ProtecaodeSistemasEletricos (1)

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Luis Guilherme Gimenez de Souza
Proteção de Sistemas Elétricos
© 2016 by Universidade de Uberaba
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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 finaisNeste capítulo, caro(a) aluno(a), abordamos a utilização do relé de 
sobrecorrente como elemento básico para a realização da proteção 
de um sistema elétrico de potência (SEP) e de sua designação 
dentro da norma de dispositivos de proteção ANSI/IEEE C37.2. 
Nessa mesma tabela, foram destacados elementos que serão utili-
zados nos próximos capítulos e que, também, apresentam grande 
importância para a proteção de SEP.
Devido às suas características, os relés de sobrecorrente instantâ-
neo (50) e temporizado (51) foram foco neste estudo. Com opções 
de curvas características de tempo definido e inverso, observou-
se a caracterização e a existência de diferenças em tais parâme-
tros segundo dados de fabricantes e das normas IEC 60255-151 e 
IEEE C37.112.
Com relação aos tipos de relés de sobrecorrente, foram considera-
dos os aspectos construtivos (eletromecânico, estático e digital), a 
atuação do circuito a proteger e a instalação do dispositivo.
72 UNIUBE
A sessão de ajuste da corrente de pick-up para atuação do relé 
de sobrecorrente abordou conceitos básicos e comentou acerca 
da corrente de ajuste para os relés de sobrecorrente instantâneo, 
temporizado de tempo definido e de tempo inverso. Mesmo não 
sendo abordado no conteúdo, foi solicitado o estudo do relé de 
sobrecorrente temporizado com elemento instantâneo (51/50) e do 
relé de sobrecorrente neutro (sequência zero), devido à grande im-
portância e à ampla utilização deles.
Ao final do capítulo, foi abordado o relé de sobrecorrente direcional, 
item de grande importância para a proteção de sistemas elétricos 
de potência, como na configuração de ligação em anel. De grande 
importância, observou-se a polarização do relé direcional por meio 
da análise do diagrama fasorial (vetorial) das grandezas de polari-
zação e operação.
 A utilização de um rápido exemplo ao final do capítulo concluiu o 
raciocínio desenvolvido a respeito do tema e observou-se a neces-
sidade de um estudo detalhado acerca da coordenação de siste-
mas de proteção.
Luis Guilherme Gimenez de Souza
Introdução
Relés de distância e suas 
aplicações
Capítulo
3
Olá, aluno(a). Neste capítulo – Relés de distância 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 relés de 
sobrecorrente. Ainda serão abordados os tópicos de relés 
de distância e sua aplicação, 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 na proteção de sistemas de potência.
Neste capítulo, será apresentado o funcionamento de um 
relé de distância com a análise de seu funcionamento no 
sistema de proteção, de forma geral e em sua utilização como 
proteção de linhas de transmissão ou sistema de potência. 
Dentre os relés de distância, são objetos de estudo os tipos 
eletromecânico (impedância e reatância) e digital.
Para os relés de distância eletromecânicos, são apresentadas 
e estudadas curvas características para os tipos à impedância 
e à reatância, além de algumas equações dos modelos com 
seus torques e funcionamentos.
74 UNIUBE
Conhecendo-se os princípios de funcionamento de um relé 
de distância, o relé de distância digital é caracterizado por 
suas funções que vão da proteção, medição, monitoramento 
a compensações no tempo de fechamento de disjuntores em 
sua lógica de proteção. Assim, os relés de distância digitais 
são equipamentos de alto desempenho e apresentam 
interface por software dedicado.
Contudo, para todo o sistema que necessita realizar 
medições ou amostragem de sinais, nos sistemas elétricos 
de potência, existem fatores que causam perturbações e, 
consequentemente, podem prejudicar o bom funcionamento 
de dispositivos e sistemas de proteção. Alguns erros de 
medida são encontrados na utilização desses relés, os quais 
serão listados ao final do capítulo.
Vale destacar que o estudo relacionado à proteção de 
sistemas elétricos de potência não deve ser restrito ao 
material ou ao conteúdo 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.
 UNIUBE 75
• Aprender o que é e como se comporta um relé de 
distância.
• Distinguir e entender os diferentes tipos de relés.
• Identificar qual relé eletromecânico é mais indicado 
para situações diversas.
• Conhecer as causas de perturbação nas medições des-
ses aparelhos.
1. Entendendo o funcionamento de um relé de distância
2. Relés de Distância Eletromecânicos 
2.1. Tipos de relés de distância eletromecânicos
2.1.1. Relé de distância à impedância ou Relé OHM
2.1.2. Relé de Distância à Reatância
2.1.3. Relé de Distância à Admitância ou Relé MHO
2.2. Indicações dos Relés de Distância
3. Relé de distância digital
3.1. Unidade de medida de distância
3.2. Unidade de supervisão para frente e para trás
4. O que pode causar perturbação de medição
Objetivos
Esquema
76 UNIUBE
Caro(a) aluno(a), relés são elementos constituídos de bobinas de 
tensão e corrente, armadura de ferro e um disco de indução, fazen-
do com que sua aplicação seja como um interruptor, no caso, um 
interruptor eletromecânico em que a corrente elétrica que passa 
pela bobina cria um campo magnético que atrai a chave, a ala-
vanca ou o tipo de elemento mecânico que será responsável pela 
mudança de estado, aberto ou fechado, mudando o caminho que 
a corrente seguiria.
O nome relé de distância é dado pois são elementos capazes de 
determinar a impedância quando há ocorrência de curto-circuito, a 
impedância é diretamente proporcional à distância entre o ponto de 
instalação do relé e o ponto de defeito, por isso o seu nome.
A característica que torna esses elementos tão importantes para 
sistemas de proteção é o fato de serem isolados, primário e se-
cundário, acarretando, assim, grande confiabilidade e seguran-
ça para linhas de transmissão e para a necessidade de opera-
ções de manutenção.
Um modelo muito confiável de proteção é o que compara a cor-
rente que entra em circuitos, ou equipamentos protegidos, com 
a corrente que sai deles. Porém, quando se fala em linhas de 
transmissão, o comprimento dos condutores, geralmente bastan-
te longos, inviabiliza a prática de comparar a corrente que entra 
na linha com a corrente que sai. Os relés de distância comparam 
a corrente no local onde eles são instalados com a tensão tam-
bém local, ambas no início da linha, da fase correspondente, ao 
invés de fazer a comparação inviável da corrente do início com a 
do final da linha, como antes dito.
Desenvolvimento3.1
 UNIUBE 77
Da comparação entre V (tensão) e I (corrente), resulta Z (impedân-
cia), na relação a seguir:
Z = V/I
Para exemplificar a relação de tensão e corrente com a distância 
onde um defeito pode ocorrer, supomos, na figura a seguir, uma 
rede monofásica em que circula uma corrente I; P é o ponto onde 
o relé é posicionado, D, onde ocorre o defeito e z, a impedância de 
cada condutor PD.
Figura 3.1 - Exemplo de medição dos relés de distância
Fonte: Caminha (1977, p. 50).
78 UNIUBE
Simplificando, vamos supor que o defeito é franco ou metálico, sen-
do possível desprezar a resistência do arco (r = 0). Com isso, te-
mos as tensões em e D1 e D2:
V V V V V V V V VP P P P D D D D P= − = −( ) + −( ) + −( )1 2 1 1 1 2 2 2
= + +z I r I z I* * * ,
ou
V zIP = 2 (pois r = 0) 
ou seja,
2z V IP= /
Dessa forma, pode-se dizer que, nesse caso, em um curto-circuito 
no ponto D, a impedância aparente no ponto P é igual à impedân-
cia do anel PDD P1 1 2 2 . Como é de conhecimento, z=ρl/s, portanto, 
a impedância (z) da linha é proporcional ao comprimento (l) dela, 
comparando-se, assim, as grandezas de tensão e correntecom o 
ponto de aplicações do relé (CAMINHA, 1977). 
3.1.1. Entendendo o funcionamento de um relé de distância
Para melhor entender o funcionamento de um relé de distância, 
usaremos a imagem da Figura 3.2, simulando um defeito na linha e 
o que aconteceria nesse exposto.
 UNIUBE 79
Figura 3.2 - Representação de falha em um sistema de potência
Fonte: Relés… ([2016], on-line, p. 3).
Na Figura 3.2, observamos um defeito no ponto P, localizado na 
linha L3. Acerca desse acontecimento, podemos considerar:
• Tensão nula no ponto P no momento em que o defeito ocorre.
• Correntes I1 e I2, que circulam nas linhas L1 e L3, constantes.
• Tensão crescente no sentido do ponto de defeito à fonte G1 e 
à fonte G2, desprezando resistência de arco.
• Assim como a tensão, a impedância cresce do ponto de defei-
to à fonte G1 e à fonte G2.
80 UNIUBE
A atuação dos relés, independente se são eletromecânicos ou digi-
tais, respeitará os aspectos funcionais indicados no fluxograma da 
Figura 3.3 e será da seguinte forma: 
• Início da contagem do tempo.
• Atuação da unidade de seleção de fases.
• Acionamento das unidades direcionais e de medida.
• A unidade direcional abre ou fecha seus contatos dependen-
do dos valores de tensão de polarização e corrente de defeito 
vindas da unidade de seleção.
• A unidade de medida aquisita os valores de tensão e corrente 
de defeito vindas da unidade de seleção.
 UNIUBE 81
Figura 3.3 - Fluxograma dos aspectos funcionais dos relés de distância
Fonte: Relés… ([2016], on-line, p. 5).
82 UNIUBE
Com a lógica definida no projeto de proteção, os relés atuarão da 
seguinte forma:
• O primeiro relé a operar será o R3, pois a impedância vista por 
ele é menor do que a vista pelos demais relés.
• Em seguida, operará o relé R4.
• O relé R1, considerado de segunda contingência, acionará 
apenas na falha de operação do conjunto relé R3 e o disjuntor 
da barra B.
• Os relés R2 e R3 devem ser equipados com unidades direcio-
nais, para que apenas o R3 opere.
• Com a unidade direcional, evitaria que o relé R2, que vê a 
mesma impedância que o relé R3, funcionasse, acarretando 
desenergização das linhas L4 e L5 desnecessariamente.
3.2. Relés de Distância Eletromecânicos 
Em sua forma geral, os relés eletromecânicos são constituídos de 
uma armadura de ferro, disco de indução e bobinas de tensão e 
corrente. Cada relé possui duas ou mais unidades ôhmicas que 
utilizam a impedância (R + jX), medida do início da linha, local de 
instalação dos relés de distância ao ponto de defeito. A unidade 
ôhmica apresenta um torque expresso pela equação a seguir:
T K I K V I cos K= × − × × × −( )−1 2 2 3ϕ θ
Sendo que:
 UNIUBE 83
I : corrente do circuito.
ϕ: ângulo de defasagem entre e.
θ: ângulo de projeto do relé.
K3 : constante de mola de restrição.
Quando se analisa, na posição de equilíbrio, limite de atuação, em 
que T = 0 e K3 , tem-se:
K
K
V
I
cos1
2
= × −( )ϕ θ
Com V / I correspondendo à impedância, temos:
K
K
Z cos1
2
= × −( )ϕ θ
A representação dessa equação, no plano R-X, indica o lugar ge-
ométrico para o torque nulo do relé, como mostrado na Figura 3.4. 
O semiplano inferior, abaixo da reta representada, denota onde o 
torque é positivo, e o semiplano superior, onde o torque é negativo. 
Valores de torque são importantes para os ajustes dos relés de 
distância, delimitando sua região de operação e de não operação, 
como será visto adiante.
84 UNIUBE
Figura 3.4 - Representação geométrica das características de distância
Fonte: Relés… ([2016], on-line, p. 8).
3.1. Tipos de relés de distância eletromecânicos
3.1.1. Relé de distância à impedância ou Relé OHM
São, por definição, relés de sobrecorrente com restrição por ten-
são. Apresentam o seguinte torque:
T K V K I K= − × + × −1
2
2
2
3
Na posição de equilíbrio, tem-se:
Z K
K
= 2
1
 UNIUBE 85
Isso nos dá suas curvas características, como mostrado na se-
guinte figura:
Figura 3.5 - Características dos relés de distância para e constantes
Fonte: Relés… ([2016], on-line, p. 9).
Os relés são, portanto, ajustados para um certo valor de impedân-
cia (Z), referente ao comprimento da linha que deverá ser protegi-
da. Qualquer valor menor ou igual ao valor ajustado fará com que 
o relé seja ativado.
Na prática, um relé de impedância é constituído de diversas partes, 
por exemplo:
• Unidade de partida, geralmente direcional.
• Unidades de medida de impedância de alta velocidade, geral-
mente três (Z1- Z2-Z3 e T1-T2-T3).
86 UNIUBE
• Unidade de temporização.
• Unidade de bandeirola (sinalização) e selagem (bloqueio de 
contatos).
De posse dessas informações, é possível ter a representação grá-
fica desse relé:
Figura 3.6 - Características do relé de distância
Fonte: Relés… ([2016], on-line, p. 10).
A Figura 3.6 apresenta um círculo com centro na origem, em 
que Z1- Z2-Z3 são unidades de medida, e T1-T2-T3 são as unida-
des de temporização, e as regiões superiores e inferiores, torque 
 UNIUBE 87
positivo e torque negativo (restrição), são delimitadas pela posição 
de equilíbrio.
O ângulo de torque máximo é ajustado em fábrica com um ângulo, 
geralmente, de 75º, corrente em atraso da tensão. Se for preciso 
outro valor, pode-se ajustar conforme necessidade.
Quando existir, ao longo do sistema, um transformador de potên-
cia, seu valor ôhmico pode ser calculado pela fórmula:
Z V Z
Pt
nt tr
nt
=
× ×10 2
Em que:
Vnt: Tensão nominal primária do transformador (KV).
Pnt: Potência nominal do transformador (KVA).
Ztr: Impedância percentual do transformador (%).
3.1.2. Relé de Distância à Reatância
Por definição, esse relé é de sobrecorrente com restrição direcio-
nal, com uma equação de torque da forma:
T K I K VIcos K= − −( ) −1 2 2 3ϕ θ
Devido à ocorrência de curto-circuito e do defeito correspondente, 
seu funcionamento baseia-se no fluxo produzido pelos enrolamentos 
88 UNIUBE
de tensão e corrente. Fazendo-se θ = 90º e considerando condição 
equilíbrio, ou seja, T = 0 e despreza-se K = 3, temos:
K
K
Z cons1
2
90= × −( )ϕ
Como, cos senϕ ϕ−( ) =90 tem-se:
K
K
Z sen1
2
= × ϕ
Portanto:
K
K
X1
2
=
Como mostrado na Figura 3.7, essa equação forma uma reta para-
lela ao eixo dos em R-X.
Figura 3.7 - Curva característica para um relé de distância à reatância
Fonte: Relés… ([2016], on-line, p. 18).
 UNIUBE 89
Segundo literatura, a resistência de arco no caso de uma falta entre 
duas fases de uma linha de transmissão de 69 kV pode ser dada 
pela equação:
R L
Ia
a
cc
= ×287 1 4,
Sendo:
La: Comprimento do arco (cm);
LCC: Corrente de curto-circuito (A).
Importante
Para não causar confusão em suas buscas, em diversas literaturas, 
além da utilização da palavra “torque” para expressar a equação do 
relé característico, também se encontra a palavra “conjugado”, que 
são sinônimas.
3.1.3. Relé de Distância à Admitância ou Relé MHO
Por definição, é um relé direcional com restrição por tensão. A 
equação característica de seu conjugado fica na forma:
T K V K V I cos K= − × + × × × −( )−1 2 2 3θ ϕ
90 UNIUBE
Nas condições de equilíbrio, no limite de seu ponto de operação, 
temos T=0 e K3= 0. A e. A partir disso, temos:
V
I
K
K
cos= × −( )2
1
θ ϕ
Logo:
 
Z K
K
cos= × −( )2
1
θ ϕ
A curva característica dessa equação é expressa por meio de uma 
representação polar de uma circunferência, em que o torque po-
sitivo é encontrado em pontos na região situada no interior dessa 
circunferência e o torque negativo, em pontos fora desse limite.
 
Figura 3.8 - Características do relé à distância por admitância
Fonte: Relés… ([2016], on-line, p. 20).
 UNIUBE 91
O relé de distância à admitância é constituído, normalmente, pela 
unidade de partida direcional e pela unidade de medida de admi-
tância, composto por três unidades: M1, M2, M3 .
3.2. Indicações dos Relés de Distância
Referentes as suas vantagens de aplicação, os diferentes relés são 
indicados segundo necessidades físicas ou para amenizar proble-
mas que podem ser encontrados no ambientea serem instalados. 
Dessa forma, segue parâmetros e relés indicados para suas apli-
cações em campo:
• Relé de Impedância ou Relé OHM - para a proteção de linhas 
de comprimento médio considerando o seu nível de tensão. Por 
exemplo, no caso de uma linha de transmissão de 230 KV, con-
sidera-se comprimento médio a distância igual a 200 Km.
• Relé de Reatância - para a proteção de linhas de transmissão de 
comprimento curto, haja vista seu nível de tensão, em que a re-
sistência tem valor apreciável em relação à indutância, e os arcos 
voltaicos não podem ser desconsiderados. Foram desenvolvidos 
para reduzir o efeito do arco no ponto de balanço do relé, quando 
ocorre defeito, e são bastante afetados por oscilações.
• Relés de Admitância ou MHO - em relação a seu nível de ten-
são, são indicados para a proteção de linhas de transmissão 
consideradas de comprimento longo, ou seja, para linhas lon-
gas e de mais alta tensão. São muito afetados pela resistên-
cia de arco voltaico, entretanto, são insensíveis à oscilações 
do sistema, sendo usados na prática de proteção de linhas. 
92 UNIUBE
3.3. Relé de distância digital 
Os relés de distância digitais apresentam funções que vão da pro-
teção, medição, monitoramento até compensações no tempo de 
fechamento de disjuntores em sua lógica de proteção. São equipa-
mentos de alto desempenho com interfaces por software dedicado.
Dica
É importante saber a diferença entre um sistema automatizado 
e um sistema digitalizado. Sistema automatizado não tem a ca-
pacidade de armazenar informação, apenas traduz para alguma 
forma, por exemplo, quando os relés de proteção de uma subes-
tação são do tipo eletromecânicos, eletrônicos ou, até mesmo, 
digitais e são acoplados a transdutores, conectando esses ele-
mentos a um computador que transmite o que está acontecendo 
a um quadro luminoso, sonoro ou qualquer tipo de sinalização no 
quadro de comando. Ou seja, o transdutor apenas transforma va-
lores de corrente, tensão ou potência em sinais elétricos reconhe-
cíveis. No sistema digitalizado, entende-se que os relés aplicados 
são do tipo numérico; os disjuntores, as chaves de abertura têm 
comando motorizado e são submetidos a um programa opera-
cional dedicado, todos em um sistema comum e específico para 
armazenar e, dependendo do sistema, tomar medidas cabíveis 
referentes ao histórico de dados ou à necessidade 
Fonte: adaptada de Mamede (2007).
 UNIUBE 93
3.3.1. Unidade de medida de distância
O relé de distância digital tem, geralmente, quatro zonas de pro-
teção independentes e pode ter as características dos três relés 
eletromecânicos apresentados anteriormente:
• Características de impedância - utilizadas para medir as dis-
tâncias de faltas.
• Característica de reatância - utilizada para fazer ajuste do 
sistema.
• Característica de admitância - os relés são polarizados pela 
corrente de sequência positiva à fase considerada.
3.3.2. Unidade de supervisão para frente e para trás
Esses relés de distância apresentam uma unidade de monitora-
mento da sobrecorrente que, por sua vez, supervisiona a operação 
das unidades de medida de distância, estabelecendo um valor mí-
nimo de corrente de atuação. Essas unidades não têm a função de 
detectar a direção da falta, mas de coordenar o ajuste de direção do 
relé, visto que são unidades de sobrecorrente, sensibilizadas pela 
corrente de fase ou entre fases cujo valor supere o valor ajustado.
Resumo das vantagens dos relés digitais frente aos eletromecânicos:
• Conexão com sistema de informação central controlado de 
pontos remotos.
• Armazenamento de informações referentes a eventos do sis-
tema elétrico.
94 UNIUBE
• Menor espaço ocupado em painéis de comando.
• Ajustes de características operacionais realizados sem 
desligamento.
• Ajustes de características operacionais realizados de pontos 
remotos.
• Sistema de autossupervisão.
Pelas características apresentadas, esses relés são de grande im-
portância para projetistas dos sistemas de proteção e seletividade. 
O uso de relés de distância digitais é muito comum, visto que são 
sistemas robustos e que conseguem tomar decisões, em suas uni-
dades centrais de controle, quase em tempo real.
O ajuste desses relés deverá ser realizado para que seja obtido 
o torque positivo para valores de impedância abaixo dos valores 
ajustados. 
Relembrando
Torque positivo: região de operação.
Torque negativo: região de não operação.
