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SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA 
 
 
Autor: Flaviano José da Silva 
Tutor externo: Tarsício Moreira de Souza 
Centro Universitário Leonardo da Vinci – UNIASSELVI 
Curso de Engenharia Elétrica (EEA0018) – Trabalho De Conclusão de Curso 
06/12/2022 
 
RESUMO 
 
O trabalho irá apresentar o funcionamento do sistema elétrico de potência, em 
específico as subestações, especificando os tipos e funções das subestações. Será explanado 
resumidamente as funções e os tipos dos principais equipamentos existentes nas subestações, 
além dos arranjos exibindo a localização de cada elementos. Além dos equipamentos 
principais será exemplificado o funcionamento dos serviços auxiliares que auxiliam o 
funcionamento dos equipamentos de manobras. Contudo sobre como atua as proteções dos 
equipamentos, protegendo o sistema de fornecimento de energia elétrica. 
 
Palavras-chave: (Sistema elétrico de potência; Subestação; Tensão; Corrente; 
Transformadores; Proteção). 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
O presente trabalho tem como objetivo, abordar concepções gerais das subestações elétricas, 
no sistema elétrico de potência, explanando sobres seus equipamentos para a transmissão, 
distribuição, proteção e controle da energia elétrica. Mas, antes daremos um pequeno resumo 
de como funciona o sistema elétrico de potência, que gera a energia, transmite e distribui. 
Vamos elucidar o funcionamento, características, dos principais equipamentos, automação e 
proteção, modernização, como a substituição de equipamentos mais modernos. Além dos 
conceitos básicos a serem assimilados, também será abordado a importância do conhecimento 
da configuração das subestações. A fim de agilizar possíveis ocorrências de contingências no 
sistema elétrico de potência. 
A área de concentração escolhida, como já mencionada anteriormente, foi a eletrotécnica, 
devido a atuação profissional a qual já estou no ramo há pouco mais de 15 anos, onde já 
trabalhei em usina de Cana de Açúcar, Estaleiro de Navios e na Companhia Hidroelétrica do 
São Francisco (atualmente). E junto com a experiência e conhecimento do tutor Tarsício 
Moreira de Souza, e colegas de trabalho, desenvolveremos este trabalho de conclusão do curso 
de Engenharia elétrica. 
 
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA 
 
Integralmente todo sistema elétrico de potência passa por três diferentes etapas que é 
a geração, a transmissão e a distribuição. Nos processos de geração como os da usina elétrica, 
sendo elas hidráulicas, eólicas, térmicas, fotovoltaicas e outras tecnologias, comummente essa 
energia são geradas em baixos níveis de tenção. Então para que essa energia seja transmitida, 
elas passam pelas subestações, constituídas por equipamentos responsáveis por elevarem a 
tensão em diversos níveis (alta tensão), diminuindo consequentemente a corrente, que tem 
também influência em menos percas. E antes que chegue ao consumidor essas tensões são 
rebaixadas aos padrões das concessionárias que possuem subestações e distribuem em baixas 
tensões. (Mamede Filho, 2021). A Figura 1, ilustra o caminho da energia elétrica gerada até ao 
consumidor. 
 
FIGURA 1 - GERAÇÃO, TRANSMISSÃO E CONSUMO. 
 
FONTE: Disponível em: <http://abiape.com.br/a-transmissao-e-a-busca-pela-eficiencia/>. Acesso em: 10 
nov. 2022. 
 
A transmissão é o elo entre a produção e o consumo, composta por transformadores, 
linhas de transmissão e outros equipamentos. Permite que a eletricidade seja 
negociada no mercado entre geradores, comercializadores, autoprodutores e 
consumidores. (PRESCOTT, 2018) 
 
2.1. GERAÇÃO 
Bem como sabemos nossa a energia elétrica pela qual conhecemos precisar ser gerada 
para que seja transmitida e distribuída aos consumidores, seja ele indústria, comércio e as 
residências. Mas, como essa energia elétrica é gerada? 
A energia elétrica é gerada através de equipamentos (geradores) que transformam 
outras energias como a mecânica (movimento) ou termodinâmica (calor). A exemplo temos 
hídrica que através da força da corrente de água, faz paletas conectadas a uma turbina que girar, 
gerando a energia elétrica. Assim como as usinas de cana-de-açúcar, que utilizam bagaço da 
cana, para aquecer água, gerando vapor em alta pressão, que também fazem turbinas girarem e 
consequência giram os geradores que geram energia. Também funciona as termelétricas que ao 
invés do bagaço da cana-de-açúcar, usam o carvão, gás, combustíveis e até fissão de material 
radioativo outra tecnologia parecia é geotérmica, onde a anergia gerada é feita através do 
aquecimento interno da terra aquecendo a água e gerando vapor. 
Também não poderíamos deixar de fora, outras tecnologias que vem crescendo no 
mercado de energias renováveis, como é a energias eólica, que através do vento, move suas 
turbinas conectadas a hélices. E não muito menos, é vermos nos telhados das residências, 
galpões comerciais, placas fotovoltaicas, que utilizam a luz do sol como fonte de energia. 
Com todo mercado voltado com a preocupação a preocupação ambiental, o mundo 
vem desenvolvendo várias tecnologias para explorarmos mais fontes renováveis, gerando 
energias cada vez mais limpas. 
A 
Figura 2, exemplifica as fontes de energia e suas origens, exemplificando a função da 
energia elétrica num cenário energético globalizado. Nela é possível identificar as fontes 
básicas de energia na Terra, tendo como exemplo as causas naturais, como a iluminação do sol, 
o movimento dos ventos, o movimento das águas, o aquecimento da própria terra, o tempo que 
decompõe matérias orgânicas que se transformam em energia de trabalho para transformar a 
energia elétrica. (BELICO REIS, 2021) 
 
FIGURA 2 - GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
 
FONTE: (Belico Reis, 2022) 
 
2.2. SUBESTAÇÕES 
Subestação é uma instalação elétrica de alta potência, contendo equipamentos para 
transmissão, distribuição, proteção e controle de energia elétrica. 
Funciona como ponto de controle e transferência em um sistema de transmissão 
elétrica, direcionado e controlando o fluxo energético, transformando os níveis de tensão e 
funcionando como pontos de entrega para consumidores industriais. 
Durante o percurso entre as usinas e as cidades, a eletricidade passa por diversas 
subestações, onde aparelhos chamados transformadores aumentam ou diminuem a sua tensão. 
Ao elevar a tensão elétrica no início da transmissão, os transformadores evitam a perda 
excessiva de energia ao longo do caminho. Já ao rebaixarem a tensão elétrica perto dos centros 
urbanos, permitem a distribuição da energia por toda a cidade. 
Apesar de mais baixa, a tensão utilizada nas redes de distribuição ainda não está 
adequada para o consumo residencial imediato. A instalação de transformadores menores, 
instalados nos postes das ruas para reduzir ainda mais a tensão que vai diretamente para as 
residências, comércios e outros locais de consumo. 
É importante lembrar que o fornecimento de energia elétrica no Brasil é feito por meio 
de um grande e complexo sistema de subestações e linhas de transmissão, interligadas às várias 
usinas de diversas empresas. Assim, uma cidade não recebe energia de uma única usina, e sim 
com a energia gerada por diversas usinas hidrelétricas, termelétricas e até nucleares, chamando 
de Sistema Interligado Nacional (SIN). 
2.2.1. Tipos de subestação 
Cada subestação tem sua função no sistema elétrico, e para isso elas são construídas 
em pontos estratégicos, em lugares mais protegidos, com vários níveis de tenção adequando ao 
máximo do fornecimento da energia. Contudo a classificação de uma subestação pode ser 
realizada conforme sua função, seu nível de tensão, seu tipo de instalação e sua forma de 
operação. 
 
Parte de um sistema de potência, concentrada em um dado local, compreendendo 
primordialmente as extremidades de linhas de transmissão e/ou de distribuição, com 
os respectivos dispositivos de manobra, controle e proteção, incluindo as obras civis 
e estruturas de montagem,podendo incluir também transformadores, equipamentos 
conversores e/ou outros equipamentos (605-01-01).(ABNT, 1992, pag. 49) 
2.2.1.1. Classificação quanto a sua função 
2.2.1.1.1. Subestações transformadoras 
São aquelas destinadas a elevar ou abaixar o nível de tensão, que também poderíamos 
classificá-las como elevadoras e abaixadoras. As elevadoras são aquelas que recebem a tensão 
da geração, elevando a tensão, para que a energia possa ser transmitida pelas linhas de 
transmissão com menos perdas. Já as abaixadoras, são as responsáveis por baixar o nível de 
tensão para a distribuição, aos consumidores finais, como as indústrias, comércio e residências. 
2.2.1.1.2. Subestações seccionadoras, de manobra ou chaveamento 
Subestação seccionadora “[...] é aquela que se destina ao chaveamento de linhas de 
transmissão de 230 kV a 750 kV. Em geral, são subestações pertencentes à Rede Básica. 
Também existem subestações de manobra que operam em sistemas de tensões de 138 kV, 88 
kV ou 69 kV.” (MAMEDE FILHO, 2021) 
2.2.1.2. Classificação quanto ao seu nível de tensão 
2.2.1.2.1. Subestação MT Nível I 
São as subestações de níveis de 2,3 kV até 25 kV, nessa faixa de tensão na maior parte 
do país são utilizadas as tensões de 13,8kV, e esporadicamente encontraremos subestações de 
13,2kV. Esse nível de tensão normalmente é utilizado em indústrias de pequeno e médio porte, 
comércios de grande porte, em condomínios residências ou em grandes residências. (MAMEDE 
FILHO, 2021, p.14). A 
 
Figura 3, é uma imagem de uma subestação abaixadora de 69kV para 23.8kV. 
 
FIGURA 3 - SUBESTAÇÃO DE 69KV PARA 13,8KV. 
 
FONTE: Própria (15 novembro 2022) 
2.2.1.2.2. Subestação MT Nível II 
Esse nível II de tensão para subestações de média tensão, envolves as tensões entre 
34,5kV 46kV, tendo sua maioria em 34,5kV, muito utilizadas em redes coletoras aérea ou 
subterrânea de parque eólicos ou fotovoltaicas, esse tipo de tensão não é disponível no sistema 
de distribuição, mas, em algumas indústrias é possível encontrar para alimentar cargas 
específicas. (MAMEDE FILHO, 2021, p.14). 
2.2.1.2.3. Subestação AT Nível III 
São subestações utilizadas normalmente por todas as companhias distribuidoras de 
energia elétrica do Brasil. Seu nível de tensão está nos níveis entre 69 kV e 145 kV. A maioria 
das subestações usam a tensão de 69 kV, já as de 138 kV são mais restritas. As indústrias de 
médio porte que possuem subestações próprias são normalmente alimentadas na tensão de 
69kV, principalmente na região Nordeste, no Sudeste existe o sistema de 88 kV, no qual, muitas 
indústrias, está conectado. (MAMEDE FILHO, 2021, p.14). A 
Figura 4, ilustra uma subestação de 69kV. 
 
