Relés de Proteção para Redes Elétricas

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1
 
 SÉRIE TREINAMENTO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Apostila 3106 
3ª Edição Revisada e Atualizada: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ângelo Aparecido Doimo 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Três Irmãos 
2001 
 
Proteção II 
 2
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
 
 
1. Introdução ... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03 
2. Relés de Proteção ... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03 
3. Proteção de Transformadores .. . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 
4. Proteção de Linhas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 
5. Proteção Diferêncial de Barras .. . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 
6. Proteção de Geradores .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 
 
 
 3
I - RELÉS DE PROTEÇÃO 
 
1 - ESQUEMA DE PROTEÇÃO 
 
 
Para proteção das redes contra curtos-circuitos, comumente utilizam-se dois relés de fase 
e um relé de terra *, com elementos instantâneos e temporizados, ligados a 3 TCs, 
conforme o esquema acima. 
 
Quais relés serão sensibilizados para os diferentes tipos de curtos? 
 
 4
2 - RELÉS SENSIBILIZADOS PELOS DIVERSOS TIPOS DE CURTOS 
 
 
 
a) Curto Fase e Terra: 
 
Serão sensibilizados o relé de fase envolvida e o relé de terra (o relé de terra e o mais 
sensível) 
 
 
 
b) Curto Fase e Fase: 
 
Serão sensibilizados apenas os relés das fases envolvidas. Não há sensibilização do 
relé de terra. 
 
 
 
c) Curto 2 Fases e Terra: 
 
Serão sensibilizados os reles das fases envolvidas e o relé de terra (O relé de terra é o 
mais sensível). 
 
 
 
d) Curto Trifásico Balanceado: 
 
São sensibilizados os relé das fases envolvidas. 
Não há sensibilização do relé de terra. 
 5
3 - EXEMPLOS 
 
1o.) Para um curto-circuito entre a fase azul e a terra serão sensibilizados os relés da fase 
azul e o relé de terra. 
 
2o.) Para um curto-circuito entre as fases azul, branca e terra, serão sensibilizados os reles 
A e N. 
 
50
51
50
51
50
51
A
V
B
50
51
50
51
50
51
A
V
B
 
 6
3o.) Para um curto-circuito entre a fase branca e a vermelha será sensibilizado o relé da 
fase vermelha não havendo sensibilização do relé de terra 
 
4o.) Para um curto-circuito trifásico serão sensibilizados os relés da fase azul e o relé da 
fase vermelha não havendo sensibilização do relé de terra. 
 
50
51
50
51
50
51
A
V
B
 
50
51
50
51
50
51
A
V
B
 7
5o.) Para um curto entre a fase branca e a terra: 
 Como não há relé na fase branca, será sensibilizado apenas o relé de terra. 
 
OBS: a) Nos esquemas das figuras acima, as correntes primárias e secundárias têm 
sentidos opostos. É realmente isto o que ocorre nos TCs, a corrente primária 
induz uma corrente secundária de sentido oposto. 
 
 b) O fato de dois ou mais relés serem sensibilizados por um mesmo defeito não 
significa, necessariamente, que todos atuarão. 
 
Deve ser considerado que o relé de neutro é mais sensível para defeitos a terra 
que os reles de fase. 
 
Nos relés de fase, mesmo tendo ajustes iguais, pode ser que, na realidade, um 
atue com uma corrente muito pequena acima do ajuste e o outro com uma 
corrente muito pequena abaixo do ajuste; este último será, portanto, menos 
sensível. 
50
51
50
51
50
51
A
V
B
 
 8
4 - AJUSTES DOS RELÉS DE SOBRECORRENTE 
 
Para calcularmos a corrente mínima necessária no primário para atuação de um relé de 
FASE, devemos conhecer: 
 
a) Os ajustes dos relés; 
 
b) A relação do TC que alimenta o relé. 
 
Normalmente, os relés de sobrecorrente possuem dois elementos: instantâneo (50) e 
temporizado (51) 
 
1o.) Ajuste do Temporizado (51) 
 
O relé possui ajuste de "tap", que significa sua mínima corrente de atuação. 
 
Ex.: Um relé que esteja ajustado no "tap" 6A significa que qualquer valor, acima de 6A, 
que passar por ele provocará a partida do elemento temporizado. Se esta corrente 
persistir além do tempo de ajuste, o relé operará. 
 
 
10 9 8 7 6
MODEL 12 IAC
RELÉ IAC
TIME INST.
 40
 30
 20
 10
 15 20 25 30 40 50 60
RIDI
5A 60Hz
Is
4-
5-
6-
8-
10-
12-
15-
A
 0,2
 0,5
 10x1
ASEA
Ajuste do TAP
 
 
 9
Além do ajuste do tap, há também o ajuste da curva de tempo, que define um maior 
tempo de atuação do relé, para um mesmo defeito. 
 
 
 
X I
0,8
1,0
1,21,6
2,0
2,4
3,2
 10 20 30 40
ICM
BROWN BOVERI
Ajuste do Tap
Ajuste da Curva
de Tempo
 
 
 10
2o.) Ajuste do Instantâneo: 
 
No relé ICM o instantâneo é ajustado em função do tap. 
 
Ex.: Temos o seguinte ajuste 
 
TAP : 6A 
INST: 4 x I 
 
Significa que o ajuste do instantâneo eqüivale a 4 x 6 = 24A, ou seja, qualquer corrente 
acima de 24A provocará a atuação do elemento instantâneo do relé. 
 
No relé IAC (e em outros) o ajuste do instantâneo dá, diretamente, o valor mínimo de 
corrente que deverá passar pelo relé para sua atuação (atuação do instantâneo). 
 
Ex.: Temos o ajuste 
 
INST: 20A 
 
Significa que com qualquer corrente acima de 20A o elemento instantâneo do relé atuará, 
independentemente do "tap". 
 
10 9 8 7 6
MODEL 12 IAC
RELÉ IAC
TIME INST.
 40
 30
 20
 10
 15 20 25 30 40 50 60
Inst. 4 X 6A
Inst. 20A
4
5
6
8
10
12
16
ICM
BROWN BOVERI
2 4 6
XI
10 20 30 40
 
 11
5 - DETERMINAÇÃO DA CORRENTE MÍNIMA DE ATUAÇAO (NA LINHA) 
 
Exemplo 1 
 
No sistema abaixo: 
 
50
51
50
51 2
1
50
51
50
51 2
1
200/5
200/5
 
Dados os ajustes dos relés: 
 
FASE TAP = 6A 
INST = 8 x I 
NEUTRO: TAP = 1,2A 
INST = 10 x I 
 
Pergunta-se: 
 
a) Qual a mínima corrente na linha para partida do elemento temporizado do relé de 
fase? 
 
b) Qual a mínima corrente na linha para atuação do elemento instantâneo do relé de 
fase? 
 
c) Qual a mínima corrente de terra partida do elemento temporizado do relé de terra? 
 12
 
d) Qual é a mínima corrente de terra para atuação do elemento instantâneo? 
 13
RESOLUÇÃO 
 
a) Corrente mínima na linha para atuação do elemento temporizado Relé de Fase. 
 
 A relação no TC (RTC) é: 
 
 
 
RTC= ------------- 
 
 
 
 
 
 
 
 
Isto significa que, para cada ampère no secundário do TC, teremos no primário ou seja 
na linha a corrente do secundário multiplicada por esta RTC. 
 
Como o relé está no tap 6A ( Corrente secundária do TC ), então na linha precisaremos: 
 
ILINHA=________x________ 
 
 
 
 
 
 
 
 
OBS: - Toda vez que precisarmos saber qual a corrente que está passando na linha 
tendo em mãos a corrente secundária, basta aplicarmos esta formula. 
secI
IprimRTC =
TAPxRTCIlinha =
 14
b) Corrente mínima na linha para atuação do elemento instantâneo. 
 
Sendo: TAP = 6A 
 INST = 8 x I 
 
 
então a corrente mínima de atuação dorelé é: 
 
IRELÉ=________x________ 
 
 
 
 
 
 
A corrente no primário do TC, será: 
 
ILINHA=________x________ 
 
 
 
 
 
 
c) Corrente mínima na linha para atuação do elemento temporizado Relé de Neutro. 
 
 
 A relação no TC (RTC) é: 
 
 
 
RTC= ------------- 
 
 
secI
IprimRTC =
 15
 
 16
Isto significa que, para cada ampère no secundário do TC, teremos no primário ou seja na 
linha a corrente do secundário multiplicada por esta RTC. 
 
Como o relé está no tap 1,2A ( Corrente secundária do TC ), então na linha 
precisaremos: 
 
 
ILINHA=________x________ 
 
 
 
 
d) Corrente mínima na linha para atuação do elemento instantâneo do Relé de Neutro. 
 
