lados do disjuntor. No exemplo 2 
os TC’s de um lado apenas do disjuntor. 
Nesse segundo caso, verifica-se uma “zona morta” entre o disjuntor e o equipamento TC 
sem aparente cobertura. Há esquemas especiais para cobrir essa zona morta, para 
instalações importantes (geralmente em Extra Alta Tensão ≥ 345 KV). 
 
3.1.5 – Proteção Principal e Proteção de Retaguarda 
 
Para se garantir o requisito básico de confiabilidade (dependabilidade) para o Sistema de 
Proteção, há necessidade para a maioria dos casos, da existência de uma segunda 
proteção, pelo menos, para a detecção da mesma falha no componente protegido. 
Resultam deste aspecto os conceitos de Proteção Principal e Proteção de Retaguarda: 
 
3.1.5.1 – Proteção Principal 
 
É aquela que, por especificação e escolha de projeto, tem condição de detectar uma 
anormalidade para a qual foi concebida, no componente protegido, contemplando os 
requisitos de seletividade, confiabilidade e de velocidade. 
Dependendo da importância do componente protegido, pode existir projeto com duas 
proteções principais, que no caso de serem iguais são denominadas “duplicadas” ou 
“primária + alternada”. O que caracteriza o fato de serem “principais” é o atendimento aos 
requisitos básicos de velocidade, seletividade e confiabilidade. 
Mais recentemente no Brasil optou-se por duplicar relés ou funções principais para 
proteção de linhas de transmissão de Extra Alta Tensão (níveis de tensão iguais ou 
superiores a 345 KV) como exigência da Aneel para novas instalações. 
 
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 70
3.1.5.2 – Proteção de Retaguarda 
 
É aquela que, também por especificação e escolha de projeto, tem a finalidade de ser a 
segunda ou terceira proteção a detectar uma mesma anormalidade em um dado 
componente do sistema de potência, atuando o respectivo disjuntor quando da falha da 
proteção principal. 
Para garantia da seletividade a proteção de retaguarda utiliza temporização intencional 
para que se aguarde a atuação da proteção principal. Apenas no caso de falha da 
principal, após uma temporização ajustada, é que atuaria a proteção de retaguarda. 
 
Retaguarda Local 
 
Uma proteção de retaguarda pode estar instalada no mesmo local da proteção principal. 
Neste caso é denominada de “retaguarda local”. 
 
Retaguarda Remota 
 
Ou pode estar instalada em um outro componente adjacente àquele original. Neste caso é 
denominada de “retaguarda remota”: 
 
 
Conceito de Proteção Principal e Proteção de Retaguarda 
 
3.2 – Funções de Proteção 
 
3.2.1 – Função de Seqüência Negativa 
 
Qualquer desbalanço num sistema trifásico, com ou sem terra, faz com que apareça 
componentes simétricas de seqüência negativa. 
O surgimento da componente de seqüência negativa I2 significa que há desbalanço da 
corrente através do circuito onde está aplicada a proteção e pode ser causada por: 
 
 Uma fase aberta; 
 Duas fases abertas; 
 Carga equilibrada (comum para circuitos primários de Distribuição); 
 Curto-circuito fase-terra; 
 Curto-circuito bifásico; 
 Curto-circuito bifásico-terra. 
 
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 71
O desbalanço de corrente é um fator grave para máquinas rotativas, uma vez que induz 
correntes de freqüência dupla no rotor (ferro), causando aquecimento. 
Portanto a função de seqüência negativa é utilizada principalmente para proteção de 
motores e geradores. Seu código ANSI é 46. 
Para Linhas de Transmissão, esta função é utilizada em casos especiais onde há 
dificuldades de detecção de curtos-circuitos, como por exemplo uma linha longa em alta 
ou média tensão, onde as faltas se confundem com as cargas e as funções de 
sobrecorrente e de distancia têm dificuldades. Lembrando que a seqüência negativa de 
corrente aparece sempre que há desbalanço, com ou sem terra, e ela pode ser utilizada 
para detectar curto-circuito. A exigência é que a carga, em condições normais, deve ser 
equilibrada o suficiente para não atingir limite de atuação da proteção. 
 