FIGURA 4 - SUBESTAÇÃO 69KV 
 
FONTE: Própria (15 nov. 2022) 
2.2.1.2.4. Subestação AT Nível IV 
São subestações que normalmente pertencem ao a Rede Básica do Sistema Interligado 
Nacional (SIN), seus níveis de tensão estão entre 230 kV e 440 kV. Em grande parte, as áreas 
das concessionárias do Brasil, se utilizam das subestações de 230kV, além de algumas 
indústrias de grande porte que tem sua operação técnica própria, porém, obedecem aos 
procedimentos do Operador Nacional do Sistema (ONS). É responsável pela Rede Básica. Já 
as subestações que têm sua tensão em 345 kV, em grande parte é operada por Furnas Centrais 
elétricas e algumas concessionárias no Estado de São Paulo. (MAMEDE FILHO, 2021, p.14). 
A Figura 5, é uma imagem de uma subestação de 230kV. 
 
FIGURA 5 - SUBESTAÇÃO 230KV 
 
FONTE: Própria (15 nov. 2022) 
2.2.1.2.5. Subestação EAT Nível V 
Segundo Mamede Filho (2021), as conhecidas como de Extra Alta Tensão, são 
subestações utilizadas dominantemente na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN). 
Seu nível de tensão está compreendido entre 500 kVca e ±800 kVcc. A tensão máxima existente 
no Brasil é em corrente alternada de 765 kV (Furnas). No Norte e Nordeste em sua maioria as 
subestações de 230 kV nos sistemas elétricos da Eletrobras Companhia Hidroelétrica do São 
Francisco S/A (CHESF) e da Eletrobras Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A 
(ELETRONORTE), sendo de 550 kV a tensão mais elevada dos sistemas elétricos das 
mencionadas geradoras. (MAMEDE FILHO, 2021, p.15). A Figura 6, mostra um pátio de uma 
subestação de 500kV. 
 
FIGURA 6 - SUBESTAÇÃO DE 500KV 
 
FONTE: Própria (15 noembro 2022) 
 
2.2.1.3. Classificação quanto ao tipo de instalação 
2.2.1.3.1. Subestação ao Tempo 
É o tipo de subestação onde seus equipamentos são projetados para estarem exposto 
ao tempo, submetidos às condições climáticas, ventos, chuvas, temperaturas, descargas 
atmosféricas. Havendo a necessidade de manutenções mais frequentes devido aos desgastes dos 
materiais, componentes e sujeira reduzindo a eficácia de isolamento. A Figura 7, é uma imagem 
do que é uma subestação exposta ao tempo (meio ambiente), uma subestação em 13,8kV. 
https://www.sinonimos.com.br/dominantemente/
 
FIGURA 7 – SUBESTAÇÃO EXPOSTA AO TEMPO 
 
FONTE: Própria (15 novembro 2022) 
2.2.1.3.2. Subestação Abrigada 
É o tipo a qual possui seus equipamentos abrigados ao tempo, podendo ser uma 
edificação ou uma câmara subterrânea. A Figura 8, é uma subestação com seus equipamentos 
protegidos ao tempo. 
 
FIGURA 8 - SUBESTAÇÃO ABRIGADA 
 
FONTE: Disponível em: <https://www.eletrosa.com.br/subestacoes.html>. Acesso em: 10 nov. 
2022. 
2.2.1.3.3. Subestação Móvel 
SÃO SUBESTAÇÃO MONTADA PERMANENTEMENTE SOBRE UM OU MAIS VEÍCULOS. ESSE TIPO DE 
SUBESTAÇÕES É PROJETADO A FIM DE ATENDER EMERGÊNCIAS, COMO EM PERDAS DE TRANSFORMADORES DE 
POTÊNCIA, OU EM LUGARES ONDE HAVERÁ EVENTOS TEMPORÁRIOS, COM NECESSIDADE DE CENTROS DE 
TRANSFORMAÇÃO COM CAPACIDADE DE ATENDER A DEMANDA ESPERADA. SUA ALIMENTAÇÃO DOS SISTEMAS 
DE DISTRIBUIÇÃO OU TRANSMISSÃO. ELAS TAMBÉM PODEM SER ABERTAS OU FECHADAS (ENCLAUSURADAS). 
(MAMEDE FILHO, 2021, P.18). A 
 
 
 
Figura 9, é uma imagem de uma subestação montada sobre uma carreta (subestação 
móvel). 
 
 
 
 
FIGURA 9 - SUBESTAÇÃO MÓVEL 
 
FONTE: Disponível em: < https://maxpesa.com.br/tag/subestacao-movel/>. Acesso em: 10 nov. 
2022. 
2.2.1.4. Classificação quanto a forma de operação 
2.2.1.4.1. Subestação Semiautomática (com operação presencial) 
São subestações complexas, que trabalham com vários de níveis de tensão, 
normalmente elas que ficam em corredores estratégicos de interligação de centros urbanos, e 
que possuem uma grande diversidade de equipamentos manobráveis eletricamente, 
remotamente, local e manual mecanicamente. A operação trabalha normalmente em turno de 
revezamento (permanência de 24h/dia) com exigência de 2 (dois) operadores. Para pequenas 
subestações menores, como as de 69 kV, é necessário apenas de 1 (um) por turno ou em horário 
comercial com equipe de prontidão. Aos poucos essas subestações são migradas a sistemas com 
tecnologia mais avançadas se tornando assistidas ou supervisionadas. (MAMEDE FILHO, 
2021, p.19) 
2.2.1.4.2. Subestação Automatizada 
São subestações equipadas com tecnologia de sistemas supervisório digital, 
comandada remotamente dos centros operacionais, que supervisionam as grandezas elétricas 
em tempo real, que controla todo sistema operacional da subestação. Além de supervisórios 
possui sistemas de câmeras que confirmam visualmente as ações de manobras a distância 
diurnas ou noturnas, essas câmeras também são possui tecnologia de sensores térmicos 
indicando presença de intrusos, enviando alarmes ao Centro de Operação do Sistema. Não tendo 
assim a necessidade de operadores permanentes na subestação, há não ser em momentos de 
falta de supervisão do sistema. (MAMEDE FILHO, 2021, p.19) 
2.2.2. Diagrama Unifilar 
Para entendermos o funcionamento de uma subestação, é muito importante que façamos uma 
análise dos circuitos de uma subestação e onde se encontram os componentes. E como qualquer esquema 
elétricos, nada melhor que os diagramas elétricos, que mostra todo sistemade uma subestação. A Figura 
10, exibe o diagrama unifilar de uma subestação em 500kV. 
 
FIGURA 10 - DIAGRAMA UNIFILAR DE UMA SE 500KV 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
 
PARA CADA EQUIPAMENTO EXISTE UMA CODIFICAÇÃO, ESSA CODIFICAÇÃO VARIA DE ACORDO COM A FUNÇÃO 
DO EQUIPAMENTO, NÍVEL DE TENÇÃO, IDENTIFICAÇÃO DO EQUIPAMENTO E SUA POSIÇÃO. EXEMPLO: UM PARA RAIO 
TEM SEU CÓDIGO 7, NÍVEL DE TENSÃO DE 500KV É 5, SUA IDENTIFICAÇÃO É UM PARA-RAIOS DE LINHA, E SUA 
LOCALIZAÇÃO É DA LINHA 5, ASSIM: 75L5. VEJA A 
Figura 11, onde mostra os equipamentos de uma subestação representado no diagrama 
unifilar. 
 
FIGURA 11 - CORTE A 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
 
NA OPERAÇÃO OS DIAGRAMAS TÊM SUA REPRESENTAÇÃO BEM SIMPLIFICADA, MOSTRANDO OS 
EQUIPAMENTOS MANOBRÁVEIS E AS CARGAS QUE SÃO ALIMENTADAS, NORMALMENTE FICAM NOS PAINÉIS DE COMANDO 
E MONITORES DE SUPERVISÃO OU IHM. OBSERVE A 
 
 
 
 
Figura 12, onde mostra o diagrama unifilar no painel de manobra e a Figura 13, numa IHM. 
 
 
 
 
 
 
FIGURA 12 - DIAGRAMA EM PAINEL DE COMANDO 
 
FONTE: Própria (10 nov. 2022) 
 
FIGURA 13 - DIAGRAMA UNIFILHAR NUMA IHM 
 
FONTE: Própria (10 nov. 2022) 
 
Os equipamentos principais envolvem os barramentos, pára-raios, transformadores de tensão, 
transformadores de corrente, chaves seccionadoras, disjuntores, transformadores de potência, reatores 
etc. Equipamentos de proteção como relés principais e auxiliares, controladores, conversores. De tele-
proteção, registradores, oscilos, registradores de eventos. E os equipamentos auxiliares, que envolvem 
geradores, banco de baterias, retificadores, iluminação, além dos disjuntores e transformadores de baixa 
tensão. 
2.2.3. Principais componentes de uma subestação 
As subestações são compostas por vários tipos de equipamento que variam de acordo com suas 
aplicações, níveis de tensão, níveis de isolamento e tecnologias de funcionamento. Por isso citaremos 
alguns dos principais equipamentos, que se dividem entre equipamentos principais, de proteção, de 
telecomunicação e auxiliares. 
2.2.3.1. Arranjo das Subestações 
Cada subestação tem o seu arranjo adequado a configuração que se deseja e suas 
prioridades, seu arranjo se baseia no tipo de barramento e posição de seus disjuntores. A seguir 
mostraremos os tipos de configuração para os barramentos: 
2.2.3.1.1. Barramento Simples 
O arranjo com barra simples, é o tipo de barra que não necessita de grandes áreas, por isso é de 
baixo custo, elas normalmente alimentam cargas tão necessárias, em caso de falha nesse tipo 
de barra ou até do próprio disjuntor se perde totalmente a alimentação para a carga. Conforme 
o arranjo na Figura 14. 
FIGURA 14 - BARRA SIMPLES 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
 
2.2.3.1.2. Barra simples / Barra de transferência 
É o tipo de barramento que já contempla uma barra auxiliar (BARRA A) e 
normalmente é alimentada pela barra principal (BARRA P). Além da barra auxiliar, o circuito 
possui o disjuntor de transferência, sendo muito usado em defeitos dos disjuntores ou em sua 
manutenção. Exibida na Figura 15. 
 
FIGURA 15 - BARRA SIMPLES / BARRA DE TRANSFERÊNCIA 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
 
2.2.3.1.3. Barra dupla seccionada 
Nesse tipo de arranjo, é indicado por ter mais de uma fonte, além da opção de 
transferência de barras e disjuntores através do disjuntor de transferência. A conexão entre 
barras também pode ser feita através de disjuntores. Conforme exibido na 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 16. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FIGURA 16 - BARRA DUPLA SECCIONADA 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
 
2.2.3.2. Disjuntor e Meio 
É o tipo de arranjo que tem uma recomposição que pode ser bastante rápida, devido a 
sua flexibilidade em sua manobra, assim numa possível falha dos disjuntores de linha, não se 
perde alimentação. E em caso de necessidade de manutenção em uma das barras, pode ser 
liberada sem que implique o sistema. Observe o arranjo na Figura 17. 
 
