ProtecaodeSistemasEletricos (1)

Prévia do material em texto

Luis Guilherme Gimenez de Souza
Proteção de Sistemas Elétricos
© 2016 by Universidade de Uberaba
Todos os direitos reservados. Nenhuma parte desta publicação poderá ser 
reproduzida ou transmitida de qualquer modo ou por qualquer outro meio, 
eletrônico ou mecânico, incluindo fotocópia, gravação ou qualquer outro tipo de 
sistema de armazenamento e transmissão de informação, sem prévia autorização, 
por escrito, da Universidade de Uberaba.
Universidade de Uberaba
Reitor 
Marcelo Palmério
Pró-Reitor de Educação a Distância
Fernando César Marra e Silva
Editoração
Produção de Materiais Didáticos
Capa
Toninho Cartoon
Edição
Universidade de Uberaba
Av. Nenê Sabino, 1801 – Bairro Universitário
Catalogação elaborada pelo Setor de Referência da Biblioteca Central UNIUBE
Luís Guilherme Gimenez de Souza
Graduação em Engenharia Elétrica pela Universidade Estadual 
de Londrina (2008) e mestrado em Engenharia Elétrica pela Uni-
versidade Estadual de Londrina (2012). Durante a graduação e a 
pós-graduação, participou de projetos de pesquisa na área aeroes-
pacial financiados pela Agência Espacial Brasileira, como o desen-
volvimento de um instrumento para aquisitar acelerações residuais 
de uma plataforma de microgravidade impulsionada por foguete 
de sondagem. Com ênfase em medidas elétricas, instrumentação, 
eletrônica, desenvolvimento de sistemas embarcados e placas de 
circuito impresso, exerce a profissão de engenheiro. Ministra aulas 
no curso de pós-graduação lato sensu em Sistemas Eletrônicos 
Embarcados, da Universidade Estadual de Londrina, e na gradua-
ção EAD nos cursos de Engenharia Elétrica e Engenharia Civil, da 
Universidade de Uberaba, no polo de Maringá-PR.
Sobre os autores
Sumário
Capítulo 1 A importância da proteção de sistemas elétricos de 
potência, transformadores redutores de tensão e filtro ....................15
1.1 A importância da proteção de sistemas elétricos de potência ........................ 17
1.1.2. Aspectos considerados na proteção ..................................................... 20
1.1.3. Análise generalizada da proteção ......................................................... 21
1.1.4. Características gerais dos equipamentos de proteção ........................ 22
1.2. Transformadores redutores de tensão e filtro ................................................ 24
1.2.1 Transformadores de corrente ................................................................. 25
1.2.1.1 Características construtivas dos Transformadores de corrente ......... 26
1.2.1.2 Simbologia e convenções ................................................................... 33
1.2.1.3 Classificação de um TC ...................................................................... 35
1.2.1.4 Exatidão .............................................................................................. 36
1.2.1.5 Operação do secundário de um TC .................................................... 37
1.2.2 Transformadores de potencial ............................................................... 38
1.2.2.1 Transformador de potencial do tipo indutivo ....................................... 38
1.2.2.2 Transformador de potencial do tipo capacitivo ................................... 39
1.2.2.3 Simbologia e convenções ................................................................... 40
Capítulo 2 Relés de sobrecorrente e suas aplicações ....................43
2.1 Relés de sobrecorrente e suas aplicações ..................................................... 46
2.1.1. Princípios básicos ................................................................................. 48
2.1.2. Tipos de relés de sobrecorrente ........................................................... 53
2.2.1. Aspectos construtivos ........................................................................... 54
2.2.1.2. Estático ............................................................................................... 56
2.2.1.3. Digital .................................................................................................. 56
2.2.2. Atuação do circuito a proteger .............................................................. 60
2.2.2.2. Indireta ................................................................................................ 60
2.2.3. Instalação .............................................................................................. 61
2.3. Ajuste ........................................................................................................ 62
2.3.1. Relé de sobrecorrente instantâneo (50) ............................................... 63
2.3.2. Relé de sobrecorrente temporizado (51) .............................................. 64
2.4. Relé direcional (67) .................................................................................. 66
Capítulo 3 Relés de distância e suas aplicações ............................73
3.1 Desenvolvimento ............................................................................................. 76
3.1.1. Entendendo o funcionamento de um relé de distância ........................ 78
3.2. Relés de Distância Eletromecânicos ............................................................. 82
3.1. Tipos de relés de distância eletromecânicos ........................................... 84
3.1.1. Relé de distância à impedância ou Relé OHM ..................................... 84
3.1.2. Relé de Distância à Reatância .............................................................. 87
3.1.3. Relé de Distância à Admitância ou Relé MHO ..................................... 89
3.2. Indicações dos Relés de Distância ................................................................. 91
3.3. Relé de distância digital ................................................................................. 92
3.3.1. Unidade de medida de distância........................................................... 93
3.3.2. Unidade de supervisão para frente e para trás .................................... 93
3.4. O que pode causar perturbação de medição ................................................. 95
Capítulo 4 Teleproteção de linhas de transmissão e coordenação de 
sistemas de proteção ........................................................................97
4.1 Teleproteção ..................................................................................................... 101
4.1.1 Introdução .............................................................................................. 101
4.2 Tipos de teleproteção ....................................................................................... 102
4.2.1 Onda portadora ...................................................................................... 102
4.2.2 Fibra óptica ............................................................................................. 103
4.2.3 Telefonia ................................................................................................. 103
4.3 Tipos de transferências em teleproteção......................................................... 104
4.3.1 Transferência de disparo direto de subalcance (DUTT) ........................ 104
4.3.2 Transferência de disparo permissivo de subalcance (PUTT) ............... 104
4.3.3 Transferência de disparo permissivo de sobrealcance (POTT) ............ 105
4.4 Coordenação .................................................................................................. 105
4.4 Introdução ........................................................................................................ 105
4.5 Coordenação de proteção ............................................................................... 106
4.6 Princípios básicos de proteção ........................................................................ 109
4.6.1 Princípio da Quantidade......................................................................... 109
4.6.2 Princípio da Localidade ..........................................................................110
4.6.3 Princípio da Retaguarda ........................................................................ 112
4.6.4 Princípio da Sensibilidade ...................................................................... 112
4.6.5 Princípio da Suportabilidade .................................................................. 112
4.6.6 Princípio da Seletividade ........................................................................ 113
4.7 Procedimentos de seletividade que podem ser aplicados 
em uma instalação elétrica .................................................................................... 114
4.7.1 Seletividade Amperimétrica ................................................................... 114
4.7.2 Seletividade Cronométrica ..................................................................... 117
4.7.3 Seletividade Lógica ................................................................................ 118
Capítulo 5 Proteção de transformadores.........................................123
5.1 Relés de proteção de transformadores ........................................................... 129
5.1.1 Classificação quanto ao tipo de acionamento ....................................... 129
5.1.2 Indireta .................................................................................................... 129
5.2 Classificação quanto ao tipo de temporização ................................................ 130
5.3 Classificação quanto à função de proteção .................................................... 130
5.4 Classificação quanto à tecnologia ................................................................... 131
5.4.2 Estáticos ................................................................................................. 132
5.4.3 Digitais .................................................................................................... 132
5.5 Proteção diferencial do transformador ............................................................ 132
5.5.1 Relé diferencial comum .......................................................................... 134
5.5.2 Relé diferencial percentual..................................................................... 134
5.6 Proteção de sobrecorrente de fase e neutro ................................................... 139
5.6.1 Sobrecorrente temporizada e instantânea de fase................................ 139
5.6.2 Sobrecorrente temporizada e instantânea de neutro ............................ 140
5.7 Outros equipamentos de proteção para transformadores .............................. 142
5.7.1 Proteção contra falha de disjuntor
5.7.2 Proteção de carcaça do transformadores ............................................. 143
5.7.3 Proteção contra sobretensão ................................................................. 144
5.7.4 Relé de bloqueio .................................................................................... 144
5.7.5 Relé de temperatura .............................................................................. 144
5.7.6 Válvula de alívio de pressão .................................................................. 145
5.7.7 Relé Buchholz ........................................................................................ 145
Capítulo 6 Proteção de geradores e proteção de barramentos ......149
6.1 Proteção de geradores .................................................................................... 152
6.1 Introdução.................................................................................................. 152
6.2 Proteção de geradores .................................................................................... 156
6.2.1 Proteção diferencial do estator contra curto-circuito ............................. 156
6.2.2 Proteção diferencial do estator contra curto-circuito entre espiras ....... 157
6.2.3 Proteção diferencial do estator contra falta à terra ................................ 158
6.2.4 Proteção de retaguarda do estator por meio de relés de sobrecorrente . 159
6.2.5 Proteção contra circuito aberto no estator ............................................. 159
6.2.6 Proteção contra sobreaquecimento do estator ...................................... 160
6.2.7 Proteção contra sobretensão ................................................................. 160
6.2.8 Proteção do rotor contra curto-circuito no campo ................................. 161
6.2.9 Proteção contra aquecimento do rotor devido 
à corrente desequilibrada do estator .............................................................. 161
6.2.10 Proteção contra perda de excitação ou de campo .............................. 162
6.2.11 Proteção contra perda de sincronismo ................................................ 163
6.2.12 Proteção contra aquecimento do rotor devido à sobre-excitação ....... 163
6.2.13 Proteção contra vibração ..................................................................... 164
6.2.14 Proteção contra motorização ............................................................... 164
6.2.15 Proteção contra sobrevelocidade ........................................................ 164
6.2.16 Proteção contra sobreaquecimento dos mancais ............................... 165
6.2.17 Proteção de barramentos .................................................................... 166
6.3 Configurações de barramentos ....................................................................... 169
6.4 Tipos de proteção de barramentos .................................................................. 170
6.4.1 Proteção diferencial de barras ............................................................... 170
6.4.2 Releamento diferencial com relés de sobrecorrente ............................. 171
6.4.3 Releamento diferencial percentual ........................................................ 172
6.4.5 Releamento diferencial com acopladores lineares ................................ 172
6.4.6 Proteção diferencial combinada ............................................................. 172
6.4.7 Proteção de retaguarda ......................................................................... 173
6.4.8 Proteção de massa ou dispersão pela carcaça ..................................... 174
6.4.9 Proteção por comparação direcional ..................................................... 175
Capítulo 7 Funções de proteção aplicáveis a motores 
trifásicos de grande porte .................................................................177
7.1 Funções de proteção aplicáveis a motores trifásicos de grande porte ........... 180
7.2. Proteção térmica (Função 49) ........................................................................ 183
7.3. Proteção de sobrecorrente ............................................................................ 184
7.3.1. Proteção de sobrecorrente instantânea (Função 50) ........................... 185
7.3.2. Proteção de sobrecorrente temporizada (Função 51) .......................... 185
7.4. Proteção de sobrecorrente de terra (Função 50 GS) ..................................... 186
7.5. Proteção de desbalanço de corrente ou corrente 
de sequência negativa (Função 46) ..................................................................... 189
7.6. Proteção diferencial para motor (87 M) ......................................................... 190
7.7. Critérios de aplicação de funções de proteção de motores trifásicos............ 192
7.7.1. Baixa tensão com potência nominal até 55 kW .................................... 193
7.2. Baixa tensão com potência nominal entre 55 kW e 150 kW .......................... 194
7.3. Média tensão com potência nominal entre 150 kW e 1.200 kW .................... 195
7.4. Média tensão com potência nominal entre 1.200 kW e 1.500 kW ................. 196
7.5. Média tensão com potência nominal acima de 1.500 kW .............................. 198
Capítulo 8 Novas tecnologias aplicadas 
