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,