 UNIUBE 95
3.3.4. O que pode causar perturbação de medição
Como em todos os sistemas de medições, existem fatores que cau-
sam perturbações e, consequentemente, podem prejudicar o bom 
funcionamento de dispositivos e de sistemas de proteção. Segundo 
Mamede Filho (2007), alguns erros de medida são encontrados na 
utilização desses relés, como quedas de tensões, impedâncias 
além das consideradas, dentre outros. Nos relés de distância, os 
erros podem ocorrer devido a razões como:
• Inexistência ou insuficiência de transposição dos condutores 
da linha, ou seja, desequilíbrio entre fases e fase e neutro (5-
10% de erro esperado).
• Variação da impedância ao longo das linhas em paralelo cau-
sada, por exemplo, pela não homogeneidade do solo ou vias 
férreas paralelas ao percurso da linha.
• Erros referentes aos redutores de medida de corrente e ten-
são devido à saturação de seus núcleos e mudanças de suas 
características iniciais com exposição contínua a correntes de 
defeito (erro de 3% ou mais).
• Erros devido a variações climáticas, à temperatura do am-
biente e às condições de resfriamento dos condutores, outros 
fatores climáticos são direção e velocidade do vento.
• A construção do relé. Por mais que os relés sejam feitos da mes-
ma forma, com os mesmos componentes, pela mesma empre-
sa, existem pequenas diferenças nas construções e, por sua 
vez, pequenas variações na medição de cada um deles.
96 UNIUBE
Para a correta operação, relés de distância modernos necessitam 
de compensações intrínsecas que permitam resultar em medidas 
confiáveis, mesmo levando em conta todos esses erros que são, 
de certa forma, inevitáveis e inerentes à cada relé de distância. 
Considerações Finais 
Neste capítulo, prezado(a) aluno(a), pudemos ter uma ideia intro-
dutória dos sistemas utilizados para a proteção de linhas de trans-
missão, com o foco nos relés de distância. Esses elementos são 
de grande importância, tornando seguro e eficiente os sistemas de 
proteção no conjunto de barramentos, disjuntores, transformadores 
dentre outros elementos que contemplam as linhas de transmissão.
De forma geral, vimos os tipos de relés de distância existentes, 
bem como suas características construtivas e técnicas, as quais 
delimitam qual aparelho deve ser utilizado em cada situação para 
prover o melhor desempenho e a redução de erros nos sistemas 
de grande potência.
Observou-se que todos os aparelhos que têm a função de medi-
ção, ou atuação segundo alguma medição, sofrem interferências, 
sejam elas causadas por efeitos naturais, características físicas do 
ambiente e climáticas ou por problemas advindos de erros huma-
nos, como projeto do sistema sem atender às necessidades dos 
elementos que nele atuam. 
Luis Guilherme Gimenez de Souza
Introdução
Teleproteção de linhas 
de transmissão e 
coordenação de sistemas 
de proteção
Capítulo
4
Em sistemas elétricos de potência (SEP), temos várias 
formas de proteção e requisitos necessários para se operar 
com operadoras e distribuidoras de energia elétrica. Dentro 
desses requisitos e necessidades, é saliente ter sistemas 
de proteção eficientes e confiáveis que, ao menor sinal de 
problema na linha, atuem de forma a diminuírem ou evitarem 
prejuízos, tanto financeiros quanto de falta de energia.
Neste capítulo, vamos ver os sistemas de teleproteção e de 
coordenação da proteção de sistemas elétricos de potência. 
Esses dois elementos que atuam na proteção tem como 
características aumentar a confiabilidade do sistema de 
energia, melhorar o desempenho da proteção, ouseja, atuar 
como guardiões de um complexo sistema de transmissão.
Como dado técnico importante, destacamos que toda a 
carga transmitida por FURNAS é monitorada, em tempo 
real, por mais de 900 equipamentos de teleproteção, que 
operam associados aos painéis de proteção instalados nas 
casas de controle ou de relés, situados nas subestações. Os 
painéis de proteção analisam os parâmetros de segurança 
operacional dos elementos que compõem o sistema elétrico 
de potência, como transformadores, disjuntores, capacitores 
etc., e acionam, em situações anormais, os equipamentos de 
teleproteção, que, por sua vez, entram em ação em frações 
de segundo, evitando, assim, danos maiores ao sistema de 
transmissão. Para a proteção de sua malha de transporte de 
energia, FURNAS utiliza de quatro a oito equipamentos por 
cada circuito. O país tem, hoje, mais de 176 mil km de linhas, 
o que o coloca entre os quatro maiores no ranking mundial 
em extensão na área de transmissão. Desse total, 18.717 
km fazem parte da rede básica de FURNAS, configurada em 
linhas com tensões de 138, 230, 345, 500, 750 e ± 600 kV, 
que passam por oito estados e o Distrito Federal. Por elas, 
transitaram no ano passado 179,5 TWh de energia. Além 
disso, a capacidade de transformação das subestações 
alcançou o total de 91.797 MVA, 6,7% a mais que o registrado 
em 2002 (TRANSMISSÃO..., 2004).
Figura 4.1 - Linhas de transmissão
Fonte: ILYA AKINSHIN, 123RF.
 UNIUBE 99
Podemos ver, por esses dados, a importância de se manter um 
sistema confiável e seguro. Nas redes de transmissão atuais, 
quase todas as subestações são monitoradas e controladas 
on-line, por Sistemas de Gerenciamento de Energia. As 
principais linhas de transmissão, geralmente, são equipadas 
com cabos de fibra óptica, em sua maioria, integrados a cabos 
aéreos OPGW (optical groundwire), em que as subestações 
são acessadas por meio de sistemas de comunicação de alta 
velocidade.
Segundo Caminha (1977, p. 198), “um sistema elétrico 
deve ser equipado com diversos dispositivos protetores, 
estrategicamente situados, destinados a protegê-lo efetiva 
e seguramente contra todos os defeitos de isolamento ou 
outros funcionamentos anormais”.
Em capítulos anteriores, pudemos ver vários dispositivos 
de proteção, como relés, fusíveis, transformadores, dentre 
outros. Esses elementos não atuam de forma independente, 
ao contrário, nos sistemas elétricos industriais, esses 
elementos devem ter relações entre si, de modo que uma 
anormalidade do sistema possa ser isolada e, rapidamente, 
removida sem que outras, em sequência, sejam afetadas. 
Ou seja, os elementos desse capítulo nos mostrarão como 
os dispositivos protetores devem ser coordenados para uma 
operação seletiva e eficiente. 
Dessa forma, nessas condições, podemos dizer que tanto 
o sistema de teleproteção quanto o de coordenação têm 
por finalidade isolar a parte defeituosa tão próximo quanto 
possível de sua origem e fazer o isolamento no mais curto 
tempo, sempre visando à redução de danos.
100 UNIUBE
• Contextualizar a importância dos sistemas de proteção 
em linhas de transmissão. 
• Entender os conceitos de teleproteção e coordenação 
de proteção.
• Aprender os tipos de teleproteção e suas formas de atuação.
• Conhecer os princípios que regem a coordenação de 
proteção.
4 Teleproteção
4.1 Introdução
4.2 Tipos de teleproteção
4.2.1 Onda portadora
4.2.2 Fibra óptica
4.2.3 Telefonia
4.3 Tipos de transferências em teleproteção
4.3.1 Transferência de disparo direto de subalcance (DUTT)
4.3.2 Transferência de disparo permissivo de subalcance 
(PUTT)
4.3.3 Transferência de disparo permissivo de sobrealcance 
(POTT)
4.4 Coordenação 
4.4 Introdução
4.5 Coordenação de proteção
4.6 Princípios básicos de proteção.
Objetivos
Esquema
 UNIUBE 101
4.6.1 Princípio da Quantidade
4.6.2 Princípio da Localidade
4.6.3 Princípio da Retaguarda
4.6.4 Princípio da Sensibilidade
4.6.5 Princípio da Suportabilidade
4.6.6 Princípio da Seletividade
4.7 Procedimentos de seletividade que podem ser aplicados 
em uma instalação elétrica 
4.7.1 Seletividade Amperimétrica
4.7.2 Seletividade Cronométrica
4.7.3 Seletividade Lógica
4.8 Conclusão
4.9 Referências
Teleproteção4.1
4.1.1 Introdução
Os equipamentos de teleproteção são considerados os guardiões 
de um complexo sistema de transmissão, haja vista que conse-
guem cobrir grandes extensões de linhas de transmissão e atuam 
de forma rápida e segura. 
A velocidade de comunicação e a confiabilidade são fatores extre-
mamente importantes quando se fala em comunicação e proteção. 
Os equipamentos de teleproteção, de diferentes tipos, que veremos 
a seguir, têm essas características importantes, desempenhando o 
papel de proteção de maneira muito eficaz.
102 UNIUBE
A tecnologia e a utilização de teleproteção abrangem extensões 
bastante grandes, extremidades de linhas entre subestações, por 
exemplo. Devido a essas grandes extensões, podem ocorrer pro-
blemas de sincronismo e de correto funcionamento das funções 
desses equipamentos. Assim, quando instalados os elementos de 
proteção, são feitos testes em pontos diferentes do sistema e ob-
servam-se se os equipamentos “enxergam”, trocam informações 
e executam procedimentos adequados entre si perante o mesmo 
problema, validando, desse modo, a funcionalidade. Para esses 
testes, muitas vezes, é utilizado o GPS, fazendo testes de ponta 
a ponta, de modo a simular situações em que ocorreriam faltas, 
de forma a parecerem reais.
No sistema de teleproteção, os sinais são transferidos de um ponto 
a outro ponto, extremos de uma linha de transmissão, mediante 
meios de comunicação diferentes, como veremos a seguir.
4.2 Tipos de teleproteção
4.2.1 Onda portadora
Onda portadora ou comunicação carrier tem seu funcionamento 
baseado em transferência de uma corrente de baixa tensão, alta 
frequência e baixa intensidade, variando de 20 a 400 KHz entre 
seus terminais da linha de transmissão. Essa corrente é transmitida 
pelo próprio condutor da linha de transmissão.
Esse sistema de onda portadora é composto, geralmente, pelos 
elementos seguintes:
 UNIUBE 103
• Transmissor - receptor.
• Capacitor de acoplamento.
• Filtro de onda.
O Transmissor-receptor, como o próprio nome diz, envia um sinal 
de alta frequência sempre que receber uma informação do sistema 
de proteção. Esse sinal, por sua vez, chega ao capacitor de acopla-
mento e repassa à linha de transmissão. O capacitor trabalha, tam-
bém, como um filtro, deixando passar correntes de alta frequência 
e bloqueando as corrente de baixa frequência. Por sua vez, o filtro 
de onda separa as corrente de alta frequência, a onda portadora, e 
as de baixa frequência, correntes de carga.
4.2.2 Fibra óptica
Esse tipo de teleproteção é feito por meio de um cabo de fibra ópti-
ca instalado no interior do cabo de potência da linha de transmissão. 
Porém tanto a teleproteção de fibra óptica quanto a onda portadora 
têm o problema de dependerem intimamente da integridade da linha 
de transmissão para que possam funcionar de maneira correta.
4.2.3 Telefonia
Diferente dos anteriores, os sistemas de teleproteção por telefonia 
ou mesmo por internet não dependem da integridade da linha de 
transmissão e têm sido amplamente empregados na atualidade.
104 UNIUBE
4.3 Tipos de transferências em teleproteção
4.3.1 Transferência de disparo direto de subalcance (DUTT)
Esse tipo de transferência utiliza a zona de subalcance, primeira 
zona, para acionar a transmissão de um sinal de alta frequência 
para o terminal remoto. Nesse terminal, remoto, teremos a abertura 
do terminal, comandada pelo receptor.
O defeito na linha de transmissão será evidenciado e eliminado 
instantaneamente, pois qualquer defeito na linha estará sob a vigi-
lância desse sistema. 
4.3.2 Transferência de disparo permissivo 
de subalcance (PUTT)
Como o nome evidencia, também é utilizada a primeira zona, su-
balcance, que aciona a transmissão do sinal de alta frequência 
para o terminalremoto, porém, diferente do anterior, a recepção 
desse sinal somente fará com que os terminais se abram instanta-
neamente se a segunda zona desse sistema elétrico de potência 
mandar o sinal confirmando que há, realmente, um problema na 
primeira zona, evitando, assim, um acionamento devido a ruídos ou 
a qualquer interferência. 
Assim como o anterior, esse esquema proporciona a abertura ins-
tantânea dos disjuntores ao sinal de defeito interno da linha.
 UNIUBE 105
4.3.3 Transferência de disparo permissivo 
de sobrealcance (POTT)
Diferente do PUTT, esse esquema tem a atuação dos disjuntores 
feita pela segunda zona, ao invés da primeira zona. A diferença de 
ser realizada a atuação pela segunda zona, para todos os defeitos 
internos à linha, é que a liberação será mandada e feita instanta-
neamente pela segunda zona e, por consequência, pela primeira 
zona também.
4.4 Coordenação 
4.4 Introdução
Os sistemas de proteção em sistemas elétricos de potência (SEP) são 
formados por dispositivos de proteção que visam, como função prin-
cipal, proteger pessoas e/ou equipamentos em contato com sistemas 
elétricos. Para a funcionalidade adequada, esses elementos devem 
ter uma ordem de atuação, bem como um padrão de funcionamento, 
ou seja, uma ordem descoordenada ou independente de elementos 
não traria os benefícios necessários para um sistema de proteção. 
Logo, faz-se importante a organização e o alinhamento dos disposi-
tivos de proteção, para assegurar sua eficácia na forma e como será 
feita a proteção dos elementos visados. A essa proteção designamos 
o nome de Coordenação da proteção (SILVA, 2012).
Para um sistema operar com Coordenação de proteção, deve-se 
garantir, simultaneamente:
• proteção dos equipamentos e das pessoas.
106 UNIUBE
• proteção de retaguarda de dispositivos de proteção.
• seletividade entre dispositivos de proteção.
Em resumo, torna-se necessário locar, especificar e fornecer a po-
sição dos dispositivos de proteção para atingir os aspectos ante-
riormente mencionados, sempre visando à confiabilidade, à veloci-
dade, à economia e à seletividade desse sistema de proteção.
Para se fazer uma coordenação de sistemas elétricos de potên-
cia com o melhor desempenho possível, primeiramente, faz-se um 
estudo da coordenação necessária, visando uma metodologia de 
coordenação da proteção e tendo como orientação os princípios de 
coordenação, ambos veremos a seguir (SILVA, 2012). 
4.5 Coordenação de proteção
A técnica, metodologia, para realizar a coordenação do sistema de pro-
teção engloba uma série de procedimentos para tornar possível e abran-
ger os requisitos de um sistema de coordenação de proteção, mencio-
nados na introdução. Silva (2012) destaca os procedimentos que se 
destinam ao melhor desempenho dos equipamentos de proteção:
• tipo de equipamento a proteger.
• tipo de equipamento de proteção disponível.
• índice de vulnerabilidade do sistema elétrico de potência a falhar.
• recurso financeiro disponível.
 UNIUBE 107
Dentro dessas variáveis, é possível tomar várias ações em decorrên-
cia de suas prioridades ou necessidades, tornando evidente, assim, 
que um sistema de proteção deve ser feito para cada necessidade de 
projeto, sempre se orientando pelos requisitos necessários citados.
Idealmente, seria melhor, e mais fácil, se cada situação tivesse 
apenas uma solução, sendo viável para todas as situações seme-
lhantes, porém anos de conhecimentos adquiridos por engenheiros 
de proteção e estudos de casos propiciaram a formulação de uma 
metodologia de coordenação de proteção.
A metodologia ou técnica de coordenação apresenta a discussão 
acerca de como organizar os princípios básicos de proteção, con-
sagrados na literatura técnica, para servir na orientação e na exe-
cução de uma coordenação do sistema de proteção efetiva.
De forma ideal, uma metodologia eficaz para se ter a melhor co-
ordenação do sistema de proteção seria transformar a técnica de 
coordenação em fluxograma e criar um programa computacional 
para indicar a resposta. Isso foi realizado em meados da década 
de 60 e, desde então, muitos outros programas apareceram. Esses 
programas têm seu valor na velocidade de resposta e dão um norte 
para o projetista, porém não devem ser utilizados como certos, haja 
vista a infinidade de variáveis locais e alguns problemas que esses 
softwares não podem prever, como:
• qual o melhor, mais adequado, dispositivo a ser usado?
• qual o dispositivo mais econômico?
• em qual local deve-se instalar o dispositivo de proteção?
• qual ajuste deve ser adotado pelo dispositivo de proteção?
108 UNIUBE
Figura 4.2 - Eletricista em trabalho
Fonte: DMITRY KALINOVSKY, 123RF.
Portanto, atualmente, ainda não se fez um software capaz de ad-
quirir informações gerais do local em que se deve instalar e de 
como se instalar, não podendo tomar decisões que apenas os pro-
jetistas conseguem.
Como essa necessidade do melhor projeto é necessária e ainda 
não dispomos de um software capaz de nos dar a resposta, a 
literatura traz os princípios básicos de proteção que foram con-
solidados ao longo do tempo e da experiência, gerando uma 
cultura na área de proteção.
 UNIUBE 109
4.6 Princípios básicos de proteção
Os princípios básicos de proteção foram levantados para nortear 
e lembrar aos projetistas os fatores necessários que todo projeto 
deve ter, não necessariamente cobrindo todos, mas sempre lem-
brando da necessidade de se avaliar todos. 
Um projeto de coordenação de sistemas de proteção deve abran-
ger os seguintes princípios:
• Princípio da Quantidade.
• Princípio da Localidade.
• Princípio da Retaguarda.
• Princípio da Sensibilidade.
• Princípio da Suportabilidade.
• Princípio da Seletividade. 
Como já mencionado, esses princípios servem como orientação, a 
decisão que deve ser tomada cabe ao engenheiro projetista.
4.6.1 Princípio da Quantidade
Segundo Silva (2012), esse princípio vem afirmar que todo equi-
pamento deve ter, no mínimo, um dispositivo de proteção contra 
110 UNIUBE
sobrecorrente e, no mínimo, um contra sobretensão. Esse tipo de 
dispositivo é chamado de dispositivo de proteção principal. 
Dependendo da aplicação, é necessário mais de um dispositivo de 
proteção principal por sistema de proteção proposto. Antigamente, 
a quantidade de dispositivos principais ao longo de uma linha era 
maior, tendo sempre mais de um dispositivo para cobrir todo o sis-
tema elétrico de potência. Com o avanço da tecnologia, hoje, é 
possível ter apenas um dispositivo de proteção principal, sendo ca-
paz, sozinho, de monitorar várias anormalidades simultaneamente 
e proteger toda uma linha. 
4.6.2 Princípio da Localidade
O princípio de localidade diz respeito ao local em que o dispositivo 
de proteção principal deve ser colocado, sendo esse o mais pró-
ximo possível do equipamento a ser protegido. Esse fator permite 
facilidade maior na localização da falta e, portanto, facilidade em 
restaurar o sistema elétrico de potência com menor quantidade de 
equipamentos desligados.
Para exemplificar e justificar esse princípio, tomamos como base a 
seguinte figura:
 UNIUBE 111
Figura 4.3 - Exemplo do princípio de localidade
Fonte: SILVA (2012, p.12).
A figura anterior exemplifica um sistema elétrico de potência com 
topologia radial de distribuição em média tensão. Analisando a 
figura, notamos que, para uma falta nas linhas L1 ou L2, haverá 
sobrecorrente proveniente das duas fontes, que exige a presen-
ça de proteção D2 e D3, que isolam uma das linhas e permitem 
a continuidade de fornecimento à carga. Para uma falta em L3, a 
proteção D5 é suficiente para eliminar a falta. Porém o princípio 
não é rígido. Imagine que a linha L3 é muito comprida e o dis-
positivo de proteção D5 não é suficiente para detectar a falta na 
barra 4, temos a justificativa de um dispositivo D6 na chegada da 
linha L3 na barra 4; pensando em outra possibilidade, teríamos 
a necessidade de deslocar até o dispositivo de proteção D5 para 
efetuar o religamentoapós reparo.
112 UNIUBE
4.6.3 Princípio da Retaguarda
O princípio da Retaguarda afirma que todo dispositivo de prote-
ção principal deve ter, ao menos, um outro dispositivo de proteção 
operando em sua retaguarda, de modo que, ocorrendo a falha do 
dispositivo de proteção principal, a proteção de retaguarda garante 
a proteção do equipamento a ser protegido.
Esse princípio está intimamente ligado à confiabilidade do dispositi-
vo de proteção e ao custo desse sistema, vendo se a necessidade 
é real frente ao custo desse aparato (SILVA, 2012).
4.6.4 Princípio da Sensibilidade
Esse princípio denota que o dispositivo de proteção deve atuar 
sempre que houver menor condição anormal do equipamento pro-
tegido ou situação que o coloque em risco, ou seja, o dispositivo de 
proteção deve ser sensível ao menor valor de anormalidade.
Além desse estado alerta de anormalidade, o dispositivo de pro-
teção deve permitir que o equipamento protegido opere em todas 
as suas funcionalidades de forma plena, ou seja, no modo normal, 
emergencial e transitório esperado e especificado para sua catego-
ria e atuação.
