Noções de Proteção de Sistemas de Energia Elétrica -Fujio Sato

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Universidade Estadual de Campinas
Faculdade de Engenharia El�etrica e de Computa�c~ao
Departamento de Sistemas de Energia El�etrica
No�c~oes de Prote�c~ao de Sistemas de Energia El�etrica
Fujio Sato
Campinas, mar�co de 2002
SUM
�
ARIO i
Sum�ario
1 Sistema el�etrico de pote^ncia 1
1.1 Introdu�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1.2 Dimens~ao do problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.3 Dist�urbios em sistema el�etrico de pote^ncia . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1.3.1 Curtos-circuitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1.3.2 Condi�c~oes anormais de opera�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
1.4 Con�gura�c~ao do sistema el�etrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
1.4.1 Sistema radial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
1.4.2 Sistema em anel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.4.3 Arranjos de barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2 Princ��pios b�asicos de prote�c~ao de sistema el�etrico 11
2.1 Introdu�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.2 Id�eia b�asica de um sistema de prote�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2.3 Caracter��sticas funcionais dos rel�es de prote�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2.4 Redunda^ncia do sistema de prote�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
3 Princ��pios de opera�c~ao de rel�es de prote�c~ao 18
3.1 Introdu�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.2 Detec�c~ao das faltas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
4 Prote�c~ao de redes de distribui�c~ao 21
4.1 Correntes de curtos-circuitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.2 Corrente de inrush . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
4.3 Equipamentos de prote�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
4.3.1 Chave fus��vel/elo fus��vel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
4.3.2 Disjuntor/rel�e . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.3.3 Religador autom�atico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
4.3.4 Seccionalizador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.4 Prote�c~ao do transformador de distribui�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4.4.1 Elos fus��veis padronizados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4.4.2 Curtos-circuitos no lado y e correntes no lado � . . . . . . . . . . . 31
4.4.3 Caso-exemplo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
LISTA DE FIGURAS ii
Lista de Figuras
1 Estados de opera�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
2 Expectativa de vida dos rel�es de prote�c~ao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
3 Evolu�c~ao dos rel�es. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
4 Curva sobrecarga no transformador de pote^ncia . . . . . . . . . . . . . . . 7
5 Curva de sobreexcita�c~ao de transformador de pote^ncia . . . . . . . . . . . 8
6 Sistema radial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
7 Sistema em anel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
8 Arranjos de barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
9 Sistema de prote�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
10 Diagrama uni�lar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
11 Diagrama tri�lar de um sistema de prote�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
12 Con�abilidade do sistema de prote�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
13 Zonas de prote�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
14 Tempos de opera�c~ao de um sistema de prote�c~ao . . . . . . . . . . . . . . . 17
15 Prote�c~ao de sobrecorrente de um motor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
16 Caracter��stica de um rel�e detector de n��vel . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
17 Rel�e compara�c~ao de magnitudes para duas linhas paralelas . . . . . . . . . 19
18 Princ��pio da compara�c~ao diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
19 Compara�c~ao de fase para faltas numa linha . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
20 Rel�e de dista^ncia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
21 Esquema de prote�c~ao de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
22 Curto-circuito trif�asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . . 34
23 Curto-circuito bif�asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . . . 34
24 Curto-circuito monof�asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . 34
25 Sistema de distribui�c~ao secund�aria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
26 Curto-circuito monof�asico no lado de baixa e correntes no lado de alta . . . 36
1 SISTEMA EL
�
ETRICO DE POT
^
ENCIA 1
1 Sistema el�etrico de pote^ncia
1.1 Introdu�c~ao
Ser�a que algu�em, olhando para a la^mpada acesa no teto de seu quarto, j�a teve a curiosidade
de questionar de onde vem a energia el�etrica que ilumina o ambiente? Provavelmente que
sim. Se esta pergunta fosse feita h�a cerca de 80 anos a resposta seria diferente da de hoje.
Naquela �epoca, podia-se a�rmar categoricamente que a energia el�etrica provinha de uma
determinada usina, pois, o sistema el�etrico operava isoladamente, isto �e, o que a usina
gerava era transportada diretamente para o centro consumidor. Hoje, esta resposta n~ao
teria sentido, pois a necessidade de grandes \blocos" de energia e de maior con�abilidade
fez com que as unidades separadas se interligassem formando uma �unica rede el�etrica, o
sistema interligado.
Um sistema interligado, apesar de maior complexidade na sua opera�c~ao e no seu plane-
jamento, al�em da possibilidade da propaga�c~ao de perturba�c~oes localizadas por toda a rede,
traz muitas vantagens que suplantam os problemas, tais como: maior n�umero de unidades
geradoras, necessidade de menor capacidade de reserva para as emerge^ncias, interca^mbio
de energia entre regi~oes de diferentes sazonalidades, etc. Esta pr�atica �e adotada mundial-
mente e especi�camente no Brasil iniciou-se no �nal da d�ecada de 50. Atualmente no Brasil
existem dois grandes sistemas interligados: o sistema da regi~ao Sul/Sudeste/Centro-oeste
e o sistema da regi~ao Norte/Nordeste. Estas duas regi~oes est~ao interligadas por uma linha
de transmiss~ao de 500 kV com capacidade para transportar cerca de 1000 MW. A �loso-
�a b�asica de opera�c~ao desta interliga�c~ao �e a de produzir o m�aximo de energia no sistema
Norte/Nordeste durante o per��odo marcante de cheias naquela regi~ao (especialmente no
Norte, em Tucuru��) e exportar para o Sudeste, onde est~ao localizados os grandes reser-
vat�orios do pa��s, acumulando �agua. Nos per��odos secos, o 
uxo se inverte. O \linh~ao",
com comprimento de 1270 km parte de uma subesta�c~ao em Imperatriz, no Maranh~ao,
atravessando todo o estado de Tocantins e chega em Bras��lia. A �nalidade de um sistema
de pote^ncia �e distribuir energia el�etrica para uma multiplicidade de pontos, para diversas
aplica�c~oes. Tal sistema deve ser projetado e operado para entregar esta energia obede-
cendo dois requisitos b�asicos: qualidade e economia, que apesar de serem relativamente
antago^nicos �e poss��vel concili�a-los, utilizando conhecimentos t�ecnicos e bom senso.
A garantia de fornecimento da energia el�etrica pode ser aumentada melhorando o
projeto prevendo uma margem de capacidade de reserva e planejando circuitos alterna-
tivos para o suprimento. A subdivis~ao do sistema em zonas,cada uma controlada por
um conjunto de equipamentos de chaveamento, em associa�c~ao com sistema de prote�c~ao
e con�gura�c~oes de barramentos que permitam alternativas de manobras, proporcionam
exibilidade operativa e garantem a minimiza�c~ao das interrup�c~oes.
Um sistema de pote^ncia requer grandes investimentos de longa matura�c~ao. Al�em
disso, a sua opera�c~ao e o a sua manuten�c~ao requer um elevado custeio. Para maximizar
o retorno destes gastos �e necess�ario oper�a-lo dentro dos limites m�aximos admiss��veis.
Uma das ocorre^ncias com maior impacto no fornecimento da energia el�etrica �e o curto-
circuito (ou falta) nos componentes do sistema, que imp~oe mudan�cas bruscas e violentas na
opera�c~ao normal. O 
uxo de uma elevada pote^ncia com uma libera�c~ao localizada de uma
consider�avel quantidade de energia pode provocar danos de grande monta nas instala�c~oes
el�etricas, particularmente nos enrolamentos dos geradores e transformadores. O risco
da ocorre^ncia de uma falta considerando-se um componente isoladamente �e pequeno,
entretanto, globalmente pode ser bastante elevado, aumentando tamb�em a repercuss~ao
numa �area consider�avel do sistema, podendo causar o que comumente �e conhecido como
blackout.
1.2 Dimens~ao do problema 2
SEGURO
INSEGURO
EMERGÊNCIA RECUPERAÇÃO
NORMAL
Controle 
de emergência
Controle
preventivo
Controle
de recuparação
Transições resultantes de contingências
Transições resultantes de ações de controle
Figura 1: Estados de opera�c~ao
A Figura 1 mostra o que se denomina estados de opera�c~ao. Um sistema el�etrico de
pote^ncia comumente opera no seu estado normal-seguro. Algumas continge^ncias simples
podem levar o sistema a operar numa regi~ao insegura, entretanto, controles preventivos
adequados traz novamente �a regi~ao segura com certa tranquilidade. S~ao relativamente
raras as ocorre^ncias que levam o sistema ao estado de emerge^ncia, geralmente causadas
por continge^ncias m�ultiplas graves. Neste estado, o sistema sofre um colapso que pode
afetar uma grande parte do sistema interligado, necessitando de controles de emerge^ncia
e de recupera�c~ao pelas a�c~oes integradas dos Centros de Controle das empresas afetadas,
para recompor o sistema.
1.2 Dimens~ao do problema
O gerenciamento de um sistema el�etrico de pote^ncia deve cobrir eventos com intervalo
de tempo extremamente diversi�cado, desde v�arios anos para planejamentos, at�e micros-
segundos para transit�orios ultra-r�apidos . Os eventos mais r�apidos s~ao monitorados e
controlados localmente (por exemplo, rel�es de prote�c~ao) enquanto que a dina^mica mais
lenta dos sistemas (regime quase-estacion�ario) �e controlada de forma centralizada (por
exemplo, centros de controle).
As estrat�egias de expans~ao e opera�c~ao de um sistema el�etrico s~ao organizadas hierar-
quicamente conforme ilustrado a seguir:
Planejamentos de Recursos e Equipamentos:
� planejamento da gera�c~ao : 20 anos
� planejamento da transmiss~ao e distribui�c~ao : 5 a 15 anos
Planejamento de Opera�c~ao:
1.2 Dimens~ao do problema 3
� programa�c~ao da gera�c~ao e manuten�c~ao : 2 a 5 anos
Opera�c~ao em Tempo Real:
� planejamento da gera�c~ao : 8 horas a 1 semana
� despacho : continuamente
� prote�c~ao autom�atica : fra�c~ao de segundos
Dados de 1994 mostram que o sistema interligado brasileiro possui os seguintes equi-
pamentos de transmiss~ao e gera�c~ao de grande porte, mostrados na Tabela 1.
A Tabela 2 mostra que estes componentes sofreram desligamentos for�cados causados
por v�arios tipos de ocorre^ncias.