Sendo: TAP = 1,2A 
 INST = 10 x I 
 
 
Então a corrente mínima de atuação do relé é: 
 
IRELÉ=________x________ 
 
 
 
 
A corrente no primário do TC, será: 
 
ILINHA=________x________ 
 
 
 
 
 
TAPxRTCIlinha =
 17
II- PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES 
 
 
1 - INTRODUÇÃO 
 
A transformação de tensão e o eventual deslocamento angular introduzido pelo tipo de 
conexão do transformador, criam problemas que precisam ser levados em consideração 
na sua proteção. 
 
 
2 - TIPOS DE ANORMALIDADES 
 
Os defeitos que podem ocorrer num transformador compreendem apenas curtos-
circuitos internos ou externos, sobreaquecimento (devido a diversos fatores como: falta 
de ventilação, baixo nível do óleo, etc.) e circuitos abertos. Na prática não se protege o 
transformador contra circuito aberto porque este defeito não é prejudicial por si mesmo. 
 
As duas principais causas de falhas no isolamento de um trafo são sobretensões e 
sobreaquecimento. Sobretensões transitórias ou faltas para a terra em sistemas não 
aterrados submeterão os enrolamentos do trafo a severas tensões, a menos que meios 
adequados sejam empregados para bloquear estas sobretensões antes que elas atinjam 
os enrolamentos. 
 
A maior parte dos curtos-circuitos resultantes de falhas no isolamento ocorre entre 
espiras de um enrolamento ou entre enrolamentos. Visto que os enrolamentos em 
transformadores grandes são bem espaçados do núcleo e bem isolados dele por meio do 
isolamento sólido e do líquido isolante, pouquíssimos curtos-circuitos envolvem o ferro 
do transformador. 
 
 
3 - PROTEÇÃO DIFERENCIAL PARA TRANSFORMADORES (87) 
 
A proteção diferencial percentual é recomendada para todos os transformadores de 
capacidade trifásica de 1000kVA ou acima, caso haja disjuntores em todas as 
extremidades ligadas às fontes de alimentação de curto-circuito. Tratando-se de 
transformadores de 500kVA e acima, esta proteção é sempre recomendada (toda esta 
filosofia vai depender muito de cada empresa) 
 18
A figura ilustra um esquema unifilar, a aplicação de relés diferenciais percentuais para a 
proteção de um transformador de dois enrolamentos. 
 
 
 
A figura ilustra um esquema trifilar de relés diferenciais percentuais para a proteção de 
um transformador de dois enrolamentos. 
 
 19
3.1 - FUNÇÃO DO RELÉ DIFERENCIAL E LIGAÇÃO DE TCs 
 
Comparar as imagens das correntes de A.T. e B.T. do trafo. 
 
 
- Como regra geral, os TCs de qualquer enrolamento estrela de um transformador de 
força 
 deverão ser ligados em triângulo e os TCs de qualquer enrolamento triângulo deverão 
ser 
 ligados em estrela. 
 
- As conexões dos trafos de corrente deverão satisfazer dois requisitos básicos: 
 
 a) O relé diferencial não deverá operar para faltas externas, ou seja, na região 
externa. 
 
* Consideramos região interna aquela compreendida entre os TCs. 
 20
 
* Observar sentido das correntes e conexões dos TCs. 
 21
b) O relé diferencial deve operar para faltas na região interna. 
 
 
 
* Observar local em curto, sentido das correntes e ligação dos TCs. 
 
 
- Podemos notar portanto que, a proteção diferencial constitui-se em uma proteção 
seletiva 
 22
 independente das demais proteções do trafo, as quais veremos em seguida. 
 23
4 - PROTEÇÃO DE RETAGUARDA 
 
 (Relés de Sobrecorrente) 
 
 
Um transformador de força, protegido por relés diferenciais, deve ser também equipado 
com relés de sobrecorrente, de preferência alimentados por transformadores de corrente 
independentes dos da proteção diferencial, para desligar o disjuntor do lado do defeito 
quando as faltas externas perdurarem por tempo demasiadamente longo. Estes mesmos 
reles podem servir de retaguarda para defeitos internos, quando de falha do relé 
diferencial. 
 
Deve-se ter em vista que os ajustes dos reles de sobrecorrente devem ser 
suficientemente altos para que os relés sejam seletivos com os outros do sistema. 
 
Exemplo: 
 
 
Os relés de corrente temporizados de fase (51) e de terra (51N), instalados no lado da B.T. 
do trafo, têm a finalidade de protegê-lo (como retaguarda) contra curtos-circuitos 
externos e atuarem como retaguarda para curtos nos alimentadores. 
 
Os relés de sobrecorrente de fase e de neutro do lado da A.T. têm a 
 24
finalidade de servir de retaguarda para curtos-circuitos internos ao trafo. Podem, 
eventualmente, dependendo da faixa de ajustes disponível servir de retaguarda segunda 
para faltas no lado B.T. (Barramento e Alimentadores) 
 25
5 - OUTRAS PROTEÇÕES DO TRANSFORMADOR 
 
 
5.1 - PROTEÇÃO BUCHHOLZ 
 
 
5.1.1 - COMENTÁRIOS 
 
 
Em um transformador refrigerado a óleo, além da proteção assegurada pelo relé 
diferencial percentual, um curto-circuito interno pode provocar um arco elétrico. O arco 
daí decorrente decompõe o óleo e origina desprendimento gasosos que cobre a 
superfície até o conservador. Se esse desprendimento gasoso for grande, haverá uma 
sobrepressão no interior do trafo. 
 
 
 
 26
5.1.2 - RELÉ BUCHHOLZ 
 
O relé Buchholz é um dispositivo de proteção para equipamentos elétricos em banho de 
óleo. Controla defeitos menores acionando um sinal de alarme e provoca o desligamento 
em caso de emergência, a fim de evitar danos maiores. Os principais equipamentos 
protegidos por relé Buchholz são os transformadores. Eventuais descargas internas no 
transformador, motivadas por defeitos no isolamento dos enrolamentos entre si ou contra 
o ferro, ou pontos quentes motivando a combustão do óleo isolante, provocam a 
formação de gás. Através desse desprendimento gasoso é possível detectar o defeito, 
utilizando-se um relé de proteção chamado relé Buchholz (número ANSI: 63) 
 
 
5.1.3 - FUNCIONAMENTO 
 
O relé Buchholz é um relé a gás, equipado com duas bóias que reagem em caso de 
aparecimento de gás na parte superior do equipamento a proteger. As bóias são 
montadas em níveis diferentes e em caso de acumulação lenta de gás, (faltas incipientes), 
a bóia superior desce e fecha um circuito elétrico de alarme. Se a formação de gás for 
súbita e intensa, o movimento do óleo e do gás desloca a bóia inferior, que provoca o 
desligamento do equipamento. 
 
O relé e instalado no tubo de ligação entre a caixa do transformador (por exemplo) e o 
tanque de expansão. O relé possui ainda dois visores, com escalas graduadas em volume 
de gás. 
 
A ordem de desligamento do relé Buchholz (63) pode ser enviada para o relé de bloqueio 
(86), a fim de retirar o transformador de serviço, através dos disjuntores correspondentes. 
 
 
 27
5.1.5 - ESQUEMA DO RELÉ BUCHHOLZ 
 
 
63A - Contato usado p/Alarme
63D - Contato usado p/Desligamento
 - Mercúrio Líquido
Óleo
do Transformador
Caso haja baixos níveis do óleo:
 Esta bóia viaabaixar
 fazendo fechar o contato
 de alarme através do
 mercúrio líquido.
Tanque
 de
Expansão
63D 63A
 
 
 28
5.2 - PROTEÇÃO CONTRA SOBRETEMPERATURA 
 
A capacidade de um transformador é limitada pela temperatura máxima admissível nos 
enrolamentos e no óleo. Temperatura excessivas provocam carbonização lenta dos 
isolantes e decomposição do óleo em borra ácida que se deposita sobre o núcleo e 
enrolamentos, prejudicando a refrigeração e atacando o isolamento. 
 
 
TEMPERATURAS MÁXIMAS ADMISSÍVEIS DE MATERIAIS EM REGIME PERMANENTE 
 
(A.B.N.T. E.B. 91) 
 
Temperatura Designação Alguns materiais representativos da Classe 
Máxima (oC) 
 
 90 O Algodão, seda e papel não impregnados. 
 
105 A Algodão, seda e papel impregnados ou imersos 
em 
óleo. 
 
130 B Mica, fibra de vidro. 
 
155 F Outros tipos de mica e fibra de vidro. 
 
180 H Elastômeros com silicatos. 
 
180 C Vidro, quartzo e materiais inorgânicos 
semelhantes. 
 
De acordo com a tabela acima, estas temperaturas são as máximas que o ponto mais 
quente dos enrolamentos pode alcançar. Os métodos utilizados de medição de 
temperatura dos enrolamentos, por meio da medição da resistência dos enrolamentos, 
ou por termômetros, permite obter os valores médios e não máximos. 
 
