CAP11 Proteção de transformadores

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CAPÍTULO 11 
 
 
PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES 
 
Prof. José Wilson Resende 
Ph.D em Sistemas de Energia Elétrica (University of Aberdeen-Escócia) 
Professor titular da Faculdade de Engenharia Elétrica 
Universidade Federal de Uberlândia 
 
 
11.1 – Introdução 
Dentre os elementos das instalações elétricas de um sistema, o 
transformador é o que apresenta maior segurança de serviço. Em geral, os 
defeitos nos transformadores se resumem a: 
• curto-circuitos entre espiras ou entre enrolamentos de alta e baixa, 
• sobreaquecimentos e 
• circuito aberto. 
 
 
a) Principais defeitos possíveis de ocorrerem nos transformadores: circuitos 
abertos, sobreaquecimentos e curtos nos enrolamentos internos: 
 
• Proteção contra circuitos abertos: não há proteção específica (são raros e não 
são graves). 
 
• Proteção contra sobreaquecimentos: é feita através de dispositivos que 
normalmente acionam alarmes, bombas de circulação de óleo e ventiladores. 
 
• Proteção contra curtos internos: são os defeitos mais graves. Resultam de 
falhas no isolamento devido a: 
• sobretensões atmosféricas ou de manobras e/ou 
• sobreaquecimento dos enrolamentos e/ou, 
• envelhecimento dos enrolamentos) e/ou, 
• ao envelhecimento prematuro dos isolantes (devido a sobrecargas 
repetitivas). 
 
 
b) Tipos de proteção usadas: 
• Grandes transformadores: relés diferenciais e relés Bucholz (gás). 
• Pequenos e médios trafos: relés de sobrecorrente temporizados e/ou 
fusíveis. 
• Proteção de retaguarda: relés de sobrecorrente e/ou fusíveis. 
 
 
2
 
11.2 – Diagrama Unifilar da Proteção 
 
 
Figura 11.1: 
 
Legenda: 
49 Relé de temperatura de enrolamento 
51 relé de sobrecorrente de fase, temporizado 
51N relé de sobrecorrente de neutro temporizado 
63FP relé de fás – BUCHOLZ 
86 relé auxiliar, multiplicador de contatos 
87 relé diferencial percentual BO: bobina de operação 
BR: bobina de restrição 
 
 
11.3 – Proteção Contra Curto-Circuito Interno nos Enrolamentos 
 
O relé diferencial é recomendável para todo banco trifásico acima de 1000 
KVA e econômico acima de 5000 KVA. 
Para transformadores abaixo de 1000 KVA, adota-se a proteção de 
sobrecorrente. No entanto, caso este tipo de proteção não dê a necessária 
sensibilidade, relés diferenciais devem substituí-los. 
 
 
 
11.3.1. Proteção Diferencial Percentual 
 
A forma mais usada de relé diferencial é a do tipo diferencial percentual. A 
proteção diferencial é usada em transformadores para protegê-los contra curto-
circuitos internos (inclusive entre espiras). Esse tipo de proteção compara as 
correntes nos dois lados do transformador, através de transformadores de corrente, 
cujas relações e conexões tornam as correntes secundárias iguais ou próximas 
entre si. A figura 11.2 mostra a circulação das correntes, quando o transformador 
está em funcionamento normal ou mesmo para uma falta externa em F. 
 
 
3
 
 
Figura 11.2– Circulação de correntes para funcionamento normal e falta externa. 
 
Para um curto-circuito fora do trecho protegido, as correntes serão elevadas, 
porém serão iguais nos secundários dos TC e o relé não irá operar. Entretanto, se 
ocorrer um curto-circuito entre os dois TC, teremos a operação do relé diferencial, 
como mostra a figura 11.3. 
 
Figura 11.3– Circulação de correntes para falta interna 
 
 
A corrente diferencial requerida para operar este relé é uma quantidade variável, 
devido ao efeito da bobina de restrição. A corrente diferencial, na bobina de 
operação, é proporcional a i1 – i2 e a corrente equivalente, na bobina de restrição, 
é proporcional a .
2
ii 21 + 
 
A característica de operação do relé diferencial percentual eletromecânico é 
mostrada na figura 11.5. 
 
 
4
 
 
Figura 11.5 – Característica de operação do relé diferencial percentual. 
 
Podemos ver que, exceto para o pequeno efeito de mola de controle em 
correntes baixas, a relação entre a corrente diferencial de operação e a corrente 
média de restrição representa uma percentagem fixa, o que explica o nome deste 
relé. 
A vantagem do uso da proteção diferencial percentual é que, no caso de 
transformadores, ela compensa diferenças de correntes diferenciais, devido 
principalmente a: 
 
a) Características de TC – a presença de componentes DC nas correntes de 
curto-circuito externos contribui bastante para a saturação dos TC’s. Uma 
vez que o comportamento dessa corrente contínua difere de um lado e do 
outro do trafo, pode haver o desequilíbrio e conseqüente operação do relé. 
Daí, a sensibilidade da proteção poderá ser afetada pelos seguintes fatores 
oriundos dos TC’s: 
• o fenômeno da saturação, 
• Devido às diferentes tensões dos dois lados dos transformadores, em 
geral, os TC’s dos lados de AT e BT são diferentes entre sí, 
• As cargas ligadas aos TC’s podem ser diferentes. 
 
 
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b) Mudanças de derivação – os transformadores equipados com o Load Tap 
Changer normalmente têm uma variação permissível de + 10 % da tensão 
nominal, (ponto médio de variação do comutador). Os ajustes dos relés 
diferenciais são feitos baseados no ponto médio, de modo que o desequilíbrio 
máximo possível será de 10%. 
 
c) Corrente de magnetização (INRUSH) – a corrente inicial de magnetização 
atinge de 8 a 10 vezes a corrente nominal. Essa corrente, rica em harmônicos, é 
vista pelo relé como uma falta interna ao trafo. A tabela a seguir mostra uma 
análise de harmônicos de corrente transitória de magnetização típica. 
 
 
Componentes harmônicas da corrente de magnetização. 
Componente 
Harmônica 
% da 
Fundamental 
2o 63,0 
3o 26,8 
4o 5,2 
5o 4,1 
6o 3,7 
7o 2,4 
 
 
 
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11.3.1.1. Conexões do circuito do relé, para transformadores de dois 
enrolamentos 
 
 Devido às defasagens normais de 30o, entre as correntes dos lados primário 
e secundário dos transformadores Y-∆, as diferenças entre as correspondentes 
correntes nos secundários dos TC’s, mesmo que os módulos das mesmas sejam 
iguais, não serão nulas. Isso faria com que os relés diferenciais atuassem 
indevidamente mesmo em condições normais de operação. Para evitar isso, adota-
se a seguinte técnica: 
Os TC’s colocados no lado Y do transformador de potência são 
conectados em ∆ e os TC’s do lado ∆ são ligados em Y. 
 
