351563285-Protecao-de-Sistemas-Eletricos

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PROTEÇÃO 
 
 
DE SISTEMAS 
 
 
ELÉTRICOS 
 
 
 
 Sumário I 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
FUNDAMENTOS DE PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS 
__________________________________________________________________________ 
 
SUMÁRIO 
 
 
1. FUNDAMENTOS, ASPECTOS GERAIS E FILOSOFIA DE PROTEÇÃO 
 
1.1. Considerações gerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 
1.2. Faltas e outras anormalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 
1.3. Funções de um sistema de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 
1.4. Sistema de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 
1.5. Zonas de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 
1.6. Proteção principal e de retaguarda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 
1.7. Layout do sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 
1.8. Layout da subestação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 
1.9. Aterramento de neutro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 
1.10. Considerações econômicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 
1.11. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 
 
2. DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO 
 
2.1. Conceituação de disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 
2.2. Principais tipos de disjuntor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 
2.2.1. Disjuntores a grande volume de óleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 
2.2.2. Disjuntores a ar comprimido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 
2.2.3. Disjuntores a SF6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 
2.3. Composição do controle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 
2.3.1. Circuito de fechamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 
2.3.2. Circuitos de disparo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 
2.3.3. Circuitos de supervisão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 
2.3.3.1. Indicação de disjuntor aberto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 
2.3.3.2. Indicação de disjuntor fechado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 
2.3.3.3. Supervisão da tensão de alimentação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 
2.3.3.4. Alarme de disjuntor disparado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 
2.3.3.5. Supervisão de pressão de ar e/ou gás . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 
2.4. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos II 
 
 
3. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL 
 
3.1. Transdutores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 
3.2. Transformadores de corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 
3.2.1. Relação de transformação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 
3.2.2. Simbologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 
3.2.3. Polaridade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 
3.2.4. Tipos de TCs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 
3.2.5. Parâmetros característicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 
3.2.5.1. Corrente nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 
3.2.5.2. Relação nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 
3.2.5.3. Nível de isolamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 
3.2.5.4. Frequência nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 
3.2.5.5. Carga nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 
3.2.5.6. Classe de exatidão nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 
3.2.5.7. Fator de sobrecorrente nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 
3.2.5.8. Fator térmico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 
3.2.5.9. Classe de impedância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 
3.2.6. Normas para identificação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 
3.3. Transformadores de potencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 
3.3.1. Relação de transformação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 
3.3.2. Simbologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 
3.3.3. Polaridade e conexões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 
3.3.4. Tipos de TPs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 
3.3.5. Parâmetros característicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 
3.3.5.1. Tensão nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 
3.3.5.2. Relação nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 
3.3.5.3. Nível de isolamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 
3.3.5.4. Frequência nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 
3.3.5.5. Carga nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 
3.3.5.6. Classe de exatidãonominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 
3.3.5.7. Potência térmica nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 
3.3.6. Normas para identificação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 
3.4. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 
 
4. RELÉS 
 
4.1. Conceituação de relé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 
4.2. Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 
4.3. Características funcionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 
4.3.1. Exatidão e segurança . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 
4.3.2. Seletividade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 
4.3.3. Sensibilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 
4.3.4. Velocidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 
4.4. Classificação geral dos relés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 
 Sumário III 
 
 
4.4.1. Classificação quanto à função . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 
4.4.2. Classificação quanto ao tempo de operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 
4.4.3. Classificação quanto ao princípio de funcionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 
4.4.3.1. Relés de atração eletromagnética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 
4.4.3.2. Relés de indução eletromagnética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 
4.4.3.3. Equação universal do conjugado de relés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 
4.4.3.4. Relés térmicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 
4.4.3.5. Relés eletrônicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 
4.5. Características comuns dos relés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 
4.5.1. Regime de contatos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 
4.5.2. Bandeirola e contato de selo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 
4.5.3. Pick-up . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 
4.5.4. Drop-out . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 
4.5.5. Reset . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 
4.6. Relés de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 
4.7. Relés de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 
4.8. Relés diferenciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 
4.9. Relés direcionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 
4.10. Relés de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 
4.10.1. Relé de distância tipo impedância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 
4.10.2. Relé de distância tipo admitância (mho) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 
4.10.3. Relé de distância tipo reatância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 
4.11. Conclusões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 
4.12. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 
 
5. PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES 
 
5.1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 
5.2. Proteção contra sobrecargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 
5.3. Proteção contra sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 
5.4. Proteção contra sobretemperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 
5.4.1. Sensores de sobretemperatura do óleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 
5.4.2. Sensores de sobretemperatura do enrolamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 
5.4.3. Resistor detector de temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 
5.5. Proteção por meio de relé de pressão e/ou gás . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 
5.6. Proteção contra falta de óleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 
5.7. Dispositivo de alívio de pressão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 
5.8. Proteção diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 
5.8.1. Restrição percentual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 
5.8.2. Restrição por harmônicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 
5.8.3. Conexões da proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 
5.9. Proteção restrita contra faltas à terra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 
5.10. Relé SEL-587 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 
5.10.1. Hardware . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 
5.10.2. Características da proteção diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos IV 
 
 
5.10.3. Ajuste da corrente de operação (O87P) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 
5.10.4. Ajuste da restrição percentual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 
5.10.5. Pickup do elemento diferencial sem restrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 
5.11. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 
 
6. PROTEÇÃO DE REATORES 
 
6.1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109 
6.2. Proteção contra sobretemperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109 
6.3. Critérios de sobrecarga . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 
6.4. Alarme de sobretemperatura - procedimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 
6.5. Pressão de óleo, detector de gás, falta de óleo e alívio de pressão . . . . . . . . . . . . 113 
6.6. Proteção contra sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 
6.7. Proteção contra sobretensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115 
6.8. Proteção contra surtos de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115 
6.9. Proteção diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116 
6.10. Proteção digital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 
6.11. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 
 
7. PROTEÇÃO DE CAPACITORES 
 
7.1. Aplicação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 
7.2. Tipos construtivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 
7.3. Capacitores com fusível externo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 
7.4. Capacitores com fusível interno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 
7.5. Capacitores sem fusível . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 
7.6. Conexões dos bancos de capacitores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 
7.7. Ligações das latas de uma fase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 
7.7.1. Ligação estrela com neutro aterrado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 
7.8. Requisitos de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 
7.9. Funções típicas de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 
7.10. Objetivos do fusível externo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 
7.11. Proteção de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 
7.12. Proteção de sobretensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 
7.13. Proteção de desbalanço de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132 
7.14. Proteção contra surtos de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 
7.15. Transitório de chaveamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 
7.16. Reatores de amortecimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 
7.17. Chaves de aterramento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 
7.18. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 
 
8. PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS 
 
8.1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 
8.2. Objetivos da proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 
 Sumário V 
 
 
8.3. Seleção das proteções de barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 
8.4. Proteção diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 
8.4.1. Proteção diferencial com relés de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 
8.4.2. Proteção diferencial com relés de sobretensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 
8.4.2.1. Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 
8.4.2.2. Operação da proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144 
8.5. Proteção por comparação direcional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 
8.6. Proteção por comparação de fase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 
8.7. Arranjo da proteção diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 
8.7.1. Barra simples com barra de transferência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 
8.7.2. Barramento duplo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 
8.7.3. Barramento em anel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 
8.7.4. Barramento tipo disjuntor e meio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 
8.8. Modos de operação overall e individual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 
8.8.1. Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 
8.8.2. Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 
8.8.3. Transferência de individual para overall . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 
8.8.4. Transferência de overall para individual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 
8.8.5. Supervisão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 
8.8.6. Circuitos de teste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 
8.8.7. Controle manual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 
8.9. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168 
 
9. PROTEÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO 
 
9.1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 
9.2. Proteção de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 
9.2.1. Proteção com relés de sobrecorrente instantâneos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170 
9.2.2. Proteção com relés de sobrecorrente temporizados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 
9.2.3. Combinação de relés de sobrecorrente temporizados e instantâneos . . . . . . . . . 175 
9.2.4. Proteção com relés de sobrecorrente direcionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177 
9.2.5. Conclusões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179 
9.3. Proteção diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182 
9.3.1. Proteção diferencial convencional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182 
9.3.2. Proteção diferencial percentual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183 
9.3.3. Proteção por fio piloto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185 
9.3.4. Proteção diferencial digital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186 
9.4. Proteção de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 
9.4.1. Conceito de relé de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 
9.4.2. Diagrama de impedância (R-X) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190 
9.4.3. Representação das impedâncias da linha e da carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190 
9.4.4. Características dos relés de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 
9.4.5. Relé de distância digital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198 
9.4.5.1. Hardware básico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198 
9.4.5.2. Algoritmos utilizados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos VI 
 
 
9.4.5.3. Algoritmo de Fourier de Ciclo Completo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 
9.4.5.4. Algoritmo de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202 
9.4.5.5. Programa básico de um relé digital de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202 
9.4.5.6. Resposta em frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204 
9.4.6. Aplicação dos relés de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205 
9.4.7. Arranjo da proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207 
9.4.8. Proteção por zonas com relés convencionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207 
9.4.9. Proteção por zonas com relés numéricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 
9.4.9.1. Zona de partida (ZS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 
9.4.9.2. Zonas de distância escalonadas (Z1, Z2 e Z3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 
9.4.9.3. Zona de sobrealcance instantânea (Z1B) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 
9.4.9.4. Zona de bloqueio de oscilações (ZPS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 
9.4.9.5. Estágio de partida direcional com ajuste de tempo maior que os tempos 
 de zona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 
9.4.9.6. Estágio de partida não direcional com ajuste de tempo maior que os 
 tempos de zona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 
9.4.10. Controle de tempo e zonas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 
9.4.10.1. Controle de tempo e zonas por detector de falta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 
9.4.10.2. Lógica de controle de tempo por zonas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213 
9.4.11. Critérios de ajuste dos relés de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 
9.4.12. Fatores que influenciam a medição de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 
9.4.12.1. Erro devido à resistência de arco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 216 
9.4.12.2. Erro devido à carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218 
9.4.12.3. Efeitos de fontes intermediárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 
9.4.13. Problemas de aplicação dos relés digitais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221 
9.5. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222 
 
10. PROTEÇÃO CONTRA PERDA DE SINCRONISMO 
 
10.1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223 
10.2. Oscilação de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224 
10.3. Estabilidade de regime permanente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 225 
10.4. Estabilidade dinâmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226 
10.5. Bloqueio por oscilação de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 
10.6. Proteção contra perda de sincronismo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231 
 10.7. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 
 
11. TELEPROTEÇÃO 
 
11.1. Introdução à teleproteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235 
11.2. Fundamentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 236 
11.3. Comunicação via carrier (Power Line Carrier) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 237 
11.3.1. Transmissor e receptor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 
11.3.2. Capacitores de acoplamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 
11.3.3. Unidade de sintonia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 
 Sumário VII 
 
 
11.3.4. Filtro de onda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 
11.3.5. Atenuação durante faltas na linha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 
11.4. Comunicação via microondas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 
11.5. Comunicação lógica relé a relé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242 
11.6. Comunicação via fio piloto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244 
11.7. Tempo de canal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244 
11.8. Transferência de disparo por subalcance (UTT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245 
11.8.1. Transferência de disparo direto por subalcance (DUTT) . . . . . . . . . . . . . . . . . 245 
11.8.2. Transferência de disparo permissivo por subalcance (PUTT) com 
 elemento de partida (detector de falta) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 246 
11.8.3. Transferência de disparo permissivo por subalcance (PUTT) com 
 alongamento de zona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 247 
11.9. Transferência de disparo por sobrealcance (OTT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 248 
11.9.1. Transferência de disparo permissivo por sobrealcance (POTT) . . . . . . . . . . . . 248 
11.10. Comparação direcional (DC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252 
11.10.1. Comparação direcionalpor bloqueio (DCB) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252 
11.10.2. Comparação direcional por desbloqueio (DCUB) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 
11.11. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 256 
 
12. RELIGAMENTO AUTOMÁTICO 
 
12.1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257 
12.2. Modos de religamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257 
12.3. Religamento tripolar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 258 
12.4. Religamento temporizado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 258 
12.5. Religamento monopolar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259 
12.6. Religamento mono e tripolar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 261 
12.7. Bloqueio do religamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 261 
12.8. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262 
 
13. PROTEÇÃO CONTRA FALHA DE DISJUNTORES 
 
13.1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263 
13.2. Funcionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263 
13.3. Esquemas empregados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264 
13.3.1. Barramento em anel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264 
13.3.2. Barramento duplo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267 
13.3.3. Barramento tipo disjuntor e meio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269 
13.3.4. Barramento simples . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271 
13.4. Filosofia geral da proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271 
13.5. Ajustes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 
13.6. Referências bibliográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos VIII 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos, Aspectos Gerais e Filosofia de Proteção 1 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO UM 
__________________________________________________________________________ 
 
FUNDAMENTOS, ASPECTOS GERAIS E FILOSOFIA DE PROTEÇÃO 
 
 
1.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS 
 
O crescimento industrial, rural e residencial nos países emergentes, como o Brasil, vem 
ocorrendo de maneira acelerada e este progresso depende de um insumo importante: 
energia elétrica. 
 
A produção desta energia é obtida através de grandes grupos de geradores que na sua 
maioria são acionados por turbinas hidráulicas e assim, nem sempre se encontram próximos 
dos grandes centros consumidores. Desse modo, a energia produzida é transportada através 
de linhas de transmissão que, por vezes, tem centenas de quilômetros de comprimento e, por 
serem longas, só operam economicamente em altas tensões e, eventualmente, em corrente 
contínua. 
 
A transmissão de energia requer, além das linhas, estações elevadoras, abaixadoras, 
retificadoras, inversoras e de interligação, com seus respectivos barramentos e outros 
equipamentos. Este conjunto de componentes mais as usinas geradoras, que representamos 
no diagrama unifilar da figura 1, constituem o que chamamos de sistema elétrico de 
potência. 
 
 
 
Fig. 1 - Sistema elétrico de potência. 
 
A evolução tecnológica vem tornando possível o projeto e a construção de sistemas de 
potência flexíveis e econômicos para suprir essa demanda continuamente crescente de 
energia elétrica. Neste contexto, a proteção e o controle desempenham um papel cada vez 
mais importante. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 2 
 
 
A proteção acompanha a evolução dos equipamentos principais (geradores, 
transformadores, cabines de manobra, linhas aéreas e cabos). A evolução da proteção é um 
pré-requisito indispensável para a operação eficiente do sistema. 
 
O objetivo deste módulo é discutir os conceitos básicos necessários para o entendimento da 
função e finalidade da proteção no sistema elétrico de potência. O equipamento de proteção 
não previne faltas: ele atua após a ocorrência do defeito. Entretanto, certos autores 
identificam algumas exceções a esta regra: relé Buchholz, relé de gás e pára-raios. Estes 
dispositivos operam para faltas incipientes antes que estas redundem em conseqüências 
danosas para o sistema ou para os equipamentos. 
 
1.2. FALTAS E OUTRAS ANORMALIDADES 
 
Define-se falta como uma condição anormal resultante de uma redução da isolação entre os 
condutores de fase ou entre os condutores de fase e terra de um circuito ou equipamento. 
 
Na prática, a redução da isolação não é considerada falta até que seja perceptível. Por 
exemplo, a redução do dielétrico de uma cadeia de isoladores altamente poluída só será 
considerada falta quando abrir arco. 
 
Como causas de poluição de isoladores, podemos citar o depósito de resíduos industriais em 
suspensão ou sal do ar marinho nas regiões costeiras. Outros fatores que podem provocar 
faltas em linhas aéreas: pássaros, aviões, queimadas, ventos, descarga atmosférica, balões, 
rompimento de condutores, quebra de isoladores e sobrecarga. Em máquinas e 
transformadores, podemos ter como causas de faltas: falha de isolação devido à umidade, 
danos mecânicos, contato acidental com a terra, arco causado por sobretensões e 
sobrecarga. 
 
Faltas oriundas das causas acima são ditas primárias ou faltas no sistema. Outros tipos de 
faltas, ditas secundárias, podem ocorrer e provocar desligamentos: defeitos na proteção, 
ajustes incorretos, conexões incorretas, erro humano durante testes ou manutenção e erros 
de operação (manobra incorreta). 
 
Com relação a faltas primárias, o sistema elétrico está sujeito a vários tipos de defeitos ou 
condições anormais de operação. A título de exemplo podemos enumerar os seguintes casos: 
 
− Falta trifásica com ou sem terra. 
− Falta fase-fase com ou sem terra. 
− Falta fase-terra. 
− Faltas simultâneas em pontos diferentes do sistema, afetando fases diferentes. 
− Rompimento de condutores de linhas com ou sem conexão à terra. 
− Curto-circuito entre espiras de enrolamento de geradores, transformadores e motores. 
 
Com exceção do curto-circuito trifásico (com ou sem terra), todas as demais faltas implicam 
em condições desbalanceadas no sistema. 
 Fundamentos, Aspectos Gerais e Filosofia de Proteção 3 
 
 
A grande maioria das faltas, cerca de 70% do total, ocorre em linhas de transmissão. A 
tabela da figura 2 mostra a distribuição de faltas por equipamento do sistema elétrico. 
 
 
ANO 
 
 
 
TIPO DE EQUIPAMENTO 
 
 
1 
 
2 
 
3 
 
4 
 
5 
 
Linhas aéreas e cabos 
 
 
435 
 
460 
 
293 
 
269 
 
174 
 
Transformadores e reatores 
 
 
91 
 
100 
 
102 
 
49 
 
32 
 
Geradores e gerador/transformadores 
 
 
89 
 
75 
 
66 
 
65 
 
51Barramentos e painéis de manobras 
 
 
50 
 
32 
 
31 
 
33 
 
27 
 
Outros equipamentos (motores, compensadores, etc.) 
 
 
7 
 
11 
 
13 
 
13 
 
11 
 
Fig. 2 - Distribuição de faltas no sistema, por equipamento. 
 
A tabela da figura 3 mostra o índice de desempenho médio da proteção para faltas 
primárias e secundárias. 
 
 
ANO 
 
 
 
ESTATÍSTICA 
 
 
1 
 
2 
 
3 
 
4 
 
5 
 
Número total de faltas no sistema 
 
 
672 
 
678 
 
505 
 
429 
 
295 
 
Índice de desempenho para faltas no sistema 
 
 
94,2% 
 
96,6% 
 
95,6% 
 
95,9% 
 
92,2% 
 
Número total de disjuntores instalados 
 
 
10.514 
 
9.784 
 
9.737 
 
9.252 
 
9.252 
 
Índice de desempenho para faltas secundárias 
 
 
98,3% 
 
97,8% 
 
97,6% 
 
98,6% 
 
98,6% 
 
Fig. 3 - Índice de desempenho da proteção para faltas primárias e secundárias. 
 
1.3. FUNÇÕES DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO 
 
Um sistema de proteção protege o sistema de potência de efeitos destrutivos de uma falta 
sustentada. Uma falta, significando, na maioria dos casos, um curto-circuito ou, mais 
geralmente, uma condição anormal no sistema, ocorre como um evento aleatório. Se algum 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 4 
 
 
componente faltoso do sistema de potência (gerador, transformador, barra, linha, etc.) não 
for rapidamente isolado, pode levar o sistema de potência a uma instabilidade ou a uma 
ruptura através da ação de outros dispositivos de proteção. 
 
Como efeitos principais de uma falta não isolada, podemos citar: 
 
− Perda de sincronismo de geradores em uma ou várias estações (perda de estabilidade). 
− Risco de danos no equipamento afetado. 
− Risco de danos nas partes sadias do sistema. 
 
Outros efeitos, não necessariamente perigosos para o sistema, mas importantes do ponto de 
vista dos consumidores, são, por exemplo, motores síncronos que podem sair de 
sincronismo, serem desligados e interromper processos de produção vitais. 
 
Um sistema de proteção deve, portanto, remover o equipamento defeituoso do resto do 
sistema de potência, tão rapidamente quanto possível, visando reduzir o tempo de exposição 
do próprio equipamento às elevadas correntes de defeito e minimizar o risco de perda de 
estabilidade do sistema. Além disso, deve ser suficientemente seletivo para desligar o menor 
trecho possível, isto é, desligar apenas o elemento defeituoso. 
 
Uma função secundária de uma proteção é identificar a localização e o tipo de falta. 
 
1.4. SISTEMA DE PROTEÇÃO 
 
Embora um sistema de proteção seja usualmente entendido como um conjunto de relés, ele 
consiste de vários outros subsistemas, os quais contribuem com o processo de remoção da 
falta. A figura 4 mostra um exemplo simplificado dos subsistemas de proteção. 
 
 
 
Fig. 4 - Subsistemas de um sistema de proteção: relés, transdutores (TC e TP), 
 disjuntores e bateria da estação. 
 
Além dos subsistemas principais, identificados na figura 4, podemos citar ainda como 
integrantes de um sistema de proteção, os capacitores de acoplamento, filtros de ondas, 
canais piloto, relés auxiliares de disparo, fusíveis, terminais, links e chaves de teste. 
 Fundamentos, Aspectos Gerais e Filosofia de Proteção 5 
 
 
1.5. ZONAS DE PROTEÇÃO 
 
A responsabilidade pela proteção de uma porção do sistema de potência é definida por uma 
zona de proteção. Uma zona de proteção é uma região claramente definida por uma linha 
divisória imaginária, no diagrama unifilar do sistema de potência. Um sistema de proteção, 
consistindo de um ou vários relés, é responsável por todas as faltas que ocorram dentro da 
sua zona de proteção. Quando uma dessas faltas ocorre, o sistema de proteção ativará as 
bobinas de disparo dos disjuntores isolando, assim, a porção faltosa do sistema de potência, 
do lado de dentro da zona limitada. 
 
Usualmente - porém, nem sempre - as zonas de proteção são definidas pelos disjuntores. Se 
a zona de proteção não tem um disjuntor em seus limites, o sistema de proteção deve abrir 
alguns disjuntores remotos (transfere o comando de disparo através de um canal de 
comunicação) para desenergizar a zona faltosa. A figura 5 mostra uma parte de um sistema 
de potência dividida em várias zonas de proteção. 
 
 
 
Fig. 5 - Zonas de proteção. 
 
No exemplo da figura 5, as zonas 1, 2 e 3 são zonas de proteção de linhas de transmissão 
para diferentes linhas. Uma falta em alguma destas linhas seria detectada por seus sistemas 
de proteção correspondentes e dispararia os disjuntores apropriados, nas fronteiras da 
respectiva zona. A zona 4 é uma zona de proteção de barra. A zona 5 é a zona para proteção 
do transformador. Observe que não há nenhum disjuntor num dos terminais desta zona e, 
conseqüentemente, o sistema de proteção do transformador deve abrir o disjuntor na barra 
A e, através de um canal de comunicação, abrir remotamente o disjuntor na barra C. 
 
Observa-se também que as zonas de proteção sempre se superpõem. Isto tem a finalidade de 
garantir que nenhuma parte do sistema fique sem proteção primária de alta velocidade, isto 
é, não há nenhum ponto "cego" no sistema de proteção. Embora a superposição mostrada na 
figura 5 seja conseguida pela inclusão do disjuntor em cada zona adjacente, na realidade 
isto pode não ser possível em todos os casos. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 6 
 
 
A superposição de zonas é conseguida através da escolha apropriada de TCs dedicados 
para cada sistema de proteção. Considere o arranjo mostrado na figura 6(a), onde se admite 
a existência de um TC em cada lado do disjuntor. 
 
 
 
Fig. 6 - Princípio de superposição de zonas: (a) quando se dispõe de TCs dos dois lados do 
 disjuntor: (b) quando só há um TC, com múltiplos enrolamentos secundários. 
 
Neste caso, os sistemas de proteção de cada lado do disjuntor usam TCs de lados opostos. 
Quando não se dispõe de TCs nos dois lados do disjuntor, uma superposição é conseguida 
usando enrolamentos secundários do lado mais distante, como mostra a figura 6(b). Neste 
caso, embora não haja nenhum ponto cego na proteção, a abertura para faltas entre o 
disjuntor e o TC requer consideração especial. É desejável manter a região de superposição 
tão pequena quanto possível. 
 
Podemos concluir que a superposição de zonas é conseguida através da escolha criteriosa 
da localização dos TCs. Este aspecto é importante especialmente no caso de proteção de 
barras. Como veremos mais adiante, o barramento em anel é automaticamente protegido 
pela proteção dos circuitos ligados ao barramento, graças à disposição dos TCs. 
 
Por outro lado, os barramentos convencionais ou do tipo disjuntor e meio, não são cobertos 
pelas proteções dos circuitos a eles conectados, como também discutiremos mais adiante. 
Neste caso, o barramento requer proteção própria, que deve se superpor às zonas de 
proteção dos circuitos de saída. 
 
O arranjo ideal inclui TCs dos dois lados do disjuntor, facilitando a superposição das 
proteções de barra e dos circuitos de saída. Na prática, só há TCs num dos lados do 
disjuntor de cada circuito. Quando os TCs encontram-se na saída dos circuitos, os 
disjuntores ficam incluídos na proteção do barramento. Com os TCs do lado da barra, os 
disjuntores ficam incluídos na proteção do respectivo circuito de saída. Em qualquer dos 
casos, há problemas para faltas entre o TC e o disjuntor. A localização usual dos TCs é do 
 Fundamentos, Aspectos Gerais e Filosofia de Proteção 7 
 
 
lado da saída dos circuitos, em subestações desabrigadas, de maior porte. 
 
A figura 7 mostra outro arranjo da proteção em zonas de atuação. 
 
 
 
Fig. 7 - Zoneamento da proteção. 
 
1.6. PROTEÇÃO PRINCIPAL E DE RETAGUARDA 
 
Em geral, uma mesma zona é protegida,pelo menos, por dois sistemas de proteção, a fim de 
garantir que falha do próprio esquema de proteção não deixe o sistema de potência 
desprotegido. Isto reforça a confiabilidade geral da proteção. Além disso, cada um dos 
sistemas de proteção inclui retaguardas próprias, cuja finalidade básica é garantir a 
isolação da falta em caso de falha na proteção principal, com a mínima expansão da área 
desligada, e proteger as partes do circuito ou equipamento não cobertas pela proteção 
principal, em razão da localização dos TCs ou TPs. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 8 
 
 
As figuras 8 e 9 mostram exemplos de faltas entre o TC e o disjuntor que só podem ser 
completamente isoladas, através de proteções de retaguarda (local ou remota). 
 
 
 
Fig. 8 - Zona protegida por um esquema de proteção – não vê faltas entre o TC e o 
 disjuntor. 
 
 
 
Fig. 9 - Zonas protegida e de retaguarda de um esquema de proteção de distância. 
 
Na figura 9, faltas em "X" ou faltas em "Y" com recusa de operação da proteção de "C" só 
serão isoladas através de proteção de retaguarda remota em “A”. Para faltas em “X”, a 
melhor solução é o emprego de retaguarda local do tipo BF (Breaker Failure), conforme 
mostraremos mais adiante. 
 
No caso de sistemas duplicados, é desejável obter-se o maior grau de independência possível 
entre os sistemas de proteção redundantes. Naturalmente, duplicar o disjuntor, o TC e o TP, 
é dispendioso. Entretanto, algum grau de separação pode ser obtido usando-se diferentes 
enrolamentos secundários de um TC para os dois sistemas de proteção, fusíveis separados 
no circuito do TP e bobinas de disparo duplicadas e separadas no disjuntor. 
 
Em geral, as baterias das estações são duplicadas e separadas para suprimento dos relés e 
circuitos de disparo do disjuntor. Esses esforços evitam falhas de modo comum associadas 
aos sistemas de proteção e, assim, melhoram a confiabilidade de todo o conjunto. 
 
A tabela da figura 10 mostra uma estatística de causas de falhas na proteção. 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos, Aspectos Gerais e Filosofia de Proteção 9 
 
 
 
ANO 
 
 
 
CAUSA DA FALHA OU OPERAÇÃO INDEVIDA 
 
 
1 
 
2 
 
3 
 
4 
 
5 
 
Falhas ou más operações que poderiam ser evitadas através 
de manutenção 
 
20 
 
36 
 
16 
 
12 
 
25 
 
Testes 
 
 
12 
 
10 
 
13 
 
20 
 
6 
 
Instalação incorreta 
 
 
23 
 
25 
 
12 
 
10 
 
7 
 
Interferência física 
 
 
17 
 
23 
 
23 
 
14 
 
13 
 
Interferência elétrica 
 
 
15 
 
11 
 
12 
 
10 
 
15 
 
Choque mecânico ou vibração 
 
 
14 
 
4 
 
4 
 
3 
 
2 
 
Falha de componente ou de projeto 
 
 
19 
 
12 
 
11 
 
15 
 
3 
 
Ajuste incorreto 
 
 
9 
 
12 
 
11 
 
15 
 
3 
 
Falha mecânica 
 
 
6 
 
6 
 
7 
 
2 
 
6 
 
Outras causas 
 
 
51 
 
43 
 
43 
 
34 
 
23 
 
T o t a l 
 
 
186 
 
191 
 
155 
 
130 
 
116 
 
Fig. 10 - Causas de falhas ou operação incorreta da proteção 
 
1.7. LAYOUT DO SISTEMA 
 
Todo consumidor de energia elétrica espera que ela seja de alta qualidade, isto é, sem 
variações na tensão ou freqüência, quer seja por oscilações, quer seja por interrupções. 
Para atender essa exigência, são necessários diversos recursos e métodos de operação do 
sistema elétrico. Uma solução que amenizou os problemas de falta de energia em diversas 
áreas foi a interligação dos sistemas elétricos de modo que, na interrupção de uma estação 
geradora, outras continuem suprindo o sistema. 
 
Outra solução é o projeto e manutenção de cada componente, evitando que qualquer falha 
possa impedir a sua utilização dentro do sistema. E, por último, controlar e minimizar os 
efeitos de quaisquer faltas que possam ocorrer. É aqui que os relés de proteção são 
utilizados nos sistemas de potência. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 10 
 
 
O objetivo principal da operação do sistema é alcançar 100% de continuidade de 
fornecimento e a proteção sozinha não garante esta meta. São necessários, além da 
proteção, circuitos duplicados ou múltiplos caminhos entre os pontos de geração e os 
centros de carga. Deve haver pelo menos duas fontes para cada estação distribuidora. 
Assim, o arranjo do sistema tem relação direta com a continuidade de fornecimento e 
confiabilidade do sistema. A seguir, temos alguns exemplos com implicações na proteção: 
 
a) Linhas radiais. 
b) Linhas paralelas. 
c) Sistemas em anel. 
d) Combinações de "a", "b" e "c". 
 
A figura 11 mostra um exemplo de linhas radiais, que não satisfaz o requisito de fonte 
duplicada, a menos que haja fonte nos dois terminais. Este sistema, sendo radial, não requer 
uma proteção direcional, mas requer uma proteção capaz de identificar o local da falta. 
 
 
 
Fig. 11 - Sistema radial 
 
A figura 12 mostra dois exemplos com linhas paralelas configuradas de forma radial e em 
anel, onde os dois arranjos proporcionam uma satisfatória duplicação de fonte. 
 
 
Fig. 12 - Aplicações típicas de linhas paralelas 
 
 Fundamentos, Aspectos Gerais e Filosofia de Proteção 11 
 
 
A figura 13 mostra um arranjo em anel, estendendo a lógica de duas fontes paralelas. 
 
 
 
Fig. 13 - Sistema principal em anel 
 
A figura 14 mostra uma forma mais complexa, com linhas de interligação e múltiplas fontes. 
Este arranjo, naturalmente, requer uma proteção mais sofisticada. 
 
 
 
Fig. 14 - Sistema interligado 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 12 
 
 
1.8. LAYOUT DA SUBESTAÇÃO 
 
A subestação tem como funções proporcionar a interligação de linhas e alimentadores, o 
controle do fluxo de potência, o chaveamento para manutenção, transformação, interligação 
entre geração e carga, etc. O seu layout elétrico também afeta a proteção. 
 
Embora possam diferir significativamente em tamanho, construção, custo e complexidade 
em função da tensão, as subestações têm em comum a conexão dos circuitos associados, 
através de disjuntores e seccionadoras, aos barramentos. A figura 15 mostra uma 
subestação típica. 
 
 
 
Fig. 15 - Subestação com barramento típico 
 
Uma das partes mais importantes do sistema é o barramento próximo a geradores. A 
exemplo de outros equipamentos, o barramento também está sujeito a faltas e deve ser 
protegido. Ele pode ter proteção própria ou ser protegido automaticamente pela proteção 
dos equipamentos associados, dependendo do tipo de barramento. A figura 16 mostra um 
exemplo de subestação com barramento em anel, onde a disposição dos TCs assegura 
proteção indireta para todo o barramento. 
 
 
 
Fig. 16 - Barramento em anel 
 
 
 Fundamentos, Aspectos Gerais e Filosofia de Proteção 13 
 
 
1.9. ATERRAMENTO DE NEUTRO 
 
A detecção de faltas, em geral simples, está associada a quantidades significativas de 
corrente de defeitos. Entretanto, no caso de faltas monofásicas para terra, as correntes de 
curto-circuito nem sempre são elevadas, pois dependem do método de aterramento do neutro 
de sistemas estrela. 
 
Há diversas razões, técnicas e econômicas, para se aterrar o neutro, além do cumprimento 
de determinações legais. Uma razão econômica é verificada em tensões a partir de 100 kV: 
o aterramento sólido do neutro de transformadores permite reduzir a espessura da isolação 
dos enrolamentos à medida que se aproxima do ponto de neutro. Do ponto de vista técnico, 
podemos exemplificar os seguintes motivos: 
 
a) O potencial flutuante dos enrolamentos de baixa tensão é mantido num valor mínimo. 
b) Faltas para terra com arco não induzem altas tensões perigosas nas fases sadias. 
c) Através do controle da magnitude da corrente de falta à terra, as interferências indutivasentre os circuitos de potência e os circuitos de comunicação podem ser controladas. 
d) A corrente de falta à terra, na maioria dos casos, é suficiente para operar normalmente a 
 proteção. Mesmo quando a resistência própria de terra é alta, ainda é conveniente aterrar 
 o ponto de neutro. 
 
A figura 17 mostra três diferentes métodos de aterramento: 
 
a) Aterramento sólido: nesta hipótese, durante uma falta fase-terra, a tensão fase-terra das 
 fases sãs não excede 80% da tensão entre fases. 
b) Aterramento através de resistência: a resistência é dimensionada de modo a satisfazer os 
 requisitos de proteção. 
c) Aterramento através de reatância: a reatância é dimensionada de modo a satisfazer os 
 requisitos de proteção ou controle de interferências indutivas. 
 
 
 
Fig. 17 - Métodos de aterramento 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 14 
 
 
Nos casos especiais de aterramento com resistência, o valor comumente usado deve limitar a 
corrente de falta à corrente nominal do enrolamento do transformador cujo neutro é 
aterrado. 
 
Em certos casos, em unidades combinadas gerador-transformador, uma resistência muito 
mais alta pode ser usada, visando evitar danos no núcleo de ferro do estator por faltas à 
terra. O valor típico para aterramento do gerador deve limitar a corrente ao máximo de 
300 A. 
 
Um método alternativo para grandes máquinas (acima de 500 MW) é o aterramento através 
de um transformador monofásico, cujo secundário é conectado a um resistor de carga, de 
modo que a máxima corrente de falta à terra no estator seja de 15 A. 
 
O gerador e o enrolamento de baixa do transformador formam um circuito aterrado 
independente, acoplado magneticamente ao sistema de alta tensão. Assim, a proteção pode 
ser não discriminativa, mas deve ser insensível a terceiro harmônico. 
 
1.10. CONSIDERAÇÕES ECONÔMICAS 
 
O custo da proteção equivale a um prêmio de seguro contra danos no equipamento e perda 
de suprimento para o consumidor. Na determinação do limite econômico, considera-se, 
inicialmente, o investimento necessário para detectar todos os tipos de faltas possíveis, com 
as redundâncias e retaguardas convenientes e, a seguir, o investimento necessário para 
ganhar velocidade. 
 
Em sistemas de transmissão, a velocidade tem grande importância porque afeta a 
estabilidade do sistema. Na transmissão, os aspectos técnicos são mais relevantes que os 
econômicos. 
 
O custo típico de um sistema de proteção é da ordem de 5% do investimento total. Este custo 
vem caindo com o advento da tecnologia digital que viabilizou a fabricação de relés 
multifuncionais. 
 
1.11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
KAUFMANN, M. e JARRETT, G. S. H., "Power System Protection, 1 Principles and 
Components", The Electricity Council, Inglaterra, 1981. 
 
PHADKE, Arun G., e THORP, James S., Computer Relaying for Power Systems, John Wiley 
 & Sons Inc., EUA, 1993. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 Disjuntores de Alta Tensão 15 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO DOIS 
__________________________________________________________________________ 
 
DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO 
 
 
2.1. CONCEITUAÇÃO DE DISJUNTOR 
 
O disjuntor é um dispositivo de manobra de alta velocidade, capaz de estabelecer, suportar 
ou interromper as correntes normais de um circuito, bem como estabelecer, suportar 
durante um determinado tempo e interromper correntes sob condições anormais (sobrecarga 
e curtos-circuitos), respeitadas suas características de fabricação. 
 
Como se vê na figura 1, o disjuntor é um dos subsistemas integrantes do sistema de 
proteção. 
 
 
 
Fig. 1 - Subsistemas de um sistema de proteção: relés, transdutores (TC e TP), disjuntores e 
 bateria da estação. 
 
O disjuntor é o elemento que na verdade isola o circuito faltoso através da interrupção da 
corrente na passagem por zero ou próximo de zero. Um moderno disjuntor de extra-alta 
tensão (EHV) pode interromper correntes de faltas da ordem de 100.000 ampères em tensões 
de sistema até acima de 800 kV. Ele pode fazer isto tão rapidamente quanto na primeira 
passagem da corrente pelo zero após a incidência da falta, embora, mais freqüentemente, 
isto se dê na segunda ou terceira passagem pelo zero. O tempo total de abertura do disjuntor 
varia de 22 ms (disjuntores mais modernos) a 32 ms (2 ciclos), nos disjuntores mais antigos. 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 16 
 
 
O disjuntor é operado pela energização de sua bobina de disparo a partir da bateria da 
estação. Os relés executam essa tarefa através do fechamento de contatos entre a bateria e a 
bobina de disparo. O projeto do mecanismo de abertura é tal que, quando uma abertura é 
requerida, a bobina de disparo é energizada e libera a energia armazenada no mecanismo, 
abrindo os contatos principais. 
 
Algumas características comuns aos disjuntores são fundamentais para o projeto da 
proteção. Muitas vezes, outros relés (relés de religamento) são usados para religar o 
disjuntor após um intervalo de tempo adequado. 
 
2.2. PRINCIPAIS TIPOS DE DISJUNTOR 
 
Há vários tipos de disjuntores, diferindo quanto à classe de tensão e ao meio de extinção do 
arco. Em alta tensão, os mais comumente encontrados são de três formas básicas: grande 
volume de óleo, ar comprimido e hexafluoreto de enxofre (SF6 ). Estes três tipos serão 
sucintamente descritos abaixo. 
 
2.2.1. DISJUNTORES A GRANDE VOLUME DE ÓLEO 
 
A figura 2 mostra um corte de um disjuntor a grande volume de óleo, no qual as três fases 
podem ser montadas num único tanque, ou em tanques separados. 
 
 
 
Fig. 2 - Disjuntor a grande volume de óleo. 
 
 
 
 Disjuntores de Alta Tensão 17 
 
 
Há dois conjuntos de contatos em cada fase. Os contatos inferiores, móveis, são usualmente 
barras cilíndricas de cobre que se ligam com os superiores, que são fixos. Os contatos fixos 
são constituídos por segmentos de cobre comprimidos externa e axialmente por molas, de 
modo a exercerem pressão sobre os contatos móveis quando o disjuntor estiver fechado, 
garantindo assim um bom contato elétrico. 
 
Durante a abertura, os contatos móveis deslocam-se rapidamente para baixo, formando-se 
um arco elétrico. Na abertura do circuito em condições de defeito, a corrente que se 
estabelece é de dezenas de quiloampères, e o problema da extinção do arco, e portanto da 
abertura efetiva do circuito, é de solução bastante difícil. A abertura do circuito torna-se 
possível uma vez que, a cada meio ciclo, o valor instantâneo da tensão e da corrente reduz-
se a zero. 
 
O calor do arco dá lugar ao aparecimento de bolhas de hidrogênio na massa de óleo e este 
gás, sob alta pressão, empurra o arco contra orifícios especiais, localizados numa câmara 
de extinção cuja finalidade é acelerar a extinção e reduzir a pressão interna do tanque, 
aumentando a capacidade de interrupção do disjuntor. À medida que os contatos inferiores 
deslocam-se para baixo, o arco vai se alongando e vai sendo resfriado e distorcido pelo gás, 
podendo ser eventualmente interrompido. O gás arrasta consigo os produtos do arco, 
aumentando a rigidez dielétrica entre os contatos, de modo a impedir a reignição quando a 
tensão aumentar até seu valor nominal. 
 
A extinção do arco em um meio de hidrogênio é mais rápida do que no ar, devido à grande 
condutibilidade térmica e alta rigidez dielétrica do hidrogênio. Além disso, esses disjuntores 
são de dupla interrupção por pólo, o que facilita a extinção do arco produzido. 
 
2.2.2. DISJUNTORES A AR COMPRIMIDO 
 
Para tensões mais elevadas, empregam-se disjuntores a ar comprimido, uma vez que são 
facilmenteconstruídos numa associação série de contatos independentes em cada fase. 
 
O princípio de extinção é baseado na injeção de ar na região do arco. O ar, normalmente 
armazenado sob alta pressão, é dirigido contra o arco com alta velocidade de modo a 
refrigerá-lo e remover o gás ionizado, extinguindo assim o arco. O mecanismo dos contatos 
móveis também é acionado pelo ar comprimido, obtendo-se maior velocidade de 
interrupção. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 18 
 
 
As figuras 3, 4 e 5 mostram formas de extinção de arco através de ar comprimido. 
 
 
 
Fig. 3 - Jato de ar paralelo. 
 
 
 
Fig. 4 - Jato de ar perpendicular. 
 
 
 
 
Fig. 5 - Jato de ar axial. 
 Disjuntores de Alta Tensão 19 
 
 
Uma forma de facilitar a extinção do arco é através do seu fracionamento, ou seja, 
equipando cada pólo do disjuntor com vários contatos ligados em série de modo a 
proporcionar uma ruptura múltipla do circuito. 
 
A figura 6 mostra um exemplo de disjuntor a ar. 
 
 
 
Fig. 6 - Disjuntor a ar comprimido. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 20 
 
 
O emprego de ar comprimido aumenta a rigidez dielétrica entre os contatos do disjuntor. A 
figura 7 abaixo mostra a rigidez dielétrica em função da pressão do ar. 
 
 
 
Fig. 7 - Rigidez dielétrica em função da pressão do ar. 
 
2.2.3. DISJUNTORES A SF6 
 
Analogamente aos disjuntores a ar comprimido, foram desenvolvidos disjuntores a 
hexafluoreto de enxofre (SF6 ). Semelhantes do ponto de vista construtivo, empregam o gás 
SF6 ao invés de ar. 
 
A rigidez dielétrica do gás SF6 à pressão atmosférica é 2 a 3 vezes maior que a do ar. Esta 
característica permite a redução das distâncias, possibilitando a construção de disjuntores 
de dimensões reduzidas. A figura 8 mostra uma comparação entre as características 
dielétricas do SF6 e do ar, em função do produto pressão x distância dos eletrodos. 
 
 
 
Fig. 8 - Característica dielétrica do SF6 e do ar, em função da pressão e distância dos 
 eletrodos. 
 Disjuntores de Alta Tensão 21 
 
 
2.3. COMPOSIÇÃO DO CONTROLE 
 
Os comandos do disjuntor incluem os dispositivos de fechamento e abertura e a fonte de 
energia necessária para o disparo do disjuntor. Os comandos podem ser do tipo manual 
(aplicado a disjuntores de baixa tensão), solenóide, mola, ar comprimido e oleodinâmico. 
Estes comandos são acionados pelo controle do disjuntor que, em geral, é composto de três 
partes distintas: 
 
− Circuito de fechamento. 
− Circuitos de disparo. 
− Circuitos de supervisão. 
 
2.3.1. CIRCUITO DE FECHAMENTO 
 
O circuito que aciona o comando de fechamento do disjuntor é suprido por uma fonte de 
125 VCC e inclui as seguintes alternativas de fechamento: 
 
− Fechamento por comando local. 
− Fechamento por comando remoto. 
− Fechamento automático por baixa pressão de ar ou gás. 
− Bloqueio de fechamento por baixa pressão de ar. 
− Religamento automático. 
− Proteção anti-pumping. 
 
O fechamento por comando local só é possível com o disjuntor isolado através de suas 
seccionadoras isoladoras, considerando que não é possível a verificação de sincronismo. 
 
O fechamento por comando remoto requer como condição principal, a verificação de 
sincronismo. 
 
O fechamento por baixa pressão de ar ou gás é comandado automaticamente quando a 
pressão cai abaixo do nível mínimo de dielétrico. O fechamento nestas condições é 
necessário tendo em vista que a pressão do ar ou gás não é suficiente para garantir o 
dielétrico (isolação) entre os contatos do disjuntor. Alguns disjuntores só fecham por baixa 
pressão quando a queda de pressão é rápida. Para queda lenta de pressão, o fechamento do 
disjuntor é bloqueado. 
 