 29
Considera-se esta temperatura media 10OC abaixo do ponto mais quente do enrolamento. 
Portanto, a temperatura máxima nos transformadores classe A não deve ultrapassar 95OC, 
(105 - 10) = 95OC. 
 30
5.3 - TEMPERATURA DO ÓLEO 
 
 
5.3.1 - TERMÔMETRO CAPILAR (NÚMERO ANSI 26) 
 
Destinado a medir a temperatura do ponto mais quente do óleo, acionando um sistema 
de contatos quando esta atingir limites pré-estabelecidos. Serve apenas como dispositivo 
de supervisão geral do transformador. 
 
5.3.2 - PARTES PRINCIPAIS DE UM TERMGMETRO CAPILAR 
 
Óleo
Bulbo Cilíndrico
Elemento
Termométrico
Tanque do
Transformador
Tubo Capilar
Saída de Fiação
para Alarme
Contatos de
Sinalização
Nível
Mostrador
Compartimento
Ponteiro de Máxima
Ponteiro
Indicador
Bulbo Cilíndrico
 
 
 
No bulbo capilar existe mercúrio. O capilar está em comunicação com o ponteiro 
indicador de temperatura através de uma mola manométrica. 
 
O bulbo localiza-se na parte superior, junto à tampa do tanque do transformador, onde 
fica em contato com o óleo cuja temperatura é a mais alta. Ao aumento da temperatura 
deste corresponde um aumento de pressão no mercúrio. Este aumento de pressão no 
mercúrio é transmitido pelo capilar, que provoca a distensão da mola, movimentando o 
ponteiro indicador de temperatura do óleo. Os ponteiros indicador e ajustável são 
equipados com contatos. 
 31
Os ponteiros ajustáveis podem ter sua posição regulada através de um botão no vidro da 
caixa mostradora. Um destes ponteiros e ajustado normalmente entre 75 e 80'C e, quando 
alcançado pelo ponteiro indicador, faz soar um alarme representando o estágio de 
alarme. 
O outro é ajustado para uma temperatura maior, normalmente entre 85 e 90"C, que 
representa o estágio de bloqueio do transformador. Esses ajustes são em função dos 
valores médios para os transformadores de classe A. 
O estágio de desligamento do termômetro capilar (26D) atua sobre o relé de bloqueio 
(86), retirando o transformador de serviço. 
 
 
 
 
5.4 - TEMPERATURA DO ENROLAMENTO (IMAGEM TÉRMICA) NÚMERO DE FUNÇÃO 
ANSI: 49 
 
 
A temperatura do óleo do transformador modifica-se bem mais lentamente com as 
mudanças de carga 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 ate mesmo em horas. 
 
Sendo assim, há necessidade de se conhecer a temperatura do enrolamento, a fim de 
controlar os ventiladores do transformador e desligar ou reduzir as cargas de modo a 
impedir danos ao equipamento. 
 
 32
No entanto, a medida direta da temperatura do enrolamento é uma solução bastante 
dispendiosa e não é empregada. 
 33
O método usual para a leitura da temperatura dos enrolamentos é utilizar um 
transformador de corrente ligado a um dos enrolamentos do transformador, a fim de 
reproduzir uma imagem térmica do enrolamento cuja temperatura se quer medir. 
 
O equipamento acessório consta, essencialmente, de um aquecedor (resistência) imerso 
numa bolsa de óleo aquecido pela corrente do transformador de corrente, que e 
proporcional à carga. 
 
A temperatura na bolsa do termômetro será, portanto, a do óleo vizinho mais aquela do 
aquecedor. 
 
O bulbo cilíndrico do termômetro transmitirá, de maneira similar à mostrada para a 
medida da temperatura do óleo, a pressão que moverá ponteiros e contatos do relé de 
temperatura do enrolamento. 
 
Todos os transformadores com potência superior a 2,5MVA devem possuir imagem 
térmica equipada com 2 pares de contatos ajustáveis entre 80 e 115°C. Um dos contatos 
deve soar alarme (95°C). O outro contato desliga a fonte de energia a ± 105°C. A 85° 
ligam-se os ventiladores. Esses dados numéricos são citados como exemplo. 
 
 34
IMAGEM TÉRMICA 
 
 
 
8649
86
49B49A
ALARME E/OU
Banco de
 Ventiladores
( + )
( - )
1o Estágio 2o Estágio
BOLSA DO
 TERMÔM.
BUCHA.
T.C.
TERMOMETRO
ELEMENTO
AQUECEDOR
BULBO
CILINDRICO
TUBO CAPILAR.
 
 35
III PROTEÇÃO DE LINHAS 
 
 
 
1 - INTRODUÇÃO 
 
 
A função dos relés de proteção é provocar, sem delongas, o desligamento total do 
elemento defeituoso, a fim de evitar sua destruição e impedir que o resto do sistema 
também seja afetado. Nesta tarefa os relés se servem dos disjuntores, que devem ser 
devidamente dimensionados pois, caso contrário, não seriam capazes de interromper a 
máxima corrente de curto-circuito do elemento protegido. 
 
Quanto à importância da proteção por relés, basta dizer que sem uma proteção seletiva 
seria impossível operar um moderno sistema elétrico: de potência. 
 
Além disso os relés facilitam extraordinariamente a determinação do local e tipo de 
defeito. 
 
Não é fácil proteger corretamente um sistema elétrico de potência e, em particular, uma 
linha de transmissão; isto porque cada uma delas tem suas próprias características. 
 
Todavia, devemos sempre ter em mente os princípios básicos que determinam a 
qualidade de um sistema protetivo: 
 
1. Confiabilidade: Um sistema adequado e elaborado para a detenção de qualquer 
tipo de defeito; 
 
2. 0Seletividade: Dizemos que um sistema é seletivo, quando a proteção opera 
isolando apenas a instalação defeituosa do sistema; 
 
3. Velocidade: Menor tempo possível na eliminação do defeito; 
 
 
4. Economia: Máxima proteção a um custo mínimo. 
 36
1.1 - PARÂMETROS PARA A ESCOLHA DO ESQUEMA DE PROTEÇÃO 
 
Os parâmetros de um sistema elétrico de potência são geralmente as primeiras 
informações disponíveis e estabelecem os primeiros requisitos para se definir o 
esquema de proteção. São eles: 
 
1.1.1 - TENSÃO DO SISTEMA 
 
Geralmente a tensão de uma linha define seu grau de importância; além disso, o 
custo maior das instalações e equipamentos para tensões mais altas, admite um 
maior investimento no equipamento de proteção, ou seja, uma proteção mais 
sofisticada. 
 
1.1.2 - CORRENTE DE CURTO NA LINHA 
 
A corrente de curto-circuito de uma linha servirá para vermos se podemos ou não 
utilizar certas proteções. Em sistema com linhas longas e sem muita geração, os 
níveis de corrente podem variar numa faixa muito ampla. Os relés de proteção são 
sensibilizados nas condições mínimas de operação. 
 
1.1.3- ESTABILIDADE DO SISTEMA 
 
Quando ocorre um curto-circuito em uma linha, dependendo do tempo de abertura 
da mesma, o sistema pode tornar-se instável. 
Sabendo-se disto o esquema de proteção tem que ser implantado de modo a não 
permitir esta instabilidade. 
 
1.1.4 - CONFIGURAÇÃO 
 
Dependendo da configuração das linhas teremos que implantar esquemas de 
proteção mais ou menos sofisticados. 
Num sistema podemos encontrar linhas radiais, paralelas ou em anel. 
 
 
 37
1.1.5 - TIPOS DE ATERRAMENTOS UTILIZADOS 
 
a) Neutro Isolado 
Suponhamos o sistema abaixo: 
 
Para uma falta ∅T no lado do delta, como não existe corrente de terra, o relé não 
vai operar. 
 
b) Neutro aterrado através de uma resistência ou uma indutância. 
 
 É utilizado esse sistema para diminuir a corrente de curto-circuito 
c) Neutro solidamente aterrado. 
 
Dependendo do tipo de aterramento utilizado, as tensões e correntes, durante um curto-
circuito, podem assumir valores bastante diferentes, tanto para a fase em curto, como 
para as fases boas. Isto leva à escolha de proteções o mais possível adaptadas a cada 
caso. 
A B C
R
 38
 39
1.1.6 - LINHAS COM REATORES EM SÉRIE 
 
São utilizados para aumentar a capacidade de transporte da linha, sem aumentar o 
nível de curto-circuito. Normalmente não oferecem problemas para a proteção. 
 
1.1.7 - LINHAS COM CAPACITORES EM SÉRIE 
 
São utilizados principalmente em sistemas de alta tensão para reduzir a queda de 
tensão ao longo da linha, aumentando assim a capacidade de transporte desta, 
melhorando a estabilidade do sistema. 
 