A figura abaixo ilustra isso: 
 
IMPORTANTE: 
a) Admitir arbitrariamente, o sentido do fluxo das correntes nos enrolamentos 
do TRAFO, em que direção se desejar, observando as marcas de polaridade 
(correntes fluem em direções opostas, nos enrolamentos de mesmo núcleo). 
b) As correntes no lado Y, somadas, dão zero (não fluem para terra pelo 
neutro). 
c) Ligar os TC’s conforme a regra empírica, tal que as correntes nas bobinas 
sejam NULAS. 
 
 
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d) Para que o relé não opere indevidamente para pequenos desequilíbrios, ele 
deve ser insensível a uma certa percentagem de corrente diferencial. A este 
fato dá-se o nome de sensibilidade (ε(%)) ou mismatch. 
 
 
APLICAÇÃO: Seja o relé tipo HU da Westinghouse. 
 • Admitamos que se tenha ajustado o relé com os seguintes TAPS de restrição: 
TH = 4,6A e TL = 8,7A (ajustados nas “BR” do relé diferencial), e que as 
correntes nos secundários do relé sejam: 
No lado de AT do transformador: IRH = 4,18A, 
No lado de BT: IRL = 8,05A 
 
 
COMO SABER SE OS AJUSTES ACIMA SÃO ADEQUADOS? 
 
A diferença entre os valores dessas correntes, será de: 
Io = IRL – IRM = 8,05 – 4,18 = 3,87A. 
Este valor não serve para nenhuma análise, pois as correntes do primário e 
do secundário, via de regra, não deverão mesmo ser iguais em um transformador! 
Para contornar esse impasse, isso é, para se verificar qual é a verdadeira 
diferença entres essas correntes (o que é necessário parase ajustar um relé 
diferencial, conforme já foi visto na proteção de geradores), elas devem estar 
referidas a uma mesma referência. 
H
RH
L
RL
L M91,06,4
18,4
TH
I ;93,0
7,8
05,8
T
IM ====== 
 Agindo desta forma, a diferença entre essas correntes, em um mesmo 
referencial serão: ML – MH = 0,02. 
Por outro lado, este relé é disponível com sensibilidade de 0,30 e 0,35. 
Neste exemplo será adotado o valor de “0,30”. 
Tomando na figura acima a abscissa relativa ao “maior múltiplo do TAP de 
restrição” com o valor de ML=0,93 e levando este valor até a curva de “0,30 
 
 
8
 
TAP”, observa-se que, para esse relé operar, a corrente de operação deverá ser de, 
no mínimo 0,33. Como a diferença existente é de 0,02, o relé NÃO OPERARÁ 
para a condição estudada. 
IMPORTANTE: 
Os relés ditos NUMÉRICOS, não necessitam ter seus TC’s conectados da 
forma acima descrita. Isso porque seus softwares já fazem as compensações 
devidas às defasagens das correntes dois lados. 
 
 
11.3.1.2. Exemplo de Cálculo de Ajustes do Relé Diferencial Percentual 
 
Sejam dados: 
Potência: Sn; Tensões = alta (∆): VA; baixa (Y): VB 
Lado de BT (Y): com relações: RTC1, RTC2, ... RTCx 
Lado de AT (∆), com relações: R’TC1, R’TC2, ... , R’TCx 
TAPS: TH = TL = 2,9; 3,5; 3,8; 4,2; 4,6; 5,0; 8,7. 
Mismatch permitido: ε% 
 
 
1- Cálculos para o lado de Baixa Tensão (Y) 
B
B V.3
SnI = 
 
a) Escolha da RTC dos TC’s em ∆: 
Deve ser escolhida como sendo a mais próxima SUPERIOR DE IB. Seja 
IB=418A . Se tivermos RTC’s : 5
500e
5
400 devemos escolher 500/5. 
 
Genericamente, seja RTC2 a relação escolhida. 
A corrente no relé (cujos TC’s estão conectados em ∆) é IRL = 3 IBS 
 
b) Escolha do TAPE do relé, para o lado dos TC’s em ∆: 
De posse de IRL, devemos escolher o TAPE mais próximo, superior, do IRL. 
Seja TL este tap. 
 
 
 
9
 
2- Cálculo para o lado de Alta Tensão (∆) 
A
A V3
SnI = 
a) Escolha da RTC dos TC’s em Y 
De posse de IA, escolhe-se a relação mais próxima, superior a esta corrente. 
No caso, seja R’TC1 a escolhida. 
• A corrente no secundário dos TC’s em Y Será: 
1
A
AS TC'R
II = 
• Corrente no relé: IRH = IAS 
 
b) Escolha do tap do relé, para o TC em Y (TH) 
De posse de IRL, IRH e TL, o tap TH deverá ser escolhido segundo a proporção : 
TL/TH = IRL/IRH 
 
3. Cálculo do mismatch “ε” 
ε ,
S
T
T
I
I
100% H
L
RH
RL ⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛−⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛
= sendo “S” o menor dos dois termos do gerador. 
Uma faixa típica para ε é :[ε% < 15%]. 
Se o valor de ε for SUPERIOR ao valor máximo permitido (no exemplo, 15%), 
deve ser variado o “conjunto” de taps. (Por exemplo, para um valor 
imediatamente acima do valor obtido antes). 
_________________________________________________________________ 
 
Exemplo numérico: 
É dado um transformador de 20 MVA, DELTA (69 kV)/ESTRELA (12,4 kV) 
que deve ser protegido por um relé diferencial percentual tipo HU, da 
Westinghouse. 
Dados do relé: 
 Tapes: TH = TL= 2,9; 3,2; 3,5; 3,8; 4,2; 4,6; 5,0; 8,7A. 
 Erro de ajuste (mismatch )=15% 
Os TC’s possuem RTC’s até: 
• 1200/5 (no lado Y (BT)) 
• 600/5 (no lado DELTA (AT)) 
 
SOLUÇÃO: 
a) Correntes nominais do transformador: 
 BT: InL = 20.000/(√3.12,4)= 930 [A] 
 AT: InH= 20.000/(√3.69)= 167 [A] 
 
b) Escolha da RTC adequada: 
BT: RTC= 1000/5 
AT: RTC= 200/5 
 
 
10
 
c) Escolha dos TAPES dos relés: 
c1) Correntes nos secundários dos TC’s: 
 IsL= 930/(1000/5) = 4,65 [A] 
 IsH= 167/(200/5) = 4,18 [A] 
 
c.2) Correntes nos relés: 
 Os TC’s do lado Y do transformador estão conectados em DELTA. Logo, a 
corrente que vai para o relé, proveniente destes TC’s, será: 
IrL = √3. IsL= √3.4,65 [A] = 8,05 [A]. 
Os TC’s conectados do lado DELTA do transformador estão conectados em 
Y. Logo, a corrente que vai para o relé, oriunda destes TC’S será: 
 IrH = ISh = 4,18 [A]. 
 
