TCC Proteção de Sistemas Elétricos de Potência aplicado na Subestação Carajás 225 MVA

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Proteção de Sistemas Elétricos de Potência aplicado na Subestação Carajás 225MVA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
GOIÂNIA-GO 
2009 
INSTITUTO UNIFICADO DE ENSINO SUPERIOR 
OBJETIVO - IUESO 
 
 1 
Antônio Marcelino, Bruno R. Pucci, Darly B.R. Neto, Diogo J. dos Santos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Proteção de Sistemas Elétricos de Potência aplicado na Subestação Carajás 
225MVA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
GOIÂNIA-GO 
2009 
 2 
Antônio Marcelino, Bruno R. Pucci, Darly B.R. Neto, Diogo J. dos Santos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Proteção de Sistemas Elétricos de Potência aplicado na Subestação Carajás 
225MVA 
 
 
 
 
 
 
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como 
requisito parcial para conclusão do Curso de Engenharia 
Elétrica ao Instituto Unificado de Ensino Superior Objetivo. 
Orientador: Asley Stecca Steindorff 
 
 
 
 
 
 
 
GOIÂNIA-GO 
2009
 3 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Antônio Marcelino, Bruno R. Pucci, Darly B.R. Neto, Diogo J. dos Santos 
 
Proteção de Sistemas Elétricos de Potência Aplicados a Subestação Carajás 
 
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Instituto Unificado de Ensino Superior 
Objetivo como requisito parcial para a Conclusão do Curso de Engenharia Elétrica 
 
 
Goiânia, dia, mês e ano 
 
 
Nota ____________ 
 
 
________________________________________________ 
 Prof. (titulação) ......................................(orientador) 
 
 
Exemplo: 
_________________________________________________ 
 
 Examinador 
 
_________________________________________________ 
 Prof. (titulação) ......................................(membro da banca) 
 Examinador 
 4 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“O valor do homem é determinado, em primeira linha, pelo grau e pelo 
sentido em que se libertou do seu ego” 
 
Albert Einstein 
 5 
SUMÁRIO 
 
1 - INTRODUÇÃO GERAL 8 
1.1 – Problematização 8 
1.2 – Objetivos 9 
1.2.1 – Objetivos Especificos 9 
1.3 - Justificativa 9 
2 - INTRODUÇÃO A FILOSOFIA DE PROTEÇÃO 10 
3 - ELEMENTOS COMPONENTES DO SISTEMA DE PROTEÇÃO 13 
3.1 – Transformadores para Instrumentos 13 
3.1.1 – Transformador de Corrente 13 
3.1.1.1 – Saturação de TC 14 
3.1.1.2 - Procedimento para seleção de transformadores de corrente 14 
3.1.1.3 - Cálculo do Burden do Transformador de Corrente 15 
3.1.1.4 - Estatística da assimetria 15 
3.1.2 - Transformador de potencial 16 
3.1.3 – Exemplo de Aplicação de TC e TP 18 
3.2 – Relés de Proteção 20 
3.2.1 - Relés Eletromecânicos 20 
3.2.1.1 - Relés de Atração Eletromagnética 21 
3.2.1.2 - Relés de Indução Eletromagnética 21 
3.2.1.3 - Relé Primário 22 
3.2.1.4 - Relé Secundário 22 
3.2.1.5 - Relé de Atuação Direta 23 
3.2.1.6 - Relé de Atuação Indireta 23 
3.2.2 - Relés Eletrônicos ou Estáticos 23 
3.2.3 - Relés Digitais 24 
3.2.4 - Relés Numéricos 24 
3.3 – Equipamentos de Manobra 25 
3.3.1 - Disjuntores de Alta Tensão 25 
3.3.1.1 - Unidade de comando 25 
3.3.1.2 - Sistema de Acionamento 25 
3.3.1.3 - Unidade interruptora 26 
3.3.1.4 - Sinalização e Estado Disjuntor 26 
 6 
3.3.2 - Chaves de Alta Tensão 27 
3.3.2.1 - Tipos Construtivos 27 
3.3.2.2 - Mecanismo de Operação 27 
3.3.2.3 - Sinalização e Estado da Chave 28 
3.3.3 - Condições de Manobra 28 
4 – INTRODUÇÃO A PROTEÇÃO DE EQUIPAMENTOS 30 
4.1 – Introdução a Proteção de Barras 30 
4.2 – Introdução a Proteção de Transformadores 30 
4.2.1 – Proteção Diferencial 31 
4.2.2 – Proteção Diferencial Percentual 33 
4.2.4 – Exemplo de Aplicação 37 
4.3 – Proteção de Sobrecorrente 38 
4.3.1 – Conceitos Básicos 38 
4.3.2 – Ajuste de Tempo de Operação 39 
4.3.3 – Exemplo de Aplicação 41 
4.3.3.1 - Cálculo da unidade de fase – Sobrecorrente Temporizado (51) 42 
4.3.3.2 - Cálculo da unidade de fase – Sobrecorrente Instantâneo (50) 45 
4.3.3.3 - Cálculo da unidade de Neutro – Sobrecorrente Temporizado (51N) 45 
4.3.3.4 - Cálculo da unidade de Neutro – Sobrecorrente Instantâneo (50N) 47 
4.3.3.5 – Resumo geral das unidades 50/51 e 50/51N 48 
4.4 – Introdução a Proteção de Linhas 50 
4.4.1 – Relé de distância (21) 50 
4.4.2 – Relé de Distância Eletromecânico 53 
4.4.3 – Relé de Distância à impedância 55 
4.4.3.1 – Relé de distância à impedância modificada 58 
4.4.4 - Relé de distância à reatância 58 
4.4.5 – Relé de distância à admitância 60 
4.4.6 – Relé de Distância Digital 61 
4.4.6.1 – Unidade de medida de distância 62 
4.4.6.2 – Unidade de supervisão para frente e para trás 62 
4.4.7 – Exemplo de utilização do Relé de Distância para Proteção de Linhas 63 
4.4.7.1 - Dados das linhas de transmissão 63 
4.4.7.2 – Definição do grau de confiabilidade proteção de distância 67 
 7 
4.4.7.3 – Definição das zonas 68 
4.4.7.4 – Cálculo das zonas 69 
4.4.7.5 – Cálculo das resistências de falta 69 
4.4.7.6 – Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra em 85% da LT Carajás – Anhanguera II – Z1 70 
4.4.7.7 – Correntes de curto-circuito 3Φ, fase-fase em 85% da LT Carajás – Anhanguera II – Z1 71 
4.4.7.8 – Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra na barra de Anhanguera 230kV – zona 2 72 
4.4.7.9 – Correntes de curto-circuito 3Φ, fase-fase na barra de Anhanguera 230kV – zona 2 73 
4.4.7.10 – Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra na barra de Anhanguera 230kV – zona 3 73 
4.4.7.11 - Correntes de curto-circuito 3Φ fase-fase na barra de Anhanguera 230kV – zona 3 74 
4.4.7.12 - Correntes de curto-circuito 1Φ, fase-terra em 50% da LT 230kV ANH-CJA I – zona 4 75 
4.4.7.13 - Correntes de curto-circuito 3Φ fase-fase em 50% da LT 230kV ANH-CJA I - zona 4 75 
4.4.7.14 - Zona 1 76 
4.4.7.15 - Zona 2 78 
4.4.7.16 - Zona 3 79 
4.4.7.17 - Zona 4 81 
4.4.7.18 - Resumo das impedâncias das zonas 82 
4.4.7.18.1 - Sem resistência de falta 82 
4.4.7.18.2 - Com resistência de falta fase-fase 83 
4.4.7.18.3 - Com resistência de falta fase-terra 83 
5 – CONCLUSÃO 84 
6 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 85 
Anexo A - 86 
Anexo B - 87 
 