O religamento automático, apesar de incorporado no próprio circuito de fechamento de 
alguns disjuntores, em geral é gerenciado por relés de religamento externos que fazem a 
verificação de sincronismo e tempo morto, comandando o fechamento do disjuntor. 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 22 
 
 
A proteção anti-pumping tem como finalidade evitar operações consecutivas de fechamento 
para um mesmo comando. Isto poderia ocorrer se o disjuntor fosse aberto automaticamente 
por ação de proteções, imediatamente após o seu fechamento, e o comando de fechamento 
ainda estivesse presente. A proteção é concebida de modo que, para um mesmo comando, o 
disjuntor só fecha uma única vez. 
 
2.3.2. CIRCUITOS DE DISPARO 
 
O disparo do disjuntor é arranjado em dois circuitos independentes que acionam o comando 
de abertura. Cada um desses circuitos é suprido por uma fonte também independente de 
125 VCC. O disparo do disjuntor inclui as seguintes funções: 
 
− Abertura por comando local. 
− Abertura por comando remoto. 
− Abertura por discordância de pólos. 
− Abertura automática por baixa pressão de ar; 
− Abertura automática de seccionadoras por baixa pressão de ar ou gás; 
 
O comando de abertura é acionado por dois conjuntos de bobinas de disparo independentes, 
cada um deles suprido por uma das baterias da estação. A duplicação visa aumentar a 
confiabilidade da proteção. 
 
A abertura por comando local inclui comandos independentes para os dois circuitos de 
disparo. 
 
A abertura por comando remoto pode ser feita por ação do operador ou por operação 
automática das proteções. 
 
A abertura por discordância de pólos é uma função de proteção própria do disjuntor que, 
através de um relé 48, desliga automaticamente o disjuntor se, durante sua operação de 
fechamento, uma das fases permanecer aberta ou tiver um fechamento mais lento que as 
demais. 
 
A abertura por baixa pressão de ar (opcional) é comandada automaticamente quando a 
pressão cai abaixo do nível mínimo de disparo. Quando a pressão cai abaixo do nível 
mínimo de dielétrico, a abertura é bloqueada. 
 
A abertura de seccionadoras por baixa pressão de ar ou gás é acionada após a abertura do 
disjuntor, por queda lenta de pressão e estando a pressão ainda acima do nível mínimo de 
dielétrico. 
 
 
 
 
 
 Disjuntores de Alta Tensão 23 
 
 
2.3.3. CIRCUITOS DE SUPERVISÃO 
 
A supervisão do disjuntor inclui as seguintes funções: 
 
− Indicação de disjuntor aberto. 
− Indicação de disjuntor fechado. 
− Supervisão de tensão auxiliar de alimentação. 
− Alarme de disjuntor disparado. 
− Supervisão de pressão de ar ou gás. 
 
2.3.3.1. INDICAÇÃO DE DISJUNTOR ABERTO 
 
A indicação local é feita por lâmpada verde (G) situada no cubículo do disjuntor para 
sinalização de disjuntor aberto. Ligada em série com três contatos tipo "b" do disjuntor (um 
de cada fase, ligados em série), acende quando as três fases encontram-se abertas. Em 
alguns disjuntores, há também indicação mecânica através de uma tarjeta verde. 
 
A indicação remota é feita por lâmpada verde (G) situada no painel de controle, acima do 
punho da chave de controle do disjuntor, em paralelo com a lâmpada de indicação local. 
 
A sinalização, em geral, é instalada no circuito de fechamento. Desse modo, a lâmpada 
também serve para supervisionar a alimentação de 125VCC do circuito de fechamento. 
 
2.3.3.2. INDICAÇÃO DE DISJUNTOR FECHADO 
 
A indicação local é feita através de lâmpada vermelha no cubículo do disjuntor para 
sinalização de disjuntor fechado. Um conjunto de três contatos tipo "a" do disjuntor (um de 
cada fase) em paralelo é ligado em série com a lâmpada, de modo que ela acende quando 
pelo menos uma das três fases encontra-se fechada. Em alguns disjuntores, há também 
indicação mecânica através de uma tarjetavermelha. 
 
A indicação remota é feita por duas lâmpadas no painel de controle, logo acima da chave de 
comando 52CS, instaladas nos circuitos de disparo (uma em cada circuito). Haverá 
indicação (lâmpada acesa) quando pelo menos uma das três fases encontrar-se fechada. 
 
O circuito é arranjado de modo que a corrente da lâmpada, limitada por um resistor de 
3.300 ohms, circule pelas bobinas de disparo. Assim, as lâmpadas vermelhas também servem 
como supervisão das bobinas de disparo. Devido ao resistor limitador, a corrente da 
lâmpada é insuficiente para acionar o disparo. 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 24 
 
 
2.3.3.3. SUPERVISÃO DA TENSÃO DE ALIMENTAÇÃO 
 
A supervisão inclui alarme de subtensão nos dois circuitos de disparo e alarme de disjuntor 
auxiliar disparado. Os relés de alarme de falta de tensão nos circuitos de abertura 
trabalham normalmente energizados. Quando falta tensão num dos circuitos, o relé 
correspondente desopera e um contato tipo "b" gera um alarme de falta de tensão na bobina 
de disparo do disjuntor, no anunciador. 
 
O ponto de alarme no anunciador, em geral, é comum para os dois circuitos de disparo. A 
identificação do circuito que se encontra com subtensão pode ser feita através das lâmpadas 
vermelhas indicadoras de disjuntor fechado. Existem duas lâmpadas, uma em cada circuito 
de disparo. Uma delas apagada indica o circuito com problemas. A lâmpada também serve 
como supervisão das bobinas de disparo do disjuntor. 
 
2.3.3.4. ALARME DE DISJUNTOR DISPARADO 
 
Este alarme é acionado quando ocorrem aberturas automáticas através das proteções. Ele é 
habilitado com a chave de controle do disjuntor na posição “NAC”. O alarme é reseteado 
através da chave de controle, na posição “NAT”. 
 
2.3.3.5. SUPERVISÃO DE PRESSÃO DE AR E/OU GÁS 
 
A supervisão inclui alarmes para os diferentes níveis de pressão, habilitação e bloqueio de 
abertura e fechamento do disjuntor, dependendo também destes níveis de pressão. 
 
2.4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
PHADKE, Arun G., e THORP, James S., Computer Relaying for Power Systems, John Wiley 
 & Sons Inc., EUA, 1993. 
 
ROSSI, Antônio & SESTO, Esio, "Instalações Elétricas", São Paulo, Livraria Editora, 1978 
 
SOARES, Antônio José, CHERAIN, José Nacif Filho, BATISTA, José Vicente, MARCHIODI, 
Luiz Gonzaga, Apostila “Equipamentos de Subestação”, Módulo 2 (“Disjuntores”), CTFU, 
Furnas, Novembro de 1992. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, Curso "Leitura e Interpretação de Esquemas Elétricos", Módulo 2, 
CTFU, 1996. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 
 Transformadores de Corrente e Potencial 25 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO TRÊS 
__________________________________________________________________________ 
 
TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL 
 
 
3.1. TRANSDUTORES 
 
Como se vê na figura 1, os transdutores são subsistemas integrantes do sistema de proteção. 
 
 
 
Fig. 1 - Subsistemas de um sistema de proteção: relés, transdutores (TC e TP), disjuntores e 
 bateria da estação. 
 
Os transdutores (transformadores de corrente e potencial ou TCs e TPs) constituem outro 
componente importante de um sistema de proteção. Eles são necessários porque as altas 
magnitudes de correntes e tensões do sistema de potência precisam ser reduzidas para níveis 
compatíveis com o acionamento de dispositivos de baixa energia tais como relés e por 
questões de segurança pessoal. Convém lembrar que certas características dos transdutores 
são padronizadas. 
 
A corrente nominal secundária dos TCs é padronizada em 5 ou 1 ampère, sendo o último 
valor mais comum na Europa (existem alguns valores padronizados diferentes desses dois 
acima, mas não são muito comuns). Isto implica que a máxima corrente de carga no 
enrolamento primário do TC produziria 5 ampères (ou 1 ampère) ou menos no seu 
enrolamento secundário. Isto conduz a uma determinada relação de transformação, a qual é 
então aproximada para uma das relações padronizadas disponíveis. Os TPs tem seus 
enrolamentos secundários com tensão nominal de 115 volts ou 66,4 volts ( 3115 ). 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 26 
 
 
Dentro de certos limites, os TCs e TPs reproduzem as formas de onda das correntes e 
tensões do primário fielmente em seus lados secundários. O relé vê então uma versão 
reduzida das correntes e tensões existentes no sistema de potência. O comportamento dos 
TCs e TPs, tanto em regime permanente quanto em regime transitório, é de fundamental 
importância para o desempenho das proteções. Veremos a seguir os conceitos e 
características básicas relacionados com esses transdutores. 
 
3.2. TRANSFORMADORES DE CORRENTE 
 
O transformador de corrente (TC) tem as seguintes finalidades: 
 
a) Adaptar a corrente que passa pela linha de transmissão, barramento, etc., normalmente 
 ao valor nominal de 5 A, permitindo a normalização de instrumentos de medição, controle 
 e proteção. 
 
b) Isolar os circuitos de medição, controle e proteção do sistema de alta tensão, protegendo 
 os respectivos instrumentos, bem como os técnicos que lidam com os mesmos. 
 
Um transformador de corrente, em linhas gerais, é constituído de enrolamento primário, 
núcleo magnético e enrolamento secundário. Os terminais do enrolamento primário são 
ligados em série com o circuito de uma fase do sistema elétrico. 
 
Em virtude da tensão do sistema elétrico ser elevada em relação à queda de tensão 
provocada pelo transformador de corrente, a corrente no enrolamento primário deste é 
constante, independentemente da carga ligada aos seus terminais secundários. 
 
O TC é um transformador que opera praticamente em curto. Se o seu secundário ficar 
aberto, não circula corrente naquele enrolamento e, assim, a corrente de excitação é a 
própria corrente do primário. Isto leva o TC à saturação completa e a tensão nos terminais 
secundários torna-se muito elevada, atingindo vários kilovolts. 
 
3.2.1. RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO 
 
Desprezando-se os erros devidos à corrente de magnetização e à saturação, a relação de 
transformação é dada pela relação de espiras, segundo a equação abaixo: 
 
1
2
2
1
N
N
I
IRTC  
 
 
 
 
 
 
 
 Transformadores de Corrente e Potencial 27 
 
 
3.2.2. SIMBOLOGIA 
 
A figura 2 mostra a representação simbólica dos TCs segundo as normas existentes. 
 
 
 
Fig. 2 - Simbologia para TCs, segundo diferentes normas. 
 
Para marcação dos terminais, empregam-se as letras P ou H para o primário e as letras S, 
W, X, Y, Z, M e N para o secundário. Um número antes da letra identifica o enrolamento e 
um número após a letra identifica o terminal do enrolamento. 
 
3.2.3. POLARIDADE 
 
A marcação da polaridade determina o sentido instantâneo relativo das correntes primária e 
secundária. A polaridade de um transformador de corrente depende de como são enroladas 
as espiras do primário e secundário. A figura 3 mostra as duas alternativas possíveis. 
 
 
 
Fig. 3 - Polaridade de TC. 
 
A polaridade do enrolamento 1S1-1S2 é considerada subtrativa e a do enrolamento 2S1-2S2, 
aditiva. Observando a figura e analisando os fluxos produzidos e o sentido das correntes, 
conclui-se que a corrente que sai da polaridade do secundário está em fase com a corrente 
que entra na polaridade do primário, independentemente de ser a polaridade aditiva ou 
subtrativa. 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 28 
 
 
A figura 4 mostra um exemplo de aplicação do TC num esquema de proteção de 
sobrecorrente. 
 
 
 
Fig. 4 - Exemplo de aplicação de TC numa proteção de sobrecorrente. 
 
A corrente IP,percorrendo o enrolamento primário do TC, induz uma corrente IS no 
enrolamento secundário. Em condições normais de funcionamento, a corrente secundária IS 
percorrendo a bobina de operação do relé (Br), gera uma força insuficiente para vencer a 
restrição da mola (K), a qual mantém o contato auxiliar do relé (CA) aberto. 
 
Quando houver uma sobrecorrente devida a uma sobrecarga ou a um curto-circuito no 
circuito principal, a corrente secundária crescerá proporcionalmente à corrente primária. A 
bobina do relé, sendo percorrida por uma corrente maior que a corrente secundária normal, 
consegue vencer a força de restrição imposta pela mola (K) e, assim, fecha o contato 
auxiliar do relé. 
 
Com o contato auxiliar do relé fechado, energiza-se a bobina de disparo (trip) do disjuntor, 
a qual acionará o dispositivo de abertura do contato principal do disjuntor, desligando o 
circuito. 
 
As figuras 5, 6 e 7 mostram exemplos de aplicação de TCs em diagramas unifilar e trifilar, 
ilustrando as marcas de polaridade e ligação dos enrolamentos secundários. 
 Transformadores de Corrente e Potencial 29 
 
 
 
 
Fig. 5 - Diagrama unifilar mostrando os TCs na saída de uma linha de transmissão. 
 
 
Fig. 6 - Conexões de TCs. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 30 
 
 
 
 
Fig. 7 - Diagrama trifilar mostrando a ligação de um dos enrolamentos secundários dos TCs 
 da figura 5 a um relé de distância. 
 
 
 Transformadores de Corrente e Potencial 31 
 
 
3.2.4. TIPOS DE TCs 
 
Os TCs podem ser, construtivamente, do tipo enrolado, barra, janela ou bucha. O tipo 
enrolado é um TC cujo enrolamento primário é constituído de uma ou mais espiras, que 
envolvem mecanicamente o núcleo do transformador, como se mostra na figura 8. 
 
 
 
Fig. 8 - TC tipo enrolado. 
 
A figura 9 mostra variações do TC tipo enrolado. 
 
 
 
Fig. 9 - TCs tipo enrolado - variações. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 32 
 
 
O TC tipo barra tem o enrolamento primário constituído por uma barra montada 
permanentemente através do núcleo do transformador. A figura 10 mostra um exemplo deste 
tipo de TC. 
 
 
 
Fig. 10 - TC tipo barra. 
 
O TC tipo janela é um transformador de corrente sem primário próprio, construído com uma 
abertura através do núcleo, por onde passará um condutor do circuito primário, formado de 
uma ou mais espiras. A figura 11 mostra um exemplo de TC tipo janela. 
 
 
 
Fig. 11 - TC tipo janela. 
 
 
 
 
 Transformadores de Corrente e Potencial 33 
 
 
O TC tipo bucha é um TC especial, tipo janela, projetado para ser instalado sobre uma 
bucha de um equipamento elétrico, fazendo parte integrante deste. A figura 12 ilustra um TC 
de bucha. 
 
 
 
Fig. 12 - TC tipo bucha. 
 
3.2.5. PARÂMETROS CARACTERÍSTICOS 
 
Os TCs são caracterizados pelos seguintes parâmetros: 
 
- corrente nominal; 
- relação nominal; 
- nível de isolamento; 
- freqüência nominal; 
- classe de exatidão; 
- fator de sobrecorrente nominal (para TCs de proteção); 
- fator térmico nominal; 
- classe de impedância (para TCs de proteção). 
 
3.2.5.1. CORRENTE NOMINAL 
 
Secundário: 5 A ou 1 A. 
Primário: 5 A ou 1 A x relação nominal. 
 
3.2.5.2. RELAÇÃO NOMINAL 
 
Para corrente secundária de 5 A, podemos ter, por exemplo, as seguintes relações nominais: 
 
100:5; 300:5; 600:5; 800:5; 1000:5; 1200:5; 1500:5; 2000:5; 3000:5; 8000:5. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 34 
 
 
3.2.5.3. NÍVEL DE ISOLAMENTO 
 
O nível de isolamento depende da tensão do circuito ao qual o TC será conectado. Como 
exemplo, podemos ter: 
 
Nível 15: para circuitos de 9.571 V até 16.500 V; 
Nível 230: para circuitos de 169.051 até 241.500 V; 
Nível 345: para circuitos de 241.501 V até 362.250 V. 
 
3.2.5.4. FREQUÊNCIA NOMINAL 
 
As freqüências nominais padronizadas para TCs são de 50 Hz ou 60 Hz. 
 
3.2.5.5. CARGA NOMINAL 
 
As cargas nominais são especificadas por um símbolo formado pela letra C seguida do 
número de volt-ampères em 60 Hz, com a corrente nominal secundária de 5 A e fator de 
potência normalizado. Exemplos de carga nominal: 
 
C2,5 - C5,0 - C12,5 - C25 - C50 - C100 - C200 (VA). 
 
3.2.5.6. CLASSE DE EXATIDÃO NOMINAL 
 
TCs para serviço de medição: 0,3% - 0,6% - 1,2%. 
TCs para serviço de proteção: 2,5% - 10%. 
 
3.2.5.7. FATOR DE SOBRECORRENTE NOMINAL 
 
Este parâmetro refere-se a TCs para serviço de proteção e indica quantas vezes a corrente 
nominal o TC pode suportar, mantendo um erro dentro de sua classe de exatidão nominal. 
Os fatores padronizados são os seguintes: 
 
F5 - F10 - F15 - F20 
 
Um fator de sobrecorrente nominal F20 significa que o TC é capaz de manter sua classe de 
exatidão para correntes de até 20 vezes a nominal. 
 
3.2.5.8. FATOR TÉRMICO 
 
Este fator, multiplicado pela corrente nominal primária do transformador de corrente, 
determina a máxima corrente primária que o TC suporta continuamente, sem exceder os 
limites de elevação de temperatura. 
 
A ABNT normatizou esse fator nos seguintes valores: 1,0 - 1,2 - 1,3 - 1,5 - 2,0. 
 
 Transformadores de Corrente e Potencial 35 
 
 
3.2.5.9. CLASSE DE IMPEDÂNCIA 
 
Os TCs de proteção podem ser classificados, quanto à sua impedância, em duas categorias: 
baixa impedância e alta impedância. 
 
Os TCs de baixa impedância, identificados pelas letras B, L ou C, são aqueles cujo 
enrolamento secundário apresenta reatância desprezível. Nesta classe enquadram-se os 
transformadores de núcleo toroidal, com o enrolamento secundário uniformemente 
distribuído sobre o mesmo. 
 
Os TCs de alta impedância, identificados pelas letras A, H ou T, são aqueles cujo 
enrolamento secundário apresenta reatância que não pode ser desprezada. Nesta classe 
enquadram-se todos os demais transformadores não caracterizados como de baixa 
impedância. 
 
3.2.6. NORMAS PARA IDENTIFICAÇÃO 
 
A forma de se identificar um TC varia de acordo com a norma considerada. Por exemplo, 
um TC de proteção, de alta impedância, com classe de exatidão de 10%, fator de 
sobrecorrente nominal F20 e carga nominal C50, é identificado da seguinte forma: 
 
A10 F20 C50 
 
Um TC identificado como B2,5 F20 C200 é um TC de proteção, de baixa impedância, 
classe de exatidão igual a 2,5%, fator de sobrecorrente nominal igual a 20 e carga nominal 
igual a 200 VA (8 ohms). 
 
Um TC identificado como 0,3 B2 é um TC de medição com classe de exatidão igual a 0,3% e 
carga nominal igual a 2 ohms. 
 
Os TCs mais antigos, segundo a norma ASA, são identificados da seguinte forma: 
 
10H200: proteção, 10%, alta impedância, 200V (Zsec = 200 V / (5 A x 20) = 2 ohms); 
2,5L400: proteção, 2,5%, baixa impedância, 400V (Zsec = 400 V / (5 A x 20) = 4 ohms); 
As classes de tensão padronizadas são: 10, 20, 50, 100, 200, 400 e 800 V. 
0,3B0,2: medição, 0,3%, 0,2 ohms; 
0,6B0,5: medição, 0,6%, 0,5 ohms; 
1,2B2: medição, 1,2%, 2 ohms. 
 
Segundo a norma ANSI, os TCs são identificados da seguinte forma: 
 
C100: proteção, baixa impedância, 10%, 100 V (Zsec = 100 V / (5 A x 20) = 1 ohm); 
T800: proteção, alta impedância, 10%, 800 V (Zsec = 800 V / (5 A x 20) = 8 ohms); 
0,3B2: medição, 0,3% (Zsec = 2 ohms). 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 36 
 
 
A figura 13 mostra alguns exemplos de TCs com a respectiva identificação e fator térmico. 
 
 
 
Fig. 13 - Exemplos de TCs com identificação normatizada e fator térmico.Transformadores de Corrente e Potencial 37 
 
 
3.3. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL 
 
O transformador de potencial (TP) tem as seguintes finalidades: 
 
a) reduzir a tensão da linha de transmissão, barramento, etc. a valores mais baixos, 
geralmente ao valor nominal de 115 V ou 66,4 V, permitindo a normalização de 
instrumentos de medição, proteção e controle; 
 
b) isolar os circuitos de medição, proteção e controle do sistema de alta tensão, protegendo 
os respectivos instrumentos, bem como os técnicos que trabalham com os mesmos. 
 
O transformador de potencial, analogamente a outros transformadores, é constituído de 
enrolamento primário, núcleo magnético e enrolamento secundário. O enrolamento 
primário é ligado em paralelo com o circuito de alta tensão do sistema elétrico, entre duas 
fases ou, mais geralmente, entre uma fase e terra. 
 
As condições de funcionamento do TP são diferentes das condições dos transformadores 
convencionais. Como é empregado para alimentar circuitos de alta impedância, o TP é um 
transformador que opera praticamente a vazio. 
 
3.3.1. RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO 
 
Desprezando-se os erros devidos à corrente de magnetização, queda de tensão nos 
enrolamentos e desvios de fase, a relação de transformação é dada pela relação de espiras, 
segundo a equação abaixo: 
 
2
1
2
1
N
N
V
VRTP  
 
3.3.2. SIMBOLOGIA 
 
A figura 14 mostra diferentes formas para representação simbólica dos TPs. 
 
 
 
Fig. 14 - Simbologia para transformadores de potencial 
 
Para marcação dos terminais, empregam-se as letras P ou H para o primário e as letras S, 
X, Y, e Z, para o secundário. Um número antes da letra identifica o enrolamento e um 
número após a letra identifica o terminal do enrolamento. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 38 
 
 
3.3.3. POLARIDADE E CONEXÕES 
 
A marcação da polaridade determina o sentido relativo das tensões primária e secundária. 
Como nos TCs, a polaridade de um transformador de potencial depende de como são 
enroladas as espiras do primário e secundário, podendo ser aditiva ou subtrativa. A figura 
15 mostra um exemplo de marcas de polaridade num TP. 
 
 
 
Fig. 15 - Marcação de polaridade de um TP. 
 
Com base nas marcas de polaridade da figura 15, podemos afirmar que a tensão medida de 
X1 para X2 (V2 ) está em fase com a tensão medida de H1 para H2 (V1 ), independentemente 
de ser a polaridade aditiva ou subtrativa. 
 
Os TPs podem ser conectados de várias formas, cada uma delas obedecendo a um 
determinado objetivo. As figuras 16, 17 e 18 a seguir, mostram algumas ligações, tais como 
estrela, triângulo e delta aberto. 
 
 
 
Fig. 16 - Exemplo de ligação estrela aterrada-estrela aterrada. 
 Transformadores de Corrente e Potencial 39 
 
 
 
 
Fig. 17 - Exemplo de ligação estrela aterrada-triângulo. 
 
 
 
Fig. 18 - Exemplo de ligação estrela aterrada-delta aberto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 40 
 
 
3.3.4. TIPOS DE TPs 
 
Alguns TPs, especialmente aqueles para transmissão em tensões mais baixas, são 
transformadores de potencial magneticamente acoplados, com um enrolamento primário e 
um enrolamento secundário. Estes transformadores são conhecidos como TPs indutivos, 
sendo muito precisos e, em geral, seus erros de transformação podem ser desprezados. A 
figura 19 mostra um exemplo deste tipo de TP. 
 
 
 
Fig. 19 - TP de pedestal indutivo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Transformadores de Corrente e Potencial 41 
 
 
Além dos TPs indutivos convencionais e semelhantes aos demais transformadores, existem 
ainda dois tipos empregados em circuitos de tensão mais elevada, denominados 
transformador de potencial capacitivo (TPC) e TP de bucha. Estes TPs utilizam um divisor 
de tensão capacitivo, como se mostra na figura 20. 
 
 
 
Fig. 20 - Transformador de Potencial Capacitivo. 
 
O divisor de tensão é constituído de um conjunto de capacitores ligados em série, formando 
uma coluna, e reduz o potencial do lado de alta para uns poucos kV, que é posteriormente 
reduzido para a tensão padronizada para proteção, de 66,4 volts ou 115 volts, por um 
transformador de núcleo magnético. 
 
A fim de eliminar quaisquer erros de ângulo de fase devido à corrente de carga fluindo 
através da impedância capacitiva, uma indutância de sintonia L é conectada em série com o 
enrolamento primário. 
 
Fazendo   Lf2CCf2
1
21




, a defasagem através de (C1 + C2 ) é cancelada e a 
tensão secundária fica em fase com a tensão primária. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 42 
 
 
As figuras 21, 22 e 23 mostram exemplos de TPCs, inclusive o de bucha. 
 
 
 
Fig. 21 - Transformador de Potencial Capacitivo. 
 
 
 
 
Fig. 22 - Divisor de tensão capacitivo de bucha. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Transformadores de Corrente e Potencial 43 
 
 
Quando se trata de TP de linha, em geral, o divisor capacitivo também é aproveitado para 
acoplar o equipamento de carrier à linha de transmissão, como se mostra na figura 23. 
 
 
 
Fig. 23 - Divisor de tensão-capacitor de acoplamento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 44 
 
 
3.3.5. PARÂMETROS CARACTERÍSTICOS 
 
Os TPs são caracterizados pelos seguintes parâmetros: 
 
- tensão nominal; 
- relação nominal; 
- nível de isolamento; 
- freqüência nominal; 
- carga nominal; 
- classe de exatidão; 
- potência térmica nominal; 
 
3.3.5.1. TENSÃO NOMINAL 
 
Secundário: 115 V ou 66,4 V. 
Primário: 115 V ou 66,4 V x relação nominal (345000 /  3 V, 525000 /  3 V). 
 
3.3.5.2. RELAÇÃO NOMINAL 
 
Podemos ter, por exemplo, as seguintes relações nominais: 
 
120:1; 1200:1; 2000:1; 3000:1; 4500:1. 
 
3.3.5.3. NÍVEL DE ISOLAMENTO 
 
O nível de isolamento depende da tensão do circuito ao qual o TP será conectado. Como 
exemplo, podemos ter: 
 
Nível 15: para circuitos de 9.571 V até 16.500 V; 
Nível 230: para circuitos de 169.051 até 241.500 V; 
Nível 345: para circuitos de 241.501 V até 362.250 V. 
 
3.3.5.4. FREQUÊNCIA NOMINAL 
 
As freqüências nominais padronizadas para TPs são de 50 Hz ou 60 Hz. 
 
3.3.5.5. CARGA NOMINAL 
 
As cargas nominais são especificadas por um símbolo formado pela letra P seguida do 
número de volt-ampères em 60 Hz, com tensão secundária nominal e fator de potência 
normalizado. Exemplos de carga nominal: 
 
P12,5 - P25 - P75 - P200 - P400 (VA). 
 
 
 Transformadores de Corrente e Potencial 45 
 
 
3.3.5.6. CLASSE DE EXATIDÃO NOMINAL 
 
Os TPs são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 
 
0,3% - 0,6% - 1,2% - 3,0%. 
 
3.3.5.7. POTÊNCIA TÉRMICA NOMINAL 
 
Este parâmetro indica a máxima potência que o TP pode fornecer em regime permanente 
sob tensão e frequência nominais. Os valores padronizados são 1,33 e 3,6. 
 
3.3.6. NORMAS PARA IDENTIFICAÇÃO 
 
A forma de se identificar um TP varia de acordo com a norma considerada. Por exemplo, 
um TP com classe de exatidão igual a 0,3% e carga nominal igual a 200 VA, é identificado 
da seguinte forma: 
 
0,3 – P200 
 
Quando o TP tem enrolamentos secundários com características diferentes, a identificação 
deve ser feita considerando cada um desses enrolamentos. Por exemplo: 
 
Enrolamento secundário 1: 0,6 – P75 
Enrolamento secundário 2: 0,3 – P75 
 
Segundo a norma ANSI, os TPs são enquadrados numa das classes de exatidão a seguir: 
 
0,3 - 0,6 - 1,2.Do ponto de vista de aplicação, os TPs de classe 0,3 e 0,6 são empregados para medição de 
potência, energia e medidas em laboratório. Os TPs de classe 1,2 são aplicados para 
proteção, medição de freqüência, tensão, sincronismo, etc. 
 
Com relação à carga nominal, a norma ANSI classifica os TPs da seguinte forma: 
 
W (12,5 VA) - X (25 VA) - Y (75 VA) - Z (200 VA) - ZZ (400 VA) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 46 
 
 
A figura 24 mostra um exemplo de conexão de TPs num diagrama trifilar. 
 
 
 
Fig. 24 - Diagrama trifilar mostrando a ligação do TP de uma linha de 345 kV. 
 
3.4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
PHADKE, Arun G., e THORP, James S., Computer Relaying for Power Systems, John Wiley 
 & Sons Inc., EUA, 1993. 
 
RODRIGUES, Celso, Apostila “Eletrotécnica Teórica”, Volume V, Módulos 27 e 28, CTFU, 
Furnas Centrais Elétricas. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Relés 47 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO QUATRO 
__________________________________________________________________________ 
 
RELÉS 
 
 
4.1. CONCEITUAÇÃO DE RELÉ 
 
Como se vê na figura 1, o relé também é um dos subsistemas integrantes do sistema de 
proteção. 
 
 
 
Fig. 1 - Subsistemas de um sistema de proteção: relés, transdutores (TC e TP), disjuntores e 
 bateria da estação. 
 
O relé é o último e mais importante componente para nossa discussão de sistema de 
proteção. Trata-se de um dispositivo que responde à condição de suas entradas (tensões, 
correntes ou estado de contatos), de tal maneira que ele proporciona sinais de saída 
apropriados para abrir disjuntores quando as condições de entrada correspondem a faltas 
para as quais o relé tenha sido programado para operar. Os relés são os elementos lógicos 
de decisão em todo o sistema de proteção. 
 
O projeto de um relé, tanto analógico quanto digital, deve ser tal que todas as condições de 
falta, para as quais ele seja responsável, devem produzir uma saída de disparo, enquanto 
que nenhuma outra condição deve gerar saída. As técnicas de projeto e os algoritmos 
precisam ser desenvolvidos de modo que estes requisitos sejam satisfeitos. 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 48 
 
 
Estes requisitos se relacionam com o conceito de confiabilidade. Para um profissional de 
proteção, um relé confiável tem dois atributos: ele é preciso e é seguro. Precisão implica 
que o relé sempre operará para as condições correspondentes àquelas programadas para 
sua operação. Um relé é dito ser seguro se ele não operar para qualquer outro distúrbio no 
sistema de potência. Dos dois atributos, precisão e segurança, o último é mais difícil de se 
alcançar. Toda falta nas vizinhanças da característica de um relé perturbará suas correntes 
e tensões de entrada. Entretanto, o relé deveria desconsiderar aquelas condições de tensão e 
corrente produzidas por faltas que não são de sua responsabilidade. 
 
Neste módulo, resumiremos os princípios de operação dos diferentes tipos de relés e os 
representaremos através de suas equações características ou através de diagramas 
fasoriais. A equação característica é uma relação matemática entre a saída do relé e suas 
grandezas de entrada e descreve matematicamente o seu desempenho. Genericamente, as 
entradas são tensões e correntes - algumas vezes suplementadas por estado de alguns 
contatos - e as saídas são mudanças de estado dos contatos do relé (fechamento ou 
abertura). 
 
4.2. HISTÓRICO 
 
Os relés mais antigos eram dispositivos eletromecânicos que consistiam de êmbolos de 
atração axial, charneiras em balanço, discos e tambores de indução. Com raras exceções, 
todos os tipos de relés eletromecânicos ainda estão em uso. Trata-se de relés robustos, tanto 
mecanicamente quanto do ponto de vista de interferência eletromagnética (EMI). 
 
Embora possam ser muito rápidos (tempo de operação de um quarto de ciclo), de modo 
geral, são lentos: sua velocidade de operação é medida em ciclos ou segundos. Eles 
demandam também uma quantidade de energia relativamente alta para operar, requerendo, 
portanto, transformadores de corrente e potencial com capacidade volt-ampère 
relativamente alta. 
 
No final da década de 50, começaram a aparecer os relés de estado sólido. Eles eram 
projetados com componentes eletrônicos discretos tais como diodos, transistores e 
amplificadores operacionais. Em pouco tempo, os relés de estado sólido eram contaminados 
por falhas de componentes devido a EMI e por defeitos causados pelo alto índice de falhas 
dos antigos componentes de estado sólido. Até certo ponto, alguns profissionais de proteção 
ainda consideram os relés de estado sólido menos confiáveis que seus equivalentes 
eletromecânicos. 
 
Contudo, para a maioria dos usuários, os relés de estado sólido vêm se tornando um 
importante elemento de projetos de sistemas de proteção. Os relés de estado sólido 
modernos são relativamente isentos de manutenção e oferecem uma grande flexibilidade, 
tanto quanto requer as aplicações de proteção. Sua velocidade de operação é alta - da 
ordem de um ciclo ou menos. 
 
 
 Relés 49 
 
 
Em muitos sistemas de potência, o esquema de proteção consiste de uma combinação de 
relés de estado sólido e relés eletromecânicos, sendo estes frequentemente usados nas 
aplicações mais simples tais como proteção de sobrecorrente, ao passo que os relés de 
estado sólido são dominantes em aplicações mais complexas, tais como proteção piloto 
(comparação direcional) ou proteção de distância por zonas. 
 
4.3. CARACTERÍSTICAS FUNCIONAIS 
 
As características funcionais exigidas dos relés de proteção são: 
 
- exatidão e segurança; 
- seletividade; 
- sensibilidade; 
- velocidade. 
 
4.3.1. EXATIDÃO E SEGURANÇA 
 
O relé só opera e opera de maneira definitiva, quando as condições do sistema que foram 
impostas para sua operação ocorrerem. Fora dessas condições ele permanece inativo e não 
deve ser afetado por condições perturbadoras tais como temperatura ambiente, campos 
magnéticos, etc. 
 
4.3.2. SELETIVIDADE 
 
O relé deve ser capaz de identificar as partes do sistema que efetivamente operam em 
condições anormais ou com defeito, separando-as do sistema, desligando o menor trecho 
possível. 
 
4.3.3. SENSIBILIDADE 
 
O relé deve ser suficientemente sensível para distinguir entre uma condição normal de 
operação e uma condição de falta, isto é, a margem de tolerância entre as zonas de 
operação e de não operação deve ser reduzida ao mínimo. 
 
4.3.4. VELOCIDADE 
 
O relé deve operar o mais rapidamente possível de modo a reduzir os danos que poderiam 
ser causados pela permanência do defeito e, principalmente, evitar a perda de estabilidade 
do sistema. 
 
4.4. CLASSIFICAÇÃO GERAL DOS RELÉS 
 
Os relés podem ser classificados segundo diferentes critérios. Citaremos os seguintes: 
função, tempo de operação e princípio de funcionamento. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 50 
 
 
4.4.1. CLASSIFICAÇÃO QUANTO À FUNÇÃO 
 
Os relés são classificados segundo uma numeração padronizada pelo instituto de normas 
americano ANSI para simbolizar funções particulares, conforme listagem a seguir: 
 
 2 - Relé de partida ou fechamento temporizado. 
 3 - Relé de verificação ou intertravamento. 
 4 - Relé de partida. 
 5 - Relé de parada. 
12 - Relé de velocidade. 
21 - Relé de distância. 
25 - Relé verificador de sincronismo. 
26 - Relé de temperatura de óleo. 
27 - Relé desubtensão. 
30 - Relé anunciador. 
32 - Relé direcional de potência. 
37 - Relé de subcorrente ou subpotência. 
38 - Relé de temperatura de mancais. 
40 - Relé de campo. 
44 - Relé de seqüência de partida das unidades. 
46 - Relé de seqüência negativa ou desbalanço de correntes de fase. 
48 - Relé de discordância de pólos. 
49 - Relé de temperatura de enrolamento. 
50 - Relé de sobrecorrente instantâneo. 
51 - Relé de sobrecorrente temporizado. 
52 - Disjuntor 
58 - Relé de falha de retificação. 
59 - Relé de sobretensão. 
60 - Relé de balanço de tensão. 
61 - Relé de balanço de corrente. 
62 - Relé de interrupção ou abertura temporizada. 
63 - Relé de pressão de óleo ou gás. 
64 - Relé de proteção de terra. 
67 - Relé de sobrecorrente direcional. 
68 - Relé de bloqueio por oscilação de potência. 
74 - Relé de alarme. 
78 - Relé de medição de ângulo de fase ou proteção contra perda de sincronismo. 
79 - Relé de religamento. 
81 - Relé de freqüência. 
85 - Relé receptor de carrier, onda portadora ou fio piloto. 
86 - Relé de bloqueio. 
87 - Relé diferencial. 
94 - Relé de desligamento. 
 
Obs.: Nos relés auxiliares, acrescenta-se o sufixo “x” ou “y” ao número da função. 
 Relés 51 
 
 
4.4.2. CLASSIFICAÇÃO QUANTO AO TEMPO DE OPERAÇÃO 
 
Quanto ao tempo de operação, temos as seguintes classes de relés: 
 
- Instantâneo; 
- Temporizado - tempo definido 
 - tempo inverso 
 - tempo muito inverso 
 - tempo extremamente inverso 
 - tempo inverso, com mínimo definido. 
 
A figura 2 mostra exemplos das características de tempo de operação dos relés. 
 
 
 
Fig. 2 - Característica tempo x corrente dos relés. 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 52 
 
 
4.4.3. CLASSIFICAÇÃO QUANTO AO PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO 
 
Baseados no princípio de funcionamento, temos os seguintes tipos de relés: 
 
- relés de atração eletromagnética; 
- relés de indução eletromagnética; 
- relés térmicos; 
- relés eletrônicos. 
 
4.4.3.1. RELÉS DE ATRAÇÃO ELETROMAGNÉTICA 
 
Há, basicamente, dois tipos de relés de atração eletromagnética: armadura axial e 
armadura em charneira. Esses relés são do tipo instantâneo e funcionam tanto com 
grandezas contínuas quanto alternadas. A figura 3 mostra as armaduras axial e charneira. 
 
 
 
Fig. 3 - Relés de atração axial e em charneira. 
 
A armadura axial consiste de uma bobina solenóide, a qual, energizada eletricamente, atrai 
para o seu interior um núcleo de ferro. O movimento desta peça atua direta ou indiretamente 
para o disparo do disjuntor. 
 
A armadura em charneira consiste de uma armadura magnética móvel em torno de um eixo, 
compondo um circuito magnético fechado, percorrido pelo fluxo produzido pela corrente 
elétrica aplicada à bobina do relé, a qual é enrolada em torno do circuito magnético. 
 
 
 
 
 
 Relés 53 
 
 
O conjugado de operação deste tipo de relé é proporcional ao quadrado da força 
magnetomotriz desenvolvida no entreferro. Um conjugado de restrição também está presente 
devido a atritos, gravidade e mola de restrição. Assim, a equação do conjugado para este 
relé será: 
 
2
2
1 KIKC  , onde: 
 
C = conjugado de operação; 
I = corrente aplicada à bobina do relé; 
K1 = constante proporcional ao quadrado do número de espiras da bobina e outras 
 variáveis construtivas; 
K2 = constante proporcional às variáveis de restrição. 
 
Este tipo de relé é bastante rápido e é usado geralmente quando não se requer retardo. Os 
relés de atração magnética C.A. não são apropriados para funcionarem continuamente 
operados. Nesta condição há excessiva vibração, provocando ruído e aquecimento. Esta 
vibração deve-se ao fato de que o relé tende a desoperar a cada meio ciclo, quando o fluxo 
passa por zero. 
 
Outra característica que limita a aplicação de alguns destes relés é a grande diferença entre 
os valores de operação e desoperação. Este efeito é mais pronunciado nos relés de C.A. do 
que nos de C.C.. Quando o valor de desoperação é uma pequena porcentagem do valor de 
operação, existe a possibilidade do relé operar para uma condição anormal e não retornar à 
sua posição original quando houver normalização da condição que provocou sua operação. 
 
O nível de recomposição pode ser muito menor que o nível de atuação, já que à medida que 
o relé atua, ele encurta seu entreferro, requerendo assim uma força magnetomotriz (NI) 
menor para mantê-lo atuado. 
 
4.4.3.2. RELÉS DE INDUÇÃO ELETROMAGNÉTICA 
 
Os relés eletromagnéticos tipo indução, baseiam-se no princípio do motor de indução. O 
conjugado de operação é desenvolvido pela ação de campos magnéticos alternados sobre as 
correntes induzidas por esses campos em um condutor móvel (rotor), constituído por um 
disco ou copo metálico. Estes relés só operam em corrente alternada. 
 
Há duas formas básicas de relés de indução: os relés temporizados, usando um disco de 
alumínio como condutor móvel, e os de alta velocidade (ou instantâneos), usando um copo 
ou tambor. 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 54 
 
 
No relé tipo disco, este se movimenta no entreferro de um núcleo magnético excitado pelos 
enrolamentos do relé. Em geral, solidário com o eixo do disco, existe um contato móvel para 
disparo do disjuntor. Podemos modificar o tempo de operação através de um dial, variando-
se o percurso total do contato móvel. A figura 4 ilustra a estrutura tipo disco de indução. 
 
 
 
Fig. 4 - Relé tipo disco de indução. 
 
O relé tipo tambor de indução consiste de um tambor ou copo condutor, geralmente de 
alumínio, que se move no entreferro de um circuito magnético múltiplo. O grande conjugado 
produzido neste tipo de relé e a pequena inércia do rotor proporcionam alta velocidade de 
operação. As figuras 5 e 6 mostram este tipo de estrutura. 
 
 
 
Fig. 5 - Relé tipo tambor de indução. 
 
 
 Relés 55 
 
 
 
 
Fig. 6 - Estrutura tipo tambor de indução. 
 
O conjugado de operação deste tipo de relé é proporcional aos fluxos e ao ângulo de fase 
entre eles. Um só fluxo não produz conjugado: são necessários pelo menos dois fluxos, 
defasados entre si. O conjugado resultante é máximo quando o ângulo entre os dois fluxos é 
igual a 90. Um conjugado de restrição também está presente devido a atritos e mola de 
restrição. Assim, a equação do conjugado para este relé, será: 
 
2211 KsenKC   ou 
 
2211 KsenIIKC   , onde: 
 
C = conjugado de operação; 
1 e 2 = fluxos no entreferro; 
I1 e I2 = correntes aplicadas ao relé, responsáveis pelos fluxos 1 e 2; 
K1 = constante proporcional às variáveis construtivas do relé; 
K2 = constante proporcional às variáveis de restrição. 
 
O relé pode funcionar com uma só grandeza (uma única tensão ou uma única corrente), 
empregando-se uma estrutura tipo pólo dividido, como no relé de disco de indução, de modo 
a obter-se dois fluxos produzidos a partir de uma única corrente. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 56 
 
 
4.4.3.3. EQUAÇÃO UNIVERSAL DO CONJUGADO DE RELÉS 
 
Os relés de indução podem ser construídos incluindo qualquer combinação de dois tipos de 
relés (grandeza simples e duas grandezas). Exemplificando, uma unidade tipo disco ou 
tambor de indução pode ter diversas bobinas de operação, cada uma ou cada par 
desenvolvendo um conjugado proporcional ao quadradode uma grandeza de operação, ou 
proporcional ao produto de duas grandezas, multiplicado por uma função do ângulo entre 
elas. A equação universal para um relé genérico, seria a seguinte: 
 
43
2
2
2
1 K)(cosIVKVKIKC   
 
Qualquer relé em particular pode ser descrito por esta equação, considerando que, em 
função do projeto do relé, as constantes K1, K2, K3 e K4 podem ser positivas, negativas ou 
nulas, desenvolvendo assim, diferentes características. 
 
4.4.3.4. RELÉS TÉRMICOS 
 
O relé consiste, em geral, de uma lâmina bimetálica aquecida pela passagem de corrente 
elétrica em um resistor adjacente. A lâmina se distende, fechando um contato. A figura 7 
mostra um exemplo de relé térmico. 
 
 
 
Fig. 7 - Relé térmico. 
 
4.4.3.5. RELÉS ELETRÔNICOS 
 
O desenvolvimento de dispositivos semicondutores estáticos com alto grau de confiabilidade, 
como os transistores, o SCR, etc., conduziu ao projeto de relés de proteção que utilizam 
esses componentes. 
 
Esses relés são extremamente rápidos em suas operações porque não têm partes móveis. Os 
relés eletrônicos apresentam as seguintes vantagens básicas em relação aos relés 
eletromecânicos: 
 Relés 57 
 
 
- alta velocidade de operação, independentemente da magnitude e localização da falta; 
- carga consideravelmente menor para os transformadores de instrumentos (TC e TP); 
- menor manutenção pela ausência de partes móveis, etc. 
 
A primeira geração de relés eletrônicos empregou componentes discretos, tais como diodos, 
transistores, amplificadores operacionais e SCR, constituindo-se dos chamados relés 
estáticos analógicos. 
 
A geração atual de relés eletrônicos emprega tecnologia digital, consistindo de relés digitais 
ou numéricos, nos quais as correntes e tensões do sistema são aquisitadas, convertidas para 
valores discretos e processadas digitalmente. As características são desenvolvidas através 
de cálculo numérico, possibilitando o projeto e construção de relés multifuncionais. 
 