 
Função de Desbalanço de Corrente 
 
3.2.2 – Função Direcional de Sobrecorrente 
 
A diferença entre uma função de sobrecorrente e uma função direcional de sobrecorrente 
é que esta última tem uma característica extra associada à direção da corrente medida, e 
não apenas ao modulo da corrente medida. 
Para que isto seja possível, devera haver, para cada relé, uma referência de Tensão. Isto 
é, os mesmos devem ser Polarizados. 
Há duas funções direcionais de terra: aquela para corrente de fase e aquela para corrente 
de terra. O código ANSI para a função direcional de sobrecorrente é (67). Pode ter, 
também, elemento instantâneo, porem não há código específico para esse elemento 
instantâneo. 
Para a proteção, há necessidade de informações de tensão através de TP’s de linha ou 
de barra. As correntes e tensões residuais podem ser calculadas, ao invés de medidas, 
como mostra a figura a seguir: 
 
 
Conexão para Proteção Digital – Direcional de Sobrecorrente 
 
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 72
A função direcional de sobrecorrente deve atuar apenas se duas condições forem 
satisfeitas: 
 
a) Intensidade de corrente acima do limite mínimo de ajuste; 
b) Corrente em um determinado sentido. 
 
 
Conceito da Função 67 
 
Os relés são conectados para atuar, por exemplo, para correntes saindo da barra para a 
linha. Caso haja corrente no sentido inverso, mesmo que de grande intensidade (condição 
de curto circuito), essa função direcional de sobrecorrente não atua: 
 
 
Atuação Direcional da Função 67 
 
 
Falta na Direção Reversa da Função 67 
 
3.2.3 – Função de Tensão 
 
Como o próprio nome menciona, é uma função para detectar condições de tensão 
superiores ou inferiores aos valores normalmente aceitos para a Operação do Sistema ou 
do Equipamento. 
São realizados através de relés específicos conectados nos lados secundários dos 
Transformadores de Potencial. 
 
 
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 73
Proteção de Sobretensão – Código 59 
 
Para detectar condições de tensão superior a um valor aceitável. Pode ser de dois tipos: 
Função de Sobretensão Instantânea ou Função de Sobretensão Temporizada. 
A função instantânea não possui temporização intencional, isto é, seu tempo deatuação 
depende apenas de suas características construtivas e inerentes ou do seu algoritmo (no 
caso de ser digital). Por outro lado, a função temporizada é construída para introduzir uma 
temporização intencional e ajustável. Os relés de sobretensão temporizados são, 
geralmente, de característica definida de tempo (não inversa): 
 
 
Função 59, de Tempo Definido, para Funções de Linha 
 
Dependendo do nível de sobretensão esperado, utiliza-se função instantânea ou 
temporizada. 
Utiliza-se a função de sobretensão na proteção de Transformadores, Reatores e 
Máquinas Rotativas, isto é, na proteção de equipamentos que podem ter sua isolação 
deteriorada no caso de exposição a condições de sobretensão. 
Em Extra-Alta Tensão é aplicada em Linhas de Transmissão para que tenha uma função 
sistêmica, isto é, para desligar trechos do sistema afetados por sobretensão (excesso de 
reativos na região). 
 
Proteção de Subtensão ou Relé de Subtensão – Código 27 
 
A função atua quando a tensão cair abaixo de um valor ajustado. Esta função pode ser 
utilizada como proteção para equipamentos que não podem operar com tensão abaixo de 
um certo limite (geralmente máquinas rotativas), ou pode ser utilizada apenas como relé 
de subtensão para desligamento automático de circuito quando de falta de tensão (relé de 
manobra). 
 
3.2.4 – Função de Distância 
 
A função de distância mede, através da leitura das correntes e tensões do circuito 
protegido, a impedância entre o ponto de aplicação da proteção e o ponto onde ocorreu o 
curto-circuito. 
A dimensão da grandeza calculada é Ohms: Impedância = Tensão / Corrente. 
Como a impedância da linha de transmissão protegida é proporcional ao seu 
comprimento, (ohms/km), pode-se associar a impedância medida com a distância até o 
ponto de curto-circuito. Daí a denominação “distância” quando a função de impedância é 
utilizada para proteção de linha de transmissão. O código ANSI para a função de 
impedância é 21. 
 
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 74
Considerando o princípio, torna-se evidente que uma função de distância deve ser 
alimentada por TC’s (correntes) e TP’s (tensões). 
 
 
A Proteção de Distância Necessita de Dados dos TC’s e dos TP’s 
 
Ajustes são realizados e aplicados de modo que os critérios de coordenação adotados 
garantam os itens de seletividade e velocidade da proteção. 
Como a impedância da linha protegida é conhecida, pode-se ajustar a proteção de modo 
que para cada ponto de curto-circuito esperado se tenha um critério previamente inserido 
na proteção, como parâmetro de desempenho esperado. 
 