 8 
 
1 - INTRODUÇÃO GERAL 
 
O objetivo de um Sistema Elétrico de Potência (SEP) é fornecer energia elétrica às várias 
cargas existentes em uma área de serviço. Quando adequadamente projetado e operado, ele deve 
atender aos seguintes requisitos: 
• Deve fornecer energia praticamente em todos os locais exigidos pelos consumidores; 
• A carga alimentada necessita de potência ativa e reativa, variáveis com o tempo. O sistema 
deve estar apto a fornecer essa demanda variável; 
• A energia fornecida deve obedecer a certas condições mínimas, relacionadas com a 
qualidade. Três fatores básicos determinam essa qualidade; a) freqüência constate; b) tensão 
constante; c) alta confiabilidade; 
• O sistema deve fornecer energia com custos mínimos, tanto econômicos como ecológicos. 
Para atender os requisitos supracitados, os sistemas se armaram de diversos recursos e 
métodos, como a interligação dos sistemas elétricos, novos projetos e manutenção de cada 
componente do SEP, e por último, porem não menos importante, a utilização da teoria da Proteção dos 
Sistemas Elétricos de Potência, que visa controlar e minimizar os efeitos de quaisquer faltas que 
possam ocorrer. 
A Subestação (SE) Carajás, se insere neste sistema de proteção. Com 225MVA de potência, 
seu objetivo principal é aliviar a sobrecarga dos transformadoresda SE Anhanguera e SE Xavantes 
que atualmente estão com 20% de sobrecarga. No presente momento, a SE Carajás aliviou somente 
cargas ligadas no sistema de 13.8kV da SE Atlântico, mas futuramente com a entrada das Linhas de 
Transmissão (LT) de 138kV do vão Goyá – Atlântico – Independência - Campinas poderá aliviar cargas 
nas SE Anhanguera e SE Xavantes. Outra futura linha de transmissão, a LT Palmeiras – Carajás com 
tensão de 230kV, aliviará também o transformador da SE Palmeiras que também se encontra com 20% 
de sobrecarga. 
 
1.1 - Problematização 
 
Atualmente, o consumidor de energia elétrica está cada vez mais exigente com a qualidade 
do produto adquirido por ele, ou seja, a energia elétrica. Dessa forma, as técnicas de Filosofia de 
Proteção aplicadas em Sistemas de Potência desempenham papel fundamental para atender os 
requisitos destes consumidores, a fim de prover energia elétrica sem variações de tensão ou 
freqüência, quer seja por oscilações, quer seja por interrupções. 
 9 
Tendo conhecimento destes fatos, elaboram-se as seguintes questões: 
a) Quais etapas devem ser seguidas para se implementar um esquema de proteção 
adequado? 
b) Como aplicar estes estudos de proteção em situações reais (subestações)? 
 
1.2 -Objetivos 
 
O objetivo deste estudo é apresentar os conceitos teóricos de Filosofia de Proteção aplicados 
na Subestação Carajás, com foco nos ajustes dos relés e demais equipamentos de proteção. 
 
1.2.1 - Objetivos Específicos 
 
a) Apresentar a teoria e cálculos para dimensionar os Transformadores para Instrumentos; 
b) Apresentar definições técnicas dos equipamentos de proteção, cálculos e ajustes 
necessários para o estudo da Proteção e Coordenação; 
c) Descrever os cálculos dos ajustes da Proteção da Barra 230 kV; 
d) Descrever os cálculos dos ajustes da Proteção Diferencial do Trafo IV; 
e) Descrever os cálculos dos ajustes da Proteção de Sobrecorrente do Trafo IV; 
f) Descrever os cálculos dos ajustes da Proteção da Linha, do Vão Anhanguera II; 
 
1.3 - Justificativa 
 
Esperams mostrar o estudo e as características de parte da subestação Carajás com foco 
nos ajustes dos relés e demais equipamentos de proteção, relacionando estes cálculos com as 
técnicas de Filosofia de Proteção abordadas nas obras literárias de Engenharia Elétrica e de Sistemas 
de Potência. 
 10 
 
2 - INTRODUÇÃO À FILOSOFIA DE PROTEÇÃO 
 
Sistemas de proteção são sistemas aos quais estão associados todos os dispositivos 
necessários para detectar, localizar e comandar a eliminação de um curto-circuito ou uma condição 
anormal de operação de um sistema elétrico, diminuindo os danos aos equipamentos defeituosos, com 
conseqüente redução do tempo de indisponibilidade e menor custo de reparo. 
A eficácia de um esquema de proteção é tanto maior quanto melhor forem atendidos os 
seguintes princípios: 
Sensibilidade - capacidade do sistema de proteção atuar nas condições anormais do para o 
qual foi projetado; 
Seletividade – a proteção deve ter a capacidade de restringir a área de interrupção ao 
mínimo necessário para isolar completamente o elemento defeituoso, ou seja, um curto-circuito em um 
ponto do sistema não deve afetar outras partes; 
Coordenação – os relés estão coordenados se seus ajustes são tais que, ao segundo 
dispositivo, é permitido eliminar a falta caso o primeiro falhe na atuação. 
Segurança – a pronta atuação dos esquemas de proteção diminui os efeitos destrutivos dos 
curtos-circuitos, aumentando a segurança pessoal; 
Confiabilidade – o esquema de proteção deve ter operação correta e precisa somente nas 
condições para as quais foi projetado, não devendo atuar para qualquer outras condições. 
Velocidade – é a capacidade do sistema desligar o trecho ou equipamento defeituoso no 
menor tempo possível. 
Segundo Caminha (1977), a principal função de um sistema de proteção é a de causar rápida 
retirada de operação de qualquer elemento de um sistema, quando ele sofre um curto-circuito, ou 
quando operar sob condições anormais que possa causar dano ou interferir na operação do sistema. 
Além disso, outra atribuição do sistema de proteção é indicar a localização e o tipo da falta, 
possibilitando a análise das características de mitigação da proteção adotada. 
O dispositivo elétrico que sente a anormalidade no sistema e comanda a retirada do elemento 
defeituoso é o relé. De acordo com Kindermann (2005), os relés são os elementos mais importantes do 
sistema de proteção, uma vez que estes equipamentos são capazes de identificar os defeitos, alertar a 
quem opera o sistema, e promover a abertura de disjuntores de modo a isolar a falha. Dessa forma, 
pode-se dizer que os princípios que regem a Filosofia de Proteção estão relacionados com a teoria dos 
relés. 
 11 
Os relés de proteção contra falta, permitem distinguir logicamente a diferença entre correntes 
de curtos-circuitos e de carga normal e, em alguns casos, distinguir diferentes locais de falta. 
Os três indicadores que dão as informações necessárias que permitem distinguir entre as 
correntes de carga e de curto-circuito são: a) tensão, b) corrente e c) ângulo entre a corrente e a 
tensão. 
As correntes de curto-circuito são geralmente maiores que as correntes de carga; as tensões 
do sistema durante o curto-circuito são menores que as normais, e o ângulo de atraso da corrente em 
relação à tensão é em geral maior para correntes de curto-circuito do que para corrente normal. Por 
essa razão, os relés de proteção contra falta usam a tensão e a corrente como grandezas 
características de entrada. Uma vez que as correntes de falta estão sempre atrasadas, o ângulo entre a 
tensão e a corrente, além de indicar o tipo de corrente, mostra a direção da corrente de falta. A razão 
entre a tensão e a corrente determina a distância entre o local do relé e a falta. Quanto à localização do 
relé, faltas próximas provocam correntes grandes, baixas tensões, enquanto defeitos mais distantes 
provocam correntes menores e tensões não tão baixas. 
Ocorrendo uma anomalia no sistema, de modo que o parâmetro sensível do relé ultrapasse o 
seu ajuste, o mesmo atua. 
De modo geral, a atuação de um sistema de proteção se dá em três níveis, que são 
conhecidos como: proteção principal (ou primária), de retaguarda e auxiliar. A proteção principal é 
aquela que deverá atuar primeiro, enquanto que a proteção de retaguarda se encarregará da proteção 
no caso de a proteção primária falhar na eliminação da falta. “Nestas condições, é desejável que o 
releamento de retaguarda seja arranjado independentemente das possíveis razões de falha do 
releamento primário”. Geralmente, a fim de atender este requisito, é comum que a proteção de 
retaguarda fique localizada em uma subestação diferente de onde está instalada a proteção principal. 
Duas regras básicas devem ser observadas pelos equipamentos de proteção, a saber: se não 
há defeito, a proteção não deve atuar, uma vez que desligamentos desnecessários podem ser piores 
que a falha de atuação e caso haja defeito na zona de controle do relé, as ordens devem ser precisas 
[9]. 
Dessa forma, ao melhorar a continuidade do serviço, um sistema de proteção melhora, 
conseqüentemente, os indicadores de continuidade estabelecidos pela Aneel - Agência Nacional de 
Energia Elétrica, junto às concessionárias de energia elétrica. Estes índices são conhecidos como: DIC 
– Duração de Interrupção por Unidade Consumidora, FIC – Freqüência de interrupção por Unidade 
Consumidora, DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade, FEC – Freqüência Equivalente 
de Interrupção por unidade Consumidora e DMIC – Duração Máxima de Interrupção por Unidade 
Consumidora). 
 12 
Na limitaçãodos defeitos, algumas providências que pode ser tomadas são: limitação da 
corrente de curto-circuito através do uso de reatores, projetar os equipamentos a fim de que os 
mesmos suportem os efeito mecânicos e térmicos das corrente de falta, geradores de reserva, 
observação humana, utilização de oscilógrafos, e existência de releamento [9]. 
De acordo com Caminha (1977), as medidas mais comuns na prevenção contra as falhas 
são: isolamento adequado, uso de cabos pára-raios, baixa resistência de pé-de-torre e instruções de 
operação e manutenção bem elaboradas. 
 13 
 