à proteção de sistemas de potência .................................................2038.1 Desenvolvimento dos dispositivos de proteção .............................................. 206
8.1.1 Histórico .................................................................................................. 206
8.1.2. Estático .................................................................................................. 206
8.1.3. Digital ..................................................................................................... 207
8.2 Tendências modernas na proteção de sistemas ............................................. 210
8.2.2. Novas ferramentas utilizadas em proteção .......................................... 211
8.2.2.2. Redes neurais artificiais (RNA) .......................................................... 212
8.3. IEC 61850 ....................................................................................................... 213
8.4. Smart Grid ....................................................................................................... 215
8.4.1. Smart Grid no mundo ............................................................................ 221
Conclusão ........................................................................................229
O conteúdo abordado nesta disciplina é de grande importância para 
a formação do(a) aluno(a), visto que a proteção de sistemas elétri-
cos de potência é observada no cotidiano do engenheiro eletricis-
ta, da geração ao consumo. Assim, devido à grande relevância do 
tema, é importante destacar que o estudo relacionado à proteção 
de sistemas elétricos de potência não deve ser restrito ao conteúdo 
apresentado neste material. Utilize outros livros e busque maiores 
informações para ampliar o seu conhecimento.
Capítulo I – A importância da proteção de sistemas elétricos de po-
tência, transformadores redutores de tensão e filtro – aborda a im-
portância da proteção de sistemas elétricos de potência no cenário 
brasileiro, os aspectos considerados na proteção, assim como na 
análise e nas características generalizadas da proteção, e os trans-
formadores redutores de tensão com base nas normas vigentes.
Capítulo II – Relés de sobrecorrente e suas aplicações – apresenta 
o relé de sobrecorrente com relação ao seu tipo de atuação, curvas 
características de tempo, características construtivas e instalação, 
além de aplicação e conceitos básicos para ajuste da corrente de 
acionamento.
Capítulo III – Relés de distância e suas aplicações – apresenta o 
funcionamento do relé de distância com a análise de seu funciona-
mento no sistema de proteção, de forma geral e em sua utilização 
como proteção de linhas de transmissão ou sistema de potência.
Apresentação
Capítulo IV – Teleproteção de linhas de transmissão e coordenação 
de sistemas de proteção – aborda a teleproteção e a coordena-
ção da proteção de SEPs que atuam na proteção com objetivo de 
aumentar a confiabilidade do sistema de energia, melhorando o 
desempenho da proteção, ou seja, operam como guardiões de um 
complexo sistema de transmissão.
Capítulo V – Proteção de transformadores – apresenta o estudo 
de proteção de transformadores, em que o método de proteção 
diferencial do transformador consegue limitar a área de atuação 
para o componente em questão, com objetivo principal de detectar 
falhas internas do transformador, além de outros equipamentos uti-
lizados para complementar a proteção dos transformadores, como 
proteção contra falha de disjuntor, contra sobretensão, de carcaça 
do transformador, bloqueio, temperatura, pressão e falta de óleo.
Capítulo VI – Proteção de geradores e proteção de barramentos – 
aborda as formas mais recorrentes, na literatura, das proteções em 
geradores e barramentos nos sistemas elétricos de potência, bem 
como as linhas de potência e transmissão.
Capítulo VII – Proteção de motores de indução de grande porte – 
apresenta o estudo de proteção de motores de indução de grande 
porte, a importância da proteção térmica dos motores devido à de-
terioração do sistema de isolamento de seus enrolamentos com o 
aumento da temperatura e, dentre tantas opções de proteção para 
motores, orientam-se o estudo e a aplicação das funções com rela-
ção à tensão e à potência do motor a ser protegido.
Capítulo VIII – Novas tecnologias aplicadas à proteção de sistemas 
de potência – abordadas algumas novas tecnologias aplicadas na 
proteção de sistemas de potência, além das derivações ou conse-
quências dessas tecnologias em outras áreas, como o conceito de 
smart grid, que apresenta uma mudança no padrão do setor elétri-
co e torna o sistema energético mais interativo.
Luis Guilherme Gimenez de Souza
Introdução
A importância da proteção 
de sistemas elétricos de 
potência, transformadores 
redutores de tensão e filtro
Capítulo
1
Olá, caro(a) aluno(a), seja bem-vindo(a) ao Capítulo I – A 
importância da proteção de sistemas elétricos de potência, 
transformadores redutores de tensão e filtro –, que inicia o estudo 
do conteúdo referente à disciplina Proteção de Sistemas Elétricos.
O conteúdo da disciplina abordará a importância da proteção 
de sistemas elétricos de potência (SEP), transformadores 
redutores de tensão e filtro, relés de sobrecorrente e distância 
com suas respectivas aplicações, teleproteção de linhas de 
transmissão e coordenação de sistemas de proteção, proteção 
de transformadores, geradores, barramentos e motores de indução 
de grande porte, além de novas tecnologias aplicadas à proteção 
de sistemas de potência.
Neste capítulo, será abordada a importância da proteção 
de sistemas elétricos de potência no cenário brasileiro, com 
informações atualizadas que enfatizam a necessidade de 
contínuos estudo, projeto e atualização do SEP. Dentre as 
justificativas para isso, podem ser citados os diversos eventos 
conhecidos como blecautes ou “apagões” relacionados à falta de 
planejamento, investimento, manutenção ou operação.
De forma breve, serão abordados os aspectos considerados 
na proteção, assim como na análise e nas características 
generalizadas da proteção. As partes constituintes de um sistema 
16 UNIUBE
• Obter uma visão geral de proteção de sistemas elétricos.
• Caracterizar um TC.
• Conhecer os tipos de TCs existentes.
• Caracterizar um TP.
• Conhecer os tipos de TPs existentes.
• Estabelecer analogia entre TC e TP.
Objetivos
elétrico de proteção e suas respectivas funções serão abordadas 
nos próximos capítulos.
O estudo acerca dos elementos de proteção de um sistema elétrico 
de potência tem início com os transformadores redutores de tensão 
e filtro. O conteúdo aborda as características do transformador de 
corrente (TC) e do transformador de potencial (TP), tendo como 
objetivo caracterizar e mostrar os tipos existentes com base nas 
normas vigentes NBR 6856 e NBR 6855.
É importante destacar que o estudo relacionado à proteção 
de sistemas elétricos de potência não deve ser restrito ao 
material ou ao conteúdo apresentado aqui. Utilize outros livros e 
busque maiores informações para ampliar o seu conhecimento, 
principalmente quando o assunto abordado é de interesse ou de 
grande utilidade para o(a) aluno(a).
 UNIUBE 17
• A importância da proteção de sistemas elétricos de 
potência
• Aspectos considerados na proteção
• Análise generalizada da proteção
• Características gerais dos equipamentos de proteção
• Transformadores redutores de tensão e filtro
• Transformadores de corrente
• Transformadores de potencial
Esquema
A importância da proteção de 
sistemas elétricos de potência
1.1
Prezado(a) aluno(a), podemos observar que, segundo Tolmasquim, 
Guerreiro e Gorini (2007, p. 47), desde a Revolução Industrial, a 
competitividade econômica dos países e a qualidade de vida de 
seus cidadãos são intensamente influenciadas pela energia. Nesse 
contexto, as economias que melhor se posicionam quanto ao aces-
so a recursos energéticos de baixo custo e de baixo impacto am-
biental obtêm importantes vantagens comparativas.
De acordo com dados do Ministério de Minase Energia (BRASIL, 
2016, on-line), a oferta interna de energia brasileira para o ano 
de 2016 foi estimada em 286 milhões de toneladas equivalentes 
de petróleo (tep). Desse total, 43,9% são de energia renovável; 
esse indicador faz da matriz energética brasileira uma das mais 
limpas do mundo.
18 UNIUBE
Um dos ramos da matriz energética é a energia elétrica, cuja par-
ticipação dentre as energias renováveis é de, aproximadamente, 
79,3%; sendo que a fonte hidráulica corresponde a 66,2% da ma-
triz de energia elétrica.
Dados da Resenha Mensal de Energia Elétrica (2017, on-line) indi-
cam uma queda de 0,9% no consumo de energia elétrica em 2016, 
em relação ao ano de 2015, somando 460.001 Gigawatts-hora 
(GWh). No total do país, o consumo foi de 4.401 GWh menor, sen-
do que a contração nas classes industrial e comercial foi parcial-
mente amenizada pelo desempenho das residências e de outros 
consumos, que, conjuntamente, expandiram 2.655 GWh.
A geração e a transmissão de 98% da energia elétrica do Brasil 
são realizadas pelo Sistema Interligado Nacional (SIN), coorde-
nado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) e regulado pela 
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Com a interligação 
das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da re-
gião Norte, a matriz energética tem ganhos em conjunto e explora 
a diversidade entre os regimes hidrológicos das bacias.
Contudo, mesmo com a interligação das regiões, nos últimos anos, 
foram observados diversos eventos que afetaram o fornecimento e a 
distribuição de energia elétrica no país, também conhecidos como ble-
cautes. Retirando-se os eventos ocasionados pelo baixo nível dos re-
servatórios de água ou eventos naturais, grande parte dos problemas 
observados é relacionado a falhas em dispositivos e operações.
Os sistemas elétricos de potência (SEP) são planejados, constru-
ídos e operados de modo a disponibilizar energia com qualidade, 
confiabilidade e continuidade. Os SEP, no entanto, estão diaria-
mente sujeitos a incidentes que podem causar distúrbios ou, até 
mesmo, a interrupção de seu funcionamento.
 UNIUBE 19
Figura 1.1 - Iniciando os estudos
Fonte: Hongqi Zhang, 123RF.
Dentre as diversas causas que podem provocar distúrbios ou in-
terrupções no funcionamento dos sistemas elétricos de potência 
(SEP), podem-se citar eventos naturais (descargas atmosféricas, 
catástrofes naturais etc.), falhas na operação, falhas em seus dis-
positivos (geradores, transformadores, chaves de manobra, barra-
mentos, cabos, relés, disjuntores, motores, isoladores etc.).
Tais incidentes podem prejudicar todos os sistemas que estejam 
interligados, sendo necessário o isolamento da parte afetada, com 
o objetivo de minimizar os danos e manter a maior parte possí-
vel dos SEP em funcionamento. Assim, para assegurar qualidade, 
confiabilidade e continuidade no fornecimento de energia, faz-se 
necessário um sistema de proteção eficaz.
20 UNIUBE
1.1.2. Aspectos considerados na proteção
Segundo Caminha (1977, p. 5), na proteção de um sistema elétrico, 
devem ser examinados três aspectos:
• Operação normal.
• Prevenção contra falhas elétricas.
• Limitação dos defeitos devido às falhas.
Como operação normal, admite-se o sistema ausente de falhas 
nos equipamentos, os erros de operação ou as falhas aleató-
rias. A prevenção contra falhas elétricas pode ser observada 
por meio de previsão de isolamento adequado, coordenação 
do isolamento, uso de cabos para-raios e baixa resistência do 
pé-de-torre, apropriadas instruções de operação e manutenção 
etc. A limitação dos efeitos devido às falhas inclui limitação da 
magnitude da corrente de curto-circuito, projeto capaz de su-
portar os efeitos mecânicos e térmicos das correntes de defei-
to, existência de circuitos redundantes e geradores de reserva, 
existência de relés, disjuntores e outros dispositivos com capa-
cidade suficiente de interrupção.
Monitorar dados para verificar a efetividade do sistema implemen-
tado e, posteriormente, as causas das falhas, a frequente análise 
acerca das mudanças no sistema com os consequentes reajustes 
e a reorganização do esquema operativo também são formas de 
prevenir falhas elétricas e limitar seus defeitos.
 UNIUBE 21
1.1.3. Análise generalizada da proteção
Segundo Caminha (1977, p. 6), em um sistema, encontram-se os 
seguintes tipos de proteção:
• Contra incêndio.
• Por relés e fusíveis.
• Contra descargas atmosféricas e surtos de manobra.
Um estudo de proteção deve considerar as características elétricas 
do sistema de potência, como a natureza das faltas, a sensibilidade 
para instabilidade do sistema, as condições de operação, as carac-
terísticas gerais dos equipamentos, dentre outras.
Outro item importante é o fator econômico da proteção, devido ao cus-
to do equipamento principal em relação ao custo relativo do sistema de 
proteção. Não dificilmente são observados equipamentos eletromecâ-
nicos e estáticos que estão em funcionamento e são mantidos devido 
ao custo da substituição e da adequação do sistema de proteção.
A facilidade de manutenção e de acomodação dos equipamentos, 
a distância entre os pontos e a necessidade de infraestrutura são 
características físicas que também são consideradas durante o es-
tudo de proteção.
Assim, o correto projeto do sistema de proteção proporciona redu-
ção no custo de reparação dos estragos, mitigação da probabilida-
de de propagação do defeito e consequente contenção da falha, 
redução no tempo de inatividade do equipamento e necessidade 
22 UNIUBE
de equipamentos redundantes, além da intrínseca perda de renda 
e de indicadores de continuidade estabelecidos pela Aneel.
1.1.4. Características gerais dos equipamentos de proteção
Segundo Cotosck (2007, p. 28) e Caminha (1977, p.7), os relés 
de proteção, principais equipamentos de proteção dos sistemas 
elétricos, têm como função principal a retirada rápida do elemento 
quando ele está em curto-circuito ou em operação anormal de fun-
cionamento, impedindo que o problema se propague ou interfira na 
correta operação de outros elementos do sistema.
Assim, podem-se listar as funções básicas de um sistema de 
proteção:
• Assegurar a integridade física de operadores, usuários do sis-
tema e animais.
• Evitar ou minimizar danos materiais.
• Retirar e isolar um equipamento ou parte do sistema que 
apresente defeito.
• Diminuir as despesas com manutenção e melhorar a continui-
dade do serviço.
Segundo Cotosck (2007, p. 29), a proteção de um SEP deve apre-
sentar as seguintes características:
 UNIUBE 23
• Confiabilidade - probabilidade de o sistema de proteção fun-
cionar com segurança e corretamente, sob todas as circuns-
tâncias operativas.
• Seletividade - isolar somente o trecho ou o equipamento 
defeituoso.
• Sensibilidade - operar para a menor anormalidade no siste-
ma elétrico, para cuja detecção tenha sido projetado, evitando 
que o defeito adquira maior proporção.
• Velocidade - isolar o circuito protegido tão logo exista o defei-
to para cuja detecção tenha sido projetado.
Como função secundária, os relés podem informar a devida locali-
zação da falta, com o objetivo da rápida manutenção do elemento 
causador da falta e, portanto, o rápido religamento. O registro das 
grandezas analógicas e digitais permitem a análise da falta e a 
atuação da proteção.
Os equipamentos de proteção podem ser separados em prote-
ção primária ou principal e em proteção secundária ou de re-
taguarda. A proteção primária ou principal é aquela em que o 
elemento de seccionamento encontra-se na conexão entre dois 
elementos, possibilitando a retirada somente do elemento da fal-
ta em questão. Uma zona de proteção separada é estabelecida 
em torno de cada elemento.
A proteção secundária ou de retaguarda é aquela localizada na zona 
adjacente à zona primária, ajustada para operar na manutenção da 
proteção primária ou na falha desta. A proteção de retaguarda pode 
24 UNIUBE
ser local, caso se encontre na mesma subestação da proteção pri-mária, ou remota, caso se encontre em outra subestação.
 