Zonas de Alcance 
 
Uma proteção de distancia não possui apenas uma zona de alcance. Ela possui várias 
zonas, sendo que cada zona pode ser ajustada com seus respectivos valores de alcance 
e tempo. 
As figuras a seguir ilustram o caso de uma proteção com três zonas de alcance no sentido 
direcional e uma zona de alcance não direcional. 
 
 
Zonas de Alcance 
 
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 75
Isto é, temporizando adequadamente cada zona de proteção, pode-se obter seletividade e 
garantir uma proteção de retaguarda para faltas em outros componentes ou linhas 
adjacentes. 
Uma maneira simplificada de representar as zonas de alcance de uma proteção de 
distância está mostrada na figura a seguir: 
 
 
Representação Simplificada das Zonas de Alcance 
 
3.2.5 – Oscilação de Potência 
 
A oscilação de potência entre dois centros geradores em decorrência de severas 
variações de carga ou condição de operação ou de curto-circuito, pode fazer com que a 
impedância medida pela proteção de distância entre na zona de atuação da mesma. 
Para evitar atuações não desejadas da proteção, a função de oscilação de potência 
(código 78) mede o tempo que o vetor impedância medido pela proteção leva para cruzar 
duas características, como mostrado a seguir: 
 
 
Função “Out of Step” 
 
Se o tempo medido for superior a um valor pré-determinado (ordem de ms), a função 
pode bloquear o “trip” da proteção. Deve-se observar que é relativamente grande o tempo 
que o vetor carga leva para cruzar a característica tracejada até atingir a característica de 
proteção (linha cheia), ao contrário do caso de um curto-circuito quando esse tempo é 
quase instantâneo. 
Pode-se ajustar ∆R, ∆X ou ∆Z para um tempo fixo, pré-estabelecido. 
 
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 76
3.2.6 – Fechamento sobre Falta (“Switch on to fault protection”) – Função 50/27 
 
O fechamento de um disjuntor pode inadvertidamente a um curto-circuito trifásico pleno, 
por exemplo, quando um aterramento de linha feito quando de manutenção da mesma 
não é removido. 
A função de “Fechamento sobre Falta” proporciona uma atuação instantânea da proteção 
(sem temporização intencional) durante um intervalo de tempo ajustável após um 
fechamento manual do respectivo disjuntor. Não deve haver tensão na LT, antes do 
fechamento manual (supervisionado pela função 27). 
Há diferentes tipos de lógica para a execução dessa função, dependendo do tipo da 
proteção ou do fabricante. Por exemplo, durante um período de tempo após um 
fechamento manual de disjuntor, a proteção poderia dar trip instantâneo apenas com a 
partida da mesma. 
Há proteção que aplica essa lógica também para o religamento automático. 
 
3.2.7 – Proteção STUB Bus 
 
Quando numa configuração disjuntor e meio, a seccionadora de linha está aberta com 
pelo menos um disjuntor do terminal fechado, há possibilidade de ocorrer curto-circuito 
entre o(s) disjuntor(es) e a seccionadora de linha. A figura a seguir ilustra o mencionado. 
 
 
Função STUB 
 
A proteção de linha, para este esquema de barras, deve ter uma função denominada 
“STUB Bus” que detecta esta condição. A proteção de linha deve ter a informação de 
seccionadora aberta (deve haver cablagem para tanto, para uma entrada digital da 
proteção). 
A proteção STUB é proporcionada por uma função de Sobrecorrente (50-STUB) que atua 
instantaneamente para o curto e desliga o(s) disjuntor(es) quando a seccionadora está 
aberta. 
 
3.2.8 – Função Comparação de Fase 
 
A função de proteção conhecida genericamente como “comparação de fase” funciona 
comparando os ângulos de fase (polaridades) das correntes dos 2 terminais de uma linha 
de transmissão. Para um curto-circuito interno à LT, as correntes nas duas extremidades 
são aproximadamente opostas, como mostra a figura a seguir: 
 
 
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 77
 
 
Comparação de Fase para Curto Interno à LT 
 
Em cada extremidade, se faz a comparação das polaridades das correntes das duas 
extremidades e se efetua uma verificação lógica a cada meio ciclo. Na figura acima se 
observa sinal constante A ou B, o que dá uma condição de “trip”. 
Quando o curto-circuito for externo à LT, tem-se o mostrado na figura a seguir: 
 
 
 
Comparação de Fase para Curto Externo à LT 
 
 
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3.2.9 – Função Diferencial 
 
Na proteção de sistemas elétricos de potência, uma das funções mais utilizadas na 
proteção de equipamentos, máquinas, barras ou na proteção de linhas é a função 
Diferencial. Como o próprio nome indica, seu princípio de funcionamento baseia-se na 
comparação entre grandezas (ou composição de grandezas) que entram no circuito 
protegido e grandezas de mesma natureza que saem do circuito protegido. 
 