3 - ELEMENTOS COMPONENTES DO SISTEMA DE PROTEÇÃO 
 
O diagrama unifilar exposto no anexo A e B, contêm o Sistema de Proteção, instalado na 
Subestação Carajás, objeto de estudo deste trabalho. 
 
3.1 - TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS 
 
Como os níveis de tensões e de correntes em um sistema elétrico de potência são elevados, 
utilizamos Transformadores de Corrente (TC) e Transformadores Tensão (TP), para diminuir estas 
grandezas a valores seguros de manipulação pelos equipamentos de medição, controle e proteção 
conforme explica [1]. 
 
3.1.1 - Transformador de Corrente 
 
O TC, destina-se a reproduzir proporcionalmente em seu circuito secundário, uma réplica em 
menor escala da corrente de seu circuito primário com sua posição fasorial mantida, conhecida e 
adequada para uso em instrumentos de proteção, medição e controle. Os TCs, fornecem uma corrente 
padronizada em seu secundário, geralmente 5A ou 1A, com o objetivo de adaptar as correntes para 
equipamentos como relés, amperímetros, wattímetros e transdutores. 
De acordo com sua finalidade, os TCs são divididos em dois grupos: 
 TCs de medição, que devem operar corretamente em 
condições de regime permanente e dentro da faixa de 0 a 2 vezes o 
valor da corrente nominal e TCs de proteção, que devem transformar a 
corrente primária, dentro de determinados limites de exatidão, tanto em 
condições normais de operação, quanto sob curtos-circuitos de até 20 
vezes o valor da corrente nominal. 
Os TCs de proteção, de acordo com suas características 
construtivas, são divididos em TCs de Baixa reatância e TCs de Alta 
Reatância. TCs de baixa reatância possuem esta característica por 
possuir o enrolamento secundário distribuído uniformemente sobre o 
núcleo toroidal. 
 
 
 
Figura 3.1.1 – TC de Baixa Reatância 
 14 
Sua baixa reatância de 
dispersão de fluxo magnético não 
influencia significativamente no 
erro de relação de transformação, 
como indica a figura 3.1.1. Já os 
TCs de alta reatância, que 
possuem como característica uma 
alta reatância de dispersão de fluxo 
magnético por possuir núcleo com 
outras geometrias, tendo o enro-
lamento secundário concentrado 
em partes desse núcleo, conforme 
indica figura 3.1.2. 
 
3.1.1.1 - Saturação de TC 
 
Reconhecendo que a tensão nominal é 20 vezes a tensão na carga padrão para uma 
corrente nominal. Em seguida, se expressarmos a corrente de falta IF em pu da corrente nominal, e a 
carga ZB em pu da carga padrão, torna-se um critério simples para evitar a saturação [7]. 
 
( ) IfRXZb ×÷÷≤ 20 (3.1.1) 
Onde: 
If – é a corrente máxima de falta em pu da corrente nominal do TC. 
Zb– é a carga do TC em pu da carga padrão. 
X/R – é a relação X/R do circuito primário sob defeito. 
 
3.1.1.2 - Procedimento para seleção de transformadores de corrente 
 
O procedimento para seleção do TC, usando a equação 3.1.1 em qualquer aplicação de relé 
de proteção de linhas deve: 
1. Determinar a máxima corrente de falta If em amperes primários; 
2. Determinar a relação X/R do circuito primário correspondente; 
3. Selecionar a tensão nominal do transformador de corrente. Em seguida, determinar a 
carga total em pu da carga padrão; 
 
Figura 3.1.2 – TC de Alta Reatância 
 15 
4. Usando a equação 3.1.1, calcular If, que é a corrente de falta em pu do valor nominal TC; 
5. Dividir a máxima corrente primária de falta If pela corrente em pu para determinar a 
corrente nominal do TC. Selecionar o valor nominal padrão mais próximo e maior do que o valor 
calculado. 
O fato da equação 3.1.1 poder ou não ser atendida depende da relação X/R e da magnitude 
da máxima corrente de falta, utilizando-se esta relação, calcula-se a máxima corrente de falta para uma 
determinada relação do TC. 
 