FIGURA 17 - DISJUNTOR E MEIO 
 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
 
2.2.3.3. Arranjo em Anel simples 
Possui um baixo custo além de permitir manutenção de qualquer um dos disjuntores 
sem a necessidade de interrupção de carga, este arranjo só necessita de apenas um por circuito 
e não possui barra principal. Observe que na Figura 18, que a fonte ou carga pode entrar e sair 
de qualquer uma das entradas (setas). 
 
 
 
 
 
FIGURA 18 - ARRANJO EM ANEL 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
2.2.4. Equipamentos principais 
2.2.4.1. Para-raios 
Normalmente instalado nas entradas e saídas das linhas ou equipamentos de uma 
subestação, o para-raios é um equipamento com a finalidade de proteger a subestações contras 
surtos de tensão transiente, que podem causar sérios danos aos equipamentos elétricos. 
Segundo Mamede Filho (2013, p. 29) “[…] os para-raios limitam as sobretensões a um valor 
máximo. Esse valor é tomado como o nível de proteção que o para-raios oferece ao sistema.” 
Pois, dado valor de sobretensão, o para-raios, que antes funcionava como isolador, passa a ser 
condutor e descarrega parte da corrente, reduzindo a crista da onda a um valor que depende das 
características desse equipamento. A Figura 19, mostra de para-raios instalados, em subestações 
de vários níveis de tensão. 
 
 
 
FIGURA 19 - PARA-RAIOS EM TERMINAIS DE LINHAS DE 500KV, 230KV, 69KV E 13,8KV. 
 
Fonte: Própria (27 de novembro de 2022) 
 
Segundo Mamede Filho, os elementos que constituem os para-raios são de 
propriedades não lineares, capazes de conduzirem correntes de descargas associadas as tensões 
induzidas nas redes e em seguida as interromper as decorrentes, ou seja aquelas após a descarga 
à terra. Atualmente são dois materiais que possuem essas características não lineares, capazes 
de terem de executarem essa função, são os para-raios construídos de carbonato de silício e de 
óxido de zinco. 
2.2.4.1.1. Para-raios de carboneto de silício (SiC) 
São aqueles constituídos por um centelhado com vários gaps (espaços vazios) em serie 
com resistor não linear, inseridos dentro de um involucro de porcelana. O gap é o componente 
que separa eletricamente a rede dos resistores não lineares, por ser constituído de vários espaços 
vazios, ele fraciona o arco, a um número de pedaços, obtendo assim um melhor controle, no 
momento de sua formação, no decorrer de sua formação e na sua extinção. Dessa forma, na 
ocasião de tensões baixas obtém-se resistência alta, e quando nas tensões altas, uma resistência 
baixa. 
2.2.4.1.2. Para-raios de óxido de Zinco (ZnO) 
São constituídos basicamente do elemento não linear, inserido no corpo da porcelana, 
nesse tipo de para-raios não é preciso o uso dos gaps em série, devido as formidáveis 
propriedades não lineares do zinco. Sua vantagem sobre os outros materiais convencionais, é 
que na existência de gaps que estão sujeitos a variações de tensões de descarga pelo para-raios, 
não esteja adequadamente fechado, com um número muito grande elementos do gap, sobe as 
chances de falhas. Além disso os para-raios convencionas absorvem menos carga do que os 
para-raios de óxido de zinco, tento assim um número maior de ciclos. 
 
FIGURA 20 - CURVAS CARACTERÍSTICAS DE TENSÃO × CORRENTE DOS 
VARISTORES SIC E ZNO. 
 
Fonte: (MAMEDE FILHO, 2013, p. 33) 
 
Analisando as Curvas características de tensão × corrente dos varistores SiC e ZnO, 
na Figura 20, Mamede Filho (2013, p. 33) afirma que: 
 
[...] que existem três regiões distintas de operação dos para-raios. Considerando os 
para-raios ZnO na região 1, esta pode ser defnida como aquela em que o para-raios 
opera continuamente sem sofrer avarias. É a região conhecida como MCOV 
(maximum continuous operating voltage) e que corresponde a uma tensão de operação 
entre 80 e 90% da tensão nominal do para-raios e cujo valor deve ser informado pelo 
fabricante. Nessa região de baixas correntes o ZnOé muito sensível às temperaturas 
a que é submetido, alterando severamente as suas características. Quanto maior a 
temperatura a que ficam submetidas as pastilhas, maior será a energia acumulada nos 
elétrons, e consequentemente, maior será o valor da corrente de fuga, degradando o 
desempenho do para-raios. A região 2 é caracterizada pela grande variação de 
condução de corrente pelos para-raios para pequenos incrementos de tensão no 
sistema. Nessa região os para-raios suportam bem os transitórios na frequência 
industrial. Nessa condição o para-raios pode operar por até 10 s. Para tempos 
superiores ocorrerá uma elevação de temperatura nas pastilhas de ZnO e como 
consequência será drenada para a terra um valor maior de corrente de fuga. Nessa 
região a temperatura apresenta pouca influência no valor da tensão. Ao continuar essa 
condição de operação entra-se na região 3, que é caracterizada pela condução de 
elevadas correntes de fuga com valores superiores a sua capacidade nominal, o que 
possivelmente levará as partilhas à condição de avaria, fenômeno que é denominado 
avalanche térmica. Nessa região, denominada zona de alta corrente, onde se processa 
a descarga da corrente através do bloco cerâmico, o comportamento do ZnO depende 
da resistividade dos grânulos de que são fabricados os varistores. 
 
FIGURA 21 - PARA-RAIOS DE 500KV 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
A Figura 21, mostra um para-raios instalado numa subestação de 500kV, onde observa 
na sua base um contador de surtos. 
 
FIGURA 22 - CONTADOR DE SURTOS 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
A Figura 22, mostra um contador de surtos, onde ele conta as ocorrências de surtos de 
tensão onde o para-raios atuou. 
 
Contador de surtos com medidor de corrente de fuga. O contador de surto 3EX5 050 
com medidor de corrente de fuga também oferece monitoramento da corrente de fuga 
do para-raios. Além das funções descritas aqui, ambos os contadores também podem 
ser equipados com um auxiliar passivo contato para medição remota (3EX5 030-1, 
3EX5 050-1). (SIEMNES, 2012) 
2.2.4.2. Transformadores de Potencial (TP) 
Com a função de possibilitar a medição de altas tensões, os transformadores de potencial, 
rebaixa as tensões acima de 600v chegando aos mais de 750kV, propondo uma leitura segura para os 
equipamentos de medição, proteção que trabalham em baixas tensões. A Figura 23, mostra vários 
transformadores de potencial instalados em subestações de 500kV, 230kV, 69kVe 13,8kV, normalmente 
após os para-raios. 
 
FIGURA 23 - TRANSFORMADORES DE POTENCIAL 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
Na sua forma mais simples, os transformadores de potencial possuem um enrolamento 
primário de muitas espiras e um enrolamento secundário através do qual se obtém a 
tensão desejada, normalmente padronizada em 115 V ou 115/√3. Dessa forma, os 
instrumentos de proteção e medição são dimensionados em tamanhos reduzidos com 
bobinas e demais componentes de baixa isolação. Dessa forma, os instrumentos de 
proteção e medição são dimensionados em tamanhos reduzidos com bobinas e demais 
componentes de baixa isolação. (MAMEDE FILHO, 2013, p. 387). 
 
FIGURA 24 - REPRESENTAÇÃO DE UM TP COM DERIVAÇÃO. 
 
Fonte: MAMEDE FILHO (2013, p. 387) 
 
Segundo Mamede Filho (2013, p. 390) Os transformadores de potencial trabalham 
com base na transformação de eletromagnéticas entre os enrolamentos primários e secundários. 
Deste modo para uma determinada tensão aplicada nos enrolamentos primários, consegue-se 
em seus terminais secundários uma tensão reduzida, variando o valor de acordo com a relação 
de transformação da tensão. Com tal característica, quando se aplica uma tensão nos terminais 
do secundário, obtém-se uma tensão elevada nos terminais do primário. Podemos exemplificar 
essa transformação tendo como exemplo uma tensão de 13,8kV nos terminais primários de um 
TP, tendo uma relação de transformação de 120, então a conversão será de 115V, isto é: 
13.1800/120=115V. Conforme visto na Figura 24. 
A Figura 25, mostra o esquema básico de funcionamento de um transformador de 
potencial, onde H1 e H2 são os terminais do enrolamento do primário e X1 e X2 são os terminais 
do enrolamento do secundário. 
 
FIGURA 25 - REPRESENTAÇÃO DE UM TRANSFORMADOR DE POTENCIAL. 
 
Fonte: MAMEDE FILHO (2013, p. 387) 
 
Para um executar sua função, o TP deve fornecer tensão aos instrumentos conectados 
aos seus enrolamentos secundários de forma a atender aos seguintes requisitos: 
• Possuir, menor erro na relação de transformação e no ângulo de fase. 
• Ter a queda de potencial, desde o regime em vazio até a plena carga, necessariamente 
reduzida. 
• Deve ser galvanicamente separado e isolado o circuito de baixa tensão do circuito de 
alta tensão. 
• Reproduzir os efeitos transitórios e de regime do circuito de alta tensão para o circuito 
de baixa o mais fielmente possível. 
Os transformadores de potencial, tem possuem suas características construtivas de 
acordo com o grupo de ligação requerido para as conexões primária e secundarias e com o tipo 
a qual será instalado. 
O enrolamento primário possui bobina de diversas camadas de fio esmaltado, que se 
enrola em um núcleo de ferro magnético, onde também é enrolado o enrolamento secundário, 
ele também pode ser terciário, o seu fio é duplamente esmaltado e são isolados do enrolamento 
primário de do núcleo por meio de fitas de papel especial. 
Segundo as notas de Mamede Filho (2013, p. 389) “[...] os transformadores de 
potencial para aplicação em sistemas de potência podem ser construídos a partir de dois tipos 
básicos: TPs indutivos e TPs capacitivos.” 
Mamede Filho (2013, p. 389) diz que os Transformadores de Potencial Indutivos (TPI) 
são “[...] construídos basicamente todos os transformadores de potencial para utilização até a 
tensão de 138 kV, por apresentarem custo de produção inferior ao do tipo capacitivo”. Veja 
Figura 26, que mostra as partes do TP. 
 
FIGURA 26 - TRANSFORMADOR DE POTENCIAL INDUTIVO. 
 
MAMEDE FILHO (2013, p. 395) 
 
E sobre os Transformadores de Potencial Capacitivos (TPI) eles são fabricados 
principalmente “[...] com a utilização de dois conjuntos de capacitores que servem para fornecer 
um divisor de tensão e permitir a comunicação através do sistema carrier. São construídos 
normalmente para tensões iguais ou superiores a 138 kV”. (MAMEDE FILHO, 2013, p. 395). 
A Figura 27, ilustra o circuito equivalente, mostrando como funcionam os capacitores em 
diversos níveis de tensão. 
 
FIGURA 27 - CIRCUITO EQUIVALENTE DE UM TRANSFORMADOR DE POTENCIAL 
CAPACITIVO. 
 
