PROTEÇÃO DO SISTEMA ELETRICO DE POTENCIA

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PROTEÇÃO DO SISTEMA 
ELÉTRICO DE POTÊNCIA
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Joubert Rodrigues dos Santos Júnior
Londrina 
Editora e Distribuidora Educacional S.A. 
2020
PROTEÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO 
DE POTÊNCIA
1ª edição
3
2020
Editora e Distribuidora Educacional S.A.
Avenida Paris, 675 – Parque Residencial João Piza
CEP: 86041-100 — Londrina — PR
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Revisor
Renato Kazuo Miyamoto
Editorial
Alessandra Cristina Fahl
Beatriz Meloni Montefusco
Gilvânia Honório dos Santos
Mariana de Campos Barroso
Paola Andressa Machado Leal
Dados Internacionais de Catalogação na Publicação (CIP)
__________________________________________________________________________________________ 
Júnior, Joubert Rodrigues dos Santos
J95p Proteção do sistema elétrico de potência/ Joubert
Rodrigues dos Santos Júnior. - Londrina: Editora e
 Distribuidora Educacional S.A., 2020.
 42 p.
 ISBN 978-65-86461-54-1
1. Circuitos. 2. Sistema elétrico – Proteção. I. Título.
 
CDD 621.3178
____________________________________________________________________________________________
Jorge Eduardo de Almeida CRB-8/8753
© 2020 por Editora e Distribuidora Educacional S.A.
Todos os direitos reservados. Nenhuma parte desta publicação poderá ser 
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por escrito, da Editora e Distribuidora Educacional S.A.
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SUMÁRIO
Características gerais de proteção no SEP __________________________ 05
Arquitetura dos relés digitais _______________________________________ 19
Proteção para elementos de potência na rede _____________________ 31
Proteção de geradores e rede de distribuição ______________________ 42
PROTEÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
5
Características gerais de 
proteção no SEP
Autoria: Joubert Rodrigues dos Santos Júnior
Leitura crítica: Renato Kazuo Miyamoto 
Objetivos
• Capacitar o profissional para identificar os 
principais componentes de um sistema de 
proteção do sistema elétrico. 
• Estudar os tipos e as características principais 
dos relés de proteção do sistema elétrico. 
• Fornecer subsídios para identificar as 
principais causas de defeito de um sistema 
elétrico de potência.
6
1. Características principais de um sistema de 
proteção
A proteção dos sistemas elétricos de potência vem se destacando em 
função da importância de manter o fornecimento de energia elétrica 
sempre operante, com menor probabilidade possível de queda de energia.
O sistema de proteção tem como finalidade garantir a continuidade do 
fornecimento de energia elétrica para todos os setores da economia, 
visando segurança e qualidade para os consumidores. Dessa forma, um 
sistema de proteção corretamente projetado mantém os equipamentos 
inseridos na rede elétrica em condições de operacionalidade, gerando baixo 
custo de manutenções corretivas para as empresas operadoras do sistema.
1.1 Requisito do sistema de proteção
Um sistema de proteção eficiente deve levar em consideração fatores 
técnicos que, aliados, desenvolvem um sistema robusto e confiável. Os 
conceitos técnicos que devem ser observados estão representados na 
Figura 1.
Figura 1 – Fatores técnicos necessários para o desempenho 
do sistema de proteção
Fonte: elaborada pelo autor.
7
Esses fatores devem ser observados no momento da concepção do 
projeto de proteção do sistema elétrico:
a. Seletividade: técnica na qual o sistema de proteção e 
coordenação deve reconhecer e selecionar as condições de 
operação, e somente o dispositivo de proteção mais próximo do 
defeito desconecta da rede elétrica.
b. Velocidade: a velocidade de atuação adequada possibilita o 
desligamento do trecho ou do equipamento no menor tempo 
possível.
c. Confiabilidade: a proteção deve permitir que o sistema opere 
com exatidão, segurança e corretamente.
d. Automação: a automação do processo de proteção é de 
responsabilidade dos relés. Eles detectam as falhas (parâmetros 
fora de especificação) e tomam a decisão de abertura ou não do 
circuito.
Dessa forma, o sistema de proteção é avaliado pelo seu desempenho 
de atuação e sua capacidade rápida de retornar às condições de 
operacionalidade em caso de atuação, resultando o mínimo possível de 
prejuízo para os consumidores. 
1.2 Tipos de proteção do sistema elétrico
Mamede Filho e Mamede (2017) relatam que, ao operar um sistema 
elétrico com confiabilidade, é necessária a utilização de um conjunto 
de proteções especificadas para determinados eventos, conforme os 
requisitos a seguir:
a. Proteção de sobrecorrentes: são eventos comuns no sistema 
elétrico. Elevam os componentes a maiores níveis de desgaste e 
diminuem a vida útil dos elementos da rede. Eles são classificados 
em diferentes níveis: sobrecargas e curtos-circuitos.
8
b. Proteção de sobretensões: existe um limite de tensão máxima 
que o sistema elétrico pode operar, em função das características 
nominais do sistema em caso de uma falta. Os valores de tensão 
máxima não devem superar o valor de 110% da tensão nominal 
do sistema. Em geral, as sobretensões são oriundas das seguintes 
origens: 
• Descargas atmosféricas.
• Chaveamento.
• Curtos-circuitos monopolares.
c. Proteção de subtensões: tem a finalidade de proteger as 
máquinas elétricas (geradores, motores) de quedas de tensão 
que colocam em risco a integridade desses equipamentos. 
Geralmente, o sistema elétrico tolera tensões com níveis de 
até 80% do valor nominal do sistema, por um período de 
aproximadamente dois segundos.
d. Proteção de frequência: para um sistema elétrico que opera em 
60 Hz, a frequência não deve superar 62 Hz. As sobrefrequências, 
normalmente, afetam a qualidade de energia fornecida. Os 
sistemas elétricos podem operar por pequenos intervalos de 
tempo e a frequência não deve ficar abaixo de 58 Hz.
e. Proteção de sobre-excitação: esta proteção consegue identificar 
níveis de indução muito elevados, devidos a uma elevação 
de tensão e/ou subfrequência. Ela é determinada a partir do 
quociente entre a tensão máxima do sistema e da frequência a 
que está submetida.
O sistema elétrico de potência está sujeito a eventos indesejados 
que devem ser identificados por meio das proteções projetadas e 
neutralizadas rapidamente, evidenciando, dessa forma, um sistema 
eficiente do ponto de vista de proteção.
9
1.3 Níveis de atuação de um sistema de proteção
Independente da natureza do sistema elétrico, três níveis de atuação são 
considerados em um sistema de proteção: proteção principal, proteção 
de retaguarda e proteção auxiliar, representados pela Figura 2.
Figura 2 – Níveis de atuação do sistema de proteção
Fonte: elaborada pelo autor.
A proteção principal é responsável por atuar em primeira instância em 
caso de alguma falta no sistema.
Seletividade e coordenação dentro de um projeto na área elétrica, 
significa determinar quais dispositivos devem atuar primeiro, criando 
uma ordem de prioridade na atuação deles...neste informa que o 
projeto deve levar em consideração a atuação da proteção retaguarda 
somente se a proteção principal falhar.
Proteção auxiliar é composta por funções que auxiliam o sistema de 
proteção principal e de retaguarda, responsável por sinalização, alarme, 
temporização e intertravamento. O diagrama apresentadona Figura 3 
representa uma exemplificação de um esquema de proteção auxiliar, 
podendo variar de acordo com a configuração do sistema elétrico no 
qual está inserido.
10
Figura 3 – Diagrama de proteção
Fonte: elaborada pelo autor. 
2. Características gerais e classificação dos 
relés
Os relés de proteção operam por meio dos limites estabelecidos pelos 
estudos de proteção e coordenação definidos no projeto de cada 
sistema elétrico.