3.1.1.3 - Cálculo do Burden do Transformador de Corrente 
 
Quando da seleção dos TCs, empenha-se em minimizar a carga total instalada no secundário 
deste equipamento. Esta carga consiste na resistência interna do próprio enrolamento do TC, da 
resistência dos cabos de conexão entre o TC e o relé e da carga dos relés conectados. 
Os TCs com relações mais altas, da ordem de 3000:5 contribuem com uma resistência de 
0,0025 ohm-por-espira. Em relações mais baixas, da ordem de 300:5 contribui com 0,005 ohm-por-
espira, conseqüentemente, aplicando um TC de 600 espiras de alta relação, a contribuição é de uma 
resistência interna de 1,5 ohm. 
O logaritmo da resistência por 1000 pés de cabo é proporcional à bitola AWG do cabo. A 
referência para um cabo de cobre é de 0,9989 ohms/1000 pés com bitola #10AWG, ou seja, diminuindo 
a bitola em três números, reduz a resistência pela metade, e aumentando a bitola em três números, 
dobra-se, a fórmula conveniente para a resistência versus a bitola do cabo AWG é: 
 ( ) 32,2232,01000 −=÷Ω Ge (3.1.2) 
Onde: Ω/1000 é a resistência em ohms por 1000 pés e G é o número da bitola AWG. 
Uma prática adequada é a de dimensionar os cabos para limitar a resistência do cabo em 0,5 
ohms ou menos. De acordo como esta regra, o cabo com bitola #10 AWG seria escolhido se os TCs 
estivessem instalados a 250 pés dos relés [7]. 
 
3.1.1.4- Estatística da assimetria 
 
Quando a corrente for menor do que 20 vezes o valor nominal do TC e a carga for menor do 
que a carga nominal padrão, não ocorrerá saturação para correntes de falta simétricas. Além disso, é 
mais provável a ocorrência de uma falha na isolação ou de flashover para a tensão de pico, onde a 
 16 
corrente reativa localiza-se no zero natural. Conseqüentemente, faltas fase-terra tem maior 
probabilidade de serem faltas simétricas [7]. 
 
3.1.2 - Transformador de potencial 
 
O TP destina-se a reproduzir proporcionalmente em seu circuito secundário, uma réplica em 
menor escala da tensão de seu circuito primário com sua posição fasorial mantida, conhecida e com o 
menor erro possível, adequada para uso em instrumentos de proteção, medição e controle. 
Os TPs são unidades monofásicas, podendo seus agrupamentos produzir as mais diversas 
configurações, com o objetivo de adaptar as tensões a valores menores, geralmente 115Vca, para 
equipamentos como relés, amperímetros, wattímetros e transdutores. A norma NBR 6855 estabelece 
que os TPs tenham polaridade nos enrolamentos primários, a figura 3.1.3 ilustra a ligação Y-Y. 
 
Carga nominal do TP é definida como sendo a máxima potencia aparente em VA que se pode 
conectar no seu secundário, o mesmo, não ultrapasse o erro de relação de sua classe de exatidão. A 
soma das potências aparentes em VA solicitadas pelos diversos instrumentos ligados em paralelo ao 
secundário do TP, não deve ultrapassar a carga nominal de placa do TP, sob pena de exceder o erro 
admissível de sua classe de exatidão. As classes de exatidão para os TPs são: 0,1; 0,3; 0,6; 1,2; e 3% 
[1]. 
Figura 3.1.3 – Ligação de TPs em Y-Y 
 17 
 
Classe de exatidão Aplicações 
0,1% Calibrações de equipamentos em laboratórios TP padrão. 
0,3% Medições de grandezas para fins de faturamento. 
0,6% Medição de grandezas sem finalidade de faturamento,apenas para o 
acompanhamento das condições operativas do sistema. 
1,2% Relés de proteção 
3,0% Em TPs com ligação em ∆ aberto para a proteção residual de defeitos 1Ø-terra. 
Tabela 3.1.1 - Cargas Nominais Comuns de TPs pela NBR 6855 e ANSI 
 
Tipos de TPs: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.1.8 – TP Capacitivo 
 
Figura 3.1.7 – TP Indutivo 
 18 
3.1.3 – Exemplo de Aplicação de TC e TP. 
 
O exemplo a seguir, trata-se da definição dos ajustes dos TCs e TPs utilizados no vão 
Carajás II, 230kv da SE Carajás. (Ver como citar este relatório). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Pela figura 3.1.9, verifica-se que a máxima corrente de falta If Prim = 5337 A 
O ângulo da linha fornecido pelo Setor de Linhas de Transmissão e de 76.883º 
A relação X/R do circuito corresponde a tan(76.883º) e equivale a 4,291 
A especificação do TC utilizado na relação 500 - 1000/5 A/A – 10B800 
Pré-seleção da relação de TC: 
TC Prim = 1000 A 
In TC = 5A 
 (3.1.3) 
 (3.1.4) 
 
Segundo dados do Setor de Estudos da Operação da Concessionária CELG – Distribuição 
S/A (DT-SEO – CELG), será liberado 550A de corrente em regime normal e 800A de corrente em 
regime de emergência portando a corrente secundária liberada pelo TC será: 
 
 
 
Figura 3.1.9 – Curto-Circuito a 1% da Barra 230kV da SE Carajás 
 19 
O projeto contempla a utilização dos seguintes materiais e equipamentos: 
1- 280m de cabo 4mm2, de fabricação Pirelli, com 4.61 Ω/km de resistência para interligação 
do TC com o painel de equipamentos; 
 
2- Uma unidade de oscilografia com 0,003 Ω de resistência; 
 
3- Duas unidade de proteção como consumo a regime permanente de 0,35VA 
 
Portanto a carga total (burden) instalada no secundário do TC, será dada pela soma das 
cargas dos equipamentos e materiais utilizados. 
 
 
 
Consideranto a impedância de carga padrão igual a : 
 
E : 
 
Podemos avaliar o critério de saturação através da inequação 3.1.1: 
 
 
 
Portanto a saturação não ocorrerá 
 20 
 
3.2 - RELÉS DE PROTEÇÃO 
 
Relés de proteção são dispositivos que vigiam o Sistema Elétrico de Potência (SEP), 
comparando os parâmetros reais com o seu pré-ajuste, e ao detectar anormalidades atua diretamente 
sobre um equipamento ou um sistema, retirando de operação os equipamentos e/ou componentes 
envolvidos com a anormalidade, além de acionar circuitos de alarme quando necessário. 
Por outro lado, também pode ser o elemento que, satisfeitas certas condições de 
normalidade, irá dar a permissão para a energização de um equipamento ou de um sistema. 
Em resumo sua finalidade é: 
• Medir as grandezas atuantes; 
• Comparar os valores medidos com os valores pré-ajustados; 
• Operar (ou não) em função do resultado dessa comparação; 
• Acionar a operação de disjuntores ou de relés auxiliares; 
• Sinalizar sua atuação via indicador de operação visual e/ou sonoro. 
O relé consiste basicamente de um elemento de operação (bobina) e um jogo de contatos. O 
elemento de operação recebe a informação de corrente e/ou tensão através dos transformadores de 
instrumentos, TPs e TCs, compara a grandeza medida com um ajuste pré-estabelecido e transforma o 
resultado num movimento dos contatos se necessário [4]. 
De uma maneira geral, a classificação dos relés, é feita da seguinte forma: 
Aspectos construtivos - relés eletromecânicos, eletrônicos ou estáticos, digitais e numéricos. 
Atuação no circuito a proteger - atuação direta e indireta. 
Instalação - relé primário e secundário. 
Corrente de ajuste - tracionamento na mola; variação de entreferro; mudança de tap na 
bobina magnetizante; variação de elementos no circuito; controle por software. 
Tempo de Atuação - relé instantâneo e temporizado, podendo este ser de tempo definido ou 
inverso, moderadamente inverso, muito inverso e extremamente inverso. 
 