4.6.5 Princípio da Suportabilidade
Segundo Silva (2012), esse princípio diz que o dispositivo de prote-
ção deve atuar o mais rápido possível sempre que houver condições 
 UNIUBE 113
anormais no aparelho a ser protegido, em que os limites de supor-
tabilidade do equipamento protegido não sejam ultrapassados.
Esses limites que devem ser protegidos são informações técnicas 
obtidas com o fabricante do equipamento. São limites máximos dos 
valores de corrente e tensão admissíveis pelo tempo máximo de 
exposição a essas características, ou seja, o quanto o equipamen-
to é capaz de suportar.
A forma como esses dados são aquisitados, geralmente, são na 
forma de gráficos, as chamadas curvas de suportabilidade; com o 
auxílio dessas curvas, o projetista analisa e determina o tempo má-
ximo em que o equipamento pode ficar exposto para determinada 
anormalidade. Esse valor de tempo sempre deve ser superior ao 
tempo de atuação do sistema de proteção.
4.6.6 Princípio da Seletividade
Refere-se ao princípio em que todos os dispositivos de proteção 
mais próximos do local de falta devem atuar o mais rápido possí-
vel para isolar essa falta. Essa forma de seleção, quando há falta, 
garante que outros setores, subsequentes a esse, não sejam afe-
tados juntamente. 
Esse princípio engloba a necessidade de ter uma visão maior do 
conjunto dos dispositivos no sistema elétrico de potência, eviden-
ciando um olhar mais criterioso do projetista. Uma coordenação 
bem feita garante a retirada de operação da menor quantidade de 
equipamentos e garante uma possível continuidade da operação 
do sistema elétrico.
114 UNIUBE
Para melhor entender: a Seletividade é a característica que o sistema 
elétrico de potência deve ter quando submetido a correntes anormais, 
fazendo atuar os dispositivos de proteção de maneira a desenergizar 
somente as partes do circuito que efetivamente foram afetadas.
4.7 Procedimentos de seletividade que podem 
ser aplicados em uma instalação elétrica
Os procedimentos de seletividade que podem ser aplicados em 
uma instalação em sistemas elétricos de potência são:
• Seletividade amperimétrica.
• Seletividade cronológica.
• Seletividade lógica.
A seguir, serão melhores explicados esses tipos de seletividade.
4.7.1 Seletividade Amperimétrica
Esse tipo de seletividade fundamenta-se no princípio de que as 
correntes de curto-circuito crescem à medida que o ponto de de-
feito aproxima-se da fonte de suprimento. É aplicado aos sistemas 
de baixa tensão, nos quais essas impedâncias dos condutores são 
significativas. Em sistemas de transmissão de distâncias curtas, 
as correntes de defeito não apresentam grandes variações nos 
 UNIUBE 115
diferentes pontos de falta, fator que dificulta a aplicação desses 
procedimentos. 
Para melhor exemplificar, atente-se à imagem a seguir:
Figura 4.4 - Exemplo para seletividade Amperimétrica
Fonte: Módulo..., [2017], on-line.
Supondo uma corrente de defeito no ponto A da figura anterior, de va-
lor e valores de ajustes das proteções em P1 e P2 iguais a e, respec-
tivamente, a seletividade amperimétrica estará satisfeita se ocorrer: 
I p1 > Ics > Ip2
Para ajustar os valores da proteção, atuação dos equipamentos de 
116 UNIUBE
proteção, a primeira proteção a montante do ponto de defeito deve 
ser ajustada a um valor inferior à corrente de curto-circuito, carac-
terizando-se dentro da zona protegida, ou seja:
I p2 ≤ 0,8 x Ics
E as proteções situadas fora da zona protegida devem ser ajusta-
das com valores superiores à corrente de curto-circuito, ou seja:
I p1 > Ics
Com esses valores estipulados, temos uma proteção dos equipa-
mentos de acordo com valores de corrente aquisitados. 
Relembrando
Você já deve estar por dentro dos termos “jusante” e “montante”, 
mas, para recordar, aqui vai uma breve explanação:
• dizer que um sistema de proteção está a montante refere-se 
à sua posição instalada, nesse caso, antes de outro elemento 
referido ou mais próximo da fonte de energia.
• Dizer que um sistema de proteção está a jusante refere-se à 
sua posição instalada, nesse caso, depois de outro elemento 
referido ou mais próximo da carga final.
 UNIUBE 117
4.7.2 Seletividade Cronométrica
Esse tipo de seletividade fundamenta-se no princípio de que a tem-
porização do dispositivo de proteção próximo ao ponto de defei-
to tenha valor inferior à temporização intencional do dispositivo a 
montante. Ou seja, se algum problema ocorrer, o equipamento de 
proteção deve atuar antes do dispositivo protegido ou do circuito.
A diferença dos tempos de atuação é denominada intervalo de co-
ordenação e deve corresponder ao tempo de abertura do disjuntor 
acrescido de um tempo de incerteza de atuação das proteções, 
valor assumido entre 0,3 e 0,5 segundos.
Para melhor exemplificar, atente-se à figura a seguir:
Figura 4.5 - Para exemplo da seletividade cronométrica
Fonte: Módulo..., [2017], on-line.
118 UNIUBE
Supondo um intervalo de coordenação de 0,4s, temos:
• um curto-circuito na barra D resulta a corrente que atravessa 
as proteções em série com o circuito.
• a proteção P4 tem um retardo próprio de 0,1s, que atua ins-
tantaneamente na sua unidade. Já a proteção P3 tem um 
ajuste de 0,5s, enquanto P2 e P1 foram ajustadas para 0,9 e 
1,3s, respectivamente.
Em projetos industriais, a concessionária impõe condições de tempo 
na proteção de fronteira com a planta em função de seu esquema de 
seletividade. Esses fatores causam desvantagens na utilização da se-
letividade cronométrica, devido à seletividade do projeto de proteção 
da indústria, prejudicando e alcançando tempos superiores àqueles 
admitidos na proteção de fronteira. Os valores de impedância nos di-
ferentes barramentos apresentam diferenças apreciáveis, levando as 
correntes de curto-circuito a terem valores bastante diferentes. Esse 
aspecto leva ao superdimensionamento térmico dos dispositivos sec-
cionadores, barramentos, cabos, dentre outros, já que os valores de 
tempo são diferentes, a exposição desses elementos, às vezes, é 
muito maior que a necessária, podendo acarretar mau funcionamento 
de cargas e danificar elementos do SEP.
4.7.3 Seletividade Lógica
Só foi possível utilizar esse tipo de seletividade devido aos relés 
digitais, dando novo conceito à seletividade. 
 UNIUBE 119
Esse tipo de seletividade é aplicado em unidades de sobrecorrente 
de fase e de neutro ou terra, tanto sistemas primários como se-
cundários. Mais facilmente aplicado em sistemas radiais, pode ser 
aplicado, também, em sistemas em anel, se usado com relés de 
sobrecorrentes direcionais. 
Os princípios básicos de funcionamento dessa seletividade podem 
ser resumidos com a ajuda da figura a seguir:
Figura 4.6 - Para exemplo da seletividade lógica
Fonte: Módulo..., [2017], on-line.
Podemos dizer, referente à figura, que:
• a primeira proteção a montante do ponto de defeito é a única 
responsávelpela atuação do dispositivo de abertura do circuito.
120 UNIUBE
• as proteções a jusante do ponto de defeito não receberão o 
sinal de mudança de estado.
• as proteções a montante do ponto de defeito receberão os si-
nais digitais de mudança de estado para bloqueio ou atuação.
• cada proteção deve ser capaz de receber um sinal digital da 
proteção a sua jusante e enviar sinal digital à proteção a mon-
tante, além disso, acionar o dispositivo de abertura do circuito.
De outra forma, sabemos que, para as proteções ajustadas com 
tempo entre 50 a 100 ms, cada uma deve garantir a ordem de blo-
queio durante um tempo definido pela lógica de seletividade.
Supondo um curto-circuito na barra D, teremos a proteção P4, or-
denando bloqueio de P3, por sua vez, P3 ordenando bloqueio da 
proteção P2, que, então, ordena bloqueio de P1.
P4 faz atuar o dispositivo de abertura do circuito, após um tempo 
de disparo igual ao tempo de abertura do dispositivo de interrupção 
acrescido do tempo desejado para ajuste, valor entre 50 e 100 ms.
Eventualmente, se P4 falhar, a abertura do dispositivo de prote-
ção de retaguarda seria solicitada a atuar, ou seja, a proteção 
P3 atuaria.
Supondo, agora, um curto-circuito na barra C, teríamos a prote-
ção P4 não recebendo nenhuma informação das demais unidades. 
Por sua vez, a proteção P3 não recebe ordem de bloqueio de P4. 
Sem ordem de bloqueio, a proteção P3 faz atuar o dispositivo de 
abertura correspondente a um tempo de abertura do dispositivo 
 UNIUBE 121
de interrupção acrescido ao tempo de ajuste de P3. Assim, P3, a 
seguir, ordena bloqueio da proteção P2, que, por sua vez, ordena 
bloqueio da proteção P1.
Essas sequências de proteção garantem o melhor funcionamento 
do sistema elétrico de potência, protegendo-o e mantendo-o com 
menor número de desligamentos no percurso.
Considerações Finais 
Em sistemas de proteção com teleproteção e coordenação de sis-
temas de proteção são usados dispositivos detectores, disparado-
res e interruptores que desligam os circuitos quando necessário. 
Sempre com as determinações das condições de operação (no-
minal, máxima e mínima, de sobrecarga), de defeito (correntes de 
curto-circuito) e mesmo de situações excepcionais, como partida 
de motores, magnetização de transformadores etc., torna-se pos-
sível formar um sistema de proteção eficiente e confiável.
122 UNIUBE
 UNIUBE 123
Luis Guilherme Gimenez de Souza
Introdução
Proteção de 
transformadores
Capítulo
5
Olá, caro(a) aluno(a). No capítulo V – Proteção de 
transformadores –, continuaremos o estudo do conteúdo 
referente à disciplina Proteção de Sistemas Elétricos, com 8 
capítulos ao total.
O conteúdo da disciplina abordou, até o presente capítulo, a 
importância da proteção de sistemas elétricos de potência 
(SEP), os transformadores redutores de tensão e filtro, os relés 
de sobrecorrente e distância com suas respectivas aplicações, 
a teleproteção de linhas de transmissão e coordenação de 
sistemas de proteção. Ainda serão abordados os tópicos 
de 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 de proteção de transformadores, 
em que será possível observar que os elementos de proteção 
estudados nos capítulos anteriores conseguem suprir as 
necessidades básicas do sistema de proteção desejado. 
Os códigos dos elementos e a função individual podem ser 
observados na norma ANSI / IEEE C37.2.
Os relés utilizados no sistema de proteção são caracterizados 
por tipo de acionamento (direto e indireto), temporização 
(instantâneo e temporizado), função de proteção e quanto à 
124 UNIUBE
tecnologia utilizada (eletromecânica, estática e digital).
O método de proteção diferencial do transformador consegue 
limitar a área de atuação para o componente em questão 
ou para a região adjacente de interesse. Dentro dessa 
metodologia, observa-se a utilização de relé diferencial 
comum e de relé diferencial percentual.
Tal metodologia tem como objetivo principal a detecção de 
falhas internas do transformador, como curto-circuito entre 
espiras e descargas parciais entre enrolamentos ou com a 
carcaça.
A utilização do relé de sobrecorrente é uma das principais 
formas de proteger o transformador, atuando no momento 
em que a corrente que flui pelos seus terminais for maior que 
o especificado. A atuação do relé de sobrecorrente pode ser 
instantânea (função 50) ou temporizada (função 51).
Outros equipamentos complementam a proteção dos 
transformadores, como proteção contra falha de disjuntor, 
contra sobretensão, de carcaça do transformador, bloqueio, 
temperatura, pressão e falta de óleo.
Ressalta-se a importância da proteção de transformadores 
para o sistema elétrico, por isso existem muitos equipamentos 
e sistemas de proteção para que sempre opere de forma 
correta e segura.
O estudo relacionado à proteção de sistemas elétricos de 
potência, contudo, 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 seu interesse 
ou de grande utilidade.
 UNIUBE 125
• Conhecer os princípios básicos de proteção de 
transformadores.
• Aplicar os dispositivos estudados anteriormente na pro-
teção de transformadores.
• Noção básica de ajuste de relés diferenciais na prote-
ção de transformadores.
• Verificar a importância de outros dispositivos na prote-
ção de transformadores.
1. Relés de proteção de transformadores
1.1. Classificação quanto ao tipo de acionamento
1.1.1. Direta
1.1.2. Indireta
1.2. Classificação quanto ao tipo de temporização
1.2.1. Instantâneo
1.2.2. Temporizado
1.3. Classificação quanto à função de proteção
1.4. Classificação quanto à tecnologia
1.4.1. Eletromecânicos
1.4.2. Estáticos
1.4.3. Digitais
2. Proteção diferencial do transformador
2.1. Relé diferencial comum
2.2. Relé diferencial percentual
3. Proteção de sobrecorrente de fase e neutro
3.1. Sobrecorrente temporizada e instantânea de fase
3.2. Sobrecorrente temporizada e instantânea de neutro
3.3. Sobrecorrente temporizada e instantânea de terra de 
alta sensibilidade
Objetivos
Esquema
126 UNIUBE
Um sistema elétrico de potência (SEP) é composto por três sub-
sistemas: geração, transmissão e distribuição. Dentro do primeiro 
subsistema, encontram-se as usinas, cada uma com a sua fonte de 
energia: hidroelétricas, eólicas, termoelétricas (carvão, gás natural 
e nuclear), dentre outras.
O subsistema de transmissão é composto pelas linhas de trans-
missão propriamente ditas e pelas subestações de transformação, 
constituídas de transformadores e de equipamentos de proteção e 
controle. Tal subsistema tem como função conectar as usinas elé-
tricas às regiões de consumo.
O subsistema de distribuição, assim como o de transmissão, tam-
bém é composto por condutores, transformadores e equipamentos 
de medição, controle e proteção. Contudo, a distribuição é mais ex-
tensa e ramificada, conectando todos os consumidores (industriais 
e residenciais).
Como visto, existe a necessidade de conectar os geradores e as 
cargas aos sistemas de transmissão e distribuição. Tal função é 
realizada pelo transformador, cuja função é compatibilizar os níveis 
de tensão e corrente em seus enrolamentos primário e secundário.
4. Outros equipamentos de proteção para transformadores
4.1. Proteção contra falha de disjuntor
4.2. Proteção de carcaça dos transformadores
4.3. Proteção contra sobretensão
4.4. Relé de bloqueio
4.5. Relé de temperatura
4.6. Válvula de alívio de pressão
4.7. Relé Buchholz
 UNIUBE 127
Figura 5.1 - Exemplo de transformador de alta tensão
Fonte: MIPAN, 123RF.
Figura 5.2 - Exemplo de transformador de pot
Fonte: AROGANT, 123RF. 
128 UNIUBE
Os transformadores são equipamentos de grande importância para 
o sistema elétrico, por isso existem muitos equipamentos e siste-
mas de proteção,para que sempre opere de forma correta e segu-
ra. Segundo Nogueira e Alves (2009, p.133), a proteção envolve a 
adequada configuração elétrica do sistema e de equipamentos de 
proteção com os seguintes objetivos:
• proteger o transformador de falhas do sistema elétrico;
• proteger o transformador de avarias e falhas internas;
• proteger o transformador de condições ambientais que afe-
tem seu desempenho.
O aumento da corrente de fase, o aumento da corrente diferencial 
e a formação de gás proveniente da vaporização do óleo isolante 
são utilizados para detectar um curto-circuito interno ou externo no 
transformador. Utilizam-se as seguintes proteções para combater 
esses elementos e detectar as correntes de curto-circuito:
• proteção de sobrecorrente de fase;
• proteção diferencial;
• proteção contra aumento da pressão interna.
A proteção é feita por relés, que são sensores que verificam, por ten-
são ou por corrente, se há alguma falha no sistema a ser protegido.
Segundo Bechara (2010, p. 81), dentro do universo amostral de 
transformadores elevadores, de transmissão e de subtransmissão, 
69,6% dos casos analisados estão relacionados a danos nas bobi-
nas, como curto-circuito em seus enrolamentos. Outros componen-
tes também apresentam falhas: 16,3% são problemas de comuta-
dor e 10,9% nas buchas.
 UNIUBE 129
Saiba mais
Para melhor aprofundamento do assunto Transformadores, busque 
na literatura conteúdo relacionado a transformadores trifásicos e os 
principais esquemas de ligações de seus enrolamentos: estrela-es-
trela (Y-Y), estrela-delta (Y-Δ), delta-estrela (Δ-Y), delta-delta (Δ-Δ) 
e delta-zigzag (Δ-zigzag). Cada topologia apresenta características 
próprias, sendo possível observar as vantagens e as desvantagens 
individuais, como o aterramento do neutro nas ligações em estrela (Y).
A ligação em delta também é conhecida como ligação em triângulo.
5.1 Relés de proteção de transformadores
Os relés de proteção de transformadores podem ser caracteriza-
dos com relação ao seu tipo de acionamento, tipo de temporização, 
função de proteção e tecnologia. Lembrando que tais característi-
cas são observadas em todos os sistemas de proteção.
5.1.1 Classificação quanto ao tipo de acionamento
5.1.1.1 Direta
O relé 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.
5.1.1.2. Indireta
O relé 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 limita-se a fechar ou a 
130 UNIUBE
abrir um contato que ativa, energiza ou transfere para outro circuito 
a responsabilidade de providenciar o acionamento do disjuntor.
Para aplicação indireta, é comum a utilização de um circuito de cor-
rente contínua alimentado por baterias para acionamento do disjuntor.
5.2 Classificação quanto ao tipo de temporização
5.2.1 Instantâneo
O relé com temporização instantânea atua sem o retardo intencio-
nal, ou seja, seu tempo de atuação é relacionado à movimentação 
dos seus mecanismos de operação.
5.2.2 Temporizado
Quando a grandeza monitorada ultrapassa o valor ajustado, o relé 
com essa característica entra em operação após determinado tem-
po. O relé temporizado atua com o retardo intencional, podendo ser 
de tempo definido ou de tempo inverso.
5.3 Classificação quanto à função de proteção
Os dispositivos de proteção de transformadores seguem a norma 
ANSI / IEEE C37.2 para identificação de sua função. Tais equipa-
mentos são referidos por números, com sufixos de letras quando 
necessário, de acordo com as funções que realizam e utilizado em 
esquemas de conexão encontrados em manuais de instruções e 
em especificações.
 UNIUBE 131
Segue o quadro com algumas opções de códigos e a descrição 
funcional padronizadas; lembrando que a lista completa com códi-
gos, descrição funcional e sufixos pode ser encontrada na norma 
ANSI / IEEE C37.2.
CódigoDescrição funcional
50Sobrecorrente instantânea de fase
50NSobrecorrente instantânea de neutro (terra)
50GS
Sobrecorrente instantânea de terra de 
alta sensibilidade (ground sensor)
50BFFalha de disjuntor
51Sobrecorrente temporizada de fase
51NSobrecorrente temporizada de neutro (terra)
51GS
Sobrecorrente temporizada de terra de 
alta sensibilidade (ground sensor)
86Relé de bloqueio
Quadro 5.1 - Código e descrição funcional de dispositivos de proteção
Fonte: ANSI/IEEE C37.2
5.4 Classificação quanto à tecnologia
5.4.1 Eletromecânicos
Um relé mecânico é projetado, elaborado e construído com base 
nos movimentos mecânicos provenientes de acoplamentos elé-
tricos e magnéticos. Utilizando os princípios de atração e de in-
dução eletromagnética, foram os primeiros relés utilizados em 
sistemas de proteção.
132 UNIUBE
5.4.2 Estáticos
Com o advento dos dispositivos eletrônicos, o relé deixou de apre-
sentar movimentação mecânica em seu mecanismo de atuação e 
todos os comandos e operações são realizados eletronicamente. 
Em comparação ao modelo eletromecânico, o relé estático é mais 
rápido, sensível e preciso, apresenta menor tamanho, consumo e 
grau de manutenção.
5.4.3 Digitais
Um relé digital utiliza como base o microprocessador, cuja flexibi-
lidade permite ao mesmo relé exercer diferentes funções, como: 
controle, armazenamento dos dados amostrados, informação de 
eventos e diferentes funções de proteção. Assim, dentro da ca-
pacidade ou da disponibilidade de hardware do relé, a alteração 
de parâmetros e de funções é realizada por meio de programas 
computacionais (software).
5.5 Proteção diferencial do transformador
A proteção diferencial tem como objetivo proteger o transformador 
contra faltas internas, como curto-circuito entre espiras e descar-
gas parciais entre enrolamentos ou com a carcaça.
A proteção diferencial é sensível à corrente de energização do trans-
formador, sendo necessário o ajuste do relé diferencial para que não 
opere nessa condição. Essa mesma proteção não é sensibilizada 
 UNIUBE 133
pelas correntes resultantes de faltas ocorridas fora da zona protegida.