Apresentam variações de construção e operação, podem ser definidos 
como um dispositivo do qual um equipamento elétrico é operado 
quando se produzem variações nas condições desse equipamento ou 
do circuito em que ele está ligado, ou em outro equipamento ou circuito 
associado (CAMINHA, 2019).
2.1 Função de proteção e manobra
Por meio de um código numérico, é indicado o tipo de proteção a que 
se destina o relé de proteção. Esse código é utilizado para especificação 
em projeto das proteções necessárias em função das características 
do sistema elétrico de potência em que será inserido. Esse código é 
universal e a Tabela 1 ilustra alguns desses códigos.
11
Tabela 1 – Funções de proteções (Ansi)
Código Função Código Função
21 Relé de distância 50 Relé de sobrecorrente instantâneo
27 Relé de subtensão 51 Relé de sobrecorrente-tempo
37 Relé de subcorrente 55 Relé de fator de potência
49 Relé térmico para máquina ou transformador 59 Relé de sobretensão
Fonte: elaborada pelo autor.
Os códigos das funções foram elaborados pela Ansi – American National 
Standards Institute, com objetivo de padronizar os vários tipos de 
funções dos relés de proteção.
2.2 Características construtivas e operacionais
As características construtivas e operacionais dos relés de proteção são 
classificadas da seguinte forma:
a. Relés fluidodinâmicos: utilizam líquidos (óleo de vaselina) como 
elemento temporizador. Atualmente, não são mais fabricados, 
porém são facilmente encontrados em operação no Brasil.
b. Relés eletromagnéticos: com a força eletromagnética, é capaz 
de deslocar o elemento móvel instalado. Composto basicamente 
por uma bobina envolvendo o núcleo magnético, em que o 
entreferro é formado por uma peça móvel onde é instalado um 
contato elétrico que atua sobre um contato fixo, dessa forma, 
a continuidade do circuito é permitida acionando o disjuntor. 
Existem outras formas de construção dos relés eletromagnéticos, 
por exemplo, com êmbolo móvel.
c. Relés eletrodinâmicos: com princípio de funcionamento por 
meio da atuação de duas bobinas (uma móvel e outra fixa). Com 
sensibilidade apurada, mas sua utilização é limitada na proteção 
de circuitos primários.
12
d. Relés de indução: Mamede (2016, p. 15) apresenta que “os 
relés de indução são conhecidos como relés secundários, e seu 
funcionamento é baseado na construção de dois magnetos, 
um superior e outro inferior”. São largamente utilizados em 
subestações industriais de potência e pelas concessionárias de 
energia.
e. Relés térmicos: o aumento de temperatura dos transformadores, 
geradores e motores podem diminuir a vida útil e acarretar 
falha do equipamento, consequentemente, colocar o sistema 
elétrico inoperante. Os relés térmicos ajustáveis são percorridos 
pela corrente de fase do sistema, eles atuam sobre o circuito de 
alimentação da bobina do disjuntor, desenergizando o sistema 
antes que a temperatura ultrapasse o máximo permitido.
f. Relés eletrônicos: gerados em função do avanço da tecnologia, 
apresenta vantagens sobre os relés eletromecânicos: precisão 
de ajustes, facilidade de alteração de curvas de operação, custo e 
desempenho competitivo.
g. Relés digitais: tecnologia baseada em microprocessadores. Alta 
velocidade de processamento, sensibilidade apurada, acesso 
remoto, além da capacidade de armazenamento de dados. São 
caracterizados pelas funções:
• De proteção: monitoram as faltas e atuam em tempo muito 
rápido.
• De medição: supervisionam o sistema, registrando algumas 
medições como tensão, corrente, fator de potência.
2.3 Grandezas elétricas
Geralmente, as grandezas tensão, corrente e frequência compõem 
a sensibilização do relé, sendo possível também monitorar outras 
grandezas, como impedância, potência. Os relés também são 
classificados em função dessas grandezas, conforme descrito a seguir:
13
a. Relés de corrente: estes relés têm uma faixa de ajuste que os 
torna adaptáveis a uma larga faixa de circunstâncias possíveis. 
Há, normalmente, dois ajustes: ajustes de corrente e ajustes de 
tempo. Embora esses ajustes sejam feitos independentemente, 
a interdependência destes é apresentada nas curvas tempo-
corrente, fornecidas no catálogo dos fabricantes.
b. Relés de tensão: são aqueles que reagem em função da tensão 
do circuito elétrico que eles guardam, tendo, portanto, um 
funcionamento muito semelhante aos relés de corrente, exceto 
pelo fato de que são, mais usualmente, não temporizados.
c. Relés direcionais: quando a rede de distribuição e transmissão 
de energia são projetados em configuração anel, é recomendada 
a utilização de relés de sobrecorrente temporizados em conjunto 
aos elementos direcionais do sistema. O sentido em que a 
corrente elétrica flui pelo sistema é detectado pelo relé direcional 
(FERRARO; ARTICO; BIANCO, 2013).
d. Relés de frequência: operam com frequência gerada pelo 
sistema elétrico. Faz um comparativo com o valor ajustado para 
a operação, havendo diferença, ele aciona o mecanismo para 
desligar o disjuntor.
e. Relés de impedância: utilizam os parâmetros tensão, corrente 
no ponto da instalação. Sabendo que a impedância, num 
determinado ponto, é a relação entre a tensão e a corrente, 
oferece o resultado desse quociente para fazer atuar o mecanismo 
de acionamento (MAMEDE FILHO; MAMEDE, 2017).
2.4 Temporização
Os relés são classificados quanto ao tempo de atuação, representado 
pela Figura 4.
14
Figura 4 – Classificação dos relés referente à temporização
Fonte: elaborada pelo autor.
Os relés instantâneos não apresentam retardo no tempo de atuação. 
Não são indicados em esquemas seletivos em que as correntes de curto-
circuito nos diferentes pontos são praticamente os mesmos.
Os relés temporizados com retardo dependente são os mais utilizados 
em sistemas elétricos. Possuem curva de temporização normalmente 
inversa, cujo retardo é função do valor da grandeza.
O relé temporizado com retardo independente é caracterizado por um 
tempo de atuação constante, sem depender da magnitude da grandeza 
que o sensibiliza acima do valor ajustado.
2.5 Forma de acionamento
O acionamento de interrupção pode apresentar dois modos diferentes:
• Relés primários.
• Relés secundários.
Figura 5 – Tipos de acionamento dos relés
Fonte: elaborada pelo autor.
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Os relés primários, conhecidos como relés de ação direta, foram 
utilizados em larga escala na proteção de pequenas a médias instalações. 
São de fácil instalação. Geralmente dispensam transformadores 
redutores, pois estão diretamente ligados ao circuito que protegem. Não 
necessitam de fonte auxiliar para promoverem o disparo do disjuntor.
Os relés secundários, conhecidos como relés de ação indireta, são 
amplamente empregados nas instalações de médio e grande porte. Com 
custo mais alto, necessitam de transformadores redutores como fonte 
de alimentação.
3. Falhas no sistema elétrico de potência
Ferraro, Artico e Bianco (2013) descrevem que descargas atmosféricas, 
surtos de tensão, incêndios e vandalismo representam as principais 
causas de falhas no sistema elétrico de potência, por esse motivo, os 
sistemas de proteção são projetados com o objetivo de atuar o mais 
rápido possível, buscando minimizar os danos..
Do ponto de vista funcional, o sistema elétrico de potência pode ser 
dividido em três áreas: geração, transmissão e distribuição. A Figura 6 
ilustra um sistema composto por geração de energia por meio de uma 
hidrelétrica, interconectada com a rede de transmissão e distribuição.
Figura 6 – Ilustração de geração, transmissão e 
distribuição apartir de uma hidrelétrica
Fonte: neyro2008/iStock.com.
16
As falhas possuem características específicas em função de sua 
localização e do tipo de equipamento ou componente de linha. A 
manutenção preventiva e o monitoramento contínuo contribuem para 
reduzir o risco de falhas no sistema elétrico de potência.