A partir da corrente IrL = 8,05 [A], o TAPE TL, relativo ao lado de BT, 
poderá ser 8,7 [A]. 
O TAPE TL relativo ao lado de AT, será obtido de: 
 TH = (IrL/IrH.).TL = (4,18/8,05).8,7 = 4,64 [A]. Será adotado o 
valor de TAPE disponível mais próximo, TH= 4,6 [A]. 
 
d) Cálculo do erro de ajuste (mismatch) : 
=
−
= [%]100.[%]
S
T
T
I
I
H
L
rH
rL
ε {(8,05/4,18) - (8,7/4,6) / S}.100[%] = 
(1,93 – 1,90)/1,90).100[%] = 1,6 [%] 
OBS: Nota-se que “S” é o menor dos dois termos do numerador. 
 
Caso o mismatch obtido seja MAIOR QUE 15%, tentar-se-ia TH = 5,0 e se 
recalcularia o mesmo. 
 
 
 
11.3.1.3. Transformador com três Enrolamentos 
 
O princípio geral é o mesmo: Combina-se um dos enrolamentos com cada um dos 
outros. 
 
 
 
 
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11.3.1.4– Aberturas intempestivas 
a) No momento da energização de um transformador, a corrente de magnetização 
poderá atingir de 10 a 15 vezes o valor da corrente nominal. Um relé 
diferencial convencional irá operar indevidamente, neste caso. Alguns métodos 
são usados para impedir isto: 
• Temporização de relé (retardo de 0,1 a 0,2 seg.): não há vantagem nisto, pois o 
relé também estaria retardado por ocasião de faltas reais. 
• Dessensibilização: quando surge a grande corrente de magnetização, a tensão, 
em gera, cai. Um relé de subtensão, ao sentir isso, coloca um resistor em 
paralelo com a bobina de operação, curto-circuitando-a, impedindo o relé de 
atuar indevidamente. 
Desvantagem: na remoção de uma falta, sub-tensões também podem surgir, 
e o relé poderá não operar! 
• Relé diferencial com restrição de harmônicos de corrente: permite alta 
velocidade de operação. Conforme já mostrado antes, uma análise 
harmônica de uma onda de corrente de magnetização, evidencia que ela é 
composta principalmente de harmônicos: 
 
 
Uma corrente de falta terá, ao contrário, a freqüência fundamental 
predominando.Esse método é o melhor e o mais utilizado. A bobina de 
operação somente recebe a corrente fundamental (essa vem de um filtro 
PASSA-BAIXA e é retificada antes de chegar a BC). A bobina de restrição 
recebe as componentes fundamental e harmônicos, também retificados.No 
curto o relé opera (a BR não possui harmônicos). Na energização: o relé é 
bloqueado (os harmônicos reforçam o conjugado, de restrição). 
 
 
12
 
 
 
Figura 11.10 – Diagrama simplificado da proteção diferencial com restrição de harmônicos. 
 
 
13
 
11.4. Proteção contra sobrecorrentes: 
 
 Apesar de todas as vantagens dos relés diferenciais, eles não protegemos 
transformadores contra sobrecargas, mas apenas contra curtos. 
A proteção de sobrecorrente também pose ser usada para proteção contra curtos, 
além de sobrecargas. Neste sentido, ela é muito usada em pequenos 
transformadores, onde não é viável economicamente, a utilização de proteção 
diferencial. 
 
A proteção de sobrecorrente pode ser feita da seguinte maneira: 
 
Proteção contra sobrecarga – feita com relés de sobrecorrente: 
• de tempo inverso (51), ajustados para iniciarem a contagem de tempo a 
partir de uma certa sobrecarga (entre 130% e 150%). 
• de tempo definido (50) com ação retardada pré-fixada, por exemplo, de 20 
segundos. 
A importância de se admitir sobrecarga de pequena duração em 
transformadores de força é evitar que estes sejam desligados durante 
perturbações, restringindo-se a extensão destas. 
 
Proteção conta curtos (curto-circuitos trifásicos, bifásicos e fase-terra) – feita 
com relés de sobrecorrente de tempo inverso ajustados, por exemplo, entre 200% 
e 220% da corrente nominal, de tal forma que, para valores de corrente superiores 
a 300% e 330%, o relé opere num tempo igual ou inferior a 2 segundos. 
A figura 11.11 mostra um diagrama esquemático simplificado típico dos 
esquemas de proteção contra sobrecarga elevada de pequena duração (20segundos) e contra curto-circuitos trifásicos e bifásicos de correntes elevadas, 
com ação retardada, para tempo igual ou inferior a 2 segundos. 
 
Figura 11.11 – Proteção de sobrecorrente em transformadores. 
 
 
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11.4.1) Critérios para sobrecargas adotados por FURNAS Centrais Elétricas: 
 
Os critérios gerais adotados por FURNAS para sobrecargas em 
transformadores são os seguintes: 
• Não admitir sobrecarga contínua nos transformadores durante os meses 
de setembro a abril (considerados meses de verão). 
• Admitir uma sobrecarga contínua de até 10% nos transformadores 
durante os meses de inverno na região sudeste. 
 
Sobrecargas programadas ou não: 
São consideradas sobrecargas não programadas aquelas provenientes de 
situações de emergências, oriundas de anormalidades imprevistas no sistema. 
A distinção entre sobrecargas programadas e não programadas é que as primeiras 
permitem a utilização dos valores reais de curva de carga, podendo-se determinar 
os valores máximos de sobrecarga e tempo em que são admissíveis. Então, caso 
seja necessário programar-se, por algum tempo, uma sobrecarga de mais de 10% 
em algum transformador, deverá ser feita uma coordenação com os órgãos de 
estudos. 
Os critérios adotados por FURNAS, na ocorrência de uma sobrecarga não 
programada são os seguintes: 
a) Para sobrecargas iguais ou superiores a 50%: desligamento automático 
do transformador, em 20 segundos. 
b) Para sobrecargas inferiores a 50%: devem ser utilizados todos os 
recursos operativos, visando trazer-se o transformador à sua condição 
nominal ou a 110% do valor nominal, caso seja inverno e a temperatura 
ainda não tenha atingido nível de alarme de advertência. 
Caso não se elimine de todo a sobrecarga, esta pode ser tolerada até que 
opere o alarme de urgência de temperatura do enrolamento ou do óleo, 
quando então, a carga deverá ser reduzida, solicitando-se redução de 
demanda. 
 
c) A não redução de carga (relativo ao item b) implicará no desligamento 
automático do transformador em 20 minutos. 
É importante salientar que, se a carga do transformador não for 
reduzida imediatamente após o alarme de urgência de temperatura 
de óleo ou enrolamento, deverá ocorrer o desligamento do 
transformador. Isso porque a temperatura de enrolamento ou óleo 
não deve ter decrescido a valores inferiores aos ajustes dos alarmes 
de urgência, nos 20 minutos estipulados. 
 
Na maioria dos transformadores do sistema FURNAS, a corrente de curto-
circuito trifásico para faltas em seus terminais ultrapassa a 300% da corrente 
nominal. Os relés de sobrecorrente são ajustados para que estas faltas sejam 
eliminadas, no máximo, em 2 segundos por esta proteção. 
 
 
15
 
No caso de sobrecargas ou curto-circuitos trifásicos compreendidas entre 
150% a 330% da corrente nominal, os transformadores do Sistema FURNAS são 
capazes de suportá-los por 20 segundos, estando, cobertos pelas proteções citadas. 
 