3.2.1 - Relés Eletromecânicos 
 
Relés eletromecânicos são os pioneiros da proteção, elaborados, projetados e construídos 
com predominância dos movimentos mecânicos proveniente dos acoplamentos elétrico e magnéticos. 
Os movimentos mecânicos acionam o relé, fechando os contatos correspondentes. Em relação ao 
 21 
princípio básico do funcionamento, o relé eletromecânico atua fundamentalmente de dois modos: 
atração eletromagnética ou indução eletromagnética [1]. 
3.2.1.1 - Relés de Atração Eletromagnética 
 
São relés mais simples, seu princípio de funcionamento é idêntico ao do eletroímã. Neste 
caso, sempre um êmbolo ou uma alavanca será movimentada. Estes relés se dividem em duas 
categorias: relés de êmbolo e de alavanca, conforme ilustra as figuras abaixo [1]. 
 
3.2.1.2 - Relés de Indução Eletromagnética 
 
São relés que usam o princípio de um motor de indução, onde um torque gira um rotor que 
produz o fechamento de contatos NA de relés que ativam o circuito ou mecanismo que provoca a 
abertura do disjuntor. Operam somente em correntes alternadas. Alguns tipos de relés que utilizam a 
interação eletromagnética de dois ou mais fluxos magnéticos para a produção de torque girante são: 
relé de disco de indução por bobina de sombra; relé tipo medidor de kWh; relé tipo cilindro de indução, 
relé tipo duplo laço de indução. 
 
Figura 3.2.2 – Relé de indução por bobina de sombra 
 
Figura 3.2.3 – a) Relé de Êmbulo. b) de indução por bobina de sombra 
 22 
 
3.2.1.3 - Relé Primário 
 
São todos os relés que tem sua bobina magnetizante esta diretamente conectada na rede 
elétrica. Deste modo, a corrente de carga ou de curto-circuito passa diretamente pela bobina 
magnetizante do relé. É um relé mais simples, robusto e barato, usado principalmente em circuito 
terminais de cargas industriais de porte médio [1]. 
 
3.2.1.4 - Relé Secundário 
 
São relés cujas bobinas magnetizante são energizadas via secundário de TCs ou TPs. Este 
esquema possibilita a padronização dos relés porque podem ser utilizados em sistemas elétricos 
diferentes, onde a adequação da corrente é feita pela relação de transformação do TC. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.2.3 – a) Relé de indução kWh com 2 grandezas de atuação. b) Relé tipo Cilindro de Indução. c) 
Relé de Duplo Laço de Indução 
 
Figura 3.2.4 – a) Relé Primário b) Relé Secundário 
 23 
3.2.1.5 - Relé de Atuação Direta 
 
São relés de atuação direta no dispositivo de destrava da mola ou da válvula do disjuntor. Ou 
seja, é o próprio relé que libera a energia a ser utilizada na destrava do disjuntor. 
 
3.2.1.6 - Relé de Atuação Indireta 
 
São relés de atuação indireta no dispositivo de destrava do disjuntor, ou seja a atuação 
apenas fecha um contato, que ativa, energiza ou transfere para outro circuito a responsabilidade de 
providenciar a destrava da mola ou abertura da válvula do sistema pneumático ou hidráulico para a 
liberação do disparo do disjuntor. 
 
3.2.2 - Relés Eletrônicos ou Estáticos 
 
Relés estáticos são relés construídos com dispositivos eletrônicos, próprios e específicos aos 
objetivos da proteção. Nestes relés, não há nenhum dispositivo mecânico em movimento, todos os 
comandos e operações são feito eletronicamente. Neste relé é feito um circuito eletrônico (hardware) 
próprio ao objetivo a que se destina. Qualquer regulagem é efetuada pela mudança física no parâmetro 
de algum componente, tal como: variação no reostato; variação na capacitância; mudança do laço no 
circuito e etc. A maioria dos relés estáticos, no final sempre acaba operando mecanicamente um relé 
auxiliar que ao fechar o seu contato provocaa abertura ou ativa à abertura do disjuntor. Muitos são 
chamados de relé semi-estáticos porque há alguns componentes mecânicos associados. O termo 
estático foi originado em confronto aos relés eletromecânicos, já que o relé estático é caracterizado a 
princípio pela ausência de movimento mecânicos [1]. 
• Unidade conversora – é a unidade de entrada do relé. Sua função é adaptar as grandezas 
(tensões e /ou correntes) a níveis compatíveis com a eletrônica do relé. Geralmente existem 
transformadores nos circuitos de entrada, possibilitando o isolamento entre o secundário dos 
transformadores de instrumentos com os circuitos eletrônicos de relé. 
 24 
• Unidade de medição – é a unidade onde se realiza a comparação dos sinais de entrada 
com valores pré-determinados (ajustes). 
• Unidade de saída – é a unidade onde se encontram os contatos que iniciarão o processo de 
eliminação do defeito. 
• Unidade de alimentação – é a unidade responsável pela energização dos circuitos 
eletrônicos (corrente contínua). 
 
3.2.3 - Relés Digitais 
 
São relés eletrônicos gerenciados por microprocessadores. São específicos a este fim, onde 
sinais de entrada das grandezas e parâmetros digitados são controlados por um software que processa 
a lógica da proteção através de um algoritmo. 
O relé digital pode simular um relé ou todos os relés existentes num só equipamento, 
produzindo ainda outras funções, tais como, medições de suas grandezas de entradas e/ou associadas 
e realizando outras facilidades sendo por isto designado de relé de multifunção [1]. 
A tecnologia digital tem se tornado a base da maioria dos sistemas de proteção de uma 
subestação, atuando nas funções de proteção, medição, controle e comunicação. Desta forma, além 
das funções de proteção, o relé digital pode ser programado para desempenhar outras tarefas, como, 
por exemplo, medir correntes e tensões dos circuitos. 
Outra importante função deste tipo de relé é o autodiagnóstico ou autoteste. Esta função faz 
com que o relé realize uma supervisão contínua de seu hardware e software, detectando 
anormalidades que venham a surgir e que possam ser reparadas antes que o relé opere 
incorretamente ou deixe de fazê-lo na ocasião certa [4]. 
Podemos citar algumas vantagens dos relés digitais: 
• Oscilografia e análise de seqüência de eventos; 
• Localização de defeitos; 
• Detecção de defeitos incipientes em transformadores; 
• Monitoração de disjuntores 
3.2.4 - Relés Numéricos 
 
São relés digitais com um refinamento tecnológico que utiliza um especializado Processador 
Digital de Sinal (PDS) incorporado ao microprocessador otimizado tecnologicamente de acordo com o 
algoritmo de proteção utilizado [1].
 25 
 
3.3 - EQUIPAMENTOS DE MANOBRA 
 
3.3.1 - Disjuntores de Alta Tensão 
 
O disjuntor de alta tensão pode ser definido 
como um dispositivo mecânico de manobra capaz de 
estabelecer, conduzir e interromper correntes nas 
condições normais de circuito, assim como estabelecer, 
conduzir durante um tempo especificado e interromper 
correntes sob condições anormais especificadas do 
circuito, tais como as de curto-circuito [8]. 
De forma geral, pode-se dizer que um disjuntor 
de alta tensão é composto por: a) unidade de comando; 
b) sistema de acionamento; c) unidade interruptora; d) 
aparato de sinalização e identificação de seu estado 
atual. 
A figura 3.3.1 ilustra um disjuntor de alta tensão e a localização de seus componentes. 
 
3.3.1.1 - Unidade de comando 
 
É o conjunto de elementos de comando, controle e supervisão do disjuntor. Devido à 
variedade de meios extintores do arco elétrico e dos sistemas de acionamento não há apenas um tipo e 
sim uma grande variedade deste elemento [8]. 
 