3.1 Principais causas de falhas
Os principais problemas no sistema elétrico de potência estão 
relacionados com curto-circuito e sobrecargas, numa proporção como 
mostrado na Figura 7.
Figura 7 – Principais causas de falhas no sistema elétrico de potência
Fonte: elaborada pelo autor. 
Curto-circuito: em um sistema elétrico, geralmente, a falha mais 
comum é o curto-circuito. Um curto produz uma corrente elevada 
que circula por todos os elementos da rede, podendo ser prejudicial 
para seu funcionamento e gerar graves distúrbios de tensão ao longo 
da rede. 
Sobrecargas: condição em que os valores de corrente elétrica 
ultrapassam as especificações de projeto. 
Além desses fatores de anormalidade, existem outros eventos que 
podem ter consequências não menos graves para o sistema elétrico, 
são eles: subtensão e sobretensões, podendo ser geradas por descargas 
atmosféricas, manobras, quedas de árvores, entre outras.
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3.2 Estatísticas das interrupções
Mamede Filho e Mamede (2017) relatam que as concessionárias de 
energia acompanham e avaliam rigorosamente as interrupções de seus 
sistemas e apresenta uma estatística dessas falhas:
a. Causas das interrupções:
Tabela 2 – Causas de interrupções
Causas Percentual
Fenômenos naturais 48%
Falhas em materiais e equipamentos 12%
Falhas humanas 9%
Falhas diversas 9%
Falhas operacionais 8%
Falhas na proteção e medição 4%
Objetos estranhos sobre a rede 4%
Condições ambientais 6%
Fonte: Mamede Filho e Mamede (2017).
b. Origem das interrupções:
Tabela 3 – Origem das interrupções
Causas Percentual
Linhas de transmissão 68%
Rede de distribuição 10%
Barramentos de subestações 7%
Transformador de potência 6%
Gerador 1%
Próprio sistema 4%
Consumidor 4%
Fonte: Mamede Filho e Mamede (2017).
Como podemos observar, as falhas nas linhas de transmissão 
representam 68% dos problemas relacionados com o sistema elétrico 
de potência. Fato justificável em função da extensão dessas linhas e por 
estarem mais expostas às condições atmosféricas e ambientais.
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As falhas no sistema elétrico de potência geram custos altos que 
elevam o custo da energia, além dos transtornos e prejuízos para os 
consumidores. Baseado nesse ponto de vista, Mamede Filho (2015) 
divide esses custos em:
a. Custos financeiros: perda de faturamento da concessionária de 
energia.
b. Custo social: custos financeiros do cliente e desgaste da imagem 
da concessionária.
O investimento em um sistema eficiente de proteção, aliado a um bom 
planejamento de manutenção preventiva, diminui consideravelmente o 
risco de perda no sistema.
Os custos financeiros e social ocasionados pelas falhas no 
sistema elétrico de potência devem ser evitados por meio de um 
dimensionamento adequado do sistema de proteção. Já o custo-
benefício da implementação das proteções deve ser considerado pelas 
autarquias governamentais e concessionárias responsáveis pela gestão 
do sistema elétrico.
Referências bibliográficas 
CAMINHA, A. C. Introdução à proteção dos sistemas elétricos. São Paulo: Edgard 
Blücher, 2019. 211 p.
FERRARO, A. G.; ARTICO, M.; BIANCO, B. A. Proteção de sistemas elétricos 
de potência com ênfase em linhas de transmissão. 2013. 42 f. Trabalho de 
Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia Elétrica) – Universidade São 
Francisco, Itatiba, 2013.
MAMEDE FILHO, J. Manual de equipamentos elétricos. 3. ed. Rio de Janeiro: LTC, 
2015.
MAMEDE FILHO, J.; MAMEDE, D. R. Proteção de sistemas elétricos de potência. 
Rio de Janeiro: LTC, 2017.
SANTOS, V. A. dos. Proteção de distância aplicada a linhas de transmissão em 
circuito duplo. 2007. 95 f. Dissertação (Mestrado em Ciências em Engenharia 
Elétrica) – Universidade Federal do Rio do Janeiro, Rio de Janeiro, 2007.
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Arquitetura dos relés digitais
Autoria: Joubert Rodrigues dos Santos Júnior
Leitura crítica: Renato Kazuo Miyamoto 
Objetivos
• Capacitar o profissional para identificar os principais 
componentes de uma arquitetura de relés digitais. 
• Estudar as características funcionais dos relés 
digitais utilizados no sistema elétrico de potência. 
• Fornecer subsídios para identificar as principais 
funções de um sistema de aquisição de dados.
• Discutir os conceitos e vantagens de um sistema 
supervisório por meio da arquitetura Scada.
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1. Relés digitais
O relé digital é um dispositivo de proteção projetado para receber 
informações pré-definidas em sua entrada, com capacidade de processar 
essas informações, comparando-as a parâmetros já estabelecidos e, caso 
necessário, envia sinais por meio de sua saída com objetivo de atuar para 
neutralizar as não conformidades identificadas no sinal de entrada. Com 
o avanço da tecnologia, ocorreu um aumento cada vez mais significante 
da utilização dos relés digitais na matriz do sistema elétrico de potência. 
As especificações e utilização dos relés digitais passaram a fazer parte 
dos projetos de proteções, oferecendo um sistema de proteção mais 
eficiente e assertivo se comparado com as tecnologias anteriores.
Programas com alta capacidade de processamento de informações 
e rapidez no tempo de resposta fazem da tecnologia digital um forte 
aliado na proteção dos sistemas elétricos de potência, diminuindo o 
risco de danos aos sistemas.
Sua construção facilita a operação e parametrização, por meio de 
visores e comandos intuitivos. Podem exercer, também, a função de 
comunicação, medições, sinalização, acesso remoto e controle.
Os dados coletados são processados pelo sistema Scada (Supervisório 
de Controle e Aquisição de Dados). Existem vários modelos de relés 
digitais no mercado, projetados e comercializados por diversos 
fabricantes, a Figura 1 representa um destes modelos disponíveis.
Figura 1 – Modelo de um relé digital
Fonte: https://selinc.com/products/352/. Acesso em: 12 mar. 2020.
21
Com o sistema Scada, é possível avaliar diversos parâmetros e analisá-los 
em função das características nominais do projeto de proteção e, dessa 
forma, tomar a ação necessária de forma assertiva.
1.1 Arquitetura dos relés digitais
A arquitetura dos relés digitais possui uma semelhança básica, mesmo 
de fabricantes diferentes. A Figura 2 ilustra essa arquitetura.
Figura 2 – Diagrama funcional de um relé digital
Fonte: adaptada de Leão e Mantovani (2018, p. 7).
As definições e funções dos blocos representados no diagrama funcional 
mostrado na Figura 2 são detalhados a seguir.
a. Módulo de entrada/analógica – E/A: com funções específicas, 
atua para executar as etapas descritas na Figura 3.
22
Figura 3 – Funções do módulo de entrada E/A
Fonte: elaborada pelo autor.
Os filtros analógicos passa-baixa, normalmente, são utilizados 
para etapa de filtragem anti-aliasing, pois rejeitam as frequências 
maiores que a frequência máxima dos sinais de entrada (LEÃO; 
MANTOVANI, 2018).
O anti-aliasing tem como objetivo neutralizar o fenômeno aliasing, que 
é a sobreposição (overlap) dos espectros de frequência do sinal de 
entrada. Ruídos podem ser gerados caso a filtragem não seja realizada, 
prejudicando, desta forma, a eficácia do relé digital.
b. Módulo de entradas e saídas discretas – E/A, S/D: o módulo 
E/A recebe os sinais de contatos dos disjuntores, condiciona 
os sinais para aplicação ao processador e inclui uma fonte 
de alimentação auxiliar para verificação dos contatos. 