Equipamentos Qtde
Terminais de linhas (138 kV a 750 kV) 2461
Grupos geradores 319
Transformadores de pote^ncia 714
Barramentos 872
Reatores 244
Banco de capacitores 116
Compensadores s��ncronos 59
Compensadores est�aticos 13
Tabela 1: Equipamentos instalados no sistema interligado brasileiro at�e 1994
Equipamentos Qtde %
Linhas de transmiss~ao 4380 67,54
Grupos geradores 678 10,45
Transformadores de pote^ncia 502 7,74
Barramentos 93 1,43
Reatores 62 0,96
Banco de capacitores 612 9,43
Compensadores s��ncronos 118 1,82
Compensadores est�aticos 40 0,62
Tabela 2: Desligamentos for�cados em 1994
As linhas de transmiss~ao s~ao os componentes que mais sofrem desligamentos for�cados.
Logicamente isto era de se esperar, pois, perfazendo um total de mais de 86.600 km,
elas percorrem vastas regi~oes e est~ao sujeitos a todos os tipos de perturba�c~oes naturais,
ambientais e operacionais. Assim sendo, este tipo de componente necessita ser protegido
por um sistema de rel�es de prote�c~ao e�ciente e de atua�c~ao ultra-r�apida, os denominados
rel�es de dista^ncia. As linhas de transmiss~ao do sistema interligado brasileiro s~ao protegidas
pelos rel�es de dista^ncia, conforme os tipos construtivos mostrados na Tabela 3.
Os rel�es de prote�c~ao foram os primeiros automatismos utilizados em sistemas el�etricos
de pote^ncia. At�e a d�ecada de 70 os rel�es de concep�c~ao eletromeca^nica dominaram ampla-
mente o mercado.
1.2 Dimens~ao do problema 4
Tipo Qtde
Eletromeca^nico 3281
Est�atico 1409
Digital 10
Tabela 3: Rel�es de dista^ncia utilizados no sistema interligado brasileiro at�e 1994
Os primeiros rel�es de prote�c~ao de concep�c~ao eletro^nica foram introduzidos no �nal da
d�ecada de 50. O desenvolvimento desses rel�es utilizando componentes discretos cresceu
durante a d�ecada de 60, tendo como objetivo melhorar a exatid~ao, a velocidade e o desem-
penho global. Entretanto, devido a excessiva quantidade de componentes, al�em da sua
susceptibilidade �a varia�c~ao das condi�c~oes ambientais, seu desempenho n~ao era superior
aos equivalentes eletromeca^nicos. A consolida�c~ao deste tipo de rel�es s�o veio a ocorrer
na d�ecada seguinte quando da utiliza�c~ao de circuitos integrados, devido a diminui�c~ao de
componentes e consequentemente das conex~oes associadas. O surgimento de componentes
altamente integrados e a sua utiliza�c~ao na constru�c~ao de rel�es de prote�c~ao permitiu au-
mentar a gama de fun�c~oes: por exemplo, a inclus~ao da capacidade de detec�c~ao de falhas
evitando a opera�c~ao incorreta do rel�e.
O desenvolvimento de microprocessadores com mem�orias de alta velocidade levaram
a um r�apido crescimento de computadores pessoais durante a d�ecada de 80. Essas novas
tecnologias foram tamb�em utilizadas para o desenvolvimento de rel�es de prote�c~ao - os
denominados rel�es digitais. A evolu�c~ao r�apida dos rel�es eletro^nicos redundou em duas
mudan�cas importantes na �area de prote�c~ao. A primeira, o tempo que vai da concep�c~ao
�a obsolesce^ncia tecnol�ogica de um rel�e reduziu-se drasticamente. A Figura 1 mostra que
a expectativa de vida de em m�edia 30 anos, com tecnologia eletromeca^nica tradicional,
para aproximadamente 5 anos, com tecnologia digital.
1940 1950 1960 1970 1980 1990
35
30
25
20
15
10
5
Década 
A
no
s 
pa
ra
 O
bs
ol
es
cê
nc
ia
Figura 2: Expectativa de vida dos rel�es de prote�c~ao.
A segunda mudan�ca se refere �a necessidade de softwares para sistemas de prote�c~ao
digital. A Figura 2 mostra a compara�c~ao dos rel�es de prote�c~ao no que concerne �as tecno-
logias.
Apesar do n�umero de rel�es digitais instalados no sistema el�etrico brasileiro ser ainda
bastante reduzido espera-se um r�apido crescimento devido a duas raz~oes principais:
1.3 Dist�urbios em sistema el�etrico de pote^ncia 5
1970 1980 1990
Analógico Híbrido A/D Digital
Software
Hardware
0
100
80
60
40
20
%
Co
nt
eú
do
Figura 3: Evolu�c~ao dos rel�es.
a. atualmente o mercado oferece maiores facilidades na aquisi�c~ao de rel�es do tipo digital,
sendo que muitos fabricantes j�a deixaramde produzir os rel�es convencionais;
b. os rel�es tipos eletromeca^nico e est�atico, em virtude de muitos deles j�a estarem no �m
de suas vidas �uteis, fatalmente ser~ao substitu��dos pelos rel�es digitais.
1.3 Dist�urbios em sistema el�etrico de pote^ncia
1.3.1 Curtos-circuitos
Quando ocorre um curto-circuito, a fem da fonte (gerador) �e curto-circuitada atrav�es de
uma impeda^ncia relativamente baixa (impeda^ncias do gerador, transformador e trecho da
linha, por exemplo), o que provoca um 
uxo de valor elevado, conhecido como corrente
de curto-circuito.
Portanto, um curto-circuito se caracteriza por uma eleva�c~ao abrupta das correntes,
de valores extremamente elevados, acompanhada de quedas consider�aveis das tens~oes,
trazendo conseque^ncias extremamente danosas ao sistema de pote^ncia.
a. A corrente de curto-circuito, de acordo com a lei de Joule, provoca a dissipa�c~ao de
pote^ncia na parte resistiva do circuito. O aquecimento pode ser quanti�cado por
kI
2
cc
rt. No ponto da falta este aquecimento e o formato do arco podem provocar
uma destrui�c~ao que pode ser de grande monta, dependendo de I
cc
e de t. Portanto,
para uma dada corrente de curto-circuito, o tempo t deve ser menor poss��vel para
reduzir os danos.
b. A queda de tens~ao no momento de um curto-circuito provoca graves transtornos aos
consumidores. O torque dos motores �e proporcional ao quadrado da tens~ao, portan-
to, no momento de um curto-circuito o funcionamento destes equipamentos pode
ser seriamente comprometido. Cargas como sistemas de ilumina�c~ao, sistemas com-
putacionais e sistemas de controle em geral s~ao particularmente sens��veis �as quedas
de tens~ao.
c. Outra grave conseque^ncia de uma queda abrupta da tens~ao �e o dist�urbio que ela provoca
na estabilidade da opera�c~ao paralela de geradores. Isto pode causar a desagrega�c~ao
1.4 Con�gura�c~ao do sistema el�etrico 6
do sistema e a interrup�c~ao de fornecimento para os consumidores. Na condi�c~ao
de opera�c~ao normal o torque meca^nico da turbina �e equilibrada pelo anti-torque
produzido pela carga el�etrica do gerador; como resultado, a velocidade de rota�c~ao
de todos os geradores �e constante e igual a uma velocidade s��ncrona. A causa de
tal desagrega�c~ao pode ser explicada pelos seguintes fatos: quando um curto-circuito
ocorre na proximidade de uma barra de gera�c~ao, a sua tens~ao atingir�a valor pr�oximo
de zero e como conseque^ncia, a carga el�etrica e o anti-torque do gerador se anular~ao.
No mesmo instante, a quantidade da �agua (ou vapor) admitida na turbina continua
sendo a mesma e seu torque continua invariante. Isso provocar�a o aumento da
velocidade do turbogerador, pois a resposta do regulador de velocidade da turbina
�e lenta e incapaz de evitar a sua acelera�c~ao nos instantes iniciais.
Outro fato relevante �e que mudan�cas r�apidas na con�gura�c~ao do sistema el�etrico,
provocadas pelo desequil��brio entre a gera�c~ao e a carga, ap�os a retirada do circuito sob
falta, podem causar sub ou sobretens~oes, sub ou sobrefreque^ncias, ou ainda sobrecargas.
Isto pode provocar algumas condi�c~oes anormais de opera�c~ao.
1.3.2 Condi�c~oes anormais de opera�c~ao
a. Sobrecarga em equipamentos: �e causada pela passagem de um 
uxo de corrente
acima do valor nominal. A corrente nominal �e a m�axima corrente permiss��vel para
um dado equipamento continuamente. A sobrecarga frequente em equipamentos
acelera a deteriora�c~ao da isola�c~ao, causando curtos-circuitos. A Figura 4 mostra o
tempo m�aximo admiss��vel para cargas de curta dura�c~ao ap�os o regime a plena carga
do transformador de for�ca.
b. Subfreque^ncia e sobrefreque^ncia: s~ao causadas pelo s�ubito desequil��brio signi�ca-
tivo entre a gera�c~ao e a carga.
c. Sobretens~ao: �e provocada pela s�ubita retirada da carga. Neste caso, os geradores
(hidrogeradores em especial) disparam as tens~oes nos seus terminais podem atingir
valores elevados que podem comprometer as isola�c~oes dos enrolamentos. Em siste-
mas de extra-alta tens~ao a sobretens~ao pode surgir atrav�es do efeito capacitivo das
linhas de transmiss~ao. A Figura 5 mostra a curva de sobreexcita�c~ao permiss��vel de
transformadores de pote^ncia.
1.4 Con�gura�c~ao do sistema el�etrico
A maneira como os componentes el�etricos est~ao conectados juntos e o layout da rede
el�etrica te^m uma in
ue^ncia muito grande nos rel�es de prote�c~ao.
1.4.1 Sistema radial
Um sistema radial, como mostra a Figura 6 �e um arranjo que possui uma �unica fonte
alimentando m�ultiplas cargas e �e geralmente associada a um sistema de distribui�c~ao.
A constru�c~ao de tal sistema �e relativamente econo^mico, mas do ponto de vista da
con�abilidade deixa muito a desejar, pois a perda da fonte acarreta a falta de energia
el�etrica para todos os consumidores. Do ponto de vista do sistema de prote�c~ao, um
sistema radial apresenta uma complexidade menor, pois a corrente de curto-circuito 
ui
sempre na mesma dire�c~ao, isto �e, da fonte para o local da falta. Desde que nos sistemas
radiais, os geradores est~ao eletricamente distantes, as correntes de curtos-circuitos n~ao
variam muito com as mudan�cas nas capacidades geradoras.
1.4 Con�gura�c~ao do sistema el�etrico 7
2,0 105,0 20 50
1,0
2,0
5,0
10
20
50
100
200
500
1000
2000
Multiplo da corrente nominal com resfriamento natural
100
Te
m
po
 (s
eg
un
do
)
Figura 4: Curva sobrecarga no transformador de pote^ncia
1.4.2 Sistema em anel
A Figura 7 mostra um exemplo de um sistema em anel. Normalmente, esta con�gura�c~ao
�e utilizada para sistemas de transmiss~ao onde as linhas e as fontes interligadas fornecem
uma 
exibilidade maior.