2 - PROTEÇÃO PRINCIPAL E SECUNDÁRIA 
 
2.1. A proteção principal é aquela de melhor desempenho, ou seja, aquela que deve 
atuar primeiro. 
 
2.2. Proteção secundária local é uma proteção que servirá de retaguarda ã proteção 
principal. 
 
Suponhamos a linha a seguir contendo proteções principal e secundária (ou de 
retaguarda). 
 
Seria interessante utilizarmos sempre fontes diferentes para a alimentação das proteções 
secundárias e principais. Você saberia dizer por que? 
 
Os relés de retaguarda são empregados somente para proteção contra curtos-circuitos, 
visto que curto-circuito e o tipo preponderante de falhas em sistemas de potência, 
havendo, então, mais probabilidades d falhas dos relés principais para este tipo de 
defeito. 
A B C
21
21
Principal
Secundário Local
 40
Quando dizemos que os relés principais podem falhar, significa que um dentre várias 
coisas pode acontecer e impedi-los de causar a desconexão de uma falta no sistema de 
potência. Isso pode acontecer devido a falhas: 
 
a) Na alimentação de corrente ou tensão para os reles; 
 
b) Na alimentação de tensão C.C. para "trip"; 
 
c) Nos relés de proteção; 
 
d) No circuito de trip; 
 
e) No disjuntor; 
 
f) Nos TCs e TPs. 
 
É desejável que os relés de retaguarda sejam arranjados de maneira que o motivo 
causador de falhas nos relés principais não faça atuar a proteção de retaguarda. 
 
É evidente que isto só é inteiramente satisfeito se os relés de retaguarda estiverem 
localizados de maneira a não empregarem ou controlarem qualquer coisa em comum 
com a proteção principal. Dentro do possível, deve-se localizar os relés de retaguarda em 
subestações diferentes. 
 
Consideremos, por exemplo, a proteção de retaguarda para a linha de transmissão EF da 
figura. Os relés de retaguarda para essa linha estão normalmente arranjados para 
desligarem os disjuntores A, B, I e J. 
 
Falhando o "trip" do disjuntor E para uma falta na seção da linha EF, os disjuntores A e B 
serão desligados. 
Os reles de retaguarda nas localidades A, B e F fornecem proteção de retaguarda para o 
caso de falta na barra da subestação. 
A C
B
D
F
E
A B
C D
G H
I J
E F
 41
3 - TIPOS DE PROTEÇÃO 
 
 
3.1 - PROTEÇÃO POR RELÉS DE SOBRECORRENTE 
 
Esta proteção é a mais simples e econômica. É usada para linhas alimentadoras de 
distribuição ou como proteção adicional de retaguarda em linhas de transmissão 
equipadas com relés de distância. A proteção de sobrecorrente pode ser usada para 
proteção contra defeitos entre fases e para defeitos entre fase e terra. Na prática são 
usados dois ou três relés para proteção contra defeitos entre fases e um relé para defeitos 
de uma fase contra terra. Estes relés são conectados conforme se vê na figura. 
 
 
 
Usa-se um relé separado para defeitos de fase a terra porque ele pode ser ajustado para 
fornecer uma proteção mais sensível e rápida do que os relés de fase. 
50
51
50
51
50
51
A
V
B
50
51
 42
Existem duas categorias principais de relés de sobrecorrente, em função de sua 
característica de tempo de funcionamento. A primeira são os relés de tempo definido ou 
independente. Nestes relés, como o nome está dizendo, o tempo de atuação é 
independente do valor da corrente. Este tempo é normalmente regulado por dispositivos 
mecânicos e se mantém constante, tanto faz o relé estar sendo atravessado por uma 
corrente levemente superior à de partida ou várias vezes maior. 
 
T
IO Icc
t1
RELÉ DE TEMPO DEFINIDO
 43
A segunda são os relés de tempo inverso ou dependente. Nestes relés, como o nome 
está dizendo, o tempo de atuação varia inversamente com a corrente, ou seja, quanto 
maior a corrente, menor e o tempo de atuação. Na figura representamos 
aproximadamente as curvas de atuação dos tipos de relés a tempo inverso mais comuns, 
que são os normalmente inverso, os muito inverso e os extremamente inverso. Cada um 
destes tipos tem uma aplicação especial visando sua coordenação com fusíveis, 
religadores e outros elementos do sistema. 
 
Tanto os relés de tempo definido como os de tempo inverso podem estar equipados com 
elementos instantâneos, para eliminação rápida do defeito quando da ocorrência de 
curtos francos. 
 
Neste caso e possível o uso de religamento automático com possibilidade de sucesso. 
T
IO Icc1 Icc2
t1
t2 RELÉ DE TEMPO INVERSO
t2 RELÉ DE TEMPO 
MUITO INVERSO
t2 RELÉ DE TEMPO
EXTREMAMENTE INVERSO
RELÉS DE TEMPO INVERSO
 44
A coordenação de um sistema de proteção de sobrecorrente não apresenta maiores 
dificuldades, bastando que se adote tempos cada vez menores à medida que se afaste da 
fonte geradora - isto quando se usa relés de tempo definido. O inconveniente do 
emprego de relés com características de tempo definido é que eles em alguns casos 
deixam um defeito perdurar por tempo demasiadamente longo, pois, mesmo que a 
corrente do defeito seja grande, seu tempo de intervenção é constante. 
 
Na figura vemos um circuito radial equipado com proteção de sobrecorrente com relés 
de tempo definido. Os tempos vão diminuindo à medida que nos aproximamos das 
extremidades do circuito. A diferença mínima de tempo entre um degrau e o seguinte é 
da ordem de 0,4 a 0,5 segundos. 
 
A coordenação de um sistema de proteção de sobrecorrente usando relés de 
características de tempo inverso é um pouco mais complicada, pois exige o 
conhecimento das correntes de curto-circuito máximo e mínimo com as quais o relé deve 
operar. 
0,1”
0,9”
0,5”
DISTÂNCIA
A B C D
 45
 
A B C D
Elem. Inst.
Rele A. Rele B. Rele C.
 46
A regulagem de uma série de relés de sobrecorrente começa no mais afastado da fonte 
com os tempos mais baixos; conforme vamos nos aproximando da fonte, os tempos são 
aumentados para se conseguir uma boa seletividade. 
 
 
3.2 - PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DIRECIONAL 
 
Os relés de sobrecorrente vistos no item anterior não levam em consideração o sentido 
da corrente, mas apenas sua grandeza. 
 
Em se tratando de linhas radiais e com apenasuma fonte de suprimento, não há 
necessidade de discriminação do sentido de correntes, para coordenar o funcionamento 
dos relés. 
 
Proteção de um sistema em anel com relés de sobrecorrente direcionais. 
 
Consideremos o sistema esquematizado na figura. Este sistema tem duas fontes de 
energia, porém uma entra na barra A e a outra na barra F. 
Para um defeito na linha CD, o diagrama indica que os relés direcionais dos disjuntores EF 
operarão em 1,5 segundos para limpar o defeito. Para uma falha no disjuntor E, deverá 
operar o relé do disjuntor C1 com o tempo de 2,0 segundos para a eliminação do defeito. 
Os relés dos disjuntores DG não terão tendência de operar porque o fluxo de corrente de 
defeito é contrário ao seu sentido de operação. 
 47
 
Os relés direcionais não são empregados para causar disparo, mas para impedi-lo 
quando a corrente de curto circula em direção contrária à direção de atuação. 
 
Na prática temos o relé direcional de sobrecorrente, que atua quando a corrente 
ultrapassa um certo valor de ajuste e tem um determinado sentido. 
 
3.3 - PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA 
 
A proteção de linhas de transmissão com relés de distância é superior à proteção com 
relés de sobrecorrente não direcionais ou direcionais, uma vez que os relés de distância 
não dependem da corrente de curto-circuito, sendo muito menos afetados pelas 
variações na capacidade geradora e pela configuração do sistema. 
 
Para uma boa seletividade de um sistema, nos casos em que a corrente de curto-circuito 
e menor que a corrente de carga, nas redes em anel com alimentação múltipla, é 
necessário a utilização de relés de distância, porque é uma proteção mais rápida e por ter 
partida por subimpedância, além de ter uma partida por sobrecorrente. 
 
A impendância Z = V/I que pode ser medida em cada barra da linha, será zero no ponto 
de defeito e crescerá em direção à fonte . 
 
a) Linha simples, alimentada por uma das extremidades, tendo na outra somente cargas. 
 
A B C
Z
V
I
DISTÂNCIA
DISTÂNCIA
DISTÂNCIA
 48
Se ocorrer um curto em P, a corrente de curto-circuito terá um valor constante ao longo 
da linha, enquanto a tensão (e a impendância) é zero) no ponto de curto e cresce em 
direção à fonte de alimentação. 
 