Adicionalmente, isola eletricamente as entradas dos circuitos, 
protegendo o relé contra sobretensões transitórias. Já o módulo 
S/D tem a mesma finalidade do módulo E/A, porém é uma saída 
que envia sinal comando para abertura do disjuntor.
c. Interface Analógica/Digital – A/D: ao passar pelo módulo 
E/A, os sinais analógicos passam por um circuito sample and 
hold (S/H),são multiplexados por multiplexador analógico e 
convertidos em sinais digitais.
23
d. Processador: executa os algoritmos de proteção, controlando 
diversas funções temporizadas, além de tarefas de 
autodiagnóstico e comunicação com os periféricos. A Figura 4 
descreve as funções do processador de um relé digital.
Figura 4 – Função do processor do relé digital
Fonte: elaborada pelo autor.
Atualmente, os relés digitais mais modernos são configurados com as 
seguintes memórias:
• RAM (Random Access Memory): memória de acesso aleatório e 
confiável. Utilizada para armazenar temporariamente os valores 
das amostras de entrada. Acumula os resultados dos algoritmos 
de proteção (LEÃO; MANTOVANI, 2018).
• Eprom (Erasable Programmable Read-Only Memory): memória 
somente de leitura, programável e apagável. Utilizada para 
armazenar os algoritmos de proteção e aplicativos do relé 
(LEÃO; MANTOVANI, 2018).
• Eeprom (Electrically-Erasable Programmable Read-Only 
Memory): memória somente de leitura, programável e apagável 
eletricamente. Utilizada para armazenar os parâmetros de 
ajuste do relé e dados da configuração da proteção 
(LEÃO; MANTOVANI, 2018).
A Figura 5 ilustra os tipos de memórias do processador de um relé 
digital, definidas no tópico anterior.
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Figura 5 – Tipos de memória do processador de um relé digital
Fonte: elaborada pelo autor.
e. Saída de sinalização de operação (bandeirolas): 
responsável pela sinalização de operação do relé e da sua 
condição operacional.
f. Portas serial e paralela: permitem a conexão de informações 
com o display e o painel do relé, tanto local como remoto. 
São utilizadas para informações em tempo real, 
proporcionando troca de informações entre eles.
g. Fonte de alimentação: disponibiliza energia ao dispositivo. 
Alimentado em tensão e corrente contínuas. 
A Figura 6 representa a arquitetura interna de um relé digital.
Figura 6 – Arquitetura interna do relé digital
Fonte: adaptada de Leão e Mantovani (2018, p.10).
25
2. Sistemas digitais integrados
As subestações de energia atualizadas com os avanços tecnológicos 
utilizam os sistemas digitais de automação, visto a necessidade de 
interligação entre os sistemas internos e externos da subestação.
De forma geral, centros de operação, engenharia, manutenção 
comunicam-se com a subestação, devido à necessidade de monitorar a 
operacionalidade do sistema e o sistema Scada (supervisory control and 
data acquisition) é o mais utilizado para integralizar a comunicação entre 
as áreas com a subestação. O sistema digital integrado precisa adotar 
como requisito de implementação os seguintes parâmetros: protocolo 
de comunicação aberto, robustez e inteligência distribuída. O hardware 
e o software devem ser estruturados de forma a facilitar sua atualização, 
visto os avanços tecnológicos que ainda virão. Seu projeto deve permitir 
as intervenções (manutenções) com o sistema em operação e deve ser 
capaz de reinicializar o mais rápido possível e suas funções de proteção 
e controle precisam operar de forma independente.
2.1 Sistemas Scada
O sistema Scada realiza a interface entre a subestação e o centro de 
operações. Fontes de conversões e comunicações permitem essa 
interface. A Figura 7 ilustra a interface de comunicação entre subestação 
e o centro de operações.
Figura 7 – Interface entre subestações e centro de operações
Fonte: elaborada pelo autor.
26
Existe um ponto terminal em que a interface remota é denominada 
como RTU (Unidade de Terminal Remota). Eles coletam as medidas 
do sistema elétrico e enviam os dados para o centro de operações, 
sendo apresentados os dados por meio de um IHM (interface homem-
máquina). Com os dados na tela, o operador consegue controlar 
e monitorar em tempo real o sistema elétrico. A Figura 8 ilustra as 
principais funções de um IHM:
Figura 8 – Funções de um IHM
Fonte: elaborada pelo autor.
De acordo com Leão e Mantovani (2018), o controle de acesso 
define os diferentes níveis de acesso, ou seja, cria uma matriz de 
responsabilidade, em que, para cada perfil de funções, é liberado um 
tipo de acesso, sendo que: 
• Mapeamento gera uma representação gráfica do sistema elétrico 
de potências, podendo ser dividido em camadas.
• Displays tabulares definem e listam os dados dos dispositivos da 
subestação, informando as condições operacionais.
• Displays de tendências permitem que o operador escolha os 
dados que necessitam ser monitorados.
• Displays de alarme monitoram e descrevem em forma de alarme 
as falhas no sistema de proteção, de comunicação, entre outros.
• O sistema Scada fornece meios de controle dos equipamentos da 
subestação, incluindo os disjuntores, seccionadoras etc.
27
2.2 Aquisição de dados
De acordo com Leão e Mantovani (2018), as funções do sistema Scada 
incluem medir as atividades dos sistemas de energia, processá-las e 
relatá-las aos centros de operação.
Os transformadores de potencial – TPs são responsáveis pela medição 
dos níveis de tensão elétrica, e os transformadores de corrente – TC, 
pela medição dos níveis de corrente elétrica. Esses dados são enviados 
aos IEDs (dispositivo eletrônico inteligente), ou seja, dispositivos com 
um ou mais processadores com capacidade de receber ou transmitir 
dados para uma fonte externa (relés digitais, controladores lógico 
programáveis etc.). A Figura 9 ilustra um esquema de ligação TP/TC.
Figura 9 – Esquema ligação TP/TC
Fonte: adaptada de Leão e Mantovani (2018, p. 14).
As medições constituem uma ponte que leva as grandezas do sistema 
físico para a tela dos monitores nos centros de medições (LEÃO; 
MANTOVANI, 2018). Também constituem dados que podem nortear as 
tomadas de decisões no centro de operações, pois o sistema compara as 
28
medições reais em campo com as especificações nominais estabelecidas 
em projeto, sinalizando a necessidade ou não de ações remotas para 
neutralizar possíveis eventos indesejáveis.
2.3 Arquitetura do sistema Scada
Os sistemas contemplam os hardwares e softwares com arquiteturas 
distribuídas. O tratamento dos dados é compartilhado entre os 
computadores e servidores por meio de uma rede de computador.
A arquitetura aberta permite a interação entre os sistemas, permitindo, 
dessa forma, a possibilidade entre a comunicação entre fabricantes 
diferentes. A Figura 10 ilustra um sistema Scada típico. 
Figura 10 – Sistema Scada típico
Fonte: elaborada pelo autor.
Os servidores de aplicações, ilustrados na Figura 10, possuem uma 
grande capacidade de processamento, divididos em subsistemas:
• Núcleo Scada: servidor usado principalmente para funções de 
processamento de dados.
29
• Base de dados: suporta a base de dados de todo o sistema.
• Aplicações avançadas: suporta todas as aplicações do sistema 
de gerenciamento.
• Base de dados histórica: suporta a base de dados que contém 
todos os dados históricos.
O esquema apresentado na Figura 10 possui uma LAN dual compost 
de duas redes funcionando paralelamente, isso para garantir 
um sistema Scada de alta disponibilidade, operação contínua e 
flexibilidade de manutenção.
3. Controle supervisório e sistema de 
comunicação
Outra função do sistema Scada é gerenciar o controle do sistema de 
automação. Gerencia, portanto, todo tipo de comando enviado pelos 
operadores aos equipamentos de campo. Os métodos utilizados para 
executar esses comandos são:
a. Selecionar antes de operar: este tipo de comando tem uma 
sequência de três passos, representados pela Figura 11:
Figura 11 – Passos de seleção do controle supervisório no início da 
operação
Fonte: elaborada pelo autor.