Fonte: MAMEDE FILHO (2013, p. 396) 
2.2.4.3. Transformadores de Corrente (TC) 
Os Transformadores de Corrente (TC) são equipamentos destinados a rebaixar as 
correntes de cargas ao qual estão ligados a primeira bobina (primária), assim, permitem aos 
instrumentos de medição e proteção, que façam suas leituras de maneira protegidas. 
Constituídos em seu enrolamento primário em sua maioria com poucas espiras e um secundário 
que transforma a corrente em sua maioria em 5A, com isso permite que os instrumentos de 
medição e proteção, sejam menores, já que, suas bobinas de corrente tenham menos fios de 
cobre. Mamede Filho (2013, p.324). 
A Figura 28, mostra vários transformadores de potencial instalados em subestações de 500kV, 
230kV, 69kVe 13,8kV, normalmente após os para-raios. 
 
FIGURA 28 - TRANSFORMADORES DE CORRENTE 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
De acordo com Mamede Filho (2013, p. 324) A transformação de correntes dos TC’s 
ocorre através do fenômeno de conversão magnética, as correntes que elevadas que circulam 
em seu enrolamento primário, são convertidas em correntes menores no secundário, de acordo 
com a relação de transformação. A corrente que passa nos enrolamentos primários é medida, 
devido a formação de um fluxo magnético alternado, induzindo as forças eletromotrizesdos 
enrolamentos primários (Ep) e secundário (Es). Dessa maneira é possível, calcular a corrente 
que passa no enrolamento do primário, através da relação de transformação nominal seja de 20, 
então uma corrente que passa 100A, teremos o valor de 5A em seu secundário, ou seja 
100/20=5A. 
“O TC opera com tensão variável, dependente da corrente primária e da carga ligada 
no seu secundário. A relação de transformação das correntes primária e secundária é 
inversamente proporcional à relação entre o número de espiras dos enrolamentos primário e 
secundário.” (MAMEDE FILHO, 2013, p.324). 
Os principais tipos de transformadores de correntes são os de medição e proteção que 
também podendo ser construídos de diferentes formas. 
2.2.4.3.1. Classificação dos transformadores de corrente quanto ao uso 
Observe a Figura 17, onde possui dos TC’s em serie, onde um é de proteção e outro 
de medição em tensão de 69kV. 
 
FIGURA 29 - TC DE PROTEÇÃO E TC DE MEDIÇÃO. 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
2.2.4.3.1.1. TC de Medição ou Faturamento 
Os aplicados para medição de correntes alta tensão, são de boa precisão (em torno de 
0,3% a 0,6% de erro em sua medição) e pequena corrente de saturação – 4 vezes menor que a 
corrente nominal. É o tipo de equipamento são responsáveis repassar as correntes para os 
medidores de faturamento, por isso devem ter uma boa precisão. 
 
Os TCs empregados na medição de corrente ou energia são equipamentos capazes de 
transformar as correntes de carga na relação, em geral, de Ip/5, propiciando o registro 
dos valores pelos instrumentos medidores sem que estes estejam em ligação direta 
com o circuito primário da instalação. Eventualmente, são construídos 
transformadores de corrente com vários núcleos, uns destinados à medição de energia 
e outros próprios para o serviço de proteção. Porém, as concessionárias, geralmente, 
especificam em suas normas unidades separadas para a sua medição de faturamento, 
devendo o projetista da instalação reservar uma unidade independente para a proteção, 
quando for o caso. (MAMEDE FILHO, 2013, p.361). 
Considera-se que um TC para serviço de medição está dentro de sua classe de exatidão 
nominal, quando os pontos determinados pelos fatores de correção de relação percentual FCRp 
e pelos ângulos de fase β estiverem dentro do paralelogramo de exatidão. 
 
GRÁFICO 1 - GRÁFICO DO ÂNGULO DE FASE DE UM TC PARA DIFERENTES 
MÚLTIPLOS DA CORRENTE. 
 
Fonte: Mamede Filho (2013, p. 371) 
 
Utilizando como exemplo de aplicação o gráfico de exatidão apresentado no Gráfico 
1, onde Mamede Filho (2013, p. 372) diz “[...] fornece o erro do ângulo de fase em função do 
múltiplo da corrente nominal de alguns transformadores comerciais.” 
 
GRÁFICO 2 - GRÁFICO DE ERRO DE RELAÇÃO PERCENTUAL E FATOR DE 
CORRELAÇÃO. 
 
Fonte: Mamede Filho (2013, p. 373) 
 
2.2.4.3.1.2. TC de Proteção 
Portanto, ele continua dizendo que no Gráfico 2, “[...] fornece também o erro de 
relação percentual, bem como o fator de correção de relação em função do múltiplo da corrente 
nominal dos transformadores de corrente já mencionados.” (MAMEDE FILHO, 2013, P. 372). 
Já, os transformadores empregados para na função de proteger os sistemas elétricos da 
subestação e separar o circuito primário do secundário. Necessita de um atributo linear até a 
tensão secundaria que corresponde a maior corrente de falha que circula na carga conectada. 
Aplicado para serviços de proteção de circuitos de alta tensão, eles não podem saturar 
para correntes elevadas como as de sinistros do sistema, senão, as indicações de corrente 
recebidas pelos relés podem danificá-los, fazendo com que atuem indevidamente. Diante disso 
eles não necessitam de alta precisão, tendo uma assim um nível de saturação elevado (10 a 20% 
de erro em sua medição), ou seja, 20 vezes a corrente nominal. Conforme o Gráfico 3. 
 
GRÁFICO 3 - GRÁFICO ILUSTRATIVO DE SATURAÇÃO DOS TRANSFORMADORES DE 
CORRENTE. 
 
Fonte: Mamede Filho (2013, p. 376) 
 
Conclui se então que, “[…] jamais se deve utilizar transformadores de proteção em 
serviço de medição e vice-versa. Além disso, deve-se levar em conta a classe de exatidão em 
que estão enquadrados os TCs para serviço de proteção que, segundo a NBR 6856, podem ser 
de 5 ou 10%.” (MAMEDE FILHO, 2013, P. 372). 
2.2.4.3.2. Formas construtiva dos TC 
Podemos observar as partes básicas de um transformador de corrente, pode ele ser de 
vários tipos, como ilustrado na Figura 30. 
FIGURA 30 – VISTA INTERNA DE TC. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 325) 
2.2.4.3.2.1. TC Tipo Barra 
É o tipo de TC que tem seu enrolamento primário formado por uma barra fixa através 
do núcleo do transformador e o secundário completamente isolado e permanentemente montado 
no núcleo. Representado na Figura 31. 
 
FIGURA 31 - REPRESENTAÇÃO DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE DO TIPO 
BARRA. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 325) 
“[…] Os transformadores de corrente do tipo barra fixa são os mais utilizados em 
subestações de potência de média e alta tensões. No Brasil, existem diversos fabricantes e 
diferentes modelos de equipamentos disponíveis no mercado”. (MAMEDE FILHO, 2013, P. 
325). Conforme Figura 32. 
 
FIGURA 32 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE TIPO BARRA. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 325) 
 
“[…] A Figura 33 (a) mostra um transformador de corrente da classe de 72,5 kV muito 
utilizado nos sistemas de proteção de subestações. Já a Figura 24 (b) mostra um transformador 
de concepção similar ao anterior, detalhando os seus componentes internos.” (MAMEDE 
FILHO, 2013, P. 325) 
 
FIGURA 33 - TRANSFORMADORES DE CORRENTE TIPO BARRA DE ALTA TENSÃO. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 327) 
2.2.4.3.2.2. TC Tipo enrolado 
É o tipo, o qual o enrolamento do primário possui uma ou mais espiras circundando o 
núcleo do transformador, de acordo com a Figura 34. 
 
FIGURA 34 - TIPO ENROLADO 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 330) 
2.2.4.3.2.3. TC tipo janela 
Segundo Mamede Filho (2013, P. 328) o transformador tipo janela “[…] é aquele que 
não possui um primário fixo no transformador e é constituído de uma abertura através do 
núcleo, por onde passa o condutor que forma o circuito primário.” conforme a Figura 35. 
 
FIGURA 35 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE DO TIPO JANELA 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 331) 
 
“[…] São muito utilizados em painéis de comando de baixa tensão em pequenas e 
médias correntes, quando não se deseja seccionar o condutor para instalar o transformador de 
corrente. Dessa forma empregada, consegue-se reduzir os espaços no interior dos painéis.” 
(MAMEDE FILHO, 2013, P. 328), a Figura 36 exemplifica o TC. 
 
FIGURA 36 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE TP JANELA 
EXTERNO – BCJ 35E. 
 
FONTE: Disponível em: <https://eletricavolt.com.br/produto/transformador-
de-corrente-tp-janela-externo-bcj-35e/ >, Acesso em: 15 nov. 2022. 
 
2.2.4.3.2.4. TC tipo núcleo dividido 
Mamede Filho define que, o TC tipo núcleo dividido, “[…] é aquele cujas 
características são semelhantes às do TC do tipo janela, em que o núcleo pode ser separado para 
permitir envolver o condutor que funciona como enrolamento primário.” Observe na Figura 37. 
 
FIGURA 37 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE DO TIPO NÚCLEO 
DIVIDIDO. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 331) 
2.2.4.3.2.5. TC tipo bucha 
Conforme Mamede Filho (2013, p. 330), o transformador tipo bucha “[...] é aquele 
cujas características são semelhantes às do TC do tipo barra, porém sua instalação é feita na 
bucha dos equipamentos (transformadores, disjuntores, etc.), que funcionam como enrolamento 
primário”. 
“[...] São empregados em transformadores de potência para uso, em geral, na proteção 
diferencial, quando se deseja restringir ao próprio equipamento o campo de ação desse tipo de 
proteção.” (MAMEDE FILHO, 2013, P. 330). De acordo com a Figura 38. 
FIGURA 38 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE DO TIPO BUCHA. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 331) 
2.2.4.4.Seccionadores 
São dispositivos mecânicos, com a finalidade de isolar circuitos normalmente sem 
cargas, pois seu meio isolante é o ar, porém para sua operação (abrir ou fechar), só deve ser 
executado após abertura de outros dispositivos como os disjuntores. A Figura 39, ilustra uma 
chave seccionadora. 
 
FIGURA 39 - CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR COMANDO SIMULTÂNEO, 
ABERTURA SEM CARGA. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 449) 
 
Esses dispositivos podem ser definidos de acordo com o tipo de secionamento a ser realizado. 
2.2.4.4.1. Chaves seccionadoras 
Define-se, segundo a NBR 6935, como “um dispositivo mecânico de manobra capaz 
de abrir e fechar um circuito elétrico quando uma corrente de intensidade desprezível é 
interrompida ou restabelecida. Também é capaz de conduzir correntes sob condições normais 
do circuito e, durante um tempo especificado, correntes sob condições anormais, como curto-
circuito”. 
A mesma norma define o seccionador como um dispositivo mecânico de manobra 
capaz de abrir e fechar um circuito, quando uma corrente de intensidade desprezível 
é interrompida ou restabelecida e quando não ocorre variação de tensão significativa 
através dos seus terminais. É também capaz de conduzir correntes sob condições 
normais do circuito e, durante um tempo especificado, correntes sob condições 
anormais, tais como curtos-circuitos. (Filho Mamede Filho, 2013, p. 445). 
 