A dire�c~ao dos 
uxos das correntes de curtos-circuitos �e imprevis��vel. Al�em disso, as
magnitudes dessas correntes variam numa faixa muito grande com a mudan�ca na con�-
gura�c~ao do sistema e da capacidade de gera�c~ao no momento da falta.
1.4.3 Arranjos de barras
As subesta�c~oes devem apresentar arranjos de barras que facilitem os servi�cos de opera�c~ao,
durante as manuten�c~oes preventivas e corretivas dos equipamentos e durante situa�c~oes
emergenciais. Esta 
exibilidade nas manobras repercute decisivamente na con�abilidade
de servi�cos e minimiza�c~ao da interrup�c~ao de energia el�etrica.
A Figura 8 mostra os arranjos t��picos de barras.
Arranjo (a) -
�
E constitu��do de barra simples e apresenta as seguintes desvantagens:
1.4 Con�gura�c~ao do sistema el�etrico 8
0,1 0,2 0,5 1,0 20 502 5 10
110
115
120
125
130
135
140
145
Tempo (minutos)
Te
ns
ao
 (%
)
Figura 5: Curva de sobreexcita�c~ao de transformador de pote^ncia
11,9 kV
Figura 6: Sistema radial
� n~ao permite o isolamento de qualquer disjuntor, barra ou trecho de barra sem in-
terrup�c~ao de servi�co;
� n~ao apresenta qualquer 
exibilidade operativa;
� n~ao apresenta qualquer con�abilidade para o sistema durante a manuten�c~ao na
subesta�c~ao.
Variante deste arranjo:
� n~ao possui seccionamento de barra, piorando ainda mais os parcos recursos opera-
tivos.
Arranjo (b) -
�
E constitu��do de barra dupla, sendo uma de opera�c~ao e outra de transfere^ncia, por�em
com a opera�c~ao normal limitada a uma �unica barra.
Vantagem:
� permite o isolamento de qualquer disjuntor sem a interrup�c~ao de servi�co.
1.4 Con�gura�c~ao do sistema el�etrico 9
Figura 7: Sistema em anel
Desvantagens:
� n~ao permite o isolamento da barra de opera�c~ao sem interrup�c~ao de servi�co;
� restringe a opera�c~ao normal a uma �unica barra;
� apresenta pouca 
exibilidade operativa;
� apresenta pouca con�abilidade por ocasi~ao de impedimentos para a manuten�c~ao.
Arranjo (c) -
�
E constitu��dode barra dupla de opera�c~ao.
Vantagens:
� permite o isolamento da barra ou trecho de barra sem interrup�c~ao de servi�co;
� permite que a opera�c~ao normal seja efetuada por uma ou outra, ou ambas as barras;
� apresenta boa 
exibilidade operativa;
� apresenta boa con�abilidade para o sistema, por ocasi~ao de impedimentos para a
manuten�c~ao.
Desvantagens:
� n~ao permite o isolamento de qualquer disjuntor sem interrup�c~ao de servi�co;
� quando apresenta superposi�c~ao f��sica de barras, reduz substancialmente a con�abi-
lidade do sistema por ocasi~ao de certos servi�cos de manuten�c~ao na barra superior.
Arranjo (d) -
�
E constitu��do de tre^s barras, sendo duas de opera�c~ao e uma de transfere^ncia .
Vantagens:
� permite o isolamento de qualquer disjuntor ou sem interrup�c~ao de servi�co;
1.4 Con�gura�c~ao do sistema el�etrico 10
(b)
(e)
(d)
(c)(a)
(f)
Figura 8: Arranjos de barras
� permite que a opera�c~ao normal seja efetuada por uma ou outra, ou ambas as barras
de opera�c~ao;
� apresenta �otima 
exibilidade operativa;
� apresenta �otima con�abilidade para o sistema, por ocasi~ao de impedimentos para a
manuten�c~ao.
Variante deste arranjo:
� apresenta as barras de opera�c~ao com seccionamento, portanto, introduz uma van-
tagem adicional de permitir o isolamento de somente trechos de barra.
Arranjo (e) -
�
E constitu��do de barra dupla de opera�c~ao, podendo qualquer uma delas ser usada
como barra de transfere^ncia .
Vantagens:
� permite o isolamento de qualquer disjuntor ou sem interrup�c~ao de servi�co;
� permite que a opera�c~ao normal seja efetuada por uma ou outra, ou ambas as barras
de opera�c~ao;
� apresenta boa 
exibilidade operativa;
2 PRINC
�
IPIOS B
�
ASICOS DE PROTEC�
~
AO DE SISTEMA EL
�
ETRICO 11
� apresenta boa con�abilidade para o sistema, por ocasi~ao de impedimentos para a
manuten�c~ao.
Desvantagens:
� quando apresenta superposi�c~ao f��sica de barras, reduz substancialmente a con�abi-
lidade do sistema por ocasi~ao de certos servi�cos de manuten�c~ao na barra superior;
� n~ao possui seccionamento de barras.
Arranjo (f) -
�
E constitu��do de barra dupla, sendo ambas de opera�c~ao, com a peculiaridade de possuir
um disjuntor e meio para cada equipamento.
Vantagens:
� permite o isolamento de qualquer disjuntor ou sem interrup�c~ao de servi�co;
� permite as manobras para a transfere^ncia de barra sejam feitas atrav�es de disjunto-
res;
� permite minimizar os riscos de opera�c~ao incorreta de seccionadoras, devido n~ao
somente ao pr�oprio arranjo, mas tamb�em ao esquema relativamente simples de inter-
travamento entre seccionadoras e disjuntores;
� apresenta �otima 
exibilidade operativa;
� apresenta boa con�abilidade para o sistema, por ocasi~ao de impedimentos para a
manuten�c~ao.
Desvantagens:
� com o disjuntor fora de servi�co, a opera�c~ao autom�atica do disjuntor adjacente poder�a
causar uma interrup�c~ao desnecess�aria do circuito;
� a opera�c~ao incorreta de disjuntores, poder�a afetar equipamentos adjacentes e em
casos extremos, separar o sistema da subesta�c~ao;
� apresenta pouca visibilidade da instala�c~ao, aumentando o risco de manobras erro^neas.
2 Princ��pios b�asicos de prote�c~ao de sistema el�etrico
2.1 Introdu�c~ao
Para se entender a fun�c~ao do sistemas de rel�es de prote�c~ao, deve-se estar familiarizado com
a natureza e modos de opera�c~ao de um sistema el�etrico de pote^ncia. A energia el�etrica
�e um dos recursos fundamentais da sociedade moderna que est�a dispon��vel a qualquer
momento, na tens~ao e freque^ncia corretas e na quantidade exata que o consumidor neces-
sita. Este desempenho not�avel �e alcan�cado atrav�es de planejamento, projeto, constru�c~ao
e opera�c~ao cuidadosos de uma complexa rede el�etrica composta por geradores, transfor-
madores, linhas de transmiss~ao e de distribui�c~ao e outros equipamentos auxiliares. Para
um consumidor, o sistema el�etrico parece comportar-se sempre em estado permanente:
imperturb�avel, constante e capacidade inesgot�avel. Entretanto, o sistema de pote^ncia est�a
sujeito a constantes dist�urbios criadas pelas varia�c~oes aleat�orias das cargas, pelas faltas
2.2 Id�eia b�asica de um sistema de prote�c~ao 12
oriundas de causas naturais, e em alguns casos como resultados de falhas de equipamentos
ou humanas. Apesar destas constantes perturba�c~oes o sistema el�etrico se mant�em num
estado quase permanente gra�cas a dois fatores b�asicos: o tamanho das cargas ou geradores
individuais �e muito pequena em rela�c~ao ao tamanho do sistema e a a�c~ao r�apida e correta
dos equipamentos de prote�c~ao quando da ocorre^ncias de perturba�c~oes .
Um sistema de prote�c~ao detecta uma condi�c~ao anormal de um sistema de pote^ncia e
inicia uma a�c~ao corretiva t~ao rapidamente quanto poss��vel para que o sistema de pote^ncia
n~ao seja levado para fora do seu estado normal. A rapidez de resposta �e um elemento
essencial de um sistema de prote�c~ao - tempo da ordem de uns poucos milissegundos s~ao
requeridos frequentemente. A atua�c~ao de um sistema de prote�c~ao deve ser autom�atica,
r�apida e restringir ao m��nimo a regi~ao afetada. Em geral, rel�e de prote�c~ao n~ao evita danos
nos equipamentos: ele opera ap�os a ocorre^ncia de algum tipo de dist�urbio que j�a pode
ter provocado algum dano. As suas fun�c~oes, portanto, s~ao: limitar os danos, minimizar
o perigo �as pessoas, reduzir o stress em outros equipamentos e, acima de tudo, manter a
integridade e estabilidade do restante do sistema el�etrico, facilitando o restabelecimento.
2.2 Id�eia b�asica de um sistema de prote�c~ao
Os componentes el�etricos de um sistema de pote^ncia devem ser protegidos contra os
curtos-circuitos ou condi�c~oes anormais de opera�c~ao, geralmente provocadas pelos pr�oprios
curtos-circuitos. Na ocorre^ncia desses eventos �e necess�ario que a parte atingida seja isolada
rapidamente do restante da rede el�etrica para evitar danos materiais e restringir a sua
repercuss~ao no sistema. Esta fun�c~ao �e desempenhada pelo sistema de prote�c~ao, cuja
id�eia b�asica �e apresentada na Figura 9.
Disjuntor
TC e/ou TP ReléSistema
de
Potência
Ajuste
Figura 9: Sistema de prote�c~ao
As condi�c~oes do sistema de pote^ncia s~ao monitoradas constantemente pelo sistema
de medidas anal�ogicas (transformadores de instrumento), que s~ao os transformadores
de corrente (TC's) e transformadores de potencial (TP's). As correntes e as tens~oes
transformadas em grandezas secund�arias alimentam um sistema de decis~oes l�ogicas (rel�e
de prote�c~ao), que compara o valor medido com o valor previamente ajustado no rel�e. A
opera�c~ao do rel�e ocorrer�a sempre que valor medido exceder o valor ajustado, atuando sobre
um disjuntor. Os equipamentos que comp~oem um sistema de prote�c~ao s~ao itemizados a
seguir:
� Transformadores de instrumento
2.2 Id�eia b�asica de um sistema de prote�c~ao 13
Os transformadores de instrumento s~ao os redutores de medidas de corrente (TC)
e de tens~ao (TP), que te^m a fun�c~ao de isolar os circuitos dos rel�es da alta tens~ao,
al�em de padronizar os valores secund�arios.