30
Este método é usado para minimizar a possibilidade de operação 
inadvertida, diminuindo a possibilidade de erro humano na operação. 
Permite ao operador selecionar o dispositivo, espera a confirmação e 
somente depois solicita sua operação. Eles são temporizados, ou seja, 
em caso de demora, o sistema cancela os comandos.
b. Operação direta: utilizado quando operações inadvertidas 
ou equivocadas têmmenor ou mínimo efeito na operação do 
sistema elétrico. São utilizados, por exemplo, para aumentar/
diminuir a atuação de um determinado dispositivo (ventilação 
forçada de um transformador).
c. Comando de setpoint: comandos utilizados para modificar 
características de operação da subestação ou dispositivos. 
Como exemplo, parametrização de relés. 
O controle supervisório pode ser efetuado de maneira local ou 
centralizado. Quando o controle é executado localmente, todos os dados 
são coletados pelo sistema Scada local e processados localmente.
Referências bibliográficas 
CAMINHA, A. C. Introdução à proteção dos sistemas elétricos. São Paulo: Edgard 
Blücher, 1977. 211 p.
LEÃO, F. B.; MANTOVANI, J. R. S. Proteção de sistemas de potência. Ilha Solteira: 
Universidade Estadual Paulista Julio de Mesquita Filho, 2018.
MAMEDE FILHO, J. Manual de equipamentos elétricos. 3. ed. Rio de Janeiro: LTC, 
2005.
MAMEDE FILHO, J.; MAMEDE, D. R. Proteção de sistemas elétricos de potência. 
Rio de Janeiro: LTC, 2011.
SANTOS, V. A. dos. Proteção de distância aplicada a linhas de transmissão em 
circuito duplo. 2007. 95 f. Dissertação (Mestrado em Ciências em Engenharia 
Elétrica) Universidade Federal do Rio do Janeiro, Rio de Janeiro, 2007.
31
Proteção para elementos 
de potência na rede
Autoria: Joubert Rodrigues dos Santos Júnior
Leitura crítica: Renato Kazuo Miyamoto 
Objetivos
• Estudar os requisitos de proteções em 
linhas de transmissão. 
• Estudar as proteções e especificações dos 
transformadores de energia. 
• Fornecer subsídios para especificação de 
proteções dos barramentos.
• Discutir os conceitos de proteção para 
equipamentos instalados na rede elétrica 
de potência.
32
1. Requisitos gerais do sistema de proteção
Os componentes de rede devem, obrigatoriamente, ser localmente 
protegidos por dois sistemas de proteção. Com exceção dos 
barramentos, a especificação do sistema de proteção deve ser 
configurada utilizando uma topologia de não dependência da 
proteção de retaguarda remota do sistema de transmissão. Já para os 
barramentos, a proteção de retaguarda remota deve ser prevista em 
função de possíveis falhas no sistema. A Figura 1 define os conceitos de 
proteção de retaguarda, proteção principal, proteção restrita e gradativa.
Além disso, transformadores de corrente (TC) e transformadores de 
potencial (TP) devem ser previstos com a função de alimentação dos 
sistemas de proteção, supervisão e controle. 
A proteção deve ser feita, preferencialmente, por dispositivos 
independentes e específicos para cada elemento da linha de 
transmissão. Devem garantir, tanto em condições normais ou durante 
perturbações, características de sensibilidade, seletividade, rapidez 
e confiabilidade, a fim de que seu desempenho não comprometa a 
segurança do sistema elétrico.
Figura 1 – Definições gerais
Fonte: elaborada pelo autor.
33
As proteções devem possuir saídas com dois circuitos de disparo 
independentes para acionar os disjuntores. A supervisão dos circuitos 
de corrente contínua dos relés de proteção e religamento automático 
devem ser previstos na fase de projeto, assim como o sincronismo para 
identificar anormalidades que possam implicar perda de confiabilidade 
operacional do sistema de proteção.
Programas com alta capacidade de processamento de informações e 
rapidez no tempo de resposta fazem da tecnologia digital uma forte 
aliada na proteção dos sistemas elétricos de potência, diminuindo o 
risco de danos ao sistema.
O uso de tecnologias digitais no sistema de proteção facilita a operação 
e parametrização, por meio de visores e comandos intuitivos. Podem 
exercer também a função de comunicação, medições, sinalização, 
acesso remoto e controle. Os dados coletados referentes aos 
parâmetros da rede são processados pelo sistema Scada (Supervisório 
de Controle e Aquisição de Dados).
1.1 Proteção de linha de transmissão
As proteções em linhas de transmissão são compostas principalmente 
por:
• Conjuntos de relés de proteção associados a disjuntores: 
exercendo várias funções de acordo com o tipo de relé que está 
sendo utilizado, como exemplo, proteção contra sobrecorrente, 
sobretensão, entre outras.
• Cabos-guardas: com função específica de proteção contra 
descargas atmosféricas na linha.
• Para-raios de sobretensão: basicamente são resistores não 
lineares que fornecem um caminho de baixa impedância para a 
corrente de surto e limitam os níveis de sobretensões a valores 
compatíveis com a suportabilidade da linha.
34
Em função das grandes extensões das linhas de transmissão, as 
proteções são importantes para minimizar os eventos não desejados, 
indicados na Figura 2.
Figura 2 – Eventos não desejados em linha de transmissão
Fonte: elaborada pelo autor.
Pelo nível de tensão, as linhas são subdivididas em transmissão e 
distribuição. A Figura 3 ilustra essa subdivisão.
As linhas de transmissão são classificadas em:
• Função do nível de tensão.
• Urbanas ou rurais.
Figura 3 – Subdivisão por nível de tensão
Fonte: elaborada pelo autor.
As linhas urbanas conectam duas subestações de potência em uma 
determinada área urbana. Em contrapartida, as linhas de transmissão 
35
rurais conectam duas subestações em área rural, normalmente, os 
afastamentos entre postes ou torres possuem grandes distâncias, ao 
contrário das linhas de transmissão urbanas que, por limitação de 
espaço e obstáculos, são projetadas com vãos curtos.
As proteções mais utilizadas nos terminais das linhas de transmissão, 
independentemente do nível de tensão, são representadas pelo 
Quadro 1.
Quadro 1 – Funções utilizadas nos terminais de linhas de transmissão
Função 21: proteção de distância. Função 51: proteção temporizada de fase.
Função 21N: proteção de 
distância de neutro.
Função 51N: proteção 
temporizada de neutro.
Função 27: proteção 
contra subtensão.
Função 59: proteção 
contra sobretensão.
Função 3P: direcional 
de potência ativa.
Função 67: proteção 
direcional de fase.
Função 46: desbalanço de 
corrente de sequência negativa.
Função 67N: proteção 
direcional de neutro.
Função 50: proteção 
instantânea de fase. Função 79: religamento.
Função 50N: proteção 
instantânea de neutro.
Função 85: proteção auxiliar de carrier 
(bloqueio de abertura do disjuntor).
Função 50BF: proteção 
contra falha de disjuntor. Função 86: bloqueio de segurança
Função 87L: proteção 
diferencial de linha.
Fonte: Mamede Filho e Mamede (2011)
A proteção de sobrecorrente é considerada básica e utilizada em 
praticamente todos os níveis de tensão, porém é necessário associar 
com a proteção de distância, direcional e diferencial.
O ajuste temporizado do relé de sobrecorrente deve seguir as 
seguintes recomendações:
36
• A corrente de tape da unidade temporizada de fase ( tfI ) deve ser 
ajustada conforme a equação (1).
 (1)
Ktf – fator de multiplicação da sobrecorrente admitida, pode variar 
de 1,2 a 1,5.