As chaves seccionadoras têm seu funcionamento de várias maneiras, manual-
mecânico ou eletromecânico com possibilidade de abertura manual-mecânica também. 
Em baixas tensões, as chaves seccionadoras normalmente são acionadas manualmente 
à distância através de vara-de-manobra, onde podemos ver na Figura 33, onde tem uma chave 
fechada e outra aberta e que elas estão sobre isoladores fixos. A abertura ou fechamento da 
lâmina (contato móvel) encachando no contato fixo, que se dá através de engate da vara de 
manobra a um gancho ou olhal apropriado. 
 
FIGURA 31 - SECCIONADORA EM 13,8KV, MANOBRAVEL COM VARA DE MANOBRA 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
Alguns modelos de chaves também são acionados manualmente através de 
dispositivos mecânicos, onde o mecanismo possui alavancas conectadas ao bastão isolador, que 
giram e forçam a travessa conectadas as três (3) fases, forçando os contatos móvel a abrir ou 
fechar. 
Hoje em dia a maioria das chaves seccionadoras tem seu acionamento eletromecânico, 
providos de redutores mecânico, que facilitam sua abertura, e na falha do sistema elétrico pode 
ser aberto manualmente através manivelas. A Figura 40, mostra uma chave secionadora aberta 
em seguida a Figura 41, mostra a mesma chave fechada. 
FIGURA 40 - CHAVE SECCIONADORA SEMI-PANTOGRÁFICA 230KV, ABERTA. 
 
Fonte: Própria (30 de janeiro de 2014) 
 
FIGURA 41 - CHAVE SECCIONADORA SEMI-PANTOGRÁFICA 230KV, FECHADA. 
 
Fonte: Própria (30 de janeiro de 2014) 
 
Devido à grande variedade de chaves, podemos resumir suas características 
construtivas através da Figura 34, onde basicamente é constituído de isoladores (1), braço 
articuladores (1) (contato móvel), contato fixo (3), colunas rotativas (4), travessa de 
acionamento (5) e estrutura de sustentação (6). Mas, as formas e tipos que são instalados, varia 
de acordo com cada modelo de chave. 
FIGURA 42 - CHAVE SECCIONADORA E SEUS COMPONENTES BÁSICOS. 
 
Fonte: Própria (30 de janeiro de 2014) 
 
SEU ACIONAMENTO ELÉTRICO PODE SER FEITO DE MANEIRA LOCAL (DO PRÓPRIO ARMÁRIO) OU 
REMOTO (DA SALA DE COMANDO OU CENTRO OPERACIONAL), O ACIONAMENTO DAS MAIORIAS DAS CHAVES EM 
ALTA TENSÃO É REALIZADO EM GRUPO, OU SEJA, SEU ACIONAMENTO ABRE OU FECHA TODAS AS FASES AO 
MESMO TEMPO, POSSUINDO NORMALMENTE APENAS UM ARMÁRIO DE COMANDO E FORÇA 
(COM O MOTOR) VER A 
Figura 43. 
 
FIGURA 43 - ARMÁRIO DE UMA CHAVE SECIONADORA 
 
Fonte: Própria (30 de janeiro de 2014) 
Observe que o quadro da chave, possui uma manivela onde em caso de falha elétrica, 
a chave pode ser acionada manualmente. Ainda dentro do painel é, possível ver que há vários 
dispositivos com: motor, disjuntores, chaves seletoras, botoeiras, potenciômetro, tomada e 
contador de operação. Todos eles têm sua função primordial para o bom funcionamento da 
chave. 
Em alta tensão, as chaves seccionadoras demostrada na Figura 44, são acionadas 
através de motores que funcionam individualmente por fase, e tendo um único com os 
comandos elétricos. E em situação de falha elétrica é necessário que seja manobrada 
manualmente por cada fase. 
 
FIGURA 44 - CHAVE SECCIONADORA EM 500KV 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
Operacionalmente as chaves só podem ser manobradas quando os disjuntores 
associados à mesma esta estiverem abertos, normalmente elas possuem bloqueios elétricos que 
impedem que funcionem por erro humano, mesmo assim, quando de falha elétrica onde elas 
necessitam ser manobradas manualmente, o operador deve manobrá-la com muitíssima 
atenção, pois tal manobra poderá ocorrer ocasionar um acidente, inclusive fatal. 
2.2.4.4.2. Interruptoras 
“[...] São dispositivos mecânicos de manobra capaz de fechar, abrir ou transferir as 
ligações de um circuito em que o meio isolante o ar, podendo operar em condições nominais 
do circuito sem defeito e em carga, com capacidade de resistir aos esforços decorrentes. 
(OLIVEIRA MUZY, 2012, p.31) 
2.2.4.4.3. Chaves de terra ou chave de aterramento 
“[...] As chaves de terra ou de aterramento são necessárias devido a diversos componentes do 
sistema elétrico não serem aterrados, como por exemplo, banco de capacitores em derivação, 
barramentos ou linhas de transmissão.” (OLIVEIRA MUZY, 2012, p.31). A Figura 45, mostra uma 
chave seccionadora para terra (chave terra), acionamento as motor. 
 
FIGURA 45 - CHAVE SECCIONADORA TERRA - 500KV. 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
2.2.5. Disjuntores de Alta tensão 
Um dos principais equipamentos dentro de uma subestação, ele é o equipamento 
responsável por interromper ou reestabelecer a corrente elétrica em um determinado ponto do 
circuito, sendo essa corrente normal ou anormais, identificada pelo sistema. Os disjuntores de 
alta tensão, são equipamento que devem ser acompanhados de seus respetivos relés, 
dispositivos que supervisionam as grandezas elétricas vindas dos TP’s e TC’s dos circuitos ao 
qual pertencem, sendo eles de outros equipamentos como transformadores, reatores, banco de 
capacitores, ou de linhas e barramentos. Esses relés, são ajustados a fim de analisar as correntes, 
tensão e potência, etc, podendo enviar ou não ordens de aberturas ou fechamento do disjuntor. 
A PRINCIPAL FUNÇÃO DO DISJUNTOR É ABRIR EM SITUAÇÕES DE PERTURBAÇÕES EM CORRENTES, NO 
MENOR TEMPO POSSÍVEL, MAS TAMBÉM ELE DIMENSIONADO A ABRIR OU FECHAR CIRCUITOS EM PLENA 
CARGA. A 
Figura 46mostra alguns exemplos de disjuntores de alta tensão. 
 
FIGURA 46 - DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
O disjuntor é um equipamento cujo funcionamento apresenta aspectos bastante 
singulares. Opera, continuamente, sob tensão e corrente de carga muitas vezes em 
ambientes muito severos no que diz respeito à temperatura, à umidade, à poeira, etc. 
Em geral, após longo tempo nessas condições, às vezes até anos, é solicitado a operar 
por conta de um defeito no sistema. Nesse instante, todo o seu mecanismo, inerte até 
então, deve operar com todas as suas funções, realizando tarefas tecnicamente difíceis, 
em questão de décimos de segundo. (MAMEDE FILHO, 2013, P. 580) 
 
Em disjuntores de alta tensão, os relés de proteção, que fazem a proteção ao qual eles 
pertencem, normalmente ficam em uma sala separada (cabana de relés), geralmente essas salas 
ficam próximo ao disjuntor, ou seja, no pátio, e quando o disjuntor é de média tensão, 
usualmente esse relé fica no próprio armário do disjuntor, junto com os circuitos de comando 
do disjuntor. 
O disjuntor trabalha continuamente, sobtensãoe corrente de carga, e em sua maioria 
sob condições severas do clima e o tempo, sem ser acionado por muito tempo, no entanto ele 
precisa está apto para atuar quando preciso. E quando ele recebe os comandos de abertura ou 
fechamento ocorre o fenômeno do arco elétrico. Esse fenômeno acontece quando os dois 
terminais estão se separando ou se aproximando, quando o circuito que condizia ou conduzirá 
uma corrente de carga, sobre carga ou defeito. Segundo Mamede Filho (2013, p 581) o arco 
elétrico também pode ser definido como “[...] um canal condutor, formado num meio 
fortemente ionizado, provocando um intenso brilho e elevando, consideravelmente, a 
temperatura do meio em que se desenvolve”. 
Para interromper a condução da corrente no meio ionizado, é preciso que o meio ao 
qual acontece o arco, passe por um processo de desionização. Isso pode ser feito, substituindo 
o meio ionizado por um não ionizado. Alguns disjuntores podem ter como meio não ionizado 
em sua câmara de contato óleo, ar não ionizado ou gás SF6. 
2.2.5.1.1. Disjuntores a óleo 
Tendo óleo como meio não ionizado, possui os contatos submerso a óleo mineral numa 
câmara, que quando na abertura de seus contatos formam o arco, que consequentemente 
aumenta a temperatura do óleo causando gases, e esse gases são os responsáveis por extinguir 
o arco. Hoje em dia esse tipo de disjuntor está em desuso. Pois, numa ocorrência onde a corrente 
pode ser gigantesca, para a capacidade nominal do disjuntor “[...] arco se forma de maneira 
intensa, fazendo com que o mecanismo de abertura do disjuntor, associado aos efeitos de 
resfriamento e alongamento do arco, seja insuficiente para extingui-lo, ocasionando a explosão 
do equipamento. (MAMEDE FILHO, 2013, P. 589). A Figura 47, ilustra um disjuntor de alta 
tensão a óleo. 
 
FIGURA 47 - DISJUNTOR A ÓLEO 
 
Fonte: Disponível em: <https://universoeletrico.wordpress.com/2016/08/13/disjuntores-a-
oleo/> Acesso em: 30 nov. 2022. 
2.2.5.1.2. Disjuntores à ar-comprimido 
São disjuntores que utilizam o ar-comprimido como meio de extinção do arco elétrico 
provocado na abertura dos contatos. Seu funcionamento básico, é quando no momento da 
abertura ou fechamento dos contatos, o ar comprimido (não ionizado) é soprado sobre os 
contatos, assim o arco é resfriado e nesse mesmo processo o ar troca o calor com o arco elétrico, 
ele é substituído, pois se tornou um gás, ionizado. O sistema que o alimento, normalmente vem 
de tanques de ar que são alimentados por compressores, mantendo o ar pressurizado. A Figura 
48, ilustra um disjuntor a ar comprimido em circuito de 500kV. 
 
FIGURA 48 - DISJUNTOR A AR COMPRIMIDO. 
 
Fonte: Própria (15 de janeiro de 2014) 
2.2.5.1.3. Disjuntores a Gás SF6 
A abertura ou fechamento de seus contatos se dá, em uma câmara que contendo uma 
adequada quantidade o gás hexa-fluoreto de enxofre (SF6). Seu princípio de funcionamento, se 
dá basicamente na rápida eliminação da condutibilidade do arco elétrico, quando absorve os 
elétrons livres na região dele, com isso recompõe rapidamente sua rigidez dielétrica após 
finalizar as ocorrências que provocaram a geração do arco. Isso ocorre porque o gás SF6, é um 
gás eletronegativo, proporcionalizando a captura de elétrons livres presentes na ocorrência do 
arco elétrico, diminuindo sua condutância, consequentemente sua corrente vai a 0. (MAMEDE 
FILHO, 2013, P. 590). 
 