A zona protegida pode compreender somente o transformador de 
potência ou englobar parte dos circuitos primários e secundários do 
transformador. Qualquer falta dentro dessa área deve ser elimina-
da pela proteção instantânea do relé diferencial.
A lógica diferencial tem como base a Lei de Kirchhoff, equacionando 
as correntes que entram e que saem do equipamento. As correntes 
são monitoradas pelos TCs, que enviam os sinais de corrente para o 
relé, responsável pelo acionamento da proteção quando necessário.
A Figura 5.3 ilustra o esquema de conexão dos TCs acoplados em 
série ao primário e ao secundário, em que a relação de transforma-
ção do transformador é dada por N1 : N2.
Figura 5.3 - Esquema básico de proteção de um transformador monofásico
134 UNIUBE
Fonte: Nogueira; Alves (2009, p. 137).
5.5.1 Relé diferencial comum
O esquema básico de proteção de um transformador de potência 
utilizando um relé diferencial comum é ilustrado na Figura 5.3 e 
funciona em conjunto com os relés de sobrecorrente instantâneo e 
temporizado.
Analisando o circuito, no momento de um curto-circuito fora da área 
de proteção, a corrente que alimenta a falta passa por ambos os 
enrolamentos do transformador de potência. Consequentemente, 
a corrente nos secundários dos TCs serão as mesmas, a corrente 
diferencial será zero e o relé diferencial não atuará.
Contudo, caso ocorra um curto-circuito dentro da área de proteção 
do relé, como entre o enrolamento primário do transformador de 
potência e a sua carcaça, a corrente I1 – I2, que passará na bobina 
diferencial, será diferente de zero, e a proteção atuará.
5.5.2 Relé diferencial percentual
Para evitar interrupções inesperadas ou inapropriadas do trans-
formadorde potência, deve-se restringir os relés quanto a faltas 
externas e permitir um ajuste mais sensível e rápido na operação 
para as faltas dentro da zona protegida. A configuração de um relé 
diferencial percentual instalado e transformador com topologia ∆-Y 
é ilustrada na Figura 5.4.
 UNIUBE 135
Figura 5.4 - Esquema de proteção diferencial per-
centual em transformadores trifásicos
Fonte: Nogueira; Alves (2009, p. 139).
O nome de relé diferencial percentual deve-se ao fato do valor da res-
trição imposta ao relé ser estabelecido como uma porcentagem da 
corrente de pick-up necessária para vencer o conjugado resistente 
(de restrição) e colocar o relé em operação. A inclinação caracterís-
tica está relacionada ao valor do conjugado, podendo variar de 10% 
a 40%, e aumenta quando o relé se aproxima do limite de operação.
Durante a operação normal do transformador ou em casos de faltas 
externas à área de proteção do relé, as correntes secundárias dos 
TCs (is1 e is2) são praticamente idênticas, desde que a relação de 
transformação dos TCs seja a mesma do transformador. Assim:
N1 = n1
N2 = n2
136 UNIUBE
Em que 1:n1 é a relação de transformação do transformador de 
corrente conectado ao lado primário e 1:n2 é a relação do transfor-
mador de corrente conectado ao secundário.
No caso de faltas internas, a diferença entre as correntes será ex-
pressiva e provocará a sensibilização do relé. A corrente diferencial 
possibilita uma medida confiável da corrente de falta e pode ser 
escrita com base na Lei de Kirchhoff:
ιd = ιs1 − ιs2
Sendo que id é a corrente diferencial, is1 é a corrente no secundário 
do TC do lado primário do transformador protegido, is2 é a corrente no 
secundário do TC do lado secundário do transformador protegido.
Em um sistema real, contudo, são encontradas diversas e pro-
váveis fontes de erros associadas à configuração do sistema de 
proteção. Dentre os diversos fatores, é possível listar os erros de 
relação de transformação dos TCs, o erro de medição, o erro das 
mudanças de taps, dentre outros.
Como pequenas correntes diferenciais podem surgir em condições 
normais de operação, a imprecisão pode comprometer o funcionamen-
to do sistema de proteção e ocasionar uma atuação indevida. Assim, 
define-se uma margem de segurança a partir da qual o relé deverá 
atuar, minimizando o problema observado, por meio das equações:
ιd ≥ K
ιd ≥ K"
ιs1 + ιs2
2
 UNIUBE 137
Em que K é a corrente mínima de operação e K” é a inclinação 
percentual diferencial, cujos valores típicos são 10%, 20% e 40%.
Um relé ajustado para uma inclinação de 40% é muito menos sen-
sível do que um relé ajustado para uma inclinação de 10%. A Figura 
5.5 apresenta uma curva característica do relé diferencial, suas zo-
nas de operação e restrição. Ajustes de restrição são apresentados 
para acomodar possíveis correntes diferenciais ocasionadas pelos 
erros previamente listados.
Figura 5.5 - Curva característica da proteção diferencial
Fonte: Nogueira; Alves (2009, p. 141).
Considerando os principais erros proporcionados pela medição, 
a proteção diferencial percentual tem como objetivo fornecer um 
ajuste fino. A corrente mínima necessária para a sensibilização do 
138 UNIUBE
relé (corrente de pick-up) é dada por K e pode sofrer pequenos 
ajustes, para evitar a operação indevida do sistema de proteção, 
causados pela imprecisão dos TCs.
Para os casos em que a relação de transformação dos TCs 
difere do transformador, o relé diferencial pode apresentar taps 
múltiplos para a medição das correntes do primário e do se-
cundário, permitindo corrigir as diferenças entre as correntes 
secundárias dos TCs.
Como as bobinas de retenção (restrição) são percorridas pela mé-
dia das correntes passantes (ir), o relé diferencial não é sensibiliza-
do por certas correntes diferenciais.
ιr =
ιs1 + ιs2
2
Além dos erros listados anteriormente, alguns tipos de manobras 
realizados no transformador e por situação de faltas próximas a 
esse elemento podem causar falsas correntes diferenciais. Devido 
ao seu valor elevado, essas correntes são elevadas o suficiente 
para provocar uma atuação indevida da proteção diferencial.
Pode-se listar como principais causas para o surgimento dessas 
correntes:
• Corrente de inrush.
• Sobre-excitação do transformador.
• Saturação dos TCs.
 UNIUBE 139
A corrente de inrush e a sobre-excitação do transformador produ-
zem uma corrente distorcida, cuja consequência é a saturação do 
núcleo do TC de proteção. A forma de onda pode ajudar a diferen-
ciar se o fenômeno observado é um dos itens citados ou, de fato, 
uma falta interna.
5.6 Proteção de sobrecorrente de fase e neutro
A utilização do relé de sobrecorrente é uma das principais formas 
de proteger o transformador, atuando no momento que a corrente 
que flui pelos seus terminais for maior que o especificado. A atua-
ção do relé de sobrecorrente pode ser instantânea (função 50) ou 
temporizada (função 51).
5.6.1 Sobrecorrente temporizada e instantânea de fase
Os relés de sobrecorrente constituem um dos tipos de função de 
proteção e têm como grandeza de atuação uma ou mais dentre as 
correntes de fase do sistema. A atuação do relé ocorrerá quando 
a corrente atingir um valor igual ou superior ao ajuste previamente 
estabelecido.
A atuação do relé pode acontecer de forma instantânea (50) ou tem-
porizada (51) e são utilizados para proteção contra curtos que en-
volvam mais de uma fase (curtos trifásico, bifásico e bifásico-terra).
Quanto ao tempo de atuação dos relés de sobrecorrente, curvas 
características desenvolvidas por fabricantes de equipamentos de 
proteção ou normatizadas por entidades, como IEC e IEEE, são 
140 UNIUBE
utilizadas para tal determinação. Essas curvas são a forma utiliza-
da pelos equipamentos para detectar uma falha e, a partir da cor-
rente percorrida no relé por um determinado tempo, eliminá-la. As 
curvas de tempo inverso mais utilizadas são, normalmente, inversa 
(NI), muito inversa (MI) e extremamente inversa (EI).
Para a proteção instantânea, utiliza-se uma unidade de sobrecor-
rente com característica de atuação a tempo definido, possibilitan-
do configurar um pequeno valor de tempo ou ajusta-lo igual a zero.
5.6.2 Sobrecorrente temporizada e instantânea de neutro
Seguindo o mesmo princípio da proteção de fase, a atuação do 
relé ocorrerá quando a corrente de neutro atingir um valor igual ou 
superior ao ajuste previamente estabelecido, abrindo o disjuntor.
A ligação do relé de sobrecorrente de neutro é realizada de forma 
que a soma das correntes no ponto comum dos transformadores 
de corrente das fases A, B e C resultam em uma corrente residual. 
A Figura 5.6 ilustra o esquema de ligação do relé de neutro.
 UNIUBE 141
Figura 5.6 - Esquema de ligação de um relé de neutro
Fonte: Nogueira; Alves (2009, p. 153).
5.6.3 Sobrecorrente temporizada e instantânea 
de terra de alta sensibilidade
Segundo Nogueira e Alves (2009, p.153), essa função utiliza um 
transformador de corrente toroidal, que envolve os três condutores 
de fase, sendo que o sinal resultante da somatória dessas corren-
tes é enviado diretamente para a unidade de terra. A Figura 5.7 
ilustra o esquema de conexão típico para essa função.
142 UNIUBE
Figura 5.7 - Esquema de ligação de um relé de terra de alta sensibilidade
Fonte: Nogueira; Alves (2009, p. 154).
5.7 Outros equipamentos de proteção 
para transformadores
5.7.1 Proteção contra falha de disjuntor
Como visto anteriormente, os relés de sobrecorrente são sensibili-
zados no caso de operação anormal, enviando um sinal de disparo 
para seu disjuntor associado. Todavia, no caso de falha de opera-
ção do disjuntor, a função de falha de disjuntor é responsável por 
enviar um sinal de disparo para os disjuntores adjacentes situados 
à montante (sentido do gerador).
Assim, o sinal de disparo enviado aos disjuntores de retaguarda 
provoca a abertura do circuito, eliminando o defeito no alimentador.
 UNIUBE 143
5.7.2 Proteção decarcaça do transformadores
Para que exista a proteção do circuito elétrico de potência, todos os ele-
mentos devem estar adequadamente isolados, de forma a não permiti-
rem fugas de corrente. Na conexão da carcaça do transformador para 
a terra, deve-se instalar um TC conectado a um relé de sobrecorrente.
Com tal proteção, no momento em que ocorrer um defeito interno 
envolvendo a carcaça do transformador, a corrente flui da carcaça 
para a terra e possibilita informar o operador sobre a falha ocorrida.
Uma falha monofásica que não envolver a carcaça do transforma-
dor não provocará a atuação desse relé. A Figura 5.8 ilustra o es-
quema de um curto-circuito da bobina para a carcaça.
Figura 5.8 - Esquema de um curto-circuito da bobina para a carcaça
Fonte: Nogueira; Alves (2009, p. 155).
144 UNIUBE
5.7.3 Proteção contra sobretensão
O isolamento dos enrolamentos do transformador é dimensionado 
para um determinado nível de tensão, mas pode ser degradado em 
caso de sobretensão prolongada. A proteção contra sobretensão 
está incluída na regulação e no controle, sendo raramente aplicada 
de forma direta.
5.7.4 Relé de bloqueio
O relé de bloqueio tem por objetivo bloquear o fechamento do disjuntor 
quando recebe um sinal de disparo do relé de proteção corresponden-
te. Após o acionamento desse elemento, é necessário que o operador 
realize o fechamento manual do disjuntor em campo.
 
5.7.5 Relé de temperatura
Os relés de temperatura monitoram a temperatura interna do trans-
formador, como a temperatura do óleo, dos enrolamentos e do 
aquecimento do núcleo, operando a abertura de disjuntores asso-
ciados aos transformadores e acionando alarmes.
A temperatura do óleo é analisada por uma sonda térmica imersa 
no óleo isolante localizada no topo do transformador. Devido à difi-
culdade de mensurar diretamente a temperatura dos enrolamentos, 
utilizam-se a temperatura do óleo e o seu gradiente de temperatura 
para a estimação desse parâmetro.
Segundo Nogueira e Alves (2009, p. 158), o gradiente de tempe-
ratura é definido mediante a utilização de transformadores de cor-
rente situados nas fases do transformador de potência. Os TCs 
 UNIUBE 145
injetam uma corrente proporcional à corrente de carga em um cir-
cuito basicamente resistivo, projetado para emular a temperatura 
do óleo entre a sonda e o enrolamento. A temperatura final percebi-
da pelo relé é, então, função da temperatura do óleo e da corrente 
de carga do transformador. Esse método é conhecido como méto-
do da imagem térmica.
Caso haja ventilação forçada, esses sensores são utilizados para 
o seu acionamento.
5.7.6 Válvula de alívio de pressão
A válvula de alívio de pressão tem como função eliminar a sobre-
pressão interna causada pela própria operação do transformador, 
sendo instalada em seu tanque principal. A utilização de diversas 
válvulas de alívio de pressão pode ser necessária dependendo das 
dimensões do transformador.
5.7.7 Relé Buchholz
O relé Buchholz é um relé detector de gases utilizado em transfor-
madores de potência equipados com tanque conservador de óleo, 
sendo instalado na tubulação que conecta os tanques principal e 
conservador. Sua função é monitorar o acúmulo de gases e o fluxo 
de óleo entre os tanques, verificando se o funcionamento está den-
tro da normalidade.
Em situações normais de operação, o relé detector de gases 
está preenchido por óleo. Sua atuação ocorre quando detec-
ta surtos de escoamento do óleo ou acúmulo de gases, sendo 
146 UNIUBE
indicada a utilização de relés Buchholz com duas boias para 
transformadores maiores.
O aquecimento do óleo isolante resulta na sua decomposição em 
gases no interior do tanque principal, que se acumularão no topo 
do conservador de óleo, pressionando o óleo presente no conser-
vador para baixo. Tais condições resultam no acúmulo de gases 
na câmara do relé, fazendo com que seu acionamento alerte uma 
possível sobrecarga ou excesso de pressão. 
A detecção nos surtos de escoamento do óleo opera a abertura dos 
disjuntores associados ao transformador de potência, visto que o 
aumento da pressão interna a valores críticos pode causar danos 
severos à estrutura do tanque, rompendo-o.
Além das situações anteriores, em caso de baixo nível de óleo, o relé 
Buchholz realiza o desligamento do transformador e faz soar o alarme.
Considerações Finais
Neste capítulo, querido(a) aluno(a), abordamos a proteção de trans-
formadores e, para tal, os dispositivos utilizados. Os relés de proteção 
de transformadores foram classificados quanto ao tipo de acionamen-
to, ao tipo de temporização, à função de proteção e tecnologia.
A proteção do transformador envolve a adequada configuração 
elétrica do sistema e de equipamentos de proteção com objetivos 
de proteger o transformador de falhas do sistema elétrico, ava-
rias e falhas internas e de condições ambientais que afetem o seu 
desempenho.
 UNIUBE 147
O aumento da corrente de fase, o aumento da corrente diferencial 
e a formação de gás proveniente da vaporização do óleo isolante 
são utilizados para detectar um curto-circuito interno ou externo no 
transformador.
O método de proteção diferencial do transformador consegue limitar 
a área de atuação para o componente em questão ou para a região 
adjacente de interesse. Dentro dessa metodologia, observa-se a utili-
zação de relé diferencial comum e de relé diferencial percentual.
Tal metodologia tem como objetivo principal a detecção de falhas 
internas do transformador, como curto-circuito entre espiras e des-
cargas parciais entre enrolamentos ou com a carcaça.
Contudo, deve-se atentar aos diversos erros associados à confi-
guração do sistema de proteção. Dentre os diversos fatores, são 
listados os erros de relação de transformação dos TCs, medição, 
mudanças de taps (quando possível), dentre outros. Essa impre-
cisão pode comprometer o funcionamento do sistema de proteção 
e ocasionar uma atuação indevida, sendo necessário utilizar uma 
margem de segurança a partir da qual o relé deverá atuar, minimi-
zando o problema observado.
Os relés de sobrecorrente são uma das principais formas de prote-
ger o transformador, atuando no momento em que a corrente que 
flui pelos seus terminais for maior que o especificado. A atuação do 
relé de sobrecorrente pode ser instantânea (função 50) ou tempo-
rizada (função 51), monitorando a corrente de fase, neutro e terra.
Outros equipamentos complementam a proteção dos transfor-
madores, como proteção contra falha de disjuntor, contra so-
bretensão, de carcaça do transformador, bloqueio, temperatura, 
pressão e falta de óleo.
148 UNIUBE
 UNIUBE 149
Luis Guilherme Gimenez de Souza
Introdução
Proteção de geradores e 
proteção de barramentos
Capítulo
6
A criticidade de falhas e falta s de energia em elementos do 
sistema elétrico de potência é grande, por isso, protegê-los 
desses fenômenos é de extrema importância e vital para a 
longevidade e o correto funcionamento desses elementos.
Neste capítulo, veremos as formas mais recorrentes, na 
literatura, das proteções em geradores e barramentos nos 
SEPs, bem como as linhas de potência e transmissão.
Antigamente, os geradores tinham o único e exclusivo 
uso para usinas de geração de energia elétrica e sua 
preocupação era com o engenheiro projetista do sistema de 
proteção da própria concessionária. Com o passar dos anos, 
geradores foram sendo utilizados em instalações industriais 
e comerciais, como forma de suprir eventuais falhas do 
fornecimento de energia elétrica das concessionárias, de 
modo a diminuir gastos, ou seja, gerando sua própria energia 
em horários de pico, de forma paralela à rede, temporária ou 
permanentemente.
Essa ampliação da quantidade de produtores independentes 
conectados ao sistema elétrico levou ao maior estudo e 
aprimoramento do conhecimento da proteção dos geradores, 
150 UNIUBE
criando-se, assim, várias maneiras de se proteger, desde o 
equipamento à forma de como a energia é gerada.
Como veremos mais adiante, praticamentetodos os elementos 
que compõem os grandes geradores, se não providos de um 
sistema eficaz de proteção, podem gerar problemas. Veremos 
que esses problemas podem ser desde uma rápida falta de 
sincronismo e trabalhando como um motor, consumindo energia 
ao invés de gerar, a um superaquecimento e, posteriormente, 
dependendo do tempo de exposição, à inutilidade do gerador 
durante períodos críticos de uso.
Também, como citado, veremos o barramento, item que conecta 
vários elementos em um sistema elétrico de potência nas 
entradas e nos quadros de potência. Desde os anos 30, a ideia de 
proteger os barramentos foi aumentando, levantando mudanças 
importantes, sejam elas na forma de melhoria na segurança do 
próprio barramento, de proteção contra disparos inesperados, de 
rapidez na atuação dos sistemas de proteção e de cargas cada 
vez maiores de grandes subestações e usinas.
• Conscientizar o aluno acerca da importância de prote-
ger os elementos dos sistemas de potência.
• Indicar as melhores formas de se proteger geradores e 
barramentos contra as possíveis falhas, de acordo com 
a literatura.
• Aprofundar o conhecimento da utilização de elementos 
de proteção.
Objetivos
 UNIUBE 151
6. PROTEÇÃO DE GERADORES E PROTEÇÃO DE 
BARRAMENTOS
6.1 Introdução
6.2 Proteção de geradores
6.2.1 Proteção diferencial do estator contra curto-circuito 
(diferencial longitudinal)
6.2.2 Proteção diferencial do estator contra curto-circuito 
entre espiras
6.2.3 Proteção diferencial do estator contra falta à terra.
6.2.4 Proteção de retaguarda do estator por meio de relés de 
sobrecorrente.
6.2.5 Proteção contra circuito aberto no estator
6.2.6 Proteção contra sobreaquecimento do estator
6.2.7 Proteção contra sobretensão
6.2.8 Proteção do rotor contra curto-circuito no campo
6.2.9 Proteção contra aquecimento do rotor devido à corrente 
desequilibrada do estator
6.2.10 Proteção contra perda de excitação ou de campo
6.2.11 Proteção contra perda de sincronismo
6.2.12 Proteção contra aquecimento do rotor devido à sobre-
excitação
6.2.13 Proteção contra vibração
6.2.14 Proteção contra motorização
6.2.15 Proteção contra sobrevelocidade
6.2.16 Proteção contra sobreaquecimento dos mancais
Esquema
152 UNIUBE
6.2.17 Proteção de barramentos
6.3 Configurações de barramentos
6.4 Tipos de proteção de barramentos
6.4.1 Proteção diferencial de barras
6.4.2 Releamento diferencial com relés de sobrecorrente
6.4.3 Releamento diferencial percentual
6.4.5 Releamento diferencial com acopladores lineares
6.4.6 Proteção diferencial combinada
6.4.7 Proteção de retaguarda
6.4.8 Proteção de massa ou dispersão pela carcaça
6.4.9 Proteção por comparação direcional
6.5 Conclusão
6.6 REFERÊNCIAS1.1.
6.1.1 Introdução
Para Caminha (1977), em SEP, sistema elétrico de potência, os ele-
mentos mais caros dos sistemas são os geradores. Além de serem 
os mais caros, são os que mais sofrem com intempéries, muitas 
vezes, mais do que as falhas de tensão e os problemas causados 
nas linhas de transmissão.