De posse destes fatos, podemos concluir que, se construirmos relés cujos tempos de 
operação são proporcionais às impedâncias, que por sua vez são proporcionais à 
distância, teremos a atuação primeiro do relé que se encontrar mais próximo do ponto de 
defeito, por medir uma impudência menor, o que dá um tempo de operação menor. 
 
b) Para uma linha com geração em ambas as extremidades 
 
Na configuração apresentada, a impendância será praticamente a mesma para os relés R1 
e R3; porém, aqui, é importante que apenas opere o relé 1 e 2 pois, se atuar o relé 3, 
outras linhas que porventura estiverem ligadas ã barra C serão desenergizadas ou 
desligadas. 
 
Para se evitar este inconveniente, ou seja, para que atue somente o relé R2 para um curto 
em P, e necessário se equipar os relés com elementos direcionais, no caso, tal que opere 
apenas o relé que detectar corrente no sentido da barra para a linha. 
 
A figura mostra uma linha com fonte bilateral protegida por relés de distância. Verifica-se 
que, com um defeito em qualquer trecho, os respectivos sistemas de proteção (disjuntor 
mais relés) desligarão somente o trecho defeituoso, com o tempo de la. zona, ou de 2a. 
zona (falta na extremidade do trecho) 
A B C
Z
V
I
Z
V
I
 49
Para um defeito em P, os sistemas de proteção A3 e B2 atuarão com o tempo de l
a. zona. 
Caso falte um dos sistemas, por exemplo A3, o sistema A2 atuará com o tempo de 2
a. 
zona; se a falha for do sistema B2, atuara o sistema B1 na 2
a. zona. Se os sistemas de 
proteção de 2as. zonas também falharem, atuarão os sistemas de 3a. ou de 4a. zona. 
 
Conclui-se que os reles de distância proporcionam uns aos outros proteção de 
retaguarda. A temporização das zonas deve ser ajustada na faixa de 0,3 a 0,4 segundos. 
 
 
 
1a Zona
2a Zona
3a Zona
4a Zona
Prolongamento
2a Zona
Prolongamento 1a Zona 1a Zona
2a Zona
3a Zona
4a Zona
Prolongamento
1a Zona
2a Zona
Prolongamento
 50
IV . PROTEÇÃO DIFERENCIAL DE BARRAS 
 
1 . DEFINIÇÃO 
 
1. Um esquema de proteção num sistema elétrico de potência deve cobrir todos os 
aspectos possíveis para a detecção e eliminação (separação) de defeitos ou 
anormalidades que possam ocorrer. 
No caso particular de barramentos, a anormalidade que deve ser detectada e isolada, é o 
curto-circuito no barramento: 
 
• Fase-terra 
• Bifásico-terra 
• Trifásico 
• Bifásico 
 
Sendo que, estes curtos-circuitos podem ser causados ou originários de: 
• Rompimento da isolação devido à deterioração da mesma (deterioração devido a 
prolongadas sobretensões); 
• Esquecimento de objetos, acidentalmente, no barramento; 
• Falha de bloqueio de eventuais chaves de aterramento, com energização de um 
barramento aterrado. 
 
2. Deve-se observar que estes tipos de anormalidades são raros, sendo que a 
necessidade ou não de uma proteção diferencial de barras deve levar em conta: 
 
• Aspectos econômicos ( custos etc.); 
• Probabilidade de ocorrência de defeitos num período de tempo definido; 
• Necessidade para o sistema, intimamente relacionado com o estudo de 
estabilidade; 
• Confiabilidade no esquema de fornecimento de energia elétrica (continuidade). 
 
 51
 
2. ESCOLHA DO MODO DE PROTEÇÃO - ASPECTOS GERAIS 
 
 
1) Não existe um critério geral para a escolha e aplicação de uma proteção de barras, 
cada caso é um caso que deve ser estudado em detalhes. 
 
2) Não é apenas o tipo e o modo de proteção que deve ser analisado. 
A configuração do sistema de barramentos de uma subestação é um aspecto 
fundamental a considerar. 
 
 
 
 
 
Na figura acima, qualquer que seja o tipo de proteção, havendo uma falta no barramento, 
haverá desconexão de todas as linhas e saídas conectadas ao mesmo. 
 
 52
 
 
 
Na figura acima, dependendo do tipo de proteção, havendo um curto-circuito num dos 
trechos 
(I ou II), haverá desconexão de todas as linhas ligadas a este trecho e também do 
disjuntor de interligação de barras. Com consequência, não haverá perda total da 
subestação, como no caso 01. 
x x x
9 9 9 9
z z z z 
Barra I
Barra II
 
 
I II 
 53
 
Na figura acima, temos um esquema de barramentos denominado “disjuntor e meio”. É 
um esquema altamente confiável no que diz respeito à continuidade no fornecimento de 
energia elétrica, na contingência de curto-circuito numa das barras, evidentemente com 
proteção diferencial de barra I implicará na abertura de todos os disjuntores X, sem perda 
de nenhuma linha ou transformador. O mesmo pode-se dizer para o caso de um curto-
circuito na barra II. 
 
c) Ficou claro então que a configuração dos tipos de barras é um aspecto muito 
importante. Vejam agora os modos de proteção: 
 
• Através das segundas zonas dos relés de distância das outras extremidades das 
LTs conectadas ao barramento em questão, e através das proteções de retaguarda 
(sobrecorrente ou impedância) dos transformadores ou grupos geradores - 
trasformadores conectados à barra. É o modo de proteção chamado “remota”. 
• Através de esquema de proteção de barras especialmente feito para esse fim. 
 
Um outro dado a considerar na escolha da proteção é o aspecto econômico eprático da 
questão, relacionando com a dificuldade de executar um projeto numa dada subestação. 
 
• Quando a SE está em fase de projeto, os critérios são mais ou menos definidos 
para o modo e tipo de proteção. 
• Quando porém, a SE já está em operação e se quer implantar um esquema de 
proteção de barras, é muito importante a viabilidade ou a possibilidade de 
execução do projeto a curto ou médio prazo. Muitas vezes, dependendo da SE e da 
importância desta no sistema, pode-se levar anos para a execução do projeto.. 
 
A implantação de um esquema de proteção pode-se tornar realmente necessária (crítica), 
se estudos de estabilidade mostram que na (s) barra (s), em questão, um eventual curto-
circuito deve ser isolado num intervalo de tempo bem menor que o tempo das proteções 
remotas, para que não haja perda total do sistema de potência. 
 
Uma vez analisados os aspectos gerais, pode-se escolher um tipo de proteção para o 
barramento em questão (se necessário), obedecendo os seguintes critérios: 
 
• Alto grau de confiabilidade referentes a: 
• Possibilidade de atuações acidentais; 
• Possibilidade de atuações indevidas devido a defeitos nos circuitos secundários 
dos TCs; 
 54
• Possibilidade de atuações indevidas devido a curtos-circuitos externos ao 
barramento estabilidade da proteção); 
• Completa seletividade, considerando os aspectos gerais já vistos e a finalidade para 
a qual será implantada. 
• Rapidez na atuação. O tempo sendo definido por estudos de estabilidade e, 
eventualmente pela potência de curto-circuito relacionado com a capacidade de 
barramento. 
 
 
3. ESQUEMAS DE PROTEÇÃO 
 
Pode-se classificar as proteções de barras mais comuns em 3 grandes subdivisões: 
 
3.1. Esquemas de corrente diferencial (Balanço de corrente) 
 
É um esquema que, na sua forma mais simples é pouco utilizado atualmente. Pode-se 
classificá-lo em: 
 
3.1.1. Simples balanço de corrente 
 
 55
Relé de
corrente
 
 
a) Os secundários dos TCs são conectados em paralelo e um relé de corrente é 
conectado (para cada fase) através dos secundários dos TCs em paralelo, como 
mostra a figura anterior. 
b) Se a soma algébrica das correntes no primário (linhas que saem da SE) é zero, a 
soma das correntes no secundário será igualmente zero e o relé não irá operar 
(condição normal ou curto-circuito). 
c) Porém, diferenças entre as características dos TCs podem causar corrente fluindo no 
relé, mesmo que a soma algébrica das correntes no primário seja igual a zero, e se 
esta corrente for suficientemente grande, haverá operação incorreta da proteção. 
Porém, isto somente não é suficiente para garantir a estabilidade da proteção. 
d) As correntes de curto-circuito encontradas num sistema de potência não são 
simples quantidades senoidais, mas contêm uma componente transitória. 
 
Vamos considerar o efeito deste transitório DC. 
 
Típica corrente de curto-circuito num sistema de potência 
 56
 
 
Quanto mais próximo é o barramento aos terminais de um gerador, maior a constante de 
tempo do transitório DC: 
 
• Geradores 0,3 s 
• Transformadores 0,04 s 
• Linhas 0,01 s 
 
Faz uma enorme diferença se a corrente de curto-circuito é limitada pela 
impedância de um gerador ou de uma linha transmissão. 
 57
 
e) Um esquema de simples balanço de corrente pode eventualmente atuar 
incorretamente para TC completamente saturado, dependendo do ajuste, (observar 
que para um TC completamente saturado is´= is ≅ 0) para um curto-circuito externo à 
área protegida. Conclui-se, então, que a confiabilidade de um esquema de simples 
balanço de corrente é baixa. 
 