 
 
 
11.4.2 Proteção de sobrecorrente de Fase temporizada (no ASA 51) e 
instantânea (ASA 50). 
 
 
 
a) Transformadores em operação radial 
 
A figura abaixo ilustra um caso típico de transformador com fonte de um 
único lado: o lado da fonte (primário) é em delta e o lado do secundário é em Y. 
Nestes casos, o relé 51 deve ficar entre a fonte e o transformador. Desta forma, o 
relé protege o transformador e provê retaguarda remota para as linhas LF e LG. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
a1) Ajustes da unidade instantânea (50): 
 
 Estas unidades: 
• Não devem enxergar faltas nos trechos iniciais das linhas LF e LG (se isso 
ocorresse, as proteções das linhas, por serem temporizadas, jamais 
atuariam!). 
• Devem ser ajustadas com pick-up superior à maior corrente de curto-
circuito trifásica na barra L: 
RTCII ptoLMáxccTRFIUPPICK /.25,1 )]([>− 
 
• Não devem enxergar as correntes de inrush dos transformadores. Logo, 
devem também obedecer à condição: 
RTCII ladoHNOMUPPICK /.8 )(>− 
 
 
 
16
 
IMPORTANTE: 
1) Considerando-se que a conexão do transformador é triângulo (primário)-estrela 
(secundário); tem-se que uma falta fase-terra no lado estrela, é vista no lado 
primário, em pu, como uma falta fase-fase, de valor de apenas 58% daquela, 
conforme ilustrado na próxima figura: 
 
 
2) Em geral, as faltas no secundário do transformador são assumidas como 
ocorrendo imediatamente além da reatância, ou seja, após as buchas. Para faltas 
fase-terra, esta hipótese pode ser muito irreal, conforme será a seguir mostrado. 
Vejamos o que acontecerá, quando a falta ocorrer dentro do transformador, 
conforme ilustrado nas figuras a seguir. Inicialmente, nota-se que, uma falta fase-
terra no secundário, causará correntes em duas fases, no primário. 
 
Em seguida, pela figura abaixo, nota-se que, a corrente vista no primário, 
varia com o ponto (lembrando que a região da falta é o interior do 
transformador) da falta fase-terra. Curtos que ocorrem muito próximo do 
neutro,serão de alto valor no secundário (por volta de 14 pu) e causarão pequenas 
correntes no primário. Por outro lado, curtos ao longo do interior do 
transformador, farão com que a corrente de curto fase-terra decresça, passando 
até por um ponto de mínimo (em torno de 7,8 pu), daí voltando a crescer, até 
atingir aproximadamente 11 pu nos terminais do transformador. Neste local, a 
corrente de curto no primário será máxima. 
 
 
17
 
 
 
A figura abaixo ilustra análise semelhante, porém agora para um transformador 
com estrela aterrado. 
 
 
CONCLUSÃO: as unidades instantâneas não enxergam todas as situações acima 
descritas, pois elas foram ajustadas para curtos externos aos transformadores. 
A solução está no uso dos relés 51 que, conforme será mostrado a seguir, são 
ajustados para correntes de sobrecarga (e não para curtos, como o relé 50). 
 
 
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a2) Ajustes da unidade temporizada (51): 
 
 Este relé é destinado a proteção contra faltas internas e externas ao 
transformador, bem como a sobrecargas. 
 
• AJUSTE DO TAPE: 
RTC
I
TAPE
RTC
I ouGptoFMinimoccTRIFladoHNOM ))](([)(.5,1 << 
 
IMPORTANTE: este relé 51, ajustado para corrente de curto trifásica, também 
consegue ver os curtos FF que ocorrem no secundário: 
 
Efeitos da conexão estrela-delta de transformadores na coordenação da proteção 
 
Da teoria de curtos assimétricos, tem-se que, ocorrendo um curto entre as fases 1 e 2, 
no lado estrela, as correntes ali serão de valores 0,87 x ICC Trifásico. Assim, se as 
correntes devido a um curto fase-fase no lado estrela, forem de valores 0,87 pu (fase 1), 
0,87 pu (fase 2) e 0 pu (fase 3), então as correspondentes correntes, no lado delta, serão 
1,00 pu (fase 1), 0,5 pu (fase 2) e 0,5 pu (fase 3). 
. Ou seja, nestas condições, um relé de sobrecorrente instalado na linha, do lado delta 
do transformador, verá, em uma das fases, uma corrente de 1,0 pu, (e não 0,86 pu), 
enquanto que, nas outras duas fases, o valor será de 0,5 pu. 
 
As curvas do relé 51 que protege o transformador devem ser do tipo 
extremamente inverso: 
 
 
 
 
 
 
 
 
19
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Agindo assim, não haverá riscos das curvas dos relés 51 que protegem o 
transformador e alguma linha a jusante se cruzarem, conforme ilustrado na 
próxima figura: 
 
MANEIRA ERRADA: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Visando tornar o relé 51 do primário (lado H) uma proteção de retaguarda 
para linhas (por exemplo, cobrindo faltas até F ou G), o seu tempo de operação 
poderá ser muito longo e inadequado para proteger o transformador. Nestas 
condições, aconselha-se instalar um outro relé 51, agora no secundário (veja 
figura a seguir), para que este último seja, de fato, a retaguarda das linhas. Assim, 
o relé 51 do primário poderá ser ajustado comtempos mais curtos, porém mais 
adequados à proteção do transformador. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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 Para que não haja riscos das curvas dos relés se cruzarem, as curvas destes 
dois relés 51, bem como daquele relé 51 que protege a linha, devem ser de mesma 
característica. 
 
 
 
 
b) Transformadores com 3 enrolamentos ou autransformadores com 
terciário em delta 
 
 
b1) Ajustes da unidade temporizada (51): 
 
 Considere o sistema abaixo ilustrado, onde um autotransformador interliga 
dois sistemas (H e M) e seu terciário (em delta) alimenta os serviços auxiliares de 
uma subestação. Nos casos em que faltas no lado B refletirem baixas correntes no 
lado H, o relé 51 instalado neste lado H poderá não ver estas faltas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SOLUÇÃO: Instalar relé 51 no lado B. Este relé deve ser coordenado com outros 
relés 51 eventualmente instalados à jusante, neste lado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
21
 
Em geral, não será necessário instalar outro relé 51 no lado M, pois este 
lado, por ser o condutor da maior parte da potência oriunda do primário (H), 
deverá ter correntes de curto suficientes para sensibilizar o relé 51 de H. Caso 
haja linhas de transmissão no lado H, este relé 51 (de H) deverá ser coordenado 
com a proteção dessas linhas (sejam essas constituídas de relés de sobrecorrente 
ou de distância, temporizados), visando proteção de retaguarda. 
 
 
b2) Ajustes da unidade Instantânea (50) 
 
Nestes casos não são empregadas unidades instantâneas porque não será possível 
ajustá-las seletivamente. 
 