Com todos esses aspectos de importância e de preço dos gera-
dores, fabricantes de geradores oferecem sugestões de proteções 
em seus catálogos de produtos, como mostrado na Quadro 6.1.
Proteção de geradores6.1
 UNIUBE 153
Proteção do gerador, em geral
Tipo de proteção indicada
Regime nominal MW
<1 ≥1 ≥10 >100
Diferencial - - x x
Terra restrita - - x x
Falta entre espiras do estator - - - x
Sobrecorrente com restrição por tensão x x - -
Sobrecarga x x x x
Sobretemperatura (detetor) - x x x
Corrente de sequência negativa - - x x
Perda de carga - - - x
Antimotorização (perda de vapor) x x x x
Perda de campo - - x x
Perda de sincronismo - - - x
Sobrevelocidade (má-
quinas hidráulicas)
x x x x
Sobretensão (idem) x x x x
 
Proteção do rotor e mancais
Tipo de proteção indicada
Regime nominal MW
<1 ≥1 ≥10 >100
Falta à terra - - x x
Perda de campo - - x x
Indicador de vibração - - x x
Temperatura do mancal - - x x
Isolamento do mancal - - - x
154 UNIUBE
Proteção só atuando alarmes ou desligamentos também
Condição anormal verificada, em 
função da máquina motriz
A vapor, refrigerada a
Hidráulica
Ar H
Alarme
Baixo vácuo no 
condensador
x x -
Anormal pressão, 
temperatura ou 
densidade do H
- x -
Baixa pressão de 
óleo do mancal
x x x
Alta temperatura 
no enrolamento 
do transformador 
do bloco GT
x x x
Alta temperatu-
ra no mancal
- - x
Pressão de óleo 
do regulador
- - x
Falta de água de 
refrigeração
- - x
Alta temperatura 
do ar no estator
- - x
Falha de abertu-
ra de válvula
- - x
Relé de Buchholz 
dos transformadores
x x x
Temperatura do óleo 
dos transformadores
x x x
Falha no regula-
dor de tensão
x x x
Falta à terra do rotor x x x
Falta de campo x x x
Baixa tensão 
nas baterias
x x x
 UNIUBE 155
Desligamento
Faltas no estator x x x
Curto-circuito nos 
transformadores
x x x
Sobretensão e/ou 
sobrevelocidade
x x x
Quadro 6.1 - Indicações para proteção de gerado-
res com base na potência e no tipo de turbina
Fonte: Caminha (1977, p.110).
As faltas que um gerador pode sofrer podem ser do tipo falha de 
isolamento e a de condições anormais, sendo que a primeira con-
duz a um curto-circuito de alguma natureza, entre espiras, fase-
terra, trifásica ou fase-fase, e a segunda, a vibrações, sobrecarga, 
desequilíbrio da carga do estator etc.
Para um sistema de proteção eficiente, espera-se que a proteção 
do gerador possa:
• ser rápida, a fim de reduzir os estragos dos elementos;
• ter aterramento bem feito, limitando a corrente de defeito;
• ter insensibilidade a faltas externas, fora da zona de proteção;
• caracterizar e eliminar condições anormais quando perigosas.
Portanto, para uma proteção eficiente de um gerador, devemos 
proteger o gerador, propriamente dito, a turbina, o conjunto gera-
dor-turbina e seus auxiliares, como fonte de corrente contínua etc.
Em resumo, teremos, para a proteção de um gerador, tipos de 
156 UNIUBE
proteção do estator, do rotor, de sobretensões, de perdas de exci-
tação e/ou sincronismo, de vibrações, de sobrevelocidade, de sub-
frequência, dentre outros (CAMINHA, 1977).
A seguir, veremos algumas formas de proteção desses elementos, 
lembrando que, como existem diferenças de opinião acerca do que 
seria uma proteção suficiente do gerador e, também, do que seriam 
as tais “condições anormais”, veremos o que há na literatura para 
suprir essas falhas.
6.2 Proteção de geradores
6.2.1 Proteção diferencial do estator contra 
curto-circuito (diferencial longitudinal)
Recomenda-se esse tipo de proteção para máquinas acima de 1 
MVA, sendo obrigatória para geradores acima de 10 MVA. Em ge-
radores acima de 10 MVA, o preço de aquisição e o esquema de 
ligação tornam necessária a proteção diferencial do estator contra 
curto-circuito, já os abaixo dessa faixa, geralmente, utilizam relés 
de sobrecorrente com restrição por tensão em seu lugar. 
Essa proteção, diferencial, age na ocorrência de curto-circuito en-
tre duas fases. Caso haja o aterramento do neutro do gerador, a 
proteção funciona igualmente para faltas à terra, no entanto, nes-
se caso, é convencional utilizar dispositivos de proteção particular 
contra defeitos à terra quando a impedância de aterramento é gran-
de (CAMINHA, 1977). 
Quando assistido por relé auxiliar, alguns eventos acontecem como 
forma de aviso ou proteção, são esses: 
 UNIUBE 157
• os disjuntores principal e de campo são desligados;
• turbina é freada;
• alarmes ópticos e acústico, junto à sinalização no painel;
• proteção contra incêndio é acionada;
Para os transformadores de corrente, existem algumas exigência, 
tais como:
• fiação entre os transformadores de corrente e os relés deve 
ser simétrica e curta;
• os relés devem ser alimentados por TC (transformador de cor-
rente) exclusivo e posicionado o mais próximo dos terminais 
do gerador;
• a interligação entre vários TCs deve ser realizada com fio de 
mesma seção que os fios de fase;
• ligações dos TCsem estrela à terra devem ser feitas somente 
no lado da fase.
6.2.2 Proteção diferencial do estator contra 
curto-circuito entre espiras
Esse tipo de proteção tem caído em desuso devido à qualidade das 
proteções e aos isolamentos mais modernos das espiras. Porém, 
nas grandes máquinas que têm fases subdivididas, por motivos 
construtivos, o curto-circuito entre espiras, devido ao defeito, é 
158 UNIUBE
detectado por relés de sobrecorrente ligados em conexão diferen-
cial transversal. 
O ajuste do relé para corrente de desequilíbrio fica na faixa de maior 
ou igual a 5% da corrente nominal do gerador. Quando se tem um 
curto-circuito entre espiras, esse defeito logo passa para fase-fase, 
que, por sua vez, é detectado pela proteção diferencial longitudinal, 
que não pode ser dispensada (CAMINHA, 1977).
6.2.3 Proteção diferencial do estator contra falta à terra
Essa proteção cobre, em média, de 80 a 90% do enrolamento, 
sendo que o neutro e o restante ficam desprotegidos. Mas nessa 
porcentagem do gerador desprotegida tem uma chance muito pe-
quena de ocorrer faltas, não sendo de tanta importância.
Uma falta à terra pode ser destrutiva para geradores devido à con-
sequência da alta temperatura do arco voltaico; a corrente de falta 
é limitada por uma impedância colocada no neutro do gerador, que 
pode ser uma resistência, uma reatância, um transformador de dis-
tribuição ou potencial (CAMINHA, 1977). 
A alta impedância de aterramento do neutro tem as seguintes 
finalidades:
• limitar danos no ponto de defeito;
• proteção contra descargas atmosféricas;
• limitar esforços mecânicos;
• limitar sobretensões transitórias.
 UNIUBE 159
6.2.4 Proteção de retaguarda do estator por 
meio de relés de sobrecorrente
Nessa topologia de proteção, são utilizados, preferivelmente, 3 
(três) transformadores de corrente (TCs), o mais próximo possível 
dos terminais do enrolamento. Porém também são utilizados, ao 
invés de TC, relés de sobrecorrente; estes ajustados para 1.3 a 
1.4 vezes a corrente nominal e, de preferência, utilizando relés de 
tempo definido, podendo ser trabalhados na coordenação desse 
sistema de proteção. 
Na inexistência de TCs conectados nas extremidades do neutro 
dos enrolamentos do estator em estrela, ou do neutro inacessível, 
esses dispositivos serão atuados somente pela corrente de curto-
circuito. Caso o neutro do gerador não seja aterrado, deve exis-
tir uma proteção de sobrecorrente, porém, se o neutro é aterrado, 
para maior sensibilidade e velocidade, é necessário usar releamen-
to de sobrecorrente direcional (CAMINHA, 1977). 
6.2.5 Proteção contra circuito aberto no estator
 Essa proteção não é tão praticada, tendo em vista que o circuito 
aberto no estator raramente ocorre em máquinas bem construídas. 
Quando ocorre tal problema de circuito aberto, ou junta de alta re-
sistência no enrolamento do estator, é muito difícil de detectá-lo 
antes mesmo que danos significativos tenham ocorrido. 
O uso de releamento de sequência negativa para proteção contra 
correntes desequilibradas contém a propriedade necessária para 
alertar o operador (CAMINHA, 1977).
160 UNIUBE
6.2.6 Proteção contra sobreaquecimento do estator
O sobreaquecimento do estator tem duas causas mais prováveis: 
excesso de carga, ou seja, sobrecarga, e falha no sistema de refri-
geração do gerador. Como forma de proteção, são utilizadas bobi-
nas detectoras de temperatura ou, no caso de máquinas maiores, 
que têm bobinas bem distribuídas, termopares nas ranhuras do en-
rolamento do estator para acionar o sistema de alarme. 
Em geradores até 30 MW, podem ser usados relés tipo réplica ou 
de imagem térmica, sendo energizados a partir de TC, transfor-
mando a corrente do estator e variando resistências que, por sua 
vez, acionam o alarme.
Fora as proteções ligadas ao sistema elétrico do gerador, é possí-
vel utilizar dispositivos suplementares para monitorar a temperatu-
ra do ar de refrigeração ou do óleo dos mancais, regulando para 
acionar quando a temperatura passar de 5 a 10ºC acima de valores 
de temperatura julgados normais (CAMINHA, 1977).
6.2.7 Proteção contra sobretensão
Para Caminha (1977), essa proteção é recomendada para gerado-
res acionados por turbinas hidráulicas ou a gás, podendo alcançar 
velocidades maiores que as nominais, consequentemente, sobre-
tensão e perda de carga.
A proteção, nesse caso, é dada por um regulador de tensão, o relé 
é alimentado por um transformador de potência, não o alimentador 
do regulador de tensão, em que esse relé introduzirá uma resistên-
cia adicional no circuito de campo.
 UNIUBE 161
6.2.8 Proteção do rotor contra curto-circuito no campo
O circuito de campo não é aterrado em sua operação, esse fato tor-
na a primeira falta um tanto quanto insignificante ao funcionamento 
do gerador. Porém, com tensões sendo induzidas no campo devido 
a transitórios do estator, essa falta pode aumentar o esforço para a 
terra em outros pontos do campo, aumentando a probabilidade de 
um segundo aterramento. Quando um segundo defeito desse tipo 
ocorre, parte do enrolamento do campo é curto-circuitado, desequi-
librando o fluxo no entreferro e criando forças magnéticas no rotor 
capazes de deformar o eixo e até quebra de mancais ou atrito entre 
rotor e estator no período de 30 minutos a duas horas. 
A proteção mais utilizada consta de um relé de sobretensão coloca-
do entre o circuito de campo e a terra com injeção por fonte auxiliar 
(CAMINHA, 1977).
6.2.9 Proteção contra aquecimento do rotor 
devido à corrente desequilibrada do estator
 Os danos por desequilíbrio de corrente no estator são causados, 
principalmente, por:
• falta de um polo do disjuntor ou abertura de uma fase da linha;
• falta acarretando desequilíbrio próximo à central sem que os 
relés normais atuem prontamente;
• falta em um dos enrolamentos do estator.
162 UNIUBE
Devido às faltas citadas anteriormente, induz-se uma corrente de 
frequência dupla no rotor devido à corrente desequilibrada do es-
tator. Dependendo do grau de desequilíbrio e do tempo de atua-
ção desse desequilíbrio, o rotor sofre severo sobreaquecimento, 
podendo afrouxar cunhas e anéis de retenção do enrolamento.
A proteção desse evento é realizada por um relé de tempo inverso, 
que faz atuar um disjuntor ou apenas opera um alarme prevendo 
desequilíbrios de pequena duração. O tempo para atuação desses 
relés é ajustado de acordo com a curva de tempo, fornecida pelas 
montadoras de geradores, em que o rotor pode suportar acima de 
uma temperatura dada como normal. Sempre ajustado com valores 
próximos da curva normal, como de 8 a 40% acima da corrente 
normal (CAMINHA, 1977).
6.2.10 Proteção contra perda de excitação ou de campo
Alguns sistemas de potência não toleram a operação continuada 
de um gerador com baixa ou sem excitação; a inversão de fluxo 
do reativo reduz a tensão. Para um gerador síncrono, a perda ou a 
diminuição da excitação faz acelerar e operar como um gerador de 
indução, ao invés de fornecer corrente reativa à rede, ele consome.
O desequilíbrio magnético causado pela falta de excitação provoca so-
breaquecimentos perigosos e, por sua vez, sobrecorrente no estator.
O equipamento mais indicado para essa falta é o relé direcional 
de distância alimentado pela tensão e pela corrente alternadas do 
gerador principal. Este, por sua vez, é mais seletivo que os relés de 
subcorrente, que também devem estar conectados ao circuito de 
campo para garantir melhor proteção (CAMINHA, 1977). 
 UNIUBE 163
6.2.11 Proteção contra perda de sincronismo
Alguns fatores, como defeitos de excitação ou causas externas, 
podem levar o gerador à perda de sincronismo, são eles:
• abertura involuntária do disjuntor de campo;
• rompimento de um condutor;
• defeito no sistema de regulação;
• curto-circuito na rede;
• desligamento de um importante consumidor de carga indutiva;
• conexão a uma longa linha em vazio.
Essa proteção, na prática, não é frequentemente utilizada devido 
à proteção de perdade campo, que é obrigatória e, como anterior-
mente citado, já supre essas faltas (CAMINHA, 1977).
6.2.12 Proteção contra aquecimento do 
rotor devido à sobre-excitação
Segundo Caminha (1977), a proteção desse problema é feita indi-
retamente pelo equipamento de proteção contra sobreaquecimen-
to do estator ou, até mesmo, pela característica da excitação do 
equipamento.
164 UNIUBE
6.2.13 Proteção contra vibração
O equipamento de proteção do rotor contra sobreaquecimento de-
vido a correntes desequilibradas no estator faz o papel de minimi-
zar ou mesmo eliminar essas vibrações (CAMINHA, 1977).
6.2.14 Proteção contra motorização
Essa proteção é realizada com vistas à turbina, e não diretamente 
ao gerador. Ou seja, o fabricante indica tempos críticos de ope-
ração em que poderia haver sério risco para a turbina ou indese-
jável carga para a rede, resultando no gerador operando como 
motor, puxando energia. 
Relés monofásicos de potência inversa são regulados com valores 
de cerca de 0.5 a 3% da potência nominal e temporizados até mi-
nutos dependendo das instruções e das orientações do fabricante 
(CAMINHA, 1977).
6.2.15 Proteção contra sobrevelocidade
Uma chave centrífuga é fornecida junto à turbina ou ao regulador de 
velocidade. Também é utilizado um relé de sobrefrequência ajustado 
na ordem de 110 a 140%, que, respectivamente, são para valores em 
turbina a vapor e para turbina hidráulica (CAMINHA, 1977). 
 UNIUBE 165
6.2.16 Proteção contra sobreaquecimento dos mancais
Esse sobreaquecimento pode ser detectado utilizando sensores 
de temperatura de várias formas, como de bulbo termométrico, 
tipo resistência ou relé que detecte temperatura. A proteção, 
usualmente, aciona apenas alarme para que operadores averi-
guem o estado do gerador.
Como exemplo de todas essas proteções, a figura a seguir mostra 
uma proteção típica de um bloco turbogerador-transformador.
Figura 6.1 - Proteção típica de um bloco turbogerador-transformador
Fonte: Caminha (1977, p.113).
166 UNIUBE
Segundo a imagem: 
Relé Buchholz
Sobrevelocidade
 Vácuo na caldeira
 Relé de falha no campo
 Relé sequência negativa
 Relé sobretensão
 Relé de falta à terra no campo
 Relé de falta à terra restrito
 Relé diferencial, trafo serviço
 Relé diferencial bloco GT
 Temperatura do enrolamento 
 Temperatura do óleo
 Regulador de tensão
 Relé de sobrecorrente
 Idem, de intertravamento
 Relé S. C. falta à terra
 Relé S. C. instantâneo 
 Relé diferencial do gerador
 Relé diferencial da barra
6.2.17 Proteção de barramentos
Os barramentos em SEP, sistemas elétricos de potência, têm a im-
portante função de unir ponto de convergência entre pontos críti-
cos, como:
• Transformadores.
 UNIUBE 167
• Geradores.
• Cargas.
• Linhas de transmissão.
Além dessa importante função crítica, os barramentos ficam, via 
de regra, na entrada de plantas e painéis, portanto, proteger esses 
elementos é de extrema importância. Os defeitos ou as proteções 
realizados de forma ineficiente podem prejudicar a integridade de 
todo o sistema, quer seja na segurança ou na operacionalidade dos 
sistemas unidos.
Normalmente, a proteção de um barramento é realizada com um 
conjunto de transformadores de intensidade e relés de detecção de 
defeitos e ordem de disparo, visando proteger os aparelhos de co-
mutação, a zona do barramento, os aparelhos que se acoplam ao 
barramento e os dispositivos, como os de corte e transformadores 
de subestações.
Em geral, os defeitos em barramentos são raros; esse fato faz com 
que os relés que protegem o barramento possam ser solicitados 
de uma forma mais espaçada, porém bem especificada, para que 
erros, como disparos desnecessários, não ocorram.
Quando protegido o barramento, essa zona de proteção, limitada, 
possibilita o desligamento, corte, de entradas ou saídas de possí-
veis ligações afetadas sem que seja necessário desligar o barra-
mento por completo.
168 UNIUBE
A proteção dos barramentos deve:
• operar apenas em defeitos internos;
• operar apenas na zona do barramento afetada;
• ser imune a operações erradas;
• ter tempos de atuação curtos;
• ser segura e confiável.
Quando se projeta a proteção de um barramento, existem alguns 
fatores importantes a serem observados, tais como os valores má-
ximos e mínimos das correntes, a localização da instalação, a ra-
zão de transformação, a velocidade de operação, a precisão ne-
cessária, as curvas de saturação, dentre outros.
A seguir, podemos observar algumas configurações dos 
barramentos.
 UNIUBE 169
6.3 Configurações de barramentos
Figura 6.2 - Configurações utilizadas nas proteções de barramentos
Fonte: Santos, Marques e Forte ([2017], on-line, p. 6).
170 UNIUBE
Figura 6.3 - Configurações usadas nas proteções de barramentos
Fonte: Santos, Marques e Forte ([2017], on-line, p. 7).
6.4 Tipos de proteção de barramentos
6.4.1 Proteção diferencial de barras
A possibilidade de fazer a proteção de barramentos com simples 
tipos de relés é um fator importante, tendo em vista as necessida-
des afirmadas anteriormente. A conexão diferencial poderá ser fei-
ta com relés de sobrecorrente simples, de sobretensão ou mesmo 
com relés diferenciais percentuais.
 UNIUBE 171
6.4.2 Releamento diferencial com relés de sobrecorrente
Para esse tipo de proteção, temos algumas especificações básicas:
• mesma relação nominal dos transformadores de corrente;
• determinação da saturação de algum transformador de cor-
rente se torna necessária;
• nenhuma corrente de falha ou de carga deve fluir pela bobina 
do relé;
• usar fiação de calibre grosso, mínimo 10 AWG;
• usar, preferencialmente, relés de tempo inverso, ao invés de 
relés instantâneos, devido à pouca sensibilidade a correntes 
componentes de corrente contínua.
• temporizar de 0.2 a 0.5 s a atuação, para deixar ultrapassar 
correntes de erro devido a transitórios.
• interligar todos os neutros dos transformadores de corrente 
com fios isolados e de mesma bitola que os fios de fase e 
aterrar no mesmo e único ponto. 
Essas exigências e muitas outras são necessárias para utilizar relés 
de sobrecorrente na proteção de barramentos (CAMINHA, 1977).
172 UNIUBE
6.4.3 Releamento diferencial percentual
Em faltas externas, tem-se esse tipo de proteção como uma solução 
ao problema de saturação de transformadores de corrente, proble-
ma que pode ocorrer. Há, como desvantagem, pouca velocidade, 
ou seja, em sistemas que exijam um acionamento em alta veloci-
dade, não poderiam atuar. É de costume utilizar relés com múltiplas 
bobinas de restrição, evitando, sempre, a utilização dos transfor-
madores de corrente em paralelo, fator sempre problemático.
6.4.5 Releamento diferencial com acopladores lineares
A utilização de transformadores de corrente com núcleo de ferro, 
com altas constantes de tempo, pode trazer transitórios e causar 
instabilidades no barramento. Para evitar esse acontecimento, 
usam-se transformadores de corrente toroidais sem núcleo de fer-
ro, chamados acopladores lineares, em que as condições transitó-
rias são eliminadas e não há correntes de magnetização.