Figura 1.2 - Zonas de proteção de um sistema elétrico de potência
Fonte: Caminha (1977, p. 8).
1.2. Transformadores redutores de tensão e filtro
Esta seção trará os elementos de proteção utilizados atualmente 
para se fazer medições seguras e confiáveis em linhas de transmis-
são ou sistemas de potência, sem que esses elementos apresen-
tem a mesma ordem de grandeza dos elementos a serem medidos.
Os transformadores, de forma geral, são elementos que indu-
zem energia ou potencial elétrico de um circuito para outro, sendo 
 UNIUBE 25
isolados eletricamente, mas acoplados magneticamente. Assim, é 
possível isolar sistemas de alta potência, como linhas de transmis-
são, para sistemas com potencial muito menor.
A relação de grandezas entre entrada e saída do transformador é 
proporcional à quantidade de espiras das bobinas de um lado do 
transformador relacionada à quantidade de bobinas do outro lado, 
cuja indução é realizada por meio de um núcleo ferromagnético.
Essa relação entre as bobinas possibilita induzir energia ou po-
tencial elétrico com ordem de grandeza diferente no secundário 
de um transformador, característica que o torna capaz de dife-
rentes atuações em sistemas de proteção. Serão abordados dois 
tipos de transformadores: o Transformador de Corrente (TC) e o 
Transformador de Potencial (TP).
1.2.1 Transformadores de corrente
O transformador de corrente, como característica de funcionamento, 
tem induzido, no seu circuito secundário, uma corrente proporcional à 
corrente que passa pelo enrolamento primário. Essa relação de espi-
ras entre primário e secundário faz com que o TC seja capaz de medir 
grandes quantidades de corrente por meio de uma relação que, geral-
mente, leva a corrente no secundário a ter um valor padrão.
O primário de um TC possui um número de espiras reduzido, 
muitas vezes, apresentando apenas uma espira ou mesmo 
uma barra de cobre, enquanto o seu secundário apresenta uma 
quantidade de espiras para que a corrente induzida seja de 5 A, 
usualmente (NBR 6856).
26 UNIUBE
Aparelhos como amperímetros, medidores de energia, medido-
res de potência e relés de indução utilizam transformadores de 
corrente, pois tais equipamentos devem apresentar baixa resis-
tência elétrica.
A corrente que deve ser medida é elevada e circula nos enrola-
mentos primários, gerando um fluxo magnético, induzindo forças 
eletromotrizes no secundário; essa transformação é denominada 
conversão eletromagnética. Para obter uma corrente baixa no cir-
cuito secundário que possibilite medição sem risco ao operador, 
faz-se necessária uma relação de transformação.
Por exemplo, ao se deparar com um TC com informação de relação 
de transformação nominal igual a 20, se o primário apresentar uma 
corrente de 100 A, em seu secundário, teremos uma corrente de 5 
A. Essa relação pode ser escrita como 100/20 = 5 A, sendo que o 
primeiro elemento “100” é a corrente no primeiro circuito (primário), 
“20” é a transformação nominal do TC, resultando, na corrente do 
secundário, o valor esperado de 5A.
1.2.1.1 Características construtivas dos 
Transformadores de corrente
Os elementos que constituem um TC dependem inteiramente de 
sua finalidade, apresentando modificações em suas estruturas, de-
pendendo do local que será aplicado. Os tipos e as características 
estão descritos a seguir.
• TC tipo Barra
 UNIUBE 27
Seu enrolamento primário é uma barra fixada mediante o núcleo do 
transformador, que, por sua vez, o envolve.
 