 
 
 
 
11.4.4 Proteção de sobrecorrente de Terra (no ASA 51N e 50N) 
 
 
a) Transformadores em operação radial 
 
a1) Ajustes da unidade temporizada (51N): 
 
A proteção contra curtos fase terra em transformadores somente será necessária 
caso o transformador não possua proteção diferencial. Nestas condições, o relé 
51N será necessário para detectar faltas FT entre H e até dentro do enrolamento 
delta do transformador. Ele deve ser instalado no lado H, conforme ilustrado 
abaixo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
22
 
 
 
Este relé 51N não necessita ser coordenado com a proteção fase-terra das 
linhas, pois, devido à conexão delta, ele não vê faltas no lado L. 
 
 
 
 
a2) Ajustes da unidade instantânea (50N): 
 
Junto do relé 51N poderá ser instalada uma unidade instantânea (50N). Tal 
como para a unidade 51N, esta unidade não precisa ser coordenada com o lado L. 
Esta unidade 50N também não vê a corrente de inrush do transformador, pois está 
instalada no neutro. 
Para se detectar faltas no lado Y do transformador, será necessário usar 
outro relé 51N, no neutro do transformador: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
23
 
b) Transformadores com 3 enrolamentos ou autotransformadores com 
terciário em delta: 
 
 
b1) Ajustes da unidade temporizada (51N): 
 
I)Faltas FT no terciário (lado B): Pela figura abaixo nota-se que, devido à 
conexão delta do terciário, uma falta FT no terciário não seria vista para um relé 
51N instalado no lado H. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SOLUÇÃO: Instalar um relé de sobretensão de grande sensibilidade, ligados em 
delta aberto: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ocorrendo um curto FT, a tensão Vr , no diagrama trifilar abaixo, será diferente de 
zero. Normalmente este rele 59 é usado apenas para dar alarme. 
 
 
 
 
 
 
 
 
24
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
II) Faltas FT no secundário (lado M) ou primário (lado H): instalar um relé 
51N de característica extremamente inversa no neutro do autrotransformador. 
Seus ajustes dever assegurar coordenação com as proteções de terra das linhas 
porventura existentes a partir das barras M e H. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Caso a corrente de neutro seja pequena para curtos no lado de alta tensão (H), 
poderá ser necessário instalar um relé 51N junto com o 51 já instalado: 
 
 
25
 
 
 
 
b2 )Ajustes da unidade instantânea (50N): 
 Nestes arranjos não é aconselhável instalar unidades instantâneas, devido às 
prováveis altas correntes de inrush. 
 
 
26
 
11.5 Exemplo de Cálculo de Ajuste do Relé 51, em um Auto-Transformador 
 
Dados: Potência: 150 MVA; Tensão nominal: 330/138 KV; TC’s de bucha no 
lado de ALTA, com as seguintes relações: 50/5-100/5-200/5-250/5-300/5 400/5-
500/5-600/5 local: Poços de Caldas – MG 
Relé usado: CO-8 (tempo inverso), conforme a tabela. 
TAP CAPACIDADE CONTÍNUA 
(A) 
CAPACIDADE EM 1 SEG. 
(A) 
2,0 8 230 
2,5 8,8 230 
3,0 9,7 230 
3,5 10,4 230 
4,0 11,2 230 
5,0 12,5 230 
6,0 13,7 230 
 
 
 
Figura 11.12 – Curvas típicas de tempo x corrente para o relé C)-8 
 
 
 
 
 
27
 
Diagrama unifilar e fluxo de correntes de sobrecarga e de curto: 
 
Figura 11.13 
 
• Descrição da proteção de sobrecorrente de fases: 
É constituída por dois relés de sobrecorrente, com características de tempo 
inverso, colocados nas fases A e C dos TC’s de buchas, do lado AT. 
O relé 51 atua no relé auxiliar 86, que abrirá os disjuntores A e B dos lados 
AT e BT. 
• Dados dos sistema que interessam para a seletividade: 
• Na barra de BT (138 KV) há 3 linhas com proteção “Falhas fase-distância” 
cujos tempos de operação dos relés temporizados, de tempo definido são: 
Linha L1: só possue zona 2 – tempo Tz2 = 0,4 seg. 
Linha L2: zona 2 – tempo Tz2 = 0,4 seg. 
 zona 3 – tempo Tz3 = 1,5 seg. 
Linha L3: linha 2 
 
• Na barra de AT (345 KV) também existem linhas com proteção “falhas 
fase-distância”, com temporização do tempo definido, para as zonas 2 e 3, 
mas cujos tempos não interessam à determinação da seletividade. 
 
 
Cálculo do ajuste: 
Devemos ajustar o relé para operar e retirar o autotrafo, com 130 a 150% de 
sobrecarga. 
A342I 3,1I ;A263
10.330.3
10.150I nomsobrecarga3
6
nom ==== 
 
 
 
28
 
Adotando RTC = 600/5 = 120/1, a corrente a plena carga, no relé será: 
263/120 = 2,19A. 
A correspondente corrente de sobrecarga será: 342A/120 = 2,85A. Adota-se o 
TAPE mais próximo → 3,0 A. 
 
Com este TAPE, o autotrafo será retirado do sistema com a sobrecarga de 
3,0A x A360
1
120 = . 
OBS: Em seguida deve ser verificado se o TAPE escolhido é compatível com a 
sobrecarga permitida ao trafo: 
263A → 100% 
 360A → x → x = 137% 
→ segundo o fabricante, é admissível. 
 
Seletividade: 
Curtos trifásicos nas barras onde o AUTO-TRAFO encontra-se ligado, 
poderão sensibilizar o relé CO-8 (51) e fazê-lo operar indevidamente, retirando-o. 
Se isto ocorrer, deixará de existir seletividade em relação à barra, pois a sua 
proteção diferencial deverá operar antes do CO-8. 
Curtos trifásicos nas linhas também sensibilizarão o CO-8. Entretanto, os 
relés de distância das linhas devem operar e retirá-las antes de CO-8. 
 
Deve ser feita uma seletividade, para se evitar casos inconvenientes. 
• Para um curto trifásico na barra de alta, pelo relé CO-8 passará: 
A17,1
120
A140I == 
Como o relé está no tape de 3 A, a corrente de curto não o sensibiliza. 
Logo, não haverá necessidade de se fazer seletividade com esta barra (a qual será 
protegida pelos seus relés diferenciais instantâneos) nem com as linhas ligadas a 
esta barra. 
 
• Para um curto trifásico na barra da BAIXA TENSÃO, no relé tem-se: 
A6,14
120
1753I == 
Sendo 14,6 A maior que 3,0A, haverá sensibilização indevida do relé CO-8 que 
protegem as linhas L1,L2 e L3. Por outro lado, sendo os relés da barra de 138 kV, 
diferenciais instantâneos, não será necessário a coordenação de seletividade com 
eles. 
 
• Supondo um curto trifásico em F1 (na saída da linha): 
Devemos coordenar o tempo de operação (TO) do CO-8 com os temposdas 
zonas 2 e 3 das linhas de tal forma que: 
 
 
 
29
 
1o) TO = Tz2 + 0,4 seg. → intervalo de tempo de coordenação. 
Motivos deste intervalo de 0,4 segundos existir. 
• Erros devido aos cálculos das correntes de curto. 
• Erros de TC’s. 
• Tempo de operação dos disjuntores das linhas. 
• Andamento do disco do relé CO-8 no intuito de fechar seus contatos para 
atuar. 
 