6.4.6 Proteção diferencial combinada
Há, ainda, a possibilidade de se combinar as proteções de barra e 
transformador, dependendo do arranjo encontrado. Porém esses 
arranjos podem agravar problemas, tornando as facilidades em 
desvantagens para o sistema.
 UNIUBE 173
Figura 6.4 - Proteção diferencial combinada barra-transformador
Fonte: Caminha (1977, p. 164).
6.4.7 Proteção de retaguarda
Para Caminha (1977), é o tipo de proteção em que a barra é inclu-
ída dentro da zona de proteção de retaguarda dos relés utilizados. 
É um tipo de proteção bastante antigo, em que os relés, distantes 
dos circuitos, alimentam a própria barra.
174 UNIUBE
Figura 6.5 - Proteção de retaguarda de barramento
Fonte: Caminha (1977, p. 164).
6.4.8 Proteção de massa ou dispersão pela carcaça
Usado especialmente em barramentos de subestações externas, 
blindados etc., este tipo de proteção faz com que um relé de sobre-corrente atue sobre um relé auxiliar, acionando os disjuntores liga-
dos à barra, isolados da terra, exceto pelo primário de um TC, em 
que seu secundário alimenta um relé de sobrecorrente instantâneo 
sempre que ocorre falta à terra (CAMINHA, 1977).
 UNIUBE 175
Figura 6.6 - Proteção massa-cuba de barramentos em armários metálicos
Fonte: Caminha (1977, p. 165).
6.4.9 Proteção por comparação direcional
Esse tipo de proteção é de difícil aplicação em grandes sistemas 
elétricos de potência. Durante uma falta interna, a energia flui na di-
reção da barra em todos os circuitos conectados; já quando há uma 
falta externa, o fluxo é na direção da barra e dos demais circuitos, 
com exceção do alimentador faltoso.
Esses fatores dificultam ainda mais quando ocorrem em barramen-
tos que unem redes de cabos, em que o efeito capacitivo também 
atua e por restrições à tensão necessárias, ou por relés direcionais 
de sequência negativa, que, por sua vez, são menos afetados com 
a corrente capacitiva (CAMINHA, 1977).
176 UNIUBE
Considerações Finais
Geradores e barramentos, assim como todos os elementos de um 
sistema elétrico de potência, têm uma função imprescindível de 
proverem energia, receberem e transmiti-la, respectivamente.
Como pudemos ver neste capítulo, existem muitos problemas que 
podem ocorrer em geradores e barramentos e, assim como as fal-
tas, a quantidade de formas de se proteger esses elementos tam-
bém são grandes.
A literatura, com o passar dos anos, apresenta cada vez mais práti-
cas e pesquisas relacionadas à área de proteção de sistemas elétri-
cos de potência, trazendo modelos consagrados como adequados 
quando se fala de formas de se proteger e de tipos característicos 
de faltas de alguns aparelhos. Porém esses modelos encontrados 
são base para que o engenheiro projetista do sistema de proteção 
desses elementos possa ter como se orientar e, também, como 
forma de checklist, para não esquecer nenhum possível problema. 
Assim, quem fará o melhor sistema de potência para as diversas 
variáveis que possam existir é, segundo a base de estudos, o en-
genheiro projetista.
A evolução e o aprimoramento dos elementos protetores vêm cres-
cendo com o passar dos anos; a atualização e o conhecimento das 
novas maneiras de se fazer um sistema de proteção da melhor 
forma, ou seja, com menor custo e de maneira mais rápida, cabe 
aos estudiosos e sempre atentos a aprender essas novas técnicas. 
 UNIUBE 177
Luis Guilherme Gimenez de Souza
Introdução
Proteção de motores de indução de 
grande porteCapítulo
7
Caro(a) aluno(a), o Capítulo VII – Proteção de motores de 
indução de grande porte – continua 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, relés de 
sobrecorrente e distância com suas respectivas aplicações, 
teleproteção de linhas de transmissão e coordenação 
de sistemas de proteção, proteção de transformadores, 
geradores e barramentos. Ainda serão abordados os 
tópicos de proteção de motores de indução de grande 
porte, além de novas tecnologias aplicadas à proteção de 
sistemas de potência.
Neste capítulo, inicia-se o estudo de proteção de motores 
de indução de grande porte, em que será possível observar 
que os elementos de proteção estudados nos capítulos 
anteriores conseguem suprir as necessidades básicas do 
sistema de proteção desejado. Os códigos dos elementos e 
a função individual podem ser observados na norma ANSI/
IEEE C37.2.
178 UNIUBE
O texto aborda a importância da proteção térmica dos 
motores devido à deterioração do sistema de isolamento de 
seus enrolamentos com o aumento da temperatura, evitando 
condições que possam resultar em sobrecarga térmica 
dos enrolamentos, pois condições severas podem resultar 
em danos aos motores, enquanto pequenas sobrecargas 
impactam na redução da vida útil do motor.
Assim como em outros componentes de um sistema elétrico 
de potência, a proteção de sobrecorrente instantânea e 
temporizada fornece proteção para as faltas nos terminais e 
nos cabos de alimentação do motor e para as faltas internas 
do próprio motor, complementando a proteção térmica.
Outras funções de proteção com aplicação em motores 
trifásicos de grande porte são estudadas, como a proteção 
de sobrecorrente de terra, de desbalanço de corrente ou de 
corrente de sequência negativa e diferencial para motor. Essa 
última é de grande importância para a proteção de motores 
de grande porte, justificando o custo da sua implementação.
Dentre tantas opções de proteção para motores, orienta-se 
o estudo e a aplicação das funções com relação à tensão 
e à potência do motor a ser protegido. Lembrando que 
toda a proteção depende da análise do sistema, não sendo 
obrigatória a aplicação de todos os métodos indicados.
O estudo relacionado à proteção de sistemas elétricos de 
potência não deve, contudo, 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 
grande utilidade para você, aluno(a).
 UNIUBE 179
• Conhecer os princípios básicos de proteção de motores 
trifásicos de grande porte.
• Verificar a importância da proteção térmica para motores 
de grande porte.
• Aplicar os dispositivos estudados anteriormente na 
proteção de motores.
• Estudar os critérios de aplicação de funções de proteção 
de motores com relação à sua tensão e potência.
1. Funções de proteção aplicáveis a motores trifásicos de 
grande porte
2. Proteção térmica (Função 49)
3. Proteção de sobrecorrente 
3.1. Proteção de sobrecorrente instantânea (50)
3.2. Proteção de sobrecorrente temporizada (51)
4. Proteção de sobrecorrente de terra (50 GS)
5. Proteção de desbalanço de corrente ou corrente de 
sequência negativa (46) 
6. Proteção diferencial para motor (87 M) 
7. Critérios de aplicação de funções de proteção de motores 
trifásicos
7.1. Baixa tensão com potência nominal até 55 kW
7.2. Baixa tensão com potência nominal entre 55 kW e 150 
kW
7.3. Média tensão com potência nominal entre 150 kW e 
1.200 kW
7.4. Média tensão com potência nominal entre 1.200 kW e 
1.500 kW
7.5. Média tensão com potência nominal acima de 1.500 kW
Objetivos
Esquema
180 UNIUBE
Com a necessidade do aumento do tempo de operação das plan-
tas e dos processos produtivos em todas as áreas da indústria, a 
identificação e a correção de problemas são fundamentais para a 
elevação dos níveis de confiabilidade do sistema e o aumento dos 
lucros operacionais.
Como os motores elétricos são responsáveis por grande parte dos 
acionamentos das máquinas encontradas nas plantas industriais, a 
sua proteção é fundamental para o bom andamento da produção, 
evitando danos ao equipamento, bem como paradas excessivas e 
prejudiciais aos processos.
Além do custo do próprio motor, as perdas operacionais (perda de 
produção, matéria-prima, reparação da produção e atrasos) são 
evitadas ou reduzidas com a correta aplicação das funções de pro-
teção, permitindo que as empresas sejam mais competitivas devi-
do à redução dos custos.
Assim, quando submetida a condições anormais de funcionamento, a 
proteção do motor elétrico deve operar dentro do especificado, prote-
gendo o equipamento e maximizando o seu tempo de disponibilidade 
no sistema. Falhas na proteção também podem impactar a segurança 
das pessoas em contato com o motor (direto ou indireto).
Funções de proteção aplicáveis a 
motores trifásicos de grande porte
7.1
A norma ANSI/IEEE C37.96 apresenta métodos de proteção para 
motores de corrente alternada, identificando e resumindo as fun-
ções necessárias para a proteção adequada de motores com base 
em tipo, tamanho e aplicação. 
 UNIUBE 181
A proteção deve ser projetada para apresentar confiabilidade do 
serviço, segurança e proteção do equipamentoa um custo razo-
ável. Principalmente no caso de motores de grande porte, o fabri-
cante do componente deve ser contactado para repasse de seus 
requisitos e características.
Caso ocorra uma falha no motor, o reparo e a reinstalação do sis-
tema de proteção devem ser revistos para contemplar o funcio-
namento do equipamento de forma segura. Tais medidas podem 
resultar na adição de novos componentes de proteção e revisão do 
esquema de proteção, incluindo, no caso de substituição do motor, 
uma unidade com maior eficiência.
Os dispositivos de proteção e suas respectivas características são 
padronizados pela norma ANSI/IEEE C37.2, referidos por um có-
digo numérico e por sufixo alfabético de acordo com as funções 
que realizam. Segue o quadro com algumas opções de códigos e 
descrição funcional padronizadas:
Quadro 7.1 - Códigos e descrição funcional de dispositivos de proteção utilizados 
em motores
Código Descrição funcional
14 Subvelocidade
27 Subtensão
37 Subcorrente
38 Proteção de temperatura mancal (RTD)
46 Desbalanço de corrente ou corrente de sequência negativa
47 Sequência de fase incorreta ou reversão de fase
182 UNIUBE
48 Monitoramento de tempo de partida
49 Proteção térmica para motor
50 Sobrecorrente instantânea
51 Sobrecorrente temporizada
66 Inibição de repartida
86 Bloqueio de partida
87 Relé diferencial (M para motores)
Fonte: Adaptado de Norma ANSI/IEEE C37.2.
O sistema de proteção dos motores trifásicos devem prote-
ger o motor durante seu estado normal de funcionamento, in-
cluindo a partida, além das condições anormais de operação 
do sistema elétrico, do sistema mecânico ou do próprio motor 
(BULGARELLI, 2006, p. 20).
Assim, devido à grande quantidade de parâmetros que devem ser 
observados, existem diversas funções de proteção para motores 
de corrente alternada. Contudo, dependendo do motor, a utilização 
de todas essas funções pode não ser necessária. A Figura 7.1 ilus-
tra um exemplo de aplicação de relé de proteção multifunção a um 
motor de indução trifásico.
 UNIUBE 183
Figura 7.1 - Exemplo de aplicação de relé de prote-
ção multifunção a um motor de indução trifásico
Fonte: Bulgarelli (2006, p. 21).
7.2. Proteção térmica (Função 49)
Uma causa comum de ocorrência de falhas e de redução da vida 
útil dos motores é a deterioração do sistema de isolamento de seus 
enrolamentos, podendo ser resultante da exposição dos enrola-
mentos à umidade, à excessiva solicitação dielétrica ou térmica, 
aos danos mecânicos, dentre outros.
A função da proteção térmica de um motor é evitar danos quando 
cargas mecânicas são aplicadas acima da capacidade nominal, com 
o motor em operação, e contra rotor bloqueado durante a partida 
do motor. Assim, a proteção térmica evita condições que possam 
184 UNIUBE
resultar em sobrecarga térmica dos enrolamentos, pois condições 
severas podem resultar em danos aos motores, enquanto peque-
nas sobrecargas impactam na redução da vida útil do motor.
Segundo Bulgarelli (2006, p. 22), um elemento de proteção de so-
brecorrente de tempo inverso e outro de sequência negativa podem 
ser aplicados de forma a evitar o sobreaquecimento causado pelas 
condições de rotor travado e de correntes desbalanceadas em um 
motor. Nenhum desses elementos de proteção, porém, considera o 
histórico térmico do motor.
Mesmo em funcionamento normal, um motor elétrico pode requerer 
potência acima da sua potência nominal, dependendo das neces-
sidades momentâneas do seu trabalho. O aumento da temperatura 
dos enrolamentos do estator é consequência da sobrecarga do mo-
tor, cuja vida útil é reduzida pelo aquecimento e pela deterioração 
do sistema de isolamento.
A proteção térmica por meio dos métodos de detecção de sobrecarga 
ou sobretemperatura utiliza um relé do tipo imagem térmica (função 
49), alimentado por TCs ou por sensores resistivos de temperatura 
(RTD). A forma mais adequada para a proteção térmica de um motor 
de grande porte ou de grande importância operacional utiliza ambos 
os métodos de proteção: medição de corrente e temperatura.
7.3. Proteção de sobrecorrente 
Os elementos de proteção de sobrecorrente fornecem proteção 
para as faltas nos terminais e nos cabos de alimentação do motor 
e para as faltas internas do próprio motor, complementando a pro-
teção térmica.
 UNIUBE 185
7.3.1. Proteção de sobrecorrente instantânea (Função 50)
Quando a finalidade da proteção é desligar o motor defeituoso o 
mais rapidamente possível, utiliza-se a proteção instantânea. A 
proteção contra curto-circuito entre fases para motores trifásicos 
deve ser considerada somente quando utilizar um disjuntor tripolar 
corretamente dimensionado para interromper as correntes de falta.
O ajuste da proteção de sobrecorrente instantânea deve estar aci-
ma da corrente de partida do motor, quando utilizada na proteção 
de curto-circuito do motor para falta entre fases. Geralmente, uti-
liza-se o valor da corrente de pick-up no intervalo entre 1,2 e 1,5 
na corrente do rotor bloqueado, com o objetivo de evitar o desli-
gamento devido à corrente de partida, visto que faltas entre fases 
fornecem correntes maiores que a corrente de rotor bloqueado.
7.3.2. Proteção de sobrecorrente temporizada (Função 51)
A proteção de sobrecorrente temporizada, mais especificamente os 
relés de sobrecorrente de tempo inverso, são utilizadas para a pro-
teção do motor contra rotor bloqueado e emperramentos do rotor.
No processo de partida e aceleração do motor elétrico, são veri-
ficados elevados valores de corrente, também conhecidos como 
correntes de inrush, resultando no rápido aquecimento dos condu-
tores. Essas correntes são de 5 a 7 vezes a corrente nominal do 
motor, enquanto o calor resultante é da ordem de 25 a 50 vezes o 
calor gerado em condições normais de funcionamento.
Assim, para proteger o motor nas condições de rotor travado 
(na partida ou em funcionamento), são utilizadas as funções de 
186 UNIUBE
sobrecorrente temporizadas em complemento ou como função de 
retaguarda à função de proteção térmica. A condição de emperra-
mento ocorre quando a carga mecânica excede a capacidade de 
torque máximo do motor, ocasionando uma corrente excessiva.
O tempo de atuação da proteção de sobrecorrente temporizada 
deve ser maior que o tempo de atuação da função de sobrecorren-
te instantânea, permitindo que a condição de emperramento mo-
mentâneo do motor ou a anomalia do processo seja eliminado pelo 
próprio processo. Esse ajuste evita desligamentos desnecessários 
do motor causados pela atuação indevida ou prematura da prote-
ção de sobrecorrente temporizada.
Para a proteção de travamento do rotor, nos casos em que a cor-
rente de fase exceder o ajuste de pickup da função, por um tem-
po maior que o tempo de atuação previsto, o relé opera e o mo-
tor é desligado. Os valores de alarme e trip para a proteção de 
sobrecorrente são de 1,25 a 1,35 o valor da corrente nominal do 
motor, sendo que o tempo de atraso é função dos tempos máxi-
mos de rotor bloqueado em temperatura ambiente e de operação. 
Características do processo e casos particulares de aplicação po-
dem alterar tais valores.
7.4. Proteção de sobrecorrente de terra (Função 50 GS)
A maioria das falhas dos sistemas elétricos de potência é recorren-
te de faltas entre fase e terra. Para a proteção contra curto-circuito 
à terra, podem ser utilizados:
• TC de sequência zero conectado a um dispositivo de proteção 
com função de sobrecorrente instantânea de terra (50 GS).
 UNIUBE 187
• Três TCs de fase conectados residualmente a um dispositivo 
de proteção com a função de sobrecorrente temporizada de 
neutro (51 N).
A proteção com o relé de função 50 GS apresenta um nível baixo 
para ajuste e não apresenta tempo de retardo. A conexão resi-
dual 51 N utiliza ajuste mínimo de, aproximadamente, metade 
do valor do primário do TC, enquanto o tempo de retardo deve 
ser ajustado para evitar sinais de desligamento indevidos decor-
rentes do desequilíbrio de correntes de saída dos TCs. Esses 
desequilíbriospodem ser resultado de características diferentes 
entre os TCs ou a sua saturação.
Um método utilizado em sistemas industriais para proteção de 
grandes motores é composto pelas três fases, passando por den-
tro de um TC toroidal, cujo fluxo magnético resultante das corren-
tes induz a corrente de sequência zero disponibilizada na saída 
do secundário do TC. Esse método apresenta boa precisão e alta 
sensibilidade, mas, como os cabos alimentadores do motor neces-
sitam passar dentro do TC, as dimensões dos cabos podem ser 
limitantes em sua utilização. A Figura 7.2 ilustra a proteção de so-
brecorrente de terra com a utilização de um TC toroidal.
188 UNIUBE
Figura 7.2 - Proteção de sobrecorrente de terra (50 GS) utilizando TC toroidal
Fonte: Bulgarelli (2006, p. 31).
Dentro da limitação devido à seção nominal dos cabos de alimen-
tação, para motores com elevadas potências, é utilizado o arranjo 
de três TCs ligados de forma residual, e o relé de sobrecorrente 
instantânea (50 N) ligado ao neutro dos TCs. Tal relé deve ser ajus-
tado com valor abaixo da corrente de carga do motor e acima de 
uma possível corrente residual falsa.
 UNIUBE 189
7.5. Proteção de desbalanço de corrente ou 
corrente de sequência negativa (Função 46) 
Outro fator que causa significativo aquecimento do motor elétrico 
são as componentes de sequência negativa de correntes desba-
lanceadas. O ajuste da função de proteção para o desequilíbrio 
de corrente de fases e operação com falta de fase é baseado nos 
cálculos das correntes de sequência negativa.
A operação monofásica na partida ou em operação (fase do motor aber-
to), o curto-circuito entre enrolamentos, o transformador com uma fase 
primária em aberto e as tolerâncias de fabricação são os principais mo-
tivos que causam desbalanço de correntes em motores elétricos.
Tomando como exemplo a condição de fase do motor em aberto 
causada pela queima de um fusível, o motor com somente dois 
condutores de fase energizados não partirá e uma grande corrente 
de desequilíbrio será produzida. Caso a mesma falta seja obser-
vada com o motor em funcionamento, a condição de desbalanço 
resulta em um componente de sequência negativo, que produz um 
fluxo em sentido contrário ao sentido de rotação do motor.
Em ambos os casos, o rápido aquecimento pode danificar o motor 
em um curto período de tempo. Por esse motivo, é necessário que 
a função de proteção de desbalanço de corrente ou corrente de 
sequência negativa desligue rapidamente o motor.
Assim, os elementos de proteção de sobrecorrente de sequência 
negativa não são sensibilizados para correntes de carga que este-
jam balanceadas, permitindo que operem mais rapidamente e com 
maior sensibilidade para falta do tipo fase-fase.
190 UNIUBE
Ampliando o conhecimento
Devido à grande quantidade de parâmetros que devem ser obser-
vados, existem diversas funções de proteção para motores de cor-
rente alternada. Amplie seus conhecimentos estudando os méto-
dos de proteção de inibição de partida (função 66), de proteção por 
monitoração do tempo de partida ou partida longa (função 48) e de 
proteção de subvelocidade (função 14).
7.6. Proteção diferencial para motor (87 M) 
A proteção diferencial de sobrecorrente de um motor compara o 
fluxo de corrente que entra no motor com a corrente do “neutro” do 
motor, sendo detectada como falta quando existir diferença entre 
as correntes medidas.
Devido aos custos de implementação de técnicas de proteção 
mais sensíveis e elaboradas, a proteção diferencial é aplicada para 
motores de grande porte, de elevado custo de manutenção ou de 
grande importância na produção. Essa proteção aumenta a sensi-
bilidade e a velocidade na operação da proteção de curto-circuito 
entre fases e para a terra, internos ao motor.
Durante a operação normal de um motor trifásico, as correntes que 
entram nos enrolamentos do motor são iguais às que retornam dos 
enrolamentos (Lei de Kirchhoff). Contudo, quando tais correntes 
diferem, existe indicativo de fuga de corrente ou de falta dentro do 
motor (à terra ou entre fases).