4.5. CARACTERÍSTICAS COMUNS DOS RELÉS 
 
4.5.1. REGIME DE CONTATOS 
 
Os contatos do relé que fecham ou abrem circuitos externos para atuar nos disjuntores, 
energizar relés auxiliares, acionar alarmes, etc., devem ser adequados para o nível de 
corrente previsto para o circuito que será acionado por eles. 
 
O contato é dito normalmente aberto ou do tipo “a”, quando permanece aberto com o relé 
desoperado e, fechado com o relé operado, como mostra a figura 8. 
 
 
 
Fig. 8 - Contato normalmente aberto (tipo a). 
 
Por outro lado, um contato é dito normalmente fechado ou do tipo “b”, quando permanece 
fechado com o relé desoperado e aberto com o relé operado, como mostra a figura 9. 
 
 
 
Fig. 9 - Contato normalmente fechado (tipo b). 
 
O número de contatos de um relé vai depender do mecanismo de operação desenvolver 
conjugado suficiente para operar múltiplos contatos. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 58 
 
 
4.5.2. BANDEIROLA E CONTATO DE SELO 
 
A maioria dos relés tem um indicador de operação. Este indicador é, geralmente, constituído 
de uma bandeirola (tarjeta) e pode ser combinado com um elemento de selo. Quando o relé 
opera, a bandeirola muda para uma posição na qual é facilmente visualizada pelo operador. 
A bandeirola em geral é recomposta manualmente, uma vez que o operador deve tomar 
conhecimento da operação do relé. 
 
Para proteger o contato principal do relé contra danos resultantes de uma interrupção 
acidental da corrente da bobina de disparo do disjuntor, alguns relés são equipados com 
bobina e contato de selo. A figura 10 mostra o contato de selo e a bandeirola do relé, 
inseridos no circuito de abertura do disjuntor. 
 
 
 
Fig. 10 - Diagrama esquemático com bandeirola e contato de selo. 
 
4.5.3. PICK-UP 
 
Define-se pick-up como o menor valor da grandeza atuante capaz de operar o relé, abrindo 
seus contatos tipo “b” e fechando seus contatos tipo “a”. 
 
4.5.4. DROP-OUT 
 
Define-se drop-out como o maior valor da grandeza atuante capaz de desoperar o relé, 
abrindo seus contatos tipo “a” e fechando seus contatos tipo “b”. 
 
 Relés 59 
 
 
4.5.5. RESET 
 
Resetear um relé é colocá-lo em condições de uma nova operação, isto é, voltar o relé à sua 
condição inicial. O resete pode ser mecânico ou elétrico. 
 
4.6. RELÉS DE SOBRECORRENTE 
 
Consideremos a equação universal do conjugado dos relés: 
 
43
2
2
2
1 K)(cosIVKVKIKC   
 
Se construirmos um relé de modo que tenhamos na equação acima K1 > 0, K2 = 0, K3 = 0 e 
K4 < 0, teremos a seguinte expressão: 
 
4
2
1 KIKC  
 
Esta expressão é a equação do conjugado de um relé de sobrecorrente. Estes relés 
respondem às mudanças na magnitude (valor de pico ou valor eficaz) da corrente de 
entrada. Sua função é abrir um circuito quando a corrente que percorre sua bobina excede o 
valor considerado normal. A bobina desse relé é continuamente alimentada pela corrente do 
circuito através de TCs, de modo que quando atingir um valor predeterminado (valor de 
ajuste), o relé opera, provocando a abertura do disjuntor. 
 
Os tipos construtivos mais usados para estes relés são os de armadura em charneira ou 
axial, que oferecem uma característica de tempo instantânea, e o de disco de indução, que 
proporciona uma característica temporizada. 
 
Nos relés de sobrecorrente temporizados existem dois ajustes: 
 
- ajuste de corrente: é feito nos tapes da bobina principal; 
- ajuste de tempo: é feito regulando-se a distância de percurso do contato móvel. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 60 
 
 
4.7. RELÉS DE TENSÃO 
 
Consideremos novamente a equação universal do conjugado dos relés: 
 
43
2
2
2
1 K)(cosIVKVKIKC   
 
Se projetarmos um relé de modo que tenhamos na equação acima K1 = 0, K2 > 0, K3 = 0 e 
K4 < 0, teremos a expressão abaixo, que é a equação do conjugado de um relé de 
sobretensão: 
 
4
2
2 KVKC  
 
Os relés de tensão operam quando há variação na tensão do circuito ao qual estão 
conectados. Quando a tensão varia, temos dois casos a considerar: elevação ou redução. 
 
No primeiro caso, trata-se de uma sobretensão, o que geralmente ocorre quando sai uma 
grande parte da carga de um gerador. 
 
No segundo caso, trata-se de uma subtensão, que pode acontecer quando se tem um aumento 
excessivo da carga ou mesmo um curto-circuito. Geralmente, este relé é aplicado na 
proteção de equipamentos que não operam satisfatoriamente com tensões baixas. 
 
O relé de sobretensão é análogo ao relé de sobrecorrente, inclusive nos tipos construtivos. 
 
4.8. RELÉS DIFERENCIAIS 
 
Os relés diferenciais caracterizam-se pela operação por diferença de correntes, sendo a sua 
atuação restrita a defeitos compreendidos na região entre os TCs que envolvem o 
equipamento protegido. A figura 11 mostra o princípio de funcionamento desses relés. 
 
 
 
Fig. 11 - Princípio de funcionamento da proteção diferencial. 
 
 
 
 Relés 61 
 
 
Na figura 11, quando não há anormalidade com o equipamento e mesmo na condição de 
falta externa, a corrente I1 será igual a I2, pois as relações dos transformadores de corrente 
são escolhidas de modo que se tenha essa igualdade. Neste caso, a corrente que circula pela 
bobina de operação do relé será: 
 
.0opI2I1Icomo;2I1IopI  
 
Quando ocorre um defeito no equipamento, a corrente de entrada deixa de ser igual à de 
saída e, conseqüentemente, a corrente de operação será diferente de zero, ocorrendo a 
atuação da proteção. 
 
Na prática, podemosencontrar pequenos valores de corrente na bobina de operação, devido 
aos erros dos transformadores de corrente. Esses erros podem fazer com que o relé opere 
indevidamente para uma falta externa. Assim, ao invés de se usar o esquema mostrado, 
emprega-se o relé diferencial percentual, que inclui uma bobina de restrição, como se 
mostra na figura 12. 
 
 
 
Fig. 12 - Proteção diferencial com restrição percentual. 
 
As formas construtivas mais comuns para esses relés são os de tambor de indução e 
armadura em charneira. Nos dois tipos obtém-se rapidez de operação. 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 62 
 
 
4.9. RELÉS DIRECIONAIS 
 
Consideremos a equação universal do conjugado dos relés: 
 
43
2
2
2
1 K)(cosIVKVKIKC   
 
Se projetarmos um relé fazendo K1 = 0, K2 = 0, K3 > 0 e K4 < 0, teremos a expressão a 
seguir: 
 
43 K)(cosIVKC   
 
Esta expressão é a equação do conjugado de um relé direcional. Um relé é chamado 
direcional quando for capaz de distinguir se o fluxo de corrente está numa ou noutra 
direção, através do ângulo de fase entre a grandeza de operação e a grandeza de 
polarização. 
 
Estes relés respondem ao ângulo de fase entre duas grandezas C.A. de entrada. Um relé 
direcional comumente usado pode comparar o ângulo de fase de uma corrente com o de uma 
tensão, ou o ângulo de fase de uma corrente com o de outra corrente. 
 
Os relés direcionais são usados na proteção contra curto-circuito, contra outras 
anormalidades ou apenas como elemento de discriminação direcional. Existem dois tipos de 
relés direcionais: o relé tipo corrente-corrente e o tipo corrente-tensão. 
 
No tipo corrente-corrente, a grandeza de operação é a corrente da linha e a grandeza de 
polarização é a corrente de neutro de um transformador ou de um gerador. A figura 13 
mostra sua característica de operação. 
 
 
 
Fig. 13 - Relé direcional corrente-corrente. 
 
 
 
 Relés 63 
 
 
No relé tipo corrente-tensão, a grandeza de operação é a corrente da linha e a grandeza de 
polarização é a tensão, que pode ser obtida de uma ligação em delta, estrela ou delta aberto, 
conforme o tipo e função da proteção. A figura 14 mostra um exemplo de característica de 
um relé corrente-tensão. 
 
 
 
Fig. 14 - Relé direcional corrente-tensão. 
 
Como foi mencionado anteriormente, esse tipo de relé pode ser usado como elemento 
direcional, permitindo trip somente para fluxo de corrente em uma determinada direção, 
enquanto outras unidades determinam se a causa desse fluxo de corrente é um curto-circuito 
ou não. Na figura 15 temos um exemplo de uma unidade direcional supervisionando a 
atuação das unidades de sobrecorrente. 
 
 
 
Fig. 15 - Esquemático CC mostrando a unidade direcional. 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 64 
 
 
4.10. RELÉS DE DISTÂNCIA 
 
O relé de distância recebe esse nome por ser aplicado efetivamente para determinar a 
distância da falta em uma linha de transmissão. Quando uma linha é submetida a condições 
de falta, a corrente que flui por ela provoca uma queda de tensão na sua impedância. O relé 
de distância recebe então estas informações e as traduz como uma impedância, dividindo 
V por I. Como a impedância da linha é diretamente proporcional ao seu comprimento, fica 
então determinada a distância entre a falta e o terminal onde se encontra o relé que operou. 
 
Ajusta-se o relé para desenvolver conjugado positivo para níveis de impedância abaixo de 
um valor especificado e conjugado negativo para níveis de impedância acima desse mesmo 
valor. Desse modo, o relé pode ser conectado para atuar para faltas no trecho por ele 
protegido e não atuar para faltas em outros trechos. 
 
Esses relés geralmente usam uma estrutura de alta velocidade, tal como uma unidade tipo 
tambor de indução, para prover operação instantânea. Qualquer temporização introduzida é 
feita por temporizadores externos ao relé. 
 
A figura 16 mostra as ligações básicas de um relé de distância à linha de transmissão. 
 
 
 
Fig. 16 - Conexão de um relé de distância. 
 
Como esses relés são ajustados pelo valor da impedância, a curva característica de 
operação pode ser representada num diagrama R-X, como se mostra na figura 17. 
 
 
 
Fig. 17 - Representação da impedância num diagrama R-X. 
 Relés 65 
 
 
Atribuindo-se valores adequados às constantes K1, K2, K3 e K4 na equação universal do 
conjugado dos relés, é possível desenvolver diferentes características. Os principais tipos de 
relés de distância são: 
 
- Impedância (Z); 
- Admitância (Mho); 
- Reatância (X). 
 
4.10.1. RELÉ DE DISTÂNCIA TIPO IMPEDÂNCIA 
 
Consideremos a equação universal do conjugado dos relés: 
 
43
2
2
2
1 K)(cosIVKVKIKC   
 
Se projetarmos um relé fazendo K1 > 0, K2 < 0, K3 = 0 e K4 < 0, teremos a expressão a 
seguir: 
 
4
2
2
2
1 KVKIKC  
 
Esta expressão é a equação do conjugado de um relé de sobrecorrente com restrição de 
tensão. 
 
No limite de alcance, isto é, na iminência de operação e desprezando-se o efeito da mola de 
restrição (K4 = 0), tem-se: 
 
0VKIKC 22
2
1  
 
2
1
2
2 IKVK  
 
2
1
2
2
K
K
I
V
 
 
2
1
K
K
I
V
 = constante 
 
Logo: 
2
1
K
KZ  
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 66 
 
 
Esta expressão é a equação de uma circunferência de raio 
2
1
K
KZ  , com centro na 
origem do diagrama de impedância (R-X). A curva característica do relé de distância tipo 
impedância é mostrada na figura 18. 
 
 
 
Fig. 18 - Relé de distância tipo impedância. 
 
Esse tipo de relé geralmente não é utilizado, pois, além de ocupar um espaço muito grande 
no diagrama R-X, não possui direcionalidade, necessitando, portanto, de uma unidade 
direcional externa (D), como se mostra na figura 18. 
 
4.10.2. RELÉ DE DISTÂNCIA TIPO ADMITÂNCIA (MHO) 
 
Consideremos a equação universal do conjugado dos relés: 
 
43
2
2
2
1 K)(cosIVKVKIKC   
 
Se projetarmos um relé fazendo K1 = 0, K2 < 0, K3 > 0 e K4 < 0, teremos a expressão a 
seguir: 
 
43
2
2 K)(cosIVKVKC   
 
Renomeando as constantes e reordenando os termos, temos: 
 
3
2
21 KVK)(cosIVKC   
 
Esta expressão é a equação do conjugado de um relé direcional com restrição por tensão. 
 Relés 67 
 
 
No limite de alcance, isto é, na iminência de operação e desprezando-se o efeito da mola de 
restrição (K3 = 0), tem-se: 
 
0VK)(cosIVKC 221   
 
2
21 VK)(cosIVK  
 
Dividindo a equação por IVk2 , tem-se: 
 
 
IVK
VK
IVK
cosIVK
2
2
2
2
1 
 
 
 
2
1
K
cosK
I
V  
 
 
   cos
K
KZ
2
1 
Esta expressão é a equação de uma circunferência que passa pela origem do diagrama de 
impedância, com diâmetro 
2
1
K
KZ  e inclinação igual a . 
 
A figura 19 mostra a curva característica do relé de admitância. 
 
 
 
Fig. 19 - Relé de distância tipo Mho. 
 
Esse é o relé mais utilizado na proteção de linhas de transmissão. Apresenta duas vantagens 
em relação ao tipo impedância. A primeira é que possui característica direcional inerente ao 
funcionamento do relé. A segunda vantagem reside na sua menor sensibilidade a oscilações 
no sistema considerando que, para proteger um mesmo comprimento de linha (em relação 
ao anterior), ocupa uma área menor no diagrama R-X. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 68 
 
 
4.10.3. RELÉ DE DISTÂNCIATIPO REATÂNCIA 
 
Consideremos a equação universal do conjugado dos relés: 
 
43
2
2
2
1 K)(cosIVKVKIKC   
 
Se construirmos um relé fazendo K1 > 0, K2 = 0, K3 < 0 e K4 < 0, teremos a expressão a 
seguir: 
 
43
2
1 K)(cosIVKIKC   
 
Esta expressão é a equação do conjugado de um relé de sobrecorrente com restrição 
direcional. Renomeando as constantes e considerando  90 , temos: 
 
32
2
1 K)90(cosIVKIKC   
 
No limite de alcance, isto é, na iminência de operação, desprezando-se o efeito da mola de 
restrição (K3 = 0) e lembrando que  sen)90(cos  , tem-se: 
 
0senIVKIKC 2
2
1   
 
2
12 IKsenIVK  
 
Dividindo a equação por 22 Ik , tem-se: 
 
2
2
2
1
2
2
2
IK
IK
IK
senIVK

 
 
2
1
K
K
I
senV

 
 
2
1
K
KsenZ  
 
Esta expressão é a equação de uma reta, na forma polar, paralela ao eixo R do diagrama de 
impedância, cuja distância do eixo R é 
2
1
K
KXsenZ  , conforme mostra a figura 20. 
 
 
 
 
 Relés 69 
 
 
 
 
Fig. 20 - Relé de distância tipo reatância. 
 
O relé tipo reatância é uma espécie de relé de distância com restrição direcional e pode 
discriminar distâncias baseado na componente reativa da impedância, independentemente 
do valor da resistência. Por essa característica de operação, esse relé é freqüentemente 
usado na proteção de faltas que envolvem a terra ou resistências de arco. Sua curva 
característica é mostrada na figura 20. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 70 
 
 
4.11. CONCLUSÕES 
 
Neste módulo, sintetizamos os princípios de operação dos diferentes tipos de relés e os 
representamos através de suas equações características. A discussão apresentada 
fundamentou-se na tecnologia eletromecânica. Naturalmente, os relés eletromecânicos 
tendem a desaparecer do mercado, tendo em vista o advento dos relés numéricos, com suas 
vantagens técnicas e econômicas, e, por essa razão, não aprofundamos o assunto. 
 
Entretanto, do ponto de vista pedagógico, é importante analisar a teoria dos relés 
convencionais antes de estudar os relés digitais, considerando que todas as características e 
algoritmos dessas proteções foram emulados nos relés eletrônicos analógicos e, atualmente, 
são implementados nos relés digitais ou numéricos. 
 
Justificamos, portanto, a apresentação teórica dos relés eletromecânicos, tendo em vista que 
os conceitos envolvidos são praticamente os mesmos. O que mudou foi a forma de se 
construir os relés. Além disso, as proteções convencionais ainda estão em uso em grande 
parte das instalações das empresas. 
 
É importante mencionar também que a justificativa de se rever as equações características 
de relés convencionais é estabelecer um ponto de referência para o desenvolvimento de 
proteção digital. Nos módulos seguintes, faremos uma breve descrição da tecnologia digital 
e mostraremos como os relés numéricos trabalham, analisando exemplos de algoritmos de 
relés de distância e diferenciais. Concluiremos que, na maioria dos casos, as equações de 
proteção convencional constituem o método ideal para se alcançar um determinado objetivo 
de proteção. Na maioria das vezes, a aplicação de relés numéricos para resolver um 
problema específico de proteção é similar àquela de relés convencionais. 
 
4.12. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
ALBUQUERQUE, Mário de Almeida e, Apostila “Proteção de Sistemas Elétricos – 
Operação”, CTFU, Furnas. 
 
C.R. MASON, "The Art and Science of Protective Relaying", John Wiley & Sons, 1956. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 71 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO CINCO 
__________________________________________________________________________ 
 
PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES 
 
 
5.1. INTRODUÇÃO 
 
Entre os componentes de um sistema elétrico, o transformador é um dos que apresentam 
maior segurança e disponibilidade. Enquanto nas máquinas rotativas podem ocorrer vários 
tipos de defeitos, os transformadores estão sujeitos a curto-circuito entre espiras ou entre 
enrolamentos de alta e baixa tensão, sobreaquecimento e circuito aberto. 
 
Não existe uma proteção específica contra circuito aberto, uma vez que este tipo de falta, 
além de ser raro, não chega a ser danoso para o equipamento. 
 
A proteção contra sobreaquecimento é feita através de dispositivos que normalmente 
acionam bancos de ventiladores, bombas de circulação de óleo, alarmes e, eventualmente, 
desligamento do transformador. 
 
As faltas ocasionadas por curto-circuito interno, resultantes de defeitos no isolamento, são 
as que podem trazer maiores danos ao equipamento e que, conseqüentemente, exigem uma 
proteção bastante eficaz. 
 
Pequenos transformadores são usualmente protegidos por fusíveis ou relés de sobrecorrente. 
Os transformadores de potência elevada são protegidos, basicamente, por relés diferenciais 
percentuais de corrente e relé BUCHHOLZ. A sobrecarga é protegida por relés térmicos ou 
imagens térmicas e os relés de sobrecorrente constituem a proteção de retaguarda. A seguir, 
faremos uma exposição detalhada de cada uma dessas proteções. 
 
5.2. PROTEÇÃO CONTRA SOBRECARGAS 
 
A título de exemplo de proteção contra sobrecargas, mostraremos dois esquemas de 
sobrecorrente que, operando em conjunto e combinados com sensores de sobretemperatura 
do óleo e do enrolamento, ajustados segundo critérios que mostraremos mais adiante, 
protegem o transformador tanto contra sobrecargas como contra curtos-circuitos. 
 
Algumas empresas adotavam critérios gerais para sobrecargas em transformadores, tais 
como: 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 72 
 
 
- NÃO ADMITIR SOBRECARGA CONTÍNUA NOS TRANSFORMADORES DURANTE OS 
 MESES DE SETEMBRO A ABRIL (CONSIDERADOS MESES DE VERÃO). 
 
- ADMITIR UMA SOBRECARGA CONTÍNUA DE ATÉ 10% NOS TRANSFORMADORES 
 DURANTE OS MESES DE INVERNO NA REGIÃO SUDESTE. 
 
No que se refere a sobrecargas programadas, as empresas devem adotar os critérios 
estabelecidos pelas normas de operação interligada em vigor, aceitando os valores de 
carregamento máximo admissível, sem perda de vida, quando não existirem limitações de 
carregamento devido a equipamentos terminais ou componentes. Os valores de sobrecargas 
fornecidos pelos órgãos responsáveis pelo estabelecimento de normas, bem como os valores 
dos futuros trabalhos desses órgãos, devem apenas ser tomados como referência, uma vez 
que as curvas de carga nos transformadores têm variação constante, necessitando, com isto, 
de um estudo para cada caso particular de programação de sobrecargas. 
 
São consideradas sobrecargas não programadas aquelas provenientes de situações de 
emergência, oriundas de anormalidades imprevistas no sistema. 
 
A distinção entre sobrecargas programadas e não programadas é que as primeiras permitem 
a utilização dos valores reais de curva de carga, podendo-se determinar os valores máximos 
de sobrecarga e tempo em que são admissíveis. Então, caso seja necessário programar-se 
por algum tempo uma sobrecarga em algum transformador, deverá ser feita uma 
coordenação com os órgãos de estudos. 
 
O esquema de proteção que mostraremos como exemplo adota os seguintes critérios, na 
ocorrência de uma sobrecarga não programada: 
 
- DESLIGAMENTO AUTOMÁTICO DO TRANSFORMADOR, EM 20 SEGUNDOS, 
 QUANDO OCORRER SOBRECARGA IGUAL OU SUPERIOR A 50%. 
 
- PARA SOBRECARGAS INFERIORES A 50%, DEVEM SER UTILIZADOS TODOS OS 
 RECURSOS OPERATIVOS, VISANDO TRAZER O TRANSFORMADOR À SUA 
 CONDIÇÃO NOMINAL OU A 110% DO VALOR NOMINAL, CASO SEJA INVERNO E ATEMPERATURA AINDA NÃO TENHA ATINGIDO O NÍVEL DE ALARME DE 
 ADVERTÊNCIA. CASO NÃO SE ELIMINE DE TODO A SOBRECARGA, ESTA PODE 
 SER TOLERADA ATÉ QUE OPERE O ALARME DE URGÊNCIA DE TEMPERATURA 
 DO ENROLAMENTO OU DO ÓLEO, QUANDO, ENTÃO, A CARGA DEVERÁ SER 
 REDUZIDA, SOLICITANDO-SE REDUÇÃO DE DEMANDA. 
 
- A NÃO REDUÇÃO DE CARGA IMPLICARÁ NO DESLIGAMENTO AUTOMÁTICO DO 
 TRANSFORMADOR EM 20 MINUTOS. 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 73 
 
 
É importante salientar que, se a carga do transformador não for reduzida imediatamente 
após o alarme de urgência de temperatura de óleo ou enrolamento, existe a possibilidade de 
desligamento do transformador, uma vez que a temperatura do enrolamento ou do óleo pode 
não decrescer a valores inferiores aos ajustes dos alarmes de urgência nos 20 minutos 
estipulados. 
 
5.3. PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE 
 
A importância de se admitir sobrecargas de pequena duração em transformadores de força é 
evitar que estes sejam desligados durante perturbações, restringindo-se a extensão destas. 
 
A proteção de sobrecorrente é arranjada da seguinte forma: 
 
- Proteção contra sobrecarga: é feita através de relés de sobrecorrente com tempo definido, 
 ajustados em 150% da corrente nominal e com ação retardada de 20 segundos. 
 
- Proteção contra correntes elevadas (curtos-circuitos trifásico e bifásico, por exemplo): é 
 feita através de relés de sobrecorrente de tempo inverso ajustados em 200% ou 220% da 
 corrente nominal, de tal modo que, para valores de corrente superiores a 300% ou 330%, o 
 relé opere num tempo igual ou inferior a 2 segundos. A figura 1 mostra o diagrama 
 funcional simplificado dos esquemas de proteção contra sobrecorrente citados. 
 
 
 
Fig. 1 - Proteção de sobrecorrente para transformadores. 
 
Vemos então, pela figura 1, a proteção de transformadores contra sobrecarga elevada de 
pequena duração (20 segundos) e contra curtos-circuitos trifásicos e bifásicos de correntes 
elevadas com ação retardada igual ou inferior a 2 segundos. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 74 
 
 
Na maioria dos transformadores, a corrente de curto-circuito trifásico para faltas em seus 
terminais ultrapassa 300% da corrente nominal, logo, serão desligados em 2 segundos ou 
menos por essa proteção. 
 
No caso de sobrecargas ou curtos-circuitos trifásicos compreendidos entre 150% e 330% da 
corrente nominal, os transformadores são capazes de suportá-los por 20 segundos, estando, 
portanto, cobertos pelas proteções citadas. 
 
5.4. PROTEÇÃO CONTRA SOBRETEMPERATURA 
 
Nos equipamentos elétricos, os materiais isolantes são os que mais sofrem com o 
sobreaquecimento. Este sobreaquecimento pode ser provocado por sobrecargas ou por 
temperaturas ambientes superiores ao máximo estipulado pela norma em que se baseou a 
construção do equipamento. As condições de sobreaquecimento, aliadas ao seu tempo de 
aplicação, influem decisivamente na redução da vida real do equipamento, pois submetem o 
material isolante a temperaturas acima das especificadas pela classe de isolamento, 
acelerando a deterioração. 
 
Não se conhece com exatidão a vida útil de um transformador submetido a várias 
temperaturas de operação, mas um conceito de envelhecimento diz que a marcha de 
deterioração dobra a cada 8 C de aumento de temperatura acima do valor limite para a 
vida normal provável. Mais recentemente estipulou-se a marcha de deterioração como 
função exponencial da temperatura absoluta. 
 
Para controlar a vida do equipamento, deve ser empregado um método simples e seguro de 
medição e proteção contra temperaturas acima das especificadas pelas normas. Uma 
técnica usual é a indicação da temperatura do ponto mais quente do enrolamento, que é o 
principal fator na determinação do tempo de vida resultante da carga. 
 
Geralmente, os transformadores possuem relés térmicos ou indicadores de temperatura que, 
ao operarem, indicam que foram atingidos os limites de temperatura predeterminados para 
o óleo ou para os enrolamentos. Os indicadores de temperatura dispõem de contatos 
calibrados em valores predeterminados, que atuam para acionar bombas e ventiladores, 
dispositivos de alarme e de desligamento, dependendo do tipo e das condições de operação 
impostas ao transformador. 
 
Esses sensores de sobretemperatura são ajustados em função das condições anteriores de 
carga, do ciclo de carga submetido e das condições de temperatura ambiente. Esses fatores, 
convenientemente relacionados com a classe de elevação de temperatura dos 
transformadores, permitem avaliar os níveis de temperatura a serem alcançados e os índices 
de perda de vida para essas condições, bem como ajustar os sensores de temperatura. 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 75 
 
 
5.4.1. SENSORES DE SOBRETEMPERATURA DO ÓLEO 
 
Os termômetros indicadores de temperatura do óleo são instalados na parte superior do 
transformador e podem ser calibrados para acionar bombas, ventiladores e dispositivos de 
alarme, mas geralmente são empregados somente para esta última função. 
 
Devido a constante térmica do óleo ser expressa até em horas, uma sobreelevação de 
temperatura registrada por este instrumento não pode ser considerada como uma 
temperatura instantânea da parte ativa do transformador, e sim, provavelmente como fruto 
de uma sobrecarga imposta de longa duração, excluindo o caso de defeitos internos do 
equipamento. Por esta razão, no caso de se usar este instrumento para acionar os 
ventiladores e/ou bombas dos sistemas de ventilação (VF) e/ou circulação forçada do 
líquido isolante (CF), a temperatura limite de partida deve estar abaixo dos valores 
máximos para a operação do equipamento (em geral, 60 C). 
 
O termômetro deve ser do tipo mostrador para líquido isolante, com graduação de 0 a 
120 C e possuir a indicação de temperatura máxima. Deve possuir dispositivo para retorno 
e ser ajustado com temperatura de funcionamento entre 65 e 100 C. 
 
A instalação do termômetro de óleo isolante deve ser constituída de um alojamento 
estanque, adequado para acomodação de um termômetro e colocado em posição que 
forneça a temperatura mais elevada do líquido isolante. O valor exato de calibração, tanto 
para o acionamento das bombas e ventiladores (quando usado) como os dispositivos de 
alarme, varia conforme os valores normalizados para as condições de operação impostas ao 
transformador. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 76 
 
 
Os tipos de indicadores de temperatura variam com o fabricante. Os modelos mais usados 
utilizam o princípio da pressão hidrostática de um líquido num recipiente fechado. A figura 
2 mostra um exemplo de indicador de temperatura do óleo. 
 
 
 
Fig. 2 - Indicador de temperatura do óleo. 
 
Quando a temperatura do óleo aumenta, o mercúrio se expande no interior do bulbo e 
empurra o mercúrio existente no tubo capilar. O mercúrio termina por distender uma mola, 
que move um ponteiro no mostrador, indicando a temperatura. Se a temperatura continua a 
subir, o ponteiro aciona o fechamento de contatos que, em geral, faz soar um alarme. 
 
Devido à diversificação da quantidade de níveis de temperatura disponíveis nos sensores, 
apontaremos na tabela da figura 3, um exemplo de ajuste para transformadores, com o 
termômetro do óleo tendo dois níveis de temperatura: 
 
 
Dispositivo de Sobretemperatura 
 
 
Classe de elevação 
 
 
de temperatura 
 
 
Temperatura do Óleo 
 
 
55 C 
 
65 C 
 
1o Nível – Alarme de advertência 
 
 
85 C 
 
85 C 
 
2o Nível – Alarme de urgência e 
 desligamento após 20 
 minutos (se for o caso) 
 
 
95 C95 C 
 
Fig. 3 - Ajustes dos sensores de temperatura do óleo. 
 
 Proteção de Transformadores 77 
 
 
5.4.2. SENSORES DE SOBRETEMPERATURA DO ENROLAMENTO 
 
A temperatura do enrolamento modifica-se bem mais rapidamente, com as variações de 
carga, do que a temperatura do óleo. A constante térmica de tempo para os enrolamentos 
pode ser expressa em segundos, ao passo que, para o óleo, é expressa até em horas. Daí, a 
necessidade de se conhecer também a temperatura dos enrolamentos, de modo a impedir 
danos ao equipamento. 
 
O indicador de temperatura deve medir a temperatura do ponto mais quente do 
enrolamento. O método usual para se conhecer a temperatura dos enrolamentos de um 
transformador é usar uma resistência (o resistor é uma bobina não indutiva de cobre) 
alimentada por um TC, a fim de reproduzir a imagem térmica do enrolamento cuja 
temperatura se deseja medir. 
 
A figura 4 mostra um exemplo de medidor de temperatura do enrolamento. 
 
 
 
Fig. 4 - Medidor de temperatura do enrolamento. 
 
Embora o equipamento seja idêntico ao de temperatura do óleo, ele não está colocado entre 
os enrolamentos do transformador, uma vez que haveria grande dificuldade de isolamento 
entre o bulbo e a alta tensão dos enrolamentos. Por essa razão, eles empregam o método de 
imagem térmica. 
 
Os dispositivos de imagem térmica reproduzem o valor da temperatura do ponto mais quente 
do enrolamento para qualquer condição de operação. Eles estão geralmente localizados na 
tampa do transformador e são basicamente encontrados em dois tipos, conforme indicam as 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 78 
 
 
figuras a seguir. A figura 5 mostra o diagrama operativo e detalhes de instalação do 
medidor de temperatura do enrolamento com sensor do tipo bulbo metálico e a figura 6, um 
sistema com resistência sensora. 
 
 
 
Fig. 5 - Instalação do medidor de temperatura. 
 
 
 
Fig. 6 - Dispositivo de imagem térmica com resistência sensora. 
 
 Proteção de Transformadores 79 
 
 
Com o transformador desenergizado, o indicador de temperatura do ponto mais quente do 
enrolamento deve marcar o mesmo valor da temperatura do topo do óleo. Quando o 
transformador é energizado, a corrente fornecida pelo TC de bucha aquece a resistência R2. 
Esta resistência está montada em uma cuba com óleo e circunda o elemento sensor (bulbo B 
ou resistor R3). O aquecimento por efeito JOULE provocado pela resistência R2, aliado ao 
aquecimento do óleo da cuba, proveniente do calor fornecido pelo óleo do transformador, 
faz variar o líquido no sistema capilar do bulbo B ou alterar as características do resistor 
R3. 
 
O resistor de aquecimento é projetado para manter o elemento sensível (R3 ou B) a uma 
diferença de temperatura sobre o óleo igual á diferença de temperatura do ponto mais 
quente do enrolamento sobre o próprio óleo, para qualquer carga contínua. Se a constante 
térmica de tempo do resistor aquecedor e do elemento sensível for inferior à do enrolamento 
(a constante térmica do papel KRAFT impregnado em óleo é expressa em minutos), a 
temperatura do elemento sensível pode elevar-se sobre a do ponto quente, imediatamente 
após um repentino aumento de carga, antecipando então a temperatura do ponto quente que 
se alcançará no enrolamento. Os dispositivos de imagem térmica, utilizando bulbo metálico 
como elemento sensor, podem apresentar um tempo de retardo de informação para os 
dispositivos de proteção, maior do que os que utilizam resistência e que são usados para 
acionar os dispositivos de desligamento do transformador. 
 
Geralmente os grandes transformadores são equipados com estes dois dispositivos de 
proteção. Na calibração dos dispositivos de imagem térmica, deve-se considerar valores de 
temperatura que permitam ao transformador trabalhar dentro das normas usadas no seu 
cálculo e dentro das condições especificadas para sua operação normal. O elemento 
aquecedor é calibrado de maneira que o indicador mostrará a temperatura da parte mais 
quente do enrolamento. O ajuste desse elemento é feito na fábrica e é baseado no ensaio de 
aquecimento. Considera-se como sendo a temperatura do enrolamento para uma dada carga 
a temperatura média do enrolamento para esta carga, medida pelo método da resistência, 
acrescida de 10 C. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 80 
 
 
A figura 7 a seguir indica uma distribuição aproximada de temperatura em transformadores, 
da parte inferior para a parte superior do enrolamento. Por este diagrama podemos calcular 
os valores permitidos para operação dos dispositivos de indicação de temperatura de óleo e 
de imagem térmica. A temperatura do ponto mais quente do enrolamento pode ser definida 
como se segue: 
 
YC´ = YB´ (temperatura do topo do óleo) + B´C´ (gradiente de temperatura). 
 
 
 
Fig. 7 - Gradiente de temperatura. 
 
Se considerarmos os valores de temperatura normalizados pela ABNT, teremos: 
 
Máxima elevação de temperatura do óleo sobre o ambiente (AB´) = 50 C 
 
Temperatura máxima do meio refrigerante (OA) = 40 C 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 81 
 
 
Temperatura média do enrolamento, medida pelo método da resistência - elevação sobre o 
ambiente (AC´´) = 55 C 
 
Temperatura do topo do óleo: YB´ = YA + AB´ = 40 + 50 = 90 C 
 
Temperatura do ponto mais quente do enrolamento: 
 
 YC´ = OA + AC´´ + C´´d = 40 + 55 + 10 = 105 C 
 
Os dispositivos de imagem térmica devem ser calibrados para proteger o transformador 
contra temperaturas maiores do que as especificadas pelas normas de seu projeto. 
 
Existem vários tipos de indicadores de temperatura de enrolamento de transformadores, 
porém são todos construídos com um, dois ou três elementos detectores de temperatura, com 
vários arranjos de bulbos metálicos ou resistências sensoras. O conjunto do detector é 
constituído de elemento sensor de temperatura e do elemento aquecedor, que é geralmente 
composto de dois tubos com espaço de ar entre eles, para servir de isolante térmico, sendo o 
aquecedor o tubo interno. O elemento sensor é montado na parte inferior do tubo do 
elemento aquecedor. 
 
Se um termômetro é usado como elemento sensor, uma variação de temperatura no detector 
muda o volume do líquido dentro do sistema composto por tubo capilar, acionando a bobina 
de expansão e um indicador. A bobina de expansão gira o conjunto do ponteiro e o camo de 
operação dos contatos. 
 
O indicador de temperatura, usando como elemento sensor uma resistência (RTD), consiste 
de um galvanômetro especial, com escala graduada em  C e de uma ponte de Wheatstone, 
tendo em um de seus braços o resistor sensor (o RTD). Os resistores dos outros braços são 
selecionados de tal modo que, para uma determinada temperatura, a ponte permanece 
balanceada. Uma variação de temperatura provoca um desbalanço de tensão que é 
detectado pelo galvanômetro. No caso de se utilizar este dispositivo para alimentar os 
circuitos de proteção do transformador, o galvanômetro é substituído por um relé. 
Normalmente a ponte é instalada em um painel na sala de controle da subestação. 
 
Conforme mostrou a figura 6, o indicador de temperatura de enrolamento poderá contar 
com uma chave solenóide, usada para curto-circuitar o transformador de corrente, e por 
conseguinte, o elemento sensor de temperatura informará ao indicador a temperatura do 
topo do óleo do transformador. 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 82 
 
 
A figura 8 abaixo mostra um indicador de temperatura com detectorduplo e chave de curto-
circuito. 
 
 
 
Fig. 8 - Indicador de temperatura com dois detectores. 
 
A figura mostra um tipo de indicador de temperatura com dois detectores, cada um tendo 
uma resistência sensora. Seus resistores de aquecimento são ligados em série com o 
secundário de um transformador de corrente, para reproduzir a imagem do enrolamento do 
transformador. A finalidade do uso de dois elementos detectores é para permitir a indicação 
remota da temperatura do enrolamento e para alimentar os circuitos de proteção térmica do 
transformador. Um indicador semelhante pode ser implementado usando bulbos metálicos 
como sensores, como se mostra na figura 9. 
 
 
 
Fig. 9 - Indicador de temperatura com dois bulbos metálicos. 
 
A figura ilustra o diagrama esquemático de um indicador de temperatura, utilizando dois 
bulbos metálicos, separadamente, como elementos sensores. Os dois resistores de 
aquecimento são conectados em série. Cada elemento sensor está acoplado a um indicador 
de temperatura, com microinterruptores ajustados para operar em quatro estágios de 
temperatura determinados e acionar bombas, ventiladores e dispositivos de alarme. 
 
 Proteção de Transformadores 83 
 
 
Finalmente, a figura 10 mostra um indicador duplo, com um sensor tipo resistência (RTD) e 
outro do tipo bulbo metálico. 
 
 
 
Fig. 10 - Indicador de temperatura com resistência sensora e bulbo metálico. 
 
A figura mostra o diagrama de conexões de dois elementos aquecedores ligados em série 
com o secundário do transformador de corrente. Este dispositivo permite a indicação local e 
remota da temperatura do enrolamento do transformador. 
 
Os exemplos mostrados são apenas alguns dos principais indicadores existentes. Através da 
combinação desses indicadores é possível implementar vários arranjos de supervisão de 
temperatura do enrolamento de transformadores. 
 
A título de exemplo, com termômetro de enrolamento de 4 níveis de temperatura e sem relé 
externo, os ajustes poderiam ser aqueles indicados na tabela da figura 11. 
 
 
Dispositivo de Sobretemperatura 
 
 
Classe de elevação 
 
 
de temperatura 
 
 
Termômetro do Enrolamento 
 
 
55 C 
 
65 C 
 
1o Nível – Partida de ventiladores 
 
 
80 C 
 
80 C 
 
2o Nível – Partida das bombas de óleo 
 
 
85 C 
 
85 C 
 
3o Nível – Alarme de advertência 
 
 
95 C 
 
105 C 
 
4o Nível – Alarme de urgência e 
 desligamento após 20 
 minutos (se for o caso) 
 
 
110 C 
 
120 C 
 
Fig. 11 - Ajustes dos sensores de temperatura do enrolamento. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 84 
 
 
A figura 12 mostra o esquema de alarme e disparo por sobretemperatura dos 
transformadores, no momento em que são atingidos os níveis de alarme de urgência. O relé 
TX é ajustado em 20 minutos. 
 
 
 
Fig. 12 - Esquema para alarme e disparo por sobretemperatura. 
 
Transformadores de unidades geradoras não estão sujeitos a sobrecarga. Assim, os sensores 
de sobretemperatura de óleo e enrolamento não deverão desligá-los automaticamente. 
 
Com o advento da tecnologia digital, tornou-se muito mais simples a implementação do 
método de imagem térmica. Um algoritmo que represente o modelo térmico dos 
enrolamentos do transformador pode ser programado no relé que, assim, através da 
medição das correntes dos enrolamentos, simula a temperatura dos seus diversos pontos, 
tomando as decisões apropriadas de partida de ventiladores, bombas de óleo, alarmes ou 
desligamento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 85 
 
 
5.4.3. RESISTOR DETECTOR DE TEMPERATURA 
 
A monitoração baseada em RTDs (Resistor Detector de Temperatura) é um dos métodos 
mais eficazes de supervisão de temperatura dos enrolamentos ou do óleo de máquinas 
elétricas. Os RTDs podem ser colocados em ranhuras, distribuídos nos diversos pontos do 
enrolamento, providenciando-se a necessária isolação, podem ser mergulhados no óleo, em 
diferentes pontos do tanque do transformador ou empregados como sensores de imagem 
térmica, conforme mostramos anteriormente. Para temperaturas prefixadas, iniciam a 
operação da proteção. A figura 13 ilustra o princípio de funcionamento, que é baseado na 
ponte de Wheatstone, empregada nos indicadores com resistência sensora já apresentados. 
 
 
 
Fig. 13 - Proteção contra sobreaquecimento baseada em RTD. 
 
Na condição de equilíbrio, não há diferença de potencial entre os vértices centrais da ponte 
e, portanto, não circula corrente no relé 49. O RTD é um resistor cuja resistência varia com 
a temperatura. Aumentando a temperatura do ponto do enrolamento ou do óleo onde está o 
RTD, a resistência deste aumenta e desequilibra a ponte, isto é, começa a circular corrente 
no relé 49, ligado no centro da ponte. Quanto maior a variação de temperatura, maior o 
desequilíbrio da ponte e, portanto, maior a circulação de corrente no relé. O relé é ajustado 
para operar com uma determinada corrente de desequilíbrio correspondente ao valor de 
temperatura que se deseja monitorar. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 86 
 
 
O esquema da figura 13 pode ser utilizado tanto para proteção quanto para medição. Uma 
única ponte é suficiente para a monitoração da temperatura de vários pontos, desde que 
haja um sistema de multiplexação dos RTDs instalados em cada ponto. A figura 14 
exemplifica um arranjo típico de medição de múltiplos pontos. 
 
 
 
Fig. 14 - Medição de temperatura de múltiplos pontos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 87 
 
 
5.5. PROTEÇÃO POR MEIO DE RELÉ DE PRESSÃO E/OU GÁS 
 
Alguns dos mais sensíveis relés para proteção de transformadores não são de natureza 
elétrica. Entre eles, podemos citar o relé de pressão - Sudden Pressure Relay (SPR) - e o 
relé Buchholz. 
 
O relé de pressão opera quando ocorre um aumento anormal na pressão do óleo do 
transformador, devido a arcos produzidos por falta interna. Esse relé não percebe lentas 
variações ocasionadas, por exemplo, por sobrecargas. 
 
A figura 15 mostra o relé (Relé J) e sua instalação. 
 
 
 
Fig. 15 - Relé J. 
 
Nos transformadores equipados com tanque de expansão, emprega-se também o relé 
detector de gás. 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 88 
 
 
Quando ocorrem faltas incipientes, há formação de gases que, através de um tubo, sobem 
até o relé. O gás acumulado força o óleo para baixo, havendo, com isto, o deslocamento de 
uma bóia, deslocamento esse que o ponteiro do mostrador acompanha. Para um 
determinado valor de pressão, é acionado um alarme, antes que a deterioração do 
isolamento provoque danos maiores. 
 
A figura 16 mostra o mecanismo de um relé detector de gás usado em transformadores. 
 
 
 
Fig. 16 - Parte interna do relé de gás. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 89 
 
 
Um outro relé bastante usado é o chamado relé Buchholz. Esse relé é uma combinação do 
relé de pressão (relé J) com o relé detector de gás e é empregado em transformadores que 
possuam tanque de expansão de óleo, tendo a finalidade de proteger o transformador contra 
defeitos internos, tais como avarias no isolamento com formação de arco, perdas de 
isolamento entre as chapas do núcleo e alta resistência nas ligações, isto é, todos os defeitos 
que produzam gases ou movimentação violenta do óleo. Dependendo do tipo de defeito, aprodução de gases pode ser lenta ou brusca. O relé ainda atua quando o nível do óleo baixa 
além do ponto em que está situado. O relé Buchholz é colocado entre o tanque do 
transformador e o tanque de expansão, como mostra a figura 17. 
 
 
 
Fig. 17 - Relé Buchholz. 
 
Esse relé possui uma bóia (flutuador) superior. Quando ocorre uma falta incipiente, o calor 
produzido por esta falta provoca o aparecimento de gás. Este gás sobe para o tanque de 
expansão. Ao passar pelo relé, ele se acumula na parte superior do mesmo, empurrando o 
óleo para baixo. Em conseqüência, o flutuador baixa e fecha contatos, fazendo soar um 
alarme. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 90 
 
 
Na parte inferior do relé há outra bóia (flutuador), para operar quando ocorrer uma falta 
mais grave no transformador. É evidente que, neste tipo de falta, desenvolvem-se grandes 
bolhas de gás e o óleo é forçado a passar com grande velocidade pelo relé em direção ao 
tanque de expansão. O fluxo de óleo e gás empurra a bóia inferior, fazendo com que o 
contato de mercúrio acione o circuito de disparo dos disjuntores isoladores do 
transformador. As ilustrações da figura 18 mostram a operação do relé Buchholz. 
 