3.1.2. Balanço de corrente com circuitos de estabilização 
 
O esquema mencionado anteriormente melhorou acrescentando-se circuitos de 
estabilização para aumento de confiabilidade. 
 
a) Um circuito de estabilização muito usado é aquele que se compara à soma vetorial 
(módulo da soma vetorial) das correntes secundárias, com a soma escalar (soma dos 
módulos). 
ID
D
 
ID → balanço 
 
D → relé direcional 
S ∑ / I / / ∑ I / 
 58
Para um curto-circuito externo à área protegida e também com erros eventuais nas 
relações de trasformação, haverá pequena corrente diferencial (soma vetorial) Σ I . 
Porém, a corrente s . Σ I será grande. Nestas condições, o sentido de corrente no relé 
D será inverso ao indicado e o mesmo não opera (direcional). Mesmo que haja saturação 
de 1 TC, ainda s . Σ I > Σ I (s ajustável), conseguindo-se a estabilização 
desejada. 
Para curtos-circuitos internos a área protegida, 
 
Σ I > s Σ I e a proteção opera. 
 
 
3.2. Esquemas diferenciais percentuais 
 
São esquemas de proteção bastante semelhantes ao esquema de proteção diferencial 
percentual de transformadores. 
R
R
R
OP
BARRA
 
 
Para um curto externo, teremos correntes nas bobinas de restrição (que restringem a 
operação do relé) e pouca corrente na bobina de operação (devido a erro de TC, ou 
saturação). Pode-se ajustar o relé para não operar para uma dada relação percentual entre 
a restrição e a operação. 
Para um curto interno, a restrição torna-se pequena (inversão de corrente) e a corrente de 
operação grande. 
 59
 
3.3. Esquemas de alta impedância 
 
a) Durante períodos em que um TC está completamente saturado pela componente DC 
da corrente de curto-circuito, não haverá corrente AC no secundário do mesmo, 
devido à corrente primária própria. 
 
 
x
Falta 
Externa
IXm
= 0Rd
id
icib
ia+ibia ia+ib+ic=i R2
IA IB IC
IA + IB + IC = I 
 
Se utilizarmos um relé de tensão, ajustado para operar com uma tensão maior do que o 
Vdeficaz mostrando na figura anterior, teremos a estabilidade desejada para um TC 
saturado. 
Verifica-se então que a saturação de TCs é permitida e a correta reprodução das correntes 
primárias não é exigida para um ajuste de tensão satisfatório neste esquema chamado de 
Alta Impedância. 
O esquema possui geralmente uma resistência de estabilização em série com a bobina 
do relé (resistência ajustável) para possibilitar um ajuste satisfatório. 
 
b) O valor eficaz a ser utilizado para o cálculo do ajuste da tensão de operação é o 
valor da onda de corrente assimétrica (reproduzida fielmente por ia + ib + ic ). 
 60
Caso o relé possua filtro para a componente DC, então o Ieficaz deve ser o valor da 
onda de corrente simétrica (sem considerar o transitório). 
 
 
 
 
Tensão
Filtro
Relé de
Sobrecorrente
Resistência
não linear
 
 
 
Na figura acima é mostrado o “filtro”, que é um circuito ressonante série, 
sintonizado 
para freqüência nominal. 
 
Para um curto-circuito interno à área protegida, a tensão através do relé pode ser 
excessiva, podendo danificar o mesmo. Geralmente é utilizado um circuito com 
resistência não linear para proteção e ao mesmo tempo servir para uma rápida 
atuação da proteção e ao mesmo tempo servir para uma rápida atuação da 
proteção para curtos internos. 
Na figura, vemos um relé de sobrecorrente (mais rápido que o conjunto filtro + 
ponte) que irá atuar apenas quando houver excessiva tensão (consequentemente, 
condução de corrente através da resistência não linear). O relé de sobrecorrente 
pode ser facilmente ajustável para boa confiabilidade. 
 
 61
4. CIRCUITOS DE SUPERVISÃO 
 
 
• Os circuitos de supervisão existem para duas finalidades: 
 
• Detectar anormalidades no circuito secundário dos TCs (curto-circuito ou circuito 
aberto), acionando um alarme. 
 
• Eventualmente, bloquear a atuação da proteção de barras para evitar 
desligamentos indevidos. 
Cada fabricante e/ou esquema de proteçãopossui um circuito, o mais adequado 
para esta finalidade. 
 
• Qualquer que seja o esquema adotado, os ajustes do(s) relé(s) principal (is) devem 
levar em conta a eventual anormalidade citada, evitando que a proteção atue para 
estes casos. Caso contrário, a finalidade do circuito de supervisão ficaria 
comprometida. 
 
 
5. OBSERVAÇÃO 
 
Os demais aspectos relacionados com a proteção de barras, como por exemplo: 
 
• Duplicação do esquema; 
• Proteção eletrônica; 
• Circuitos de testes, automáticos ou não; 
• Facilidades oferecidas para colocação ou retirada de operação; 
• etc. 
 
Devem ser vistos particularmente para cada caso, cada tipo de relé, ou cada estudo. As 
melhores fontes de consulta são os catálogos técnicos dos fabricantes. 
 
 
 62
V- PROTEÇÃO DE GERADORES 
 
1 - INTRODUÇÃO 
 
Por ser uma máquina dinâmica (rotativa), o alternador exige um sistema de proteção mais 
complexo que aquele do transformador. 
 
Ponderando a potência do gerador e sua importância na estabilidade do sistema, a gama 
de proteções utilizadas será maior ou menor. 
 
2 - ANORMALIDADES QUE AFETAM O FUNCIONAMENTO DO GERADOR 
2.2. Curtos-circuitos nos enrolamentos; 
2.3. Circuitos abertos nos enrolamentos; 
2.4. Sobreaquecimento dos enrolamentos; 
2.5. Motorização; 
2.6. Perda de excitação; 
2.7. Sobreaquecimento dos mancais; 
2.8. Operação com correntes desbalanceadas; 
2.9. Sobretensão, subtensão; 
2.10. Sobrevelocidade; 
2.11. Perda de sincronismo. 
 
3 - ESQUEMAS DE PROTEÇÃO MAIS UTILIZADOS PARA O GERADOR 
3.2. Proteção diferencial (87); 
3.3. Proteção de retaguarda (21G) ou mínima impedância; 
3.4. Proteção contra defeitos do estator a terra (64s); 
3.5. Proteção contra perda de excitação (40); 
3.6. Proteção contra carga desequilibrada (46); 
3.7. Proteção contra perda de potencial (60); 
3.8. Proteção de antimotorização (67). (Também pode parecer com no. ANSI-32); 
3.9. Proteção de fase dividida (61); 
3.10. Proteção terra-rotor (64R); 
 63
 
3.11. Proteção contra sobrevelocidade (12); 
3.12. Proteção contra sobretensão (59); 
3.13. Proteção contra sobreaquecimento do estator do gerador (T); 
3.14. Proteção contra sobrecarga (49); 
3.15. Proteção contra subtensão (27) 
 
Diagrama de uma das usinas da CESP (com proteções) 
87
G1
3
64
87
46
49
51
275967
21G
49
64S
1TP
3TC3TC 3TC3TC1TC800Ω
 
 64
4 - PROTEÇÃO DIFERENCIAL DO GERADOR 
 
 
4.1 - ESQUEMA UTILIZADO 
 
Usa-se, normalmente, a proteção diferencial percentual: 
 
SINALIZAÇÃO
86
87
G
TURBINA
DISJ. DE CAMPO
 
 
 
 
 
4.2 - DEFEITOS DETETADOS PELA PROTEÇÃO DIFERENCIAL DO GERADOR 
 
4.2.1 - FALTAS INTERNAS NO GERADOR, exceto curto entre espiras de uma mesma 
fase; exceto também, em alguns casos, curtos do enrolamento do estator a massa. Veja o 
item 4.2.3, abaixo. 
 
 
4.2.2 - Faltas nos cabos primários, dentro da zona de proteção. 
 
 
4.2.3 - FALTAS DO ESTATOR A TERRA, desde que não sejam próximas ao neutro e que 
a impedãncia de aterramento não limite a corrente de curto a valores inferiores àquele de 
disparo do relé. 
 
 65
 
4.3 - OBSERVAÇÃO 
 
Convém destacar que a proteção diferencial do gerador não detecta: 
 
 
4.3.1 - Falta entre espiras de um mesmo enrolamento; 
 
4.3.2 - Faltas externas à zona de proteção; 
 
4.3.3 - Circuitos abertos no estator; 
 
4.3.4 - Faltas a terra, no caso de sistemas não aterrados, ou quando: uma alta 
impedãncia de aterramento determine uma corrente de curto-circuito aquém da 
sensibilidade do relé. 
 