Ic – corrente de carga, em A.
RTC – relação de transformação de corrente.
• A corrente de tape unidade temporizada de neutro (Im) deve ser 
ajustada de acordo com a equação (2).
 (2)
Km – fator de multiplicação da corrente de desequilíbrio admitida 
que pode variar de 0,10 a 0,30.
O ajuste da unidade instantânea do relé de sobrecorrente deve ser 
realizado seguindo os seguintes conceitos:
• A corrente de tape da unidade instantânea de fase (Iif ) deve ser 
ajustada conforme equação (3).
 (3)
Iccf – corrente de curto-circuito trifásica, valor eficaz, em A.
Fass – fator de assimetria da corrente de curto-circuito trifásica.
Ff – fator de multiplicação de ajuste de corrente de fase.
Iatf – corrente de acionamento da unidade temporizada de fase, em A.
37
A corrente de tape da unidade instantânea de neutro (if) deve ser 
ajustada de acordo com a equação (4).
 (4)
Icft – corrente de curto-circuito fase e terra, valor eficaz, em A.
Fmcd – fator de assimetria.
Fn – fator de multiplicação de ajuste de corrente de neutro.
Iatn – corrente de acionamentoda unidade temporizada de neutro, 
em A.
A seleção da curva de atuação do relé é feita com base no múltiplo da 
corrente de acionamento, de acordo com a equação (5), e no tempo de 
disparo do disjuntor.
 (5)
M – múltiplo da corrente de acionamento.
Im – corrente máxima admitida no circuito, que pode ser uma corrente 
de sobrecarga ou curto-circuito.
2. Proteção de transformadores
O transformador de potência representa o equipamento com maior 
relevância em uma subestação, por esse motivo, as proteções devem 
ser cuidadosamente especificadas. Normalmente, essas proteções têm 
relação direta com o nível de tensão nominal do transformador e da 
impedância da carga.
Os transformadores de distribuição, por exemplo, utilizam em 
sua proteção chaves fusíveis. Os transformadores industriais com 
38
capacidade até 300 kVA, geralmente, são protegidos por chaves 
seccionadoras com fusíveis tipo HH. Já os transformadores industriais 
com potência nominal superior a 500kVA até 2.000 kVA utilizam como 
elemento de proteção relés digitais (50/51 e 50/51N).
Acima de 2.000 kVA, além da utilização dos relés digitais 50/51 e 50/51N, 
devem ser utilizados relés diferenciais de sobrecorrente e imagem 
térmica, em conjunto com relé de gás, relé de nível de óleo, relé de 
pressão, entre outros. A Figura 4 ilustra um transformador de potência 
instalado em uma subestação de energia.
Figura 4 – Ilustração de um transformador de energia
Fonte: wolv/iStock.com.
As falhas nos transformadores estão associadas em dois contextos: 
falhas internas e falhas externas. As falhas internas subdividem-se em:
• Falhas associadas à temperatura e pressão: sobreaquecimento, 
sobrepressão e sobrefluxo do líquido refrigerante.
• Falhas ativas: curto-circuito entre espiras do enrolamento, curto-
circuito entre fases, curto-circuito nos enrolamentos conectados 
em delta e estrela, flashovers (arco elétrico) sobre as buchas, 
condições do óleo isolante, além dos diversos tipos de avarias.
As falhas externas são originadas no sistema elétrico em função da 
elevação do nível de corrente. A Figura 5 descreve as principais falhas 
externas.
39
Figura 5 – Principais falhas externas
Fonte: elaborada pelo autor.
2.1 Sistema de proteção dos transformadores
A potência nominal do transformador define as funções de 
proteção necessárias para garantir a confiabilidade operacional 
dos transformadores. O Quadro 2 descreve as funções que os 
dispositivos de proteção devem apresentar para proteção dos 
transformadores de potência.
Quadro 2 – Funções adequadas à proteção dos transformadores
Função 23: dispositivo de 
controle de temperatura.
Função 51: proteção 
de sobrecorrente 
temporizadas de fase.
Função 63C: proteção 
contra presença de gás no 
comutador de derivação
Função 26: proteção 
térmica.
Função 51N: proteção 
de sobrecorrente 
temporizadas de neutro.
Função 63A/C: proteção 
contra sobrepressão de gás 
no comutador de derivação.
Função 27: proteção 
contra subtensão.
Função 51G: proteção 
contra sobrecorrente 
de terra temporizada.
Função 64: proteção 
de terra.
Função 30: dispositivo 
anunciador de eventos.
Função 51NS: proteção 
de neutro sensível.
Função 71: detector de nível 
de óleo do transformador.
Função 49 RMS: proteção 
de sobrecarga por 
imagem térmica.
Função 59: proteção 
contra sobretensão.
Função 71C: detector 
de nível de óleo do 
comutador de derivação.
Função 50: proteção 
de sobrecorrente 
instantânea de fase.
Função 63: proteção 
contra a presença de gás.
Função 80: proteção 
para fluxo de óleo do 
comutador de derivação 
do regulador de tensão.
40
Função 50N: proteção 
de sobrecorrente 
instantânea de neutro.
Função 63A: proteção 
contra sobrepressão de 
gás do transformador.
Função 81: proteção 
contra subfrequência 
e sobrefrequência.
Função 87T: proteção 
diferencial de sobrecorrente.
Função 90: regulação 
de tensão
Fonte: Mamede Filho e Mamede (2011). 
Existe ainda a necessidade de proteção contra descargas atmosféricas, 
utilizando para-raios de sobretensão.
2.2 Proteção por fusível
Os fusíveis são largamente empregados na proteção dos transformadores, 
atuando contra correntes de curto-circuitos de natureza externa. Utilizadas, 
geralmente, em transformadores com potência inferior a 7,5 MVA e tensão 
nominal inferior a 138 kV. A Figura 6 retrata um fusível de alta tensão.
Figura 6 – Fusível
Fonte: yangphoto/iStock.com.
São utilizados associados com chave de aterramento rápido acionada 
pelos elementos de proteção inerentes do transformador, como relés de 
gás e de pressão (MAMEDE FILHO; MAMEDE, 2011).
2.3 Proteção por relés de sobrecorrente
Os relés de sobrecorrente não são confiáveis na proteção dos 
transformadores em função das faltas externas. Apresentam limitações 
referente ao ajuste para faltas internas.
41
De acordo com Mamede Filho e Mamede (2011), em transformadores de 
potência não superiores a 7,5 MVA/138 kV, os relés de sobrecorrentes 
são empregados em subestações de baixo nível de confiabilidade com 
única proteção, tanto para faltas internas como para faltas externas.
2.4 Proteção por relé diferencial de sobrecorrente
O relé diferencial de sobrecorrente é utilizado para diminuir os 
possíveis danos a um transformador em função da delimitação de 
uma zona de proteção dada pelos transformadores de corrente (TCs) 
instalados entre os terminais de maior tensão e o de menor tensão. 
A proteção diferencial pode ser utilizada para os transformadores 
com dois ou três enrolamentos. Muitas geradoras de energia, por 
meio de fontes termelétricas e eólicas que operam em paralelo com a 
rede do Sistema Interligado Nacional – SIN, possuem transformadores 
de três enrolamentos.
Referências bibliográficas 
CAMINHA, A. C. Introdução à proteção dos sistemas elétricos. 16. reimpressão. 
São Paulo: Editora Blucher, 2019.
LEÃO, F. B.; MANTOVANI, J. R. S. Proteção de sistemas de potência. Ilha Solteira: 
Universidade Estadual Paulista Julio de Mesquita Filho, 2018.
MAMEDE FILHO, J. Manual de equipamentos elétricos. 3. ed. Rio de Janeiro: LTC, 
2005.
MAMEDE FILHO, J.; MAMEDE, D. R. Proteção de sistemas elétricos de potência. 
Rio de Janeiro: LTC, 2011.