Este intervalo de tempo tem sido considerado muito longo e, nos últimos anos, 
vem sendo muito questionado pelos engenheiros eletricistas que operam com 
equipamentos sensíveis a afundamentos temporários de tensão. Certos 
equipamentos, por exemplo, os inversores, não conseguem alimentar suas cargas 
durante certos afundamentos de tensão. Para contornar este tipo de problema, as 
faltas devem ser retiradas o mais breve possível (não devendo, no entanto, a 
proteção atuar para transitórios que não caracterizam a presença de um curto 
verdadeiro). 
 
2o) Tz3 > TO > Tz2 
No caso analisado: 
Para Tz2=0,4 s e Tz3= 1,5 s: 
1,5s > TO > 0,4s 
 
O múltiplo M da corrente de tape será: 
87,4
3
6,14
TAP
relé no C circuito === correnteM 
 
Nas curvas típicas do relé, com este valor de M devemos escolher um tempo TO 
adequado. 
 
No caso, para M =4,87 e DT = 3,0 a curva do relé fornecida mostra que TO será 
1,2 seg., valor este satisfatório (pois está entre 1,5 s e 0,4s) 
 
 Resumo do ajuste: 
 TAPE: 3,0A 
 DT : 3,0A 
 
Com estes valores devemos verificar a capacidade térmica do relé e de curto 
circuito dos enrolamentos do autotrafo. 
 
 
30
 
• Verificação da capacidade térmica do relé: 
CAPACIDADE TÉRMICA: corrente que a bobina do relé suporta pelo 
tempo de 1 seg. sem se danificar. 
 
Para tempos diferentes de 1 seg. (1,2 seg. no caso): 
2
1
12 t
tII = 
Da tabela dada: 
TAP CAPACIDADE CONTÍNUA 
(A) 
CAPACIDADE EM 1 SEG. 
(A) 
2,0 8 230 
2,5 8,8 230 
3,0 9,7 230 
3,5 10,4 230 
4,0 11,2 230 
5,0 12,5 230 
6,0 13,7 230 
I1 = 230 A e t1 = 1,0 seg. 
 
Dos ajustes: 
t2 = TO = 1,2 seg. e I2 = ? 
A210
2,1
0,1.230I
2
2 == 
 
Ou seja, no tempo de 1,2 seg., o relé suporta 210 A sem danificar. Como 
neste tempo a corrente que nele circulará será de 14,6 A, o relé suportará bem. 
 
 
• Verificação da capacidade do curto dos enrolamentos do autotrafo. 
Norma Americana (ASA) 
Corrente Simétrica em 
Qualquer Enrolamento 
Tempo em Segundos 
25 IB 2 
20 IB 3 
16,6 IB 4 
14,3 IB ou menos 5 
 
No caso, IB = 263 A e Ifalta = 1753 A 
• Icorrente simétrica = →= BI 67,6263
1753 . Pela tabela acima, essa corrente pode 
circular nos enrolamentos, sem danificá-los, por mais de 5 segundos. 
 
Pelos cálculos: a corrente terá a duração de apenas 1,2 seg. → Logo, o ajuste está 
correto também quanto a este aspecto. 
 
 
 
 
31
 
NOTAS: 
• Caso não tivéssemos conseguido coordenar todas essas variáveis, novas 
tentativas deveriam ser feitas através de outras escolhas de RTC’s, taps e 
alavancas. 
• Essa proteção funciona como retaguarda para a barra e as LT de 138 KV. 
 
 
 
 
11.5.3. Proteção de Sobre Corrente de Neutro – no 51N 
 
O relé 51N protege os transformadores para falhas externas fase-terra. É 
ligado ao TC do neutro. Este relé (51N) atua no relé auxiliar HEA (T86) o qual 
abre os disjuntores A e B conforme a figura: 
 
Figura 11.14 
 
1. Dados do autotrafo: são os mesmos anteriores. RTC do TC do neutro= 800/5. 
2. Correntes de curto: fornecidas na figura acima. 
3. Dados do sistema que interessam à seletividade: 
 
Linhas de 138 KV 
Linha L1: é protegida contra falhas à terra com um relé do tipo IRD-9 (67G), 
direcional de sobrecorrente, que possui as seguintes unidades: 
Unidade D: fornece a característica direcional do relé, permitindo aberturas dos 
disjuntores para correntes de curto no sentido de (2) para (4). Não 
possui ajustes para a seletividade. 
Unidade I: Instantânea, não direcional. 
 
 
32
 
Unidade CO-9: de sobrecorrente, de tempo muito inverso, com as curvas em 
cópias anexas. Ajustada em tap: 0,5 A; alavanca: 6,0; RTC: 500/5 
A. 
Linha L2 = Linha L3: Possuem proteção primária (Carrier) a secundária. A 
primária é constituída por um relé tipo KRD-4 (67G1). Não é 
necessário conhecer seu ajuste pois a seletividade é feita em função 
dos relés temporizados e este é instantâneo. 
 
A proteção secundária é constituída por relés IRD-9 (67-G2) iguais ao da linha L1, 
com os seguintes ajustes da unidade CO-9: 
Tap = 0,6A; alavanca: 4,0; RTC: 500/5A. Seu ajuste é importante na seletividade. 
 
Barras de 138 e 345 KV: 
São protegidas por relés diferenciais instantâneos. Logo, não será 
necessário fazer a seletividade com estas barras. 
 
Barra chave: 
É a barra que, devido à sua importância, é tomada como referência. No 
caso, é a (3). 
O relé 51N deverá retirá-la do sistema somente após 3,2 seg. (tempo 
suficiente para fazer com que os relés primários eliminem a falha). 
 
 
Linhas de 345 KV: 
Suas proteções são mais são mais seguras, eficientes e confiáveis que as 
das LT de 138 KV. Por isso, vamos coordenar a seletividade com o lado de 138 
KV. 
 
Características do relé CO-8 (51-N) 
Tapes Capacidade contínua 
(A) 
Capacidade em 1 segundo 
(A) 
0,5 2 88 
0,6 2,2 88 
0,8 2,5 88 
1,0 2,8 88 
1,5 3,4 88 
2,0 4,0 88 
2,5 4,4 88 
 
Cálculo do ajuste: 
O relé CO-8 (51-N) será ajustado para que sirva de retaguarda para curtos 
na barra 3. 
Considerando que a RTC do TC de neutro é 800/5, então, para um curto 
fase-terra na barra (3), teremos no relé: 
I = 361/160 = 2,26 A 
 
 
33
 
Devemos escolher um tape inferior a este valor, pois as correntes de curto 
são fornecidas, pelos computadores, com o sistema na sua carga máxima e todo 
interligado. Entretanto, podem ocorrer curtos em que essas situações não estejam 
vigorando. Isto é, as correntes de curto serão menores e o relé poderá não operar. 
Assim, vamos escolher o TAPE de 1,0 A. Logo, 26,2
1
26,2M == 
 
Seletividade: 
Obtido “M”, escolhe-se uma alavanca que forneça um tempo de operação, TO, 
para curtos em (3), que seja: 
• Superior em pelo menos 0,4 seg. ao tempo de operação das unidades CO-9 
dos relés IRD-9 (67-G) das linhas L2 e L3: TO > 0,4 + TO(CO-9). 
Este ajuste é necessário para que os relés das linhas possam operar antes de 
CO-8 (51-N). 
• Superior a 3.2 seg. (tempo de proteção de retaguarda): TO > 3,2 seg. 
 