 
Princípio da Proteção Diferencial 
 
A função Diferencial é utilizada na proteção de transformadores, equipamentos de 
compensação reativa, máquinas rotativas, sistemas de barramentos, cabos e linhas de 
transmissão. 
 
Requisitos de uma Proteção de Linha 
 
Os seguintes são os requisitos básicos de qualquer proteção diferencial de uma LT: 
 
 Deve considerar os efeitos de erros de precisão nos TC’s utilizados para 
conexão da proteção; 
 Deve manter a estabilidade (não atuar) para curto-circuito externo à área 
protegida, mesmo com saturação de TC; 
 Deve ter recursos para compensara diferença de tempo na transmissão de 
sinal de uma extremidade para a outra, da LT; 
 Deve ter recursos para manter a sensibilidade da proteção, não atuando para 
energização de linhas longas ou de cabos, devido a capacitância da LT; 
 Deve ter rápida atuação para curto-circuito interno, mesmo para aquelas faltas 
de baixa corrente. 
 
 
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 79
Proteção de Linha Aéreas ou Linhas de Cabos (87L) 
 
As correntes das duas extremidades da linha de transmissão são comparadas através do 
uso de um meio de comunicação que une as duas subestações. Parece evidente que 
esse meio de comunicação deve ser de alta confiabilidade quanto ao desempenho, de 
alta velocidade. Também a segurança desse meio de comunicação é um aspecto 
importante considerando que esse meio de comunicação pode passar por ambientes não 
controlados e relativamente expostos. 
Esse é o aspecto que faz com que a proteção diferencial de linha de transmissão seja 
tratada de modo diferenciado do caso de equipamentos ou barras que estão confinados 
em ambientes de subestações. 
Os seguintes meios podem ser utilizados: 
 
 Par de fios telefônicos: Neste caso, a proteção é chamada de “Fio Piloto”. Neste 
caso, a extensão máxima está limitada a cerca de 12 km, e mesmo assim, em 
rota de alta confiabilidade; 
 Equipamento OPLAT (Carrier): Apesar de utilizado em algumas pouca linhas, 
não se trata de um meio adequado para a proteção diferencial; 
 Rádio microondas; 
 Rede de comunicações, pública ou privada: Geralmente digital. Tanto uma rede 
privada de microondas como uma rede alugada de comunicações poderia 
servir, mas também não são indicadas para proteção diferencial; 
 Dielétrico – fibra óptica: Dielétrico específico para comunicação direta entre os 
relés das duas extremidades. Trata-se do meio adequado para a proteção 
diferencial de LT. Há, entretanto, limitação na distancia (varia de 1,5 a 35 km), 
dependendo do tipo de fibra e do tipo de tecnologia de comunicação. 
 Fibra óptica em OPGW: Meio bastante adequado para proteção diferencial de 
LT, com a vantagem de não haver limitação da extensão da LT, uma vez que há 
repetidoras para a comunicação OPGW. 
 
Com o advento da tecnologia de comunicação através de fibra óptica, geralmente 
associada a cabo pára-raios (OPGW), tem havido grande impulso na aplicação da função 
diferencial para linhas. Há países onde a função diferencial é utilizada, como regra geral, 
como a principal proteção da linha, sendo a proteção de distancia apenas retaguarda. 
 
 
Proteção Diferencial de Linha 
 
Vantagens e Desvantagens da Função 87L 
 
Vantagens: 
 
 Proteção inerentemente seletiva; 
 Alta sensibilidade para faltas de alta impedância; 
 Ideal para linhas de transmissão curtas, onde a proteção de distância exigiria 
providências que encareceriam a aplicação e dificultariam os ajustes; 
 
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 80
 Não necessita de TP’s para proteção. TP’s são geralmente conectados ao relé 
para fins de medição, oscilografia e verificação de tensão para o religamento 
automático; 
 Imune a oscilações de potência; 
 Facilita a proteção de linhas com compensação série; 
 Poucos ajustes e alta confiabilidade. 
 
Desvantagens 
 
 Exige comunicação de alta velocidade e confiabilidade entre as subestações; 
 Exige proteção de retaguarda, pois quando da falha de comunicação, a 
proteção deixa de estar operacional. 
 