SANTOS, V. A. dos. Proteção de distância aplicada a linhas de transmissão em 
circuito duplo. 2007. 95 f. Dissertação (Mestrado em Ciências em Engenharia 
Elétrica) – Universidade Federal do Rio do Janeiro, Rio de Janeiro, 2007.
42
Proteção de geradores e 
rede de distribuição
Autoria: Joubert Rodrigues dos Santos Júnior
Leitura crítica: Renato Kazuo Miyamoto 
Objetivos
• Capacitar o profissional para especificar as proteções 
adequadas nas redes elétricas de distribuição. 
• Estudar as proteções e especificações dos 
geradores e máquinas síncronas.
• Fornecer subsídios para especificação de 
proteções dos geradores.
• Discutir os conceitos de proteção para 
equipamentos instalados no conjunto do 
centro de geração.
43
1. Requisitos gerais de proteção de geradores
O gerador é um dos elementos do sistema elétrico de potência com 
elevado custo agregado e, também por esse motivo, requer um 
sistema de proteção adequado e confiável. Falhas operacionais geram 
consequências graves ao sistema elétrico.
Alta corrente de curto-circuito é considerada uma das principais faltas 
nos geradores, assim, as proteções que atuam quase instantaneamente 
devem ser projetadas para isolar o gerador do sistema elétrico, 
destacando a importância e efetividade dos sistemas de proteção.
O investimento em proteção de geradores é justificado em função da 
importância que esse equipamento tem no contexto do sistema elétrico 
de potência, pois são responsáveis pela geração da energia elétrica 
necessária para suprir a demanda consumida. Geralmente, a proteção 
de geradores é concentrada nos seguintes tipos de faltas:
• Falha na isolação, gerando curto-circuito entre espiras, fase-fase, 
fase-terra ou trifásica.
• Envelhecimento precoce dos enrolamentos.
• Condições operacionais anormais, como perda de campo,vibrações, sobrevelocidade, sobrecarga, rejeição de carga, 
sobretensões de origem atmosféricas, sobretensões por manobra 
no sistema, perda de sincronismo.
• Falha com origem nos equipamentos agregados: curto-circuito 
nos transformadores de corrente e de potencial e curto-circuito no 
transformador elevador.
O curto-circuito em função da falha de isolação é ocasionada em função 
da sobretensão e sobreaquecimentos. A Figura 1 descreve as principais 
causas do sobreaquecimento.
44
Figura 1 – Principais causas do sobreaquecimento em geradores
Fonte: elaborada pelo autor.
O sistema de proteção de geradores deve possuir características 
de proteção capazes de minimizar os danos em caso de faltas. 
O Quadro 1 relaciona as características esperadas de um projeto de 
proteção para geradores.
Quadro 1 – Funções adequadas à proteção dos geradores
Item Descrição
1 Rapidez de atuação para faltas internas.
2 Sensibilidade às faltas externas.
3 Limitar o valor de corrente de defeito para a terra.
4 Identificar condições anormais e atuar em caso de risco ao sistema elétrico.
Fonte: elaborado pelo autor.
A proteção deve contemplar todo sistema de geração:
• Gerador.
• Máquina motriz/turbina.
• Conjunto gerador turbina.
• Fontes de corrente contínua.
De acordo com Mamede Filho e Mamede (2011), as faltas geram 
defeitos no gerador na forma de curtos-circuitos trifásicos, bifásicos 
e fase-terra. Eles podem ser classificados em função do seu tipo de 
excitação, representado pela Figura 2.
45
Figura 2 – Classificação dos geradores em função do tipo de excitação
Fonte: elaborada pelo autor.
A especificação dos dispositivos de proteção deve levar em consideração 
o tipo de excitação de cada gerador, determinando as condições 
nominais de operação e, em seguida, especificando os parâmetros de 
proteção, no qual o sistema de proteção deverá atuar.
1.1 Máquina síncrona
As perturbações das máquinas síncronas quando interligadas ao sistema 
de potência são relacionadas com:
• Sistema elétrico.
• Da própria máquina síncrona.
• Da máquina primária. 
As perturbações relacionadas com máquina síncrona ou primária, em 
geral, são provenientes dos rotores e das armaduras, falhas na isolação 
das espiras, aquecimento nas bobinas, abertura das espiras, isolação 
danificada entre a bobina e a carcaça, falta de excitação, são algumas das 
perturbações relacionadas com o rotor. Já o aquecimento das bobinas 
e dos materiais do estator, não equalização dos campos (magnéticos e 
elétricos), problemas com a isolação entre a bobina e a carcaça estão 
relacionados com as perturbações na armadura das máquinas síncronas.
46
As turbinas são componentes auxiliares e, em caso de problemas, 
podem comprometer todo o conjunto, consequentemente, a operação 
do motor síncrono. A Figura 3 ilustra um conjunto de turbinas em um 
centro de geração de uma usina hidrelétrica.
Figura 3 – Conjunto de turbinas de um sistema 
de geração de uma hidrelétrica
Fonte: YinYang/iStock.com.
Kinderman (2018) apresentou um estudo estatístico referente às 
falhas nos equipamentos das usinas hidrelétricas. Na análise desses 
dados é possível identificar os equipamentos que mais falham e, dessa 
forma, gerar um plano de ação para manutenções preventivas além de 
provisionar os tipos de proteções mais adequadas para o conjunto do 
gerador. A Tabela 1 apresenta estes dados estatísticos.
Tabela 1 – Percentual de falhas em equipamentos de usina hidrelétrica
Equipamentos Percentual de falhas (%)
Gerador 28,73
Regulador de velocidade 21,28
Turbinas 12,23
Excitação 10,10
Adução/sucção 8,51
Mancal 13,30
Serviço auxiliar 4,25
Quadro de comando 1,60
Fonte: Kinderman (2018).
47
Mais de 50% das falhas em uma usina hidrelétrica estão associadas 
ao gerador e ao regulador de velocidade, devido ao desgaste natural 
de seus elementos construtivos, já que esses equipamentos operam 
24 horas por dia. Uma falha em uma usina pode comprometer 
atendimento das demandas de energia nos centros consumidores, 
gerando prejuízos financeiros e sociais, desta forma, investir em 
proteção é uma estratégia inteligente e necessária.
2. Proteção de geradores
A utilização dos relés não garante total proteção aos geradores, 
conseguem apenas reduzir a magnitude do dano. 
A viabilidade técnica deve ser adotada para determinar as funções 
de proteção que deverão ser utilizadas com melhor custo-benefício. 
A Tabela 2 recomenda as proteções que poderão ser utilizadas em 
função da potência nominal do sistema.
Tabela 2 – Proteções adequadas para geradores 
em função da potência nominal
Proteção
Potência nominal dos geradores em kW
100
a
500
500
a
100
1000
a
5000
5000
a
10000
10.000
a
50.000
50.000
a
100.000
Diferencial
Sobrecorrente
Sobrecarga
Sobretensão
Temperatura elevada
Sobrevelocidade
Perda de carga
Perda de sincronismo
Perda de excitação
Subfrequência
Fonte: adaptada de Mamede Filho e Mamede (2011).
48
Os projetos de proteção de geradores variam entre os países, 
muitos com normas técnicas específicas e até mesmo em função 
dos fabricantes dos geradores. As funções de proteção que podem 
ser especificadas, em geral, nos geradores, independente de sua 
classificação, é apresentado no Quadro 2, lembrando que a definição 
da proteção deve passar pelo estudo de viabilidade técnica e das 
características nominais do sistema.
Quadro 2 – Funções de proteções adequadas para geradores.
• Função 12: proteção contra 
sobrevelocidade.
• Função 32Q: proteção direcional 
contra potência reativa.
• Função 21: proteção distância. • Função 37: proteção contra perda de excitação.
• Função 25: dispositivo 
de sincronização.
• Função 40: proteção de campo 
ou perda de excitação.
• Função 26: proteção térmica. • Função 46: proteção contra desequilíbrio de corrente.