� Rel�e de prote�c~ao
O rel�e de prote�c~ao �e um dispositivo que toma decis~oes, comparando o valor medido
com o valor ajustado previamente.
� Disjuntor
O disjuntor �e um equipamento de alta tens~ao com capacidade para interromper
correntes de curtos-circuitos, isolando a parte sob falta do restante do sistema.
Al�em desses equipamentos o sistema de prote�c~ao necessita de uma fonte de corrente
cont��nua, fornecida atrav�es da bateria. Deve-se prever uma capacidade em Ah adequada,
pois al�em de alimentar o sistema de prote�c~ao ela alimenta tamb�em os sistemas decontrole
e sinaliza�c~ao e muitas vezes, a ilumina�c~ao de emerge^ncia da subesta�c~ao ou da usina.
Um diagrama uni�lar simpli�cado, destacando o sistema de prote�c~ao �e mostrado na
Figura 10.
TP
TC
Equipamento 
Relé
+
−
Disjuntor
Bateria
Figura 10: Diagrama uni�lar
A Figura 11 mostra um diagrama tri�lar de um sistema de prote�c~ao t��pico. Trata-se de
um esquema com tre^s rel�es de sobrecorrente, com unidades temporizadas (T) e unidades
instanta^neas (I).
A seguir, s~ao itemizados os passos da atua�c~ao deste sistema, ap�os a ocorre^ncia de um
curto-circuito.
a. Ocorre um curto-circuito.
b. A eleva�c~ao da corrente no secund�ario do TC �e proporcional ao valor da corrente de
curto-circuito.
c. O circuito de corrente do rel�e sente a eleva�c~ao da corrente (sobrecorrente).
d. Dependendo do valor da sobrecorrente e dos ajustes no rel�e, opera a unidade tempo-
rizada (T) ou a unidade instanta^nea (I), fechando o contato.
e. O fechamento de qualquer um dos contatos energiza, atrav�es da corrente cont��nua
fornecida pela bateria, a bobina de desligamento (BD) do disjuntor.
f. A energiza�c~ao da BD provoca a repuls~ao do n�ucleo de ferro, normalmente em repouso
e envolto pela bobina.
2.3 Caracter��sticas funcionais dos rel�es de prote�c~ao 14
a
BD
T T T
I I I
−+
TCs
Relés
DisjuntorBarra
Figura 11: Diagrama tri�lar de um sistema de prote�c~ao
d. O movimento abrupto do n�ucleo, provocado pela for�ca eletromagn�etica, destrava o
mecanismo do disjuntor, que abre os seus contatos.
Deve-se salientar que, qualquer que seja o sistema de prote�c~ao, os contatos dos rel�es
s~ao ligados em s�erie com a bobina de desligamento do disjuntor. Al�em disso, um contato
\a" do disjuntor �e tamb�em introduzido no circuito. A posi�c~ao deste contato acompanha
a posi�c~ao dos contatos principais do disjuntor, isto �e, o contato \a" �e aberto quando o
disjuntor �e aberto e vice-versa. A �nalidade deste contato �e evitar a queima da BD na
eventualidade de o contato do rel�e �car colado.
2.3 Caracter��sticas funcionais dos rel�es de prote�c~ao
Para que o rel�e de prote�c~ao desempenhe a contento as suas fun�c~oes alguns requisitos s~ao
necess�arios:
a. Con�abilidade, �dedignidade e seguran�ca
�
E o grau de certeza da atua�c~ao correta de um dispositivo para a qual ele foi proje-
tado. Os rel�es de prote�c~ao, diferentes de outros dispositivos, tem duas alternativas
de desempenho indesejado.
� recusa de atua�c~ao: n~ao atuam quando deveriam;
� atua�c~ao incorreta: atuam quando n~ao deveriam.
Estas duas situa�c~oes levam a de�ni�c~oes complementares: �dedignidade e seguran�ca.
A �dedignidade �e a medida da certeza de que o rel�e ir�a operar corretamente para
todos os tipos de faltas para os quais ele foi projetado para operar.
A seguran�ca �e a medida da certeza de que o rel�e n~ao ir�a operar incorretamente para
qualquer falta.
Considere uma falta f , na linha de transmiss~ao do sistema mostrado na Figura 12.
Na atua�c~ao correta, esta falta deve ser sanada atrav�es das aberturas dos disjuntores
nos terminais A e B.
2.3 Caracter��sticas funcionais dos rel�es de prote�c~ao 15
Equ.
D
Equ.
TC
TP
21
A
TC
TP
21
TC
TP
21
B C
f
Figura 12: Con�abilidade do sistema de prote�c~ao
Se o sistema de prote�c~ao em A n~ao operar (recusa de atua�c~ao), haver�a o compro-
metimento da con�abilidade atrav�es da perda da �dedignidade.
Se a mesma falta, for sanada pela opera�c~ao do sistema de prote�c~ao no terminal
C, antes da atua�c~ao do sistema de prote�c~ao em A, haver�a o comprometimento da
con�abilidade atrav�es da perda da seguran�ca.
b. Seletividade dos rel�es e zonas de prote�c~ao
A seguran�ca dos rel�es, isto �e, o requisito que eles n~ao ir~ao operar para faltas para
os quais eles n~ao foram designados para operar, �e de�nida em termos das regi~oes
de um sistema de pote^ncia - chamadas zonas de prote�c~ao - para as quais um dado
rel�e ou sistema de prote�c~ao �e respons�avel. O rel�e ser�a considerado seguro se ele
responder somente �as faltas dentro da sua zona de prote�c~ao. Certos rel�es possuem
v�arias entradas de correntes alimentadas por TCs diferentes, os quais delimitam a
zona de prote�c~ao.
Para cobrir todos o equipamentos pelos seus sistemas de prote�c~ao, as zonas de
prote�c~ao dever ter os seguintes requisitos:
1. Todos os componentes do sistema de pote^ncia devem ser cobertos por pelo
menos uma zona. Uma boa pr�atica �e assegurar que os componentes mais
importantes est~ao inclu��dos em pelo menos duas zonas.
2. Zonas de prote�c~ao devem se sobrepor para evitar que qualquer componente
�que desprotegido.
Uma zona de prote�c~ao pode ser fechada ou aberta.
A �gura 13 mostra exemplos de zonas de prote�c~ao e tamb�em, alguns pontos de falta.
Uma falta em f
1
, que ocorre dentro de uma zona fechada, dever�a ser isolada pela
atua�c~ao dos sistemas de prote�c~ao de ambos os terminais da linha. O mesmo dever�a
ocorrer para uma falta em f
2
mas, neste caso, a falta cai dentro da sobreposi�c~ao
de duas zonas de prote�c~ao. Na eventualidade da recusa de atua�c~ao do sistema de
prote�c~ao da linha no terminal A, todos os demais disjuntores ligados �a barra A
dever~ao ser abertos.
A falta f
3
ocorre dentro da zona de prote�c~ao do gerador, mas tamb�em �ca dentro
da sobreposi�c~ao de outras duas zonas de prote�c~ao, todas elas zonas fechadas.
2.4 Redunda^ncia do sistema de prote�c~ao 16
f4
3f
2ff1
Equ.
D B A Equ.C
Figura 13: Zonas de prote�c~ao
A falta em f
4
ocorre dentro de duas zonas abertas. Neste caso, a falta dever�a
ser isolada pela atua�c~ao do sistema de prote�c~ao da linha de distribui�c~ao, mas na
eventualidade de sua falha o sistema de prote�c~ao do lado de baixa do transformador
dever�a atuar, o que acarretar�a a falta de energia el�etrica em outros dois circuitos que
nada tem a ver com a falta. Este caso ilustra uma caracter��stica muito importante,
a seletividade, que �e a capacidade de um sistema de prote�c~ao isolar somente a se�c~ao
atingida do circuito ap�os a ocorre^ncia de um curto-circuito.
c. Velocidade
�
E, geralmente, desej�avel remover a parte atingida pela falta do restante do sistema
de pote^ncia t~ao rapidamente quanto poss��vel para limitar os danos causados pela
corrente de curto-circuito, entretanto, existem situa�c~oes em que uma temporiza�c~ao
intencional �e necess�aria.
Apesar de o tempo de opera�c~ao dos rel�es frequentemente variar numa faixa bastante
larga, a velocidade dos rel�es pode ser classi�cado dentro das categorias a seguir:
1. Instanta^neo: Nenhuma temporiza�c~ao intencional �e introduzida no rel�e. O
tempo inerente �ca na faixa de 17 �a 100 ms.
2. Temporizado: Uma temporiza�c~ao intencional �e introduzida no rel�e, entre o
tempo de decis~ao do rel�e e o in��cio da a�c~ao de desligamento.
3. Alta-velocidade: Um rel�e que opera em menos de 50 ms (3 ciclos na base de
60 Hz).
4. Ultra alta-velocidade: Uma temporiza�c~ao inferior �a 4 ms.
A Figura 14 mostra os tempos de opera�c~ao de um sistema de prote�c~ao sem tempo-
riza�c~ao intencional.
2.4 Redunda^ncia do sistema de prote�c~ao
Um sistema de prote�c~ao pode n~ao atuar quando solicitado, caracterizando o que comu-
mente se denomina de recusa de atua�c~ao. A recusa pode se originar de v�arias causas, tais
como: erro de projeto, erro de montagem, defeito no disjuntor, defeito no rel�e. O��ndice de
recusa de atua�c~ao do sistema de prote�c~ao dos componentes de um sistema de pote^ncia �e
2.4 Redunda^ncia do sistema de prote�c~ao 17
Contatos abertos
Rearme
BD energizada
~ 12 ciclos3,6 a 9 ciclos
6 ciclos
0,4 a 
Extinção do arco
Relé
Dijuntor
Relé + disjuntor4 a 9 ciclos
Figura 14: Tempos de opera�c~ao de um sistema de prote�c~ao
muito baixo, cerca de 1,0 % (dado do sistema interligado brasileiro), entretanto, �e essenci-
al prover um sistema alternativo que forne�ca uma redunda^ncia de prote�c~ao. Esta prote�c~ao
�e denominada de retaguarda (back-up) ou secund�aria. O sistema de prote�c~ao principal,
para uma determinada zona de prote�c~ao, �e chamada de sistema de prote�c~ao prim�aria e
deve atuar instantaneamente e isolar o menor trecho poss��vel do sistema el�etrico. Em
sistemas de EAT �e comum utilizar sistema de prote�c~ao prim�aria redundante. Esta dupli-
ca�c~ao tem como �nalidade cobrir as falhas dos rel�es em s��. Portanto, �e recomend�avel que
a redunda^ncia seja feita com rel�es de outro fabricante, ou rel�es baseados em princ��pio de
opera�c~ao diferente. Os tempos de opera�c~ao dessas duas prote�c~oes s~ao iguais.