 
 
Fig. 18 - Operação do relé Buchholz. 
 
5.6. PROTEÇÃO CONTRA FALTA DE ÓLEO 
 
O óleo existente em um transformador tem, como isolante, a finalidade de diminuir as 
distâncias entre a carcaça e as partes energizadas e, como refrigerante, facilitar o 
transporte do calor desenvolvido no interior do transformador para as paredes do tanque e 
radiadores. 
 
Transformadores pequenos possuem apenas indicação visual do nível do óleo através de 
vasos comunicantes. Já os transformadores de maior porte utilizam indicadores que, além de 
permitirem a inspeção visual, acionam um alarme. A figura 19 mostra um exemplo de 
indicador de nível de óleo. 
 
 
 
Fig. 19 - Indicador de nível de óleo. 
 Proteção de Transformadores 91 
 
 
O movimento da bóia e consequente movimento do ponteiro no mostrador do indicador de 
nível ocorrem com a variação do nível do óleo. 
 
Em geral, o nível de óleo baixa devido a vazamentos nas juntas do transformador ou em 
válvulas. Esses vazamentos resultam em abaixamento lento do nível e, antes de soar o 
alarme, o pessoal de manutenção já tomou providências. No caso de um vazamento sério 
(uma das torneirinhas do relé de gás que se abre, por exemplo) deverá então soar o alarme. 
 
5.7. DISPOSITIVO DE ALÍVIO DE PRESSÃO 
 
Na ocorrência de um curto-circuito, o arco instantaneamente vaporiza o líquido, causando 
uma formação muito rápida de pressão gasosa. Se essa pressão não for aliviada 
adequadamente, em alguns milésimos de segundo o tanque do transformador se romperá, 
espalhando óleo chamejante sobre uma área ampla. As possibilidades de danos e fogo, em 
conseqüência, são óbvias e é imperativo que se tome medidas para evitá-las. Daí, a 
necessidade do uso desse tipo de dispositivo, ilustrado na figura 20. 
 
 
 
Fig. 20 - Válvula de alívio de pressão. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 92 
 
 
5.8. PROTEÇÃO DIFERENCIAL 
 
A proteção diferencial é usada em transformadores para protegê-los contra curtos-circuitos 
internos (inclusive entre espiras). Esse tipo de proteção compara as correntes nos dois lados 
do transformador, através de transformadores de corrente, cujas relações e conexões 
tornam as correntes secundárias iguais ou próximas entre si. A figura 21 mostra a 
circulação das correntes, quando o transformador está em funcionamento normal ou mesmo 
para uma falta externa em F. 
 
 
 
Fig. 21 - Circulação de correntes para funcionamento normal e falta externa. 
 
Para um curto-circuito fora do trecho protegido, as correntes serão elevadas, porém 
permanecerão iguais nos secundários dos TCs e o relé não irá operar. Entretanto, se 
ocorrer um curto-circuito entre os dois TCs, teremos a operação do relé diferencial, como se 
mostra na figura 22. 
 
 
 
Fig. 22 - Circulação de corrente para falta interna. 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 93 
 
 
5.8.1. RESTRIÇÃO PERCENTUAL 
 
Consideremos o transformador monofásico de dois enrolamentos mostrado na figura 23. 
 
 
 
Fig. 23 - Proteção diferencial percentual de um transformador: (a) Transformador 
 monofásico; (b) Inclinação (slope) da característica diferencial percentual. 
 
Quando não há falta dentro da zona definida pelos dois TCs, tem-se: 
 
TNINI 2211  (1) 
 
A equação (1) é uma aproximação, porque não foi levada em conta a corrente de 
magnetização. N1 e N2 são os números de espiras nominais dos dois enrolamentos e T é a 
relação do comutador de tapes (LTC). Se os dois transformadores de corrente tiverem 
relações de espiras de 1 : n1 e 1 : n2 respectivamente, então teremos: 
 
111 inI  (2) 
 
222 inI  
 
Quando o comutador de tapes encontra-se ajustado na posição neutra (isto é, quando 
T = 1), as correntes secundárias dos TCs, i1 e i2 , podem ser feitas iguais em magnitude 
escolhendo n1 e n2 de modo que tenhamos a seguinte condição: 
 
2211 nNnN  (3) 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 94 
 
 
Considerando que os transformadores de corrente são escolhidos a partir de relações 
padronizadas, em geral N1 n1 é diferente de N2 n2, e, assim, i1 - i2 é diferente de zero para um 
transformador sem falta. O comutador de tapes cria uma disparidade adicional entre i1 e i2 
quando ele se desvia de seu valor nominal. E finalmente, os erros de TCs também interferem 
na soma algébrica de i1 e i2. Em geral, então, temos: 
 





 

2
iikii 2121 
 
ou rd IkI  (4) 
 
A corrente (i1 - i2) é a corrente diferencial Id , obtida pelo módulo da soma algébrica das 
correntes i1 e i2 , e (i1 + i2)/2 é o valor médio das correntes nos dois enrolamentos do 
transformador, referidas aos secundários dos TCs. Esta é conhecida como a corrente de 
restrição Ir , que pode ser obtida pela soma algébrica dos módulos de i1 e i2. A equação (4) 
indica que, quando não há falta interna no transformador, pode surgir no relé uma corrente 
diferencial igual a k vezes a corrente de restrição. 
 
Para que o relé diferencial não opere indevidamente, é necessário modelar sua 
característica conforme se mostra na figura 23(b). A percentagem de inclinação (slope) K na 
figura 23(b) é feita maior que k da equação (4), a fim de permitir alguma margem de 
segurança. A constante k tem três fatores de contribuição, conforme mencionado 
anteriormente. Quanto menor o ajuste de K do relé, mais sensível ele fica para detectar 
pequenas correntes de falta. Os ajustes típicos praticáveis de relés diferenciais percentuais 
são 10, 20 ou 40%. 
 
Assim, a forma mais usada de relé diferencial é a do tipo diferencial percentual, que a figura 
24 nos mostra. 
 
 
 
Fig. 24 - Relé diferencial percentual. 
 
 
 Proteção de Transformadores 95 
 
 
A corrente diferencial requerida para operar este relé é uma quantidade variável, devido ao 
efeito da bobina de restrição. A corrente diferencial, na bobina de operação, é proporcional 
a 21 II  e a corrente equivalente, na bobina de restrição, é proporcional a 2
II 21  . 
 
A característica de operação do relé diferencial percentual é mostrada na figura 25. 
 
 
 
Fig. 25 - Característica de operação do relé diferencial percentual. 
 
Podemos ver que, exceto para o pequeno efeito de mola de controle em correntes baixas, a 
relação entre a corrente diferencial de operação e a correntemédia de restrição representa 
uma percentagem fixa, o que explica o nome deste relé. 
 
A vantagem do uso da proteção diferencial percentual é que, no caso de transformadores, 
ela compensa diferenças de correntes diferenciais, devido principalmente a: 
 
1) Características de TCs: a presença de componentes CC nas correntes de curto-circuito 
externos contribuem bastante para a saturação dos TCs. Uma vez que o comportamento 
dessa corrente contínua num lado do transformador é diferente do outro lado, pode haver o 
desequilíbrio e conseqüente operação do relé. Daí, o fenômeno de saturação, mais o fato do 
grupo de TCs geralmente diferentes, somados a alguma diferença de cargas ligadas aos TCs 
poderem afetar a sensibilidade da proteção. 
 
2) Mudanças de derivação: os transformadores equipados com Load Tap Changer 
normalmente têm uma variação permissível de  10% da tensão nominal (ponto médio de 
variação do comutador). Os ajustes dos relés diferenciais são feitos baseados no ponto 
médio, de modo que o desequilíbrio máximo possível será de 10%. 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 96 
 
 
5.8.2. RESTRIÇÃO POR HARMÔNICOS 
 
Durante a energização de um transformador, correntes anormais podem fluir no 
enrolamento que está sendo energizado. Elas são conhecidas como correntes de impulso ou 
correntes transitórias de magnetização (inrush), e são causadas pela saturação do núcleo do 
transformador durante partes de cada ciclo. A figura 26 mostra um exemplo típico de 
corrente de inrush. 
 
 
 
Fig. 26 - Corrente de inrush durante energização de um transformador. A quantidade de 
 inrush depende do instante de chaveamento e do magnetismo remanescente no 
 núcleo. 
 
O inrush pode ser extremamente severo, se houver magnetismo remanescente no núcleo com 
uma polaridade tal que favoreça a saturação do núcleo. Como a relação entre o magnetismo 
remanescente e o fluxo causado pela energização é aleatória, o inrush real obtido durante 
uma energização é igualmente aleatório ou imprevisível. Entretanto, o que de fato há é que, 
durante a energização, altas correntes podem fluir no enrolamento primário de um 
transformador. Esta condição é exatamente igual àquela verificada quando há uma falta 
interna no transformador, podendo causar a operação indevida do relé diferencial. 
Consequentemente, é necessário distinguir entre uma falta e um transitório de inrush. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 97 
 
 
A corrente inicial de magnetização pode atingir 8 a 10 vezes a corrente nominal do 
transformador. Essa corrente, rica em harmônicos, é vista pelo relé como uma falta interna. 
A tabela da figura 27 mostra uma análise de harmônicos de uma corrente transitória de 
magnetização típica. 
 
 
Componente harmônica 
 
 
% da fundamental 
 
 
2o 
 
 
63,0 
 
3o 
 
 
26,8 
 
4o 
 
 
5,1 
 
5o 
 
 
4,1 
 
6o 
 
 
3,7 
 
7o 
 
 
2,4 
 
Fig. 27 - Análise harmônica da corrente de magnetização. 
 
A solução clássica para bloquear a ação de disparo de um relé diferencial percentual sob 
condições de inrush é fazer uso da alta corrente de segundo harmônico presente no inrush, 
ao passo que uma corrente de falta é quase puramente de frequência fundamental. A 
corrente de segundo harmônico é usada como um sinal adicional de restrição, acrescentado 
à corrente de restrição de frequência fundamental Ir da equação 4. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 98 
 
 
Vários métodos, então, aparecem no sentido de dessensibilizar o relé quando do 
aparecimento desse tipo de corrente, como ilustra a figura 28. 
 
 
 
Fig. 28 - Diagrama simplificado da proteção diferencial com restrição de harmônicos. 
 
Através deste método, o relé é capaz de distinguir corrente de magnetização, rica em 
harmônicos, de corrente de curto-circuito, a qual não possui várias componentes de 
harmônicos que aparecem na primeira. 
 
A bobina de operação recebe só a componente fundamental, enquanto que a bobina de 
restrição recebe as componentes fundamental e harmônicas devidamente retificadas. 
Havendo curto-circuito, o relé opera, pois, neste caso, a retenção produzida pelos 
harmônicos é pequena. 
 
Na ocorrência da corrente de magnetização, os harmônicos reforçam o conjugado de 
restrição, produzindo elevada retenção na bobina de restrição. 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 99 
 
 
No projeto de um relé diferencial percentual com restrição de harmônico, é preciso cuidado 
com outros fenômenos que produzem harmônicos nas formas de onda de corrente. Por 
exemplo, um transformador sobreexcitado tem uma significativa componente de quinto 
harmônico em sua corrente de magnetização e, assim, é desejável criar uma função de 
restrição composta com 20 e 50 harmônicos. Por outro lado, se um dos TCs saturar durante 
uma falta interna, a corrente de terceiro harmônico resultante no enrolamento secundário 
do TC saturado não deveria produzir nenhuma função de restrição. 
 
Embora harmônicos de corrente forneçam um bom meio de distinção de condições de falta e 
não-falta, outros esquemas para alcançar o mesmo resultado final são possíveis. Assim, uma 
alta tensão no terminal do transformador pode também ser usada para indicar que qualquer 
corrente diferencial presente deve ser devida a inrush de magnetização. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 100 
 
 
5.8.3. CONEXÕES DA PROTEÇÃO 
 
A proteção de transformadores trifásicos em geral segue os princípios esboçados acima. No 
caso de um transformador estrela-delta, as correntes de linha durante operação normal (ou, 
as correntes que fluem através do transformador quando há uma falta externa) nos lados 
estrela e delta têm uma diferença de fase entre si. Isto precisa ser levado em conta antes que 
um relé diferencial possa ser conectado. Isto é usualmente realizado ligando-se os TCs numa 
conexão reversa: em estrela no lado delta do transformador principal e em delta no lado 
estrela. A figura 29 mostra a conexão dos TCs e do relé diferencial percentual protegendo 
um transformador. 
 
 
 
Fig. 29 - Conexão do relé diferencial para transformador estrela aterrada-delta. 
 
O defasamento angular de 30 que aparece na ligação delta-estrela é compensado nas 
ligações secundárias dos transformadores de corrente. 
 
Geralmente, se o desequilíbrio das correntes vindas dos TCs dos lados do transformador 
atinge uma faixa entre 10% e 15%, usa-se transformadores de corrente auxiliares, para 
compensar melhor esse desequilíbrio. 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 101 
 
 
É importante salientar que o relé deve ser sempre colocado entre duas conexões triângulo, 
seja dos TCs ou do transformador de força, a fim de evitar a operação incorreta do mesmo 
para faltas à terra externas. 
 
Nos relés digitais, tanto o deslocamento angular de 30, quanto eventuais desequilíbrios, 
podem ser compensados internamente pela proteção, através de cálculos numéricos 
incluídos no algoritmo. 
 
Se o transformador possui três enrolamentos, a proteção pode ser feita como na figura 30. 
 
 
 
Fig. 30 - Conexão diferencial para transformador de 3 enrolamentos. 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 102 
 
 
5.9. PROTEÇÃO RESTRITA CONTRA FALTAS À TERRA 
 
A proteção restrita de faltas à terra é um método sensível para detectar faltas à terra num 
enrolamentoligado em estrela, em um transformador. O elemento é dito restrito, porque a 
proteção se restringe a faltas à terra e dentro da zona definida pelo TC de neutro e os TCs 
de saída do enrolamento estrela. 
 
Como essa proteção emprega um TC de neutro numa das extremidades do enrolamento e o 
conjunto normal de três TCs de linha nas outras extremidades do enrolamento, a proteção 
só pode detectar faltas à terra dentro dessa região particular. Para que a proteção funcione, 
os TCs de linha também devem ser ligados em estrela, pois ela usa a técnica de comparação 
de correntes de sequência zero. TCs conectados em delta cancelam toda a saída de 
componentes de sequência zero das correntes, eliminando uma das grandezas que a 
proteção precisa para comparação. 
 
A implementação da proteção no relé pode usar um elemento direcional (32I) que compare a 
direção de uma corrente de operação, derivada dos TCs de linha, com a corrente de 
polarização, obtida do TC de neutro. O disparo pode ser supervisionado por um nível 
mínimo de corrente de sequência zero e restrição por corrente de sequência positiva. A 
proteção pode ser aplicada a um único enrolamento do transformador ou ao enrolamento 
inteiro de um autotransformador, com até três conjuntos de entrada de TCs de linha. 
 
O elemento direcional compara a corrente de polarização com a corrente de operação e 
indica a localização da falta: direta (falta interna) ou reversa (falta externa). A indicação de 
falta interna (direta) ocorre se a falta estiver dentro do enrolamento protegido ou qualquer 
ponto entre os TCs de linha e o TC de neutro. A corrente de polarização é a própria corrente 
do TC de neutro e a corrente de operação é a corrente residual da saída do enrolamento 
protegido, obtida pela soma vetorial das correntes de fase. O relé identifica a direção da 
falta com base no ângulo de fase entre a corrente de polarização e a corrente de operação. 
 
A figura 31 mostra as conexões da proteção aos TCs. 
 
 
Fig. 31 - Arranjo da proteção restrita de terra. 
 Proteção de Transformadores 103 
 
 
5.10. RELÉ SEL-587 
 
Com o propósito de apresentar um exemplo de proteção digital aplicada a transformadores, 
mostraremos o relé SEL-587, produzido nas versões SEL-587-0 e SEL-587-1. Em qualquer 
dessas versões, trata-se de um relé diferencial de corrente e um relé de sobrecorrente que 
proporcionam proteção diferencial de corrente, mais dois grupos completos de elementos de 
sobrecorrente, em um gabinete compacto. O relé mede as correntes dos lados de alta e baixa 
do transformador, calcula as grandezas diferenciais de operação e restrição, assim como as 
componentes de segundo, quarto e quinto harmônicos das correntes aplicadas. 
 
Este relé é adequado para proteção de transformadores de dois enrolamentos, reatores, 
geradores, grandes motores e outros equipamentos de potência de dois terminais. Ele dispõe 
de três elementos diferenciais com características de restrição percentual (slope) de rampa 
dupla. O segundo slope oferece segurança contra saturação de TCs para faltas passantes 
severas. 
 
5.10.1. HARDWARE 
 
O relé é constituído basicamente de um microprocessador, um sistema de aquisição de 
dados e uma fonte de alimentação. A figura 32 mostra o diagrama em bloco do hardware 
básico do relé. 
 
 
 
Fig. 32 - Diagrama de bloco do hardware do relé SEL-587. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 104 
 
 
A figura 33 mostra as funções de proteção disponíveis no relé SEL-587. 
 
 
 
Fig. 33 - Funções de proteção do relé SEL-587. 
 
5.10.2. CARACTERÍSTICAS DA PROTEÇÃO DIFERENCIAL 
 
A característica do elemento diferencial pode ser ajustada como característica diferencial 
percentual fixa (rampa simples) ou característica diferencial percentual variável (rampa 
dupla), como se mostra na figura 34 abaixo. A operação do elemento é determinada pelas 
grandezas de operação (IOP) e restrição (IRT), calculadas a partir das correntes de 
entrada. O trip ocorre quando a grandeza de operação é maior que um nível mínimo de 
pickup e maior que o valor da curva, para uma determinada quantidade de restrição. Quatro 
ajustes definem a característica: pickup, slope 1, slope 2 e ponto de inflexão (limite entre o 
slope 1 e o slope 2). 
 
 
 
 
 Proteção de Transformadores 105 
 
 
 
 
Fig. 34 - Característica diferencial com restrição percentual. 
 
As correntes compensadas IA são usadas pelo elemento diferencial 87-A, IB pelo elemento 
diferencial 87-B, e IC pelo elemento 87-C. A figura 35 ilustra como IOPA e IRTA são 
calculadas e usadas para gerar os elementos sem restrição (87UA) e com restrição (87RA). 
IOPA é gerado pela soma das correntes do enrolamento numa adição fasorial. IRTA é 
gerada pela soma das magnitudes das correntes dos enrolamentos numa simples adição 
escalar e dividindo por dois. 
 
 
 
Fig. 35 - Elemento diferencial: lógica de decisão. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 106 
 
 
Os elementos sem restrição (87UA, 87UB e 87UC) comparam a quantidade IOP com um 
valor ajustado (U87P), tipicamente cerca de 10 vezes o TAP, e gera uma saída de trip se 
este nível for excedido. Trata-se de unidades essencialmente instantâneas, com ajuste 
suficientemente alto para que sua operação signifique uma falta interna. 
 
5.10.3. AJUSTE DA CORRENTE DE OPERAÇÃO (O87P) 
 
O pickup de corrente de operação deve ser ajustado num valor mínimo para aumentar a 
sensibilidade, porém suficientemente alto para evitar operação devida ao erro de regime 
permanente dos TCs e corrente de excitação do transformador. Um ajuste típico sugerido é 
de 0,3 vezes a corrente nominal. 
 
5.10.4. AJUSTE DA RESTRIÇÃO PERCENTUAL 
 
Os ajustes da característica de restrição percentual (slope) são empregados para 
discriminar entre faltas interna e externa. O Slope 1 e o Slope 2 devem ser ajustados para 
acomodar as correntes diferenciais resultantes de erros de TCs, variação de tapes (LTC), 
corrente de magnetização e erros do relé. 
 
Consideremos o exemplo a seguir, admitindo que o erro do TC seja igual a ± 10%. Em p.u., 
teremos: 
 
eTC = 0,1 
 
A relação de transformação, em geral, pode variar de 90% a 110%, quando o transformador 
é equipado com LTC. Portanto, podemos ter, em p.u.: 
 
eLTC = 0,1 
 
Assim, numa condição de falta passante, o pior caso de corrente diferencial ocorrerá, 
teoricamente, quando as correntes de entrada medidas apresentarem erro máximo positivo e 
as correntes de saída tiverem erro máximo negativo, combinado com o máximo 
deslocamento do LTC. Nestas condições, a corrente diferencial máxima esperada poderá ser 
estimada pela equação abaixo: 
 
 
  2LTC
TC
1TCd Ie1
e1I)e1(I
.máx 

 
 
Na expressão anterior, I1 representa a corrente de entrada ou a soma das correntes de 
entrada e I2 corresponde à corrente de saída ou a soma das correntes de saída, 
considerando que as relações dos TCs já tenham sido completamente compensadas. 
 
Tendo em vista que para faltas externas ou condição normal de carga a corrente de entrada 
deve ser igual à corrente de saída, podemos expressar a corrente diferencial máxima como 
uma percentagem de uma dessas correntes. Assim teremos: 
 Proteção de Transformadores 107 
 
 
 
  1001,01
1,01)1,01(I
.máxd 






 
 
%2,28100
1,1
9,01,1I
.máxd 




 
 
Além do erro calculado acima, temos que levar em conta erros adicionais devidos à corrente 
de excitação do transformador ( 3%) e erros do relé (< 5%). Feitas estas considerações, o 
erro total pode chegar a 36%. Assim, se apenas um slope for usado, um ajuste conservador 
seria decerca de 40%. Isto representa uma aplicação diferencial percentual fixa, com um 
ajuste médio satisfatório para cobrir toda a faixa de variação de corrente de falta. 
 
Uma aplicação diferencial percentual variável, isto é, com duplo slope, melhora a 
sensibilidade da proteção na região onde os erros dos TCs são menores, e aumenta a 
segurança na região de correntes elevadas, onde os erros dos TCs são maiores. Neste caso, 
as duas rampas precisam ser definidas, assim como o ponto de inflexão (limite entre os dois 
slopes). 
 
Admitindo que os erros dos TCs não ultrapassem 1%, o Slope 1 pode ser ajustado para 
cerca de 25%. Alguns fabricantes recomendam definir o ponto de inflexão em 3 vezes IN e 
ajustar o Slope 2 entre 50% e 60%, para evitar problemas com saturação de TCs sob altas 
correntes. Um ajuste de 60% cobre erros de TCs de até cerca de 20%. 
 
5.10.5. PICKUP DO ELEMENTO DIFERENCIAL SEM RESTRIÇÃO 
 
Um ajuste típico sugerido para o pickup do elemento instantâneo sem restrição é de 8 vezes 
IN. Este elemento responde apenas à frequência fundamental e não é afetado pelas 
características percentuais nem pela restrição ou bloqueio de harmônicos ou CC. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 108 
 
 
5.11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
CAMINHA, Amadeu C., Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos, São Paulo, Editora 
Edgard Blücher Ltda, 1977. 
 
TEODORO, Wanderley de Castro, apostila Proteção de Sistemas Elétricos, Módulo 9 
(Proteção de Transformadores), Furnas, CTFU. 
 
PEREIRA, José Henrique, Proteção Contra Sobrecargas em Transformadores de Força, 
Furnas, DAPR.O. 
 
PHADKE, Arun G., e THORP, James S., Computer Relaying for Power Systems, John Wiley 
 & Sons Inc., EUA, 1993. 
 
SCHWEITZER, Engineering Laboratories, SEL-387 Relay Instruction Manual, USA, 2004. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Reatores 109 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO SEIS 
__________________________________________________________________________ 
 
PROTEÇÃO DE REATORES 
 
 
6.1. INTRODUÇÃO 
 
Os reatores fixos, em geral, são usados para controle de tensão em regime permanente. São 
frequentemente encontrados em linhas de alta e extra-alta tensão para compensar a 
reatância capacitiva da linha. 
 
A potência desses reatores varia desde cerca de 25 Mvar, até 330 Mvar nas linhas de 
765 kV. Eles podem ser monofásicos (3 x 1) ou trifásicos, imersos em óleo ou secos. 
 
Faltas em reatores conectados à linha através de seccionadora são isoladas pelo 
desligamento da linha respectiva: a proteção do reator desliga diretamente o terminal local 
e, através de transferência de disparo, desliga o terminal remoto da linha. 
 
O reator é um equipamento que apresenta um alto índice de disponibilidade. Ele está sujeito 
a poucas falhas, citando-se, por exemplo, curto entre espiras, curto fase-terra (curto entre o 
enrolamento e a carcaça) e circuito aberto. Este último tipo de falta não compromete o 
equipamento e, portanto, não tem proteção específica. As faltas mais críticas são os curtos-
circuitos internos, que requerem uma proteção eficiente. 
 
A proteção típica de um reator é constituída de relés diferenciais, relés de sobrecorrente, 
proteção de sobretensão, relé buchholz, e todos os demais dispositivos de proteção próprios 
do equipamento, encontrados também nos transformadores, inclusive os indicadores de 
temperatura. 
 
A proteção principal é semelhante à proteção diferencial de geradores. Falta entre espiras 
pode ser detectada por relé de distância conectado para "olhar" para dentro do reator. A 
proteção da linha pode funcionar como retaguarda para a proteção do reator. Como o 
reator não está sujeito a sobrecargas, a não ser em casos de sobretensão, os dispositivos de 
sobretemperatura só geram alarmes. 
 
6.2. PROTEÇÃO CONTRA SOBRETEMPERATURA 
 
Os relés térmicos e indicadores de temperatura são basicamente os mesmos encontrados nos 
transformadores. Os critérios de ajuste levam em conta a classe de elevação de temperatura 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 110 
 
 
e a temperatura ambiente. 
 
As considerações gerais sobre a temperatura de transformadores também se aplicam aos 
reatores. Os métodos de medição de temperatura também são os mesmos vistos no 
transformador. 
 
6.3. CRITÉRIOS DE SOBRECARGA 
 
Os reatores só ficarão submetidos a sobrecarga se houver sobretensão e, para esse caso, 
existem proteções contra sobretensão e sobrecorrente, que os desligarão quando forem 
atingidos valores danosos para os mesmos. 
 
Como os reatores dificilmente ficariam submetidos a sobrecarga e as proteções acima 
mencionadas os protegem para essa condição, sugere-se adotar, para os sensores de 
sobretemperatura do enrolamento e do óleo, basicamente, a mesma filosofia adotada para 
transformadores, mas estes sensores devem somente acionar alarmes e não promoverem o 
desligamento do reator. 
 
Considerando estes critérios, os sensores de sobretemperatura do óleo e enrolamento devem 
ser ajustados conforme se mostra nas tabelas abaixo. 
 
 
Dispositivo de Sobretemperatura 
 
 
Classe de elevação 
 
 
de temperatura 
 
 
Temperatura do Óleo 
 
 
55 C 
 
65 C 
 
Nível 1 – Alarme de advertência 
 
 
85 C 
 
85 C 
 
Nível 2 – Alarme de urgência e 
 desligamento temporizado 
 (opcional) 
 
 
 
95 C 
 
 
95 C 
 
Fig. 1 - Termômetro de óleo com dois níveis de temperatura. 
 
 
Dispositivo de Sobretemperatura 
 
 
Classe de elevação 
 
 
de temperatura 
 
 
Temperatura do Óleo 
 
 
55 C 
 
65 C 
 
Nível único – Alarme de urgência 
 
 
90 C 
 
90 C 
 
Fig. 2 - Termômetro de óleo com apenas um nível de temperatura. 
 
 
 Proteção de Reatores 111 
 
 
 
Dispositivo de Sobretemperatura 
 
 
Classe de elevação 
 
 
de temperatura 
 
 
Temperatura do Enrolamento 
 
 
55 C 
 
65 C 
 
Relé externo – Alarme de advertência 
 
 
95 C 
 
105 C 
 
Termômetro (nível único) – Alarme de 
urgência 
 
 
105 C 
 
120 C 
 
Fig. 3 - Termômetro de enrolamento com nível único e relé externo. 
 
 
Dispositivo de Sobretemperatura 
 
 
Classe de elevação 
 
 
de temperatura 
 
 
Temperatura do Enrolamento 
 
 
55 C 
 
65 C 
 
Nível 1 – Alarme de advertência 
 
 
95 C 
 
105 C 
 
Nível 2 – Alarme de urgência 
 
 
105 C 
 
120 C 
 
Fig. 4 - Termômetro de enrolamento com dois níveis de temperatura. 
 
 
Dispositivo de Sobretemperatura 
 
 
Classe de elevação 
 
 
de temperatura 
 
 
Termômetro do Enrolamento 
 
 
55 C 
 
65 C 
 
Nível 1 – Alarme de advertência 
 
 
95 C 
 
105 C 
 
Nível 2 – Alarme de urgência 
 
 
105 C 
 
120 C 
 
Relé externo – Alarme de advertência 
 
 
95 C 
 
105 C 
 
Fig. 5 - Termômetro do enrolamento com dois níveis de temperatura e relé externo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 112 
 
 
 
Dispositivo de Sobretemperatura 
 
 
Classe de elevação 
 
 
de temperatura 
 
 
Termômetro do Enrolamento 
 
 
55 C 
 
65 C 
 
Nível 1 – Partida de ventiladores (1o estágio) 
 
 
80 C 
 
80 C 
 
Nível 2 – Partida de ventiladores (2o estágio) 
 
 
85 C 
 
85 C 
 
Nível 3 – Alarme de advertência 
 
 
95 C 
 
105 C 
 
Nível 4 – Alarme de urgência e 
 desligamento (opcional) 
 após 20 minutos 
 
 
 
105 C 
 
 
120 C 
 
Fig. 6 - Termômetro de enrolamento com quatro níveis de temperatura.A figura 7 mostra o arranjo da proteção para desligamento opcional do reator. 
 
 
 
Fig. 7- Esquema para alarme e disparo (opcional) por sobretemperatura. 
 
6.4. ALARME DE SOBRETEMPERATURA – PROCEDIMENTOS 
 
Adotando-se a política de não promover o desligamento automático dos reatores quando 
ocorrer a operação dos sensores de sobretemperatura, passando apenas a acionar os 
alarmes, devem ser elaborados procedimentos para retirada dos reatores quando esses 
alarmes forem acionados, os quais são exemplificados a seguir: 
 
 Proteção de Reatores 113 
 
 
1. Quando ocorrer um alarme de advertência de sobretemperatura, caso a retirada desse 
reator não comprometa a operação do sistema, ele deverá ser retirado imediatamente de 
funcionamento e o órgão de manutenção notificado, para as providências necessárias. 
 
2. Quando ocorrer um alarme de advertência de sobretemperatura do reator e sua retirada 
comprometer a operação do sistema, o Centro de Operação deverá providenciar a redução 
da tensão na área onde se encontra o reator, caso a tensão esteja acima da nominal, 
notificando imediatamente o órgão de manutenção e providenciando a retirada do 
equipamento tão logo as condições do sistema o permitam, mantendo nesse período uma 
estreita observação do comportamento do reator. 
 
3. Devido a eventuais falhas no sistema de refrigeração dos reatores, pode ocorrer 
sobreaquecimento independentemente da tensão estar acima da nominal. Assim deverá ser 
feita uma inspeção local no reator com respeito ao funcionamento das válvulas dos 
radiadores. 
 
4. Quando ocorrer um alarme de urgência de sobretemperatura do reator, o mesmo deverá 
ser imediatamente retirado de operação, sendo o órgão de manutenção responsável 
informado para tomar urgentemente as medidas necessárias. 
 
6.5. PRESSÃO DE ÓLEO, DETECTOR DE GÁS, FALTA DE ÓLEO E ALÍVIO DE 
PRESSÃO 
 
O emprego de relé de pressão de óleo (Relé J), detector de gás ou relé Buchholz para 
proteção contra faltas internas segue os mesmos princípios vistos no caso de 
transformadores. 
 
Analogamente, a proteção contra falta de óleo e válvula de alívio de pressão descritas no 
módulo de transformadores, são igualmente aplicáveis aos reatores. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 114 
 
 
6.6. PROTEÇÃO CONTRA SOBRECORRENTE 
 
A proteção contra sobrecorrente dos reatores é feita normalmente por relés de 
sobrecorrente de tempo inverso e ajustados para valores entre 1,2 e 1,3 vezes a corrente 
nominal. A figura 8 mostra o arranjo da proteção. 
 
 
 
Fig. 8 - Proteção contra sobrecorrente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Reatores 115 
 
 
A figura 9 mostra o diagrama funcional da proteção de sobrecorrente. 
 
 
 
Fig. 9 - Diagrama funcional da proteção de sobrecorrente. 
 
6.7. PROTEÇÃO CONTRA SOBRETENSÃO 
 
Essa proteção é normalmente alimentada pelos transformadores de potencial dos 
barramentos ou das linhas. O seu ajuste é função da capacidade dos equipamentos ou de 
outras características do sistema elétrico. 
 
O valor médio usual dos ajustes é de cerca de 1,2 vezes a tensão nominal. 
 
6.8. PROTEÇÃO CONTRA SURTOS DE TENSÃO 
 
Além da proteção contra sobretensão convencional, o reator normalmente é protegido 
contra surtos de sobretensão, através de pára-raios, como se mostra na figura 10. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 116 
 
 
 
 
Fig. 10 - Arranjo da proteção contra surtos de tensão. 
 
6.9. PROTEÇÃO DIFERENCIAL 
 
A proteção diferencial é usada em reatores para protegê-los contra curtos-circuitos 
internos. Esse tipo de proteção compara as correntes nos dois lados do reator, através de 
transformadores de corrente, cujas relações e conexões tornam as correntes secundárias 
iguais ou próximas entre si. A figura 11 mostra a circulação das correntes, quando o reator 
está em funcionamento normal ou mesmo para uma falta externa em F. 
 
 
 
Fig. 11 - Circulação de correntes para funcionamento normal e falta externa. 
 
Para um curto-circuito fora do trecho protegido, as correntes permanecerão iguais nos 
secundários dos TCs e o relé não irá operar. Entretanto, se ocorrer um curto-circuito entre 
os dois TCs, teremos a operação do relé diferencial, como se mostra na figura 12. 
 Proteção de Reatores 117 
 
 
 
 
Fig. 12 - Circulação de corrente para falta interna. 
 
Devido aos desequilíbrios na malha diferencial, causados por erros e diferenças entre os 
TCs, a forma mais usada de relé diferencial é a do tipo diferencial percentual, que a figura 
13 nos mostra. 
 
 
 
Fig. 13 - Relé diferencial percentual. 
 
A corrente diferencial requerida para operar este relé é uma quantidade variável, devido ao 
efeito da bobina de restrição. A corrente diferencial, na bobina de operação, é proporcional 
a 21 II  e a corrente equivalente, na bobina de restrição, é proporcional a 2
II 21  . 
 
A característica de operação do relé diferencial percentual é mostrada na figura 14. Os 
ajustes típicos de slope situam-se na faixa de 5% a 20%. 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 118 
 
 
 
 
Fig. 14 - Característica de operação do relé diferencial percentual. 
 
Podemos ver que, exceto para o pequeno efeito de mola de controle em correntes baixas, a 
relação entre a corrente diferencial de operação e a corrente média de restrição representa 
uma percentagem fixa, o que explica o nome deste relé. 
 
A figura 15 mostra a conexão dos TCs e do relé diferencial percentual protegendo um 
reator. 
 
 
 
Fig. 15 - Conexão do relé diferencial percentual de reator. 
 
 Proteção de Reatores 119 
 
 
6.10. PROTEÇÃO DIGITAL 
 
A figura 16 abaixo mostra um exemplo de relé digital para proteção de reatores. 
 
 
 
Fig. 16 – Hardware do relé diferencial de reatores. 
 
O relé mostrado pode ser aplicado como proteção diferencial de corrente para reatores ou 
outros dispositivos de dois terminais. O elemento diferencial deve incluir um pickup de 
corrente de operação ajustável e uma característica de restrição percentual igualmente 
ajustável. 
 
 
 
Fig. 17 - Princípio de funcionamento do relé diferencial de reatores. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 120 
 
 
O relé deve incluir também um elemento diferencial sem restrição para isolar rapidamente 
faltas internas com altas correntes, como se mostra na figura 17. 
 
A característica de restrição percentual pode ser ajustada com rampa única ou com rampa 
dupla (slope variável), embora, no caso de reatores, não haja preocupação com faltas 
externas com correntes elevadas. A operação do elemento diferencial é determinada pelas 
grandezas de operação (IOP) e restrição (IRT), as quais são calculadas a partir das 
correntes de entrada. O disparo ocorre se IOP for maior que o ajuste de pickup mínimo e, 
simultaneamente, maior que o valor dado pela curva, para uma IRT particular. 
 
6.11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
CAMINHA, Amadeu C., Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos, São Paulo, Editora 
Edgard Blücher Ltda, 1977. 
 
TEODORO, Wanderley de Castro, apostila Proteção de Sistemas Elétricos, Módulo 9 
(Proteção de Transformadores), Furnas, CTFU. 
 
PEREIRA, José Henrique, Proteção Contra Sobrecargas em Transformadores de Força, 
Furnas, DAPR.O. 
 
PHADKE, Arun G., e THORP, James S., Computer Relayingfor Power Systems, John Wiley 
 & Sons Inc., EUA, 1993. 
 
SCHWEITZER, Engineering Laboratories, SEL-387 Relay Instruction Manual, USA, 2004. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Capacitores 121 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO SETE 
__________________________________________________________________________ 
 
PROTEÇÃO DE CAPACITORES 
 
 
7.1. APLICAÇÃO 
 
Capacitores shunt proporcionam um suporte de reativo para sistemas de transmissão e 
distribuição sob condições de carga pesada que podem causar queda na tensão do sistema. 
A inserção de um capacitor shunt no barramento de uma estação resulta numa elevação da 
tensão proporcional ao tamanho do banco (Mvar do banco) e na redistribuição do fluxo de 
potência reativa no sistema. 
 
Como não é possível fabricar um capacitor que possa operar em tensões de transmissão 
típicas (138 kV ou mais), os bancos de capacitores consistem de dezenas ou centenas de 
unidades capacitivas (latas) arranjadas em grupos série-paralelo. Os capacitores assim 
agrupados podem suportar a tensão do sistema e gerar a potência reativa especificada. 
Cada unidade individual (lata) consiste de um certo número de elementos ligados numa 
combinação série-paralelo. A conexão série forma um divisor de tensão; o número de 
capacitores em série depende da tensão nominal de cada capacitor e da tensão nominal do 
sistema elétrico. A conexão paralela define a necessária potência reativa do banco. 
 
Os capacitores constituem um meio mais simples e econômico de geração de potência 
reativa do que, por exemplo, compensadores síncronos. Há facilidade para instalação nas 
proximidades dos centros de carga e contribuem com a redução de perdas na transmissão, 
correção do fator de potência e controle de tensão em regime permanente. 
 
7.2. TIPOS CONSTRUTIVOS 
 
Os capacitores mais antigos usavam papel impregnado, altamente refinado, como material 
dielétrico sólido. Este papel, entretanto, apresentava pontos com falha de dielétrico. O uso 
de várias folhas de papel ajudava a evitar pontos falhos e a garantir uma alta isolação. O 
projeto, entretanto, resultava em altas perdas dielétricas, causando pontos de 
superaquecimento, deteriorando a rigidez dielétrica. 
 
Na hipótese de perfuração do dielétrico, ocorria queima, centelhamento e formação de gases 
que, eventualmente, redundava em ruptura da lata. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 122 
 
 
Os capacitores atuais utilizam filme de polipropileno. Trata-se de material dielétrico bem 
superior ao papel empregado dos capacitores antigos. Isto resulta em poucos pontos falhos e 
diminui as perdas dielétricas, porque os projetos mais recentes usam apenas duas folhas de 
um filme muito fino. Perfurações do dielétrico agora não resultam mais em arco, e sim na 
soldagem dos eletrodos de alumínio. 
 
No caso das unidades mais antigas, a pronta desconexão da lata com defeito através de um 
fusível apropriado era um requisito essencial para reduzir a probabilidade de ruptura da 
lata. Como há uma possibilidade muito menor de ruptura da lata, os capacitores fabricados 
com essa nova tecnologia podem ser montados, inclusive, sem fusível. 
 
Os tipos mais comuns de capacitores de potência são os capacitores com fusível externo, 
capacitores com fusível interno e capacitores sem fusível. 
 
7.3. CAPACITORES COM FUSÍVEL EXTERNO 
 
A figura 1 mostra o arranjo da unidade capacitiva. 
 
 
 
Fig. 1 - Capacitor com fusível externo. 
 
Um fusível externo individual protege cada unidade (lata). Cada lata é constituída de vários 
grupos em série. Cada grupo é constituído de poucos elementos em paralelo. Em geral, o 
elemento capacitivo à base de filme de polipropileno, quando apresenta defeito, entra em 
curto. O dielétrico se rompe e os eletrodos se unem ao invés de abrir arco e formar gases. 
Assim, falha num elemento capacitivo curto-circuita um grupo paralelo inteiro, mas isto nem 
sempre resulta na queima do fusível externo. Contudo, considerando que esta falha causa 
uma sobretensão nos elementos remanescentes, aumenta a possibilidade desses elementos 
 Proteção de Capacitores 123 
 
 
falharem. Dentro de um período de tempo relativamente curto, outro elemento acaba 
falhando, resultando então, tipicamente, na queima do fusível externo. 
 
Um banco de capacitores com fusível externo é constituído de grupos ligados em série. Por 
sua vez, cada grupo é formado por muitas unidades (latas) em paralelo, dentro de cada 
grupo série. O número mínimo de latas por grupo depende de considerações de sobretensão 
quando queima o fusível de uma das unidades do grupo. Geralmente, a isolação de uma lata 
qualquer em um grupo não deve causar uma elevação de tensão maior que 10% da tensão 
nominal nas unidades remanescentes do grupo. Isto é assim porque as latas são projetadas 
para operar continuamente com 110% da tensão nominal. A figura 2 mostra o arranjo do 
banco de capacitores. 
 
 
 
Fig. 2 - Banco de capacitores com fusível externo. 
 
O número de latas em série define a tensão do banco e o número de latas em paralelo define 
a potência (Mvar). O número máximo de latas em paralelo é limitado pela corrente 
transitória de alta frequência resultante da descarga dos capacitores paralelos do mesmo 
grupo que flui pela lata defeituosa e seu fusível. O porta fusível e a lata defeituosa devem 
suportar essa corrente. 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 124 
 
 
O banco de capacitores com fusível externo apresenta as seguintes vantagens: 
 
1) A lata é melhor protegida e removida automaticamente, mantendo o restante do banco em 
operação. 
2) Uma corrente de desbalanço elevada significa que este projeto requer proteção de 
desbalanço menos sensível. 
3) O fusível queimado proporciona um meio visível de identificar a lata com defeito. 
4) A inspeção do banco é mais fácil. 
5) Este projeto proporciona proteção contra arco na bucha da lata. 
6) A disponibilidade de latas de tensão mais alta simplifica a construção de bancos de 
capacitores em extra-alta tensão. 
 
Como desvantagens, temos: 
 
1) Este tipo de capacitor é inadequado para pequenos bancos porque cada lata 
representaria uma grande parcela da potência total do banco. 
2) Devido ao espaço livre necessário para o fusível, o banco ocupa uma área maior. 
3) Poluição, corrosão e variação das condições climáticas reduzem a confiabilidade dos 
fusíveis. 
4) Como as conexões do banco não são isoladas, pequenos animais podem subir no banco 
de capacitores e provocar curto-circuito. 
5) Lata parcialmente danificada só pode ser identificada através de medições. 
 
7.4. CAPACITORES COM FUSÍVEL INTERNO 
 
A figura 3 mostra o arranjo da unidade capacitiva. 
 
 
 
Fig. 3 - Capacitor com fusível externo. 
 
 Proteção de Capacitores 125 
 
 
Neste tipo de capacitor, há um fusível em série com cada elemento capacitivo, dentro da 
lata. Uma lata é constituída de muitos elementos conectados em paralelo e poucos ligados 
em série. Cada grupo de elementos ligados em paralelo tem seu resistor de descarga. 
 
Um elemento com falha no dielétrico entra em curto-circuito e toda a corrente da lata 
passará por ele, rompendo seu fusível. Assim, se um elemento falhar, o fusível isola o 
elemento defeituoso, mantendo o capacitor em operação com os elementos remanescentes. A 
tensão através dos elementos remanescentes no mesmo grupo aumenta, elevando assim a 
probabilidade de falhas subsequentes no mesmo grupo. A queima de um fusível devidoà 
falha de um elemento resulta na remoção de apenas uma pequena parte da lata, permitindo 
que esta lata e o banco permaneçam em operação. A potência da lata ficará ligeiramente 
reduzida. 
 
Em geral, bancos de capacitores com fusível interno são configurados em grupos de poucas 
latas em paralelo, porém com muitos grupos em série, exatamente o oposto de bancos com 
fusível externo. O número de latas em série define a tensão do banco e o número de latas em 
paralelo define a potência (Mvar). A figura 4 mostra o arranjo do banco de capacitores com 
fusível interno. 
 
 
 
Fig. 4 - Banco de capacitores com fusível interno. 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 126 
 
 
As vantagens desse tipo de capacitor são: 
 
1) Não há necessidade de fusíveis externos, porta-fusíveis ou isoladores. 
2) Adequado para pequenos bancos de capacitores. 
3) A construção do banco é bastante compacta e requer pouco espaço. 
4) A exposição a faltas causadas por pequenos animais é reduzida, aumentando a 
confiabilidade e disponibilidade. 
 