Figura 1.3 - Esquema de um TC tipo barra
Fonte: Ferreira; Oliveira (2013, p.15).
• TC tipo Bucha
É feita a bucha dos equipamentos com os transformadores e disjun-
tores e esses elementos funcionam como enrolamento primário. 
Essa bucha é constituída de um núcleo em forma de anel (toroidal). 
28 UNIUBE
Figura 1.4 - Esquema de um TC tipo bucha
Fonte: Ferreira; Oliveira (2013, p.16).
• TC tipo Enrolado
Esse TC é requisitado quando a relação de transformação é inferior 
a 200/5. Seu enrolamento primário é constituído de uma ou mais es-
piras, dependendo da relação exigida entre primário e secundário.
 UNIUBE 29
 
Figura 1.5 - Esquema de um TC tipo enrolado
Fonte: Ferreira; Oliveira (2013, p.15).
• TC tipo Janela
O próprio condutor forma o circuito primário e é dado o nome “jane-
la” pelo seu meio isolante entre o primário e o secundário ser o ar. 
O TC tem como característica uma abertura no meio, por onde se 
passa o condutor. 
30 UNIUBE
 
Figura 1.6 - Esquema de um TC tipo janela
Fonte: Ferreira; Oliveira (2013, p.15).
• TC de núcleo dividido
Semelhante ao TC tipo janela, porém com seu núcleo podendo ser 
basculante, permitindo circundar o condutor, que será o enrola-
mento primário, por meio da abertura de parte do núcleo.
 
Figura 1.7 - Esquema de um TC de núcleo dividido
Fonte: Ferreira; Oliveira (2013, p.16).
 UNIUBE 31
• TC com vários enrolamentos primários
Tem como característica vários enrolamentos primários que são 
separados e isolados entre si, apresentando apenas um enrola-
mento secundário.
 
Figura 1.8 - Esquema de um TC com vários enrolamentos primários
Fonte: Ferreira; Oliveira (2013, p.17).
• TC com vários núcleos secundários
Como o próprio nome diz, tem dois ou mais enrolamentos secundá-
rios, todos montados isoladamente e com núcleo próprio. O comum 
a todos os secundários é o condutor tido como primário.
32 UNIUBE
 
Figura 1.9 - Esquema de um TC com vários núcleos secundários
Fonte: Ferreira; Oliveira (2013, p.17).
• TC com vários enrolamentos secundários
Transformador que tem um núcleo comum envolvido pelos enrola-
mentos primários e dois ou mais enrolamentos secundários, cada 
um desses isolado entre si. Os enrolamentos secundários podem 
ser ligados em paralelo ou em série, aumentando as possibilidades 
de relações entre primário e secundário.
 
Figura 1.10 - Esquema de um TC com vários enrolamentos secundários
Fonte: Ferreira; Oliveira (2013, p.18).
 UNIUBE 33
• TC tipo derivação no secundário
Apresenta um núcleo envolvido por ambos enrolamentos, primário 
e secundário, com o secundário tendo uma ou mais derivações. 
O enrolamento primário pode conter um ou mais enrolamentos, 
sendo garantida a classe de exatidão desse transformador apenas 
para a derivação que tiver o maior número de espiras.
 