�
E econo-
micamente invi�avel duplicar todos os componentes de um sistema de prote�c~ao, em AT e
EAT os transformadores de instrumento e disjuntores s~ao muito caros. Em EAT �e comum
disjuntores com bobinas de desligamento duplicadas.
Um sistema de prote�c~ao redundante menos oneroso, por�em menos seletivo �e a prote�c~ao
de retaguarda, cuja atua�c~ao �e, geralmente mais lenta, do que a prote�c~ao prim�aria o que
pode causar a remo�c~ao de mais elementos do sistema de pote^ncia para sanar uma falta.
A prote�c~ao de retaguarda pode ser local ou remota.
Na prote�c~ao de retaguarda local os rel�es est~ao instalados na mesma subesta�c~ao da
prote�c~ao prim�aria e os transformadores de instrumento e a bateria que os alimentam s~ao
os mesmos e atuam sobre o mesmo disjuntor, o que na eventualidade de falha em um
destes equipamentos afeta ambos os esquemas.
Na prote�c~ao de retaguarda remota os rel�es, os transformadores de instrumento, a bate-
ria que os alimentam e o disjuntor no qual eles atuam s~ao completamente independentes,
o que torna tamb�em os esquemas independentes.
O sistema de prote�c~ao denominado falha de disjuntor �e um sub-conjunto do sistema
de prote�c~ao de retaguarda, que tem a fun�c~ao espec���ca de cobrir um defeito no disjuntor.
Este esquema consiste basicamente de rel�es de sobrecorrente e um rel�e de tempo que �e
energizado sempre que o circuito de desligamento do disjuntor �e energizado. Quando o
disjuntor opera normalmente, o rel�e de tempo �e desenergizado. Se a corrente de falta per-
sistir por um tempo maior do que o ajustado no rel�e de tempo, todos os outros disjuntores
dos circuitos adjacentes que contribuem com corrente de curto-circuito ser~ao abertos.
3 PRINC
�
IPIOS DE OPERAC�
~
AO DE REL
�
ES DE PROTEC�
~
AO 18
3 Princ��pios de opera�c~ao de rel�es de prote�c~ao
3.1 Introdu�c~ao
Desde que a �nalidade da prote�c~ao de sistema de pote^ncia �e detectar faltas ou con-
di�c~oes anormais de opera�c~ao, rel�es devem ser capazes de avaliar uma variedade grande
de para^metros para estabelecer qual a a�c~ao corretiva necess�aria. Os para^metros mais
adequados para detectar a ocorre^ncia de faltas s~ao as tens~oes e as correntes nos terminais
dos equipamentos protegidos ou nas suas vizinhan�cas adequadas. Um rel�e espec���co, ou
um sistema de prote�c~ao, deve ser alimentado por entradas apropriadas, processar os sinais
de entrada, determinar a existe^ncia de uma anormalidade, e ent~ao iniciar alguma a�c~ao.
O ponto fundamental no sistema de prote�c~ao �e de�nir as quantidades que discriminem a
condi�c~ao normal da anormal. Deve-se salientar que uma condi�c~ao normal, neste contexto,
signi�ca que o dist�urbio est�a fora da zona de prote�c~ao.
3.2 Detec�c~ao das faltas
Na ocorre^ncia das faltas (curtos-circuitos), geralmente, as magnitudes das correntes au-
mentam drasticamente e as tens~oes sofrem quedas consider�aveis. Al�em dessas varia�c~oes,
outras mudan�cas podem ocorrer em um ou mais para^metros: a^ngulo de fase entre os faso-
res das tens~oes e correntes, componentes harmo^nicas, pote^ncias ativa e reativa, freque^ncia,
etc. Os princ��pios de opera�c~ao dos rel�es se baseiam nessas mudan�cas. Os rel�es podem ser
divididos em categorias baseados nas grandezas de entrada as quais eles respondem.
� Detec�c~ao de n��vel
Este �e o mais simples dos princ��pios de opera�c~ao. Para exempli�car, seja um mo-
tor de indu�c~ao mostrado na Figura 15. A corrente nominal do motor �e 245,0 A.
Admitindo uma sobrecarga de 25 % na situa�c~ao de emerge^ncia, a corrente de at�e
306,0 A pode ser considerada como condi�c~ao de opera�c~ao normal. Considerando
uma margem de seguran�ca e ajustando a m�axima corrente admiss��vel em 346,0 A,
por exemplo, qualquer corrente superior a esta pode ser considerada uma falta ou
uma condi�c~ao anormal dentro da zona de prote�c~ao.
TC
Disjuntor 2000 HP
Motor
Relé
4,0 kV
Figura 15: Prote�c~ao de sobrecorrente de um motor
O n��vel m��nimo para o qual o rel�e inicia a sua opera�c~ao �e denominado ajuste de
pickup do rel�e. Para todas as correntes com valores acima do pickup o rel�e deve
operar e, obviamente, para valores abaixo do pickup o rel�e �ca inoperante. Existem
rel�es em que a opera�c~ao ocorre para valores abaixo do pickup, como �e o caso do rel�e
de subtens~ao.
3.2 Detec�c~ao das faltas 19
A caracter��stica de opera�c~ao de um rel�e de sobrecorrente pode ser representado no
plano tempo x corrente, como mostrado na Figura 16. A escala da abscissa, ao
inv�es de colocar em amp�eres, �e colocada em valores por unidade, onde o valor de
base �e a corrente de pickup.
Ip
t
I
1,0
Figura 16: Caracter��stica de um rel�e detector de n��vel
Para a corrente normalizada menor do que 1,0 o rel�e n~ao opera e opera para valores
maiores do que 1,0. O rel�e detector de n��vel ideal deveria ter uma caracter��stica
semelhante �a mostrada pela linha cont��nua, mas na pr�atica a caracter��stica apresenta
uma transi�c~ao menos abrupta, como mostrado pela linha tracejada.
� Compara�c~ao de magnitudes
A Figura 17 mostra um esquema que utiliza um rel�e de balan�co de corrente para
a prote�c~ao de linhas paralelas. Neste tipo de rel�e as magnitudes das correntes nas
linhas s~ao comparadas e a opera�c~ao ocorrer�a quando as correntes (I
x
e I
y
) diferirem
de um valor pr�e-determinado.
x
IyTC
I
TC
Disjuntor
TC
Disjuntor
Disjuntor
TC
Disjuntor
Relé Relé
Figura 17: Rel�e compara�c~ao de magnitudes para duas linhas paralelas
� Comparac~ao diferencial
A compara�c~ao diferencial �e uma das mais sens��veis e e�cientes m�etodos de prote�c~ao
contra faltas. O conceito de compara�c~ao diferencial �e ilustrado na Figura 18, que se
refere ao enrolamento de um gerador.
3.2 Detec�c~ao das faltas 20
y(i − i )x
i
I Ix y
x iy
Figura 18: Princ��pio da compara�c~ao diferencial
Como o enrolamento �e cont��nuo a corrente que entra (I
x
) deve ser igual a corrente
que sai (I
y
). Considerando-se os TC's ide^nticos a corrente no rel�e (i
x
- i
y
) ser�a
praticamente nula. Na ocorre^ncia de uma falta no enrolamento as correntes ser~ao
diferentes e a sua soma alg�ebrica assumir�a um valor su�ciente para operar o rel�e.
Este esquema, conhecido como prote�c~ao diferencial, �e capaz de detectar correntes
de faltas de magnitudes muito pequenas e �e utilizado para a prote�c~ao de equipa-
mentos cujos terminais de entrada e de sa��da s~ao pr�oximos, como s~ao os casos de
transformadores, geradores, motores, reatores, capacitores e barras.
� Compara�c~ao de a^ngulo de fase
I
carga
If
fi
fi
cargai
cargai
cargaI
fI
v
v
Figura 19: Compara�c~ao de fase para faltas numa linha
A Figura 19 mostra um tipo de rel�e que compara a^ngulo de fase relativo entre duas
grandezas el�etricas.Esta compara�c~ao �e comumente utilizada para determinar a
dire�c~ao da corrente em rela�c~ao a uma tens~ao, que serve como refere^ncia. Este tipo
de rel�e �e conhecido como direcional.
� Medida de dista^ncia
Este tipo de rel�e mede a rela�c~ao entre a tens~ao e a corrente no terminal da linha
protegida, portanto, o que se mede �e a impeda^ncia. Pelo fato de a impeda^ncia ser
diretamente proporcional �a dista^ncia adv�em a denomina�c~ao rel�e de dista^ncia.
4 PROTEC�
~
AO DE REDES DE DISTRIBUIC�
~
AO 21
A B
V
If
f
i
vf
f
f
Figura 20: Rel�e de dista^ncia
� Canal piloto
Certos esquemas de prote�c~ao necessitam de informa�c~oes do terminal remoto, que s~ao
enviadas atrav�es de um canal de comunica�c~ao utilizando onda portadora, microonda
ou sistema telefo^nico.
� Freque^ncia
A freque^ncia nominal de um sistema el�etrico pode ser 50 Hz ou 60 Hz, dependendo
do pa��s. Qualquer desvio do valor nominal signi�ca que existe um problema ou
o pren�uncio de um colapso. Rel�es de freque^ncia s~ao utilizados para impor a�c~oes
corretivas, reconduzindo a freque^ncia ao valor nominal.
As grandezas el�etricas de entrada para a detec�c~ao de faltas podem ser usadas sozinha
ou combinadas. Existem tamb�em rel�es que respondem �as outras grandezas f��sicas, tais
como: n��vel do 
u��do, press~ao, temperatura, etc.
4 Prote�c~ao de redes de distribui�c~ao
As redes de distribui�c~ao s~ao essencialmente radiais, o que exige a utiliza�c~ao intensa de
dispositivos de prote�c~ao por sobrecorrente. A aplica�c~ao de tais sistemas requer o conhe-
cimento de correntes de curtos-circuitos em v�arios segmentos da rede.
4.1 Correntes de curtos-circuitos
As seguintes observa�c~oes devem ser levadas em considera�c~ao nos c�alculos das correntes de
curtos-circuitos:
� Os valores das correntes de curtos-circuitos trif�asico e bif�asico ser~ao calculados como
valores m�aximos, ou seja, considerando-se a impeda^ncia de contato nula.
� As correntes de curto-circuito fase-terra dever~ao ser calculadas com impeda^ncia de
contato igual �a zero (valor m�aximo), usada para dimensionamento de equipamentos,
e com impeda^ncia de contato de 40,0 ohms que ser�a usada para veri�ca�c~ao de
coordena�c~ao e seletividade entre dispositivos.