As desvantagens são: 
 
1) Não há indicação visível de falha. 
2) Requer proteção de desbalanço muito sensível, especialmente em grandes bancos. 
3) Tensão nominal dos capacitores é limitada. 
4) Os testes são mais difíceis. 
 
7.5. CAPACITORES SEM FUSÍVEL 
 
A figura 5 mostra o arranjo da unidade capacitiva. 
 
 
 
Fig. 5 - Capacitor sem fusível. 
 
Estes capacitores são fabricados eliminando completamente os fusíveis. A alta qualidade dos 
materiais dielétricos empregados nos capacitores atuais, combinada com a baixa descarga 
parcial no dielétrico, eliminam o risco de ruptura da lata e a correspondente necessidade de 
fusíveis. As unidades sem fusíveis são constituídas de poucos elementos em paralelo e muitos 
em série, semelhante em construção às unidades equipadas com fusível externo. 
 
 
 Proteção de Capacitores 127 
 
 
O banco de capacitores consiste de um certo número de fileiras individuais de latas 
conectadas em série, sem a ligação paralela transversal entre elas. Falha de uma lata 
individual curto-circuita todo o grupo de elementos paralelos (dentro da lata), mas produz 
uma elevação de tensão muito pequena nas unidades remanescentes em série naquela fila. A 
elevação de tensão é distribuída igualmente entre todos os capacitores da série, de modo 
que uma falha subsequente de algum elemento na mesma fila é pouco provável. A figura 6 
mostra o arranjo do banco de capacitores sem fusível. 
 
 
 
Fig. 6 - Banco de capacitores sem fusível. 
 
Este tipo de capacitor apresenta as seguintes vantagens: 
 
1) Redução de perdas devido à eliminação da dissipação de energia nos fusíveis. 
2) Melhorias na flexibilização e padronização. 
3) Maior confiabilidade e disponibilidade devido à reduzida exposição a animais. 
4) Bancos de mesma potência reativa são fisicamente menores. 
5) Adequado para qualquer tamanho de banco. 
6) Ruptura de lata menos provável. 
 
As desvantagens são: 
 
1) Falha de um elemento resulta em sobretensão em todos os elementos remanescentes da 
mesma fila. 
2) Como não há indicação visual da unidade com defeito, é necessário medir todas as 
unidades quando opera a proteção de desbalanço. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 128 
 
 
7.6. CONEXÕES DOS BANCOS DE CAPACITORES 
 
A figura 7 mostra algumas alternativas para conexão do banco de capacitores. 
 
 
 
Fig. 7 - Exemplo de ligações de banco de capacitores. 
 
7.7. LIGAÇÕES DAS LATAS DE UMA FASE 
 
O número de latas em paralelo deve ser suficiente para produzir uma corrente capaz de 
queimar o fusível quando um dos capacitores entrar em curto. 
 
O número de latas em paralelo deve ser suficiente para evitar sobretensão excessiva no 
grupo, quando um dos capacitores for retirado de operação por queima de fusível. 
 
Se o número de latas por grupo for pequeno, a corrente pode ser insuficiente para romper o 
fusível ou o rompimento pode ficar muito lento. 
 
Com uma lata em curto, a corrente no capacitor deve ser pelo menos 10 vezes a corrente 
nominal do fusível. 
 
 
 
 Proteção de Capacitores 129 
 
 
O número mínimo de latas em paralelo por grupo é determinado de modo que a máxima 
sobretensão seja de 10%, quando um capacitor é removido por queima de seu fusível 
(critério geral). 
 
Grandes bancos incluem um número de latas superior ao mínimo. Desse modo, podem 
operar com mais de uma lata queimada por grupo. 
 
A figura 8 mostra o arranjo das latas em uma fase. 
 
 
 
Fig. 8 - Ligação das latas em uma fase. 
 
7.7.1. LIGAÇÃO ESTRELA COM NEUTRO ATERRADO 
 
x
VV SG  
 
)nm(xn
VmV SG 
 
 
1x
xmIF 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 130 
 
 
7.8. REQUISITOS DE PROTEÇÃO 
 
A proteção do banco de capacitores deve levar em conta a potência e as limitações de cada 
capacitor individualmente. Deve considerar ainda os efeitos de problemas no banco sobre o 
sistema, assim como efeitos de problemas no sistema sobre o banco de capacitores. 
 
A proteção deve operar com exatidão, visando minimizar danos aos capacitores e ser 
estável, não operando indevidamente. Os seguintes aspectos são importantes para a 
proteção do banco de capacitores: 
 
1) Falha individual de capacitores; 
2) Rompimento de fusível; 
3) Curto-circuito nas latas ou na estrutura do banco de capacitores; 
4) Curto-circuito no sistema externo ao banco de capacitores; 
5) Correntes de inrush de chaveamento do banco de capacitores. 
 
7.9. FUNÇÕES TÍPICAS DE PROTEÇÃO 
 
1) Fusíveis individuais por capacitor (lata). 
 
2) Fusíveis por grupo (ou por banco). 
 
3) Relés de sobrecorrente. 
 
4) Desbalanço de tensão por fase ou por grupo de capacitores. 
 
5) Desbalanço de corrente entre os neutros de bancos dupla estrela. 
 
6) Deslocamento do potencial de neutro de bancos estrela não aterrada. 
 
7) Sobretensão no neutro (TC no aterramento do neutro, suprindo um relé de tensão através 
de resistor e filtro de 3o harmônico). 
 
7.10. OBJETIVOS DO FUSÍVEL EXTERNO 
 
1) Isolar o capacitor (lata) defeituoso, evitando danos às latas adjacentes. 
2) Limitar a corrente impedindo a decomposição do impregnante e formação de arco 
interno, que provocaria alta pressão na lata. 
3) Possibilitar a continuidade da operação do banco de capacitores até a intervenção da 
manutenção para troca da lata defeituosa. 
4) Facilitar a identificação do capacitor (lata) com defeito. 
5) Indicar a presença de correntes anormais causadas por sobretensão ou harmônicas, que 
poderiam provocar superaquecimento e perda de vida útil dos capacitores. 
 
 
 Proteção de Capacitores 131 
 
 
7.11. PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE 
 
A figura 9 mostra um arranjo de proteção de sobrecorrente, aplicável a qualquer tipo de 
ligação de banco de capacitores. 
 
 
 
Fig. 9 - Proteção de sobrecorrente. 
 
7.12. PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO 
 
Em geral, os capacitores apresentam a seguinte capacidade de suportar sobretensões: 
 
1,25  VN = 30 min 
1,30  VN = 1,0 min 
1,40  VN = 15 s 
1,70  VN = 1,0 s 
2,0  VN = 15 ciclos 
3,0  VN = 0,5 ciclo 
 
Exemplo de ajuste do relé 59: 
 
Elemento temporizado: 1,1  VN , com tempo definido de 5 min. 
Elemento instantâneo: 1,2  VN. . 
 
A figura 10 mostra o arranjo da proteção de sobretensão. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 132 
 
 
 
 
Fig. 10 - Proteção de sobretensão. 
 
7.13. PROTEÇÃO DE DESBALANÇO DE TENSÃO 
 
Os esquemas de desbalanço de tensão ou de corrente são os mais eficientes para detectarfalha de capacitores. As figuras a seguir mostram diversos arranjos para essa proteção. 
 
 
 
Fig. 11 - Proteção de desbalanço, para banco ligado em estrela não aterrada. 
 Proteção de Capacitores 133 
 
 
 
 
Fig. 12 - Proteção de desbalanço, para banco ligado em estrela não aterrada. 
 
 
 
Fig. 13 - Proteção de desbalanço, para banco ligado em estrela com neutro isolado. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 134 
 
 
 
 
Fig. 14 - Proteção de desbalanço, para banco ligado em estrela com neutro aterrado. 
 
 
 
Fig. 15 - Proteção de balanço de corrente, para banco ligado em estrela com neutro 
 aterrado. 
 
 Proteção de Capacitores 135 
 
 
 
 
Fig. 16 - Proteção de balanço de tensão, para banco ligado em estrela com neutro aterrado. 
 
O esquema da figura 16 é um dos mais usados atualmente, nas proteções digitais. Ele 
proporciona uma proteção rápida e confiável para todos os três tipos de capacitores. Os 
elementos diferenciais de tensão são imunes a desbalanços no sistema, possibilitando ajustes 
mais sensíveis e tempos de operação mais rápidos. Isto reduz o estresse causado por 
sobretensões nos capacitores shunt. Em geral, o relé inclui todos os elementos necessários 
para chaveamento automático do banco (ligar ou desligar) para níveis específicos de tensão. 
O relé também dispõe de elementos de sobretensão instantâneo e de tempo definido para 
desligar o banco quando ocorrer uma condição de sobretensão no sistema, acima da tensão 
nominal dos capacitores, que poderia provocar estresse no banco. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 136 
 
 
 
 
Fig. 17 - Proteção de desbalanço (V ou I), para banco dupla estrela com neutros 
 interligados. 
 
7.14. PROTEÇÃO CONTRA SURTOS DE TENSÃO 
 
A figura 18 mostra a proteção contra surtos de tensão no banco de capacitores. 
 
 
 
Fig. 18 - Proteção contra surtos de tensão. 
 
A referência para cálculo do pára-raios são as sobretensões geradas nas fases sem defeito 
por faltas fase-terra. As ondas de surto de tensão em geral entram pelas linhas de 
transmissão. 
 Proteção de Capacitores 137 
 
 
7.15. TRANSITÓRIO DE CHAVEAMENTO 
 
Chaveamentos freqüentes com transitórios excessivos podem submeter os capacitores a 
condições anormais de trabalho, aumentando o risco de falhas. Os meios empregados para 
redução desses transitórios são: 
 
 - Resistores de pré-inserção 
 
 - Reatores de amortecimento 
 
 - Sincronizador de disjuntor. 
 
7.16. REATORES DE AMORTECIMENTO 
 
O inrush de energização (amplitude e frequência) depende da tensão aplicada, da 
indutância e da capacitância do circuito. 
 
Os reatores de amortecimento podem ser instalados em série com o banco de capacitores 
para limitar o inrush de energização, protegendo, assim, os disjuntores empregados para 
ligar ou desligar o banco de capacitores. 
 
Quando o disjuntor é equipado com resistores de pré-inserção, o reator de amortecimento 
não é necessário. 
 
Os reatores, quando aplicados, são dimensionados de modo a limitar a corrente de inrush a 
níveis compatíveis com a capacidade do disjuntor. 
 
Quando se tem bancos em paralelo, é preciso considerar a corrente de inrush adicional 
devido à descarga do banco já energizado sobre o banco que está sendo energizado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 138 
 
 
7.17. CHAVES DE ATERRAMENTO 
 
Por medida de segurança, os bancos de capacitores são equipados com chave de 
aterramento, como se mostra na figura 19. 
 
 
 
Fig. 19 - Aterramento do banco de capacitores. 
 
O resistor de descarga é dimensionado para reduzir a tensão para 50 V ou menos em 5 
minutos. 
 
7.18. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
JUNIOR, Guilherme Cardoso, Proteção e Controle dos Bancos de Capacitores Série de 
Ivaiporã, Furnas, 1988. 
 
MAEZONO, Paulo Koiti, Proteção de Banco de Capacitores, Edição 1, 2003. 
 
SCHWEITZER, Engineering Laboratories, SEL-287V Relay Instruction Manual, USA, 2004. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 Proteção de Barramentos 139 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO OITO 
__________________________________________________________________________ 
 
PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS 
 
 
8.1. INTRODUÇÃO 
 
Os equipamentos de manobras de uma subestação são usados para controlar o fluxo de 
energia, bem como para isolar os transformadores, geradores ou linhas de transmissão. 
Estão incluídos nessa categoria, os disjuntores, seccionadoras, barras, conexões e 
respectivos isoladores de suporte. Para isolar uma falta na barra, devem ser abertos os 
disjuntores de todos os circuitos conectados a essa barra. 
 
Considerando que esse desligamento pode incluir geradores ou linhas de interligação, 
afetando assim grande parte do sistema, é de suma importância que a proteção funcione 
corretamente, ou seja, opere apenas para defeitos na barra, sendo insensível a defeitos 
externos. 
 
As faltas em barramentos, assim como em geradores e transformadores, não são, em geral, 
de natureza transitória, mesmo que a causa de origem tenha sido. Os danos causados são 
permanentes, o que implica na impossibilidade de reaplicação imediata de tensão. 
Entretanto, esses equipamentos geralmente são tão bem protegidos contra a ação de 
elementos da natureza, assim como contra erros de operação, que a probabilidade de 
defeitos é muito menor do que em outros elementos do sistema, tais como linhas de 
transmissão. 
 
8.2. OBJETIVOS DA PROTEÇÃO 
 
A proteção de barras é empregada para prover proteção instantânea e seletiva para os 
barramentos, tendo em vista os seguintes propósitos: 
 
 - Diminuição de possíveis danos nos equipamentos envolvidos. 
 
- Redução do tempo de restabelecimento do sistema, uma vez que os desligamentos se 
 restringirão quase totalmente à estação afetada. 
 
 - Redução dos problemas de estabilidade no sistema, que poderiam aparecer caso as 
faltas em barramentos não fossem eliminadas instantaneamente. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 140 
 
 
 - Desligamento rápido e parcial de uma estação, quando esta estiver operando no modo 
 barras separadas. 
 
 - Aumento do fator de segurança pessoal. 
 
 - Importância do barramento para o sistema. 
 
8.3. SELEÇÃO DAS PROTEÇÕES DE BARRAS 
 
A seleção do esquema de proteção de barras é feita considerando-se: 
 
 - Arranjo e importância do barramento. 
 
 - Preço do equipamento de proteção, em relação à performance exigida (relação 
custo/benefício). 
 
8.4. PROTEÇÃO DIFERENCIAL 
 
Uma barra, sendo um elemento do sistema de potência que não se estende por longas 
distâncias, como se dá com linhas de transmissão, é idealmente compatível com proteção 
através de relé diferencial. Conforme discutimos anteriormente, a proteção diferencial 
baseia-se na primeira lei de Kirchhoff. Considerando uma barra e seus circuitos associados 
consistindo de linhas ou transformadores, a soma algébrica de todas as correntes do circuito 
deve ser zero, quando não há falta na barra. Com relações de TCs iguais em todos os 
circuitos, a soma das correntes no secundário também será zero. 
 
As várias imprecisões dos TCs requerem o uso de um relé diferencial percentual, mas neste 
caso apercentagem de inclinação (slope) pode ser menor, já que não há relações 
descasadas ou comutadores de tapes envolvidos. E, naturalmente, não há nenhum fenômeno 
de inrush de magnetização a ser considerado. 
 
8.4.1. PROTEÇÃO DIFERENCIAL COM RELÉS DE SOBRECORRENTE 
 
O princípio da proteção com relés de sobrecorrente reside na ligação dos TCs que deverá 
ser feita de modo que, em condição normal de operação, não haja circulação de corrente 
através do relé, como se mostra na figura 1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Barramentos 141 
 
 
 
 
Fig. 1 - Proteção diferencial com relés de sobrecorrente: esquema básico. 
 
O inconveniente de se usar relé de sobrecorrente para proteção de barramentos é que, 
normalmente, quando se tem muitas linhas conectadas à barra, um curto-circuito na saída 
de uma das linhas poderá provocar a saturação de seu TC, pois, praticamente, toda a 
corrente de curto-circuito passará pelo TC, como ilustra a figura 2. 
 
 
 
Fig. 2 - Proteção diferencial com relés de sobrecorrente: saturação do TC. 
 
Consideremos a falta na linha 7 da figura 2. A corrente no TC da linha com falta é a soma 
das correntes de todos os outros circuitos e, consequentemente, este TC está sujeito a 
saturar-se. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 142 
 
 
Um TC saturado não produz nenhuma corrente no secundário enquanto seu núcleo estiver 
na saturação. Sempre que a densidade de fluxo transpõe o nível de saturação, a corrente 
secundária torna-se desprezível. Sob essas condições, o enrolamento secundário não está 
suficientemente acoplado com o enrolamento primário - o transformador age essencialmente 
como um dispositivo de núcleo de ar. A falta de um forte acoplamento implica que o 
enrolamento secundário apresenta uma impedância muito baixa para qualquer circuito 
externo conectado a seus terminais, em vez de agir como uma fonte de corrente de alta 
impedância equivalente. Deve ficar claro que, se a corrente secundária em um TC torna-se 
zero por algum período durante uma falta externa, a corrente diferencial será igual à 
corrente ausente, causando a operação do relé. 
 
Supondo uma falta na saída da linha 7 e admitindo que o TC dessa linha sature 
completamente, sua reatância de magnetização (Xm ) será igual a zero. Desse modo, a 
bobina do relé de sobrecorrente ficará em paralelo com RL + RTC (resistência das ligações, 
mais a resistência interna do TC), formando um divisor de corrente. Caso a impedância 
RL + RTC seja maior que ZR (impedância do relé), uma parcela maior da corrente passará 
através do relé de sobrecorrente, podendo causar sua operação, numa condição na qual ele 
não deveria operar, pois a falta é externa à barra. 
 
Uma análise idêntica à que fizemos para faltas na saída da linha 7 deverá ser feita para as 
outras saídas de linha, considerando que o valor de RL modifica-se com a distância dos TCs 
e as correntes de falta também serão diferentes. 
 
De modo geral, o núcleo de um TC adequadamente escolhido não deve saturar dentro de 1/2 
a 1 ciclo após a incidência da falta. Todavia, muitas vezes o requisito colocado para relés 
diferenciais de barra é que eles não devem operar para faltas externas, mesmo se um TC 
saturar em 1/4 de ciclo ou menos, após a ocorrência de uma falta. 
 
Este requisito coloca uma restrição muito apertada para relés diferenciais de barra 
baseados em tecnologia digital. Entretanto, relés analógicos apresentam uma solução 
bastante engenhosa para o problema decorrente de um TC saturado. Como o secundário do 
TC saturado aparece como um caminho de baixa impedância no circuito diferencial, basta 
construir o relé como um dispositivo de alta impedância. A corrente diferencial espúria 
então produzida flui através do próprio enrolamento secundário do TC saturado, 
baipassando o relé, que tem uma impedância muito mais alta. A própria saturação do TC é 
responsável por evitar uma falsa operação, a qual resultaria dessa mesma saturação, pois a 
baixa impedância do secundário do TC saturado baipassa a corrente diferencial do relé. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Barramentos 143 
 
 
Assim, o acréscimo de um resistor em série com o relé poderá solucionar o problema, pois, 
nesse caso, diminuiremos a parcela de corrente que circulará no relé. Porém, para falta 
interna, dependendo do valor do resistor, poderemos saturar os TCs pelo desenvolvimento 
de tensão elevada, já que toda a corrente secundária passará pelo resistor em série com o 
relé, como mostra a figura 3. 
 
 
 
Fig. 3 - Proteção diferencial com relés de sobrecorrente: resistor em série com o relé. 
 
A utilização de relé de sobrecorrente para proteção de barras, normalmente, é mais eficaz 
quando não se tem níveis elevados de curto-circuito, pois, neste caso, não haverá risco de 
saturação de TC para faltas na saída das linhas. 
 
8.4.2. PROTEÇÃO DIFERENCIAL COM RELÉS DE SOBRETENSÃO 
 
Uma alternativa para contornar o problema de saturação de TC durante faltas externas é o 
emprego de relés de sobretensão, ao invés de relés de sobrecorrente. Os relés de 
sobretensão normalmente são de alta impedância. 
 
8.4.2.1. DESCRIÇÃO 
 
A proteção diferencial de barras com relés de sobretensão tipo PVD é muito comum no 
sistema de Furnas e de outras empresas. O relé PVD é do tipo tensão diferencial, concebido 
especialmente para proteção de barramentos. Ele possui uma unidade de tensão (87L) e uma 
unidade de corrente (87H), além da unidade de selo (87SI). A figura 4 mostra o diagrama 
interno do relé PVD. 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 144 
 
 
 
Fig. 4 - Diagrama interno do relé PVD. 
 
A unidade 87L é uma unidade de tensão, instantânea, constituída de uma bobina de alta 
impedância conectada aos terminais C.C. de uma ponte retificadora de onda completa que, 
por sua vez, é ligada a uma combinação reator-capacitor sintonizada na freqüência 
nominal. 
 
A unidade 87H é uma unidade de sobrecorrente com uma bobina de operação de baixa 
impedância, conectada em série com discos do resistor THYRITE, que nada mais é que um 
limitador de tensão de característica não linear. 
 
8.4.2.2. OPERAÇÃO DA PROTEÇÃO 
 
O diagrama unifilar da figura 5 mostra, simplificadamente, as ligações externas para a 
proteção diferencial de barras. Nessa figura está representada uma seção de barra que 
conecta 2 geradores a 3 alimentadores, sendo as informações de corrente ligadas à malha 
diferencial, onde o relé é representado pela impedância infinita ZR . 
 
 
Fig. 5 - Diagrama simplificado, mostrando as ligações da malha diferencial. 
 Proteção de Barramentos 145 
 
 
Considerando-se um defeito externo em um dos alimentadores, cada TC dos circuitos dos 
geradores produzirá uma tensão secundária, necessária para impelir sua contribuição de 
corrente secundária para o defeito, de acordo com sua relação de transformação, enquanto 
que o TC do alimentador defeituoso produzirá uma tensão suficiente para forçar toda a 
corrente secundária de contribuição para o defeito, através de seus enrolamentos e 
terminais. Desprezando o efeito das correntes de carga, os TCs dos outros alimentadores 
não produzirão tensão secundária e, considerando-se um desempenho ideal de todos os TCs, 
não aparecerá tensão nos pontos de junção C e D. 
 
Na verdade, em situações reais, durante curto-circuito, os TCs não respondem idealmente 
devido à saturação do núcleo que, normalmente, é resultante da circulação de transitórios 
de corrente contínua na corrente de defeito primária e que pode ser agravada pelo fluxo 
residual deixado no núcleo por ocasião de faltas anteriores.Voltando ao caso de uma falta externa, a pior condição ocorrerá se o TC do alimentador 
defeituoso saturar-se completamente, perdendo toda sua capacidade de produzir tensão em 
seu secundário. Nesse caso, os TCs dos geradores terão que produzir tensão suficiente para 
forçar suas correntes através dos seus próprios enrolamentos e através dos enrolamentos e 
terminais do TC saturado. Conseqüentemente, uma tensão aparecerá nos pontos de junção C 
e D. 
 
Como consideramos que o TC do alimentador defeituoso estaria completamente saturado, 
essa tensão será igual ao produto do valor da corrente secundária total, proveniente dos 
TCs dos geradores, pelo valor da resistência do secundário do TC saturado, incluindo as 
ligações. 
 
Essa tensão é relativamente pequena, da ordem de 100 volts e, como foram consideradas as 
piores condições (completa saturação do TC e máximo curto-circuito), é a maior tensão que 
pode vir a ocorrer para um defeito externo. Como é óbvio, não haverá saturação completa 
do TC do alimentador defeituoso e os TCs dos geradores também tenderão a saturar-se um 
pouco, de modo que a tensão que aparecerá nos pontos de junção C e D será sempre menor 
que aquela mencionada. 
 
Supondo-se agora a ocorrência de um defeito interno, os TCs dos geradores terão que 
produzir tensão suficiente para impelir suas correntes secundárias de contribuição para o 
defeito, através dos secundários dos TCs dos alimentadores, que não terão correntes 
primárias de contribuição para o defeito, supondo que o sistema seja radial. 
 
Desse modo, por serem muito elevadas as impedâncias secundárias apresentadas pelos 
secundários dos TCs dos alimentadores, aparecerá nos pontos de junção C e D uma tensão 
elevada (da ordem de 1000 volts), que será limitada apenas pela saturação dos TCs dos 
geradores. Essa tensão, mesmo para o mínimo curto-circuito, será sempre maior que a 
tensão gerada para a pior condição de falta externa. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 146 
 
 
Assim, a bobina de alta impedância do relé diferencial conectada aos pontos de junção C e 
D estará habilitada para distinguir defeitos externos de internos, se for calibrada para não 
operar para a máxima tensão devida a faltas externas e operar para a mínima tensão 
desenvolvida nos pontos de junção da malha, proveniente de uma falta interna. 
 
Além da descrição acima, o relé PVD possui alguns refinamentos para melhorar sua 
característica de operação. É desejável que o circuito diferencial seja insensível a 
componentes de C.C. e a freqüências diferentes da fundamental. Assim, a bobina de alta 
impedância do relé é alimentada através de um circuito ressonante série, sintonizado na 
freqüência fundamental. 
 
Por outro lado, é necessário que o relé permita uma larga faixa de ajuste, sendo que a 
alteração da reatância indutiva, na unidade de alta impedância, provocaria desvios no 
circuito de sintonização. Por esse motivo, a unidade 87L é isolada por uma ponte 
retificadora de onda completa. 
 
Durante a ocorrência de defeitos internos, a saturação dos TCs dos geradores, como foi dito 
anteriormente, limita a tensão secundária da malha. Entretanto, cristas de tensão 
suficientemente altas para danificarem o isolamento poderiam surgir, se um elemento 
adicional qualquer de limitação de tensão não fosse incluído. Essa limitação é 
desempenhada pelo resistor THYRITE, colocado em paralelo com a bobina de alta 
impedância. 
 
A introdução do circuito ressonante, em série com a bobina de alta impedância, aumenta o 
tempo de operação dessa unidade de cerca de 3 ciclos, o que não constitui problema, no 
caso de pequenos valores de curto-circuito. Entretanto, para defeitos de grandes 
proporções, é desejável uma operação da proteção no menor tempo possível. Para esse fim, 
existe a unidade 87H de baixa impedância, em série com o THYRITE. Esta é uma unidade de 
sobrecorrente instantânea, que é ajustada para operar com a corrente que flui pelo 
THYRITE em casos de grandes correntes de defeito interno. 
 
8.5. PROTEÇÃO POR COMPARAÇÃO DIRECIONAL 
 
Este método de proteção baseia-se na comparação do sentido do fluxo de corrente de cada 
um dos circuitos conectados ao barramento. Quando o fluxo em todos eles estiver na direção 
do barramento, estará caracterizada uma falta interna. 
 
Esse tipo de proteção pode ser empregado nos seguintes casos: 
 
 - Indisponibilidade de enrolamento secundário de TCs. 
 - Impossibilidade de casamento das relações dos TCs. 
 - É mais econômico instalar relés direcionais do que trocar os TCs. 
 - Há poucos circuitos ligados ao barramento. 
 
A figura 6 mostra o arranjo da proteção por comparação direcional. 
 Proteção de Barramentos 147 
 
 
 
 
Fig. 6 - Proteção por comparação direcional. 
 
A figura 7 mostra o diagrama funcional da proteção. 
 
 
 
Fig. 7 - Diagrama funcional da proteção por comparação direcional. 
 
Os seguintes inconvenientes podem ser identificados nesta proteção: 
 
 - Elevado número de contatos em série, aumentando a probabilidade de falhas. 
 - Os relés direcionais polarizados por tensão podem não operar durante faltas 
trifásicas rígidas na barra. 
- Maior número de relés implica em mais manutenção e, conseqüentemente, mais riscos 
 de abertura incorreta. 
- Para a linha radial, é preciso cuidado na coordenação dos contatos tipo “a” dos relés 
2 e dos contatos tipo “b” do relé 1, quando da ocorrência de falta na linha 2. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 148 
 
 
8.6. PROTEÇÃO POR COMPARAÇÃO DE FASE 
 
Um outro método usual de proteção de barras é através da comparação de fase das 
correntes dos circuitos ligados ao barramento. As correntes de cada circuito são convertidas 
em ondas quadradas e, em seguida, a fase instantânea de cada sinal de onda quadrada é 
comparada. Quando há coincidência de polaridade entre todos os sinais, está caracterizada 
uma falta interna e a proteção gera uma saída de disparo. 
 
A figura 8 mostra o princípio de funcionamento da proteção. 
 
 
 
Fig. 8 - Princípio de funcionamento da proteção por comparação de fase 
 
A corrente dos TCs de cada circuito ligado ao barramento é transformada numa tensão 
proporcional, através de TCs auxiliares incorporados ao relé. Esta tensão, por sua vez é 
aplicada a circuitos conversores (detectores de nível) e é transformada num sinal de onda 
quadrada, em fase com a corrente do TC principal. Os sinais de onda quadrada são 
aplicados aos comparadores, que podem ser constituídos de portas lógicas “E”, com uma 
entrada para cada circuito ligado ao barramento. O comparador gera uma saída quando 
 Proteção de Barramentos 149 
 
 
todas as entradas forem positivas simultaneamente. Visando aumentar a velocidade e a 
confiabilidade da proteção, a comparação de fase é realizada nos dois semiciclos. 
 
Em condições normais de operação, ou no caso de uma falta externa, a corrente de entrada 
é oposta à corrente de saída, não havendo coincidência de polaridade, como se mostra na 
figura 8. Não há, portanto, operação da proteção, pois não há saída em nenhum dos 
comparadores. 
 
Na hipótese de ocorrência de uma falta no barramento, a corrente I’2 se inverte, ficando em 
fase com a corrente I’1, como mostra a figura 9. 
 
 
 
Fig. 9 - Proteção por comparação de fase – falta interna. 
 
Neste caso há coincidência de polaridade entre as correntes e a proteção gera uma saída de 
disparo no semiciclo positivo, através do comparador P, e uma saída no semiciclo negativo, 
através do comparador N. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 150 
 
 
Além da comparaçãode fase, estas proteções costumam realizar também uma medição 
diferencial. Assim, a saída de disparo é gerada segundo dois critérios: comparação de fase e 
corrente diferencial. A figura 10 mostra a configuração da proteção incluindo a medição 
diferencial. 
 
 
 
Fig. 10 - Proteção de comparação de fase com medição diferencial – falta externa. 
 
Como mostra a figura, os TCs auxiliares são ligados em paralelo, formando uma malha 
diferencial. Na junção da malha liga-se um TC auxiliar, através do qual circulará a corrente 
diferencial resultante na malha. A corrente diferencial é transformada num sinal de onda 
quadrada que, por sua vez, é aplicado a uma das entradas dos comparadores. Desse modo, 
o sinal de disparo será gerado levando em conta, simultaneamente, o critério de 
comparação de fase e o critério diferencial. 
 
 
 Proteção de Barramentos 151 
 
 
No exemplo de falta externa mostrado na figura, não há saída nos comparadores, pois 
nenhum dos dois critérios é satisfeito. A figura 11 mostra o funcionamento da proteção para 
uma falta no barramento. 
 
 
 
Fig. 11 - Proteção de comparação de fase com medição diferencial – falta interna. 
 
A proteção de comparação direcional INX2 da BBC, instalada em algumas subestações de 
Furnas e outras empresas, emprega o princípio de comparação de fase para realizar a 
medição direcional e considera o critério diferencial também para gerar a saída de disparo. 
 
Estas proteções incorporam alguns refinamentos para contornar problemas de saturação de 
TCs durante faltas externas, circuitos de fraca alimentação, circuitos radiais e circuitos com 
diferentes constantes de tempo produzindo correntes de contribuição defasadas. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 152 
 
 
A facilidade que este método apresenta de incluir ou excluir entradas nos comparadores, 
torna-o bastante flexível, podendo ser aplicado para proteção de barras de múltiplos 
segmentos, sem impor nenhuma restrição operacional. As malhas diferenciais e as 
informações para os comparadores são automaticamente reconfiguradas em função da 
topologia da subestação. 
 
A proteção INX2 é altamente seletiva: é capaz de identificar o segmento de barra com 
defeito e isolar a falta desligando o menor número possível de circuitos. 
 
8.7. ARRANJO DA PROTEÇÃO DIFERENCIAL 
 
O método de proteção com relés diferenciais de alta impedância ainda é o mais usual. O 
arranjo da proteção varia em função do layout do barramento. A seguir mostraremos o 
arranjo para os barramentos mais comuns. 
 
8.7.1. BARRA SIMPLES COM BARRA DE TRANSFERÊNCIA 
 
Esse tipo de barramento é um dos mais econômicos, porém, o pior do ponto de vista 
operativo. A proteção diferencial deverá ser ligada conforme a figura 12, caso os TCs sejam 
do tipo pedestal. 
 
 
 
Fig. 12 - Proteção de barra simples: TCs localizados na linha. 
 
 Proteção de Barramentos 153 
 
 
Quando os TCs estão localizados nas buchas dos disjuntores, a proteção diferencial já não 
será tão simples. A figura 13 mostra o arranjo da proteção para este caso. 
 
 
 
Fig. 13 - Proteção de barra simples: TCs localizados nas buchas dos disjuntores. 
 
Nesse caso, os seguintes cuidados deverão ser tomados, se um dos disjuntores for substituído 
pelo amarre: 
 
- Deverá ser instalada uma chave especial para transferir as informações de corrente 
dos TCs do disjuntor que será substituído, para os TCs do disjuntor de amarre. 
 
 - Todas as relações de TC do diferencial deverão ter as mesmas relações dos TCs do 
disjuntor de amarre. 
 
- Deverá ser elaborada uma seqüência de manobras, para que não haja operação 
indevida do diferencial de barras durante a substituição do disjuntor defeituoso pelo 
amarre. 
 
8.7.2. BARRAMENTO DUPLO 
 
Esse tipo de barramento é um pouco melhor, do ponto de vista operacional, que o tipo barra 
simples, havendo, nesse caso, dois tipos de operação: individual ou overall (total, conjunta). 
 
No modo de operação individual, cada proteção de barra desligará apenas os disjuntores 
ligados àquela barra e a condição necessária é que cada linha esteja ligada à barra para a 
qual foi destinada por projeto. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 154 
 
 
No modo de operação overall (total, conjunta), usado quando um dos disjuntores de linha 
precisa de reparos ou manutenção preventiva e é substituído pelo disjuntor de amarre, falta 
numa das barras implica em desligamento completo das duas barras. 
 
Qualquer uma das duas barras (A ou B) poderá ser usada como barra de transferência. A 
figura 14 ilustra a filosofia dessa proteção. 
 
 
 
Fig. 14 - Proteção de barramento duplo: filosofia de ligação dos TCs às malhas diferenciais. 
 
A localização dos TCs ou dos núcleos secundários deverá ser tal que a proteção diferencial 
da barra e a proteção da linha fiquem superpostas. Tanto no arranjo de barra simples 
quanto no de barra dupla, poderemos ter três situações distintas: transformadores de 
corrente nos dois lados do disjuntor, apenas do lado da linha ou apenas do lado da barra. 
As figuras 15, 16 e 17 mostram essas três possibilidades e suas implicações. 
 
 
 
 Proteção de Barramentos 155 
 
 
 
 
Fig. 15 - TCs nos dois lados do disjuntor. 
 
Neste caso, não haverá pontos cegos, isto é, pontos onde a falta não seja eliminada 
instantaneamente. 
 
 
 
Fig. 16 - TC do lado da linha. 
 
Neste caso, uma falta no ponto F, apesar da operação da proteção diferencial de barras 
(87), não será eliminada instantaneamente. A isolação da falta será feita pelo terminal 
remoto, com retardo de tempo. Assim sendo, a proteção de falha de disjuntor atuando como 
retaguarda local, seria uma solução, com o acréscimo da transferência de disparo. 
 
 
 
Fig. 17 - TC do lado da barra. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 156 
 
 
Neste caso, para uma falta no ponto F, apesar da operação da proteção da linha, a mesma 
não será eliminada instantaneamente, visto que está fora do alcance da proteção de barra 
(87) e, assim, o esquema para falha de disjuntor seria uma solução. É claro que, antes de se 
adotar esta solução para os dois últimos casos, há que se considerar a probabilidade de 
falta no trecho indicado, extensão do trecho, custo do esquema para falha de disjuntor e o 
tempo de eliminação da falta pelos terminais remotos. 
 
8.7.3. BARRAMENTO EM ANEL 
 
Nesse tipo de esquema, a barra faz parte da linha. Assim sendo, cada trecho de barra estará 
protegido pela proteção da linha correspondente. 
 
O arranjo mostrado na figura 18 é o ideal, porém, são necessários 8 TCs do tipo pedestal, 
instalados um de cada lado de cada disjuntor. 
 
 
 
Fig. 18 - Proteção de barramento em anel utilizando TC em ambos os lados do disjuntor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Barramentos 157 
 
 
Por razões econômicas, o arranjo da figura 19 é o normalmente empregado, uma vez que 
neste são utilizados apenas 4 TCs do tipo pedestal, instalados em um dos lados de cada 
disjuntor. 
 
 
 
Fig. 19 - Proteção de barramento em anel utilizando TCs com 2 núcleos. 
 
Embora o arranjo da figura 19 necessite de mais núcleos secundários, a variação no preço 
de um TC com 2, 4 ou mesmo 6 núcleos secundários é muito pequena, desde que haja espaço 
para se colocá-los. 
 
No arranjo da figura 19, a falta em F1 não será eliminada instantaneamente. Apesar da 
proteção da linha L1 operar e comandar a abertura dos disjuntores 1 e 2, afalta persistirá, 
pois se localiza fora da proteção da linha L4 , que não operará. Assim sendo, o esquema 
para falha de disjuntor poderá ser utilizado como retaguarda local. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 158 
 
 
A ligação dos TCs deverá ser feita de modo que os relés recebam uma corrente proporcional 
à corrente total da linha que estão protegendo, como se mostra na figura 20. 
 
 
 
Fig. 20 - Conexão dos TCs para barramento em anel. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Barramentos 159 
 
 
8.7.4. BARRAMENTO TIPO DISJUNTOR E MEIO 
 
Esse tipo de arranjo é um dos melhores, do ponto de vista operacional, havendo, no entanto, 
um custo maior com disjuntores e transformadores de corrente. Este arranjo requer uma 
proteção diferencial para cada barra. A figura 21 ilustra esse tipo de barramento, onde se 
observa que, para falta em qualquer barra, não haverá interrupção de energia. 
 
 
 
Fig. 21 - Proteção de barramento tipo disjuntor e meio: arranjo ideal. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 160 
 
 
Por razões econômicas, o arranjo da figura 22 a seguir é mais utilizado, tenda em vista o 
menor número de transformadores de corrente. 
 
 
 
Fig. 22 - Proteção de barramento tipo disjuntor e meio: arranjo econômico. 
 
Neste arranjo, haverá pontos (I, II e III) onde a falta não será eliminada pela abertura dos 
disjuntores locais. Neste caso, analogamente ao barramento em anel, a isolação completa 
da falta dependerá de retaguarda remota com retardo de tempo, ou de retaguarda local, 
onde o esquema de falha de disjuntor poderá ser empregado. 
 
As ligações dos TCs devem ser feitas de forma idêntica para o arranjo de barra tipo anel, 
isto é, os relés da linha deverão “ver” a corrente da linha correspondente. 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Barramentos 161 
 
 
8.8. MODOS DE OPERAÇÃO OVERALL E INDIVIDUAL 
 
Considerando que muitos barramentos duplos ainda empregam proteções eletromecânicas 
baseadas, principalmente, em relés PVD, com modos de operação individual e overall, 
discutiremos um pouco mais este esquema. 
 
8.8.1. GENERALIDADES 
 
Esse esquema é constituído de um conjunto completo de proteção diferencial de barra para 
cada seção do barramento, cada um com seu conjunto de relés PVD e seus relés auxiliares 
de bloqueio. O relé de bloqueio é conectado para desligar somente os disjuntores 
normalmente ligados à seção de barramento associada àquele relé. 
 
No caso em que um disjuntor é ligado ao barramento alternado (barramento ao qual o 
circuito não está normalmente ligado), esse esquema provê proteção diferencial total 
(OVERALL), conectando em paralelo os terminais secundários dos transformadores de 
corrente e os relés diferenciais de ambas as seções de barramento e também conectando 
conjuntamente os circuitos de trip dos dois relés diferenciais e dos relés auxiliares de 
bloqueio. 
 
Em operação normal, as funções requeridas para se estabelecer o modo próprio da proteção 
são efetuadas por relés auxiliares controlados pelas seccionadoras seletoras de barra. A 
seqüência para a operação da proteção diferencial em OVERALL pode ser iniciada 
manualmente pela operação da chave 29 (seletora e de bloqueio). 
 
A sequência para a operação da proteção em INDIVIDUAL pode ser permitida, mas não 
necessariamente iniciada, pela operação da chave 29 (seletora e de bloqueio). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 162 
 
 
As figuras 23, 24 e 25 mostram o diagrama trifilar da proteção diferencial de barras e o 
esquemático C.C. dessa proteção. 
 
 
 
Fig. 23 - Proteção de barras – diagrama trifilar. 
 Proteção de Barramentos 163 
 
 
 
 
Fig. 24 - Proteção de barras – relés diferenciais e circuito de teste. 
 
 
 
Fig. 25 - Proteção diferencial de barras: diagrama C.C. de controle. 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 164 
 
 
8.8.2. OPERAÇÃO 
 
O modo normal de operação, chamado INDIVIDUAL, considera que cada circuito (linha, 
transformador) opera ligado ao barramento para ele especificado (seu barramento normal). 
Os relés diferenciais para cada seção de barramento são ligados permanentemente para 
“verem” somente as correntes através dos disjuntores que são normalmente conectados a 
esse barramento. Mesmo com o disjuntor de interligação de barras operando fechado, as 
seções de barramento são protegidas individualmente. 
 
Se ocorrer uma falta num barramento, ela será vista apenas pelo relé diferencial 
correspondente e esse relé desligará somente os disjuntores ligados àquele barramento. A 
seção de barra sem falta permanecerá em serviço, enquanto que o barramento com falta 
será desligado do sistema. 
 
Eventualmente, pode ser necessário desligar um circuito de seu barramento normal e ligá-lo 
ao seu barramento alternado. Quando isto ocorrer, o relé diferencial do barramento normal 
daquele circuito não mais poderá medir a verdadeira soma das correntes que entram e saem 
do barramento normal, pois ele está conectado de forma a ver as correntes através do 
circuito agora conectado ao barramento alternado. 
 
Por outro lado, o relé diferencial do barramento alternado daquele circuito não mais poderá 
medir a soma verdadeira das correntes que entram e saem, porque ele não é conectado para 
ver as correntes através do circuito transferido. Uma falta no barramento alternado não 
será eliminada porque os relés de proteção desse barramento não são ligados para dar trip 
num disjuntor que normalmente não é ligado a ele. 
 
Nesse esquema, quando um circuito é conectado ao seu barramento alternado, o 
balanceamento das correntes que entram e saem é assegurado ligando-se em paralelo os 
terminais secundários dos dois conjuntos de transformadores de corrente. 
 
Assim, a soma das correntes que entram em ambas as seções de barramento fica igual à 
soma das correntes que saem de ambas as seções. Essa ligação permite que ambos os relés 
diferenciais desliguem todos os disjuntores de ambas as seções de barramento, para uma 
falta em qualquer um deles. Adicionalmente, ligando o circuito dos dois relés de bloqueio em 
paralelo, permite-se que um conjunto de relés diferenciais sirva de proteção de retaguarda 
para o outro e vice-versa. Essa forma de operação da proteção diferencial é chamada de 
OVERALL. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Barramentos 165 
 
 
8.8.3. TRANSFERÊNCIA DE INDIVIDUAL PARA OVERALL 
 
O primeiro passo para se transferir um circuito do seu barramento normal para o seu 
barramento alternado é o fechamento da chave seccionadora seletora de barras que liga 
esse circuito ao barramento alternado. Logo que a seccionadora seletora do barramento 
alternado começa a mover-se da posição “aberta” para a posição “fechada”, ocorrem, 
automaticamente, os seguintes eventos: 
 
 - Desenergização da lâmpada indicadora da condição INDIVIDUAL. 
 - Conexão em paralelo dos neutros das malhas diferenciais. 
 - Conexão em paralelo dos dois relés de bloqueio. 
 - Conexão em paralelo das duas malhas diferenciais. 
 - Energização da lâmpada indicadora da condição OVERALL. 
 
8.8.4. TRANSFERÊNCIA DE OVERALL PARA INDIVIDUAL 
 
O último passo da transferência de um circuito do seu barramento alternado para o seu 
barramento normal é a abertura da chave seletorade barras que liga esse circuito ao 
barramento alternado. Algum tempo depois de a chave seletora de barras começar a 
abrir-se e quando está se aproximando da posição aberta, ocorrem, automaticamente, os 
seguintes eventos, supondo que todos os demais circuitos estejam ligados ao seu barramento 
normal: 
 
 - Energização da lâmpada indicadora da condição INDIVIDUAL. 
 - Verificação de corrente de desbalanço (relés 50A, 50B e 50C) entre as duas malhas 
diferenciais. Não havendo desbalanço, a seqüência de eventos prossegue. 
 - Separação dos neutros das malhas diferenciais. 
 - Separação (desconexão do paralelo) dos dois relés de bloqueio. 
 - Separação (desconexão do paralelo) das duas malhas diferenciais. 
 - Desenergização da lâmpada indicadora da condição OVERALL. 
 
8.8.5. SUPERVISÃO 
 
O esquema possui duas lâmpadas indicadoras do estado do circuito: 
 
 - Lâmpada indicadora da condição OVERALL. 
 - Lâmpada indicadora da condição INDIVIDUAL. 
 
Através da observação dessas duas lâmpadas, pode-se saber exatamente a condição do 
circuito. Além da indicação normal, algumas situações anormais poderão ser identificadas: 
 
- Caso a proteção esteja em INDIVIDUAL e se tente passá-la para OVERALL, se a 
chave motorizada 87M não completar o seu curso, as duas lâmpadas ficarão 
apagadas. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 166 
 
 
- Caso a proteção esteja em INDIVIDUAL e se tente passá-la para OVERALL, se a 
chave motorizada 87M não se movimentar, as duas lâmpadas ficarão apagadas. 
 