3.3.1.2 - Sistema de Acionamento 
 
A função primária do sistema de acionamento é a de abrir e/ou fechar os contatos principais 
de disjuntor. Cabe comentar que esse sistema é de vital importância, uma vez que a maioria dos 
disjuntores após ser colocado em operação permanece fechado por longos períodos de tempo, logo, 
quando for solicitado a abertura, o mesmo deve ser capaz de fazê-lo de forma confiável e sem atraso 
de tempo extra. Existem diferentes tipos de sistemas de acionamento, contudo, todos eles possuem em 
comum o fato de armazenar energia potencial em algum meio elástico, o qual é carregado por uma 
fonte de energia de auxiliar [8]. 
 
Figura 3.3.1 – Disjuntor de Alta tensão 
 26 
Os acionamentos podem ser mono ou tripolares, ou seja, cada pólo do disjuntor pode receber 
comando de abertura ou fechamento independentemente dos outros pólos e essa é uma chamada 
originada pela necessidade, em alguns SEP´s de religamento monopolar [8]. 
Já para o caso tripolar, apenas um comando é gerado e transmitido a todos os pólos 
simultaneamente, uma vez que existe apenas um sistema de acionamento para todos eles. Os 
principais tipos de acionamento são: acionamento por solenóide, acionamento por mola, acionamento a 
ar comprimido e acionamento hidráulico [8]. 
 
3.3.1.3 - Unidade interruptora 
 
É a câmara de extinção ou unidade interruptora, responsável pela extinção do arco elétrico 
originado no processo de separação dos contatos principais do disjuntor. Este elemento representa o 
estado da arte na produção e pesquisa deste tipo de equipamento, uma vez que as demais partes que 
o compõe não variam sobremaneira de fabricante à fabricante pois atingiram adequada maturidade. Os 
principais tipos de câmaras de extinção utilizadas na construção de disjuntores de alta tensão são: 
Sopro magnético, Ar comprimido, Grande volume de óleo, Pequeno volume de óleo, SF6 (hexafluoreto 
de enxofre) e Vácuo [8]. 
 
3.3.1.4 - Sinalização e Estado Disjuntor 
 
O disjuntor é um elemento biestável, ou seja, necessita de duas ações de controle distintas, 
aplicadas em pontos físicos diferentes, as quais são caracterizadas pela bobina de abertura, ou BA, e a 
bobina de fechamento, ou BF, permitindo que exista mudança em seu estado final, sendo caracterizado 
como aberto ou fechado. Eletricamente, a posição do disjuntor é supervisionada com o uso de seus 
contatos auxiliares, 52a (tipo concordante) e 52b (tipo discordante) [8]. 
A sinalização do disjuntor, ou seja, se o mesmo se encontra em estado aberto ou fechado, 
ocorre de forma indireta, uma vez que os contatos principais estão inseridos nos pólos do equipamento 
e, portanto não é possível observar diretamente o afastamento entre eles. Usualmente são utilizados os 
contatos auxiliares, 52a e 52b do equipamento para indicar em que posição o disjuntor se encontra. 
Existe ainda uma sinalização mecânica na unidade de comando para disjuntores de média tensão. 
Para disjuntores de alta a extra-alta tensão existe uma sinalização mecânica em cada pólo do disjuntor 
indicando seu estado [8]. 
 
 
 27 
3.3.2 - Chaves de Alta Tensão 
 
As chaves podem desempenhar diversas funções no SEP, sendo a mais comum delas a de 
seccionamento, e a chave de terra. Pode-se dividir as chaves utilizadas em alta tensão como: 
Seccionadoras, que servem para contornar, ou no inglês, bypass, equipamentos, seja por 
necessidade de manutenção ou por uma questão operativa, isolar equipamentos para execução de 
manutenção e manobrar circuitos modificando assim a topologia do SEP. 
Chave de terra, que serve para aterrar componentes do SEP que irão sofrer uma intervenção 
de manutenção, servindo ainda para aterrar a linha de transmissão (LT), barramentos e bancos de 
capacitores em derivação. 
Chave de operação em carga, utilizada para abrir ou fechar determinados circuitos em carga, 
manobrar reatores ou banco de capacitores. 
Chave de aterramento rápido, utilizadapara aterrar componentes energizados do SEP 
normalmente com o intuito de causar uma falta intencional na rede de forma a sensibilizar esquemas 
de proteção. 
 
3.3.2.1 - Tipos Construtivos 
 
Existem vários tipos de chaves aplicadas em subestações de alta à extra-alta tensão, sendo a 
escolha de cada uma determinada por uma série de fatores, como por exemplo, nível de tensão, 
esquema de manobra da subestação, função desempenhada, distâncias elétricas de isolamento, etc. A 
figura 3.3.2 exibe um resumo dos tipos mais comuns de chaves encontradas no SEP [8]. 
 
3.3.2.2 - Mecanismo de Operação 
 
O mecanismo de operação pode ser manual ou motorizado. A operação manual é realizada 
por uma manivela localizada na base da chave seccionadora. A operação motorizada pode ser feita por 
um único mecanismo que, através de hastes, comanda a operação conjunta dos três pólos, ou por 
mecanismos independentes para cada pólo do seccionador [8]. 
 
 
 
 
 
 28 
3.3.2.3 - Sinalização e Estado da Chave 
 
Estas chaves também 
representam equipamentos 
biestáveis. A diferença em relação 
aos disjuntores reside no fato de 
que para as chaves de alta tensão 
não existem as BA e BF, e sim um 
motoredutor que ora possui seu 
sentido de giro para a esquerda, 
ora para a direita, através de uma 
chave reversora de fase [ULISSES] 
O estado final de uma 
chave seccionadora, aberto ou 
fechado, é visível, uma vez que o 
contato fixo e o contato móvel da 
mesma não aparente. 
A sua sinalização é 
realizada, como no caso do 
disjuntor, através de seus contatos 
auxiliares, 89a (contato 
concordante) e 89b (contato 
discordante). Existe ainda uma 
sinalização mecânica, em geral, 
colocada sobre a haste de 
acionamento [8] 
 
3.3.3 - Condições de Manobra 
 
As chaves seccionadoras somente podem operar quando houver uma variação de tensão 
insignificante entre seus terminais, ou nos casos de restabelecimento ou interrupção de correntes 
insignificantes. Assim, evita-se o risco de dano aos seus contatos principais, pois estes devem ser 
preservados em boas condições, afim de que não se produzem pontos quentes quando a chave 
seccionadora estiver fechada conduzindo corrente [8]. 
 