Assim, o próximo passo é o cálculo do tempo de operação dessas unidades 
CO-9, para curtos na barra 3: 
• A corrente de curto nos relés será: A09,4
100
409 = . 
• Isso fornecerá o múltiplo de TAPE: 82,6
6,0
09,4M == (OBS.: 0,6 é o tape 
fornecido para a unidade CO-9) 
• Tendo sido dado também que a alavanca de 4,0, da figura abaixo tira-se 
que, para M=6,82, o tempo de operação das unidades CO-9 será 
TO=0,7seg. 
 
 
34
 
 
Figura 11.15: Curvas típicas relé CO-9 
 
Com este tempo obtido, podemos agora determinar o tempo de operação do CO-8 
do relé 51N. 
• Conforme as condições estipuladas na “seletividade”, devemos ter: 
• TO > 0,4seg + TO(CO-9) → TO > 0,4seg + 0,7seg → TO > 1,1 seg. 
• TO > 3,2 seg. 
 
Levando o valor de M já calculado (igual a 2,26) nas curva do relé CO-8, 
observar-se-á que, com a ALAVANCA = 3, teremos TO = 4,45 seg., o qual 
satisfaz às nossas condições acima (> 3, 2 seg. e > 1,1 seg.). 
Assim, o ajuste para o relé 51N será TAPE=1, ALAVANCA= 3. 
 
 
35
 
11.6) Proteção com relés de pressão e/ou gás 
 
As principais causas das falhas nos transformadores com enrolamentos 
imersos em óleo são: 
• Má conexão entre condutores 
• Curto entre espiras (de mesma φ ou entre φ) 
• Falha no isolamento para terra. 
 
Estas falhas dão origem à formação de arcos voltaicos,com elevações de 
temperatura acima do permissível pelas normas. Por exemplo, à temperatura de 
350oC, há decomposição do óleo isolante e conseqüente produção de gases 
(hidrogênio, hidrocarbonetos e monóxidos de carbono). 
O relé de pressão opera quando da existência de aumento anormal na pressão 
do óleo do transformador, devido a arcos ocasionados por falha interna. Esse relé 
não percebe lentas variações ocasionadas, por exemplo, por sobrecargas. 
Quando da existência de faltas incipientes, há a formação de gases que através 
de um tubo, sobem até o relé. O gás acumulado força o óleo para baixo, havendo, 
com isto, o deslocamento de uma bóia, deslocamento esse que o ponteiro do 
mostrador acompanha. Para um determinado valor de pressão, é acionado um 
alarme, antes que a deterioração do isolamento provoque danos maiores. 
 
 
Relé BUCHOLZ (no ASA: 63) 
 
O relé Buchholz é uma combinação do relé de pressão com o relé detetor de 
gás. É empregado em transformadores que possuem tanque de expansão de óleo e 
tem a finalidade de proteger o transformador contra defeitos internos, tais como 
avarias no isolamento com formação de arco, perdas de isolamento entre as 
chapas do núcleo e alta resistência nas ligações, isto é, todos os defeitos que 
produzam gases ou movimento violento do óleo. Dependendo do tipo de defeito, 
a produção de gases pode ser lenta ou brusca. O relé ainda atua quando o nível do 
óleo baixa além do ponto em que está situado. O relé Buchholz é colocado entre 
o tanque do transformador e o tanque de expansão, como mostra a figura 11.16. 
 
 
36
 
 
Figura 11.16: Relé Bucholz 
 
 A figura abaixo mostra o princípio básico de operação deste relé. 
 
 
Figura 11.17: esquema básico do relé Bucholz 
 
 Nesta figura, ocorrendo, por exemplo, um curto entre espiras, haverá o 
surgimento de gás nas proximidades do local do curto. Este gás, uma vez 
formado, procurará se deslocar para a parte superior do transformador, que é o 
“conservador”. Neste caminho, ele deslocará um ou dois dos contatos mostrados 
na figura, conforme a seguir descrito: 
Contato F: É atuado quando apenas um pequeno volume de gás é 
deslocado, o que é típico de pequenas faltas. Atuando esse contato, um 
alarme é soado (ver também figura 11.18b). 
Contato V: No caso da ocorrência de faltas maiores, que provocam 
expansão do óleo entre o torque e o conservador, este contato é 
acionado. Ele atuará no relé 86, que retirará o transformador do circuito 
(ver também figura 11.18c). 
 
 
37
 
 
(a): situação normal; (b): pequeno volume de gás faz soar alarme, (c): falta maior causa abertura de 
disjuntor 
Figura 11.18: Os três estágios da operação do relé Bucholz: 
 
 
11.7. Proteção contra falta de óleo 
Como se sabe, o óleo existente em um transformador tem, como função 
principal, ser isolante. Desta forma, pode-se diminuir as distâncias entre a carcaça 
e as partes energizadas. Uma outra função do óleo em transformadores, é a de 
refrigeração, pois ele facilitará o transporte do calor desenvolvido no interior do 
transformador, para as paredes do tanque e radiadores. 
Transformadores pequenos possuem apenas indicação visual do nível do 
óleo através de vasos comunicantes. Já os transformadores de maior porte 
utilizam indicadores que, além de permitirem a fiscalização visual, acionam um 
alarme. 
Em geral, o nível de óleo baixa por causa de vazamento nas juntas ou em 
válvulas. Esses vazamentos acarretam um abaixamento lento do nível e, antes de 
soar o alarme, o pessoal de manutenção já tomou providências. No caso de um 
vazamento série (umas das torneirinhas do relé de gás que se abre, por exemplo) 
deverá então soar o alarme. 
 
 
11.8) Dispositivo de Alívio de Pressão 
Na ocorrência de um curto-circuito, o arco instantaneamente vaporiza o 
líquido, causando uma formação muito rápida de pressão gasosa. Se essa pressão 
não é aliviada adequadamente, em alguns milésimos de segundo o tanque do 
transformador se romperá, espalhando óleo chamejante sobre uma área ampla. As 
possibilidades de danos e fogo, em conseqüência, são óbvias e é imperativo que 
se tome medidas para evitá-las. Daí, a necessidade do uso de uma válvula de 
alívio de pressão,conforme ilustrado na figura a seguir. 
 
 
38
 
 
Figura 11.19 – Válvula de alívio de pressão. 
 