3.2.10 – Função de Sobrecarga Térmica 
 
Uma proteção de sobrecarga, de equipamentos, máquina rotativa ou de cabos ou linhas 
tem a ver, sempre, com a temperatura que pode chegar o componente protegido em 
função de carga excessiva. 
Qualquer equipamento ou instalação não se aquece instantaneamente em função de 
carga excessiva. Para um determinado degrau de corrente, para mais, a temperatura 
desse componente variará exponencialmente em função da sua constante de tempo de 
aquecimento. 
A figura a seguir mostra o conceito de constante de tempo para o aquecimento de um 
corpo homogêneo, para uma variação exponencial: 
 
 
Definição de Constante de Tempo de Aquecimento 
 
Uma proteção de sobrecarga (proteção térmica – Código 49) deve, portanto, emular as 
condições de aquecimento do componente protegido em função da corrente através 
desse componente. 
 
3.2.11 – Relé de Bloqueio 
 
A proteção é concebida e ajustada de modo a identificar o tipo de distúrbio e suas ações 
dependem de sua severidade (permanente ou transitória). Caso seja do tipo 
“permanente”, a proteção faz operar um Relé de Bloqueio (86), cuja função é impedir que 
qualquer dos disjuntores associados ao equipamento desligado possa ser religado por 
acionamento direto do operador. Sempre será necessário desoperar o relé de bloqueio. 
 
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 81
As instruções de operação definem, neste caso, a forma de atuação dos operadores que 
podem ser: acionamento das equipes de manutenção, isolação do equipamento 
defeituoso, etc. 
Os distúrbios identificados como transitórios, simplesmente não atuam este tipo de relé, 
ficando os disjuntores livres para acionamento. 
 
3.3 – Religamento Automático 
 
3.3.1 – Função Religamento Automático (79) 
 
Trata-se de uma função que tem a finalidade de acionar, automaticamente, o fechamento 
do disjuntor desligado pela proteção, após temporização ajustável. 
O esquema de religamento automático é implementado segundo esquema mostrado a 
seguir: 
 
 
Religamento Automático com Check Sincronismo – Diagrama Unifilar 
 
O processamento de religamento automático é iniciado pela atuação da proteção de linha, 
conforme ilustrado na figura a seguir: 
 
 
Religamento Automático – Sinais de Controle 
 
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 82
O religamento deve ocorrer para: 
 
 Faltas internas na linha de transmissão protegida; 
 Atuação da proteção principal (ou alternada) na primeira zona ou pela 
Teleproteção; 
 Todos os tipos de falta na linha (ou para alguns tipos, a escolher – ajustável). 
 
O religamento não deve ocorrer para: 
 
 Faltas externas à linha, com atuação de proteção de retaguarda; 
 Para atuação de outras proteções como falha de disjuntor e diferencial de barra; 
 Para atuações temporizadas da proteção principal. 
 
Terminologia: 
 
Tempo Morto: Tempo e que a linha de transmissão ou alimentador de distribuição fica 
sem transportar energia; 
Tempo de Extinção de Arco: Tempo em que a linha de transmissão ou alimentador de 
distribuição fica sem tensão; 
Tempo de Religamento Automático: Tempo da função 79, desde o instante do 
acionamento (pela atuação) da proteção até o instante do comando de fechamento do 
respectivo disjuntor; 
Tempo de Guarda: Tempo ajustado no esquema de religamento automático de modo que, 
caso haja nova atuação da proteção dentro desse tempo (tentativa de religamento sobre 
falta permanente), haverá bloqueio do religamento. 
 
3.3.2 – Função “Check de Sincronismo” (25) 
 
A função (25), de verificação de sincronismo, é utilizada quando de religamento 
automático tripolar e executa um dos seguintes itens, dependendo de uma chave seletora: 
 
 Permite religamento com tensão na linha e sem tensão na barra (linha viva / 
barra morta); 
 Permite religamento com tensão na barra e sem tensão na linha (linha morta / 
barra viva); 
 Permite religamento com tensão em ambos os lados, com: 
 
• Verificação da diferença de módulos das tensões comparadas 
(ajustável); 
• Verificação do ângulo de fase entre as tensões comparadas (ajustável); 
• Verificação do escorregamento (diferença de freqüência) entre as 
tensões comparadas (ajustável). 
 
3.3.3 – Religamento Automático de Linhas de Transmissão 
 
Linhas aéreas em alta tensão são um dos componentes do sistema elétrico que 
apresentam maior vulnerabilidade a ocorrências que provocam curtos-circuitos, com 
conseqüentes desligamentos forçados de circuitos de LT através da atuação das 
proteções. 
 
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