 
 
4.4 - COMANDOS EXECUTADOS PELA PROTEÇÃO DIFERENCIAL DO GERADOR 
 
 
4.4.1 - Desligamento do disjuntor principal; 
 
4.4.2 - Desligamento do disjuntor de campo; 
 
4.4.3 - Poderá operar o sistema protetor contra incêndios (C02); 
 
4.4.4 - Poderá fechar as palhetas móveis da turbina; 
 
4.4.5 - Acionamento de um sistema de sinalização. 
 66
 
CO2
DISTRIBUIDOR
DESLIGAMENTO DO DISJ. DE CAMPO
DESLIGAMENTO DO DISJ. PRINCIPAL
86
87
G
 
 
 
 
5 - PROTEÇÃO CONTRA DEFEITOS DO ESTATOR À MASSA (MASSA ESTATORICA: 
64S) 
 
 
5.1 - COMENTÁRIOS 
 
Como vimos no tópico precedente, o relé diferencial nem sempre detectará faltas do 
estator a terra. A atuação ou não da proteção diferencial para tais defeitos dependerá: 
 
 
a) da localização da falta com relação ao ponto neutro; 
 
b) da impedância de aterramento do gerador; 
 
c) do ajuste do relé. 
 
Para garantirmos a detecção deste defeito, devemos prover o alternador de uma proteção 
específica. 
 67
5.2 - PROTEÇÃO NORMAL DE 95% DO ENROLAMENTO 
 
 
5.2.1 - PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO 
 
 
SINALIZAÇÃO
DISJUNTOR8664S
1TP
3TP
G
 
 
 
 
 
 
Quando de defeito do estator à terra, aparecerá uma tensão de neutro no TP conectado 
ao resistor de campo, que provocará atuação do relé 64S. 
 
Se o defeito for próximo ao ponto neutro (nos primeiros 5%, ), a tensão de neutro poderá 
não ser suficientemente grande para sensibilizar o relé. Esta proteção só é considerada 
efetiva para 95% do enrolamento, lado da linha. 
 
Esta proteção pode aparecer somente alimentada por um TP no neutro do gerador. 
 
 68
NORMALMENTE AJUSTADO
EM 5% V/N
64S
R
95%
 
 
A proteção da figura detecta curtos do estator à massa em 95% dos 
enrolamentos assinalados. 
 
 
 
5.3 - PROTEÇÃO 100% - DESLOCAMENTO DO PONTO NEUTRO 
 
Curtos do estator a terra nos primeiros 5% do enrolamento são bastante improváveis de 
ocorrer. A isolação não é exigida, já que a tensão é pequena. Ilustramos abaixo este fato. 
 
kV13 8
3
,V2
kV13 8
3
, x 5
100
 
⎛
⎝⎜
⎞
⎠⎟V1
5%
 
 
A tensão V1 é de apenas 5% de V2 
Existem proteções que permitem a proteção 100% dos enrolamentos, embora nem 
sempre as máquinas sejam providas com esta proteção. 
 69
No nosso curso veremos o método de deslocamento do ponto neutro. 
13 8
3
1 38
3
, , kV
SINALIZAÇÃO
DESLIGAMENTO DO DISJ. DE CAMPO
DESLIGAMENTO DO DISJ. PRINCIPAL
64S
G
 
 
 
Esquema da proteção de massa estatórica da Usina Armando Sales de Oliveira (antiga). 
 
Com a utilização de um auto-transformador (ou um TP) ligado conforme a figura, cria-se 
uma diferença de potencial entre o neutro do gerador e a terra. 
 
Ocorrendo um contato ã massa, de qualquer ponto acima do auto-transformador 
(inclusive, é claro, qualquer ponto do enrolamento), haverá circulação de corrente, 
provocando a atuação do relé. 
 
 
5.4 - COMANDOS EXECUTADOS PELA PROTEÇÃO DE DEFEITOS DO ESTATOR À 
MASSA 
 
5.4.1 - Desligamento do disjuntor principal; 
 
5.4.2 - Desligamento do disjuntor de campo; 
 
5.4.3 - Poderá operar o sistema protetor contra incêndio; 
 
5.4.4 - Poderá atuar sobre o regulador de velocidade; 
 
5.4.5 - Acionamento de um sistema de alarme. 
 70
6 - PROTEÇÃO CONTRA CURTOS-CIRCUITOS ENTRE ESPIRAS DE UMA MESMA FASE 
E ENROLAMENTO ABERTO NO ESTATOR. 
 
6.1 - COMENTÁRIOS 
 
Como vimos no tópico 4, a proteção diferencial não detecta curtos entre espiras de uma 
mesma fase e nem circuitos abertos no enrolamento do estator. 
 
Curtos entre espiras de uma mesma fase são de difícil ocorrência, já que a diferença de 
potencial entre espiras próximas é pequena. 
 
Mais raros, ainda, são os casos de circuito aberto no estator, principalmente em 
geradores de grande porte. 
 
Apesar do exposto, costuma-se usar a proteção de equilíbrio de corrente para detectartais defeitos. 
 
6.2 - UM ESQUEMA UTILIZADO 
 
Há diversos esquemas. 
 
Nos geradores que possuem dois enrolamentos por fase, usa-se o relé de equilíbrio de 
corrente (61) montado conforme o esquema seguinte: 
61
R
I
I/2
I/2
 
Relé de equilíbrio de corrente 
 71
Em condições normais, ou condições de curtos externos, a corrente I dividir-se-á 
igualmente entre os dois enrolamentos, não havendo desequilíbrio de corrente (IRELÉ = 0). 
 
Ocorrendo curto entre espiras (ou ruptura de um dos enrolamentos), passará pelo relé 61 
uma corrente de desequilíbrio. 
 
 
 
6.3 - COMANDOS EXECUTADOS 
 
 
6.3.1 - Desligamento do disjuntor principal; 
 
6.3.2 - Desligamento do disjuntor de campo; 
 
6,3.3 - Poderá operar o sistema protetor contra incêndio; 
 
6.3.4 - Poderá atuar sobre o regulador de velocidade; 
 
6.3.5 - Acionamento de um sistema de sinalização. 
 
 
 
7 - PROTEÇÃO DE RETAGUARDA 
 
 
7.1 - COMENTÁRIOS 
 
No sistema de proteção do gerador normalmente são incluídos relés que atuam como 
retaguarda das proteções dos sistemas adjacentes. 
 
Esses relés deverão atuar quando uma falta nesses sistemas adjacentes não for eliminada 
pela ação dos respectivos reles. 
 
Com esta finalidade, regra geral, são utilizados relés de mínima impedância. 
 
 72
 
7.2 - A PROTEÇÃO DE MÍNIMA IMPEDÂNCIA DO GERADOR 
 
7.2.1 - FUNÇÕES 
 
Além de proteger o gerador contra curtos externos sustentados, têm como I função 
secundária agir como proteção de retaguarda da proteção diferencial do gerador. 
 
7.2.2 - COMANDOS EXECUTADOS 
 
7.2.2.1 - Abertura do disjuntor principal; 
 
7.2.2.2 - Abertura do disjuntor de campo; 
 
7.2.2.3 - Sinalização; 
 
7.2.2.4 - Poderá comandar o fechamento das pás do distribuidor; 
 
SINALIZAÇÃO
DISJUNTOR DE CAMPO
DISJUNTOR PRINCIPAL
21G
G
 
 
 
Relé de mínima impedância do gerador 
 
NOTA: Pode ocorrer o caso em que a corrente de curto seja menor que a corrente de 
carga, o que uma simples proteção de sobrecorrente não justificaria. Dai mais um 
motivo para o uso da proteção de mínima impedância, a qual consegue distinguir 
um curto pelo fato de haver uma queda de tensão. 
 73
8 - PROTEÇÃO CONTRA CARGAS DESIQUILIBRADAS (46) 
 
8.1 - COMENTÁRIOS 
 
Não e conveniente para o gerador, conforme falaremos abaixo, trabalhar com correntes 
assimétricas (cargas desequilibradas ou desbalanceadas). 
 
Geralmente existem proteções que detectam a causa de tal desequilíbrio. As causas são: 
curto fase e terra, curto entre duas fases, ruptura de uma fase, etc., mas, convém prover o 
gerador de uma proteção específica contra cargas desbalanceadas, Para isto, usa-se o 
relé de sequência negativa (ou relé contra cargas desbalanceadas). 
 
8.2 - CONSEQUÊNCIAS PARA O GERADOR ALIMENTANDO CARGAS 
DESEOUILIBRADAS 
 
Quando o gerador alimenta cargas assimétricas, surge no ferro do rotor uma corrente 
induzida de frequência dupla (120Hz). 
 
Essa corrente provoca no rotor: 
 
a) intensa vibração; 
b) aquecimento excessivo. 
 
A vibração e, principalmente, o sobreaquecimento poderiam danificar o gerador se a 
situação perdurasse por um "longo" tempo. 
 