Figura 1.11 - Esquema de um TC tipo derivação no secundário
Fonte: Ferreira; Oliveira (2013, p.18).
1.2.1.2 Simbologia e convenções
Para que o transformador não sofra ou não tenha capacidade de 
exercer suas funções, é necessário que seu circuito primário, que 
irá receber a corrente de carga, tenha compatibilidade com tal cor-
rente. Usualmente, para o enrolamento secundário, são utilizadas 
correntes nominais iguais a 5A e, em casos especiais, a fim de 
reduzir a queda de tensão nos fios de interligação, adota-se uma 
corrente nominal de 1A (NBR 6856).
A norma que regulamenta e fixa as características dos TCs é a 
NBR 6856, que se destina ao desempenho desses TCs no serviço 
34 UNIUBE
de medição e proteção. A seção 81, NBR 6856/81, apresenta sim-
bologias que definem as relações de correntes de um TC. Essas 
simbologias são representadas a seguir:
Símbolo Função e exemplo
: Denotar relações nominais dos TCs, por exemplo: 300:1.
-
Para enrolamentos diferentes, usa-se o hífen para sepa-
ração das correntes nominais, por exemplo: 300-5 A (um 
enrolamento primário e um secundário), 300-300-5 A (dois 
enrolamentos primários e um secundário), 300-5-5 A (um 
enrolamento primário e dois enrolamentos secundários).
x
Separar correntes nominais quando se tem mais de 
um enrolamento primário, por exemplo: 300 x 60-5 
A (correntes primárias nominais cujos enrolamen-
tos podem ser ligados em série ou paralelo).
/
Quando há derivações, tanto no primário quanto no enro-
lamento secundário, usa-se a barra para separar tais cor-
rentes, por exemplo: 300/400-5 A ou 300-5/5 A (em que 
o primeiro exprime derivações no enrolamento primário 
e osegundo derivações no enrolamento secundário).
Quadro 1.1 - Sinais para representação de correntes nominais e relações nominais
Fonte: NBR 6856.
Saiba mais
A NBR 6856 apresenta a simbologia, as condições gerais e as es-
pecificidades do uso dos TCs, bem como os documentos que com-
plementam e englobam os elementos que constituem os cenários 
de sua atuação.
Fonte: NBR 6856.
 UNIUBE 35
1.2.1.3 Classificação de um TC
Transformadores de corrente podem ser classificados para serviço 
de medição e para proteção, bem como por classe e por exatidão. 
Na forma de medição e para proteção, a característica principal é 
transformar grandes cargas de corrente ou energia do primário em 
quantidades possíveis de serem usadas para medição ou aciona-
mento de circuito protetor no secundário.
Os TCs de medição transformam a corrente no enrolamento secun-
dário, em geral, até 5 A, em que instrumentos podem aferir os valo-
res sem que tenham conexão elétrica com o primário da instalação.
Já os TCs de proteção fornecem, pelo circuito secundário, corren-
tes que possibilitam o acionamento de relés que protegem o sis-
tema, garantindo a segurança dos operadores e facilitando opera-
ções de manutenção de componentes, como resposta ao sinal de 
uma variação dada como de falha.
Pelo fato de acionarem relés, os TCs de proteção não devem saturar 
para correntes de elevado valor, como acontece nos TCs de medição. 
Esse fato ocasionaria sinais de corrente duvidosos para a ação dos 
relés, causando atuação indevida por parte desse componente.
Importante
Como já deve ter pensado, não deve-se utilizar um TC de medi-
ção junto com um TC de proteção e vice-versa. São construídos 
transformadores de correntes com vários núcleos, uns destinados 
à proteção e outros à medição, mas nunca utilizar os dois tipos de 
transformadores juntos.
36 UNIUBE
Os TCs de proteção apresentam classes que são caracterizadas 
pela impedância de enrolamento no secundário. São duas classes:
• Classe A: TCs cujo enrolamento secundário tem reatância 
que deve ser apreciável. Enquadram-se nessa classe todos 
os TCs, exceto aqueles com núcleo toroidal ou de bucha.
• Classe B: TCs cujo enrolamento secundário tem reatância des-
prezível em relação à reatância total do circuito. Enquadram-
se nessa classe os TCs com núcleo toroidal e de bucha.
1.2.1.4 Exatidão
A exatidão em TCs denota, nominalmente, o erro esperado do 
transformador, considerando a relação de transformação e a de-
fasagem entre a corrente no enrolamento primário e secundário. 
Para algumas aplicações, os erros de exatidão devem se enqua-
drar conforme valores mostrados a seguir:
• 0,1: Aferição e calibração de instrumentos de medida de 
laboratório.
• 0,3: Alimentação de medidores de demanda e consumo ativo 
e reativo.
• 0,6: Alimentação de medidores para acompanhamento de 
custos industriais.
• 1,2: Alimentação de registradores gráficos, amperímetros e 
relés de impedância, diferenciais, distância e direcionais.
• 3,0: Alimentação de relés de ação direta.
 UNIUBE 37
1.2.1.5 Operação do secundário de um TC
Quando há carga ou corrente no primário e uma corrente nula no 
secundário, ou seja, um circuito aberto, não existirá o efeito de 
desmagnetização dessa corrente e a corrente de excitação será a 
própria corrente de entrada. Esse evento causa um fluxo magné-
tico extremamente elevado no núcleo, que permite o aquecimento 
excessivo do núcleo magnético, que, por sua vez, pode ocasionar 
problemas de isolamento e o curto-circuito do primário com o se-
cundário e com o terra.
Outra preocupação com o circuito secundário aberto é a força ele-
tromotriz induzida nesse enrolamento que, devido ao seu valor ele-
vado, pode causar perigo ao operador. A forte magnetização do nú-
cleo poderá alterar as características de funcionamento e precisão 
para as quais o TC foi projetado.
Para evitar tais problemas, na necessidade de trocar o elemento 
medidor acoplado ao secundário, ou qualquer alteração, deve-se 
curto-circuitar os terminais do secundário com um condutor de bai-
xa impedância, como um fio de cobre.
Parada para reflexão
Com todos os problemas mencionados que o secundário aberto 
de um TC pode ocasionar, seria uma solução o uso de um fusível?
Não é aconselhável a utilização de um fusível para curto-circuitar o 
secundário de um TC, pois o secundário torna-se um circuito aber-
to se, por algum motivo, ocorrer a queima do fusível.
38 UNIUBE
1.2.2 Transformadores de potencial
É possível fazer a analogia entre transformador de corrente e trans-
formador de potencial de tal forma que o primeiro é relacionado à cor-
rente e o segundo, à tensão. Assim, os transformadores de potencial 
apresentam enrolamento primário e secundário, mas com a finalida-
de de transformar grandes tensões em tensões menores, para serem 
medidas ou usadas por aparelhos de medição e proteção.
TPs permitem que instrumentos de medição e proteção funcionem 
sem a necessidade de apresentar características de isolação elétri-
ca da rede a qual estão ligados no enrolamento primário. Esse fator 
faz com que o preço de aparelhos de medição seja muito menor do 
que aqueles necessários para medir os valores integrais da rede.
Em geral, a construção desses transformadores é projetada na forma 
de um enrolamento primário com muitas espiras e um enrolamento se-
cundário com uma quantidade menor de espiras, calculado para a ten-
são desejada. Normalmente, são utilizadas tensões de 115 V ou 115/√3 
V, mas, em aparelhos antigos, podem ser encontradas tensões secun-
dárias de 110 V, 120 V ou 125 V (NBR 6855).
Nesses valores de tensão inferiores, os instrumentos de medição e 
proteção, como voltímetros, relés de tensão, bobinas de tensão e 
medidores de energia, podem trabalhar de forma satisfatória e com 
baixa tensão de isolação, reduzindo o custo desses instrumentos.
1.2.2.1 Transformador de potencial do tipo indutivo
Para uma tensão de até 138 kV, opta-se pelos transformadores de 
potencial do tipo indutivo, por terem seu custo inferior ao do tipo 
capacitivo. A construção desses TPs do tipo indutivo é realizada 
 UNIUBE 39
por um núcleo de ferro-silício envolto pelo enrolamento primário e 
secundário, isolados um do outro.
Existem três grupos de ligações possíveis nos TPs indutivos, cujas 
características dependem da utilização, da tensão que suportada e 
da ligação dos enrolamentos. A NBR 6855, norma que regulamenta 
as especificações de TPs indutivos, classifica esses grupos das 
seguintes formas:
• Grupo 1 - para sistemas de até 34,5 kV e ligação entre fases. 
Deve ser capaz de suportar tensões de até 10% de sobrecar-
ga continuamente.
• Grupo 2 - projetado para ligação entre fase e neutro de siste-
mas diretamente aterrados.
• Grupo 3 - projetado para ligação entre fase e neutro de sistemas 
em que não se garante a eficiência de aterramento do sistema.
Saiba mais
A NBR 6855 fixa as características de desempenho de transfor-
madores de potencial indutivos destinados a serviços de medição, 
controle e proteção.
Fonte:Elaborado pelo autor.
1.2.2.2 Transformador de potencial do tipo capacitivo
Para tensões iguais ou superiores a 138 kV, os TPs do tipo ca-
pacitivo são construídos com a utilização de dois conjuntos de 
40 UNIUBE
capacitores que fornecem um divisor de tensão. O TP é composto 
por um divisor capacitivo ligado entre fase e terra. As células do 
divisor capacitivo que formam o condensador são ligadas em série 
e o conjunto fica imerso no interior de um invólucro.
As classificações dos TPs capacitivos são de acordo com o erro 
que introduzem nos valores medidos no secundário, ou seja, sua 
exatidão. Para se determinar a classe de exatidão de um TP ca-
pacitivo, são realizados ensaios com carga e vazio, com valores 
padronizados por norma.
Segundo a NBR 6855, as classes de exatidão podem ser de 0,1, 
0,3, 0,6 e 1,2. Os ensaios para determinação da classe de exatidão 
compreendem o TP capacitivo atuar sob tensão nominal, 90% da 
tensão nominal e 110% da tensão nominal.1.2.2.3 Simbologia e convenções
Assim como nos TCs, a NBR 6855 define a simbologia dos TPs, 
como é mostrado a seguir:
 UNIUBE 41
Símbolo Função e exemplo
: Denotar relações nominais dos Tps, por exemplo: 120:1.
-
Para enrolamentos diferentes, para separação das relações 
nominais e tensões primárias, por exemplo: 13.800-115 V.
x
Separar tensões primárias nominais quando se tem 
mais de um enrolamento primário, por exemplo: 6.900 
x 13.800-115 V (tensões primárias nominais cujos enro-
lamentos podem ser ligadas em série ou paralelo).
/
Quando há derivações, tanto no primário quanto no en-
rolamento secundário, a barra é utilizada para separar 
tais tensões, por exemplo: 13.800-115/115/3 (em que 
exprime derivações no enrolamento secundário).
Quadro 1.2 - Sinais para representação de tensões nominais e relações nominais
Fonte: NBR 6855.
Nos próprios TPs, existem letras identificando os terminais de liga-
ção, tanto no primário quanto no secundário. Essas letras indicam 
a polaridade para a qual foram construídas e seus respectivos índi-
ces: H1 e H2 (primário), X1 e X2 (secundário).