A técnica mais utilizada na proteção diferencial é o método 
do fluxo autobalanceado, apresentando elevada sensibilidade 
 UNIUBE 191
e promovendo a proteção dos enrolamentos do motor com a 
utilização de um sobrecorrente instantâneo (função 87 M). Os 
TCs e o relé utilizados são os mesmos utilizados para a prote-
ção instantânea de sobrecorrente de terra de sequência zero. 
A Figura 7.3 ilustra o esquema típico de proteção diferencial 
autobalanceada para motores.
Figura 7.3 - Esquema típico de proteção diferencial autobalanceada para motores
Fonte: Bulgarelli (2006, p. 37).
Outra técnica utilizada na proteção diferencial é o método percen-
tual, apresentando menor sensibilidade, quando comparado ao 
método autobalanceado, e permitindo estender a zona de proteção 
para os cabos de força dos circuitos alimentadores, além dos enro-
lamentos do motor.
192 UNIUBE
Os dois métodos de proteção diferencial comentados apresentam 
elevada sensibilidade e rápidos tempos de atuação, quando com-
parados com outros métodos, evitando maiores danos ao motor e 
ao tempo de disponibilidade dele.
Ampliando o conhecimento
Devido à grande quantidade de parâmetros que devem ser ob-
servados, existem diversas funções de proteção para motores de 
corrente alternada. Amplie seus conhecimentos estudando os mé-
todos de proteção de subtensão (função 27) e proteção contra ro-
tação ao contrário (back-spin).
7.7. Critérios de aplicação de funções de 
proteção de motores trifásicos
Como comentado anteriormente, a definição de quais funções de-
vem ser utilizadas na proteção de motores de indução trifásicos é 
relacionada à tensão de alimentação, potência nominal e aplicação 
do equipamento a ser protegido.
Os critérios são orientados pela norma ANSI/IEEE C37.96, mas ou-
tras funções de proteção específicas podem ser necessárias, de-
pendendo da importância do motor ou do processo. Fatores como 
custo do motor, perdas referentes ao período de inatividade, tempo 
de manutenção e supervisão, dificuldade e custo de reparos deter-
minam a importância do motor.
 UNIUBE 193
7.7.1. Baixa tensão com potência nominal até 55 kW
Motores de indução trifásicos de baixa tensão (tensão nominal de 
400 V) e potência nominal até 55 kW são, em geral, controlados por 
meio de contatores e alimentados a partir de painéis do tipo CCM 
(Centro de Controle de Motores), com tensão nominal de 480 V 
(BULGARELLI, 2006, p. 40).
Caso não sejam utilizados módulos digitais e a aplicação de baixa 
tensão utilize relés de sobrecarga mecânicos, com o sistema dire-
tamente aterrado e com partida direta na rede, normalmente, são 
aplicadas as seguintes proteções:
• Proteção de sobrecarga realizada por relé térmico eletrome-
cânico do tipo bimetálico.
• Proteção de sobrecorrente para curto-circuito entre fases e 
para a terra.
A proteção de sobrecorrente pode ser realizada por meio de fu-
síveis, mas está em desuso devido às elevadas capacidades de 
corrente de curto-circuito dos atuais disjuntores.
Para sistemas aterrados mediante a alta resistência e com corrente 
de falta limitada até 10 A, nenhuma proteção de falta de terra é nor-
malmente utilizada. Nesse caso, utiliza-se um TC do tipo ground-
sensor ligado a um relé com função de sobrecorrente instantânea 
de terra (50GS).
Caso sejam utilizados módulos digitais, também conhecidos como 
“inteligentes”, para proteção e controle, é possível a implementação 
194 UNIUBE
de funções de proteção de motor adicionais àquelas implementa-
das somente com relés térmicos bimetálicos. Dentre as funções, 
pode-se destacar as de subcarga, partidas frequentes, falta e des-
balanço de fase, dentre outros.
7.2. Baixa tensão com potência nominal entre 55 kW e 150 kW
Motores de indução trifásicos de baixa tensão (tensão nominal de 400 
V) e potência nominal entre 55 kW e 150 kW são, em geral, controla-
dos por meio de disjuntores abertos e alimentados a partir de painéisdo tipo CDC (Centro de Distribuição de Carga), com tensão nominal 
de 480 V (BULGARELLI, 2006, p.42).
Utiliza-se, normalmente, um relé de proteção multifunção digital, 
alimentado por meio de transformadores de corrente (TCs) ins-
talados nos circuito de alimentação do motor. Assim, para esses 
sistemas diretamente aterrados e com partida direta na rede, são 
aplicadas as seguintes proteções:
• Proteção de sobrecorrente instantânea (50).
• Proteção de sobrecorrente instantânea de falta à terra (50 GS).
• Proteção de sobrecorrente temporizada (51).
• Proteção térmica (49), com alarme prévio de sobrecarga.
• Proteção de subcarga (37).
• Proteção de subtensão (27), por meio do relé digital de prote-
ção ou mediante a abertura do disjuntor por meio de bobina 
 UNIUBE 195
de mínima tensão.
• Proteção contra correntes de sequência negativa (46).
• Proteção por supervisão de tempo de partida (48).
• Inibição de repartida (66).
• Função de bloqueio (86), residente em memória não volátil do 
relé digital de proteção.
7.3. Média tensão com potência nominal 
entre 150 kW e 1.200 kW
Motores de indução trifásicos de média tensão (tensão nominal 
de 4.000 V) e potência nominal entre 150 kW e 1.200 kW são, 
em geral, controlados por meio de contatores isolados a SF6 
ou a vácuo, sendo alimentados a partir de painéis do tipo CCM 
(Centro de Controle de Motores), com tensão nominal de 4.160 V 
(BULGARELLI, 2006, p. 43).
Utiliza-se, normalmente, um relé de proteção multifunção digital 
com entradas de medição de corrente e tensão trifásicas e, em 
função da utilização de contatores como elemento de manobra, as 
funções de sobrecorrente devem ser desabilitadas ou bloqueadas. 
Tais considerações são relacionadas ao dimensionamento do con-
tator não suportar correntes de curto-circuito, e sim as nominais.
Assim, para esses sistemas diretamente aterrados mediante bai-
xa resistência e com partida direta na rede, são aplicadas as se-
guintes proteções:
196 UNIUBE
• Proteção de sobrecorrente instantânea de falta à terra (50 GS).
• Proteção térmica (49), com alarme prévio de sobrecarga.
• Proteção de subcarga (37).
• Proteção de subtensão (27), quando da utilização de circui-
tos de controle alimentados em corrente contínua ao invés de 
controle alimentados pelo TP de comando.
• Proteção contra correntes de sequência negativa (46).
• Proteção contra desequilíbrio de tensão ou sequência de fase 
incorreta (47).
• Proteção por supervisão de tempo de partida (48).
• Inibição de repartida (66).
• Função de bloqueio (86), residente em memória não volátil do 
relé digital de proteção.
7.4. Média tensão com potência nominal 
entre 1.200 kW e 1.500 kW
Motores de indução trifásicos de média tensão (tensão nomi-
nal de 4.000 V) e potência nominal entre 1.200 kW e 1.500 kW 
são, em geral, controlados por meio de contatores isolados a SF6 
ou a vácuo, sendo alimentados a partir de painéis do tipo CDC 
(Centro de Distribuição de Carga), com tensão nominal de 4.160 V. 
(BULGARELLI, 2006, p.43)
 UNIUBE 197
Utiliza-se, normalmente, um relé de proteção multifunção digital 
com entradas de medição de corrente e tensão trifásicas. Para es-
ses sistemas diretamente aterrados por meio de baixa resistência 
e com partida direta na rede, são aplicadas as seguintes proteções:
• Proteção de sobrecorrente instantânea (50).
• Proteção de sobrecorrente instantânea de falta à terra (50 
GS).
• Proteção de sobrecorrente temporizada (51).
• Proteção térmica (49), com alarme prévio de sobrecarga.
• Proteção térmica por medição de temperatura por RTDs (49T).
• Proteção de subtensão (27).
• Proteção de subcarga (37).
• Proteção contra correntes de sequência negativa (46).
• Proteção contra desequilíbrio de tensão ou sequência de fase 
incorreta (47).
• Proteção por supervisão de tempo de partida (48).
• Inibição de repartida (66).
• Função de bloqueio (86), residente em memória não volátil do 
relé digital de proteção.
• Proteção diferencial autobalanceada (87M).
198 UNIUBE
7.5. Média tensão com potência nominal acima de 1.500 kW
Motores de indução trifásicos de média tensão (tensão nominal de 
13.200 V) e potência nominal acima de 1.500 kW são, em geral, con-
trolados por meio de contatores isolados a SF6 ou a vácuo, sendo 
alimentados a partir de painéis do tipo CDC (Centro de Distribuição de 
Carga), com tensão nominal de 13.800 V (BULGARELLI, 2006, p. 44).
Utiliza-se, normalmente, um relé de proteção multifunção digital 
com entradas de medição de corrente e tensão trifásicas. Para es-
ses sistemas diretamente aterrados por meio de baixa resistência 
e com partida direta na rede, são aplicadas as mesmas proteções 
dos motores alimentados pelos CDCs de 4.160 V e sistema de mo-
nitoração de vibração da carcaça e mancais.
Para motores com elevada potência ou importância operacional, 
são instalados sistemas de monitoração de descargas parciais, 
cuja função é acompanhar o estado do sistema de isolação dos 
enrolamentos do motor.
 UNIUBE 199
Figura 7.4 - Motor elétrico de grande potência utilizado para bombeamento de água
Fonte: THANAWIT KONGKAEW, 123RF.
200 UNIUBE
Considerações Finais
Prezado(a) aluno(a), neste capítulo, abordamos a proteção de motores 
de indução de grande porte e, para tal, os dispositivos utilizados. As fun-
ções de proteção de motores foram abordadas segundo a norma ANSI/
IEEE C37.96, que orienta a proteção de motores de corrente alternada.
Observou-se a importância da proteção térmica dos motores devi-
do à deterioração do sistema de isolamento de seus enrolamentos 
com o aumento da temperatura, evitando condições que possam 
resultar em sobrecarga térmica dos enrolamentos, pois condições 
severas podem resultar em danos aos motores, enquanto peque-
nas sobrecargas impactam na redução da vida útil do motor.
De forma complementar à proteção térmica, os elementos de pro-
teção de sobrecorrente fornecem proteção para as faltas nos termi-
nais e nos cabos de alimentação do motor e para as faltas internas 
do próprio motor.
Outras funções de proteção com aplicação em motores trifásicos 
de grande porte foram estudadas, como a proteção de sobrecor-
rente de terra, de desbalanço de corrente ou de corrente de sequ-
ência negativa e diferencial para motor.
A proteção diferencial para motor é muito importante para a pro-
teção de motores de grande porte, justificando o custo da sua im-
plementação. Tal metodologia tem como objetivo principal a detec-
ção de falhas internas do motor, tanto no método autobalanceado 
quanto no método percentual.
Os dois métodos de proteção diferencial apresentam elevada 
sensibilidade e rápidos tempos de atuação, quando compara-
dos com outros métodos, evitando maiores danos ao motor e 
 UNIUBE 201
ao tempo de disponibilidade dele. Justifica-se, assim, o custo de 
implementação para motores de grande porte ou com elevada 
importância no sistema.
Dentre tantas opções de proteção para motores, orienta-se o estu-
do e a aplicação das funções com relação à tensão e à potência do 
motor a ser protegido. Lembrando que toda a proteção depende da 
análise do sistema, não sendo obrigatória a aplicação de todos os 
métodos indicados.
202 UNIUBE
 UNIUBE 203
Luis Guilherme Gimenez de Souza
Introdução
Novas tecnologias 
aplicadas à proteção de 
sistemas de potência
Capítulo
8
Olá, querido(a) aluno(a). O Capítulo VIII – Novas tecnologias 
aplicadas à proteção de sistemas de potência – finaliza nosso estudo 
do conteúdo referente à disciplina Proteção de Sistemas Elétricos.
Nos conteúdos da disciplina, abordamos, até o presente capítulo, 
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 grande porte.
Neste capítulo, serão abordadas algumas novas tecnologias 
aplicadasna proteção de sistemas de potência, além das derivações 
ou consequências dessas tecnologias em outras áreas. Inicialmente, 
é repassado o desenvolvimento dos dispositivos de proteção, sua 
evolução por meio das tecnologias disponíveis em cada período.
Com o advento dos microprocessadores, a absorção dessa tecnologia 
pelos dispositivos utilizados na proteção de sistemas de potência 
culminou com o desenvolvimento dos dispositivos eletrônicos 
inteligentes (IEDs). Tais dispositivos são como computadores com 
alta capacidade de processamento, de tal forma que um único relé 
inteligente pode realizar diversas funções de proteção.
A utilização de dispositivos inteligentes na proteção de sistemas 
204 UNIUBE
permitiu a utilização de métodos matemáticos e de ferramentas 
computacionais para o desenvolvimento de sistemas mais 
rápidos, precisos e exatos. Esses fatores aumentam a 
confiabilidade, a seletividade e a segurança da proteção.
Contudo, devido à falta de norma regulamentadora, a 
comunicação entre dispositivos de diferentes fabricantes era 
inviável, em virtude dos protocolos proprietários utilizados em 
cada dispositivo, fato que proporcionou o desenvolvimento da 
norma IEEE 61850.
O conceito de smart grid apresenta uma mudança no padrão 
do setor elétrico e torna o sistema energético mais interativo. 
A necessidade de incorporar novas fontes, introduzir novos 
consumidores e melhorar a eficiência e o dimensionamento da 
própria rede justifica a crescente aplicação de IEDs na proteção 
dos sistemas elétricos.
O estudo relacionado à proteção de sistemas elétricos de potência, 
no entanto, não deve ser restrito ao material ou ao conteúdo 
apresentado. Utilize outros livros e busque maiores informações 
para ampliar o seu conhecimento, principalmente quando o assunto 
abordado é de seu interesse ou de grande utilidade.
 UNIUBE 205
• Conhecer o histórico de desenvolvimento dos 
dispositivos de proteção.
• Observar as características de um dispositivo eletrônico 
inteligente.
• Verificar a tendência de métodos e de ferramentas 
utilizados na proteção de sistemas.
• Conhecer a normatização do protocolo de comunicação 
IEC 61850.
• Visão geral de Smart Grid.
1. Desenvolvimento dos dispositivos de proteção
1.1. Histórico
1.1.1. Eletromecânico
1.1.2. Estático
1.1.3. Digital
1.2. IED – Intelligent Electronic Device
1.3. Tendências modernas na proteção de sistemas
1.3.1. Métodos de detecção de falta
1.3.2. Novas ferramentas utilizadas em proteção
2. IEC 61850
3. Smart Grid
3.1. Smart Grid no mundo
3.2. Smart Grid no Brasil
Objetivos
Esquema
206 UNIUBE
1. Desenvolvimento dos dispositivos de proteção8.1
8.1.1 Histórico
8.1.1.1 Eletromecânico
Os primeiros dispositivos de proteção de sistemas elétricos foram 
os relés eletromecânicos, com base nos movimentos mecânicos 
provenientes de acoplamentos elétricos e magnéticos. Utilizando 
os princípios de atração e de indução eletromagnética, o funciona-
mento do relé eletromecânico realiza a movimentação de discos 
magnéticos ou de núcleos ferromagnéticos que, por sua vez, reali-
zam a abertura ou o fechamento de contatos elétricos.
Esses relés podem ser classificados de acordo com o propósito 
(proteção, contatos auxiliares) e com o mecanismo de ação (ar-
madura de atracamento, disco de indução, bobina móvel, dentre 
outros) deles. Os relés eletromecânicos de contato móvel (arma-
dura de atracamento) são utilizados para multiplicação de contatos 
e isolação galvânica, enquanto os demais tipos foram substituídos 
por equipamentos mais modernos.
8.1.2 Estático
Com o desenvolvimento dos componentes eletrônicos na década 
de 1960, o processo de desenvolvimento de novos relés substituiu 
o uso das bobinas e dos ímãs dos relés eletromecânicos por dispo-
sitivos eletrônicos com componentes analógicos. Devido à ausên-
cia de partes móveis, tal relé foi denominado estático.
 UNIUBE 207
 Os primeiros relés estáticos utilizavam dispositivos discretos, 
como transistores, diodos, resistores, capacitores e indutores, até 
que o desenvolvimento da eletrônica permitisse o processamento 
de sinais e a implementação de funções lógicas com a utilização 
de circuitos integrados lineares e digitais. Essa tecnologia não pro-
porcionava várias funções no mesmo relé, sendo necessário vários 
equipamentos apropriadamente conectados para a realização de 
uma função complexa.
8.1.3 Digital
Com o advento da microeletrônica, os relés estáticos foram substi-
tuídos pelos relés digitais, cujo principal diferencial era a utilização 
de processamento digital para tratamento de variáveis analógicas. 
Contudo, devido à pequena capacidade de processamento dos dis-
positivos existentes no período, os dispositivos apresentavam limi-
tação quanto ao número de funções e aos tempos de amostragem 
do sinal analógico e de processamento digital.
A programação do relé digital era realizada por meio de configura-
ção com computador, mas o tempo de processamento das funções 
de proteção não permitia a execução de lógica, controle via rede, 
automonitoramento (autodiagnóstico), dentre outros. Com o avan-
ço da tecnologia e da microeletrônica, os relés foram aperfeiçoados 
para relés microprocessados, também conhecidos como relés nu-
méricos ou relés inteligentes (IED – Intelligent Electronic Device).
208 UNIUBE
8.1.2 IED – Intelligent Electronic Device
O termo dispositivo eletrônico inteligente (IED) é amplamente utiliza-
do na área de sistemas elétricos de potência (SEP) para descrever 
controladores baseados em microprocessadores. Em virtude das ca-
racterísticas e das funções, esses dispositivos atendem aos requisitos 
necessários à proteção de sistemas elétricos, mas, internamente, são 
como computadores com alta capacidade de processamento.
Figura 8.1 - Dispositivos eletrônicos inteligentes utilizados em uma subestação
Fonte: PHADVENTURE, 123RF.
Dentro das características e das funções desses dispositi-
vos, podem-se listar o autodiagnóstico (automonitoramento), a 
 UNIUBE 209
integração com softwares, a execução de lógicas internas, a in-
terligação e a comunicação em rede, a sincronização de tempo, 
dentre outros. Assim, um único relé inteligente pode realizar di-
versas funções de proteção.
Com foco na automação da proteção de sistemas elétricos de po-
tência, as características mais importantes dos dispositivos eletrô-
nicos inteligentes são as capacidades de comunicação via rede, 
execução de lógicas internas de controle, automonitoramento e in-
tegração com softwares.
A configuração e o gerenciamento dos parâmetros dos equipamen-
tos, a integração, o acesso remoto, a visualização das variáveis 
e dos valores instantâneos são realizados via software, por meio 
de aplicativos específicos de cada fabricante de IEDs. Dentro do 
software, é disponibilizado um ambiente para programação gráfica, 
com diversos blocos de funções, que possibilitam configurar as ló-
gicas de um painel elétrico ou o sistema de automação para uma 
subestação dentro dos relés inteligentes.
Os relés apresentam entradas analógicas e digitais, que ativam as 
funções programadas, assim como variáveis de controle internas e 
interfaces de comunicação. Essas interfaces permitem a integração 
dos dispositivos de campo com o supervisório. Por muito tempo, a 
comunicação entre dispositivos de diferentes fabricantes era inviável, 
devido aos protocolos proprietários utilizados em cada dispositivo, fato 
que proporcionou o desenvolvimento da norma IEEE 61850.
210 UNIUBE
8.2 Tendências modernas na proteção de sistemas
8.2.1. Métodos de detecção de falta
Devido à evolução dos dispositivos de proteção, característica que 
compreende a utilização de microprocessadores nos relés, grande 
parte da tecnologia utilizada para a melhora do desempenho dos 
dispositivos eletrônicos inteligentes é proveniente de uso de técni-
cas com base matemática para a proteção digital.
Assim, a determinação de sinais e eventos com maior velocidade, 
precisão e exatidão proporciona benefícios parao sistema de pro-
teção, aumentando a confiabilidade, a seletividade, a segurança 
etc. Dentre os métodos matemáticos utilizados, pode-se listar:
• Mínimos Quadrados.
• Transformada de Fourier.
• Transformada Discreta de Fourier (DFT – Discrete Fourier 
Transform).
• Transformada Rápida de Fourier (FFT – Fast Fourier 
Transform).
• Função Walsh.
• Filtro de Kalman.
Alguns métodos são amplamente utilizados e conhecidos em to-
dos os segmentos da engenharia, como Mínimos Quadrados e a 
 UNIUBE 211
Transformada de Fourier. Por outro lado, a Função Walsh e o Filtro 
de Kalman sempre foram utilizados em áreas distantes da prote-
ção de sistemas elétricos de potência, como Telecomunicação e 
Navegação Inercial.
Utilizando como exemplo as áreas de aplicação citadas anterior-
mente, a Função Walsh é utilizada para encontrar transposições 
de fios que minimizam a diafonia (interferência prejudicial no aco-
plamento de circuitos de comunicação, de que resulta som confu-
so). O Filtro de Kalman é utilizado para estimar valores a partir de 
um modelo dinâmico de um sistema corrompido por ruído branco, 
como observados em sistemas de navegação inercial. 