Figura 3.3.2 - Tipos construtivos de chaves de alta tensão 
 29 
Essa condição de manobra se deve ao fato de que em oposição ao disjuntor, a chave 
seccionadora possui capacidade de interrupção praticamente nula, pois não possui câmara de 
extinção. Quanto à chave de terra, essa só pode ser fechada após o circuito a ser aterrado estar 
desligado [8]. 
 30 
 
4 – INTRODUÇÃO À PROTEÇÃO DE EQUIPAMENTOS 
 
4.1 – Introdução a Proteção de Barras 
 
Em termos de circuito, uma barra de um sistema elétrico representa um nó elétrico. Na 
pratica, a barra é um elemento da subestação, que pode ser constituída de cabos ou tubulações 
(vergalhões) de alumínio ou cobre, lembrando em termos visuais uma verdadeira barra [1]. 
O sistema elétrico é trifásico, desse modo um barramento é constituído de 3 barras, no qual 
são conectadas as linhas de transmissão, transformadores, banco de capacitores e etc. O conjunto de 
todos os equipamentos de um elemento elétrico que se conecta a uma barra é conhecido por bay. Por 
exemplo, o bay de uma linha de transmissão, é constituído de todas as ferragens, pórticos, TCs, TPs, 
seccionadoras, disjuntores, pára-raios, e os dispositivos de supervisão, controle, medição e proteção 
[1]. 
Dependendo do porte da subestação e da quantidade de bays, a barra pode ter uma grande 
dimensão e dependendo da sua importância, a subestação pode ser constituída de diversas barras, 
para possibilitar manobras visando a continuidade dos serviços, em decorrência de inspeção, 
manutenção preventiva, corretiva, ou de emergência devido a problemas (defeitos mecânicos ou 
elétricos) nos equipamentos [1]. 
 
4.2 – Introdução a Proteção de Transformadores 
 
Em geral os transformadores têm baixos índices de falhas, porém, quando estas ocorrem, 
inevitavelmente levam a desligamento, forçados ou não, implicando em substituições, paralisações, 
manobras, riscos e manutenções corretivas demoradas [1]. 
Dependendo da potência do transformador a ser protegido, várias técnicas podem ser 
aplicadas (fusíveis, relés de sobrecorrente instantâneos, relés diferenciais, etc.). Para a aplicação da 
proteção diferencial percentual com restrição harmônica, normalmente, tem-se associados 
equipamentos superiores a 10MVA, onde algumas considerações devem ser feitas. A análise da 
importância do equipamento protegido dentro do SEP, se o transformador faz parte de um grande e/ou 
complexo sistema, provavelmente relés mais sofisticados em termos de projeto e filosofias de proteção 
são desejáveis [3] 
Além da proteção por relés, as proteções específicas, ou intrínsecas do transformador são 
também utilizadas como: 
 31 
 
Proteção de terra restringida 
Proteção de gás (63) 
Válvula de alívio de pressão (20) 
Proteção térmica (26, 49) 
Proteção de baixo nível de óleo (71) 
Proteção de sobrecorrente (50, 51) 
Proteção de sobreexcitação (24) 
 
4.2.1 – Proteção Diferencial 
 
O relé diferencial é um dispositivo de proteção de equipamentos que se baseia no princípio 
da comparação de corrente elétrica de entrada e saída, podendo haver várias possibilidades de 
conexões, sendo simbolicamente representada pela figura 4.2.1. 
 
 
 
 
 
A função de proteção fundamenta-se na 1ª Lei de Kirchhoff aplicada ao equipamento, isto é: 
 
 
 
E o dispositivo de proteção somente atuará se: 
 
 (4.2.1) 
 
Portanto, há um defeito no elemento protegido. 
A proteção diferencial é denotada pelo número de função 87, e a comparação das correntes 
elétricas é feita por meio de TCs, sendo largamente empregada na: 
- Proteção de transformadores de potência; 
- Proteção de cabos subterrâneos; 
- Proteção de máquinas síncronas; 
- Proteção de barras; 
I entrada = I saída + I relé 
I relé = I entrada – I saída 
 
Figura 4.2.1 – Principio de Proteção Diferencial 
 32 
- Proteção de cubículos metálicos 
- Proteção de linhas de transmissão curta. 
Observa-se algumas possibilidades do emprego da proteção 87 como no Relé Diferencial 
Comum e no Relé Diferencial Proporcional. 
 
Relé Diferencial Comum 
 
É uma proteção em que se utiliza um relé de sobrecorrente 50 ou 51, fazendo a função 87. A 
figura 4.2.2 mostra o esquema genérico desta proteção, em que os TCs têm relação 1:1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Esta proteção pode ser empregada em sistemas elétricos radiais e em anéis, sendo que sua 
zona seletiva de atuação é entre os dois TCs, portanto não devendo operar para defeitos fora de sua 
zona. 
A figura 4.2.3 apresenta o caso de um curto-circuito fora da zona protegida pelos dois TCs, as 
corrente que suprem o curto-circuito vêm dos dois lados, mas como o defeito ocorre fora da zona 
protegida pela proteção diferencial, os dois TCs vêm a mesma corrente I1, e o relé não opera. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.2.2 – Proteção Diferencial Comum na Operação Normal do Sistema Elétrico 
 
Figura 4.2.3 – Defeito Fora da Zona Protegida 
 33 
Já a figura 4.2.4 apresenta um curto-circuito interno à ligação diferencial. Se o sistema for 
radial a corrente I2=0, mas se for em anel a corrente I2 será uma corrente de curto-circuito., portanto 
corrente que passará pela bobina magnetizante do relé será I1 + I2 e a proteção atuará. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Apesar da utilização de relés de sobrecorrente para proteção 87 serem freqüentemente 
usadas, estes apresentam problemasna ocorrência de elevado curto-circuito fora da zona seletiva, 
mas muito próximo ao TC. Isto se dá devido a: 
- não ser perfeito o casamento dos TCs 
- saturação dos TCs 
- carregamento (burden) nos secundários dos TCs, que causam saturação no núcleo; 
- outros problemas inerentes ao equipamento protegido. 
Para contornar esses problemas é melhor utilizar o relé diferencia percentual. 
 
 
4.2.2 - Relé Diferencial Percentual 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.2.4 – Defeito Dentro da Zona Protegida 
 
Figura 4.2.5 – Relé Diferencial Percentual 
 34 
A figura 4.2.5 apresenta o esquema de proteção diferencial percentual e baseia-se na 
interação de duas bobinas, que são: 
- bobina de restrição, que tem uma derivação central. O campo magnético gerado nesta 
bobina de restrição atua atraindo um êmbolo produzindo um torque negativo, isto é, contrário ao torque 
de operação. 
- bobina de operação, cujo campo magnético atrai um êmbolo que produz o torque 
permissivo. 
O funcionamento básico do relé diferencial percentual da figura 4.2.5 baseia-se os torques 
gerados nas bobinas de restrições e de operação. 
Na operação normal do sistema elétrico ou defeito fora da zona protegida, as corrente I1 e I2 
são iguais, produzindo um campo magnético concordante que atrai com bastante força o êmbulo da 
bobina de restrição, produzindo um forte torque negativo. Já na bobina de operação, a corrente 
resultante é I1 – I2 = 0, ou seja, o torque será nulo. Assim o forte torque negativo (restrição) garantirá a 
não operação do relé 87. 
Entretanto, quando o defeito (curto-circuito) é interno, ou seja, dentro da zona limitada pelos 
dois TCs, as correntes I1 e I2 dirigem-se ao ponto do defeito. Deste modo, o campo magnético gerado 
pela corrente I2, na meia bobina de restrição, tem sentido oposto ao campo criado pela corrente I1, 
assim, o campo magnético de restrição é nulo, conseqüentemente não existe torque de restrição. Já a 
corrente resultante I1 + I2 = 2I1, passa totalmente pela bobina de operação, produzindo um elevado 
torque positivo. 
Portanto a grande vantagem deste relé traduz em: 
- defeitos externos, o relé fortifica a restrição e enfraquece a operação, garantindo a não 
atuação do relé. 
- defeitos internos, o relé enfraquece a restrição e fortifica a operação, garantindo a atuação 
do relé. 
A expressão analítica de operação do relé diferencial percentual, considerando que as 
correntes I1 e I2 estejam referenciadas como na figura 4.2.5 são: 
 (4.2.2) 
Portanto o torque da restrição será dado por: 
 (4.2.3) 
Já na bobina de operação, a corrente resultante é da por: 
 (4.2.4) 
Portanto o torque da operação será dado por: 
 35 
 (4.2.5) 
Portanto, desprezando-se a restrição da mola restauradora, o torque resultante que age no 
balancim do relé diferencial percentual é dado pela expressão: 
 