� Devem ser calculadas as correntes sim�etrica e assim�etrica com a rela�c~ao
X
R
no ponto
onde est�a sendo simulado o curto-circuito. Desconhecendo-se a rela�c~ao
X
R
pode-se
usar 1,35 como fator de assimetria para curto-circuito a a aproximadamente 3,0 km
da subesta�c~ao.
4.2 Corrente de inrush 22
4.2 Corrente de inrush
No instante da energiza�c~ao de um transformador de pote^ncia observa-se um feno^meno
transit�orio caracterizado por uma eleva�c~ao da corrente. Esta corrente, conhecida como
corrente de inrush, �e bastante distorcida e o seu valor de pico pode atingir um valor bem
acima da corrente nominal do transformador (cerca de 6 a 10 vezes). Isto pode causar
atua�c~ao dos dispositivos de prote�c~ao por sobrecorrente, dependendo dos seus ajustes.
Uma das maneiras de se determinar a corrente de inrush �e atrav�es de um procedimen-
to gr�a�co, que �e extremamente complicado e o resultado obtido apresenta imprecis~oes.
Levando-se em conta a di�culdade de c�alculo e a aleatoriedade do valor da corrente de
inrush, que depende do instante exato da energiza�c~ao do transformador e do valor da den-
sidade do 
uxo residual em cada transformador, foram desenvolvidos m�etodos pr�aticos
para se estimar o seu valor. A Tabela 5 d�a o fator de multiplica�c~ao em fun�c~ao da quanti-
dade de transformadores.
Qtde de transformadores Fator
1 12,0
2 8,3
3 7,6
4 7,2
5 6,8
6 6,6
7 6,4
8 6,3
9 6,2
10 6,1
>10 6,0
Tabela 4: Fator de multiplica�c~ao para determinar a corrente de inrush para 0,1 s.
Deve-se salientar que se a corrente de inrush calculada n~ao pode ser maior do que a
corrente de curto-circuito trif�asico para qualquer ponto. No caso que isso ocorra deve-se
considerar a corrente de \inrush" igual a corrente de curto-circuito.
4.3 Equipamentos de prote�c~ao
Os equipamentos de prote�c~ao normalmente utilizados em redes de distribui�c~ao so:
� Chave fus��vel/elo fus��vel
� Disjuntor/rel�e
� Religador
� Seccionalizador
4.3.1 Chave fus��vel/elo fus��vel
Os fus��veis s~ao dispositivos de prote�c~ao de sobrecorrente de utiliza�c~ao muito comum em
sistemas de distribui�c~ao para proteger ramais de linhas e equipamentos como transfor-
madores e capacitores. Para a prote�c~ao de sa��das de ramais s~ao padronizadas para 100
4.3 Equipamentos de prote�c~ao 23
A de capacidade nominal e os cartuchos devem ter capacidade de interrup�c~ao superior �a
m�axima corrente de curto-circuito no ponto de instala�c~ao, algo como 10 kA assim�etrico.
Ao escolher o ponto de instala�c~ao das chaves fus��veis os seguintes cuidados devem ser
observados:
� Na rede rural dever�a ser instalada num local de f�acil acesso.
� A quantidade de chaves �s��veis em s�erie n~ao devera ultrapassar a quatro, incluindo
a chave de entrada do consumidor, limita�c~ao esta imposta para n~ao di�cultar a
coordena�c~ao.
� Em ramais urbanos instalar chaves s�omente quando o n�umero de transformadores
for maior que 3 ou o ramal possuir mais de 300 m.
� Na zona protegida pela unidade instanta^nea dos rel�es dos alimentadores deve-se
evitar o uso de elos fus��veis, pois, para curtos-circuitos de natureza transit�oria,
haveria a queima do elo e ainda uma opera�c~ao autom�atica do disjuntor.
O elos fus��veis empregados nas chaves fus��veis s~ao do tipo K e as curvas tempo X
corrente de interrup�c~ao est~ao de�nidas na NBR-5359.
O dimensionamento da chave fus��vel e do elo fus��vel deve obedecer os seguintes crit�erios:
a. A capacidade de interrup�c~ao do porta fus��vel deve ser maior do que a corrente de
curto-circuito (sim�etrico e assim�etrico) do ponto de instala�c~ao.
b. A maior corrente nominal do elo fus��vel deve ser maior do que a corrente de carga
prevista para um horizonte de 3 �a 5 anos.
I
elo
> KF:I
carga
(1)
onde,
I
elo
�e a corrente nominal do elo fus��vel;
KF �e o fator de crescimento da carga dada por:
KF = (1 +
%
100
)
n
(2)
% �e o fator de crescimento anual;
n �e o n�umero de anos para o horizonte do estudo;
I
carga
�e a corrente de carga m�axima atual passante no ponto de instala�c~ao, j�a levando-
se em conta as manobras.
c. O elo fus��vel deve suportar a corrente inrush.
I
0;13
> I
inrush
(3)
onde
I
0;13
�e a corrente de fus~ao do elo fus��vel para o tempo de 0,13 s
I
inrush
�e a corrente de inrush esperada
A Tabela 6 mostra os valores m�aximos para alguns elos fus��veis:
4.3 Equipamentos de prote�c~ao 24
Elo I
cargamax:
I
cc1fmin:
I
inrushmax:
10K 10,0 23,0 110,0
15K 15,0 37,0 190,0
25K 25,0 60,0 315,0
40K 40,0 85,0 510,0
65K 65,0 150,0 800,0
Tabela 5: Valores m�aximos da corrente de inrush para 0,13 s.
d. A corrente, para o tempo de 300 s na curva de tempo m�aximo de interrup�c~ao deve ser
menor do que a corrente de curto-circuito fase-terra m��nima no trecho onde o elo
fus��vel �e a prote�c~ao de retaguarda. Isto n~ao sendo poss��vel, deve-se assegurar que
o elo fundir�a pelo menos para a menor corrente de curto-circuito fase-terra m��nima
no trecho sob prote�c~ao deste elo.
I
300
< I
cc1fmin:
(4)
onde,
I
300
�e a corrente em 300 s na curva de tempo m�aximo de interrup�c~ao;
I
cc1fmin:
�e a corrente de curto-circuito fase terra m��nima no trecho onde o elo �e a
prote�c~ao de retaguarda.
e. Deve-se escolher o menor elo fus��vel que atenda as condi�c~oes anteriores e que atenda
ainda os requisitosde coordena�c~ao com outros equipamentos instalados �a jusante
ou �a montante.
4.3.2 Disjuntor/rel�e
Nas sa��das dos alimentadores geralmente s~ao utilizados disjuntores comandado por rel�es
de sobrecorrente de fase e de terra, com religamento autom�atico executado atrav�es de rel�e
religador. Os rel�es de sobrecorrente possuem unidades temporizada e instanta^nea.
A Figura 21 mostra um esquema de prote�c~ao simpli�cado.
RA RB RC RN
B CA
CargaFonte
TCs
Disjuntor
Relés de sobrecorrente
Figura 21: Esquema de prote�c~ao de sobrecorrente
Quando um rel�e �e sensibilizado por uma corrente de curto-circuito, ap�os o tempo
decorrido em fun�c~ao da curva caracter��stica especi�cada, acionar�a o disjuntor, interrom-
pendo o circuito. Normalmente s~ao previstos dois religamentos autom�aticos: o primeiro,
4.3 Equipamentos de prote�c~ao 25
ajustado em cerca de 5 segundos e o segundo em torno de 30 segundos (os ajustes das
temporiza�c~oes dependem da �loso�a adotada nas empresas). Na ocorre^ncia de um curto-
circuito de causa transit�oria o disjuntor permanecer�a fechado ap�os um dos religamentos
e, evidentemente, se o curto-circuito for permanente o disjuntor �car�a aberto ap�os as
duas tentativas autom�aticas de religamento, precisando, portanto da a�c~ao humana para
o fechamento do disjuntor.
Os disjuntores s~ao dimensionados para suportar a corrente nominal e para interromper
a corrente de curto-circuito m�axima do seu ponto de instala�c~ao.
Os transformadores de correntes devem ser especi�cados considerando-se os fatores
t�ermico e de sobrecorrente. O fator t�ermico determina uma sobrecarga que o TC pode
suportar continuamente. Por exemplo, um fator t�ermico 1,2 signi�ca que o TC pode
trabalhar continuamente com 20 % de sobrecarga. O fator de sobrecorrente determina a
corrente m�axima que o TC suporta, por um curto per��odo, sem que ocorra a satura�c~ao.
Normalmente este fator �e 20. Neste caso, pode-se dizer por exemplo que, para um TC de
300/5 correntes menores do que 6.000 A n~ao ocorrer�a a satura�c~ao.
Os rel�es devem ser ajustados seguindo-se alguns crit�erios conforme se segue:
a. Tap da unidade temporizada do rel�e de fase.
O rel�e de fase deve ser ajustado para que o alimentador transporte a sua corrente de
carga mais as poss��veis correntes de manobra pr�e-estabelecidas. Al�em disso, o rel�e
deve operar para a menor corrente de curto-circuito bif�asico do trecho sob prote�c~ao.
Para atender a essas duas condi�c~oes o tap do rel�e deve ser calculado da seguinte
forma:
I
cc2fmin:
FS:FI:RTC
> Tap
TF
>
I
carga
:KF
RTC
(5)
onde,
Tap
TF
�e tap da unidade temporizada de fase;
I
carga
�e a corrente de carga do alimentador mais as corrente de manobra (na faixa
de 1,5 �a 2,0 vezes a corrente do alimentador);
KF �e o fator de crescimento da carga no horizonte de estudo;
RTC �e a rela�c~ao dos transformadores de corrente;
I
cc2fmin:
�e a corrente de curto-circuito bif�asico m��nima no trecho pretegido;
FS �e um fator de seguran�ca que leva em conta erros envolvidos nos c�alculos das
correntes de curto-circuito, os erros do TC e do rel�e. Este fator deve estar na faixa
de 1,5 �a 2,0;
FI �e o fator de in��cio da curva do rel�e, de�nida pelo fabricante (1,5 �a 2,0).
O tap deve ser escolhido para proteger os cabos da sa��da do alimentador contra
sobrecargas.
b. Curva da unidade temporizada do rel�e de fase.
A curva da unidade temporizada de fase deve ser a mais baixa poss��vel, desde que
permita a coordena�c~ao do rel�e com outros dispositivos de prote�c~ao instalados na
rede de distribui�c~ao.
4.3 Equipamentos de prote�c~ao 26
c. Tap da unidade instanta^nea do rel�e de fase.