- Caso a proteção esteja em OVERALL e se tente passá-la para INDIVIDUAL, se a 
chave motorizada 87M não completar o seu curso, a lâmpada indicadora da condição 
individual ficará acesa e a da condição overall ficará apagada. 
 
 - Caso a proteção esteja em OVERALL e se tente passá-la para INDIVIDUAL, se existir 
desbalanço de corrente entre as duas malhas diferenciais, além das bandeirolas 
comandadas pelos relés 50A, 50B e 50C indicarem o desbalanço, ficarão também 
acesas as lâmpadas indicadoras das condições overall e individual. 
 
- Finalmente, caso a proteção esteja em OVERALL e se tente passá-la para 
INDIVIDUAL, não havendo corrente de desbalanço entre as duas malhas diferenciais 
e a chave motorizada 87M não se movimentar, ficarão acesas as lâmpadas 
indicadoras das condições overall e individual. 
 
Deve-se observar que, em todos os casos acima citados, em que a passagem da condição 
INDIVIDUAL para OVERALL ou vice-versa não se completar, o relé 30 fará soar um 
alarme através de um de seus contatos. 
 
8.8.6. CIRCUITOS DE TESTE 
 
Como pode ser visto na figura 24, existe um circuito de desbalanço de malha e um circuito 
de teste de isolamento. Esses circuitos consistem dos seguintes instrumentos: 3 
miliamperímetros com escala de 0 a 300 mA, 1 ohmímetro, um reostato de ajuste do 
ohmímetro, uma bateria de 22,5 V, uma botoeira e duas chaves de teste (TS) de duas 
posições (teste/desligado). 
 
Em situação normal, a chave TS está desligada e os instrumentos estão fora de operação. A 
verificação do isolamento da malha diferencial é feita passando-se a chave TS para a 
posição teste, quando então, estando o isolamento em boas condições, o valor lido no 
ohmímetro tenderá para infinito. A determinação da resistência de isolamento deve ser feita 
em uma malha de cada vez (uma chave TS na posição TEST de cada vez). Para o ajuste do 
ohmímetro, a chave TS deverá estar desligada: pressionando a botoeira, ajusta-se o 
ohmímetro através do reostato. 
 
A chave TS na posição TEST desconecta o neutro da malha diferencial da barra de terra e 
conecta as três fases da malha nos miliamperímetros. Na posição OFF, desconecta os 
miliamperímetros e conecta o neutro na barra de terra. A verificação de desbalanço deve ser 
feita em uma malha de cada vez (uma chave TS na posição TEST de cada vez) para não 
acontecer a união entre as duas malhas diferenciais através das chaves de teste TS. 
 
 
 
 Proteção de Barramentos 167 
 
 
Antes de se passar quaisquer das chaves TS para TEST, deve-se tomar a precaução de se 
verificar, através de ligeiro movimento da chave, se a corrente dos miliamperímetros 
ultrapassa o fim de escala. Tal cuidado deve ser tomado porque os miliamperímetros 
poderão ser danificados, podendo ocasionar a operação em falso dos relés PVD, caso haja 
suficiente desequilíbrio de correntes na malha diferencial. 
 
8.8.7. CONTROLE MANUAL 
 
Esse controle é feito através de uma chave 29 de três posições, seletada conforme a 
necessidade de se ter a proteção em INDIVIDUAL, OVERALL ou OFF. 
 
Na posição INDIVIDUAL, ela conecta a tensão C.C. no circuito de controle da proteção e 
permite à mesma ficar na posição INDIVIDUAL. A transferência é controlada pela posição 
dos contatos auxiliares das seccionadoras seletoras de barras. 
 
Na posição OVERALL, ela inicia a transferência para a condição OVERALL, pela 
desenergização do relé 87XY. 
 
Na posição OFF, ela desconecta a tensão C.C. de suprimento para o circuito de controle da 
proteção diferencial e curto-circuita os relés PVD simultaneamente. 
 
Se houver necessidade de se colocar a proteção em OVERALL, estando ela anteriormente 
em INDIVIDUAL, deve-se retirar a chave 29 da posição INDIVIDUAL e colocá-la na 
posição OVERALL, tomando-se o cuidado de não se parar na posição OFF. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 168 
 
 
8.9. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
AOUN, Geraldo Magela, Apostila “Proteção Diferencial de Barras INX2”, Furnas, DRN.O, 
Rio de Janeiro. 
 
ARAKAKI, Humberto, Apostila “Proteção de Barras”, Furnas, DAPR.O, Rio de Janeiro. 
 
SOUZA, Ely Jesus Toledo, Apostila “Proteção de Barras”, Furnas, DRT.O, Marimbondo. 
 
ALBUQUERQUE, Mário de Almeida, e OLIVEIRA, Paulo César, Apostila “Proteção de 
Sistemas Elétricos”, Módulo “Proteção de Barras”, Furnas, CTFU. 
 
PHADKE, Arun G., e THORP, James S., Computer Relaying for Power Systems, John Wiley 
 & Sons Inc., EUA, 1993. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 169 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO NOVE 
__________________________________________________________________________ 
 
PROTEÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO 
 
 
9.1. INTRODUÇÃO 
 
Uma proteção de linha deve remover a linha de transmissão faltosa do resto do sistema de 
potência, tão rapidamente quanto possível, visando reduzir o tempo de exposição às 
elevadas correntes de defeito e o risco de perda de estabilidade do sistema. Além disso, deve 
ser suficientemente seletiva para desligar o menor trecho possível. 
 
As proteções de linhas podem ser baseadas em relés de sobrecorrente, diferenciais e de 
distância. 
 
9.2. PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE 
 
Quando ocorre uma falta no sistema de potência, a corrente de falta é, quase sempre, maior 
que a corrente de carga pré-falta, em qualquer elemento do sistema. Assim, o emprego da 
magnitude da corrente como indicador de faltas constitui um método de proteção bastante 
simples e eficiente. Os relés de sobrecorrente podem ser usados para proteger praticamente 
qualquer componente do sistema de potência, isto é, linhas de transmissão, transformadores, 
geradores ou motores. Estes relés respondem à magnitude da grandeza de entrada, ou seja, 
os relés de sobrecorrente respondem às mudanças na magnitude da corrente de entrada 
(valor de pico ou valor eficaz). 
 
No caso particular de linhas de transmissão, os relés de sobrecorrente constituem o mais 
simples e econômico método de proteção. Entretanto, emcertas situações, devido à 
dificuldade de obter-se uma boa e adequada coordenação e seletividade, torna-se necessário 
o emprego de métodos mais precisos e de maior rapidez de atuação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 170 
 
 
9.2.1. PROTEÇÃO COM RELÉS DE SOBRECORRENTE INSTANTÂNEOS 
 
A figura 1 representa um sistema de transmissão com várias subestações intermediárias e 
seus respectivos disjuntores, e a variação da corrente de falta em função da distância. 
 
 
Fig. 1 - Proteção de linhas de transmissão com relés de sobrecorrente instantâneos. 
 
Com base na figura 1, para uma falta dentro da zona de proteção, a menor corrente ocorre 
para faltas no terminal remoto da linha e a maior, para faltas no terminal local, onde se 
encontra o relé. Isto se verifica, admitindo que o sistema seja radial, isto é, a fonte de 
potência está somente no lado esquerdo. Desse modo, se ajustarmos um relé de 
sobrecorrente instantâneo na barra A (relé RA ) para uma corrente mínima de operação 
igual a I1 , o relé operará para faltas em qualquer ponto da linha AB. 
 
É importante lembrar que a magnitude da corrente é obtida a partir de uma forma de onda 
CA que pode incluir uma componente CC amortecida, cuja amplitude depende do instante 
da incidência da falta. A figura 1 é uma curva de variação, em regime permanente, da 
componente CA da corrente de defeito (conhecida como corrente simétrica de falta), em 
função da localização. O ajuste de pickup do relé é definido com base na corrente simétrica 
de falta. 
 
No exemplo da figura 1, o ajuste dos relés, em cada subestação, é feito com a menor 
corrente de falta na linha a ser protegida. Um inconveniente, nesse esquema, é que, se a 
proteção numa subestação falhar, não existirá retaguarda remota. 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 171 
 
 
Se o relé da subestação A fosse ajustado para a corrente de defeito I3 , resolveríamos o 
problema de proteção de retaguarda. Entretanto, essa não é uma solução adequada, pois 
qualquer falta numa das linhas poderá causar a perda do sistema inteiro, pela ausência de 
seletividade. 
 
9.2.2. PROTEÇÃO COM RELÉS DE SOBRECORRENTE TEMPORIZADOS 
 
De modo geral, é desejável que o tempo de operação seja dependente da magnitude da 
corrente, sendo menor quando a corrente é maior e maior quando a corrente for menor. 
Esta característica é conhecida como característica de tempo inverso e o relé é dito relé de 
sobrecorrente temporizado. 
 
Para o sistema da figura 1, se forem utilizados relés de sobrecorrente temporizados com 
característica de tempo inverso, obteremos maior seletividade, com se mostra na figura 2. 
 
 
Fig. 2 - Proteção de linhas de transmissão com relés de sobrecorrente temporizados. 
 
O ajuste dos relés para esse esquema de proteção deverá ser feito, primeiramente, no relé 
mais afastado da fonte geradora. Assim, para uma falta no ponto F, o relé R3 operaria no 
tempo t1 , abrindo o respectivo disjuntor e, caso este falhe, operaria então o relé R2 , abrindo 
o disjuntor correspondente. 
 
Para uma falta em F, o tempo de operação do relé R3 é menor que aquele correspondente 
aos relés R2 e R1 , obtendo-se, assim, a necessária coordenação para assegurar a 
seletividade de operação e também o esquema de proteção de retaguarda remota. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 172 
 
 
A curva de operação do relé R2 é obtida em função da curva do relé R3 e de t , como 
mostra a figura 2. A determinação de t pode ser feita através da seguinte expressão: 
 
 t = t d + t i + t s 
 
onde: t d = tempo de operação do disjuntor 5; 
t i = tempo de inércia do relé R3 ; 
t s = margem de segurança. 
 
Alguns fabricantes estipulam que a soma dos tempos de inércia e de segurança seja de 0,2 a 
0,3 segundos. 
 
A determinação dos ajustes dos relés de sobrecorrente requer as seguintes informações: 
 
 - Corrente nominal do circuito a ser protegido. 
 - Relação de transformação de corrente (RTC). 
 - Corrente de curto-circuito trifásico e monofásico. 
 - Tempo de operação desejado para a proteção. 
 - Catálogo do fabricante do relé. 
 
O valor do tape da corrente de operação (ajuste de pickup) é, em geral, selecionado, nos 
relés de fase, como sendo o menor valor de corrente de falta possível de ocorrer no trecho 
seguinte. Por exemplo, para o relé R1 , o ajuste será a corrente de falta próxima à 
subestação C da figura 2. Um cuidado que se deve tomar é que a corrente de operação seja 
superior à máxima corrente de carga da linha e, no caso em que não se tenha os valores da 
corrente de curto, o tape do relé pode ser determinado pela corrente nominal ou pela 
especificação do TC. Para os relés de terra, adota-se a mesma filosofia anterior, sendo o 
ajuste feito com base na corrente de falta à terra. 
 
Dois grandes problemas resultam de um sistema de proteção dessa natureza. Um deles é a 
sua relativa lentidão de operação para faltas próximas ao sistema gerador, tendo em vista 
que o tempo de operação do relé R1 deverá ser suficientemente elevado para permitir a 
coordenação entre os relés que protegem os trechos seguintes. Isto é, o sistema de proteção 
considerado, embora seja seletivo, é inerentemente lento, principalmente para os relés 
próximos ao sistema gerador. Outro inconveniente seria a não direcionalidade desses relés. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 173 
 
 
Com relação à lentidão da proteção acima descrita, vejamos o seguinte exemplo: 
 
Dado o sistema mostrado na figura 3 abaixo, pede-se determinar os ajustes dos relés R1 e 
R2. 
 
 
Fig. 3 - Sistema radial. 
 
Dados do sistema: 
 
- RTC disponível: 100/5, 150/5 e 200/5 
- Relés R1 e R2: Alcance: 1,5 a 6 A (tipo IAC51) 
- Tapes: 1,5 - 2,0 - 2,5 - 3,0 - 4,0 - 5,0 - 6,0 
- Curvas de tempo: figura 4 
- Corrente de curto-circuito trifásico: I1 = 3600 A, I2 = 2400 A e I3 = 300 A 
- Corrente de carga máxima: 110 A 
- Tempo de coordenação entre os relés: t = 0,3 s 
- Tempo de operação do relé R2 para uma falta em 3: 0,6 s 
 
Solução: 
 
a) Escolha da RTC: 
 
Como Imáx (carga) = 110 A, a RTC mais adequada é 150/5 (30/1). 
 
b) Ajuste do tape do relé R2: 
 
Na prática, o tape (ou pickup) é selecionado para ficar entre a máxima corrente de carga e 
a mínima corrente de falta: 
 
Imáx /RTC = 110/30 = 3,67 A 
 
Logo: Tape = 4,0 A 
 
c) Ajuste de tempo do relé R2: 
 
m = 300 / (30 x 4) = 2,5 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 174 
 
 
Entrando com múltiplo de tape igual a 2,5 e tempo de operação igual a 0,6 s nas curvas de 
tempo da figura 4, conclui-se que o dial de tempo deve ser igual a 1 (curva 1). 
 
 
 
Fig. 4 - Curvas de operação de um relé de sobrecorrente de tempo inverso. 
 
Tempo de operação do relé R2 para uma falta no ponto 2: 
 
ICC = 2400 A 
 
m = 2400 / (30 x 4) = 20 
 
Logo, com m = 20 e DT = 1, tem-se, conforme figura 4, que o tempo de operação será de 
0,24 s. 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 175 
 
 
Há variações na forma da característica de tempo inverso: elas são descritas como 
“inverso”, “muito inverso” e “extremamente inverso”, dependendo do grau de inclinação 
das curvas de tempo. Estas curvas foram padronizadas a partir das características dos relés 
do tipo disco de indução e são reproduzidas por software nos atuais relés numéricos. Apesar 
de padronizadas, estas formas são um tanto vagas e, portanto, a característica real 
fornecida pelo fabricante é que deve ser usada na determinação do ajuste do relé. Além 
disso, mesmo paraum relé de cada tipo, o tempo de operação pode ser alterado para cima 
(mais lento) ou para baixo (mais rápido), girando o dial de tempo (alavanca) no relé. Isto 
está também ilustrado na figura 4. Por convenção, o ajuste mais baixo do dial de tempo 
(tempo de operação mais rápido) é geralmente 1/2, e o ajuste mais lento é 10. 
 
d) Ajuste do tape do relé R1: 
 
Imáx /RTC = 110/30 = 3,67 A 
 
Logo: Tape = 4,0 A 
 
e) Ajuste de tempo do relé R1: 
 
m = 2400 / (30 x 4) = 20 
 
Tempo de operação: to = 0,3 + 0,24 = 0,54 s. 
 
Entrando com múltiplo de tape igual a 20 e tempo de operação igual a 0,54 s nas curvas de 
tempo da figura 4, conclui-se que o dial de tempo deve ser igual a 3 (curva 3). 
 
Tempo de operação do relé R1 para uma falta no ponto 1: 
 
ICC = 3600 A 
 
m = 3600 / (30 x 4) = 30 
 
Com m = 30 e DT = 3, tem-se, conforme figura 4, tempo de operação igual a 0,5 s. 
 
9.2.3. COMBINAÇÃO DE RELÉS DE SOBRECORRENTE TEMPORIZADOS E 
INSTANTÂNEOS 
 
A relativa lentidão desse tipo de proteção, conforme demonstrado no exemplo acima, pode 
ser, em certos casos, minimizada pela combinação de relés de sobrecorrente com unidades 
temporizada e instantânea. A figura 5 mostra a curva característica de um relé desse tipo, 
onde se verifica que, para valores de corrente inferiores a Im, o relé operará segundo a 
curva de tempo inversa. Porém, para valores superiores a Im, o relé operará com um tempo 
tm considerado instantâneo. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 176 
 
 
 
 
Fig. 5 - Curva característica de um relé de sobrecorrente com unidades temporizada e 
 instantânea. 
 
Na figura 6, está representada uma LT protegida com relés temporizados e unidades 
instantâneas, evidenciando que esse sistema protetor, além de ser seletivo, é bem mais 
rápido que o anterior. 
 
 
Fig. 6 - Proteção de sobrecorrente com unidades temporizada e instantânea. 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 177 
 
 
9.2.4. PROTEÇÃO COM RELÉS DE SOBRECORRENTE DIRECIONAIS 
 
O segundo inconveniente de um sistema de relés de sobrecorrente (instantâneos e 
temporizados) é sua impossibilidade de distinguir a direção da corrente de falta. 
Exemplificando, no sistema da figura 7, as duas linhas de transmissão são protegidas por 
relés de sobrecorrente temporizados. Evidentemente, uma falta em F1 implicará não só a 
operação dos relés dos terminais 1 e 2, mas também poderá resultar na operação dos relés 
de 3 e 4; consequentemente, as duas linhas poderão ser desligadas, embora a falta seja 
apenas numa delas. 
 
 
Fig. 7 - Inconveniente da proteção de sobrecorrente. 
 
Como o sistema não é radial, dependendo da potência relativa das fontes geradoras, é 
possível que para uma falta em F1 (que está dentro da zona de proteção dos relés de 1 e 2), a 
corrente que flui através do relé do terminal 1 seja menor que a corrente que fluiria através 
do mesmo relé (embora na direção reversa), para uma falta em F2 , a qual se encontra fora 
de sua zona de proteção. Neste caso, um relé de sobrecorrente em 1 ajustado para operar 
para uma falta em F1 , operaria também para uma falta em F2 , resultando numa inaceitável 
perda de seletividade. 
 
A solução para casos análogos é a aplicação de relés de sobrecorrente direcionais, os quais 
operam apenas quando a corrente de falta está dirigida numa direção predeterminada. 
Estes relés direcionais podem usar o ângulo de fase entre a corrente de falta e alguma 
grandeza de referência (a tensão correspondente, por exemplo) para determinar a direção 
da falta. O cuidado a ser tomado é que, se a falta for em F1 , o relé do terminal 1 deverá 
operar antes do relé do terminal 4 e, caso a falta seja em F2 , o relé de 3 deverá operar 
primeiro que o relé de 2, para garantir uma seletividade adequada. 
 
Um exemplo que melhor esclarece a aplicação dos relés de sobrecorrente direcionais é o da 
figura 8. Em cada linha, existem relés de sobrecorrente direcionais, que somente operam 
para correntes dirigidas conforme indicado na figura 8. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 178 
 
 
 
 
Fig. 8 - Aplicação de relés de sobrecorrente direcionais. 
 
Os relés em questão deverão ser ajustados com os seguintes tempos de atuação: 
 
Relé Tempo Relé Tempo 
E TE a Ta 
D TD b Tb 
C TC c Tc 
B TB d Td 
A TA e Te 
1 T1 2 T2 
 
Os tempos deverão ser ajustados segundo o seguinte critério: 
 
TE < TD < TC < TB < TA < T1 e Ta < Tb < Tc < Td < Te < T2 
 
Suponhamos, por exemplo, que ocorra uma falta no ponto F. Analisando-se os sentidos das 
correntes de defeito, verifica-se que vários relés serão sensibilizados. Entretanto, devido à 
coordenação de tempo, somente os disjuntores “e” e “D” serão abertos. Para qualquer 
ponto de defeito, pode-se fazer semelhante análise e verificar-se que, obedecendo-se os 
ajustes de tempo, a proteção atuará corretamente. 
 
A tensão usada como referência para os relés direcionais pode ser a própria tensão que está 
impulsionando a corrente de falta. Assim, para uma falta entre a fase A e terra, a tensão e 
corrente da fase A podem ser usadas na comparação. Para uma falta entre as fases B e C, a 
corrente da fase B e a tensão entre B e C podem ser usadas. Para faltas à terra, pode ser 
empregada também a tensão de sequência zero, obtida de uma ligação “delta-aberto” do 
TP, para polarização dos relés direcionais. 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 179 
 
 
Onde há transformadores aterrados ligados à mesma barra de onde sai a linha de 
transmissão a ser protegida, a corrente de neutro dos transformadores também pode ser 
empregada para polarização de relés direcionais de terra. Para uma falta à terra dentro da 
zona protegida (na direção da linha), a corrente de neutro do transformador e a corrente de 
falta estarão em fase entre si. Por outro lado, para uma falta reversa, a corrente da fase 
faltosa que flui pelo relé se inverte, ao passo que a corrente no neutro do transformador 
mantém-se na mesma direção. Desse modo, a corrente do transformador proporciona uma 
referência eficaz para relés direcionais. 
 
O profissional de proteção deve, contudo, precaver-se quando se trata de autotransformador 
com terciário ligado em delta pois, neste caso, a corrente de neutro nem sempre é confiável 
como grandeza de polarização. Em seu lugar, a corrente num enrolamento delta (se houver 
disponibilidade) é muitíssimo mais adequada, embora mesmo esta possa estar sujeita a 
inversões sob certas condições especiais. 
 
9.2.5. CONCLUSÕES 
 
Com base na exposição acima, é possível concluir que a aplicação dos relés de 
sobrecorrente e sua calibração, de modo a obter a necessária seletividade de operação, 
exige estudos detalhados e precisos das correntes de falta que podem surgir no sistema. 
 
Considerando que as correntes de falta dependem da capacidade geradora ligada ao 
sistema, a aplicação dos relés de sobrecorrente poderá ser bastante dificultada quando tal 
capacidade for de natureza muito variável. Outro inconveniente é o tempo de operação dos 
relés, naturalmente mais lentos. Como é importante uma eliminação rápida da falta para 
que a estabilidade do sistema elétrico não seja comprometida, faz-se necessária a utilização 
de uma proteção mais adequada. 
 
Muitos dos problemas mencionados acima, contudo, podem ser resolvidos com a aplicação 
dos relés de sobrecorrente em esquemas de teleproteção, que permitem conciliar 
seletividade e velocidade. O conceito e esquemas usuais de teleproteção serão abordados 
mais adiante, após o estudo de proteção de distância. 
 
Os relés de sobrecorrente são empregados, basicamente, para proteção contra faltas fase-
terra, em circuitos de distribuição,sistemas industriais e em circuitos de subtransmissão, 
onde a proteção de distância não se justifica economicamente. Em linhas de transmissão, 
esse tipo de releamento é usado para complementar a proteção de distância contra faltas à 
terra ou como proteção contra faltas à terra, juntamente com relés de distância para 
proteção contra faltas entre fases. A proteção com relés de sobrecorrente também é bastante 
utilizada em subestações, como retaguarda contra faltas externas. 
 
Geralmente, um sistema de proteção projetado para faltas entre fases é diferente de outro 
para faltas à terra. Isto é assim por duas razões: 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 180 
 
 
− Correntes de faltas à terra dependem do sistema de aterramento. 
 
− Faltas à terra produzem correntes de sequência zero ao passo que, durante condições 
 normais de operação, a componente de sequência zero é muito pequena. Assim, os ajustes 
 de pickup dos relés de faltas à terra podem ser feitos mais sensíveis que aqueles de relés 
 de faltas entre fases. 
 
Deve ficar claro que os três relés para faltas fase-fase respondendo às chamadas correntes 
compostas (Ia - Ib ), (Ib - Ic ) e (Ic - Ia ), são necessários para proteção contra todas as faltas 
entre fases, enquanto que um relé separado respondendo à corrente de sequência zero 
(Ia + Ib + Ic )/3 é incluído para proteção contra faltas à terra. O relé de seqüência zero 
garante à proteção grande sensibilidade para faltas com alta resistência. 
 
Fontes de polarização apropriadas também devem ser providenciadas para cada relé, se 
uma função de sobrecorrente direcional for requerida. Em geral, um dos relés fase-fase 
pode ser omitido, já que os dois remanescentes e o relé de sequência zero garantem proteção 
adequada para todos os tipos de faltas. 
 
A figura 9 mostra um arranjo de proteção de linhas de transmissão com esse sistema de 
relés. 
 
 
 
Fig. 9 - Proteção de sobrecorrente - circuito CA. 
 Proteção de Linhas de Transmissão 181 
 
 
O circuito de disparo do disjuntor está ilustrado na figura 10, onde tem-se os seguintes 
elementos: 
 
51 - Relé de sobrecorrente de fase. 
 
51N - Relé de sobrecorrente de neutro. 
 
52 - Disjuntor. 
 
52/a - Contato auxiliar do disjuntor (normalmente aberto). 
 
52/TC - Bobina de abertura do disjuntor. 
 
 
 
Fig. 10 - Proteção de sobrecorrente - circuito de controle CC. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 182 
 
 
9.3. PROTEÇÃO DIFERENCIAL 
 
O conceito de proteção diferencial constitui uma alternativa simples e eficiente para 
proteção de linhas de transmissão, tendo em vista sua natural seletividade, isto é, só é 
sensibilizada para defeitos no elemento protegido. Há várias formas de implementação de 
uma proteção diferencial, variando em função do comprimento da linha e da tecnologia 
empregada. 
 
Para linhas muito curtas, podem ser utilizados os esquemas convencionais onde os TCs das 
duas extremidades são conectados em paralelo, formando uma malha diferencial. Neste 
arranjo, o relé diferencial é instalado num dos terminais e ligado em paralelo com a malha. 
No caso de linhas não tão curtas, onde a interligação dos TCs se torna inviável, a proteção 
por fio piloto é uma alternativa de aplicação do conceito diferencial. 
 
Quando se dispõe de tecnologia digital, é possível a implementação de proteções 
diferenciais, qualquer que seja o comprimento da linha, desde que se disponha de meios de 
comunicação eficientes. 
 
A seguir, serão abordados os esquemas mais comuns de proteção diferencial. 
 
9.3.1. PROTEÇÃO DIFERENCIAL CONVENCIONAL 
 
Conforme mostramos nos módulos 4, 5, 6 e 8, esta proteção baseia-se na primeira lei de 
Kirchhoff, ou seja, a somatória das correntes que entram num determinado elemento do 
sistema (linha, barra etc.) é igual à somatória das correntes que dele saem. A proteção 
diferencial, portanto, compara as correntes de entrada com as correntes de saída e 
eventuais diferenças entre elas são indícios de condições anormais no equipamento 
protegido. A figura 11 ilustra o conceito básico de proteção diferencial discutido 
anteriormente, aplicável para proteção de linhas de transmissão. 
 
 
 
Fig. 11 - Esquema básico de proteção diferencial. 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 183 
 
 
Em condições normais de operação ou de falta externa, as correntes I’1 e I’2 permanecem 
aproximadamente iguais entre si e, portanto, I1 será aproximadamente igual a I2. Se o 
elemento protegido é uma linha de transmissão, os TCs 1 e 2 têm relações de transformação 
iguais. Neste caso, a corrente diferencial que circula pelo relé 87 é nula e ele não opera: 
 
Id = I1 - I2 = 0 
 
Na ocorrência de faltas internas (na região situada entre os dois TCs), as correntes de 
entrada e saída deixam de ser iguais, resultando numa corrente diferencial não nula. Neste 
caso, o relé opera e isola a linha protegida. A figura 12 mostra um exemplo de falta interna, 
com inversão da corrente I’2 (alimentação bilateral). 
 
 
 
Fig. 12 - Circulação de corrente na malha diferencial para falta interna. 
 
Como se pode facilmente demonstrar, este esquema opera corretamente, mesmo não 
havendo contribuição do terminal da direita para a falta (terminal fraco ou sistema radial). 
 
9.3.2. PROTEÇÃO DIFERENCIAL PERCENTUAL 
 
A exposição acima é válida para condições ideais. Na prática, além das considerações já 
analisadas sobre os efeitos de erros de TCs na proteção diferencial, no caso de linhas de 
transmissão é preciso considerar também o efeito dos parâmetros transversais da linha, 
implicando em correntes I1 e I2 desiguais, o que resultaria em corrente diferencial não nula, 
podendo provocar a operação do relé, especialmente na ocorrência de faltas externas. A 
solução clássica para este problema é a aplicação de relés diferenciais percentuais. 
 
Conforme já vimos anteriormente, esta proteção baseia-se no mesmo princípio (compara as 
correntes de entrada e saída do equipamento protegido e opera em função da diferença 
entre elas) mas inclui um “conjugado” de restrição proporcional à média das correntes de 
entrada e saída. O relé é ajustado para operar quando a corrente diferencial alcançar uma 
determinada percentagem da corrente média de restrição. A figura 13 mostra o arranjo 
típico dessa proteção. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 184 
 
 
 
 
Fig. 13 - Proteção diferencial percentual. 
 
O relé, neste caso, tem dois ajustes: pickup e slope. O ajuste de pickup define a mínima 
corrente diferencial necessária para operar o relé. O ajuste de slope define a relação entre a 
corrente diferencial e a corrente média de restrição, isto é, para uma dada corrente média 
de restrição, o slope determina a corrente diferencial necessária para operar o relé. O slope 
é dado pela equação abaixo: 
 
2
II
II
I
I
Slope
21
21
r
d


 
 
Normalmente o slope é expresso em percentagem, multiplicando-se a relação acima por 100 
(cem). Assim, para que o relé opere, a corrente diferencial deve atingir o ajuste de pickup e, 
simultaneamente, exceder uma certa percentagem da corrente média de restrição. Esta 
característica pode ser representada por uma reta cuja inclinação é dada pelo slope, 
conforme mostra a figura 14. 
 
 
Fig. 14 - Característica do relé diferencial percentual. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 185 
 
 
A relação entre a ordenada e a abscissa é o slope ou declividade da característica. Em 
geral, o slope é ajustado entre 5% e 20%. Quando se trata de proteção de transformadores, 
o ajustesitua-se entre 10% e 50%. 
 
A figura 15 mostra as ligações de uma proteção diferencial percentual para as três fases de 
uma linha de transmissão. 
 
 
Fig. 15 - Ligação dos relés diferenciais percentuais nas três fases. 
 
 
9.3.3. PROTEÇÃO POR FIO PILOTO 
 
A proteção por fio piloto é uma modalidade de proteção diferencial. É adequada como 
alternativa para linhas curtas onde a aplicação de proteção diferencial convencional se 
torna inviável devido à distância. 
 
Com dois relés, um em cada extremidade da linha de transmissão, é possível protegê-la 
contra faltas entre fases e faltas fase-terra. Um relé em cada terminal supervisiona o fio 
piloto. A idéia básica da proteção é mostrada no esquema da figura 16. 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 186 
 
 
 
 
Fig. 16 - Proteção diferencial de linhas, usando fio piloto. 
 
As correntes I1 e I2 oriundas dos TCs, após circular por um transformador, dá origem às 
tensões V1 e V2 , proporcionais às correntes e à impedância de transferência dos 
transformadores. Estas tensões são aplicadas às bobinas de restrição e, através das bobinas 
de operação, ao fio piloto, o qual interliga os relés de cada extremidade da linha. 
 
Observando a figura 16, conclui-se que o conjugado de restrição em cada relé é 
proporcional à respectiva tensão. O conjugado de operação, entretanto, é proporcional à 
diferença entre as tensões V1 e V2. 
 
Supondo uma condição normal de operação ou uma falta externa, as tensões serão 
aproximadamente iguais e opostas. Assim, a restrição será muito grande e praticamente não 
haverá circulação de corrente nas bobinas de operação. No caso de uma falta interna, V1 e 
V2 ficarão diferentes, podendo inclusive ser aditivas (mesmo sentido), se o sistema não for 
radial. Desse modo, o conjugado de operação será maior que o conjugado de restrição e os 
dois relés operarão, desligando a linha de transmissão. 
 
9.3.4. PROTEÇÃO DIFERENCIAL DIGITAL 
 
A proteção diferencial percentual estudada anteriormente pode ser facilmente implementada 
com tecnologia digital, com a vantagem de se aplicar a qualquer comprimento de linha de 
transmissão. 
 
Admitindo que amostras da corrente em cada terminal sejam obtidas simultaneamente, uma 
relação diferencial percentual, amostra por amostra, pode ser calculada para identificar a 
presença de uma falta. Um relé em cada terminal aquisita a amostra da corrente local e a 
amostra da corrente do terminal remoto, transmitida, por exemplo, por um canal ótico. De 
posse das amostras local e remota, o relé executa o seguinte algoritmo: 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 187 
 
 
)k(i)k(i)k(i 21d  
 
2
)k(i)k(i
)k(i 21r

 
 
 )k(iK)k(i rd não desliga o disjuntor 
 
 )k(iK)k(i rd desliga o disjuntor 
 
onde: i1 ( k ) e i2 ( k ) = k-ésima amostra das correntes I1 e I2 ; 
 id ( k ) = corrente diferencial; 
ir ( k ) = corrente de restrição; 
 K = inclinação (slope) da característica diferencial percentual; 
 
A direção de referência é considerada positiva quando as correntes fluem para dentro da 
zona protegida, isto é, da barra para a linha de transmissão. 
 
Se a estimação das correntes diferencial e de restrição é feita numa base amostra por 
amostra, conforme exemplificado acima, é necessário executar o algoritmo com várias 
amostras consecutivas para confirmar a ocorrência de uma falta interna e garantir que a 
corrente diferencial calculada não foi resultante de uma amostra anormal de uma das 
correntes. 
 
Uma decisão mais segura pode ser obtida se a comparação for feita com fasores estimados a 
partir de i1 (k) e i2 (k), utilizando algum algoritmo que elimine a influência da componente 
CC das correntes de falta. A equação diferencial percentual em termos de fasores é 
semelhante à versão amostra por amostra vista acima: 
 
21d III  e 2
II
I 21r

 
 
 rd IKI não desliga o disjuntor 
 rd IKI desliga o disjuntor 
 
Esta proteção apresenta algumas vantagens tais como a possibilidade de aplicação a linhas 
multiterminais, insensibilidade a oscilações de potência, impedâncias mútuas, compensação 
série capacitiva, etc.. Por outro lado, é muito exigente em termos de comunicação (fibra 
ótica) e requer um esquema eficiente de sincronização das amostras entre terminais 
remotos. A figura 17 mostra um exemplo de arranjo da proteção. 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 188 
 
 
 
 
Fig. 17 - Proteção diferencial digital. 
 
9.4. PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA 
 
Como mencionado anteriormente, o valor de pickup de um relé de sobrecorrente deve ser 
ajustado entre a máxima corrente de carga e a mínima corrente de falta experimentada pelo 
relé. Em redes de alta e extra-alta tensão, esses dois níveis de corrente, em geral, não são 
bem definidos e eventualmente não são suficientemente distanciados um do outro, a ponto de 
viabilizar uma seleção segura para o ajuste de pickup. Desse modo, mostra-se que os relés 
de distância proporcionam excelente proteção e são mais adequados para proteção de 
linhas do que os relés de sobrecorrente (direcionais ou não), tendo em vista serem mais 
rápidos, mais seletivos e não estarem sujeitos à variação da capacidade geradora conectada 
ao sistema. 
 
O propósito deste módulo é estudar os problemas relacionados à aplicação dos diversos 
tipos de relés à proteção de linhas de transmissão. Embora o conhecimento das 
características e princípios de funcionamento dos relés de distância seja pré-requisito, 
faremos uma breve revisão dessas características, a fim de proporcionar um certo grau de 
continuidade em nosso desenvolvimento, já que não é oportuno desenvolver os princípios de 
aplicação de proteção de linhas, sem alguma informação sobre a teoria e projeto de 
algoritmos de relés. 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 189 
 
 
9.4.1. CONCEITO DE RELÉ DE DISTÂNCIA 
 
Os relés de distância respondem à relação entre dois sinais expressos como fasores: tensão 
e corrente. A relação entre dois fasores é um número complexo e o relé pode ser projetado 
para responder ao módulo deste número ou ao próprio número complexo. É importante 
lembrar que o conceito de fasor implica em formas de onda de freqüência fundamental em 
regime permanente senoidal, enquanto que, imediatamente após a ocorrência de uma falta, 
as correntes e tensões de um sistema de potência são ricas em componentes transitórias, 
com freqüências diferentes da fundamental. 
 
Consideremos a linha de transmissão mostrada na figura 18. Suponhamos uma falta a uma 
distância K (fração do comprimento total da linha) de um relé localizado no terminal A. 
 
 
 
Fig. 18 - Linha com falta na zona de proteção, a uma distância K do terminal A. 
 
Supondo tratar-se de uma falta fase-fase entre as fases A e B, mostra-se que: 
 
BA
BA
1 II
VV
ZK


 (1) 
 
onde Z1 é a impedância de sequência positiva da linha inteira. Analogamente, para uma 
falta fase-terra na fase A, tem-se: 
 
00A
A
1 IKI
VZK

 (2) 
 
onde: 
1
10
0 Z
ZZ
K

 é o fator de compensação de seqüência zero. 
 
e Z0 é a impedância de sequência zero da linha. 
 
As relações entre as tensões e correntes apropriadas representam a fração da impedância de 
seqüência positiva da linha, na qual a falta ocorre. A relação calculada pode ser comparada 
com a impedância de sequência positiva total da zona protegida e, se for menor, uma saída 
de disparo é produzida. 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 190 
 
 
9.4.2. DIAGRAMA DE IMPEDÂNCIA (R-X) 
 
Deve-se observar que a relação entre os dois fasores - numerador e denominadornas 
equações (1) e (2) - sendo números complexos, é um número complexo. Conseqüentemente, a 
superposição da característica do relé com a do sistema, num diagrama R-X, permite a 
visualização da resposta do relé para diversas condições, tendo em vista que os relés de 
distância operarão em função da relação entre a tensão, corrente e ângulo de fase, no ponto 
onde estiver localizado. Assim, a comparação é feita no plano de impedância complexa 
como se mostra na figura 19. 
 
 
 
Fig. 19 - Comparação da impedância de falta, com a característica do relé de distância. 
 
9.4.3. REPRESENTAÇÃO DAS IMPEDÂNCIAS DA LINHA E DA CARGA 
 
Como o relé encontra-se instalado no secundário dos TPs e TCs, a característica do sistema 
a ser comparada com a do relé, deve ser referida ao secundário. Consideremos o seguinte 
exemplo: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 191 
 
 
Dado o sistema da figura 20, pede-se: 
 
- impedância secundária do trecho AB 
- impedância secundária do trecho AC. 
 
 
 
Fig. 20 - Linha de transmissão com proteção de distância. 
 
Solução: 
 
Vbase = 345 kV Sbase = 100 MVA 
 
25,1190
100
345Z
2
base  
 
A impedância do trecho A-B será: 
 
 8456,5325,119084045,0ZP /primário 
 
RTP
RTCZZ PS  
 
 8457,3
115/345000
5/10008456,53ZS /secundário 
 
A impedância do trecho A-C será: 
 
 8427,8925,119084075,0ZP /primário 
 
 8495,5
115/345000
5/10008427,89ZS /secundário 
 
O ângulo de fase da impedância varia de 75 a 85 para linhas de 138 kV, 230 kV e 345 kV. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 192 
 
 
A impedância refletida pela carga pode igualmente ser representada no diagrama R-X. Seja 
o sistema dado na figura 21: 
 
 
 
Fig. 21 - Impedância refletida pela carga. 
 
Sabe-se que: 
 
V
SIIVS  ; elevando-se ao quadrado, obtém-se: 
 
222
2
2
2 QPS:onde,
V
SI  
 
Assim: 2
22
2
V
QPI  
 
Logo, os valores de R e de X serão, respectivamente: 
 
e
QP
VP
I
PR 22
2
2 

 
 
22
2
2 QP
VQ
I
QX


 
 
Onde: R = resistência refletida pela carga 
 X = reatância refletida pela carga 
 V = tensão entre fases 
 P = potência ativa 
 Q = potência reativa 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 193 
 
 
Exemplo: calcular a impedância refletida pela carga para o esquema da figura 22. 
 
 
 
Fig. 22 - Cálculo da impedância refletida pela carga. 
 
 
primários/89,228
)10100()10500(
)10345(10500R 2626
236
P 


 
 
primários/78,45
)10100()10500(
)10345(10100X 2626
236
P 


 
 
RTP
RTCRR PS  
 
26,15
115/345000
5/100089,228RS  (secundário) 
 
RTP
RTCXX PS  
 
05,3
115/345000
5/100078,45X S  (secundário) 
 
 1156,15)26,15/05,3(arctan05,326,15Z 22C (secundário) 
 
Estes valores podem ser comparados com os do exemplo anterior, constatando-se a 
diferença entre os mesmos. 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 194 
 
 
A figura 23 mostra estas impedâncias plotadas num diagrama R-X. 
 
 
 
Fig. 23 - Comparação entre impedâncias de linhas e impedância refletida pela carga. 
 
9.4.4. CARACTERÍSTICAS DOS RELÉS DE DISTÂNCIA 
 
Para faltas na linha de transmissão, a relação que representa a impedância de falta é um 
número complexo situado na reta A-B da figura 19. Entretanto, admitindo várias 
imprecisões nos parâmetros da linha, nos transdutores (TPs e TCs) e no relé, bem como 
aquelas devidas à resistência de arco, torna-se necessário definir a região de falta no plano 
complexo compreendendo uma substancial área envolvendo a linha AB. Um retângulo, uma 
linha reta, um círculo ou um segmento de círculo são formas aceitáveis e definem a zona de 
proteção no plano R-X. 
 
A forma circular originou-se com os primeiros relés de distância e tem sido transportada 
com sucesso para muitos relés de estado sólido analógicos e para alguns relés digitais. 
Conforme vimos no módulo 4 (Relés), a característica circular mostrada na figura 19 
pertence a uma classe de relés conhecidos como relés de impedância deslocados ou 
modificados - o centro do círculo apresenta um deslocamento em relação à origem. Quando 
o círculo passa pela origem como mostrado na figura, o modelo é conhecido como relé de 
admitância ou relé "mho". 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 195 
 
 
A figura 24 mostra as características mais comuns, implementadas nos relés 
eletromecânicos. 
 
 
 
Fig. 24 - Características de relés de distância eletromecânicos. 
 
Os relés de estado sólido analógicos, baseados em componentes eletrônicos discretos tais 
como diodos, transistores e amplificadores operacionais, foram desenvolvidos a partir do 
final da década de 1950. Eles incorporaram todas as características dos relés 
eletromecânicos e, devido à facilidade que a nova tecnologia oferecia, incluíram variações 
nas características circulares, tais como a lenticular e a tomate, e introduziram a 
característica quadrilateral. Na realidade, estas variações poderiam ser obtidas com relés 
eletromecânicos, através da combinação de dois ou mais relés, naturalmente a um custo 
mais elevado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 196 
 
 
A figura 25 mostra as características mho lenticular e tomate implementadas nos relés 
eletrônicos analógicos. A exemplo dos relés eletromecânicos, estas características podem 
ser deslocadas em relação à origem. 
 
 
 
Fig. 25 - Variações nas características circulares de relés de distância eletrônicos 
 analógicos. 
 
A figura 26 mostra um exemplo de relé estático analógico com característica quadrilateral, 
incluindo três zonas de proteção. 
 
 
 
Fig. 26 - Característica quadrilateral de relés de distância estáticos analógicos. 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 197 
 
 
Alguns relés analógicos de estado sólido, com pouco tempo em operação, apresentavam 
falhas de componentes devidas a interferências eletromagnéticas e defeitos causados por 
degradação de componentes eletrônicos. A experiência levou alguns profissionais de 
proteção a considerarem os relés estáticos analógicos menos confiáveis que seus 
equivalentes eletromecânicos. 
 
O advento dos relés numéricos facilitou o desenvolvimento de todos os modelos mostrados 
acima, bem como viabilizou a construção de novas características. Conhecendo-se as 
imprecisões e resistência de arco que devem ser admitidas, uma forma de zona mais precisa 
pode ser definida de modo a ocupar uma área mínima no plano complexo R-X. O retângulo, 
ou mais geralmente um quadrilátero, incluindo a linha de transmissão (ZL ) é uma forma 
mais apropriada para proteção de distância e a maioria dos relés digitais tem essa 
característica. A figura 27 mostra um exemplo de relé digital com característica 
quadrilateral, incluindo várias zonas de proteção. 
 
 
 
Fig. 27 - Característica quadrilateral de relés de distância numéricos. 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 198 
 
 
9.4.5. RELÉ DE DISTÂNCIA DIGITAL 
 
Embora não seja o propósito deste curso explorar o projeto dos relés tendo em vista tratar-
se de um assunto bastante especializado e muito vasto, apresentaremos um exemplo de 
algoritmo de distância para depois prosseguir na discussão de sua aplicação na proteção de 
linhas detransmissão. 
 
9.4.5.1. HARDWARE BÁSICO 
 
O hardware de um relé digital de distância, assim como da maioria dos relés digitais, é 
constituído, basicamente, de filtros, atenuadores, circuitos de amostragem e retenção, 
multiplexador, conversor analógico-digital e uma unidade de processamento aritmético 
(microcomputador). As diferenças de um tipo de relé para outro ficam restritas, 
fundamentalmente, às informações de entrada e ao algoritmo utilizado. A figura 28 ilustra, 
em blocos, a constituição básica de um relé digital. 
 
 
 
Fig. 28 - Estrutura de hardware de um relé digital de distância. 
 
Os atenuadores são utilizados devido às variações acentuadas nos valores das grandezas de 
curto-circuito (até 20 vezes para a corrente, por exemplo) em relação aos valores de regime 
permanente. Eles realizam uma adequação, em termos de escala, para os sinais analógicos. 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 199 
 
 
Os filtros analógicos são empregados para eliminar as componentes de alta freqüência não 
necessárias e inconvenientes para o cálculo executado pelo relé e também para evitar a 
ocorrência de erro de aliasing. Tratam-se de filtros ativos do tipo passa-baixa e passa-faixa. 
 