Por ser um gás extremamente pesado e incolor, deve-se tomar cuidado ao manipulá-
lo em ambientes fechados, pois, caso haja um vazamento, o SF6 se acumula nas 
regiões inferiores do ambiente, substituindo o ar e provocando asfixia quando atingir 
um determinado nível. Em contato com a água, pode formar substâncias 
extremamente corrosivas, que atacam os materiais metálicos em que estão contidas. 
Contudo, não é tóxico e não apresenta cheiro, o que pode não ser uma boa 
característica quanto ao aspecto de segurança durante o seu manuseio. 
Durante a operação de um disjuntor, há decomposição de certa quantidade de SF6, 
produzindo fluoretos como o SF2 e SF4, que são produtos tóxicos, porém, logo em 
seguida, se recombinam, originando substâncias não tóxicas. Outra propriedade 
interessante do SF6 é a de que a sua rigidez dielétrica não é seriamente afetada quando 
se mistura com o ar em proporções não superiores a 1/5. 
À medida que se pressiona o SF6 a sua rigidez dielétrica aumenta substancialmente. 
Para cerca de 2 kg/cm2, a sua rigidez dielétrica é a mesma da do óleo mineral isolante 
de boa qualidade. Para se precaver contra perda excessiva de pressão no vaso que 
contém o SF6, os disjuntores são providos de um sistema que permite sinalização e 
intertravamento, evitando a sua operação em situações perigosas. (MAMEDE FILHO, 
2013, P. 590) 
 
A 
Figura 49mostra o disjuntor a gás SF6 numa SE de 500kV, esse tipo disjuntor nesta 
subestação (imagem mais recente), substituiu o os a ar comprimido, que antes necessitavam de 
um sistema de compressores para fornecer o ar comprimido. 
 
FIGURA 49 - DISJUNTOR A GÁS SF6 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
2.2.5.1.4. Disjuntores a Vácuo 
Segundo Oliveira, os disjuntores a vácuo “[...] utilizam-se câmaras de extinção a 
vácuo, pelo fato do vácuo oferecer alta rigidez dielétrica (cerca de 200 kV/cm). No entanto essa 
rigidez cresce muito pouco com a distância, e isso limita a tensão que pode ser aplicada entre 
os contatos”. A Figura 50, mostra um modelo de disjuntor de média tensão à vácuo. 
 
Nos disjuntores a vácuo o arco que se forma entre os contatos é diferente dos arcos 
em outros disjuntores, sendo basicamente mantido por íons de material metálico 
vaporizado proveniente dos contatos (catodo). A intensidade da formação desses 
vapores metálicos é diretamente proporcional à intensidade da corrente, e 
consequentemente, o plasma diminui quando esta decresce e se aproxima do zero. 
Atingindo o zero de corrente, o espaço entre os contatos é rapidamente desionizado 
pela condensação dos vapores metálicos sobre os eletrodos. A ausência de íons após 
a interrupção dá aos disjuntores a vácuo as características quase ideais de 
suportabilidade dielétrica. (OLIVEIRA MUZY, 2012, p. 46). 
 
 
FIGURA 50 - DISJUNTOR À VÁCUO 
 
Fonte: Disponível em: < https://www.compedro.com.br/produto/disjuntores/disjuntor-a-
vacuo/4> Acesso em: 30 de nov. de 2022 
2.2.6. Transformadores de potência 
Tendo como o responsável por elevar ou rebaixar a tensão, o transformador é um 
equipamento que funciona convertendo a energia através da indução eletromagnética, 
transferidos através de seu enrolamento primário para seus respectivos enrolamentos 
secundários e ou terciários, permanecendo com a mesma frequência, no entanto com tensões e 
correntes diferentes. A Figura 51, exibe vários tipos de transformadores e em vários níveis de 
tensão. 
FIGURA 51 - TRANSFORMADORES EM VÁRIOS NÍVEIS DE TENSÃO 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
Para que os aparelhos consumidores de energia elétrica sejam utilizados com 
segurança pelos usuários, é necessário que se faça sua alimentação com tensões 
adequadas, normalmente inferiores a 500 V. 
No Brasil, as tensões nominais, aplicadas aos sistemas de distribuição secundários das 
concessionárias de energia elétrica, variam em função da região. No Nordeste a tensão 
predominante é de 380 V entre fases e de 220 V entre fase e neutro. Já na Região Sul, 
a tensão convencionalmente utilizada é de 220 V entre fases e 127 V entre fase e 
neutro. No entanto, em alguns sistemas isolados, são aplicadas tensões diferentes 
destas, como, por exemplo, a de 110 V. Num sistema elétrico, os transformadores são 
utilizados desde as usinas de produção, onde a tensão gerada é elevada a níveis 
adequados para permitir a transmissão econômica de potência, até os grandes pontos 
de consumo, onde a tensão é reduzida ao nível de subtransmissão e de distribuição, 
alimentando as redes urbanas e rurais,onde novamente é reduzida para poder, enfim, 
ser utilizada com segurança pelos usuários do sistema, conforme já se mencionou. 
(MAMEDE FILHO, 2013, p. 663) 
 
Os transformadores são qualificados de acordo com a posição que ficam no sistema 
elétrico de potência, que compreende da geração, transmissão, subtransmissão e distribuição de 
energia, observada na Figura 52. 
 
FIGURA 52 - REPRESENTAÇÃO DE UM SISTEMA GTD: GERAÇÃO – TRANSMISSÃO – 
DISTRIBUIÇÃO. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 665) 
 
Sua característica construtiva pode ser de diversos tipos onde dependerá a qual carga 
se deseja alimentar ou ao qual o ambiente ele estará instalado. 
Atualmente, existem no Brasil algumas dezenas de indústrias que fabricam 
transformadores de distribuição e de força. O processo de fabricação e a linha de 
produção destas fábricas são, de maneira geral, semelhantes, logicamente 
apresentando sensíveis diferenças quanto aos recursos técnicos disponíveis, o que 
muitas vezes implica a qualidade final do equipamento. 
A fabricação de um transformador começa com a construção do núcleo. Inicialmente, 
uma guilhotina, contendo na extremidade um rolo de chapa de ferro silício, processa 
o corte com dimensões e formatos devidamente especificados pelo setor de projeto. À 
medida que a chapa é cortada, a própria máquina (guilhotina) efetua um empilhamento 
inicial, de modo a facilitar a execução de várias unidades de transformação de uma 
mesma potência e característica. Após o corte, se efetua a montagem do núcleo, 
empilhando as chapas, de acordo com o tipo a ser fabricado. 
Numa linha de produção paralela se processa a fabricação dos enrolamentos, tanto 
primários como secundários. Nos transformadores de distribuição, por exemplo, os 
fios dos enrolamentos primários são de cobre, porém de seção circular, enquanto os 
fios dos enrolamentos secundários são também de cobre, mas de seção retangular. 
(MAMEDE FILHO, 2013, p. 677) 
Sua forma construtiva pode ser de classificada pelo número de fases, considerando 
apenas os transformadores de distribuição. Eles pode ser: 
2.2.6.1. Tipo monobuchas 
Onde possui apenas uma fase numa das extremidades do enrolamento primário e a 
outra extremidade conectada a terra (retorno), ou seja, monofilar com retorno por terra MRT, e 
no secundário tem sua saída monofásica. Esse tipo de transformador é encontrado nas zonas 
rurais. Veja na Figura 53. 
 
FIGURA 53 - TRANSFORMADOR MONOBUCHA (MRT). 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 684) 
 
2.2.6.2. Tipo bifásico 
Segundo Mamede Filho (2013, p 682) “[...] são aqueles construídos para operar 
individualmente em redes de distribuição rural, ou em formação de bancos de transformação, 
em poste ou em cabines”. Mamede Filho, ainda continua dizendo que “[...] quando utilizados 
sozinhos atendem a cargas monofásicas. Quando operados em banco podem alimentar cargas 
monofásicas e trifásicas.” Um exemplo de transformador bifásico na Figura 54, muito usado 
em áreas urbanas. 
FIGURA 54 - TRANSFORMADOR BIFÁSICO 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 684) 
 
Vale ressaltar que os transformadores de potência muito elevada, normalmente em 
tensão de 500 kV e acima, são constituídos de três transformadores monofásicos, 
formando um banco de transformador. Essa solução é praticada para facilitar o 
transporte desses equipamentos por rodovias e vias urbanas. Sua maior vantagem 
reside no fato de um defeito numa fase do transformador afetar apenas um dos 
transformadores monofásicos, o que pode ser mais facilmente substituído. 
(MAMEDE FILHO, 2013, p. 682). 
 
A Figura 55, mostra um banco de transformadores monofásicos, onde transformam a 
tensão de entrada de 500kV, para uma tensão de 230kV. 
 
FIGURA 55 - BANCO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS EM 500KV. 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
2.2.6.3. Tipo trifásico 
São os transformadores mais aplicados no sistema elétrico de potência, de compreende 
transmissão e distribuição pelas concessionárias, além das cargas industriais. Ele possui em sua 
entrada e saída trifásica em saída, A Figura 56, mostra ilustra um transformador trifásico. 
 
FIGURA 56 - TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA TRIFÁSICO COM 
CONSERVADOR A ÓLEO. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 705) 
 
Os transformadores trifásicos podem ter seus enrolamentos ligados normalmente de 
três maneiras diferentes, a depender do sistema a qual serra aplicado. Essas ligações podem ser 
em estrela (lado alta), triangulo (lado baixa) ou em zigue-zague. 
Sua classificação quanto ao meio isolante pode ser em dois grupos, os transformadores 
em líquidos isolante, como ilustrado na Figura 56 e os transformadores a seco conforme Figura 
57. 
FIGURA 57 - TRANSFORMADOR TRIFÁSICO A SECO. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 693) 
 
AS PARTES CONSTRUTIVAS DOS TRANSFORMADORES É CONSTITUÍDO POR VARIADAS PARTES, CADA UMA 
COM SUAS FUNÇÕES ESPECIFICA. A 
Figura 58 ilustra as partes construtivas de um transformador 
 
FIGURA 58 - PARTES COMPONENTES DE UM TRANSFORMADOR A ÓLEO MINERAL. 
 
FONTE: Mamede Filho (2013, p. 702) 
2.2.7. Reatores de Derivação 
A finalidade do reator de derivação é absorver potência reativa capacitiva geradas por 
linha de transmissão do sistema evitando sobretensões no sistema a que ele estiver conectado. 
 