O tap da unidade instanta^nea do rel�e de fase dever�a ser ajustado de acordo a zona
de atua�c~ao desejada. N~ao h�a uma regra espec���ca para a de�ni�c~ao desta zona,
dependendo das condi�c~oes de cada alimentador. Considerando-se que a corrente
de curto-circuito �e inversamente proporcional �a impeda^ncia, a atua�c~ao da unidade
instanta^nea do rel�e pode indicar aproximadamente a dista^ncia da subesta�c~ao ao
ponto da falta.
Uma vez de�nida a zona de atua�c~ao da unidade instanta^nea, o seu tap dever�a ser
escolhido satisfazendo as duas condi�c~oes abaixo:
Tap
IF
>
I
inrush
RTC
(6)
e
Tap
IF
>
I
cc2fassim:
RTC
(7)
onde,
Tap
IF
�e tap da unidade instanta^nea de fase;
I
inrush
�e o valor da corrente de inrush de todos os transformadores do alimentador;
I
cc2fassim:
�e corrente de curto-circuito bif�asico assim�etrica no limite da zona de pro-
te�c~ao da unidade instanta^nea.
RTC �e a rela�c~ao dos transformadores de corrente.
d. Tap da unidade temporizada do rel�e de terra.
Nas condi�c~oes normais de opera�c~ao n~ao existe a corrente no neutro. Deve-se ajustar
no menor tap dispon��vel (nos rel�es eletromeca^nicos o menor tap dispon��vel �e 0,5.
Deve-se veri�car a rela�c~ao que se segue:
Tap
TT
<
I
ccftmin:
RTC:FI
(8)
onde,
Tap
TT
�e tap da unidade temporizada de terra;
I
ccftmin:
�e a corrente de curto-circuito fase-terra, calculada com uma impeda^ncia de
contato de 40,0 ohms, no �nal do trecho protegido;
FI �e o fator de in��cio da curva do rel�e, de�nida pelo fabricante (1,5 �a 2,0).
e. Curva da unidade temporizada do rel�e de terra.
Como no caso do rel�e de fase, a primeira curva a ser experimentada �e a curva mais
r�apida dispon��vel no rel�e, desde que permita a coordena�c~ao do rel�e A curva da
unidade temporizada de fase deve ser a mais baixa poss��vel, com outros dispositivos
de prote�c~ao instalados na rede de distribui�c~ao.
4.3 Equipamentos de prote�c~ao 27
f. Tap da unidade instanta^nea do rel�e de terra.
A zona de atua�c~ao da unidade instanta^nea do rel�e de terra deve ser a mesma da
unidade instanta^nea do rel�e de fase.
Assim, o tap da unidade instanta^nea do rel�e de terra �e calculado como se segue:
Tap
IT
>
I
ccftassim:
RTC
(9)
onde,
Tap
IT
�e tap da unidade instanta^nea de terra;
I
cc2fassim:
�e corrente de curto-circuito fase-terra assim�etrica calculada com uma im-
peda^ncia de contato igual �a zero;
RTC �e a rela�c~ao dos transformadores de corrente.
4.3.3 Religador autom�atico
Os religadores autom�aticos s~ao usados tanto para a prote�c~ao da sa��da do alimentador,
como para a prote�c~ao de linhas ao longo do alimentador.
Quando instalados nas sa��das dos alimentadores praticamente te^m a mesma fun�c~ao
dos disjuntores/rel�es, possuindo prote�c~oes de fase e de terra independentes.
Assim como os disjuntores, os religadores devem ser dimensionados para suportarem a
corrente nominal e para interromperem a corrente de curto-circuito m�axima do seu ponto
de instala�c~ao.
Existem v�arias marcas e modelos de religadores e cada um deles possui op�c~oes de
ajustes diferentes. Aqui, ser~ao vistos os ajustes comuns para todos os religadores.
a. Ajuste de pick-up de fase.
O ajuste de pick-up deve obedecer os seguintes crit�erios:
I
PF
> �:KF:I
carga
(10)
onde,
I
PF
�e a corrente de pick-up de fase do religador;
I
carga
�e a corrente de carga m�axima passante no ponto de instala�c~ao, considerando-se
as manobras;
KF �e o fator de crescimento da carga no horizonte de estudo;
� = 2, para religadores com bobina s�erie;
� = 1, para religadores com rel�es eletro^nico.
Al�em disso, para os dois tipos de religadores, o pick-up dever�a ser menor do que
a corrente de curto-circuito bif�asico m��nimo do �nal do trecho onde se deseja a
coordena�c~ao entre o religador e outros dispositivos de prote�c~ao, dividida pelo fator
FS.
I
PF
<
I
cc2fmin:
FS
(11)4.3 Equipamentos de prote�c~ao 28
onde,
I
cc2fmin:
�e a corrente de curto-circuito bif�asico m��nima do trecho protegido pelo
religador;
FS �e um fator de seguran�ca que leva em conta erros envolvidos nos c�alculos das
correntes de curto-circuito, os erros do TC e do rel�e. Este fator deve estar na faixa
de 1,5 �a 2,0.
b. Ajustes das curvas de fase.
As curvas r�apida e temporizada devem ser ajustadas de tal forma que que consiga
uma boa coordena�c~ao com outros dispositivos de prote�c~ao.
c. Ajuste de pick-up de terra.
Em sistemas onde nas condi�c~oes normais n~ao operem com corrente de neutro, o
ajuste da corrente de pick-up de terra deve ser a menor poss��vel.
d. Ajustes das curvas de terra.
Valem as mesmas observa�c~oes feitas para os ajustes das curvas de fase.
e. Seeque^ncia de opera�c~ao.
Todos os religadores permitem at�e 4 desligamentos, podendo ter: todas as opera�c~oes
temporizadas, todas as opera�c~oes r�apidas, ou uma combina�c~ao entre elas.
Deve-se, de prefere^ncia, escolher uma seque^ncia de opera�c~ao com duas r�apidas e
duas temporizadas para minimizar a queima de fus��veis durante faltas transit�orias.
f. Correntes de inrush e ajustes do religador.
As curvas temporizadas dos religadores geralmente s~ao insens��veis �as correntes de
inrush, pois, as temporiza�c~oes s~ao maiores do que 0,1 s. para as correntes de inrush
esperadas no seu ponto de instala�c~ao.
As curvas r�apidas, por possu��rem tempos inferiores �a 1 s, podem ser sens��veis �as
correntes de inrush se o pick-up de fase do religador for menor do que a corrente de
inrush esperada. Neste caso, recomenda-se usar uma �unica opera�c~ao r�apida para o
religador.
4.3.4 Seccionalizador
O seccionalizador �e sempre instalado ap�os um outro equipamento de prote�c~ao autom�atico
(disjuntor/rel�e ou religador) e dentro da zona de prote�c~ao deste �ultimo.
O seccionalizador �e capaz de interromper a corrente de carga, mas ele n~ao tem capa-
cidade para interromper a corrente de curto-circuito.
a. Funcionamento do seccionalizador.
1. Quando uma corrente de curto-circuito passa pelo seccionalizador ele �e sensi-
bilizado e se prepara para contar;
4.3 Equipamentos de prote�c~ao 29
2. Se o circuito �e aberto pelo equipamento de retaguarda (disjuntor ou religador)
a ause^ncia da corrente far�a com que o contador de opera�c~ao do seccionalizador
atue;
3. Ap�os um tempo pr�e-determinado ocorrer�a o religamento autom�atico do equi-
pamento de retaguarda. Se a falta persistir, o processo se repetir�a at�e que o
seccionalizador acumule a quantidade de contagem ajustada. Ent~ao, enquanto
o equipamento principal estiver aberto, o seccionalizador abrir�a seus contatos.
Quando ocorrer o pr�oximo religamento autom�atico, o trecho sob falta estar�a
isolado e o restante da rede ter�a o seu funcionamento normalizado.
b. Instala�c~ao do seccionalizador.
O seccionalizador pode ser instalado nos seguintes casos:
1. Em pontos da rede onde a corrente �e muito elevada para a utiliza�c~ao de fus��veis;
2. Em pontos onde a coordena�c~ao con elos fus��veis n~ao �e su�ciente para o objetivo
pretendido;
3. Em ramais longos e problem�aticos;
4. Ap�os os consumidores que podem suportar as opera�c~oes dos religadores, mas
n~ao podem ser submetidos a longas interrup�c~oes.
O seccionalizador, quando instalado em substitui�c~ao a uma chave fus��vel, apresenta
as seguintes vantagens:
i. Coordena�c~ao efetiva em toda a faixa comum com o equipamento de retaguarda;
ii. Interrompe as tr6es fase simultaneamente;
iii. Pode ser usado coma chave de manobra sob carga;
iv. Ajustes independentes para prote�c~ao de fase e de terra.
Na instala�c~ao do seccionalizador deve-se observar se a corrente de curto-circuito no
ponto �e menor do que a capacidade da bobina ou sensor de corrente do seccionali-
zador.
c. Ajuste do seccionalizador.
O seccionalizador possui unidades independentes para opera�c~oes para fase e para a
terra. Ambas devem ser ajustadas para operarem com 80 % dos respectivos ajustes
do equipamento de retaguarda.
Outro ajuste �e o n�umero de contagens para a abertura. Deve-se ajustar para uma
opera�c~ao a menos do que a do equipamento de retaguarda.
4.4 Prote�c~ao do transformador de distribui�c~ao 30
4.4 Prote�c~ao do transformador de distribui�c~ao
A prote�c~ao dos transformadores de distribui�c~ao contra danos que podem advir de curtos-
circuitos no lado secund�ario, �e feita atrav�es das chaves fus��veis instaladas no lado da alta
tens~ao. O dimensionamento adequado desses fus��veis evitar�a que o transformador seja
submetido a magnitude e dura�c~ao de sobrecorrente que exceda o limite de carregamento
de curta dura�c~ao, recomendado pelos fabricantes. Na falta de uma informa�c~ao espec���ca
aplic�avel a um determinado transformador, o fus��vel prim�ario pode ser dimensionado de
acordo com a NBR 8926 - Guia de Aplica�c~ao de Rel�es para Prote�c~ao de Transformadores
- que estabelece num gr�a�co, o tempo m�aximo admiss��vel para cargas de curta
dura�c~ao, ap�os o regime a plena carga do transformador. A Tabela 6 mostra
alguns dos valores.
Tempo M�ultiplos da corrente nominal
2 seg. 25,00
10 seg. 11,30
30 seg. 6,70
60 seg. 4,75
5 min. 3,00
30 min. 2,00
Tabela 6: Cargas de curta dura�c~ao para transformadores.