 
11.9. Proteção de sobretemperatura 
 
11.9.1. Proteção contra sobretemperatura do óleo No ASA 26 
 
O indicador da evidência da sobretemperatura é o termômetro de óleo, 
geralmente composto de: 
 
• Elemento termométrico (latão de fina espessura). 
• Tubo de proteção (bulbo cilíndrico). 
• Óleo (cuja temperatura sofrerá variação). 
• Tubo capilar (transmissor de pressões). 
• Compartimento com ponteiros, escalas e contatos de sinalização. 
 
 
Figura 11.20 
 
O termômetro possui vários pares de contatos: 
Por exemplo: Seja um trafo que suporte elevação de temperatura do 
enrolamento, até 55oC: 
 
 
39
 
A 60oC – um contato liga os ventiladores. 
A 65oC – um contato liga as bombas de circulação de óleo. 
A 80oC – ídem, aciona o alarme. 
A 85oC – o trafo sai fora de serviço. 
 
Geralmente, os transformadores possuem relés térmicos ou indicadores de 
temperatura que, ao operarem, indicam que foram atingidos os limites de 
temperatura pré-determinados para o óleo ou para os enrolamentos. 
Esses sensores de sobretemperatura são ajustados em função das condições 
anteriores de carga, do ciclo de carga submetido e das condições de temperatura 
ambiente. 
Esses fatores, convenientemente relacionados com a classe de elevação de 
temperatura dos transformadores, permitem avaliar os nível de temperatura a 
serem alcançados e os índices de perda de vida para estas condições, bem como 
ajustar os sensores de temperatura. 
 
 
11.9.2. Sensores de Sobretemperatura do Óleo -No ASA 26 
 
Os tipos de indicadores de temperatura variam com o fabricante. Os modelos 
mais usados utilizam o princípio da pressão hidrostática de um líquido num 
recipiente fechado. A figura 11.20 mostra um indicador de temperatura do óleo 
para transformadores GE. 
 
Figura 11.20 – Indicador de temperatura de óleo (GE). 
 
Quando a temperatura do óleo aumenta, o mercúrio se expande no interior 
do bulbo e empurra o mercúrio existente no tubo capilar. 
O mercúrio termina por distender uma mola, que move um ponteiro no 
mostrador, indicando a temperatura. Se a temperatura continua a subir, o ponteiro 
ocasiona o fechamento de contatos que, em geral, faz soar um alarme. 
 
 
40
 
Devido à diversificação da quantidade de níveis de temperatura disponível 
nos sensores, apontaremos na tabela a seguir, um exemplo de ajuste para 
transformadores de FURNAS, com o termômetro do óleo tendo dois níveis de 
temperatura: 
 
Dispositivo de Sobretemperatura Classe de Elevação de 
Temperatura 
Termômetro do Óleo 55oC 65oC 
1o 
Nível 
Alarme de advertência 85oC 85oC 
2o 
Nível 
Alarme de urgência e 
desligamento após 20 
minutos (se for o caso) 
95oC 95oC 
 
 
 
11.9.3. Sensores de Sobretemperatura de Enrolamento 
No ASA 49 
 
O indicador de temperatura do enrolamento deve medir a temperatura do 
ponto mais quente do enrolamento. 
Com as variações de carga, a temperatura do óleo modifica-se bem mais 
lentamente do que a temperatura do enrolamento: 
A constante térmica de tempo para os enrolamentos pode ser expressa em 
segundos, ao passo que, para o óleo, é expressa até em horas. 
 
O método usual para se conhecer a temperatura dos enrolamentos de um 
transformador é usar uma resistência (o resistor é uma bobina não indutiva de 
cobre) alimentada por um TC, a fim de reproduzir a imagem térmica do 
enrolamento cuja temperatura se quer medir. 
Neste tipo de proteção, o conhecimentoda temperatura pode ser obtido, por 
exemplo, conforme ilustrado na figura abaixo: 
 
Figura 11.21 
 
 
 
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O elemento aquecedor é um resistor de cobre, cuja constante térmica é 
próxima daquela do enrolamento do transformador. O resistor é alimentado por 
um TC. 
Um outra forma de proteção de sobre temperatura é através do Relé de Imagem 
Térmica, cujo esquema básico está abaixo ilustrado: 
 
Figura 11.22 
 
 As resistências detectoras da elevação de temperatura (RTD) são partes 
constituíntes de uma Ponte de Wheatstone, a qual alimenta o relé 49 e é calibrada 
para a temperatura normal. Acontecendo uma sobretemperatura no interior do 
transformador, as RTDs se sobreaquecem, desequilibrando a ponte, alimentando, 
assim, o relé 49, que atuará a proteção. 
 A figura 11.23 mostra um medidor de temperatura de enrolamento para 
transformadores ACEC. 
 
Figura 11.23 – Medidor de temperatura do enrolamento. 
 
 
 
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Este equipamento é semelhante ao de temperatura do óleo. Porém, ele não está 
colocado entre os enrolamentos do transformador, uma vez que haverá grande 
dificuldade de isolamento entre o bulbo e a alta tensão dos enrolamentos. A 
figura 11.24 mostra o diagrama operativo e detalhes de instalação do medidor de 
temperatura de enrolamento para trafos ACEC. 
 
Figura 11.24 – Instalação do medidor de temperatura. 
 
Para transformadores de FURNAS, por exemplo, com termômetro de 
enrolamento tendo 4 níveis de temperatura e sem relé externo, os ajustes seriam 
os seguintes: 
 
Dispositivo de Sobretemperatura Classe de Elevação de 
Temperatura 
Termômetro do Enrolamento 55oC 65oC 
1o 
Nível 
Partida dos ventiladores 80oC 80oC 
2o 
Nível 
Partida das bombas de 
óleo 
85oC 85oC 
3o 
Nível 
Alarme de advertência 95oC 105oC 
4o 
Nível 
Alarme de urgência e 
desligamento em 30 
minutos (se for o caso) 
110oC 120oC 
 
Para os transformadores das unidades geradoras, os sensores de 
sobretemperatura de óleo e de enrolamento, em geral, não deverão desligá-los 
 
 
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automaticamente. Isso porque esses transformadores normalmente não estão 
sujeitos a sobrecarga. 
A figura 11.25 mostra o esquema de alarme e disparo por sobretemperatura 
dos transformadores, no momento em que são atingidos os níveis de alarme de 
urgência. 
 
Figura 11.25 – Esquema para alarme e disparo por sobretemperatura. 
 
 
11.10. Proteção do tanque de um transformador No ASA 64 
 
Esta proteção é usualmente denominada de Howard, em homenagem ao 
pesquisador que a instituiu. O arranjo é ilustrado na figura abaixo. Uma conexão 
do tanque à malha de terra permitirá que uma eventual corrente de falta Fase-
Terra circule aí e possa sensibilizar o relé de sobrecorrente instantâneo (este relé 
está associado ao No. ASA 64, para caracterizar a proteção Howard). 
Para maior eficiência deste arranjo, é necessário que o tanque do 
transformador seja bem isolado da terra (usualmente Rterra>10 OHMS). Sugere-
se que a relação mínima entre a corrente de curto (Icc) e a corrente de fuga (via 
isolamento) seja de 10.