Considerações finais
Neste capítulo, conseguimos, caro(a) aluno(a), abordar a impor-
tância da proteção de sistemas elétricos de potência no cenário 
brasileiro, com informações atualizadas que enfatizam a necessi-
dade de contínuos estudo, projeto e atualização dos SEP. Dentre 
as justificativas para isso, podem ser citados os diversos eventos 
conhecidos como blecautes ou “apagões” relacionados à falta de 
planejamento, investimento, manutenção ou operação.
42 UNIUBE
De forma breve, foram abordados os aspectos considerados na 
proteção, assim como na análise e nas características generaliza-
das da proteção. O estudo acerca dos elementos de proteção de 
um sistema elétrico de potência teve início com os transformadores 
redutores de tensão e filtro. O conteúdo abordou as características 
do transformador de corrente (TC) e do transformador de potencial 
(TP) com base na norma vigente NBR 6856.
O transformador de corrente, como característica de funcionamento, 
tem induzido no seu circuito secundário uma corrente proporcional à 
corrente que passa pelo enrolamento primário. Essa relação de espiras 
entre primário e secundário faz com que o TC seja capaz de medir gran-
des quantidades de corrente por meio de uma relação que geralmente 
leva a corrente no secundário a ter um valor padrão, usualmente 5 A.
As características construtivas e a utilização de diversos tipos de 
TCs foram explicadas juntamente com a simbologia, a classifica-
ção e a exatidão desse elemento. Observou-se a importância de 
curto-circuitar o secundário de um TC para que ele opere correta-
mente, não causando risco ao operador ou alterando suas carac-
terísticas de funcionamento e precisão.
Para o transformador de potencial, realizou-se uma analogia com 
o transformador de corrente, de tal forma que o TC é relacionado à 
corrente e o TP, à tensão. Assim, os transformadores de potencial 
apresentam enrolamento primário e secundário, mas com a finali-
dade de transformar grandes tensões em tensões menores, para 
serem medidas ou usadas por aparelhos de medição e proteção.
A construção dos transformadores de potencial indutivos e capa-
citivos, suas aplicações e características próprias foram listadas 
com base na NBR 6856. Assim, cabe ao projetista analisar qual a 
aplicação e determinar o modelo a ser utilizado.
Luis Guilherme Gimenez de Souza
Introdução
Relés de sobrecorrente e 
suas aplicações
Capítulo
2
Querido(a) aluno(a), neste capítulo – Relés de sobrecorrente 
e suas aplicações –, continuaremos o estudo do conteúdo 
referente à disciplina Proteção de Sistemas Elétricos.
O conteúdo da disciplina abordou, até o presente capítulo, 
a importância da proteção de sistemas elétricos de potência 
(SEP), transformadores redutores de tensão e filtro. Ainda 
serão abordados os tópicos de relés de sobrecorrente e 
distância com suas respectivas aplicações, teleproteção 
de linhas de transmissão e coordenação de sistemas 
de proteção, proteção de transformadores, geradores, 
barramentos e motores de indução de grande porte, além 
de novas tecnologias aplicadas à proteção de sistemas de 
potência.
Neste capítulo, inicia-se o estudo dos principais equipamentos 
dos sistemas elétricos, o relé de proteção. Responsável 
pela retirada rápida do elemento em curto-circuito ou em 
operação anormal, observa-se que o relé é o dispositivo 
sensor responsável por comandar a abertura do disjuntor 
quando um sistema elétrico protegido opera em condições 
anormais de funcionamento.
Para padronizar os dispositivos de proteção, a norma 
ANSI/IEEE C37.2 é apresentada e será utilizada neste 
• Conhecer os princípios básicos de um relé de 
sobrecorrente.
• Compreender as curvas características de tempo em 
relés de sobrecorrente.
Objetivos
e nos próximos capítulos quando um novo dispositivo for 
apresentado para estudo.
O relé de sobrecorrente, foco deste capítulo, tem seus 
tipos de atuação (instantâneo e temporizado) abordados 
juntamente com as suas curvas características de tempo. O 
modelamento dessa característica comenta acerca das curvas 
desenvolvidas por fabricantes de equipamentos de proteção 
ou normatizadas por entidades, como as normas IEC 60255-
151 e IEEE C37.112.
A seção relacionada aos tipos de relés de sobrecorrente aborda 
as características construtivas, de atuação e instalação, além 
de aplicação e conceitos básicos para ajuste da corrente de 
acionamento.
O relé de sobrecorrente direcional, um relé de sobrecorrente 
com características de identificação do sentido de fluxo de 
energia, é abordado com o objetivo de melhorar a proteção do 
SEP e as condições para sua coordenação.
É importante destacar que o estudo relacionado à proteção 
de sistemas elétricos de potência não deve ser restrito ao 
material ou ao conteúdo aqui apresentado. Utilize outros 
livros e busque maiores informações para ampliar o seu 
conhecimento, principalmente quando o assunto abordado é 
de interesse ou de grande utilidade para você.
1. RELÉS DE SOBRECORRENTE E SUAS APLICAÇÕES
1.1. Princípios básicos
1.2. Tipos de relés de sobrecorrente
1.2.1. Aspectos construtivos
1.2.1.1. Eletromecânico
1.2.1.2. Estático
1.2.1.3. Digital
1.2.2. Atuação do circuito a proteger
1.2.2.1. Direta
1.2.2.2. Indireta
1.2.3. Instalação
1.2.3.1. Primário
1.2.3.2. Secundário
1.3. Ajuste
1.3.1. Relé de sobrecorrente instantâneo (50)
1.3.2. Relé de sobrecorrente temporizado (51)
1.3.2.1. Relé de sobrecorrente temporizado de tempo 
definido
1.3.2.2. Relé de sobrecorrente temporizado de tempo 
inverso
1.4. Relé direcional
Esquema
• Identificar os tipos e as tecnologias de relés de 
sobrecorrente.
• Noção básica de ajuste de relés de sobrecorrente.
46 UNIUBE
Como visto anteriormente, a limitação dos efeitos devido às falhas 
inclui a existência de relés, disjuntores e outros dispositivos com 
capacidade suficiente de interrupção, além da limitação da magni-
tude da corrente de curto-circuito e de outras características defini-
das em projeto.
Segundo Cotosck (2007, p.28) e Caminha (1977, p.7), os relés de 
proteção, principais equipamentos de proteção dos sistemas elé-
tricos, têm como função principal a retirada rápida do elemento 
quando este está em curto-circuito ou operação anormal de fun-
cionamento, impedindo que o problema se propague ou interfira na 
correta operação de outros elementos do sistema.
Assim, o relé é o dispositivo sensor responsável por comandar a 
abertura do disjuntor quando um sistema elétrico protegido opera 
em condições anormais de funcionamento.
Durante seu funcionamento, o relé recebe informações do sistema 
elétrico protegido sob a forma de corrente e tensão provenientes 
dos transformadores de corrente (TC) e de tensão (TP). Por meio 
da combinação dessas grandezas, são obtidas informações de po-
tência, impedância ou ângulo de fase. O relé deverá atuar de modo 
a realizar a operação para a qual foi projetado e configurado,caso 
seja sensibilizado pelas condições anormais de funcionamento 
apresentadas pelo sistema protegido.
A atuação desse componente é caracterizada pelo envio de um si-
nal que resultará na combinação das seguintes ações: sinalização 
(alarme), bloqueio ou abertura de disjuntores. Assim, o comando 
Relés de sobrecorrente e suas aplicações2.1
 UNIUBE 47
de abertura ou disparo do disjuntor realizado pelo relé isola a parte 
defeituosa do sistema.
Segundo Mamede Filho e Mamede (2011, p. 256), o relé represen-
ta uma gama numerosa de equipamentos e dispositivos, com as 
mais diferentes formas de construção e operação, para aplicações 
diversas, dependendo da importância do porte e da segurança da 
instalação considerada.
Parada obrigatória
Devido à grande quantidade de dispositivos e suas respec-
tivas características, a ANSI (American National Standards 
Institute) e o IEEE (Institute of Electrical and Electronics 
Engineers) padronizaram, na norma C37.2, os códigos dos dispo-
sitivos de proteção. Assim, tais equipamentos são referidos por nú-
meros, com sufixos de letras quando necessário, de acordo com 
as funções que realizam, e utilizados em esquemas de conexão 
encontrados em manuais de instruções e em especificações.
A seguir, o Quadro 2.1 apresenta alguns códigos e as respectivas 
descrições funcionais padronizados, lembrando que a lista comple-
ta com códigos, descrição funcional e sufixos pode ser encontrada 
na norma ANSI / IEEE C37.2:
48 UNIUBE
Código Descrição funcional
1 Elemento principal
2 Função de partida/fechamento temporizado
4 Contator principal
6 Disjuntor de partida
21 Relé de distância
50
Relé de sobrecorrente instantâneo com diversas possibilida-
des de sufixos, como N (neutro) e BF (falha de disjuntor)
51
Relé de sobrecorrente temporizado com diversas possibili-
dades de sufixos, como N (neutro) e GS (sensor de terra)
52 Disjuntor de corrente alternada
67 Relé direcional de sobrecorrente
87
Proteção diferencial com as diversas possibilidades de sufixos, 
como B (barra), T (transformador), G (gerador) e L (linha)
89 Chave seccionadora
Quadro 2.1 - Código e descrição funcional de dispositivos de proteção
Fonte: ANSI/IEEE C37.2.
2.1.1. Princípios básicos
Os relés de sobrecorrente constituem um dos tipos de função de 
proteção e têm como grandeza de atuação uma ou mais corretes 
dentre as correntes de fase ou a corrente de neutro do sistema. A 
atuação do relé ocorrerá quando a corrente atingir um valor igual 
ou superior ao ajuste previamente estabelecido. No caso de serem 
usados para proteção de circuitos primários, os relés de sobrecor-
rente são ligados de forma indiretapor meio de transformadores de 
corrente (TC) (ALMEIDA, 2008, p. 33).
 UNIUBE 49
A atuação do relé pode acontecer da forma instantânea (função 
50) ou temporizada (função 51), dependendo da necessidade, e 
podem ser de fase ou de terra. Assim, os relés de fase são utiliza-
dos para proteção contra curtos que envolvam mais de uma fase 
(curtos trifásico, bifásico e bifásico-terra), enquanto o relé de terra, 
para proteção contra curtos fase-terra.
Quanto ao tempo de atuação dos relés de sobrecorrente, são uti-
lizadas curvas características desenvolvidas por fabricantes de 
equipamentos de proteção ou normatizadas por entidades, como 
IEC e IEEE. Essas curvas são a forma utilizada pelos equipamen-
tos para detectar uma falha e, a partir da corrente percorrida no relé 
por um determinado tempo, eliminá-la.
Segundo Cotosck (2007, p.32), os relés de sobrecorrente podem ope-
rar com característica de tempo definido ou com característica inversa. 
A Figura 2.1 a seguir ilustra a curva característica de tempo definido, 
em que o relé opera após o tempo de atuação (Ta) para qualquer valor 
de corrente maior ou igual à corrente mínima de atuação (Imin).
 