• Função 27: proteção contra subtensão. • Função 49: proteção de imagem térmica.
• Função 30: dispositivo anunciador. • Função 50: proteção instantânea de fase.
• Função 32P: proteção direcional contra 
potência ativa: antimotorização.
• Função 50N: proteção 
instantânea de neutro.
• Função 51N: proteção 
temporizada de neutro.
• Função 51: proteção 
temporizada de fase.
• Função 59: proteção 
contra sobretensão.
• Função 51G: proteção contra 
sobrecorrente temporizada de terra.
• Função 60: proteção contra 
desequilíbrio de tensão.
• Função 61: defeitos entre 
espiras do estator.
• Função 64G: proteção de 
terra do estator.
• Função 64R: proteção 
de terra do rotor.
• Função 81: proteção contra 
sub e sobrefrequência.
• Função 78: proteção contra 
perda de sincronismo.
• Função 87G: proteção de 
sobrecorrente diferencial.
• Função 86: relé de bloqueio 
de segurança.
Fonte: elaborado pelo autor.
O regime de funcionamento de um grupo de geradores determina sua 
capacidade de geração (potência gerada), ou seja, a potência nominal 
de cada gerador, em função do tempo de funcionamento de cada um, 
determina a potência total produzida por esse grupo de geradores. 
49
2.1 Proteção diferencial de corrente
A proteção diferencial de corrente em geradores tem sua aplicação 
semelhante à dos transformadores de potência, salvo a importância do 
sistema de aterramento do neutro do gerador para efetivar a proteção 
diferencial. A redução dos danos internos à máquina relacionados para 
defeitos bifásicos tem papel principal nas ações de proteção.
Mamede Filho e Mamede (2011) informam que, na aplicação dos 
relés diferenciais de corrente, devem ser levados em consideração os 
seguintes requisitos:
• Nos geradores, a proteção diferencial não deve considerar a 
corrente de magnetização, como ocorre com os transformadores 
de potência.
• Defeitos internos geram curto-circuito fase e terra em um dos 
enrolamentos dos estatores.
• Defeitos externos ao gerador em operação normal, as correntes 
que circulam nos transformadores de corrente instalados na 
entrada e saída de máquina são praticamente iguais. Devendo 
observar que as correntes no secundáriodos transformadores de 
correntes podem variar para a mesma corrente no primário, em 
virtude dos erros intrínsecos desses equipamentos.
• Não é aconselhável utilizar proteção diferencial em geradores 
ligados em triângulo. Neste caso, o correto é a proteção de 
sobrecorrente.
• Quando existe a conexão dos geradores em estrela com neutro 
acessível, é possível utilizar a proteção diferencial para o neutro a 
partir do condutor conectado à terra.
• Se os enrolamentos dos geradores estão conectados em estrela com 
neutro não acessível, não é possível utilizar a proteção diferencial.
50
• Quando os enrolamentos dos geradores estão conectados com 
acesso aos três terminais do fechamento estrela, a proteção pode 
ser individualmente por fase.
• Se o ponto neutro da estrela está aterrado com baixa impedância, 
pode-se utilizar a proteção diferencial, considerando a impedância 
do aterramento.
• Em muitos casos, deve-se conectar o ponto neutro da estrela à 
terra sob uma alta impedância. 
• Também é possível conectar vários geradores em bloco ao ponto 
de terra único.
• É comum a utilização de proteção diferencial envolvendo 
diretamente o conjunto transformador-gerador.
A utilização da impedância de aterramento elevada tem sua finalidade 
descrita na Figura 4.
Figura 4 – Objetivos da utilização da impedância elevada
Fonte: elaborada pelo autor.
Os relés diferenciais protegem os geradores contra os seguintes defeitos:
• Defeitos nos condutores instalados na zona de proteção diferencial.
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• Defeitos internos ao gerador, com exceção de falta entre espiras.
• Defeitos monopolares à terra em qualquer ponto dos 
enrolamentos do estator, salvo as faltas próximas ao ponto do 
neutro do gerador.
Os relés diferenciais não protegem os geradores contra os seguintes 
defeitos:
• Defeitos de espiras dos enrolamentos.
• Defeitos externos à zona de proteção do relé.
• Defeitos monopolares entre enrolamentos e carcaça no caso de 
geradores isolados da terra.
• Rompimento das conexões dos enrolamentos.
A proteção diferencial deve ser especificada, levando em consideração 
as limitações desse tipo de função, garantindo, desta forma, uma 
proteção adequada aos geradores.
2.2 Proteção de retaguarda do estator por meio de relés 
de sobrecorrente
De acordo com Caminha (2017), o dispositivo pode atuar por meio 
da corrente de curto-circuito quando não existir transformadores de 
corrente conectados ao neutro do enrolamento do estator em estrela, 
ou se o neutro não estiver acessível. 
A proteção contra faltas nas fases do gerador pode ser provida pelos 
relés de sobrecorrente com restrição de tensão. 
Se o neutro do gerador não é aterrado, uma sensível e rápida proteção 
de sobrecorrente pode ser provida, caso contrário, neutro do gerador 
aterrado, um releamento de sobrecorrente direcional deve ser usado 
para maiores sensibilidades e velocidades.
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A temporização do relé deve ser, no máximo, igual ao tempo que 
o fabricante garante suportar a corrente de defeito. Usualmente, é 
preferível utilizar três transformadores de corrente em vez de dois, mais 
próximo possível dos terminais do enrolamento.
Um circuito aberto do estator é muito difícil de identificar antes 
que o dano tenha ocorrido, porém, com as máquinas mais 
modernas e corretamente construídas, esse defeito é muito raro. 
O sobreaquecimento do estator pode ser causado por sobrecarga 
ou por falha no sistema de refrigeração, portanto é recomendável 
especificar a proteção contra sobrecarga temporizada. Para máquinas 
maiores que 1.500 kVA, será necessário instalar dispositivos para 
monitorar variações de temperatura nos enrolamentos dos estatores. 
Referências bibliográficas 
CAMINHA, A. C. Introdução à proteção dos sistemas elétricos. 16. reimpressão. 
São Paulo: Editora Blucher, 2019.
KINDERMAN, G. Proteção de sistemas elétricos de potência. 2. ed. Florianópolis: 
Edição do Autor, 2018.
LEÃO, F. B.; MANTOVANI, J. R. S. Proteção de sistemas de potência. Ilha Solteira: 
Universidade Estadual Paulista Julio de Mesquita Filho, 2018.
MAMEDE FILHO, J. Manual de equipamentos elétricos. 3. ed. Rio de Janeiro: LTC, 
2005.
MAMEDE FILHO, J.; MAMEDE, D. R. Proteção de sistemas elétricos de potência. 
Rio de Janeiro: LTC, 2011.
SANTOS, V. A. dos. Proteção de distância aplicada a linhas de transmissão em 
circuito duplo. 2007. 95 f. Dissertação (Mestrado em Ciências em Engenharia 
Elétrica) – Universidade Federal do Rio do Janeiro, Rio de Janeiro, 2007.
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BONS ESTUDOS!
	Sumário
	Características gerais de proteção no SEP 
	Objetivos 
	1. Características principais de um sistema de proteção 
	2. Características gerais e classificação dos relés 
	3. Falhas no sistema elétrico de potência 
	Referências bibliográficas 
	Arquitetura dos relés digitais 
	Objetivos 
	1. Relés digitais 
	2. Sistemas digitais integrados 
	3. Controle supervisório e sistema de comunicação 
	Referências bibliográficas 
	Proteção para elementos de potência na rede 
	Objetivos 
	1. Requisitos gerais do sistema de proteção 
	2. Proteção de transformadores 
	Referências bibliográficas 
	Proteção de geradores e rede de distribuição 
	Objetivos 
	1. Requisitos gerais de proteção de geradores 
	2. Proteção de geradores 
	Referências bibliográficas