Devido ao poder de processamento dos IEDs, tais métodos foram apli-
cados na proteção de SEP e permitiram a determinação de sinais e de 
eventos com maior velocidade, aumentando a precisão, a exatidão, a 
confiabilidade, a seletividade e a segurança do sistema de proteção.
8.2.2. Novas ferramentas utilizadas em proteção
8.2.2.1. Algoritmos genéticos (AG)
Segundo Lopes (1999), um dos subproblemas do despacho de car-
ga é a questão do comissionamento das unidades geradoras, ou 
seja, definir quantas e quais unidades devem ser utilizadas em um 
determinado momento. Tal preocupação é relacionada ao tempo 
necessário para colocar uma unidade geradora em funcionamento, 
visto que a velocidade de variação da demanda é muito maior.
Outros aspectos, como número, capacidade, tipo e localização geográ-
fica de cada unidade geradora, tempo de acionamento e desligamento, 
212 UNIUBE
capacidade e disponibilidade das linhas de transmissão, demanda e 
previsão de demanda, impõem mais restrições ao problema.
A utilização das técnicas de algoritmos genéticos pode trazer uma 
economia considerável para as empresas do setor elétrico, princi-
palmente quando são abordadas as usinas termoelétricas e seus 
elevados custos.
De forma semelhante, a utilização de algoritmos genéticos têm 
apresentado excelentes resultados na localização ótima de sec-
cionadores em redes de distribuição de baixa tensão, otimização 
da temporização de relés de proteção automáticos, dentre outros.
8.2.2.2. Redes neurais artificiais (RNA)
Para a proteção do sistema elétrico de potência, são utilizados di-
ferentes tipos de relés, com o objetivo de proteger um elemento 
específico. Uma das funções empregadas para a proteção das li-
nhas de transmissão são os relés de distância, que observam a 
impedância entre a localização da falta e do relé para determinar 
se a falta é interna ou externa à sua zona de proteção.
Por meio dos valores de tensão e de corrente trifásicos, o relé de 
distância detecta, classifica e localiza determinada falta, envian-
do um sinal para o elemento seccionador desconectar a linha e 
eliminar a falta. Como no Brasil é utilizado o Sistema Interligado 
Nacional, o restante do sistema de transmissão pode operar dentro 
das condições normais de funcionamento.
Assim, para implementar um modelo de proteção proposto para 
linhas de transmissão, é necessário:
 UNIUBE 213
• Detectar o defeito ou a situação de falta.
• Definir as fases envolvidas na falta (classificação).
• Localizar a falta.
A utilização de redes neurais artificiais é um método alternativo para 
a proteção de linhas de transmissão, baseado em modelos que re-
alizem suas funções em menor tempo, quando comparados aos 
dispositivos convencionais. Assim, trabalhando com a identificação 
e a classificação da informação em categorias, é possível detectar, 
classificar e localizar uma situação de falta mediante a capacidade 
de generalização, abstração e tolerância a falhas, características 
inerentes a um sistema de redes neurais (OLESKOVICZ; COURY; 
AGGARWAL, 2003)
A ferramenta RNA é aplicada em diversas áreas dentro da proteção 
de sistemas elétricos de potência, como a correção de sinais distor-
cidos pela saturação de transformadores de corrente, a supervisão 
no sistema de atividades de uma subestação, entre outras.
8.3. IEC 61850
Como comentado anteriormente, existe a necessidade de garantir 
a interoperabilidade entre os dispositivos eletrônicos inteligentes 
de diferentes fabricantes, permitindo o uso e a troca de dados, com 
o objetivo de realizar suas funcionalidades individuais e a correta 
cooperação entre IEDs.
214 UNIUBE
Essa necessidade foi claramente observada durante o processo 
de implementação de automação de subestações, em que disposi-
tivos de diferentes fabricantes deveriam ser integrados para o cor-
reto funcionamento do sistema. Dessa forma, a norma IEC 61850 
surge como requisito e especifica o protocolo de comunicação com 
funcionalidades comprovadas.
O sistema elétrico de uma subestação equipado com dispositivos 
eletrônicos inteligentes e funcionando dentro das especificações 
da norma IEC 61850 utiliza uma rede local (LAN) como meio de co-
municação. Tal característica permite a utilização da rede Ethernet 
para troca de informações por cabos ópticos, reduzindo a quantida-
de de fios de cobre; enquanto a utilização do modelo OSI como base 
permite a divisão em camadas para obter melhor desempenho.
Assim, em uma rede que utiliza a norma IEC 61850, a porta de 
comunicação Ethernet TCP/IP tem um endereço IP para comunica-
ção entre IEDs, de forma que possam usufruir de todos os recursos 
disponíveis em um ambiente de rede Ethernet. Por trabalhar com o 
modelo TCP/IP, o dispositivo físico pode ser visto como Servidor e 
acessado por um cliente externo, separando as aplicações em três 
níveis hierárquicos:
• Estação: mapear as camadas de comunicação TCP/IP, geren-
ciar as mensagens GOOSE/GSSE e sincronização de tempo.
• Vão: aplicação das funções do sistema.
• Processo: valores analógicos de tensão e corrente amostra-
dos por meio de trens de pulsos trafegando na rede, mensa-
gens GOOSE/GSSE e sincronização de tempo.
 UNIUBE 215
Saiba mais
A norma IEC 61850 é muito extensa, por se tratar de um manual de 
montagem e instalação de todos os padrões e protocolos necessá-
rios para o seu correto funcionamento. Procure saber mais acerca 
do padrão proposto e de suas partes.
8.4 Smart Grid
Métodos práticos, ferramentas e tecnologias baseados em avan-
ços nos campos de computação, controle e comunicações estão 
permitindo que redes elétricas e outras infraestruturas se autorre-
gulem localmente.
O conceito de smart grid (SG), também chamado de redes elétricas 
inteligentes (REI), apresenta uma mudança no padrão do setor elé-
trico e torna o sistema energético mais interativo. A necessidade de 
incorporar novas fontes, introduzir novos consumidores e melhorar 
a eficiência e o dimensionamento da própria rede justifica a cres-
cente aplicação de IEDs na proteção dos sistemas elétricos.
216 UNIUBE
Figura 8.2 - Ilustração das conexões de uma rede elétrica inteligente (smart grid)
Fonte: NEYRO2008, 123RF.
Para Rivera, Esposito e Teixeira (2013, p. 45), o conceito de smart 
grid pode apresentar algumas perspectivas:
• Tecnológica.
• Ambiental.
• Socioeconômica.
• Político-regulatória.
 UNIUBE 217
Segundo Amin e Wollenberg (2005, p. 1), rede elétrica inteligente 
é definida como “uma estrutura de rede elétrica em larga escala 
caracterizada por segurança, agilidade e resiliência/robustez que 
enfrenta novas ameaças e condições não previstas”. De acordo 
com essa definição, os dispositivos seriam capazes de comunicar e 
de cooperar dentro da mesma rede, permitindo a autoconfiguração 
dos elementos, de forma a suprir as necessidades do sistema.
Assim,as smart grids têm como objetivo otimizar todo o sistema elétri-
co e facilitar a implantação de novos fornecedores e consumidores na 
rede. Esse desenvolvimento é possível por meio do uso das tecnolo-
gias de informação e comunicação, resultando na melhoria do monito-
ramento, na gestão e na qualidade da energia ofertada.
A implantação das redes elétricas inteligentes pode ser analisada 
em três áreas complementares e independentes:
• Sistema elétrico (geração, transmissão e distribuição).
• Medidores eletrônicos.
• Centros consumidores.
A implantação das REIs no sistema elétrico (geração, transmissão 
e distribuição) tem como objetivo agregar inteligência e promover 
robustez, segurança e agilidade na rede.
Por sua vez, a implantação de medidores eletrônicos inteligentes 
agrega funcionalidades para os consumidores e para as conces-
sionárias. Informações de tarifação e de consumo de energia por 
horário, dados de faturas anteriores e indicativos da qualidade da 
218 UNIUBE
energia disponibilizada pela concessionária permitem melhor con-
trole por parte do consumidor. Para as concessionárias, é possível 
operações remotas (corte e religamento, por exemplo), novas for-
mas de comercializar energia e a redução de custos operacionais.
Figura 8.3 - Modelo de medidor eletrônico inteligente utiliza-
do na implementação das redes elétricas inteligentes
Fonte: CHRISTIAN DELBERT, 123RF.
A utilização da inteligência nos centros consumidores é caracteri-
zada pelo uso de eletrodomésticos e de dispositivos residenciais 
inteligentes, permitindo comunicação com o medidor e melhor ges-
tão do consumo energético. A comunicação bidirecional de energia 
é realizada por meio da geração distribuída (solar, eólica, biomassa 
etc.) e do armazenamento de energia com o uso de carros elétricos.
 UNIUBE 219
Atualmente, as smart grids encontram-se em estágio de desen-
volvimento, existindo grandes oportunidades para governos, con-
cessionárias de energia, fornecedores de tecnologias, empresas e 
consumidores. Por exemplo, espera-se que a conclusão da insta-
lação dos medidores inteligentes nos Estados Unidos e no Japão 
ocorra entre 2022 e 2030, mas não significa a implantação do con-
ceito integral de smart grids.
A ampliação das redes elétricas inteligentes para outros serviços 
públicos formariam as cidades inteligentes (smart cities), nas quais 
a infraestrutura de informação e automação permitiria o uso efi-
ciente dos recursos e a melhoria na qualidade dos serviços. Desse 
modo, energia, água, gás, segurança, trânsito e saúde poderiam 
ser integrados ao sistema.
A viabilidade do conceito “inteligente” é associada aos avanços tec-
nológicos da eletrônica e à melhoria dos sistemas de controle. O con-
ceito poderá ser estendido para ambientes, em que todos os objetos 
possam ser unicamente identificados, reconhecidos, localizados e 
endereçados, o que vem sendo chamado de Internet of Things (IoT – 
Internet das Coisas) (RIVERA; ESPOSITO; TEIXEIRA, 2013, p. 50).
220 UNIUBE
Figura 8.4 - Redes elétricas inteligentes, cidades inteligentes e Internet das Coisas
Fonte: Rivera, Esposito e Teixeira (2013, p. 50).
Assim, todos os serviços e os sistemas podem ser fontes geradoras 
de dados, que, ao serem processados e tratados com inteligência, 
disponibilizam informações que podem auxiliar em diversas áreas: 
energia, água, gás, segurança, trânsito, saúde etc. Como as infor-
mações também podem indicar necessidades, hábitos e interesses 
das pessoas, grandes corporações de tecnologia de informação e 
comunicação têm interesse no desenvolvimento dos sistemas “in-
teligentes”, como Google, Intel e IBM.
 UNIUBE 221
Figura 8.5 - Os elementos de uma casa conecta-
dos em rede - Internet das Coisas (IoT)
Fonte: MACROVECTOR, 123RF.
8.4.1. Smart Grid no mundo
A utilização das redes elétricas inteligentes é uma tendência mun-
dial, mas as diretrizes de implantação consideram as diferentes re-
alidades de cada país e consideram a multiplicidade de conceitos 
e benefícios.
Nos Estados Unidos, a regulação da distribuição de energia elétrica é 
descentralizada, proporcionando diferentes estágios de implantação 
dos medidores inteligentes. Estados como Califórnia, Flórida, Colorado 
e Texas apresentam avançado estágio de aplicação das redes elétricas 
inteligentes devido ao grande número de medidores substituídos.
222 UNIUBE
Dentre os fatores que motivam a implantação das redes inteligen-
tes nos Estados Unidos, podem-se listar:
• Agenda tecnológica para recuperação econômica.
• Infraestrutura obsoleta.
• Geração distribuída de energia.
• Confiabilidade, segurança e eficiência do sistema.
• Uso de veículos elétricos e híbridos.
Na Europa, o parlamento europeu fixou como meta a implantação 
de 80% de medidores inteligentes até 2020, pois existe a necessi-
dade de renovar a rede elétrica, aumentar a capacidade de gera-
ção, controlar os preços da energia elétrica e implementar a inte-
gração de fontes renováveis.
Em 2010, 85% dos lares italianos dispunham de medidores in-
teligentes, enquanto todos os lares da Suécia já apresentavam 
tal equipamento. Por outro lado, países como França, Espanha, 
Noruega e Holanda apresentam pequenos índices de substituição 
dos medidores para o modelo inteligente.
Dentre os fatores que motivam a implantação das redes inteligen-
tes na Europa, podem-se listar:
• Integração de diversas fontes de energia renováveis.
• Infraestrutura envelhecida.
• Uso de veículos elétricos.
 UNIUBE 223
Na China, pretende-se substituir todos os 360 milhões de medi-
dores até 2020. Dentre os fatores que motivam a implantação das 
redes inteligentes na China, podem-se listar:
• Implantação de cidades inteligentes e protagonismo mundial 
em IoT.
• Eficiência energética.
• Diversificação energética.
No Japão e na Coreia, as redes inteligentes estão em estágio de 
programas-piloto e há o objetivo de substituir toda a base até 2020. 
Dentre os fatores que motivam a implantação das redes inteligen-
tes no Japão, podem-se listar:
• Diversificação energética, devido aos acidentes nucleares.
• Uso de veículos elétricos.
• Implantação de cidades inteligentes.
8.4.2. Smart Grid no Brasil
A implantação das redes elétricas inteligentes no Brasil ocorre de 
forma diferente da observada nos países desenvolvidos, pois apre-
senta especificidades de países emergentes e necessidades pró-
prias. Dentre outras características, destacam-se:
224 UNIUBE
• Grande parte da energia elétrica é de fontes renováveis.
• Integração das regiões por meio de linhas de transmissão 
(SIN).
• Baixo consumo de energia per capta.
• Elevado potencial de recursos renováveis e não renováveis 
não explorados.
• Elevado valor da energia elétrica.
Segundo Rivera, Esposito e Teixeira (2013, p. 54), devido a essa 
última característica, a política energética brasileira concentra es-
forços para garantir o fornecimento de energia elétrica com tari-
fas menores, sobrepondo-se à política industrial e tecnológica. 
Por outro lado, o fato de o Brasil apresentar recursos renováveis 
competitivos inibe o fomento a tecnologias de geração distribuída, 
como ocorre em países com baixa diversidade ou pouco potencial 
energético.
A Figura 8.6 cita os principais motivadores para a implantação das 
redes elétricas inteligentes no Brasil.
 UNIUBE 225
Figura 8.6 - Principais motivadores para a implantação das REIs no Brasil
Fonte: Rivera, Esposito e Teixeira (2013, p. 55).
A utilização de dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) para a 
formação das redes inteligentes traz melhorias em cada um dos 
motivadores observados na Figura 8.6. De forma rápida, pode-se 
listar as características a serem trabalhadas em cada um deles:
• Eficiência energética e comercial:
• Redução de perdas técnicas e comerciais.
• Melhoria na qualidade da energia ofertada ao consumidor.
• Gestão do horário de consumo de energia pelo consumidor.
226 UNIUBE
• Aumento da confiabilidade do sistema elétrico:
• Interoperabilidade entreos diversos componentes da rede e 
subestação.
• Gestão de ativos.
• Planejamento da capacidade de geração, transmissão e 
distribuição.
• Segurança operacional e sistêmica:
• Controle de acesso dos usuários de rede.
• Redução de energia não distribuída e das perdas por fraudes.
• Viabilizar a geração distribuída.
• Gestão para contingências e autorrecomposição.
• Sustentabilidade econômica e ambiental:
• Diversificação dos negócios.
• Novos serviços de valor agregado ofertados pela 
concessionária.
A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica rea-
lizou um estudo amplo para elaborar uma proposta para um plano 
nacional de migração para o conceito de redes elétricas inteligen-
tes, cuja estimativa de investimento para implantação pode variar 
de R$ 46 bilhões a R$ 91 bilhões.
 UNIUBE 227
A conclusão desse estudo aponta que os custos são iguais ou su-
periores aos benefícios, do ponto de vista dos consumidores e da 
concessionárias. Logo, é necessário um ajuste do plano regulatório 
para equacionar os incentivos, para que os benefícios sejam perce-
bidos (RIVERA; ESPOSITO; TEIXEIRA, 2013, p. 59).
Considerações finais
O desenvolvimento de novas tecnologias, métodos e materiais é 
utilizado em diferentes áreas, mesmo que, inicialmente, tenham 
sido desenvolvidos para uma necessidade específica. Dessa for-
ma, caro(a) aluno(a), a evolução dos dispositivos de proteção de 
sistemas elétricos de potência acompanhou o desenvolvimento 
dos componentes disponíveis na época, passando por relés eletro-
mecânicos, estáticos, digitais e microprocessados.
Com o advento dessa tecnologia, os elementos utilizados na prote-
ção de SEP tornaram-se “inteligentes” (IEDs) e ampliaram a gama 
de características e funções disponíveis. A alta capacidade de pro-
cessamento de tais dispositivos permite que um único relé inteli-
gente realize diversas funções de proteção.
Com tamanho poder de processamento digital de sinais e análise 
de dados, foi possível a utilização de métodos matemáticos e ferra-
mentas computacionais para o desenvolvimento de sistemas mais 
rápidos, precisos e exatos. Tais fatores aumentam a confiabilidade, 
a seletividade e a segurança da proteção.
A norma IEEE 61850 proporciona a comunicação entre dispositi-
vos de diferentes fabricantes e utiliza o modelo OSI, consagrado 
pela comunicação TCP/IP em ambiente de rede Ethernet. Com as 
228 UNIUBE
características propostas na norma, os conceitos de smart grid (re-
des inteligentes), smart cities (cidades inteligentes) e Internet of 
Things (Internet das Coisas) começam a ser aplicados.
O conceito de smart grid apresenta uma mudança no padrão do se-
tor elétrico e torna o sistema energético mais interativo. A necessi-
dade de incorporar novas fontes, introduzir novos consumidores e 
melhorar a eficiência e o dimensionamento da própria rede justifica 
a crescente aplicação de IEDs na proteção dos sistemas elétricos.
Dentre os custos e benefícios observados para a implementação 
das redes de energia inteligentes, foi apontado que os custos são 
iguais ou superiores aos benefícios, do ponto de vista dos consumi-
dores e da concessionárias. Logo, é necessário um ajuste do plano 
regulatório para equacionar os incentivos, para que os benefícios 
sejam percebidos.
CONCLUSÃO
O conteúdo referente à disciplina Proteção de Sistemas Elétricos 
abordou a importância da proteção de sistemas elétricos de potên-
cia (SEP), transformadores redutores de tensão e filtro, relés de 
sobrecorrente e distância com suas respectivas aplicações, tele-
proteção 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.
Iniciou-se o estudo abordando a importância da proteção de siste-
mas elétricos de potência no cenário brasileiro, os aspectos consi-
derados na proteção, assim como na análise e nas características 
generalizadas da proteção, os transformadores redutores de ten-
são com base nas normas vigentes.
Em seguida, foram apresentados o relé de sobrecorrente – seu 
tipo de atuação, curvas características de tempo, características 
construtivas e instalação, aplicação e ajuste – e o relé de distância, 
utilizado na proteção de linhas de transmissão.
Abordou-se a teleproteção e a coordenação da proteção de SEPs 
que atuam na proteção, com o objetivo de aumentar a confiabili-
dade do sistema de energia, melhorando o desempenho da prote-
ção, ou seja, operam como guardiões de um complexo sistema de 
transmissão.
Verificou-se que a proteção de transformadores utiliza o método 
de proteção diferencial, pois consegue limitar a área de atua-
ção para o componente em questão, com o objetivo principal 
de detectar falhas internas do transformador. Também são utili-
zados outros equipamentos para complementar a proteção dos 
transformadores, como proteção contra falha de disjuntor, contra 
sobretensão, de carcaça do transformador, bloqueio, temperatu-
ra, pressão e falta de óleo.
No capítulo seguinte, acerca da proteção de geradores e da pro-
teção de barramentos, foram abordadas as formas mais recor-
rentes, na literatura, das proteções em geradores e barramentos 
nos sistemas elétricos de potência, bem como as linhas de po-
tência e transmissão.
Para a proteção dos motores de indução, é orientado o estudo e a 
aplicação das funções com relação à tensão e à potência do motor 
a ser protegido, observando-se a importância da proteção térmica 
dos motores devido à deterioração do sistema de isolamento de 
seus enrolamentos com o aumento da temperatura.
Com uma noção inicial acerca da proteção de sistemas elétricos 
de potência, da geração ao consumo, foi comentado a respeito das 
novas tecnologias aplicadas à proteção de sistemas de potência e 
das consequências ou derivações dessas tecnologias em outras 
áreas, como os conceitos de smart grid e smart cities.
Dessa forma, observou-se a importância da disciplina e do con-
teúdo abordado para a formação do aluno, visto que a proteção 
de sistemas elétricos de potência é observada no cotidiano do 
engenheiro eletricista e, em breve, presente na vida da popu-
lação em geral.
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