FIGURA 59 - REATOR SHUNT DE 500KV 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
Linhas de transmissão de alta tensão, quando particularmente longas, geram uma 
quantidade substancial de energia reativa quando levemente carregadas. Por outro 
lado, elas absorvem grande quantidade de potência reativa em atraso quando muito 
carregadas. Como consequência, a menos que a linha de transmissão esteja operando 
em equilíbrio de potência reativa, a tensão no sistema não pode ser mantida em valores 
nominais. (OLIVEIRA JÚNIOR, 2012, p. 16) 
 
 
FIGURA 60 - REATOR COM NÚCLEO DE FERRO IMERSO A ÓLEO 
 
Fonte: RICHARD F. (OLIVEIRA JÚNIOR, 2012, p. 13) 
 
Reatores imersos em óleo (Figura 60) podem ser construídos com entreferros ou 
blindagem magnética. Reatores imersos em óleo são principalmente usados para 
reatores “shunt” em EHV e alguns reatores de alisamento em HVDC. Reatores a seco 
com núcleo de ferro são usualmente usados em baixa tensão e instalação interna, para 
aplicações tais como filtragem de harmônicos e condicionamento de potência (di/dt, 
alisamento, etc.). (OLIVEIRA JÚNIOR, 2012, p. 13) 
2.2.8. Serviços Auxiliares 
É o tipo serviço que faz todo o sistema funcionar numa subestação, apesar de ter o 
nome como serviço auxiliar, é um dos setores mais importante, dentro das subestações, onde 
envolve os a alimentação em baixa tensão dos equipamentos nas salas de comando, nas cabanas 
de relés, estação de ar comprimido, retificadores que consequentemente alimenta os bancos de 
bateria fornecendo alimentação DC aos equipamentos, iluminação e tomadas em geral. 
O serviço auxiliar é normalmente alimentado, através de transformadores que recebem 
as tensões de média tensão, 13,8kV e rebaixando, para baixas tenções como de 440V, 380V, 
220V e ou 110V. a Figura 61, é uma subestação que alimenta o serviço auxiliar de uma 
subestação. 
 
FIGURA 61 - SUBESTAÇÃO QUE ALIMENTA O SERVIÇO AUXILIAR. 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
Em emergências (blecaute) ou manutenções onde alimentação precisa ser 
desenergizada. o sistema fica alimentado através de Grupos Geradores de Emergência (GGE), 
esses equipamentos normalmente suprem as cargas necessária para até o reestabelecimento do 
sistema. Eles normalmente são automatizados para as ocorrências, onde o operado da prioridade 
as perturbações do sistema energético. A Figura 62, exibe dois GGE’s, a figura A é o GGE 
titular da subestação e o B é o GGE reserva, em caso de defeito do GGE titular. 
 
FIGURA 62 - GRUPO GERADORES DE EMERGÊNCIA (GGE). 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
2.2.8.1. Os serviços auxiliares AC 
São incumbidos por alimentar os quadrosdos equipamentos como, as chaves 
seccionadoras, disjuntores, sistema de ventilação forçada dos transformadores de potência que 
possuem motores elétricos, resistência de aquecimento e iluminação desses quadros. 
Alimentam também o Sistema de ar comprimido. E principalmente alimentam os retificadores 
que convertem a tensão AC em DC, para alimentação do Serviço auxiliar em DC. A Figura 63, 
mostra uma sala de serviços auxiliares com tenções em AC e DC e retificador, sua alimentação 
normalmente vem da Subestação de 13,8kV para baixa tenção. 
 
FIGURA 63 - SALA DE SERVIÇOS AUXILIARES AC E DC. 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
2.2.8.2. O sistema de ar-comprimido 
É o serviço auxiliar que é responsável pela alimentação do ar comprimido aos 
disjuntores de alta tensão a ar comprimido. A figura a seguir mostra um grupo de compressores 
em paralelo, que alimentam tanques de ar comprimidos, para suprir o ar e a pressão necessária 
para o sistema. Na figura 54, mostra um sistema de ar comprimido, onde a figura A mostra os 
compressores em paralelo, e na B mostra os tanques com ar comprimido. 
 
FIGURA 64 - SISTEMA DE AR COMPRIMIDO. 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
2.2.8.3. O serviço Auxiliar DC 
É alimentado por retificadores que ao mesmo tempo que fornece tensão em DC para 
os equipamentos, em paralelo, alimenta o banco de baterias que supre em momentos de 
perturbação no serviço auxiliar AC. Os equipamentos que necessitam de alimentação em DC, 
são os relés de proteção, os relés de comandos dos equipamentos (disjuntores, chaves 
seccionadoras), os equipamentos de telecomunicação e supervisórios, e iluminação de 
emergência. A Figura 65, são retificadores responsáveis pela conversão das tensões de corrente 
alternadas para tensões de correntes contínuas. 
 
FIGURA 65 - PAINÉIS DE RETIFICADORES. 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
 
Os retificadores com seu respectivo banco de baterias, normalmente, são instalados 
em pontos estratégicos e em dupla (2 retificadores e 2 bancos de baterias), de acordo com os 
equipamentos e tensão e carga a ser suprida. São instalados em salas de telecomunicação junto 
com seus equipamentos (pequeno porte) e outros são em salas exclusiva para eles que são 
responsáveis por alimentarem maiores cargas. Cada banco de baterias tem sua autonomia para 
alimentar suas cargas em mais de 10h, a depender também da carga. A exemplo um único banco 
tem autonomia de 10h de 450hA, ou seja, fornecerá 450A por hora durante, 10 horas seguidas. 
A Figura 66 exibe bancos de baterias, responsáveis de alimentar as cargas de tensão em corrente 
contínua em case de problemas nos retificadores. 
 
FIGURA 66 - BANCO DE BATERIAS. 
 
Fonte: Própria (26 de novembro de 2022) 
2.2.9. Proteções 
Os sistemas de energia elétrica devem garantir a qualidade e a continuidade do 
fornecimento de energia elétrica a baixo custo. Além disso, deve-se assegurar uma elevada vida 
útil às instalações e segurança ao pessoal de operação. 
Os requisitos de qualidade e confiabilidade impostos aos modernos sistemas elétricos 
são cada vez mais severos. A fim de atender a estes requisitos, torna-se necessário incorporar 
elementos de projeto para possibilitar a prevenção de possíveis falhas com relação ao 
suprimento das cargas atuais e previstas para o futuro. Dentre essas medidas de prevenção, 
pode-se citar o aumento da capacidade marginal do sistema e o emprego de arranjos que 
permitam o suprimento de cargas através de circuitos alternativos. No entanto, ao tentar reduzir 
as probabilidades de falha, chega-se a um limite a partir do qual os investimentos necessários 
passam a ser proibitivo. Daí a necessidade de introduzir os dispositivos de proteção, com o 
objetivo de reduzir não somente os riscos ao pessoal de operação e às instalações, mas também 
para minimizar a porção do sistema afetada pela falha. 
Sendo assim, o projeto e a operação dos sistemas elétricos de potência devem levar em 
consideração três aspectos fundamentais: 
• Operação normal; 
• Prevenção de falhas elétricas; 
• Minimização dos efeitos das possíveis falhas. 
O termo operação normal é usado para indicar a ausência de falhas nos equipamentos, 
erros de operação ou fenômenos da natureza danosos ao sistema. 
Um sistema projetado com base apenas nas considerações para operação normal 
estaria sujeito a desligamentos intoleráveis provocados por falhas, devendo-se prever 
mecanismos para evitar as falhas ou para reduzir seus efeitos. 
O tipo de falha elétrica que mais preocupa é o curto-circuito ou simplesmente falta, 
embora outras condições anormais de operação também mereçam atenção. 
Os relés têm, entretanto, a importante função de provocar a abertura dos disjuntores 
associados a um elemento do sistema para seu isolamento quando ele sofrer um curto-circuito 
ou quando ele começar a operar em condição anormal que possa causar dano ou interferir na 
operação do restante do sistema. Quando o uso de relés e disjuntores não for justificável 
economicamente, são empregados fusíveis. 
Outra função dos relés de proteção é indicar a localização e o tipo da falta, facilitando a 
manutenção corretiva e fornecendo subsídios para ações posteriores, seja para a análise de 
ocorrências, ou para o restabelecimento do fornecimento de energia em partes do sistema 
através de circuitos alternativos. 
2.2.9.1. Proteção primária e proteção de retaguarda 
Para a aplicação de sistemas de proteção contra curto-circuitos, os sistemas de potência 
são divididos em zonas de proteção primária, conforme indicado na Figura 67. 
 
FIGURA 67 - DIAGRAMA UNIFILAR DE UM SISTEMA ELÉTRICO INDICANDO 
AS ZONAS DE PROTEÇÃO PRIMÁRIA. 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
 
Observe-se que os disjuntores são alocados de forma que, em caso de falta, pode-se 
desconectar apenas o elemento defeituoso. Ocasionalmente, pode-se omitir um disjuntor entre 
dois elementos, mas esta opção obriga o isolamento de ambos se uma falta ocorrer em qualquer 
um deles. 
Estabelece-se uma zona de proteção primária envolvendo cada um dos elementos do 
sistema. Assim, um defeito em uma zona de proteção primária, causa à abertura de todos os 
disjuntores dentro da mesma e somente de tais disjuntores. Se um defeito ocorrer num ponto do 
sistema que faz parte de duas zonas de proteção, mais disjuntores do que o necessário para 
isolar o elemento defeituoso irá abrir. Porém, esta prática é preferível a evitar a sobreposição 
das zonas e deixar alguns pontos do sistema sem proteção primária. Além disso, as regiões do 
sistema onde há interseção de zonas de proteção primária são relativamente pequenas e a 
probabilidade da ocorrência de faltas nessas regiões é baixa, tornando o desligamento 
desnecessário de disjuntores pouco frequente. 
Note-se ainda que duas zonas de proteção primária são sempre sobrepostas em torno 
de um disjuntor. 
Assim, para faltas em qualquer parte do sistema onde não há interseção de zonas de 
proteção primária, abre-se o número mínimo necessário de disjuntores para isolar o elemento 
defeituoso. 
Os dispositivos de proteção primária associados a um determinado elemento do 
sistema devem abrir os disjuntores da zona à qual o elemento pertence no menor tempo possível. 
Somente em caso de falha desses dispositivos a proteção de retaguarda deve atuar. 
Entenda-se aqui por falha da proteção primária como a ocorrência de qualquer evento 
que impeça o isolamento de uma zona de proteção primária submetida a uma falta. Portanto, os 
seguintes eventos podem ser considerados causas de falha da proteção primária: 
 
Proteção do gerador 
Proteção do barramento 
Proteção do transformador 
Proteção do barramento 
Proteção do barramento 
Proteção da linha 
• Suprimento de tensão ou corrente para os relés 
• Falta de tensão DC para o comando de abertura de disjuntor 
• Falha dos relés 
• Falha de disjuntor 
É desejável que a proteção de retaguardaseja concebida de forma que qualquer 
possível causa de falha da proteção primária não cause também falha da proteção secundária. 
Este requisito só poderia ser satisfeito se os relés de proteção de retaguarda não empregassem 
ou controlassem nada em comum com a proteção primária. É prática comum, então, alocar a 
proteção de retaguarda em uma outra subestação. 
 