Figura 2.1 - Curva característica de tempo definido
Fonte: Guarani (2007, p. 16).
50 UNIUBE
A Figura 2.2 ilustra a curva característica de tempo inverso, em que 
o relé opera após intervalos de tempo decrescentes com os valores 
de corrente maiores ou iguais que a corrente mínima de atuação 
(corrente de partida ou “starting current”).
 
Figura 2.2 - Curva característica de tempo inverso
Fonte: Guarani (2007, p. 16)
As curvas de tempo inverso são classificadas em três grupos: 
normalmente inversa (NI), muito inversa (MI) e extremamente 
inversa (EI). A Figura 2.3 ilustra o comportamento de cada uma 
dessas curvas.
 
 UNIUBE 51
Figura 2.3 - Curvas características normalmente inver-
sa (NI), muito inversa (MI) e extremamente inversa (EI)
Fonte: Almeida (2008, p. 45).
A equação que define tais curvas apresenta pequenas variações 
entre os modelos usuais de alguns fabricantes, IEC 60255-151 e 
IEEE C37.112, conforme comentado anteriormente. Seguindo a 
norma IEC 60255151, por exemplo, essas curvas são definidas a 
partir de equações exponenciais do tipo:
 
Sendo que: 
k1 e k2 são constantes que definem os grupos NI, MI e EI da curva 
característica.
52 UNIUBE
I é corrente que chega ao relé por meio do secundário de um TC.
IS é corrente de ajuste ou de partida.
TMS são valores numéricos responsáveis por deslocar as curvas 
características ao longo do eixo do tempo.
Grupo k1 k2
Normalmente inversa 0,14 0,02
Muito inversa 13,5 1
Extremamente inversa 80 2
As curvas características de tempo inverso são traçadas em gráfico 
dilog (log x log) e, como ilustrado na Figura 2.4, com o valor de início 
no eixo das abscissas comumente em 1,5x( I / IS). Usualmente, os 
catálogos disponibilizam 10 curvas com valores de TMS. A Figura 
2.4 ilustra a equação e as curvas com característica normalmente 
inversa (NI) de um relé.
 UNIUBE 53
Figura 2.4 - Equação e curvas características de tempo normalmente inversa
Fonte: Relés…, [2017], on-line.
Ampliando o conhecimento
As normas IEC 60255-151 e IEEE C37.112 apresentam as para-
metrizações das curvas características dos relés de sobrecorrente 
e outras informações importantes para aumentar o conhecimento 
acerca do tema.
2.1.2. Tipos de relés de sobrecorrente
Os relés de sobrecorrente podem ser caracterizados, com relação 
ao tempo de atuação, em instantâneo ou temporizado, como vis-
to anteriormente. Outras classificações desses relés consideram 
aspectos construtivos, atuação do circuito a proteger e instalação.
54 UNIUBE
2.2.1. Aspectos construtivos
2.1.1. Eletromecânico
Um relé de sobrecorrente mecânico é projetado, elaborado e cons-
truído com base nos movimentos mecânicos provenientes de aco-
plamentos elétricos e magnéticos. Utilizando os princípios de atra-
ção e indução eletromagnética, os relés eletromecânicos foram os 
primeiros relés utilizados em sistemas de proteção.
O relé de atração eletromagnética é simples, com funcionamento 
similar ao de um eletroímã. Quando uma corrente com valor su-
perior circula pelo solenoide, o dispositivo acoplado ao solenoide 
é deslocado e promove o fechamento do contato de forma instan-
tânea, sem retardo proposital na atuação. A Figura 2.5 ilustra o 
mecanismo de funcionamento do relé de atração eletromagnética.
 
Figura 2.5 - Mecanismo de funcionamento do relé de atração eletromagnética
Fonte: Cotosck (2007, p. 36).
 UNIUBE 55
O relé de indução eletromagnética utiliza o mesmo princípio de um 
motor elétrico. A corrente que circula nos polos produz um fluxo 
magnético defasado e, consequentemente, induz uma corrente no 
disco. A interação do fluxo com a corrente no disco resulta em um 
torque que rotaciona essa estrutura e promove o fechamento do 
seu contato móvel, possibilitando alterar o tempo de fechamento 
dos contatos por meio da modificação do tempo de seu percurso. A 
Figura 2.6 ilustra o mecanismo de funcionamento do relé de indu-
ção eletromagnética.
 
Figura 2.6 - Mecanismo de funcionamento do relé de indução eletromagnética
Fonte: Cotosck (2007, p. 36).
56 UNIUBE
2.2.1.2. Estático
Com o advento dos dispositivos eletrônicos, o relé deixou de apre-
sentar movimentação mecânica em seumecanismo de atuação e 
todos os comandos e as operações são realizados eletronicamen-
te. Em comparação ao modelo eletromecânico, o relé estático é 
mais rápido, sensível e preciso, apresenta menor tamanho, consu-
mo e grau de manutenção.
Contudo, devido a sua sensibilidade, o relé estático pode operar 
indevidamente em virtude de variações de pequenos transientes 
quando aplicados para proteção de SEP ou industriais. Além disso, 
a grande maioria desses relés controla um relé auxiliar mecânico 
para abertura ou fechamento.
Enquanto os problemas dos relés estáticos eram efetivamente re-
solvidos, os relés digitais dominaram o mercado devido às carac-
terísticas e funções, substituindo os relés eletromecânicos e estáti-
cos em novos projetos e atualização de aplicações.
2.2.1.3. Digital
Um relé digital utiliza como base o microprocessador, cuja flexibilidade 
permite ao mesmo relé exercer diferentes funções, como: controle, 
armazenamento dos dados amostrados, informação de eventos e di-
ferentes funções de proteção. Assim, dentro da capacidade ou da dis-
ponibilidade de hardware do relé, a alteração de parâmetros e funções 
é realizada mediante programas computacionais (software).
Segundo Almeida (2008, p.35), com relação aos relés eletromecâ-
nicos, os relés digitais apresentam as seguintes vantagens:
 UNIUBE 57
• Automonitoramento (autodiagnóstico).
• Detecção e diagnóstico de faltas.
• Permite o desenvolvimento de novas funções e métodos de 
proteção.
• Compartilha dados por meio das redes de comunicação.
• Proporciona melhor interface homem x máquina (IHM).
• Permite redução das interferências do meio ambiente sobre 
as condições operativas dos equipamentos.
• Redução nos custos, conforme a tecnologia é disseminada.
O modelo digital apresenta, contudo, vida útil reduzida (10 a 15 
anos), quando comparado ao modelo eletromecânico (acima de 30 
anos), além de estar sujeito à interferência eletromagnética e tor-
nar-se obsoleto de forma rápida, devido ao avanço no desenvolvi-
mento de novos hardwares para os relés.
Como comentado anteriormente, o relé digital pode apresentar di-
ferentes funções integradas com o sistema de energia elétrica, que 
variam com o modelo, mas pode-se listar:
• medição, controle, automação e proteção.
• comunicação com outros pontos do sistema.
• interface homem-máquina.
• aquisição, processamento e armazenamento de dados.
58 UNIUBE
• análise de sequência de eventos.
• ações de controle de sistema.
• montagem de registros dos dados adquiridos.
• elaboração de relatórios.
O relé digital possibilita uma grande variedade de funções e curvas 
de proteção para as três fases de um sistema trifásico em um único 
equipamento, algo impossível com o relé eletromecânico. Assim, 
os intervalos de coordenação podem ser reduzidos, resultando em 
eliminação mais rápida do defeito, aumento da confiabilidade ao 
sistema, redução das taxas de interrupção de energia etc.
Devido à medição de corrente e tensão, configuração da lógica de 
proteção e armazenamento serem digitais, a utilização de relé di-
gital facilita a aplicação da teleproteção por meio dos sistemas de 
comunicação entre relés. A Figura 2.7 ilustra o relé digital Siemens 
7SJ61, como exemplo.
 UNIUBE 59
 
Figura 2.7 - Relé digital Siemens 7SJ61
Fonte: Siemens ([2017], on-line).
Saiba mais
Com base no exemplo, verifique maiores informações acerca do 
relé digital Siemens 7SJ61 em seu manual – disponível em: <ht-
tps://www.downloads.siemens.com/download-center/Download.
aspx?pos=download&fct=getasset&id1=DLA06_745> – e em tuto-
riais de testes, como indicado em CONPROVE (2014).
Fonte: Elaborado pelo autor.
60 UNIUBE
2.2.2. Atuação do circuito a proteger
2.2.2.1. Direta
O relé de sobrecorrente é classificado como de atuação direta do 
circuito a proteger quando a ação de proteção ocorre diretamente 
no dispositivo que realiza a abertura ou o fechamento dos polos do 
disjuntor. Desse modo, o próprio relé libera a energia a ser utilizada 
na ação de abertura ou fechamento.
2.2.2.2. Indireta
O relé de sobrecorrente é classificado como de atuação indireta 
quando não atua diretamente no dispositivo que realiza a abertura 
ou o fechamento dos polos do disjuntor. A atuação desse relé limi-
ta-se a fechar ou a abrir um contato que ativa, energiza ou transfe-
re para outro circuito a responsabilidade de providenciar o aciona-
mento do disjuntor.
Para aplicação indireta, é comum a utilização de um circuito de cor-
rente contínua alimentado por baterias para acionamento do disjun-
tor. A Figura 2.8 ilustra um esquema de atuação indireta de relé.
 UNIUBE 61
 
Figura 2.8 - Esquema de atuação indireta de relé
Fonte: Almeida (2008, p. 39).
2.2.3. Instalação
2.2.3.1. Primário
O relé que apresenta sua bobina magnetizante conectada direta-
mente à rede é denominado relé primário. Essa bobina, contudo, 
apresenta o mesmo potencial da rede e deve suportar a corrente 
de curto-circuito, colocando em risco a segurança do operador e 
dificultando as tarefas de inspeção, manipulação e manutenção.
Esse relé é utilizado principalmente em circuitos terminais de car-
gas industriais por ser simples, robusto e barato.
62 UNIUBE
1.2.3.2. Secundário
O relé que apresenta sua bobina magnetizante conectada por meio 
do enrolamento secundário de um transformador de corrente (TC) 
é denominado relé secundário. Nesse caso, o relé não apresen-
ta elevados níveis de tensão e corrente, trabalhando com maior 
índice de segurança para o operador e podendo ser aplicado em 
diferentes sistemas elétricos.
2.3. Ajuste
A corrente de ajuste dos relés de sobrecorrente depende de seus 
aspectos construtivos. Os relés eletromecânicos dependem de al-
terações físicas em seus componentes, como ajuste na mola de 
operação, variação do entreferro ou da bobina magnetizante. Nos 
relés estáticos, a alteração pode ser realizada com a variação dos 
elementos do seu circuito. Para os relés digitais, os ajustes são re-
alizados por meio de aplicativo ou software (ALMEIDA, 2008. p.40).
Como comentado anteriormente, o relé eletromecânico é composto 
por partes móveis e depende do comportamento de muitos elemen-
tos para sua correta operação, como atrito, temperatura, umidade, 
desgaste etc. Descartando tais fatores, existe um valor mínimo de 
campo magnético necessário para produzir uma força magnética 
com mesma intensidade da força mecânica de retenção, colocando 
o relé no início de sua operação; esse valor é denominado limiar de 
operação do relé.
Sabendo-se da existência dos fatores que influenciam o funcionamen-
to do relé, considera-se uma margem de segurança na definição da 
corrente mínima de ajuste, de forma a garantir o seu acionamento.
 UNIUBE 63
Por outro lado, os relés digitais não dependem do comportamento 
dos mesmos elementos, limitando o ajuste à programação via sof-
tware das especificações da curva de operação e lógica de controle.
Um termo comum no ajuste de relés de sobrecorrente é TAPE, defi-
nido como a escala de corrente escolhida no relé, também conheci-
do como a corrente de ajuste do relé. Assim, para manter a mesma 
força necessária para deixar o relé no limiar de operação para di-
versos valores de corrente de TAPE do relé, o ajuste da corrente de 
atração é realizado pela mudança de tape da bobina magnetizante.
O múltiplo (M) do tape indica quantas vezes a corrente de defeito 
é maior que a corrente relativa ao tape adotado e é definido como:
A menor corrente capaz de fazer o relé operar é denominada cor-
rente de pick-up, deixando o relé no limiar de operação, sendo con-
siderada como a corrente efetiva de ajuste do relé. Por outro lado, a 
maior corrente capaz de iniciar o processo de desoperação do relé 
é denominada corrente de drop-out.
1.3.1. Relé de sobrecorrente instantâneo (50)
Como comentado anteriormente, o relé de sobrecorrente instantâ-
neo atua sem o retardo intencional, ou seja, seu tempo de atuação 
é relacionado à movimentação dos seus mecanismos de operação.64 UNIUBE
Devido ao relé não apresentar tempo de retardo, o seu ajuste deve 
ser realizado de forma a evitar a atuação de outros relés a jusante 
(relés que estejam mais próximos da carga final). Assim, calcula-
se a corrente de ajuste do relé de sobrecorrente instantâneo para 
que exista seletividade e de modo que não ocorra sobreposição da 
zona de atuação.
Geralmente, a corrente do relé instantâneo é ajustada para 85% do 
curto-circuito trifásico da linha de transmissão protegida, ou seja:
 