Os circuitos de amostragem e retenção aquisitam periodicamente as amostras dos sinais de 
corrente e tensão do equipamento protegido e as mantêm disponíveis para serem 
processadas pelo conversor A/D. Devido à variação contínua dos dados analógicos, é 
indispensável um circuito que retenha a informação aquisitada num determinado instante e 
a mantenha durante o tempo necessário para o conversor executar a conversão A/D. 
 
Quando se trata, por exemplo, de relés diferenciais, direcionais ou de distância, é 
importante que os cálculos diferenciais, direcionais ou de impedância sejam feitos com base 
em amostras de correntes e/ou tensões obtidas simultaneamente. O arranjo mostrado na 
figura 28, com um circuito S/H para cada informação, satisfaz esta característica. 
 
O multiplexador analógico recebe os sinais de corrente e tensão dos TCs e TPs e os 
seleciona de forma sistemática, seqüencial e organizada, para o conversor A/D. 
 
A função do conversor A/D é converter o sinal amostrado retido no S/H, selecionado pelo 
multiplexador, em um número binário, correspondente ao valor analógico da amostra 
convertida, que será utilizado pelo microcomputador. Os conversores são muito importantes 
para que se possa manipular os dados que serão usados no relé digital, uma vez que os 
sinais obtidos do sistema de potência (tensões e correntes) são de natureza analógica. 
 
Após o sinal ter passado por todos os circuitos anteriores, ele chega ao microcomputador 
para o último processamento. A unidade central de processamento (CPU), juntamente com 
as memórias (DMA, ROM e RAM) e os dispositivos de entrada e saída (I/O) constituem o 
microcomputador, que é responsável pelos cálculos e decisões, isto é, pela operação do relé. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 200 
 
 
9.4.5.2. ALGORITMOS UTILIZADOS 
 
Há vários métodos desenvolvidos para os cálculos diferenciais, direcionais ou de 
impedância de curto-circuito, a partir dos sinais de corrente e tensão enviados ao relé. Os 
mais conhecidos são a análise de Fourier de ciclo completo, análise de Fourier de meio 
ciclo, filtro cosseno com janela de um ciclo, análise de Walsh, método da primeira derivada, 
método da primeira e da segunda derivadas, método da equação diferencial, método da 
equação diferencial com limites selecionados, método de ajuste da curva senoidal, ajuste da 
curva senoidal com janela reduzida e ajuste pelos mínimos quadrados. 
 
Para linhas de transmissão, os cálculos fasoriais das correntes, tensões e freqüência 
medidas são suficientes para satisfazer todos os requisitos de proteção. A título de exemplo, 
mostraremos a seguir um relé baseado no algoritmo de Fourier com janela de um ciclo. A 
escolha deste algoritmo deveu-se à sua resposta bastante seletiva e por não requerer 
filtragens adicionais além da filtragem anti-aliasing. 
 
9.4.5.3. ALGORITMO DE FOURIER DE CICLO COMPLETO 
 
Na análise de Fourier com janela de um ciclo, efetua-se a correlação dos valores das 
amostras armazenadas na memória, com os valores de seno e cosseno da onda de freqüência 
fundamental, para se obter o valor da componente fundamental na forma retangular. 
 
O uso desta técnica para cálculo dos fasores, baseada na Transformada Discreta de Fourier 
de ciclo completo, elimina a componente CC presente nas correntes de curto-circuito. O 
deslocamento CC na corrente de faltas próximas de um barramento de geração quase 
sempre decai muito lentamente e, assim, uma DFT de um ciclo seria imune a erros criados 
pela componente CC. É claro que a DFT de um ciclo impõe um retardo na operação do relé 
que pode chegar a um ciclo, mas este tempo é suficiente na maioria dos casos. 
 
Os coeficientes de Fourier de uma função f (x) com período 2 são: 
 
 




xdxf
2
1a0 
 
   




xdxicosxf1ai 
 
   




xdxisenxf1bi 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 201 
 
 
A partir destas equações, é possível deduzir as expressões gerais das componentes senoidal 
e cossenoidal correspondentes à freqüência fundamental da corrente para uma amostra k 
qualquer, de forma a se ter um novo valor a cada amostra: 
 
   


 






1N
0j
jKK1
j
N
2cosif
N
2a  
 
   


 






1N
0j
jKK1
j
N
2senif
N
2b  
 
onde: iK = k-ésima amostra de corrente (amostra atual ou última amostra aquisitada) 
 N = número de amostras, por ciclo. 
 
Das expressões acima, obtém-se o módulo (IK ) e o ângulo (K ) do fasor: 
 
    2K1
2
K1K baI  
 
 
 K1
K1
K a
b
arctan 
 
Os filtros analógicos impõem um atraso ao sinal, isto é, o sinal de saída do filtro apresenta 
um atraso de fase em relação ao sinal de entrada. Analogamente, o filtro digital de Fourier 
provoca um atraso de fase de 90 graus. 
 
Para a maioria dos relés, este atraso não representa nenhum problema, tendo em vista que 
todos os sinais (todas as tensões e correntes) serão igualmente atrasadas de 90 graus. 
Contudo, havendo interesse ou necessidade, este desvio de fase pode ser facilmente 
compensado no próprio algoritmo, somando-se 90 graus ao ângulo obtido pela equação 
acima. Assim, teríamos: 
 
    2K1
2
K1K baI  
 
 
 
o
K1
K1
K 90a
b
arctan  
 
Utilizando-se amostras das correntes e tensões da linha protegida, obtém-se suas 
componentes senoidais e cossenoidais e, a partir destas, o módulo e a fase de cada corrente 
e cada tensão. Os resultados podem ser usados para se determinar o fasor da impedância 
vista pelo relé nas formas polar ou retangular, conforme mostraremos a seguir. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 202 
 
 
9.4.5.4. ALGORITMO DE DISTÂNCIA 
 
Conforme já mencionamos, há vários métodos desenvolvidos para o cálculo da impedância 
de curto-circuito, a partir dos sinais de tensão e corrente enviados ao relé. A título de 
exemplo, mostraremos a seguir um relé baseado no algoritmo de Fourier com janela de um 
ciclo. A escolha deste algoritmo deveu-se às características de sua resposta em freqüência. 
 
A partir das expressões gerais das componentes senoidal e cossenoidal correspondentes à 
freqüência fundamental já discutidas e de um conjunto de amostras de corrente, obtém-se: 
 
    2K1
2
K1K baI  
 
 
 K1
K1
K a
b
arctan)I(  
 
Utilizando-se expressões similares para a tensão, obtém-se suas componentes senoidais e 
cossenoidais e, a partir destas, VK e  (VK ). Os quatro resultados podem ser usados para se 
determinar ofasor impedância nas formas polar ou retangular. Na forma polar, teremos: 
 
K
K
I
VZ  
 
)I()V( KK   
 
9.4.5.5. PROGRAMA BÁSICO DE UM RELÉ DIGITAL DE DISTÂNCIA 
 
O cálculo da impedância deve ser feito a cada intervalo de amostragem e ele fornece o valor 
de Z baseado nos 16,67 milisegundos anteriores das ondas de tensão e corrente. O período 
de tempo disponível para o cálculo da impedância, ou seja, para a execução de todo o 
programa em tempo real, depende da taxa de amostragem. Supondo uma freqüência de 
amostragem igual a 720 amostras por segundo (12 amostras por ciclo), o tempo disponível 
seria de 1,389 milisegundos, para executar todo o programa. 
 
Qualquer algoritmo extrai as grandezas de interesse a partir do processamento da amostra 
atual e um certo número de amostras anteriores. Esse conjunto de amostras é chamado 
janela de dados. Após a incidência da falta, a janela de dados conterá, por algum tempo, 
amostras de pré e de pós-falta. Esse intervalo de tempo é o período transitório do filtro. 
 
A figura 29 mostra um exemplo de programa que pode ser implementado num relé de 
distância. 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 203 
 
 
 
 
 
Fig. 29 - Fluxograma de um programa básico para relé de distância. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 204 
 
 
9.4.5.6. RESPOSTA EM FREQUÊNCIA 
 
Está implícita, na análise de Fourier, uma filtragem bastante acentuada dos dados, obtendo-
se uma resposta exata, embora lenta e suave, para as formas de onda distorcidas que 
surgem durante as faltas. Dependendo do ponto onde a onda de tensão se encontra quando 
uma falta é iniciada, a onda de corrente é distorcida devido ao aparecimento, basicamente, 
de dois fenômenos. 
 
O primeiro ocorre em função da descarga da energia magnética armazenada nas 
indutâncias da fonte e do sistema até o ponto de falta e é caracterizado pelo deslocamento 
da corrente, que decresce exponencialmente, conhecido como transitório de corrente 
contínua. Este fenômeno ocorre, predominantemente, quando a onda de tensão passa por 
zero no instante da falta. 
 
O segundo ocorre em função da descarga da energia armazenada na capacitância da linha e 
é caracterizado pelo aparecimento de oscilações de alta freqüência. Este caso ocorre 
quando a onda de tensão passa por um pico (valor máximo positivo ou negativo). 
 
A figura 30 mostra a resposta em freqüência (função de transferência) do algoritmo, onde se 
pode notar o pico da resposta na freqüência fundamental, com os valores nulos para cada 
harmônica e para a componente contínua. As altas freqüências, acima da segunda 
harmônica, são todas bem atenuadas. 
 
 
 
Fig. 30 - Função de transferência do algoritmo de Fourier de ciclo completo. 
 
Deve-se ressaltar que esta resposta em freqüência (e de todos os outros algoritmos) é 
simétrica em relação à freqüência de Nyquist, que é a metade da freqüência de amostragem 
prática, e se repete a cada múltiplo inteiro dessa freqüência de amostragem. Entretanto, 
 Proteção de Linhas de Transmissão 205 
 
 
supõe-se que o sinal passe por um filtro passa-baixa, com uma atenuação bastante 
acentuada na freqüência de Nyquist, de forma que é necessário considerar apenas a 
resposta do algoritmo para valores abaixo deste limite. 
 
Uma das figuras de mérito para se classificar um algoritmo é sua capacidade de rejeitar 
sinais de “erros”. Em geral, os algoritmos muito rápidos são pouco eficientes para esta 
filtragem. O algoritmo de Fourier de ciclo completo apresenta um desempenho adequado 
para aplicação em proteção, em termos de exatidão, considerando os vários fenômenos de 
natureza elétrica que ocorrem durante um curto-circuito num sistema de potência. Além da 
componente CC e das oscilações naturais entre capacitâncias e indutâncias presentes no 
sistema, outras fontes de ruídos poderão estar presentes: transitórios de TPCs, harmônicas 
geradas por saturação de TCs, harmônicas geradas pela não-linearidade do arco de falta, 
sinais de alta freqüência associados a reflexões de ondas, erros introduzidos pela conversão 
A/D, transitórios de filtros e variações de parâmetros de filtros analógicos. 
 
9.4.6. APLICAÇÃO DOS RELÉS DE DISTÂNCIA 
 
Embora não haja regras fixas para a escolha entre os vários tipos de relés de distância para 
uma certa aplicação, quando se trata de relés convencionais, recomenda-se considerar os 
seguintes pontos: 
 
− Os relés do tipo MHO são menos sensíveis às oscilações do sistema, sendo os mais 
 seletivos dentre todos os relés de distância. Os relés de impedância são mais afetados 
 pelas oscilações do que os relés MHO, mas os relés de impedância são geralmente usados 
 em linhas de transmissão de comprimento médio. 
 
− Os relés do tipo MHO são os mais afetados pela resistência de arco. Os relés de 
 impedância são menos afetados do que os relés MHO, porém, são mais afetados do que os 
 de reatância. Os relés de reatância são praticamente insensíveis à resistência do arco, 
 sendo muito utilizados em linhas de transmissão de pequeno comprimento, onde a 
 resistência de arco é considerável em relação à impedância da linha. São especialmente 
 preferidos para a proteção contra faltas para a terra. 
 
− Pelas razões anteriores, os relés do tipo MHO são mais indicados para aplicação a linhas 
 de transmissão longas, sujeitas a severas oscilações do sistema. 
 
− Os relés do tipo MHO têm a vantagem de serem inerentemente direcionais, não 
 necessitando serem equipados com uma unidade direcional, como acontece com um relé 
 do tipo impedância ou reatância. Para que os relés de impedância e reatância sejam 
 direcionais, devem ser providos de uma unidade direcional, já que os elementos 
 impedância e reatância são naturalmente não direcionais. 
 
− Relés de impedância e mho são mais utilizados para proteção de faltas entre fases, sendo 
 que o MHO é mais utilizado que o de impedância, pois combina funções direcional e 
 distância em uma mesma unidade e ocupa menor área no diagrama R-X. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 206 
 
 
Para visualizar, comparativamente, o efeito da resistência de arco em cada um dos relés, 
consideremos o seguinte exemplo: 
 
− Em um diagrama R-X, trace o vetor representativo de uma linha com impedância de 
 (2,8 + j5,0) . No mesmo diagrama, mostre as características de relés de impedância, 
 reatância e MHO, ajustados para operarem com um defeito sem arco no extremo da linha 
 (admitir  =  para o relé MHO). Considere, depois, a ocorrência de uma falta com 
 resistência de arco igual a (1,5 + j0)  em qualquer parte da linha. Calcule, para cada 
 um dos relés anteriores, a máxima percentagem da linha efetivamente protegida. 
 
Sugestão: resolva graficamente. 
 
Solução: 
 
 
 
Fig. 31 - Influência da resistência de arco na curva de operação dos relés. 
 
Zlinha = ( 2,8 + j5 )  
Rarco = 1,5  
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 207 
 
 
A percentagem da linha que continua protegida após a falta com resistência de arco, em 
cada relé, será: 
 
− Relé de reatância: 100% da linha. 
− Relé de impedância: %9,85100
7,5
9,4
 da linha. 
− Relé mho: %7,80100
7,5
6,4
 da linha. 
 
Com os modernos relés numéricos, os problemas acima são facilmente contornados pela 
grande flexibilidade desses relés e pela independência dos ajustes nas direções reativa e 
resistiva. Este aspecto permite a otimização da característica e sua adaptação às mais 
diversas condições do sistema. 
 
9.4.7. ARRANJO DA PROTEÇÃO 
 
Os relés de distância são aplicados, em linhas, paraproteção de faltas entre fases e faltas 
envolvendo a terra. Porém, há sistemas duplicados onde num dos esquemas, a proteção de 
faltas à terra é feita com relés de sobrecorrente direcionais (67N), enquanto que, no outro, 
utilizam-se relés de distância (21G). 
 
Como no caso de relés de sobrecorrente, a proteção completa com relés de distância envolve 
três elementos de distância de fase (usando tensões e correntes compostas) e três elementos 
de distância de terra, para proteger contra todas as possíveis faltas. Visto que relés de 
sobrecorrente podem ser usados eficazmente para proteção de faltas à terra (não havendo 
nenhuma componente de sequência zero significativa nas correntes de carga), muitas vezes 
três relés de distância de fase e um relé de sobrecorrente de terra proporcionam uma 
proteção adequada. 
 
Outro aspecto de aplicação envolvido é a maneira segundo a qual os relés são arranjados 
em cada caso. O desempenho de um relé de distância perto dos limites de sua zona de 
operação não é muito previsível, em razão dos vários tipos de erros mencionados 
anteriormente. Consequentemente, torna-se necessário o uso de múltiplas zonas de proteção 
para cobrir completamente a linha com confiabilidade, seletividade e segurança. 
 
9.4.8. PROTEÇÃO POR ZONAS COM RELÉS CONVENCIONAIS 
 
Consideremos a proteção da linha AB mostrada na figura 32. A zona de proteção 
compreende toda a linha de transmissão, de A até B. Entretanto, para assegurar que ela está 
coberta na presença de erros nos sinais de entrada, duas zonas (zona 1 e zona 2) são 
usadas. 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 208 
 
 
 
 
Fig. 32 - Esquema de proteção por zonas, com relés convencionais. 
 
O relé de zona 1 opera instantaneamente (nenhum retardo intencional, isto é, em cerca de 
um a dois ciclos), enquanto uma falta na zona 2 causa uma operação do relé com um 
retardo adicional (geralmente da ordem de 20 a 30 ciclos). Desta maneira, a linha inteira 
está protegida, mesmo onde as fronteiras entre as zonas não são precisamente determinadas. 
 
O retardo de operação de zona 2 tem a finalidade de permitir que outros relés tais como 
aqueles pertencentes à linha BC possam operar para faltas dentro de suas respectivas 
primeiras zonas, as quais podem acomodar-se na zona 2 do relé de proteção da linha AB. 
 
Lembrando que há um sistema de proteção semelhante no terminal B "olhando" para A, fica 
claro que um esquema de proteção de linhas assim proporcionaria proteção de alta 
velocidade para ambos os terminais contra faltas na porção intermediária da linha (na 
região coberta pela zona 1 dos dois terminais), enquanto faltas internas, próximas a um de 
seus terminais, são isoladas instantaneamente pelo relé mais próximo e com um retardo de 
zona 2 pelo relé do terminal mais distante. 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 209 
 
 
Além dessas duas, muitas vezes uma terceira zona (com um retardo de tempo adicional da 
ordem de um segundo) é instalada em cada terminal a fim de proporcionar uma retaguarda 
remota para proteção dos circuitos adjacentes. A zona 3 cobre a linha mais longa conectada 
ao barramento onde termina a linha que está sendo protegida. As três zonas de proteção são 
mostradas na figura 32. É importante notar que muitas vezes, por causa da carga do 
sistema, não é possível obter um ajuste seguro de zona 3 com relés convencionais, em redes 
de alta ou extra-alta tensão. 
 
O esquema mostrado na figura 32 é um exemplo de proteção convencional, baseado em 
relés KD e KDXG da Westinghouse, e consta basicamente de 3 unidades de distância, 
consistindo das zonas 1, 2 e 3, um temporizador, uma unidade de oscilação e da unidade de 
falta à terra. Na subestação B, existe um conjunto idêntico, direcionado para o terminal A. 
 
O diagrama funcional CC para faltas 3 e  simplificado, com duas zonas, é mostrado na 
figura 33. 
 
 
 
Fig. 33 - Esquema CC simplificado da proteção de distância por zonas. 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 210 
 
 
9.4.9. PROTEÇÃO POR ZONAS COM RELÉS NUMÉRICOS 
 
Os cálculos de ajuste para proteções numéricas com características poligonais são 
substancialmente simplificados, devido à independência dos ajustes de R e de X. Além disso, 
as adaptações a uma dada condição do sistema são significativamente mais flexíveis. 
 
A figura 34 mostra um relé de distância completo, contendo as zonas de proteção descritas a 
seguir. 
 
 
 
Fig. 34 - Zonas de uma proteção numérica de distância (exemplo de característica 
 quadrilateral). 
 
9.4.9.1. ZONA DE PARTIDA (ZS) 
 
Esta zona de partida tem uma característica fixa no plano complexo e é usada somente no 
caso de partida por impedância. A partida por subimpedância é representada 
separadamente no diagrama de tensões V/I. 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 211 
 
 
9.4.9.2. ZONAS DE DISTÂNCIA ESCALONADAS (Z1, Z2 e Z3) 
 
O relé inclui uma zona de subalcance de disparo instantâneo (sem retardo de tempo) e mais 
duas zonas de sobrealcance com retardo de tempo. Estas zonas são todas direcionais e 
usualmente ajustadas para a direção direta. 
 
Para aplicações especiais, por exemplo proteção de uma barra de acoplamento ou de um 
transformador, o relé numérico possibilita a seleção de cada zona tanto na direção direta 
quanto na direção reversa. Com relés convencionais isto só era possível em alguns casos e 
somente para uma zona. 
 
9.4.9.3. ZONA DE SOBREALCANCE INSTANTÂNEA (Z1B) 
 
Para um esquema de proteção permissivo (teleproteção) ou quando a função de religamento 
automático controla a expansão de zona. 
 
9.4.9.4. ZONA DE BLOQUEIO DE OSCILAÇÕES (ZPS) 
 
Esta zona é localizada em torno da zona de partida de maneira que exista um intervalo igual 
a Z entre a zona de oscilação e a zona de partida. O modo de operação da função de 
bloqueio de oscilações será explicado mais adiante. 
 
9.4.9.5. ESTÁGIO DE PARTIDA DIRECIONAL COM AJUSTE DE TEMPO MAIOR 
QUE OS TEMPOS DE ZONA 
 
A partida combinada com a característica direcional define a zona direcional de retaguarda 
na direção direta. Esta é utilizada como uma zona de retaguarda temporizada seguindo a 
terceira zona de distância. No caso de partida por impedância, este estágio é, na realidade, 
uma quarta zona de distância, com alcance definido. 
 
Quando se usa partida por sobrecorrente, esta zona corresponde a uma proteção de 
sobrecorrente direcional e quando se usa partida por subimpedância, esta zona corresponde 
a uma proteção de sobrecorrente controlada por tensão. 
 
9.4.9.6. ESTÁGIO DE PARTIDA NÃO DIRECIONAL COM AJUSTE DE TEMPO 
MAIOR QUE OS TEMPOS DE ZONA 
 
Este estágio não direcional é chamado de última retaguarda, no caso de nenhum dos 
estágios prioritários detectarem a falta. A zona de partida corresponde a uma zona de 
distância não direcional associada a um longo tempo de retardo ou a uma proteção de 
sobrecorrente não direcional temporizada, quando a partida por subimpedância é 
empregada. 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 212 
 
 
9.4.10. CONTROLE DE TEMPO E ZONAS 
 
O funcionamento das zonas de distância deve ser controlado pelos temporizadores de zona e 
eventualmente coordenado por sinais de habilitação ou bloqueio oriundos da proteção do 
terminal remoto da linha. Os arranjos variam em função da disponibilidade de sistemas de 
medição de distância: um sistema de medição para cada zona ou apenas um sistema de 
medição para todas as zonas. 
 
No caso de relés numéricos, essas estruturas fundamentais da tecnologia clássica podem ser 
encontradas no software. 
 
9.4.10.1. CONTROLE DE TEMPO E ZONAS POR DETECTOR DE FALTA 
 
Os fabricanteseuropeus preferem a habilitação e controle de tempo e zonas através de um 
detector de faltas. Isso era necessário com a tecnologia convencional, tendo em vista que o 
relé era equipado com apenas um sistema de medição de distância monofásico ou polifásico, 
cujo alcance era chaveado por temporizadores para os respectivos alcances mais longos das 
zonas adjacentes. A detecção de faltas nesse caso controla os temporizadores. Isso implica 
que os temporizadores de zona eram simultaneamente iniciados e parados pela detecção de 
falta. Além disso, um chaveamento de zona externo, através de um dispositivo de 
religamento automático ou de um sinal oriundo da proteção da estação oposta, era possível. 
 
Uma vez que um comando de disparo fosse gerado por uma zona, ele era mantido enquanto 
o detector de falta permanecesse operado, isto é, até que a falta fosse isolada, mesmo que a 
impedância de falta saísse da respectiva zona. 
 
Esta lógica dependente do detector de falta nas proteções estáticas analógicas tinha a 
vantagem de assegurar que os relés de disparo seriam operados por dois critérios 
independentes (detecção de falta e medida de distância) numa das duas configurações. Isso 
eliminava a possibilidade de uma sobrefunção no caso de falha de componente. 
 
A filosofia básica da lógica dependente de detector de falta ainda é empregada no software 
dos relés numéricos, com a diferença de que todas as zonas estão disponíveis 
simultaneamente e assim não precisam ser chaveadas pelo critério mencionado acima mas 
apenas precisam ser habilitadas ou bloqueadas. Dessa maneira, por exemplo, a zona de 
subalcance de alta velocidade e a zona de sobrealcance para o esquema de disparo 
permissivo são simultaneamente e independentemente disponibilizadas e controladas. A 
figura 35 mostra a estrutura resultante dessa lógica. 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 213 
 
 
 
 
Fig. 35 - Controle de tempo por detector de faltas. 
 
9.4.10.2. LÓGICA DE CONTROLE DE TEMPO POR ZONAS 
 
Esta técnica era empregada em proteções convencionais nos países anglo-saxônicos. Neste 
caso, um sistema de medição multifase era implementado para cada zona. Um detector de 
falta como o descrito acima, não existia. Cada zona controlava seu próprio temporizador e 
os relés de disparo. Esta filosofia tinha a vantagem de, no caso de falha de uma zona, as 
outras proporcionavam redundância independente. O conceito era perfeitamente adequado 
à tecnologia eletromecânica, a qual tendia à subfunção. No caso de tecnologia estática 
analógica, as conexões paralelas resultantes de vários sistemas de medição independentes 
resultaram numa tendência de sobrefunção. Com tecnologia numérica, este problema é 
evitado pela automonitoração integrada. 
 
A figura 36 mostra a estrutura para esta lógica de controle por zonas. Alguns relés 
numéricos são projetados para operarem segundo esta lógica (7SA522 da Siemens, por 
exemplo). Alguns relés podem ser ajustados com características poligonal ou MHO. As 
funções de zona são independentes entre si, com seus próprios temporizadores. Comum a 
todas as zonas, há uma zona de bloqueio de carga que exclui impedâncias nesta faixa para 
todas elas, assim como uma zona de oscilação de potência autoposicionada 
automaticamente em torno da zona de maior alcance. Uma zona detectora de falta é 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 214 
 
 
encontrada no relé 7SA510/11 ou no 7SA513, mas não existe no relé 7SA522. 
 
 
 
Fig. 36 - Controle de tempo dedicado por zona. 
 
9.4.11. CRITÉRIOS DE AJUSTE DOS RELÉS DE DISTÂNCIA 
 
Os relés de distância são ajustados com base na impedância de seqüência positiva entre o 
ponto de ligação do relé e o ponto de alcance desejado, referindo-se a impedância da linha 
de transmissão para o secundário dos transformadores de corrente e potencial. 
 
De uma maneira geral, para faltas entre fases, os relés poderão ser ajustados segundo a 
filosofia abaixo: 
 
Zona 1 (Relé 21-1): a finalidade do relé 21-1 é proporcionar proteção instantânea da linha. 
Para garantir a coordenação com os relés da outra extremidade, ajusta-se este relé de tal 
forma que o barramento remoto não seja alcançado. Na prática, costuma-se colocar este 
relé com um alcance da ordem de 80 a 90% da impedância total da linha a ser protegida. 
Neste caso, nenhuma temporização intencional é usada. Supondo que os relés de ambas as 
extremidades estejam com um alcance de 90%, teremos então apenas 80% da linha com 
proteção instantânea pelos dois terminais. 
 
Quando o relé utilizado é do tipo mho, o ângulo característico pode ser ajustado, por 
exemplo, para 60 , visando reduzir o subalcance produzido por uma resistência de arco, em 
casos de faltas no limite de alcance do relé. 
 
Zona 2 (Relé 21-2): a principal função da zona 2 é proteger o restante da linha além do 
alcance da zona 1; logo, ela deve ser ajustada de modo a alcançar o terminal remoto, em 
todas as situações. Assim, é necessário ajustá-la com uma margem de sobrealcance capaz de 
 Proteção de Linhas de Transmissão 215 
 
 
acomodar a máxima resistência de arco possível e outras imprecisões previstas. A operação 
da zona 2 será sempre temporizada (retardo da ordem de 0,3 a 0,5 segundo), para se obter a 
coordenação com a proteção das linhas adjacentes. 
 
Zona 3 (Relé 21-3): sua função é prover retaguarda remota para as linhas adjacentes e seu 
alcance será de 100% da linha protegida, mais 100% da linha adjacente; a operação dessa 
proteção também é temporizada, objetivando-se a coordenação com a linha adjacente e 
também com a zona 2. O grande alcance deste relé pode ser um inconveniente do ponto de 
vista de impedância equivalente da carga e oscilações, dependendo da característica 
utilizada. Outra solução para a retaguarda remota é a utilização de zona 3 reversa. Esta 
opção resulta num menor alcance do relé 21-3, reduzindo a tendência de operação em 
oscilações. 
 
Convém lembrar que esse esquema é feito em ambos os lados da linha de transmissão, como 
ilustra a figura 37, para a linha BC. 
 
 
 
Fig. 37 - Alcances típicos dos relés de distância para a linha BC. 
 
9.4.12. FATORES QUE INFLUENCIAM A MEDIÇÃO DE DISTÂNCIA 
 
Os fatores listados a seguir podem implicar em erros na medição da impedância de falta 
realizada pelo relé: 
 
− Inexatidões dos transdutores de corrente e tensão. 
- Resposta transitória de TCs e TPCs. 
− Erros devido à estimativa dos parâmetros da linha e do sistema. 
 - Assimetria devido à geometria das torres. 
 - Cálculo da resistividade média do solo. 
 - Desconsideração dos parâmetros transversais da linha etc.. 
− Carga pré-falta. 
− Resistência de falta. 
− Acoplamentos mútuos entre linhas que utilizam a mesma faixa de servidão. 
− Contribuições intermediárias. 
− Erros do relé. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 216 
 
 
9.4.12.1. ERRO DEVIDO À RESISTÊNCIA DE ARCO 
 
Um dos problemas dos relés de distância é o fato de que, na maioria das faltas (entre fases 
ou fase-terra), estará presente o arco elétrico, que será caracterizado como um elemento 
resistivo, que irá alterar a impedância de falta vista pelo relé. 
 
A resistência de arco é calculada através de fórmulas experimentais, tais como: 
 
4,1arco I
l8750R  
 
onde: l = comprimento do arco em pés 
 I = corrente de defeito em ampères 
 
Considerando o efeito do vento, a resistência de arco é calculada da seguinte forma: 
 
4,1arco I
)tv3l(8750R  
 
onde: l = comprimento do arco em pés (espaçamento entre os condutores) 
 v = velocidade do vento em milhas/hora 
 t = tempo de eliminação do arco em segundos 
 I = corrente de defeito em ampères 
 
Para o relé de zona 1, a velocidade do vento não importa, considerandoque a operação do 
relé é instantânea. Já para o relé de zona 2, este parâmetro é relevante e pode aumentar 
significativamente a resistência de arco, dependendo do tempo de retardo ajustado. 
 
O exemplo a seguir, baseado no sistema da figura 38, esclarece como a resistência de arco 
altera a operação do relé de distância. 
 
 
 
Fig. 38 - Sobrealcance da zona 2. 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 217 
 
 
É admissível que o alcance do elemento de zona 1 (M1) sofra redução. O que, porém, não se 
pode admitir é que o elemento de zona 2 (M2) sofra uma redução, de tal modo que seu 
alcance efetivo seja inferior a Z, já que isso significaria que uma falta em A poderia 
ocasionar a abertura do disjuntor L pela zona 3 (M3), impossibilitando a seletividade em 
outros trechos do sistema. É necessário, então, calcular o sobrealcance KZ em função da 
máxima resistência de arco esperada, para que o alcance efetivo de M2 não seja inferior a Z. 
 
No diagrama R-X da figura 39, é possível visualizar o cálculo do sobrealcance, para o 
ajuste da proteção. 
 
 
 
Fig. 39 - Ajuste da proteção de distância, considerando a resistência de arco. 
 
Conhecendo-se o máximo valor de R, é possível calcular o valor de K, como se mostra a 
seguir. 
 
Resolvendo o triângulo retângulo ABO da figura 39, tem-se: 
 
222 OAOBAB  
 
ou 
 
222222 )ZKZ(cosRZ2RZcosZKR2ZKR   
 
Resolvendo, obtém-se: 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 218 
 
 
  cos)K1(K4)k1(cos
2
ZR 2  
 
Logo, conhecendo-se o valor de R, é possível determinar o fator de sobrealcance K. 
 
9.4.12.2. ERRO DEVIDO À CARGA 
 
É importante observar que a resistência do arco nem sempre se apresenta para o relé sob a 
forma de resistência pura. Em caso de contribuição de corrente do terminal remoto para a 
falta, poderá haver esse efeito caso as correntes dos dois terminais da linha estejam 
defasadas entre si, em decorrência da carga pré-falta. Em outras palavras, a existência de 
carga pré-falta faz com que a resistência de falta apresente uma componente reativa. O 
diagrama R-X da figura 40 ilustra este caso. 
 
 
 
Fig. 40 - Erro devido à carga pré-falta. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 219 
 
 
9.4.12.3. EFEITOS DE FONTES INTERMEDIÁRIAS 
 
Entende-se por fontes intermediárias de correntes, as contribuições de curto-circuito entre a 
localização do relé e o ponto de falta. A figura 41 a seguir mostra um exemplo de 
contribuição intermediária. 
 
 
 
Fig. 41 - Fonte de corrente intermediária. 
 
Como se observa na figura, a verdadeira impedância entre a localização do relé e o ponto 
onde ocorre a falta é ZA + ZB . Entretanto, devido à presença da fonte intermediária I2 , 
haverá uma parcela de contribuição; logo, a impedância aparente, vista pelo relé 21 de A, 
será: 
 
1
R
R I
VZ  
B2B1A1B21A1R ZIZIZIZ)II(ZIV 
 
 
1
B2B1A1
R I
ZIZIZI
Z

 
B
1
2
BAR ZI
IZZZ  
Portanto, o trecho ZB tem sua impedância distorcida pelo fator 
1
21
I
II  . Supondo as 
correntes I1 e I2 em fase (caso prático) este fator será um escalar e seu efeito será 
aumentar ou reduzir o módulo da impedância ZB. 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 220 
 
 
Diz-se que ocorre infeed quando a corrente I2 é positiva. Isto fará com que o ponto F pareça 
estar mais distante do relé do que realmente está (o relé terá então seu alcance reduzido – 
efeito de subalcance). Diz-se que ocorre outfeed quando a corrente I2 é negativa. Isto fará 
com que o ponto F pareça estar mais próximo do relé do que realmente está (o relé terá 
então seu alcance aumentado – efeito de sobrealcance). O infeed é um dos problemas para 
calibração de relés de distância aplicados a linhas multiterminais ou nos casos de faltas não 
sólidas. 
 
No exemplo da figura 41, se o relé está ajustado para uma impedância ZA + ZB , a falta com 
contribuição intermediária apresentará, para o mesmo, uma impedância maior: logo, o relé 
não operará. Assim, se o relé da subestação A for ajustado para uma falta em B (ponto F), 
para um determinado valor de I2 fluindo, a proteção poderá operar para faltas além de B, 
para valores menores que I2. 
 
Na prática, ajusta-se o relé sem considerar o efeito das fontes intermediárias. Desse modo, o 
relé não operará para faltas além da subestação B, mas quando houver a contribuição de I2, 
o relé terá seu alcance reduzido. O exemplo a seguir mostra esta situação: 
 
Exemplo: Para o esquema da figura 42 abaixo, são dados: 
 
Alcance dos relés: RA = 9  
 RB = 6  
 
Pede-se: analisar a atuação dos relés RA e RB para uma falta em F. 
 
 
 
Fig. 42 - Efeito de contribuição intermediária. 
 
 Proteção de Linhas de Transmissão 221 
 
 
Solução: 
 
Considerando a fonte intermediária, a impedância vista por cada um dos relés será: 
 
 122
800
200025ZRA Relé não opera. 
 
 8,52
2000
80023ZRB Relé opera. 
 
Após a operação de RB , tem-se: 
 
 725Z RA Relé opera. 
 
O problema da contribuição intermediária não está restrito a linhas com mais de dois 
terminais. Ele afeta o desempenho dos relés de sobrealcance (zona 2, zona 3 etc.) quando se 
tem faltas além do barramento remoto. Todos os outros circuitos ligados ao barramento 
remoto tenderão a contribuir para o defeito, podendo haver uma significativa contribuição 
intermediária, o que implica numa redução de alcance desses relés. 
 
9.4.13. PROBLEMAS DE APLICAÇÃO DOS RELÉS DIGITAIS 
 
Os relés digitais estão sujeitos aos mesmos problemas de aplicação dos relés convencionais. 
Há dificuldades para aplicação a linhas multiterminais, estão sujeitos a erros induzidos por 
impedâncias mútuas de seqüência zero, fontes intermediárias e resistência de falta. 
Apresentam erros crescentes para faltas no limite do alcance e são sensíveis ao fluxo de 
carga pré-falta. 
 
Entretanto, a tecnologia digital facilita a minimização dos problemas acima, pois possibilita 
a implementação de técnicas de proteção adaptativa, tais como multiconfiguração, 
compensação adaptativa de impedâncias mútuas, adaptação a linhas multiterminais etc. 
Além disso, os relés digitais podem incorporar funções acessórias tais como registro de 
eventos, localização de faltas, oscilografia, ajuste remoto, automonitoramento e autoteste. 
 
O comportamento do relé digital é similar aos relés eletromecânicos e estáticos analógicos, 
para uma condição de curto-circuito quando a tensão cai a valores muito próximos de zero. 
Entretanto, este problema pode ser facilmente resolvido utilizando-se uma memória dos 
valores de pré-falta sempre que o valor da tensão for insuficiente para se obter um cálculo 
exato da impedância. Mais do que em qualquer outro tipo de relé, esta facilidade pode ser 
implementada no relé digital, tendo em vista que este tipo de relé trabalha normalmente com 
memórias, que é uma característica dos computadores. 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 222 
 
 
9.5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
ALBUQUERQUE, Mário de Almeida e, OLIVEIRA, Paulo Cezar, ANDRADE, Wildmer 
Pereira de, Proteção de Sistemas Elétricos, Furnas, 197... 
 
BEHRENDT, Kenneth C., Artigo Técnico, Schweitzer, Washington, USA. 
 
CAMINHA, Amadeu C., Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos, São Paulo, Editora 
Edgard Blücher Ltda, 1977. 
 
CEPEL, Curso de Introdução à Proteção Digital, RJ, 1995. 
 
FALCUCCI, Francisco Carlos, Apostila de Proteção por Fio Piloto, Furnas, 1987. 
 
LUCARINY, J. G., Proteção de Linhas por Relés de Distância, Seminário de Proteção do 
Sistema, Furnas, 1971. 
 
PHADKE,Arun G., e THORP, James S., Computer Relaying for Power Systems, John Wiley 
& Sons Inc., EUA, 1993. 
 
ROBBA, Ernesto João, Introdução a Sistemas Elétricos de Potência, Edgard Blücher Ltda, 
SP, 1977. 
 
RODRIGUES, Celso, Apostila de Proteção de Sistemas Elétricos, Furnas. 
 
TUMA, Rogério Wagner Assunção, Algoritmo de Fourier: Sua Aplicação na Simulação de 
Relés de Distância Digitais, Seminário Técnico de Proteção, Copel, Recife, 1988. 
 
WEEDY, B. M., Sistemas Elétricos de Potência, Universidade de São Paulo, SP, 1973. 
 
ZIEGLER, Gerhard, Numerical Distance Protection – Principles and Applications, Siemens, 
Erlangen, Alemanha, 1999. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, Polarização de Relés Direcionais de Terra, Furnas, 1990. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção Contra Perda de Sincronismo 223 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO DEZ 
__________________________________________________________________________ 
 
PROTEÇÃO CONTRA PERDA DE SINCRONISMO 
 
 
10.1. INTRODUÇÃO 
 
A expressão regime permanente significa uma condição do sistema na qual a carga e a 
geração são constantes, isto é, permanentes. Na prática, nenhum sistema elétrico opera 
desta forma. A carga varia continuamente ao longo do dia. Cada mudança na carga exige 
uma mudança correspondente na geração, para que o sistema permaneça em equilíbrio. 
Como a carga e a geração estão mudando continuamente, pode-se dizer que o sistema 
elétrico está sempre em regime de mudanças ou dinâmico e nunca em regime permanente. 
 
Entretanto, as mudanças na geração causadas pelas variações de carga, minuto a minuto, 
são relativamente pequenas e não trazem qualquer preocupação. A operação, com a ajuda 
de controles automáticos, pode acompanhar essas mudanças e ajustar o sistema de forma 
que este permaneça íntegro e seguro. Para fins de análise, essas pequenas mudanças são 
desprezadas e considera-se que o sistema está em regime permanente. Contudo, 
perturbações que interfiram com a operação em regime permanente, podem levar o sistema 
a entrar em regime dinâmico. 
 
As perturbações ocorrem sob a forma de grandes e rápidas mudanças no sistema elétrico. 
Como exemplos dessas mudanças, temos: a perda súbita de um grande bloco de carga, a 
perda de uma unidade geradora ou a ocorrência de uma falta em qualquer ponto crítico do 
sistema, resultando em desligamento de linhas ou de transformadores. Nestes casos, podem 
ocorrer grandes variações de potência e tensão, isto é, oscilações, nos poucos segundos 
subsequentes às perturbações. Enquanto estiverem ocorrendo estas oscilações de potência e 
tensão, o sistema está em regime dinâmico. 
 
O regime dinâmico é o período de transição que ocorre quando a perturbação faz com que o 
sistema mude de uma condição de regime permanente para outra. Este período pode também 
ser chamado de regime transitório, embora este termo se refira normalmente ao período de 
aproximadamente um segundo após o distúrbio, isto é, o regime transitório é o período 
inicial do regime dinâmico. 
 
Para melhor compreender a proteção contra perda de sincronismo, faremos uma breve 
revisão dos conceitos de oscilação de potência, estabilidade de regime permanente e 
estabilidade dinâmica das máquinas. 
 Proteção de Linhas de Transmissão 224 
 
 
10.2. OSCILAÇÃO DE POTÊNCIA 
 
A figura 1 ilustra o diagrama de tensões de dois sistemas de geração interligados por uma 
linha de transmissão aérea sob carga. Os sistemas interligados estão representados por 
duas fontes equivalentes E1 e E2. As impedâncias de fonte ZS1 e ZS2 correspondem às 
respectivas potências de curto-circuito das duas fontes. O ângulo  é referido como ângulo 
de carga do sistema ou ângulo de transmissão. À medida que a potência ativa transmitida 
aumenta, o ângulo de carga também aumenta. 
 
 
 
Fig. 1 - Condição de oscilação num sistema de transmissão – diagrama de tensões. 
 
A potência ativa transferida pode ser calculada pela equação de transmissão de potência 
abaixo. 
 
sen
Z
EEP
T
21 

 
 
onde: ZT = ZS1 + ZL + ZS2 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção Contra Perda de Sincronismo 225 
 
 
10.3. ESTABILIDADE DE REGIME PERMANENTE 
 
Com base na equação de transmissão de potência, a máxima transferência ocorre com 
 = 90. Este ângulo corresponde ao limite de estabilidade de regime permanente. Além 
desse ponto, não é possível manter uma operação estável. Na prática, dificilmente 
encontraremos o sistema operando acima de 60, pois é necessário manter uma margem de 
estabilidade segura para acomodar as naturais perturbações que podem ocorrer. 
 
Se todas as tensões forem divididas pela corrente de carga IL, obtém-se um diagrama de 
impedância equivalente da linha sob carga. A representação no plano de impedância foi 
feita considerando a barra A situada na origem do sistema de coordenadas, como se mostra 
na figura 2. 
 
 
 
Fig. 2 - Oscilação num sistema de transmissão – diagrama de impedância. 
 
Com esta representação, a impedância de carga medida por um relé de distância situado no 
terminal A da linha AB fica evidente e sua distância até a característica de partida da 
proteção pode ser determinada. 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 226 
 
 
Quando a carga varia, a impedância de carga move-se ao longo das trajetórias mostradas 
na figura (caminhos circulares). Quando E1 = E2, hipótese que pode ser considerada como 
uma primeira aproximação para condição normal de operação do sistema, a impedância 
segue uma linha reta perpendicular à linha que representa a somatória das impedâncias do 
sistema, Z. Com a máxima transferência de potência de regime permanente, isto é, com 
 = 90, a impedância de carga ainda se manteria fora da característica de mais longo 
alcance do relé, com uma margem segura de aproximadamente 20%: 
 
Ploadload R2,1cosZ   
 
Esta margem de segurança evita partida do relé por variações de carga que ocorrem 
durante a operação normal do sistema. 
 
No caso de linhas duplicadas (paralelas), observa-se que o valor da impedância de carga 
deve cair pela metade quando um dos circuitos for desligado. Os ajustes de impedância na 
direção R (direção resistiva) devem ser igualmente reduzidos à metade. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Proteção Contra Perda de Sincronismo 227 
 
 
10.4. ESTABILIDADE DINÂMICA 
 
Variações dinâmicas no ângulo de carga acima de 90 podem ocorrer sem resultar em 
instabilidade do sistema. Isto pode ser compreendido pelo critério de “áreas iguais”, 
mostrado na figura 3. A potência transferida é definida pela equação dada acima e segue 
uma curva senoidal, dependendo do ângulo de carga . O ponto de operação calculado 
corresponde à potência mecânica disponível nas turbinas, PT. 
 
 
Fig. 3 - Estabilidade dinâmica – critério de áreas iguais. 
 
Os geradores aceleram quando a potência transferida é menor que a potência mecânica das 
turbinas. Isto ocorre durante um curto-circuito, quando as tensões entram em colapso (área 
A). Ao contrário, os geradores desaceleram após o desligamento da linha com defeito, 
durante o tempo morto do ciclo de religamento (área B), e após o religamento automático da 
linha (área C), porque a potência transferida neste caso é maior que a potência disponível 
nas turbinas. Os geradores retornam a seu ponto de operação estável inicial tendo em vista 
que a área de desaceleração (B + C) permanece maior que a área de aceleração (A). 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 228 
 
 
Obviamente,a condição descrita acima só ocorrerá se a falta no sistema for rapidamente 
isolada (tempo crítico de isolação de falta). Uma isolação mais lenta da falta ou a 
inexistência do religamento automático implicaria na perda de sincronismo, o que pode ser 
facilmente compreendido através da figura 3. A área de aceleração seria maior que a de 
desaceleração e o rotor avançaria além do ângulo crítico, acelerando novamente. 
 