FIGURA 68 - ILUSTRAÇÃO DA PROTEÇÃO DE RETAGUARDA DA LINHA EF. 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
 
Para defeitos na linha EF, os relés responsáveis pela proteção de retaguarda devem 
estar associados (causar a abertura) aos disjuntores A C, H e J. Se a proteção primária da linha 
EF associada ao disjuntor E falhar, as proteções em A e C devem atuar. O evento que causou a 
falha da proteção em E dificilmente poderia causar também a falha das proteções em A ou B, 
fisicamente distantes. 
Analogamente, as proteções em A, C e F devem servir de retaguarda para faltas no 
barramento da subestação K. Os relés em F e A devem oferecer proteção de retaguarda contra 
defeitos na linha CD e assim por diante. A zona de proteção de retaguarda de um elemento do 
sistema envolve, então as zonas primárias do próprio elemento e adjacentes. 
Em muitos casos, a proteção de retaguarda de um elemento remoto serve também 
como retaguarda da proteção primária local. Este é o caso, por exemplo, da proteção de 
retaguarda em A para defeitos na linha EF, a qual poderá atuar quando de uma falha da proteção 
primária em A. No entanto, esta proteção duplicada deve ser encarada como um benefício 
adicional, não podendo substituir a proteção de retaguarda remota. 
Uma Segunda função da proteção de retaguarda é permitir que a proteção primária seja 
desativada temporariamente para a realização de manutenção. 
Deve-se observar que a área desligada pela proteção de retaguarda remota é sempre 
maior do que a que seria necessária caso a proteção primária atuasse corretamente. Assim, é 
necessário que o tempo para a atuação da proteção de retaguarda seja suficientemente longo 
para que a proteção primária detecte o defeito e o elimine, restringindo o desligamento somente 
à seção defeituosa do sistema. 
2.2.9.2. Funções dos dispositivos de proteção e controle 
As funções dos dispositivos para proteção e controle, tem seus códigos específicos, 
então a tabela mostra a codificação e a função para cada dispositivo. Conforme Tabela 1. 
 
 
A 
I 
F E 
C 
B 
D 
G 
J 
H 
SE K 
 
TABELA 1 - TABELA DE FUNÇÕES ANSI 
NEMA FUNÇÃO/ EXEMPLO 
2 
Temporizador / relé partida 
Ex.: cadeia wenco LT’s temporizador 21- fase 
5 
Dispositivo de desligamento 
Ex.: maq. Síncronas 
21 
Relé ou cadeia de proteção de distância 
Ex.: 21 – 1, 21 - 2 (wenco), 21 (pds) 
21N 
Relé ou cadeia de proteção de distância de neutro (fase / terra) ex.: zona / nb / nc/ (wenco) 
21n (thr) 
25 
Relé check de sincronismo 
Ex.: 25 (fechamento sincronizado) 
26 
Dispositivo temperatura óleo 
Ex.: 26 - trafo, 26 - reatores 
27 
Relé de subtensão ou falta de tensão 
Ex.: 27 – barra - 27 a - alívio de carga 
30 
Anunciador de sinalização 
Ex.: ann - mauell (eletrônico) 
Ann - edwards (eletromecânico) 
32 
Relé direcional de potência ativa 
Ex.: 32 t - cadeia wenco LT 
40 
Relé direcional de potência reativa 
Ex.: máquinas síncronas 
41 
Disjuntor de campo (magnético) 
Ex.: máquinas síncronas 
43 
Chave de transferência ou liga / desliga 
Ex.: 43 - 12 T1, 43 - 81 
49 
Dispositivo de temperatura de máquina ou transformador 
Ex.: 49 - trafos, 49 - reator, 49 - máquina 
50 
Relé de Sobrecorrente Instantâneo 
Ex.: 50 - LT , 50 - Trafo, 50bf(Falha Disjuntor) 
51 
Relé de Sobrecorrente temporizado 
Ex.: 51 - LT, 51 - de (desequilíbrio) 
51 v (sobrecorrente c/ restrição de tensão). 
52 Disjuntor de circuito AC 
59 
Relé de sobretensão 
Ex.: 59 - linha, 59 – barra,59r - (3v0), 59 - chav. Reativo 
62 
Temporizador de abertura 
Ex.: 62 bf - temp. Falha disjuntor 
62tt - temp. Transferir / trip 
63 
Relé de gás/ pressão óleo 
Ex.: 63 - trafo (buccholz) 63 - relé gás comutador 
64 
Relé de proteção terra 
Ex.: 64 - trafo (carcaça) 
64 - Máquina (terra estator ou rotor) 
67 
Relé direcional de sobrecorrente 
Ex.: 67 a/b/c - LTs 
67 n (direcional de terra) 
68 
Relé de bloqueio para oscilação de potência 
Ex.: 68 - cadeia wenco LT 
68 - thr (rey - rolle) 
71 
Dispositivo para nível anormal de óleo (máx/ min) 
Ex.: 71 - trafo, 71 - reator 
72 Disjuntor de circuito DC 
74 Relé (cartelino) para alarme 
79 
Relé de religamento automático 
Ex.: 79 - LT’s 
81 
Relé de frequência 
Ex.: 81 - 1 : subfrequência 1º. Estágio 
85 
Relé de esquema tele-proteção 
Ex.: 85 - LT (t. Trip ou aceleração zona) 
86 
Relé de bloqueio 
Podendo ser usado - trip/ bloqueio 
Ex.: 86 - LT’s (bloqueio religamento) 
86 - trafos / reatores/ bancos/etc 
87 
Relé diferencial 
Ex.: 87 - trafos/barras/reatores/LT 
89 Chave seccionadora (projeto) 
90 
Relé de regulação 
Ex.: 90 - trafos (reg. Automática) 
94 
Relé de abertura 
Ex.: 94t - trafos /reatores 
95 
Relé de frequência (f/(t) 
Ex: 95.2 - taxa de variação 2º estágio 
97 
Localizador de defeito (indica a distância 
Em km até o ponto defeituoso) 
Ex.: 97 - LT’s 
101 Chave secundárias de comando de disjuntores ou chaves motorizadas. 
FONTE: Adaptada, Disponível em: < chrome-
extension://efaidnbmnnnibpcajpcglclefindmkaj/https://www.galaxcms.com.br/up_crud_comum/1904/Tabela
ANSI-20180517172355.pdf> Acesso em: 17 nov. 2022. 
2.2.9.3. Alimentação dos dispositivos de proteção 
 A alimentação que chegam nos dispositivos para atuarem suas proteções vem dos 
equipamentos já mencionados anteriormente. Que foram os transformadores de corrente, 
tensão, transformadores de força e seus equipamentos intrínsecos. Ver Tabela 2. 
 
TABELA 2 - ALIMENTAÇÃO DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO 
TIPOS NEMA 
ALIMENTAÇÃO 
TC`S TP’S SONDAS DISP.MEC. 
Sobrecorrente 50/51 X 
Direcional de Corrente 67 X X 
Distância 21/21N X X 
Sobretensão 59 X 
Subtensão 27 X 
Subfrequência 81 X 
Religamento 230/500kv 79 X 
Diferencial 87 X 
Temperatura Óleo 26 X 
Temperatura Enrolamento 49 X 
Nível De Óleo 71 X 
Gás 63 X 
Válvula Segurança VS X 
Religamento Automático 69/13.8 kV 79 X 
Localizador De Defeito 97 X X 
Sobrecorrente. Restr. Tensão 51V X X 
Desequilíbrio Neutro 51D X 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
2.2.9.3.1. Proteção de LT’S (69kV) 
 Nestas LT’S são utilizados três relés de fases e um de neutro, economicamente pode-
se usar apenas dois relés de fase. Como retaguarda são usados os relés 51 A/B/C dos trafos e o 
51N do trafo terra. A Figura 69, mostra vários relés eletromecânicos (antigos) que onde cada 
um tem sua função para cada fase. 
 
FIGURA 69 - CADEIAS DE RELÉS ELETROMECÂNICOS. 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
2.2.9.3.2. Proteção de LT’S (alta tensão) 
Ocorre, em média, uma falta a cada 80km de linha de transmissão aérea por ano, o que 
corresponde a cerca de 33% do total de faltas em sistemas de potência. Dados obtidos em países 
de clima temperado revelam que aproximadamente a metade dessas faltas é provocada por 
descargas atmosféricas, 20% são causadas pelo acúmulo de neve ou umidade nos isoladores e 
as demais são devidas a causas variadas. Em países tropicais, a incidência de descargas 
atmosféricas é ainda maior, aumentando o percentual de faltas por elas causadas. 
. A Figura 70, é um relé digital para atuar em uma linha de 500kV. Com as funções 
21,21N, 67N, 79, 59I/59T e tele-proteção. 
 
FIGURA 70 - RELÉ DE PROTEÇÃO DE LINHA DE 500LV 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
2.2.9.3.3. Proteção de Transformadores 
Para os transformadores são utilizadas as seguintes proteções: 26, 49, 63, 71, VS, 50/51 
ABC, 51N e 87. 
A Figura 71 , exibe um painel com relés eletromecânicos e digital de um transformador 
de potência. 
 
FIGURA 71 - RELÉS DE TRAFOS 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
2.2.9.3.4. Proteção de BarraPara as barras são usadas as proteções: 59, 27, 81, 87, 95, 59R, 50BF e 62BF. A 
Figura 72 é uma imagem de vários reles eletromecânicos para proteção de barra de 500kV. 
 
FIGURA 72 - RELÉS DE BARRA DE 500KV 
 
FONTE: Própria (15 jan. 2014) 
 
3. MATERIAIS E MÉTODOS 
 
Os dados coletados para a realizar a pesquisa e a confecção deste trabalho, foi realizado 
através de aquisição de informações feitas em campo de trabalho (subestação), em livros, 
trabalhos acadêmicos, normas brasileiras, e em artigos disponíveis na internet. As figuras, 
tabelas e diagramas são fotografadas em campo de trabalho, e desenvolvidas através de 
aplicativos de desenho virtuais, além reproduzir almas imagem disponíveis na internet. 
 
4. RESULTADOS E DISCUSSÃO 
 
O resultado adquirido através do incentivo teórico, foi bastante esclarecedor, quando 
passamos a ver e entender o como funciona o sistema elétrico de potência. Apesar de não 
abranger completamente tudo que possui uma subestação, é possível entender as funções que 
cada equipamento exerce, mesmo que seja de vários modelos, com uma grande variedade de 
que esses equipamentos são confeccionados. 
Além do conhecimento adquirido teoricamente, a experiência de se trabalhar num setor 
tão importante para o desenvolvimento econômico de uma região, nos deixa cada vez mais 
motivado a pesquisar cada vez mais sobre o assunto. 
O trabalho apresentado, também não se mencionou sobre a segurança que se deve ter 
no SEP, pois, sendo um dos setores mais perigosos existentes, com risco de acidentes por 
choques elétricos podendo ser até fatal. 
 
5. CONCLUSÃO 
 
A conclusão obtida através deste trabalho, é que o setor de energia elétrico de potência 
é bastante amplo, com uma complexidade de seguimentos dentro de um setor. As informações 
descritas neste trabalho foram resumidas devido a uma vasta informação que poderá ser 
explorada detalhadamente através das referências citadas, em principal do autor Mamede Filho, 
com os títulos de Subestação de Alta Tensão e Manuel de Equipamentos Elétricos. Além de do 
conhecimento adquirido em campo, com outros profissionais (engenheiros elétricos) do setor, 
onde foram tiradas dúvidas, funcionamento prático dos equipamentos dentro de uma 
subestação. 
Portanto, conclui o seguimento deve ser explorado cada vez mais, buscando novas 
tecnologias, sem esquecer ou entender o princípio de funcionamento de vários equipamentos, 
como vimos vários equipamentos antigos serem substituídos por mais modernos (vistos nas 
imagens). Com essa experiência de aprendizagem, abre caminhos para novas busca de 
conhecimento. 
 
 
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https://universoeletrico.wordpress.com/author/renantqm/