O tempo máximo (especificado pelo fabricante da máquina) que o gerador pode suportar 
esta situação depende do grau de assimetria (desequilíbrio) das correntes. 
 
Note que o "longo" tempo na situação considerada significa poucos segundos ou mesmo 
poucos décimos de segundo. 
 
 74
SINALIZAÇÃO
ABERTURA DO DISJUNTOR DE CAMPO
ABERTURA DO DISJUNTOR PRINCIPAL
ALARME (PEQUENO GRAU DE ASSIMETRIA)
46
G
 
 
E uma proteção temporizada pois deve servir de retaguarda das proteções de saída de 
linha bem como das próprias proteções do gerador. 
 
Relé de Carga Assimétrica 
8.3 - COMANDOS EXECUTADOS 
 
8.3.1 - Para pequenos graus de assimetria a proteção poderá apenas sinalizar; 
Para grandes desequilíbrios pode-se ter: 
 
8.3.2 - Abertura do disjuntor de campo; 
 
8.3.3 - Sinalização. 
 
 
9 - PROTEÇÃO CONTRA SOBRECARGA (49 - IMAGEM TÉRMICA 
 
9.1 - COMENTÁRIOS 
 
Conforme determinação do fabricante do gerador, o mesmo poderá ser provido com 
proteção contra sobrecarga. 
 
A título de ilustração mostraremos o princípio de funcionamento de um relé térmico. 
 75
9.2 - PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO 
 
O relé é alimentado pelo secundário de um TC, figura possuindo elemento instantâneo e 
temporizado. 
 
O elemento instantâneo é eletromagnético e atua para curtos-circuitos entre fases na 
saída do gerador. 
 
O elemento temporizado é térmico, com uma constante térmica de tempo compatível 
com a máquina, dando uma característica de tempo inverso à sua atuação. 
 
O elemento temporizado fica anulado quando da atuação do instantâneo pelo fechamento 
do contato C1, veja a figura. 
 
 
12
C1
F
A
C
C2
3+
5 (TRIP)
4 (TRIP)
A1
 
 
 
C - Elemento de desligamento instantâneo 
 
A - Elemento térmico 
 
F - Contato curto-circuitador do TC 
 76
9.3 - FILOSOPIA DE AJUSTE 
 
 
SINALIZAÇÃO
DISJUNTOR DE CAMPO
DISJUNTOR PRINCIPAL
49
G
 
 
 
9.3.1 - INSTANTÂNEO 
 
É ajustado para atuar quando da ocorrência de curtos entre fases na saída do gerador (até 
o primário do transformador do grupo). Não deve atuar para curtos no sistema la partir do 
secundário do transformador). 
9.3.2 - TEMPORIZADO 
 
É, realmente, a proteção contra sobrecarga. E ajustado para atuar quando a corrente 
ultrapassa o máximo valor de corrente de carga e persiste por um tempo significativo, da 
ordem de 10, 20, 30 minutos ou mais (dependendo da constante de tempo do relé em 
questão). 
 
 
9.4 - COMANDOS EXECUTADOS 
 
9.4.1 - Desligamento do disjuntor principal; 
 
9.4.2 - Desligamento do disjuntor de campo; 
 
9.4.3 - Sinalização; 
 
9.4.4 - Pode atuar sobre o distribuidor. 
 77
10 - PROTEÇÃO CONTRA SOBRETENSÃO (59) 
 
SINALIZAÇÃO
DESLIGAMENTO DO DISJ.DE CAMPO
DESLIGAMENTO DO DISJ. PRINCIPAL
T
I
59
G
 
 
Relé de sobretensão 
 
 
10.1 - COMENTÁRIOS 
 
O relé de sobretensão possui elementos instantâneo e temporizado. 
 
O temporizado age como retaguarda dos reguladores de tensão e velocidade, já que são 
eles que devem atuar para as sobretensões normais de operação (por isso temporizados 
normalmente em 2 segundos) 
 
O instantâneo deve proteger o gerador contra sobretensões de maior nível que o citado 
no parágrafo anterior. 
 
 
 78
10.2 - FILOSOFIA DE AJUSTE 
 
10.2.1 - TEMPORIZADO 
 
Ajustado numa faixa de 110 a 120% da tensão nominal com uma temporização da ordem 
de 2 segundos (esta temporização depende da rapidez de resposta dos reguladores). 
 
O relé não deve atuar antes que os reguladores "tentem" reduzir o nível da tensão ao valor 
nominal. 
 
10.2.2 - INSTANTÂNEO 
 
Ajustado para atuar num valor entre 130 e 150%, dependendo das condições da 
instalação e do tipo de relé, 
 
 
10.3 - COMANDOS EXECUTADOS 
 
10.3.1 - Desligamento do disjuntor principal; 
 
10.3.2 - Desligamento do disjuntor de campo; 
 
10.3.3 - Sinalização. 
 
 
 
11 - PROTEÇÃO CONTRA SUBTENSÃO (27) 
 
 
11.1 - COMENTÁRIOS 
 
No caso de ocorrer uma subtensão na saída do gerador, provavelmente o' mesmo estará 
absorvendo uma grande potência reativa do sistema. 
 79
Outras proteções, como por exemplo o relé de falta de excitação (a se visto), podem 
detetar a causa desta subtensão; no entantopode-se prover o gerador com um relé de 
subtensão, regra geral, ajustado para 70% da tensão nominal, com temporização da 
ordem de 2 segundos. 
 
 
SINALIZAÇÃO
DESLIGAMENTO DO DISJ. PRINCIPAL
DESLIGAMENTO DO DISJ. CAMPO27
G
 
 
Relé de subtensão 
 
 
 
11.2 - COMANDOS EXECUTADOS 
 
 
11.2.1 - Desligamento do disjuntor principal; 
 
11.2.2 - Desligamento do disjuntor de campo; 
 
11.2.3 - Sinalização. 
 
 
 80
12 - PROTEÇÃO CONTRA FALTA DE EXCITAÇÃO (40) 
 
 
12.1 - COMENTÁRIOS 
 
Falta de excitação pode ser visto como um caso extremo de subexcitação. 
 
Sabemos que quando se subexcita o gerador, ele começa a absorver potência reativa do 
sistema. 
 
É interessante notar que uma falha na excitação, circuito de corrente continua, provoca 
uma perturbação na carga do gerador, circuito de corrente alternada. 
 
 
12.2 - RELÉ DE FALTA DE EXCITAÇÃO 
 
Em situações normais de operação, a carga representa para o gerador, (num certo 
instante), uma "impedância indutiva", ou uma resistência pura, ou uma "impedância 
fracamente capacitiva". 
 
Quando falta excitação, a carga passa a ser (para o gerador) uma impedância altamente 
capacitiva. 
 
Um relé de impedância especialmente construídos pode detetar esta mudança. Assim é o 
relé de falta de excitação. 
 
40
G
 
 
Relé de falta de excitação 
 81
12.3 - COMANDOS EXECUTADOS 
 
12.3.1 - Desligamento do disjuntor principal; 
12.3.2 - Desligamento do disjuntor de campo; 
12.3.3 - Sinalização; 
12.3.4 - Poderá atuar no distribuidor. 
 
13 - PROTEÇÃO MASSA ROTOR (64R) 
 
13.1 - COMENTÁRIOS 
 
O circuito de campo do gerador não tem nenhum ponto de contato com a massa. 
Ocorrendo um primeiro contato do circuito de campo a terra, não haverá nenhuma 
variação na corrente de excitação. 
Se ocorrer o segundo contato, haverá passagem de corrente para a massa e a excitação 
será perturbada. Esta situação seria detectada pelo relé 40. 
 
Convém prover o gerador de uma proteção que detecte o primeiro contato e sinalize, de 
tal forma que se programe a retirada da máquina do sistema, para que seja sanada a 
anomalia. 
 
13.2 - UM ESQUEMA DE PROTEÇÃO 
-
+
IEXC.
EXCITATRIZ
+
-
SINALIZAÇÃO
 
Relé Massa Rotórica 
 82
13.3 - COMANDO EXECUTADO 
 
O relé apenas sinaliza o primeiro contato. 
SINALIZAÇÃO64R
G
 
14 - PROTEÇÃO CONTRA MOTORIZAÇÃO (RELÉ DE RETORNO DE ENERGIA 67) 
 
14.1 - COMENTÁRIOS 
 
A motorização do alternador hidráulico pode provocar o fenômeno de cavitação das pás 
da turbina. 
Para resguardo da turbina, usam-se relés que detectem a inversão do fluxo de potência 
ativa. 
 
14.2 - COMANDOS EXECUTADOS 
 
A proteção antimotorização pode desligar o disjuntor principal, o disjuntor de campo e 
sinalizar. Ou ainda, apenas sinalizar, dependendo do sistema e da filosofia do projetista. 
67
G
 
14.4 - CAUSA DE MOTORIZAÇÃO 
 
 
- Falha do regulador de velocidade 
 
- Pouca água nas pás da turbina