Al�em disso, outros fatores que devem ser observados para a escolha de elos fus��veis
adequados s~ao:
� Conex~ao do transformador, que afeta nas grandezas das correntes prim�arias confor-
me o tipo de curto-circuito no lado secund�ario;
� Disponibilidade da corrente de curto-circuito no lado prim�ario e a impeda^ncia do
transformador;
� Coordena�c~ao com os equipamentos de prote�c~ao do lado de baixa tens~ao;
� Tempo m�aximo permitido para a corrente de curto-circuito nos condutores do lado
de baixa tens~ao;
� M�aximo grau de sensibilidade para a prote�c~ao contra faltas de alta impeda^ncia.
4.4.1 Elos fus��veis padronizados
Nos transformadores instalados individualmente, ou em paralelo, cuja pote^ncia instalada
seja inferior a 75 kVA deve-se instalar, no m��nimo, chaves fus��veis de 50 A e NBI 95 kV.
Nos transformadores instalados individualmente, ou em paralelo, cuja pote^ncia insta-
lada seja superior a 75 kVA deve-se instalar, no m��nimo, chaves fus��veis de 100 A e NBI
95 kV.
A Tabela 7 mostra os elos fus��veis padronizados para a prote�c~ao dos transformadores
trif�asicos de distribui�c~ao.
4.4 Prote�c~ao do transformador de distribui�c~ao 31
Pote^ncia (kVA) 11,9 kV 13,8 kV
15 1H 1H
30 2H 2H
45 3H 3H
75 5H 5H
112,5 6K 6K
15 // 15 2H 2H
15 // 30 3H 3H
15 // 45 5H 3H
30 // 30 5H 3H
30 // 45 5H 5H
45 // 45 6K 5H
30 // 75 6K 6H
75 // 75 8K 6H
112,5 // 112,5 10K 10K
Tabela 7: Elos fus��veis para transformadores de distribui�c~ao.
4.4.2 Curtos-circuitos no lado y e correntes no lado �
A conex~ao �/y �e a mais comum nos transformadores de distribui�c~ao. Sob condi�c~ao de
equil��brio, ela introduz um deslocamento angular de 30
o
entre a corrente de linha do lado
� e a corrente de linha do lado y da fase correspondente.
Um curto-circuito trif�asico �e um caso trivial, isto �e, pode ser analisado de modo an�alogo
�a condi�c~ao de carga equilibrada. Nos casos de curtos-circuitos bif�asico e fase-terra as
an�alises podem ser feitas atrav�es do m�etodo dos componentes sim�etricos, conforme ser�a
desenvolvido a seguir.
J�a foi visto que as correntes de seque^ncias do lado � e do lado y de um transformador
mant�em as seguintes rela�c~oes:
^
i
A+
=
^
i
a+
6
30
0
(12)
^
i
B+
=
^
i
b+
6
30
0
(13)
^
i
C+
=
^
i
c+
6
30
0
(14)
^
i
A�
=
^
ia�
6
� 30
0
(15)
^
i
B�
=
^
i
b�
6
� 30
0
(16)
^
i
C�
=
^
i
c�
6
� 30
0
(17)
Para um curto-circuito bif�asico, tem-se que:
^
i
a
=
^
i
a+
+
^
i
a�
=
^
i
a+
�
^
i
a+
= 0; 0 (18)
^
i
b
= a
2
^
i
a+
+ a
^
i
a�
= (a
2
� a)
^
i
a+
= �j
p
3
^
i
a+
(19)
4.4 Prote�c~ao do transformador de distribui�c~ao 32
^
i
c
= a
^
i
a+
+ a
2
^
i
a�
= (a� a
2
)
^
i
a+
= j
p
3
^
i
a+
(20)
Aplicando-se as equa�c~oes de s��ntese nas correntes no lado prim�ario:
^
i
A
=
^
i
A+
+
^
i
A�
(21)
^
i
B
= a
2
^
i
A+
+ a
^
i
A�
(22)
^
i
C
= a
^
i
A+
+ a
2
^
i
A�
(23)
Substituindo as Equa�c~oes 12 e 15 nas Equa�c~oes 21, 22 e 23, resulta:
^
i
A
=
^
i
a+
6
30
0
+
^
i
a�
6
� 30
0
(24)
^
i
B
=
^
i
a+
6
270
0
+
^
i
a�
6
90
0
(25)
^
i
C
=
^
i
a+
6
150
0
+
^
i
a�
6
210
0
(26)
Como i
a+
= - i
a�
:
^
i
A
=
^
i
a+
6
30
0
+
^
i
a+
6
150
0
(27)
^
i
B
=
^
i
a+
6
270
0
+
^
i
a+
6
270
0
(28)
^
i
C
=
^
i
a+
6
150
0
+
^
i
a+
6
30
0
(29)
ou
^
i
A
=
^
i
a+
6
90
0
(30)
^
i
B
= 2
^
i
a+
6
� 90
0
(31)
^
i
C
=
^
i
a+
6
90
0
(32)
Relacionando as Equa�c~oes 19 e 20 com as Equa�c~oes 30, 31 e 32, �nalmente obt�em-se:
^
i
A
= �
p
3
3
^
i
b
= �0; 5774
^
i
b
(33)
^
i
B
= 2
p
3
3
^
i
b
= 1; 1547
^
i
b
(34)
^
i
C
=
p
3
3
^
i
c
= 0; 5774
^
i
c
(35)
Para um curto-circuito monof�asico, tem-se que:
^
i
a
=
^
i
a+
+
^
i
a�
+
^
i
ao
= 3
^
i
a+
(36)
^
i
b
= a
2
^
i
a+
+ a
^
i
a�
+
^
i
ao
= 0 (37)
4.4 Prote�c~ao do transformador de distribui�c~ao 33
^
i
b
= a
^
i
a+
+ a
2
^
i
a�
+
^
i
ao
= 0 (38)
Aplicando-se as equa�c~oes de s��ntese nas correntes no lado prim�ario:
^
i
A
=
^
i
A+
+
^
i
A�
(39)
^
i
B
= a
2
^
i
A+
+ a
^
i
A�
(40)
^
i
C
= a
^
i
A+
+ a
2
^
i
A�
(41)
Substituindo as Equa�c~oes 12 e 15 nas Equa�c~oes 39, 40 e 41, resulta:
^
i
A
=
^
i
a+
6
30
0
+
^
i
a�
6
� 30
0
(42)
^
i
B
=
^
i
a+
6
270
0
+
^
i
a�
6
90
0
(43)
^
i
C
=
^
i
a+
6
150
0
+
^
i
a�
6
210
0
(44)
Como i
a+
= i
a�
:
^
i
A
=
^
i
a+
6
30
0
+
^
i
a+
6
� 30
0
(45)
^
i
B
=
^
i
a+
6
270
0
+
^
i
a+
6
90
0
(46)
^
i
C
=
^
i
a+
6
150
0
+
^
i
a+
6
120
0
(47)
ou
^
i
A
=
p
3
^
i
a+
6
0
0
(48)
^
i
B
= 0 (49)
^
i
C
= �
p
3
^
i
a+
6
0
0
(50)
Relacionando a Equa�c~ao 36 com as Equa�c~oes 48, 49 e 50, �nalmente obt�em-se:
^
i
A
=
p
3
3
^
i
a
= 0; 5774
^
i
a
(51)
^
i
B
= 0 (52)
^
i
C
= �
p
3
3
^
i
a
= �0; 5774
^
i
a
(53)
As Figuras 22, 23 e 24 mostram as correntes referidas ao lado de alta, respectivamente
para curtos-circuitos trif�asico, bif�asico e fase-terra no lado de baixa, sendo I
S
a corrente
de linha do lado y e N a rela�c~ao de transforma�c~ao.
4.4 Prote�c~ao do transformador de distribui�c~ao 34
Is
Is
Is
Is
N
Is
N
Is
N
�
�
�
�
��
��
��
��
��
��
��
��
��
�
�
�
�
����
A
B
C
a
b
c
Figura 22: Curto-circuito trif�asico no lado de baixa e correntes no lado de alta
Is
Is
�
�
�
�
��
��
��
��
��
Is
N
Is
N
Is
N
��
��
��
��
�
�
�
�
����
A
B
C
a
b
c
1,1547
0,5774
0,5774
Figura 23: Curto-circuito bif�asico no lado de baixa e correntes no lado de alta
��
��
��
��
��
����
Is
N
Is
N
Is
��
��
��
��
��
��
A
B
C
a
b
c
0,5774
0,5774
Figura 24: Curto-circuito monof�asico no lado de baixa e correntes no lado de alta
4.4 Prote�c~ao do transformador de distribui�c~ao 35
4.4.3 Caso-exemplo
Seja um sistema el�etrico mostrado na Figura 25. Na ocorre^ncia de curtos-circuitos na
rede secund�aria (220/127 V) deseja-se saber as correntes nos lados de baixa e de alta do
transformador de distribui�c~ao.
Sistemas de 
 Geração e
 Transmissão
Sistema de distribuição
Rede secundária
Transformador de distribuição
Rede primária
220/127 V
138 kV
11,95 kV
Figura 25: Sistema de distribui�c~ao secund�aria
Para a obten�c~ao desses valores s~ao necess�arios conhecer as impeda^ncias equivalentes
na barra de m�edia tens~ao (neste exemplo, 11,95 kV) da subesta�c~ao, as impeda^ncias do
trecho da linha de distribui�c~ao desde a subesta�c~ao at�e o transformador de distribui�c~ao
e os dados do transformador (a pote^ncia (kVA), as tens~oes, a impeda^ncia e o tipo de
conex~ao).
Neste caso-exemplo considere os seguintes dados:
� z
+
eq:
= 1,36 + j62,44 % (S
base
= 100 MVA)
� z
+
l
= 10,66 + j21,97 % (S
base
= 100 MVA)
� S
n
= 112,5 kVA
� x% = j 3,5 %
� V
p
= 11.950 V
� V
s
= 220 V
� Conex~ao: �/y
A reata^ncia (%) do transformador, considerando-se S
base
= 100 MVA ser�a
x% = j 3.111,11 %.
4.4 Prote�c~ao do transformador de distribui�c~ao 36
Figura 26: Curto-circuito monof�asico no lado de baixa e correntes no lado de alta
Refere^ncias Bibliogr�a�cas 37
Refere^ncias
[1] ELGERD, O. I. Electric Energy Systems Theory: An Introduction McGraw-Hill,
Inc., 1971.
[2] ROBBA, J. E. Introdu�c~ao a Sistemas El�etricos de Pote^ncia - componentes
sim�etricas Editora Edgard Blucher Ltda., 1973.
[3] HOROWITZ, S. H. e PHADKE A. G. Power System Relaying Research Studies
Press Ltd., 1999.
[4] NT-150 Prote�c~ao de Redes A�ereas de Distribui�c~ao - Sobrecorrente CPFL, 1993.