2.3.2. Relé de sobrecorrente temporizado (51)
Como comentado anteriormente, o relé de sobrecorrente tempori-
zado atua com o retardo intencional, podendo ser de tempo defini-
do ou de tempo inverso.
2.3.2.1. Relé de sobrecorrente temporizado de tempo definido
A atuação dos relés de tempo definido ocorre após tempo previa-
mente escolhido de acordo com a coordenação implementada. De 
coordenação simples, a utilização de relés de tempo definido utiliza 
o relé mais próximo da carga final com o menor ajuste de tempo 
possível, enquanto aqueles mais próximos das fontes de tensão 
apresentam incremento de Δt a cada relé a montante (relés que 
estejam mais próximos da fonte de tensão).
 UNIUBE 65
Contudo a utilização desse tipo de coordenação apresenta tempo 
de operação elevado (o circuito demora para desarmar) para cor-
rentes provenientes de um curto-circuito próximo a uma fonte de 
tensão, justamente onde são mais perigosos.
2.3.2.2. Relé de sobrecorrente temporizado de tempo inverso
Os relés de sobrecorrente temporizados de tempo inverso uti-
lizam uma curva de atuação, não um tempo fixo ou definido, 
relacionada com as características e condições de coordenação 
dos relés. Dentro das possibilidades de curvas (inversa, muito 
inversa e extremamente inversa), encontram-se diferentes incli-
nações referentes às características individuais de cada fabri-
cante, da norma relacionada, diferentes comprimentos da linha 
de transmissão e outras.
Segundo Almeida (2008, p.44), a escolha do grau de inclinação da 
curva é determinada pelos comprimentos das linhas protegidas. As 
linhas curtas são associadas a uma característica extremamente 
inversa ao relé de sobrecorrente, visto que o nível de curto-circuito 
é praticamente o mesmo ao longo de toda a linha. As característi-
cas muito inversa e inversa são relacionadas às linhas de compri-
mento médio e longo, respectivamente.
Dentre os modelos com diferentes aspectos construtivos apresen-
tados, sabe-se que os relés eletromecânicos não apresentam bom 
desempenho no fechamento do seu contato para o intervalo de 
múltiplos de 1,0 a 1,5. Para evitar que o relé opere nessa região, 
ajusta-se a corrente do relé (pick-up) segundo a equação:
 
66 UNIUBE
O fator 1,5 que multiplica a corrente nominal de carga deixa uma fol-
ga para possíveis flutuações e transferência de carga ou manobras 
na configuração da rede sem a atuação do relé. Escolhendo uma 
corrente de ajuste com valor próximo ao limite inferior da equação, 
aumenta-se a garantia de atuação na faixa de alcance de sua pro-
teção, pois o relé terá um ajuste maior que seu limiar de operação 
para uma mínima corrente de curto-circuito.
No outro termo da equação, o fator 1,5 que divide a corrente de cur-
to-circuito mínimo garante que a menor corrente de curto-circuito 
seja 1,5 vezes o limiar da operação.
Ampliando o conhecimento
Outros tipos de relé de sobrecorrente apresentam grande importân-
cia e são amplamente utilizados na proteção de sistemas elétricos, 
como o relé de sobrecorrente temporizado com elemento instantâ-
neo e o relé de sobrecorrente de neutro (sequência zero). Busque 
em bibliografias, como Kindermann (1999), o conteúdo relacionado 
a tais dispositivos, aplicações, critérios de ajustes e outros.
2.4. Relé direcional (67)
O relé de sobrecorrente direcional apresenta sensibilidade ao sen-
tido do fluxo de energia em relação a sua referência de polarização 
 UNIUBE 67
previamente estabelecida, permitindo uma melhor proteção do 
SEP e das condições para sua coordenação.
Assim, o relé direcional necessita de uma grandeza utilizada como 
referência de polarização, geralmente a tensão, e uma grandeza 
de operação, função normalmente exercida pela corrente.
A comparação fasorial das posições relativas da referência de po-
larização e da grandeza de operação definem a derecionalidade 
do relé, produzindo o sentido do fluxo de energia de operação ou 
do curto-circuito. Como a tensão é comumente utilizada como refe-
rência de polarização, a corrente, a grandeza de operação, VPOL e 
IOP serão adotados para a análise do diagrama vetorial (fasorial) de 
funcionamento do relé direcional, como na Figura 2.9.
 
Figura 2.9 - Diagrama vetorial (fasorial) de funcionamento de um relé direcional
Fonte: Guarani (2007, p. 20).
A Figura 2.9 ilustra um diagrama fasorial com ângulo de máximo 
torque (sensibilidade máxima) igual a τ, sempre relacionado à ten-
são de polarização (referência), e a linha do conjugado nulo (região 
de não atuação) é localizada 90° dessa linha.
68 UNIUBE
Como as condições de operação do relé direcional dependem da 
polaridade dos circuitos de tensão e corrente, amostrados por seus 
respectivos TP e TC, sua conexão com um sistema elétrico trifásico 
pode ser realizada de diversas maneiras.
O tipo de conexão, ligação ou polarização é determinado pelo ân-
gulo entre a tensão de referência de polarização e a corrente do cir-
cuito de operação. Considerando o sistema com fator de potência 
unitário e sequência positiva (direta), os tipos de polarização mais 
comuns são: quadratura ou 90°, 60° e 30°.
Utilizando a tensão da fase A (VAN) como referência para o diagrama 
fasorial, a tensão de polarização em quadratura (90°) é dada por
A Figura 2.10 ilustra o diagrama fasorial da polarização em qua-
dratura, juntamente com seu diagrama unifilar, em que é possível 
observar o ângulo de defasagem de 90° entre VBC e VAN.
 UNIUBE 69
Figura 2.10 - Diagrama fasorial da polarização em quadratura e diagrama uni-
filar de conexão do relé de sobrecorrente direcional para essa conexão
Fonte: Guarani (2007, p. 21).
Utilizando o mesmo raciocínio, para os relés direcionais de outras 
fases, é necessário realizar a devida rotação das fases. Assim, por 
exemplo, o relé diferencial da fase C polarizado em quadratura uti-
liza a tensão de polarização VAB.
Utilizando novamente a tensão da fase A (VAN) como referência 
para o diagrama fasorial, a tensão de polarização a 60° do relé di-
recional de fase A é dada por (VAN + VBN) ou –VCN. Do mesmo modo, 
a tensão de polarização a 30° do relé direcional de fase A é dada 
por VAC.
70 UNIUBE
Saiba mais
Procure desenvolver o diagrama fasorial e o diagrama unifilar de 
conexão do relé de sobrecorrente direcional para as polarizações 
a 60° e 30°.
Fonte: Elaborado pelo autor.
A Figura 2.11 ilustra uma configuração em anel, sendo que a coor-
denação da proteção utiliza unidades direcionais em cadeia dupla, 
exceto para os relés da fonte. As setas sobre cada uma das repre-
sentações dos relés indicam para qual sentido de corrente os relés 
apresentam sensibilidade.
Figura 2.11 - Diagrama unifilar de um sistema em anel com falta no ponto P
Fonte: Duarte (2013, p. 31).
Considerando os tempos de atuação dos relés TF < TE <... < TA < 
T1 e Ta < Tb <... < T2, caso ocorra uma falha no ponto P, observa-
se que a corrente de falha I’P percorre os relés de sobrecorrente 
 UNIUBE 71
direcionais A, B, C, D e E. O mesmo acontece com a corrente de 
falha IP, mas relacionada ao relé de sobrecorrente direcional f.
Assim, o relé f atuará devido à corrente IP, enquanto o relé E atuará 
devido à corrente I’P, resultando na abertura desses dois disjunto-
res e isolando o ponto de falha (P). Por serem direcionais, os relés 
que atuam nos disjuntores a, b, c, d e e não são sensíveis à cor-
rente de falta I’P. De forma análoga e independente do seu valor, 
o relé que atua no disjuntor F não é sensível à corrente de falta IP.
Considerações finais