10.5. BLOQUEIO POR OSCILAÇÃO DE POTÊNCIA 
 
Os conceitos de oscilação de potência, estabilidade de regime permanente e estabilidade 
dinâmica apresentados serão aplicados agora na discussão dos efeitos de oscilações no 
desempenho dos relés de distância. A figura 4 mostra a proteção de distância de uma linha 
de transmissão e a trajetória da impedância vista pelo relé, durante uma oscilação de 
potência resultante de uma falta numa linha paralela. 
 
 
Fig. 4 - Curso do vetor oscilação no plano de impedâncias. 
 
Durante a operação em regime permanente, o relé mede a impedância de carga com o 
ângulo de transferência 0. 
 
 
 
 
 
 Proteção Contra Perda de Sincronismo 229 
 
 
No instante da ocorrência de uma falta na linha paralela, a impedância muda rapidamente 
para a impedância de falta, o que é reconhecido como uma falta externa pelo relé (ponto 1). 
Após a abertura do disjuntor da linha com defeito (ponto 2) por sua proteção, a impedância 
vista pelo relé retorna para uma impedância de carga (ponto 3), a qual agora corresponde a 
um ângulo de transferência maior e a uma impedância de transferência também maior 
devido à perda de uma linha. A impedância agora desloca-se para o ponto 4, aumentando 
ainda mais o ângulo , como conseqüência do avanço adicional devido à aceleração dos 
rotores dos geradores. 
 
Após o religamento automático da linha paralela com defeito, o vetor impedância de carga 
salta para a nova posição (ponto 5) e desloca-se adicionalmente dela para dentro da 
característica de partida da proteção de distância (ponto 6). 
 
Se não houver nenhum desligamento, o vetor impedância de carga retorna à sua posição 
estável inicial. Se o vetor impedância de carga entra e permanece dentro das zonas de 
proteção de distância por um período de tempo suficiente, a proteção pode produzir um 
comando de disparo. 
 
A abertura durante oscilação de potência pode ser inibida pela chamada função de bloqueio 
de oscilações. Seu modo de operação é baseado no fato de que, após a incidência da falta, a 
impedância muda imediatamente do ponto de operação para o ponto de impedância de 
curto-circuito, dentro da característica da proteção de distância. Por outro lado, durante 
uma oscilação de potência, o vetor impedância apresenta um deslocamento progressivo, 
relativamente lento. Sua taxa de variação corresponde à freqüência da oscilação de 
potência do sistema. 
 
Através da medida da taxa de variação da impedância (dZ/dt ou Z/t) e da sua 
comparação com uma taxa de referência pré-ajustada, é possível distinguir entre curtos-
circuitos e oscilações de potência. 
 
O método mais simples para esta medida consiste na determinação do intervalo de tempo 
requerido pelo vetor impedância para atravessar uma zona limitada por duas características 
de impedância. Para este propósito, uma característica de oscilação é incluída no relé. Esta 
característica envolve a característica de partida com uma distância fixa igual a Z. O 
intervalo de tempo t para o vetor impedância atravessar a região Z é medido (figura 4). 
O tempo será baixo, se a oscilação for rápida. 
 
Para detectar altas freqüências de oscilação, o ajuste de Z deve ser alto e o ajuste de t 
tão baixo quanto possível. Os ajustes típicos são: 
 
 Z = 10 a 20% de ZP 
 
 t = 20 a 40 ms 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 230 
 
 
Com estes ajustes, podem ser identificadas oscilações com freqüências de 2 a 3 Hz. Com 
técnicas especiais de medição, oscilações rápidas de até aproximadamente 7 Hz podem ser 
detectadas. Neste caso, é necessária uma medição contínua de Z/t, em pequenos 
intervalos (5 ms). 
 
Uma vez detectada uma oscilação, o sinal de bloqueio precisa ser mantido até que o vetor 
impedância (neste caso, o vetor oscilação de potência) saia da característica de partida do 
relé. Alternativamente, também é possível remover o sinal de bloqueio após um retardo de 
tempo fixo. 
 
O bloqueio de oscilação naturalmente acarreta algum risco: um curto-circuito durante o 
tempo de bloqueio não resultará em desligamento. Entretanto, a condição de bloqueio de 
oscilação somente é gerada por condições de sistema balanceadas ou trifásicas simétricas 
para reduzir o risco acima. Desbalanços (>25%) ou ocorrência de correntes de faltas à 
terra removem a condição de bloqueio de oscilações imediatamente, em alguns relés. 
 
Além disso, a continuidade da condição de oscilação pode ser monitorada. Se ocorrer uma 
descontinuidade (variação brusca da impedância), a condição de bloqueio é removida 
imediatamente. Desse modo, mesmo na hipótese improvável de ocorrência de um curto-
circuito trifásico enquanto o vetor oscilação estiver dentro da característica de partida da 
proteção, a falta será detectada. 
 
Nas proteções numéricas modernas, é possível selecionar quais zonas da proteção de 
distância serão bloqueadas pela função de bloqueio de oscilações de potência: todas as 
zonas, somente a primeira zona ou todas as zonas exceto a primeira. Algumas vezes, a 
primeira zona não é bloqueada quando o ângulo de carga precisa alcançar um alto valor 
(próximo de 180) para iniciar o disparo (pequeno alcance da primeira zona na direção R). 
Neste caso, admite-se que o sistema não mais permanecerá estável e, conseqüentemente, a 
abertura é necessária. 
 
O bloqueio das zonas maiores não é requerido quando não se espera nenhuma oscilação 
lenta no sistema, isto é, o vetor oscilação deixa a zona respectiva antes que a temporização 
daquela zona tenha expirado. 
 
Em princípio, estas limitações tiveram origem em métodos convencionais, onde a 
monitoração de desbalanços e descontinuidade ainda não era implementada. Assim, não era 
possível excluir a eventualidade de um bloqueio de abertura para uma falta no sistema 
durante uma oscilação de potência. 
 
Quando as condições do sistema demandam uma função de bloqueio de oscilação, 
recomenda-se selecionar, nos relés digitais, o bloqueio de todas as zonas, tendo em vista que 
o curso e a freqüência da oscilação dependem da configuração do sistema e assim nunca 
pode ser prevista com precisão. 
 
 
 Proteção Contra Perda de Sincronismo 231 
 
 
Em sistemas estáveis com fontes fortes e sem linhas de transmissão longas, o bloqueio de 
oscilações não é necessário. 
 
A figura 5 mostra um caso típico de oscilação, após um curto-circuito trifásico. Trata-se de 
uma ocorrência no circuito duplo de 345 kV entre a Usina de Furnas e a Subestação de 
Poços de Caldas, no início da década de 1970. 
 
A figura mostra a impedância vista pelos relés da linha 1, no terminal de Furnas. O sistema 
operava com carga pesada antes da falta. A linha 2 foi desligada nas duas extremidades 
0,12 s após a ocorrência de uma falta trifásica próxima a Furnas. 
 
 
 
Fig. 5 - Caso típico de falta seguida de oscilação de potência. 
 
10.6. PROTEÇÃO CONTRA PERDA DE SINCRONISMO 
 
Dois sistemas interligados podem experimentar uma condição de perda de sincronismo por 
diversas razões. A perda de excitação, por exemplo, pode levar um gerador a perder 
sincronismo com o resto do sistema. Analogamente, uma atuação muito lenta das proteções 
para isolar uma falta ou um carregamento acima da capacidade do sistema, também pode 
levar o sistema à perda de sincronismo. 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos232 
 
 
É indispensável detectar e isolar uma condição de perda de sincronismo, tão rápido quanto 
possível, porque os altos picos de corrente, estresse dos enrolamentos e os elevados torques 
no eixo das máquinas, resultantes dessa perda de sincronismo, podem ser bastante 
prejudiciais aos geradores e aos transformadores elevadores associados. Além disso, a 
perda de sincronismo pode resultar na perda total do sistema elétrico. 
 
Assim sendo, é necessário separar as partes do sistema que operam com freqüências 
diferentes. O sistema deve ser dividido em ilhas escolhendo-se pontos estratégicos para a 
separação, em coordenação com esquemas de rejeição de carga e corte de geração, de 
modo que em cada uma das ilhas haja equilíbrio entre geração e carga, facilitando a 
posterior recomposição do sistema. A separação do sistema em pontos predeterminados é 
executada pelas proteções contra perda de sincronismo. 
 
Há vários esquemas para detecção de oscilações e proteção contra perda de sincronismo. A 
figura 6 mostra um exemplo de proteção contra perda de sincronismo, constituída de duas 
zonas quadrilaterais (Zona 6 e Zona 7) e um par de blinders internos (R1RB e R1LB). 
 
 
 
Fig. 6 - Esquema de perda de sincronismo – característica de operação. 
 Proteção Contra Perda de Sincronismo 233 
 
 
Este esquema usa dois temporizadores como parte de sua lógica para identificar se uma 
condição de oscilação é estável ou não: o temporizador OSBD para bloqueio da proteção de 
distância e o temporizador OSTD, para desligamento. O temporizador OSTD é ajustado 
para um valor mais baixo que o OSBD. 
 
O esquema considera uma determinada condição como perda de sincronismo, quando a 
impedância de seqüência positiva entra na Zona 7, permanece na região entre a Zona 6 e a 
Zona 7 por um tempo superior ao ajuste do temporizador OSTD e, em seguida, avança para 
a característica da Zona 6, antes de terminar o tempo do temporizador OSBD. Esta 
condição caracteriza uma oscilação instável e a proteção gera uma saída de desligamento. 
 
Quando a oscilação é mais lenta, permanecendo na região entre as Zonas 6 e 7 por um 
tempo superior ao ajuste de OSBD, o esquema bloqueia a proteção de distância. Esta 
condição caracteriza uma oscilação estável. 
 
Analogamente a outros esquemas de perda de sincronismo, a proteção mostrada na figura 6 
distingue um curto-circuito de uma condição de perda de sincronismo medindo o intervalo 
de tempo de permanência da impedância entre a Zona 7 externa e a Zona 6 interna. Durante 
curtos-circuitos, o deslocamento da impedância da região de carga para dentro dos 
elementos mho (Zonas 1 ou 2) é praticamente instantâneo, não havendo portanto a operação 
dos temporizadores OSTD e OSBD. Desse modo, não há operação da proteção de perda de 
sincronismo (nem bloqueio, nem desligamento). 
 
O esquema inclui alguns refinamentos tais como supervisão de corrente de seqüência 
positiva, cancelamento de bloqueio na ocorrência de faltas desbalanceadas, bloqueio por 
tempo limitado, etc. O bloqueio também é cancelado se ocorrer uma falta trifásica na linha 
durante uma oscilação. O par de blinders internos detecta a falta trifásica e remove o 
bloqueio. 
 
Um estudo de estabilidade transitória normalmente fornece os dados adequados para ajuste 
da proteção. Os blinders internos devem envolver a linha de transmissão e situar-se dentro 
do elemento mho de Zona 1. A Zona 7 não deve operar para carga máxima. As laterais da 
Zona 6 devem situar-se fora do círculo mho de maior alcance (no exemplo, Zona 2). Deve 
haver uma separação entre as Zonas 6 e 7 suficiente para que os temporizadores OSTD e 
OSBD sejam capazes de realizar uma discriminação correta entre curto-circuito e 
oscilações. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 234 
 
 
10.7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
ROBBA, Ernesto João, Introdução a Sistemas Elétricos de Potência, Edgard Blücher Ltda, 
SP, 1977. 
 
SCHWEITZER, Engineering Laboratories, SEL-421 Multifunction Line Relay Instruction 
Manual, USA, 2004. 
 
ZIEGLER, Gerhard, Numerical Distance Protection – Principles and Applications, Siemens, 
Erlangen, Alemanha, 1999. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Teleproteção 235 
 
 
 
 
 
__________________________________________________________________________ 
 
MÓDULO ONZE 
__________________________________________________________________________ 
 
TELEPROTEÇÃO 
 
 
11.1. INTRODUÇÃO À TELEPROTEÇÃO 
 
Tendo em vista as imprecisões já discutidas, não é possível ajustar a zona 1 de um relé de 
distância para cobrir integralmente a linha de transmissão, assim como não é possível 
ajustar o pick-up de um relé de sobrecorrente de modo que opere para faltas em qualquer 
ponto da linha, sem correr o risco de comprometer a seletividade da proteção. 
 
A teleproteção é a solução para conciliar velocidade e seletividade, ou seja, garantir que a 
linha de transmissão inteira seja provida de proteção de alta velocidade. Isto é 
particularmente desejável numa rede integrada, onde a abertura temporizada de um dos 
terminais da linha seria intolerável para o sistema. O sistema de potência é tão firmemente 
unido que nenhuma falta pode ser considerada "distante" o suficiente para que uma isolação 
lenta possa ser aceitável. 
 
Dois tipos de sistemas de teleproteção são geralmente usados: comparação direcional e 
transferência de disparo. A implementação real de cada um destes sistemas conduz a 
subclassificações adicionais: esquemas permissivos ou não-permissivos, esquemas de sobre 
ou subalcance, esquemas de bloqueio ou desbloqueio etc.. Os detalhes destes esquemas são 
importantes para a presente discussão e serão abordados ao longo deste módulo. 
 
Os esquemas de teleproteção requerem comunicação entre os dois terminais da linha para 
informar se uma falta está na direção da zona de proteção ou na direção oposta, ou 
simplesmente para comandar um disparo remoto. Com relação aos relés, a determinação da 
direção é realizada através de um cálculo de distância direcional ou de sobrecorrente 
direcional. Assim, do ponto de vista de algoritmos de proteção, nenhum conceito novo é 
introduzido. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 236 
 
 
11.2. FUNDAMENTOS 
 
Relés de distância (ou de sobrecorrente) em ambos os terminais do circuito combinados com 
canais de comunicação para troca de informações podem formar um sistema de proteção 
capaz de isolar seletivamente todas as faltas, em qualquer ponto da linha protegida, sem 
retardo de tempo. A figura 1 justifica o emprego de teleproteção para acelerar a isolação de 
faltas próximas a um dos terminais da linha. 
 
 
Fig. 1 - Justificativa para o uso de teleproteção. 
 
Desse modo, um sistema de proteção pode transmitir um sinal de habilitação (sinal 
permissivo) ou um sinal de bloqueio, dependendo do esquema implementado. Em qualquer 
dos esquemas, um simples sinal sim/não (ON/OFF) é transferido, para o qual um canal de 
pequena largura de faixa é suficiente. 
 
A figura 2 mostra alguns exemplos de meios de comunicação empregados para teleproteção. 
 
 
 
Fig. 2 - Proteção com sistema de comunicação de dados. 
 
 
 Teleproteção 237 
 
 
A seguir, faremos uma exposição dos meios de comunicação mais comuns aplicados para 
teleproteção. 
 
11.3. COMUNICAÇÃO VIA CARRIER (Power Line Carrier) 
 
O método mais tradicional usado para transmissão de sinal em teleproteções é o carrier. 
Empregado para distâncias de até aproximadamente 400 km,o processo consiste em usar a 
própria linha de transmissão como meio de propagação. Como se vê na figura 3, os 
transmissores e receptores são acoplados à linha através dos equipamentos de sintonia e 
capacitor de acoplamento. 
 
 
 
Fig. 3 - Sistema carrier de comunicação. 
 
Os filtros de onda são sintonizados na freqüência do carrier e localizados nos terminais da 
linha, tendo como função manter o sinal de comunicação na linha a ser protegida e também 
isolar o canal carrier de defeitos no sistema de transmissão, fora do trecho protegido. A 
bobina de bloqueio de radiofreqüência funciona como uma baixa impedância para 60 Hz e 
como alta impedância para a frequência do carrier, protegendo, dessa forma, o equipamento 
contra surtos de tensão na frequência de 60 Hz e, ao mesmo tempo, limitando a atenuação 
em RF. 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 238 
 
 
Como mostra a figura 3, os principais componentes do equipamento de onda portadora são: 
 
− Transmissor e receptor. 
− Capacitores de acoplamento. 
− Unidade de sintonia. 
− Filtro de onda. 
 
11.3.1. TRANSMISSOR E RECEPTOR 
 
São equipamentos semelhantes aos usados em rádio-comunicação, porém, operando com 
freqüências menores (da ordem de 30 a 300 kHz). O transmissor, uma vez ligado, emitirá um 
sinal de onda portadora numa freqüência fixa, na qual for calibrado. O receptor, calibrado 
também para essa freqüência, receberá o sinal, cuja utilização será explicada mais adiante, 
na apresentação dos esquemas usuais de teleproteção. 
 
11.3.2. CAPACITORES DE ACOPLAMENTO 
 
A função dos capacitores de acoplamento é permitir a conexão do circuito de baixa tensão 
(transmissor ou receptor) ao circuito de alta tensão (linha de transmissão). Esses 
capacitores oferecem uma baixa impedância a correntes de alta freqüência, como é o caso 
da corrente de onda portadora, e uma elevada impedância às correntes de baixa freqüência, 
como é o caso da corrente normal da linha de transmissão. 
 
As figuras 4 e 5 mostram exemplos de acoplamento do carrier à linha de transmissão, 
bobinas de bloqueio, capacitores de acoplamento e filtros de onda. 
 
 
 
Fig. 4 - Circuitos de acoplamento. 
 
 Teleproteção 239 
 
 
 
 
Fig. 5 - Capacitores de acoplamento e bobina de bloqueio 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 240 
 
 
11.3.3. UNIDADE DE SINTONIA 
 
A unidade de sintonia tem como finalidade reduzir ao mínimo as perdas resultantes de 
transferência da energia da corrente de onda portadora, entre o transmissor e a linha de 
transmissão, ou entre esta última e o receptor. Essa unidade consiste essencialmente de uma 
indutância variável e de um transformador, conforme mostra a figura 6. 
 
 
 
Fig. 6 - Unidade de sintonia. 
 
A indutância permite, ajustada devidamente, que o circuito capacitor-unidade de sintonia 
entre em ressonância com a freqüência estabelecida para a onda portadora. O 
transformador permite o casamento entre a impedância característica da linha de 
transmissão e a do cabo que liga o transmissor ao equipamento de acoplamento à linha. 
Sendo diferentes as impedâncias características da linha e do cabo, o transformador é o 
meio usado para se efetuar a necessária interligação entre os dois. 
 
11.3.4. FILTRO DE ONDA 
 
O filtro de onda ou unidade de bloqueio tem como finalidade confinar a corrente de onda 
portadora à linha de transmissão que lhe serve de condutor. Cada unidade é composta por 
uma indutância e uma capacitância em paralelo, formando um circuito ressonante com a 
freqüência estabelecida para a onda portadora. Oferece, portanto, uma impedância máxima 
à sua circulação e, conseqüentemente, bloqueia a sua passagem. A unidade de bloqueio 
oferece uma impedância desprezível à corrente de carga normal, não prejudicando, 
portanto, de forma alguma, o transporte normal da energia através da linha de transmissão. 
 
 
 Teleproteção 241 
 
 
11.3.5. ATENUAÇÃO DURANTE FALTAS NA LINHA 
 
Deve-se observar que, como o sinal é propagado na própria linha de transmissão, não há 
certeza de que haverá transmissão de sinal dentro dos níveis desejáveis quando da 
ocorrência de defeitos internos à linha protegida. 
 
Por este motivo, a proteção carrier é mais confiável quando usada em esquemas de bloqueio 
(BLOCKING) enquanto que, para uso em esquemas de desbloqueio ou disparo, devem ser 
tomados cuidados especiais com relação ao equipamento a ser usado. 
 
Nos esquemas de desbloqueio ou disparo, o equipamento será chamado a operar dentro das 
piores condições possíveis, isto é, quando houver um defeito interno na linha tendo, neste 
caso, o sinal que atravessar um péssimo caminho de transmissão, havendo, obviamente, 
grande atenuação. 
 
11.4. COMUNICAÇÃO VIA MICROONDAS 
 
Um outro método usado para transmissão de sinal é o canal de microondas que nada mais é 
do que um canal de rádio direcional usando pequeno comprimento de onda (alta 
frequência). A transmissão de sinal no caso de microondas é feita usando a atmosfera como 
meio de propagação entre os pontos onde são localizadas as antenas. 
 
Este sistema é empregado para até aproximadamente 50 km (linha de visada) direto, com 
possibilidade de aumentar essa distância, dependendo das condições geográficas, tipo e 
posição de antenas. Pode ser usado para longas distâncias através de estações repetidoras. 
 
Um canal de microondas é subdividido ou multiplexado de modo que pode ser usado para 
diferentes funções ao mesmo tempo. Quando um dos subcanais é utilizado para esquemas de 
proteção, é normalmente modulado em frequência. 
 
Os canais de microondas são obviamente afetados pelas condições atmosféricas, podendo 
haver interrupção do envio de sinal devido a estas condições. Por esse motivo, quando são 
usados em proteções, os canais de microondas são empregados em esquemas de desbloqueio 
ou trip e não em bloqueio. 
 
Se fossem usados como sinal de bloqueio, um problema atmosférico que produzisse a falta 
da transmissão de sinal quando da ocorrência de um defeito externo à linha protegida, 
implicaria num desligamento incorreto. 
 
Usado com a função de disparo, havendo falha na transmissão de sinal, deixaria de haver o 
sinal de disparo pela teleproteção atuando, entretanto, a proteção de retaguarda. 
 
Para se aplicar em proteção canais de microondas, há uma investigação prévia sobre a 
probabilidade de falha na transmissão do sinal onde, naturalmente, a localização geográfica 
é extremamente importante. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 242 
 
 
11.5. COMUNICAÇÃO LÓGICA RELÉ A RELÉ 
 
Uma nova abordagem foi desenvolvida para compartilhar estado lógico entre relés. Esta 
nova técnica usa a capacidade de comunicação interna e de processamento lógico-digital 
própria dos relés numéricos. Todo relé digital possui uma porta de comunicação através da 
qual é possível transmitir e receber mensagens digitais. Assim, é possível aproveitar estas 
características para implementar uma comunicação direta entre os relés. 
 
A nova técnica de comunicação, patenteada pela Schweitzer, envia repetidamente o estado 
de oito elementos internos, programáveis, do relé, codificados como uma mensagem digital, 
de um relé para outro, através de uma porta de comunicação serial EIA-232. 
 
A figura 7 ilustra este método de comunicação. 
 
 
 
Fig. 7 - Comunicação lógica relé a relé. 
 
Esta técnica cria oito saídas virtuais em cada relé, interligadas através de um canal de 
comunicação a oito entradas de controle virtuais no outro relé. As oito entradas virtuais são 
elementos internos dorelé receptor que espelha o estado das saídas virtuais do relé 
transmissor. 
 
 
 Teleproteção 243 
 
 
Cada bit espelhado é programado, como se faria com um contato de saída, através de uma 
equação lógica que representa o estado de um elemento do relé, uma entrada de controle, 
um contato de saída, ou qualquer combinação destes. A cada bit espelhado é atribuída uma 
função, como se faria para uma função de entrada de controle. Desse modo, é possível 
configurar qualquer esquema de teleproteção, os quais serão discutidos posteriormente. 
 
A figura 8 mostra a técnica de bits espelhados. 
 
 
 
Fig. 8 - Bits espelhados (mirrored bits). 
 
Com relação ao meio de comunicação e interfaces de canal necessários, pode ser usado, por 
exemplo, um transdutor ótico em cada terminal para converter o sinal EIA-232 do relé em 
um sinal ótico que pode ser transmitido por um cabo ótico. Outra alternativa é usar canais 
de comunicação multiplexados, à base de microondas ou mesmo fibra ótica, conectando-se a 
saída EIA-232 dos relés à entrada do multiplexador. Há outras possibilidades, tais como 
rádio digital ponto-a-ponto ou comunicação compartilhada. 
 
A comunicação via fibra ótica é feita através de ligações diretas para até aproximadamente 
150 km. É empregada para longas distâncias através de amplificadores repetidores. 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 244 
 
 
11.6. COMUNICAÇÃO VIA FIO PILOTO 
 
Este meio de comunicação é constituído de cabos especiais de sinalização de proteção com 
blindagem e isolação contra tensões induzidas, empregados para distâncias de até 
aproximadamente 25 km. 
 
11.7. TEMPO DE CANAL 
 
O tempo de transmissão de sinal com equipamentos de transmissão de dados de proteção na 
freqüência de voz é de aproximadamente 15 a 20 ms. Nestes canais o desvio de freqüência é 
usado como uma técnica de modulação. Esta técnica proporciona uma boa imunidade 
contra interferências. No caso de carrier (PLC), com chaveamento direto da alta freqüência 
de carrier (amplitude modulada) o tempo de transmissão é reduzido para aproximadamente 
5 ms. Considerando a baixa segurança contra má operação, este método é mais indicado 
para sistemas de bloqueio, apesar de encontrarmos várias instalações com esquemas 
permissivos utilizando PLC. 
 
A comunicação de dados via fibras óticas com transmissão digital introduziu um campo 
vasto de novas possibilidades. Neste caso não há praticamente nenhuma interferência e, 
através da codificação do dado transmitido, obtém-se uma segurança extremamente alta. 
São alcançados uma elevada disponibilidade e tempos de transmissão extremamente baixos, 
menores que 5 ms. A tabela da figura 9 mostra o tempo total de isolação de uma falta, 
através de teleproteção. 
 
 
 
Fig. 9 - Tempos de operação típicos de uma teleproteção. 
 
A seguir, faremos uma exposição dos métodos de teleproteção usuais. 
 
 Teleproteção 245 
 
 
11.8. TRANSFERÊNCIA DE DISPARO POR SUBALCANCE (UTT) 
 
Neste método, a zona de distância de subalcance (usualmente a primeira zona) desliga 
diretamente o disjuntor do terminal local e, simultaneamente, envia um sinal para o terminal 
remoto. O sinal recebido no terminal remoto é usado para realizar um desligamento rápido 
quando a falta é próxima do terminal transmissor, além do alcance da primeira zona do 
terminal que recebeu o sinal. Este sistema, dessa maneira, isola rapidamente a linha, 
independentemente do tempo de transmissão de sinal, para faltas em aproximadamente 80% 
da extensão da linha protegida (região intermediária, coberta simultaneamente pela zona 1 
dos dois terminais). Em linhas aéreas com circuito duplo, entretanto, deve-se considerar que 
o alcance da primeira zona precisa ser reduzido para faltas à terra, em razão do 
acoplamento mútuo de seqüência zero. A transferência de disparo para o disjuntor do 
terminal remoto, tem as seguintes possibilidades: 
 
11.8.1. TRANSFERÊNCIA DE DISPARO DIRETO POR SUBALCANCE (DUTT) 
 
Neste caso, a partida do(s) transmissor(es) é feita por elementos de subalcance e o disjuntor 
é diretamente desligado pelo sinal recebido. Este desligamento direto sem consideração de 
qualquer critério de proteção no terminal receptor, é usado com restrições, tendo em vista 
que um sinal recebido indevidamente causaria um desligamento incorreto do disjuntor. 
 
Em geral, dois canais de transmissão separados são usados para se obter maior segurança. 
No terminal receptor os sinais são conectados a uma lógica E (por exemplo, conexão dos 
contatos dos relés receptores em série). Assim, o sistema opera normalmente no modo canal 
duplo, mas na hipótese de falha de um dos canais, a lógica transfere automaticamente para 
canal simples, inserindo um retardo de tempo da ordem de 20 ms no disparo, para 
minimizar o risco de recepção indevida por ruído. 
 
Alternativamente, um canal de transmissão de sinal com absoluta segurança pode ser 
utilizado, como por exemplo, uma transmissão de sinal digital através de fibra ótica, com um 
protocolo de transmissão seguro. 
 
Este tipo de esquema é também empregado nos seguintes casos: 
 
Proteção de reator shunt – quando o reator não tem disjuntor próprio, ou seja, é ligado à 
linha através de seccionadora, torna-se necessária a abertura dos disjuntores nos dois 
terminais da linha para isolação de defeitos no reator. Nesse caso, a transferência de 
disparo é comandada pelos relés de proteção do reator, como o relé de gás, diferencial etc.. 
 
Proteção contra sobretensões – há casos em que a presença de uma linha aberta em apenas 
um terminal ocasionaria níveis de tensão inaceitáveis para os equipamentos, havendo, 
assim, a necessidade do uso da transferência de disparo. 
 
Linhas conectadas a fontes fracas – é o caso típico em que uma linha de interligação 
conecta dois sistemas sendo um deles de pequena geração, de modo que, quando da 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 246 
 
 
ocorrência de defeitos na linha, não há corrente de curto-circuito suficiente para 
sensibilizar os relés convenientemente. 
 
11.8.2. TRANSFERÊNCIA DE DISPARO PERMISSIVO POR SUBALCANCE (PUTT) 
 COM ELEMENTO DE PARTIDA (DETECTOR DE FALTA) 
 
Com este método, a partida de sinal é feita por elementos de subalcance e o sinal recebido 
somente causa abertura do disjuntor quando as funções de partida do relé de proteção de 
distância do lado receptor operarem, isto é, quando for detectada uma falta. A figura 10 
mostra este arranjo. 
 
 
 
Fig. 10 - Esquema PUTT com elemento de partida. 
 
No caso de uma aplicação de disparo monofásico, os detectores de falta também 
desempenham a função de seletores de fase, isto é, o sinal recebido no caso de uma falta 
monofásica somente desligará a fase faltosa. Para faltas multifases, o desligamento é 
iniciado em todas as fases. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Teleproteção 247 
 
 
11.8.3. TRANSFERÊNCIA DE DISPARO PERMISSIVO POR SUBALCANCE (PUTT) 
 COM ALONGAMENTO DE ZONA 
 
Neste caso, a partida do(s) transmissor(es) é feita por elementos de subalcance e o sinal 
recebido libera uma zona de sobrealcance para comandar o disparo do disjuntor. A figura 
11 mostra este arranjo. 
 
 
 
Fig. 11 - Esquema PUTT com elemento de sobrealcance. 
 
Relés convencionais realizam esta lógica através do chaveamento da primeira zona para 
uma zona de sobrealcance. Relés numéricos simplesmente habilitam a zona de sobrealcance 
na lógica de disparo. As zonas temporizadas remanescentes continuam independentemente 
disponíveis. 
 
Este esquema PUTTem conjugação com uma zona de sobrealcance dedicada apresenta a 
vantagem de ter uma liberação de disparo mais seletiva em comparação com o esquema 
PUTT associado a elementos de partida do relé de distância, analisado no item anterior. A 
liberação do disparo é restrita a faltas na direção direta, dentro da característica da zona de 
sobrealcance, isto é, essencialmente limitada à extensão da linha protegida. No esquema 
anterior, é preciso considerar que os elementos de partida também operam durante faltas 
remotas ou externas e, assim, a probabilidade de uma abertura indesejável quando um sinal 
incorreto é recebido, portanto, é maior. 
 
Com relés convencionais a desvantagem era que, após a mudança de subalcance para a 
zona de sobrealcance, uma nova medição era realizada, causando um retardo adicional da 
ordem de dezenas de milisegundos. Com relés numéricos, entretanto, isso não ocorre, tendo 
em vista que a medição de distância para todas as zonas é disponibilizada simultaneamente. 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 248 
 
 
11.9. TRANSFERÊNCIA DE DISPARO POR SOBREALCANCE (OTT) 
 
Neste método, a partida de sinal é feita por elementos de sobrealcance e sua filosofia básica 
é de usar o sinal recebido para habilitar uma zona de sobrealcance. Neste caso, temos as 
alternativas a seguir. 
 
11.9.1. TRANSFERÊNCIA DE DISPARO PERMISSIVO POR SOBREALCANCE 
 (POTT) 
 
No sentido clássico, este método somente realiza desligamento de alta velocidade quando os 
relés em ambos os terminais da linha detectam uma falta na zona de sobrealcance e enviam, 
um para o outro, um sinal de liberação. A figura 12 mostra este arranjo. 
 
 
Fig. 12 - Esquema POTT. 
 
Este método é preferido para linhas curtas, especialmente quando a linha ou cabo é tão 
curto que a zona de subalcance não pode mais ser usada porque seu menor ajuste possível 
ainda é alto para tal linha. 
 
No caso de proteção convencional com característica circular, a desvantagem adicional com 
baixos ajustes de distância é a compensação de resistência de arco insuficiente. 
 
 
 
 
 
 
 Teleproteção 249 
 
 
Por esta razão, o método de transferência de disparo permissivo por sobrealcance já era 
empregado em linhas de comprimento inferior a 20 km, embora o ajuste da zona de 
subalcance fosse possível. No caso de relés numéricos com característica poligonal 
(quadrilateral), este argumento não é mais válido, isto é, o método de transferência de 
disparo permissivo por sobrealcance é recomendado somente para linhas ou cabos muito 
curtos. 
 
Um caso especial para a aplicação de transferência de disparo permissivo por sobrealcance 
é dado quando um disparo de alta velocidade precisa ser conseguido numa linha que tem 
uma fonte fraca em um de seus terminais. Neste caso, um circuito de eco adicional com um 
disparo suplementar deve ser implementado neste terminal. A figura 13 mostra este arranjo. 
 
 
Fig. 13 - Esquema POTT – lógica de fonte fraca. 
 
Durante uma falta além do terminal de fonte fraca, a corrente de curto-circuito flui através 
da linha protegida para o ponto de falta. A proteção no terminal de fonte fraca partirá com 
esta corrente e reconhecerá a falta na direção reversa. Ela não transmitirá, assim, um sinal 
permissivo para o terminal forte. Desse modo, a proteção de transferência de disparo 
permissivo por sobrealcance permanece estável, isto é, não produz abertura da linha. 
 
Por outro lado, durante uma falta interna, a proteção no terminal fraco não operará pois a 
corrente que flui desse terminal para a falta é insuficiente. O sinal recebido pelo terminal 
fraco é repetido como um eco e permite o desligamento no terminal forte. 
 
Simultaneamente com o eco, o disjuntor no terminal fraco pode ser disparado pela proteção. 
Para isto, a função de disparo mostrada na figura 13 precisa ser configurada nos relés. A 
condição para liberação do disparo e seleção de fase é dada por um detector interno de 
queda de tensão. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 250 
 
 
O esquema de transferência de disparo permissivo por sobrealcance requer alguma 
coordenação da proteção e do canal de transmissão de sinal para evitar corrida de sinal 
durante chaveamentos no sistema e mudanças do tipo de falta. 
 
A figura 14 mostra um caso típico que pode ocorrer durante a isolação de uma falta externa. 
 
 
 
Fig. 14 - Esquema POTT – inversão de corrente em linhas paralelas. 
 
Durante a falta, a corrente de curto-circuito flui na linha sem falta de A para B, 
considerando que a falta é próxima de B. O estado de sinal que ocorre está mostrado na 
parte “a” da figura. 
 
Se a proteção ou o disjuntor do terminal B da linha faltosa atuar mais rápido que o terminal 
A, a corrente se inverterá na linha sem falta, resultando numa mudança de estado dos sinais, 
como se vê na parte “b” da figura 14. 
 
Ocorre uma corrida de sinal. Isto pode levar a um desligamento incorreto quando, por 
exemplo, a proteção em B já tenha mudado para a direção direta, enquanto o sinal recebido 
em B ainda estiver presente. Esta seqüência pode acontecer devido ao inevitável retardo na 
desoperação da proteção de A e dos canais de comunicação. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Teleproteção 251 
 
 
Por esta razão, é necessário uma monitoração capaz de detectar faltas externas e então 
bloquear a proteção de transferência de disparo permissivo por sobrealcance por um curto 
período de tempo, durante o qual uma corrente reversa poderia ocorrer. A figura 15 ilustra 
este bloqueio. 
 
 
 
Fig. 15 - Esquema POTT – monitoração de inversão de corrente e bloqueio da proteção. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 252 
 
 
11.10. COMPARAÇÃO DIRECIONAL (DC) 
 
Os esquemas de comparação direcional, conforme sugere o nome, comparam a direção da 
falta vista num terminal com a direção verificada no outro. Com base na comparação 
realizada, a proteção desliga ou não a linha, dependendo da localização da falta. Para estes 
sistemas, a transferência de sinal pode ser utilizada para bloquear a proteção durante faltas 
externas ou desbloquear durante faltas internas. Assim, podemos ter, basicamente, dois 
esquemas: comparação direcional por bloqueio e comparação direcional por desbloqueio. 
 
11.10.1. COMPARAÇÃO DIRECIONAL POR BLOQUEIO (DCB) 
 
Este procedimento requer duas zonas de proteção: 
 
1. Uma zona de partida rápida para transmitir o sinal de bloqueio ao terminal remoto, 
quando a falta é fora da zona protegida, na direção reversa. 
 
2. Uma zona de sobrealcance direcional, na direção direta, para inibir o sinal de bloqueio 
durante faltas na direção direta e iniciar o disparo do disjuntor, se nenhum sinal de bloqueio 
oriundo do terminal remoto estiver presente. 
 
A figura 16 mostra o arranjo clássico das zonas para um relé MHO junto com a lógica 
associada desse procedimento. 
 
 
 
Fig. 16 - Esquema clássico de comparação direcional por bloqueio (DCB). 
 
 Teleproteção 253 
 
 
O alcance reverso da zona de transmissão de sinal de bloqueio deve ser maior que o 
sobrealcance da zona de disparo do relé do terminal remoto. 
 
Os ajustes típicos são os seguintes: 
 
− Zona de disparo: 130% de ZL. 
− Alcance reverso da zona de bloqueio: 50% de ZL. 
 
Idealmente, o sinal de bloqueio deveria ser transmitido apenas quando a falta fosse fora da 
zona protegida, na direção reversa. Com relés convencionais, entretanto, a zona de 
transmissão inclui umdeslocamento na direção direta, para garantir a operação para faltas 
reversas próximas e também aumentar a velocidade desse estágio de transmissão para estas 
faltas próximas. Esta característica é conseqüência da medição direcional com tensões das 
fases envolvidas na falta. O pequeno sinal de tensão não permite uma decisão direcional 
segura. 
 
Um detector de corrente de terra de alta velocidade é freqüentemente usado como um 
critério adicional de transmissão de sinal de bloqueio durante faltas à terra. 
Conseqüentemente, faltas próximas na linha protegida pode inicialmente resultar em 
transmissão do sinal de bloqueio, o qual todavia reseteia tão logo o estágio de alcance 
direto opere. 
 
A velocidade do estágio de transmissão é um critério decisivo juntamente com o tempo de 
transmissão de sinal, já que estes determinam o retardo do estágio de desligamento: 
 
 TA = Tzona de transmissão + Tcanal – Tzona de trip + Tsegurança (5 ms) 
 
A vantagem significativa do procedimento de bloqueio é que nenhum sinal precisa ser 
transmitido durante faltas na linha protegida. Dessa forma, com canais de carrier (PLC), 
nenhum sinal precisa ser transmitido através do local da falta. Por esta razão, é possível 
usar PLCs com acoplamento direto à linha protegida. 
 
A aplicação clássica do princípio de bloqueio utiliza um simples, porém rápido canal PLC 
(< 5 ms) com modulação em amplitude. Uma vantagem adicional deste método é que a 
mesma freqüência de carrier pode ser usada nos dois terminais da linha (também para linhas 
com três terminais), já que, para a técnica de bloqueio, não importa qual transmissor gerou 
o sinal de bloqueio recebido. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 254 
 
 
A figura 17 ilustra a implementação desta técnica com características poligonais de uma 
proteção numérica. 
 
 
 
Fig. 17 - Esquema de comparação direcional por bloqueio, com característica quadrilateral. 
 
A zona de partida para transmissão do sinal de bloqueio é definida pela porção reversa do 
detector de falta, limitada pela característica direcional. 
 
Como a medição direcional utiliza tensão de fases não envolvidas na falta, conseguindo por 
isso absoluta seletividade também para faltas próximas da origem, a transmissão do sinal de 
bloqueio somente ocorre para faltas verdadeiramente reversas. 
 
O relé 7SA513 contém um detector de descontinuidade para tensão e corrente, conseguindo 
assim uma partida rápida do sinal de bloqueio dentro de 5 ms a partir da incidência da 
falta. Com isso, o retardo do sinal de disparo pode ser extremamente curto. 
 
O estágio de disparo é formado pela zona direcional de sobrealcance Z1B. Com base na 
figura 17, fica evidente que a zona de partida tem um ajuste reverso, de modo a incluir o 
sobrealcance da zona de disparo do terminal remoto, com uma margem de segurança para 
todas as faltas. 
 
 
 
 
 
 
 
 Teleproteção 255 
 
 
11.10.2. COMPARAÇÃO DIRECIONAL POR DESBLOQUEIO (DCUB) 
 
O método de bloqueio referido acima tem a desvantagem de que durante condições normais 
de operação do sistema (sem falta), nenhum sinal é transmitido. Desse modo, não há como 
monitorar o canal de comunicação. A técnica de desbloqueio foi desenvolvida especialmente 
para canais de freqüência de voz com chaveamento de desvio de freqüência e não apresenta 
a desvantagem mencionada acima. 
 
Além disso, esta técnica também é um pouco mais rápida, tendo em vista que um sinal de 
monitoração (piloto ou guarda) é continuamente transmitido. Durante faltas internas, o 
sinal de guarda é trocado (desvio de freqüência) por um sinal permissivo, similar ao método 
POTT. Isto implica que nenhum retardo de abertura é necessário para esperar um eventual 
sinal de bloqueio. Este procedimento é mostrado na figura 18. 
 
 
 
Fig. 18 - Esquema de comparação direcional por desbloqueio. 
 
Apenas uma zona direcional de sobrealcance por terminal da linha é necessária. 
 
Quando o esquema não está operado, a freqüência de supervisão do canal (guarda) fG é 
continuamente transmitida e o disparo permanece bloqueado. Ocorrendo uma falta interna, 
as zonas de sobrealcance Z1B nos dois terminais da linha operam e chaveiam seus 
respectivos transmissores da freqüência de guarda para a freqüência de desbloqueio, isto é, 
de fG para fUB (unblock). Conseqüentemente, ocorre o desligamento nos dois terminais da 
linha, como mostra o diagrama lógico da figura 18. 
 
 Fundamentos de Proteção de Sistemas Elétricos 256 
 
 
Durante faltas externas, ou o elemento Z1B não opera (falta na direção reversa) ou nenhum 
sinal de desbloqueio é recebido (falta além do terminal remoto). 
 
Se o elemento Z1B operar e nenhum sinal for recebido (nem guarda, nem desbloqueio), o 
que corresponde a uma falha de canal durante a falta no sistema, fica evidente que a própria 
falta no sistema impediu a transmissão de sinal (atenuação), o que é um forte indício de que 
se trata de falta dentro da linha protegida. A lógica é implementada de modo que, 20 ms 
após a falha de canal, a lógica libera a zona Z1B por um período de 100 ms. Se isto ocorrer 
durante a falta, então haverá abertura da linha. 
 
Se a falha de canal ocorrer durante condições normais de operação do sistema, não há 
nenhuma conseqüência, porque, neste caso, a unidade Z1B não se encontra operada. 100 ms 
mais tarde, a proteção é novamente bloqueada e assim permanece enquanto durar a falha de 
canal. Este bloqueio é removido (tempo de resete de 100 ms) quando algum sinal for 
novamente recebido. 
 
Uma recepção simultânea de fG e fUB é interpretada como um erro de canal, não causando 
nenhuma reação adicional da proteção. 
 
A lógica de repetição de sinal (eco) para condições de fonte fraca e terminal aberto pode 
igualmente ser implementada com este esquema. 
 
11.11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
ALBUQUERQUE, Mário de Almeida e, OLIVEIRA, Paulo Cezar, ANDRADE, Wildmer 
Pereira de, Proteção de Sistemas Elétricos, Furnas, 197... 
 
BEHRENDT, Kenneth C., Artigo Técnico, Schweitzer, Washington, USA. 
 
FURNAS, Centrais Elétricas S.A., Apostila de Teleproteção, TEPR, CTFU, Furnas. 
 
RODRIGUES, Celso, Apostila de Proteção de Sistemas Elétricos, Furnas. 
 
ZIEGLER, Gerhard, Numerical Distance Protection – Principles and Applications, Siemens, 
Erlangen, Alemanha, 1999. 
 
BARBOSA, Ivan Júlio, notas de aulas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Religamento Automático 257 
 
 
 
 
 
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MÓDULO DOZE 
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RELIGAMENTO AUTOMÁTICO 
 
 
12.1. INTRODUÇÃO 
 
Entende-se por religamento automático, o fechamento dos disjuntores de linhas de 
transmissão, sem intervenção dos operadores, após terem sido desligados por ação de 
proteções. O religamento automático é empregado com freqüência nos sistemas de 
transmissão, considerando o caráter transitório da maioria das faltas em linhas de 
transmissão. 
 
O religamento automático proporciona benefícios como o aumento da confiabilidade e 
disponibilidade de transmissão de potência e, principalmente, a melhoria da estabilidade 
dinâmica do sistema. 
 
As proteções convencionais requeriam dispositivos de religamento separados, tais como 
relés seletores de fase, religadores e verificadores de sincronismo. Com tecnologia digital, 
todas as funções necessárias ao religamento já estão integradas nos relés de proteção da 
linha. 
 
12.2. MODOS DE RELIGAMENTO 
 
O religamento automático pode ser implementado de várias formas, dependendo das 
características do sistema, das proteções, dos disjuntores e da filosofia de operação. Os 
modos mais comuns