 (4.2.6) 
 
 
 
 
 
 
Fazendo-se a = tem-se: 
 (4.2.7) 
Fazendo-se y = e x = tem-se a expressão reescrita como sendo uma equação 
de uma reta que passa pela origem dos eixos cartesianos y – x. 
Em que: 
 que é chamado de inclinação, ou declividade (slope) da reta do limiar de 
operação do relé 87 e está representada na figura 4.2.6. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.2.6 – Curva de Operação do Relé Diferencial Percentual 
 36 
Outra maneira de representar o relé diferencial percentual em um gráfico da corrente I1 em 
função da corrente de retenção I2 é representando a seguir na figura 4.2.7. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Para isso é definido outro termo que é a percentagem da corrente diferencial I1 – I2 em 
relação à menor das correntes de retenção I1 e I2. 
Supondo-se I2 < I1, assim a percentagem diferencial “p” é dada por: 
 (4.2.8) 
Desenvolvendo: 
 (4.2.9) 
Supondo I1 < I2: 
 (4.2.10) 
Desenvolvendo: 
 (4.2.11) 
Usando-se no relé diferencial percentual, o percentual “p” de 10% e 25%, o gráfico da zona 
de atuação do relé é apresentado na figura 4.2.7. 
Nota-se que a reta superior da gravata é dada pela expressão 4.2.9 e a reta inferior pela 
expressão 4.2.11. 
 
Figura 4.2.7 – Zona de Atuação do Relé Diferencial Percentual em Forma de Gravata 
 37 
Assim, para qualquer operação que produza um ponto dentro da região hachurada o relé 87 
não atua. 
Qualquer ponto de operação fora da gravata representa uma corrente diferencial além do 
ajustado no relé 87 e a proteção atua. 
 
4.2.3 – Exemplo de Aplicação 
 
Para a proteção do Trafo IV da SE Carajás, utilizou-se uma unidade de proteção numérica de 
fabricação Arteche, modelo PD300. 
Adotou-se como partida um valor baseado em porcentagem do defeito fase-terra entre as 
barras 230kV e 138kV do Trafo IV. Este ajuste é mais alto a fim de se evitar disparo indevido. 
Para alcance de cerca de 80% do transformador, utilizou-se: 
 
Portanto: 
 
Utilizou-se a sensibilidade de: 
 
Passo 1 a partir de 2,6 
Passo 2 a partir de 5,2 
Slope 1 de 25% 
Slope 2 de 45%, especialmente para evitar disparo indevido para faltas externas 
Temporização instantânea 
Por fim, ajustou-se a restrição por 2º e 5º harmônicos para 50 da corrente de partida. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 38 
4.3 – Proteção de Sobrecorrente 
 
Como o próprio nome indica, são todos os relés que incorporam um sensor de corrente, que 
atuam para uma corrente maior que a do seu ajuste, promovendo a abertura do disjuntor e eliminando 
o defeito. É a proteção mínima que deve ser garantida em qualquer sistema elétrico. 
São amplamente utilizados na proteção de equipamentos, assumindo funções como 
direcionalidade e partida de outras unidades de proteção além de funções secundárias de proteção 
como na proteção de transformadores. 
 
4.3.1- Conceitos básicos 
 
Pick-up é o termo genérico designado para a menor corrente que é possível para fazer o relé 
operar, ou seja, a menor de todas as corrente que deixam o relé no limiar de operação, já Drop-out, é o 
termo genérico que se refere a desoperação do relé, ou seja, é a maior corrente que produz a 
desativação do relé. 
Estes dois termos produzem a segurança e garantia de se: 
I < Ipick-up, o relé em hipótese alguma não irá operar, e; 
I > Idrop-out, o relé em hipótese alguma não irá desoperar. 
No SEP, em caso de defeito, para ter-se uma segura e adequada operação do relé, é 
necessário ajustar a corrente de modo a atender a inequação abaixo: 
 
 (4.3.1) 
Onde: a = 1,5 para relés eletromecânicos e 1,1 para relés digitais. 
O relé deve suportar, sem operar, as variações de carga rotineira do sistema. Deste modo, de 
acordo com a inequação 4.3.1, deve-se deixar uma folga de 40% a 50% na corrente de carga, para o 
relé absorver sem operar, as flutuações de carga sendo uma margem para possibilitar as 
transferências de carga devido a monobras na configuração da rede do SEP em operação e de futuras 
expansões, devido principalmente ao crescimento da carga. [kindermann] 
O relé deve atuar com absoluta garantia em relação a qualquer curto-circuito no trecho 
protegido. Esta garantia é satisfeita obedecendo a inequação 4.3.1; mas na prática, esta garantia é 
melhorada, porque se escolhe a corrente de ajuste o mais próximo possível da limitação inferior da 
ineguação 4.3.1. Deste modo, a mínima corrente de curto-circuito, isto é, a corrente de curto no final do 
alimentador, é muitas vezes maior que o limiar da operação do relé. O 1,5 ou 1,1 que aparece dividindo 
 39 
o último elemento da inequação 4.3.1 é para garantir, no pior caso, que a menor corrente de curto-
circuito, seja 1,5 ou 1,1 vezeso limiar de operação do relé. [kindermann] 
 
4.3.2- Ajuste de Tempo de Operação 
 
O tempo de operação de um relé de sobrecorrente pode seguir um tempo fixo, caracterizando 
operação por tempo definido, seguir curvas de tempo inverso, conforme normalizações dos países, e 
mesmo seguir uma curva desenvolvida para aplicações especiais, desde que garantida a coordenação 
de tempos para a mesma corrente de curto-circuito, que também garante uma seqüência de 
seletividade na abertura dos disjuntores, sempre objetivando eliminar o defeito, deixando sem energia o 
menor número de consumidores. [kindermann] 
Os fabricantes: demarcam as curvas de atuação dos relés em percentagem ou na base 10. 
Assim as curvas podem ser: 
Curva: 0,5 – 1 – 2 – 3 – 4 – 5 – 6 – 7 – 8 – 9 – 10, ou; 
Curva: 5% - 10% - 20% - 30% - 40% - 50% - 60% - 70% - 80% - 90% - 100%. 
As curvas são referidas a curva de 100%, sendo que as outras curvas tem o seu tempo 
referido à da curva de 100%. Ou seja, para um respectivo curto-circuito, o tempo de atuação do relé 
corresponde à percentagem em relação ao tempo da curva 100%. 
Para melhor compreensão, supondo um curto-circuito, e um relé ajustado com múltiplo 3, 
teremos os seguintes tempos de atuação: 
Múltiplo 3 – Tempo curva 100% = 6s 
Múltiplo 3 – Tempo curva 50% = 3s 
Múltiplo 3 – Tempo curva 10% = 0,6s 
As curvas inversas dos relés eletromecânicos são dadas a partir de múltiplo 1,5, que 
corresponde a um torque do relé 50% superior ao torque para o do limiar da operação a qual o 
fabricante garante a repetitividade de atuação dos relés na curva correspondente. 
Entre o múltiplo 1 e 1,5, o relé eletromecânico opera com um pequeno torque, não 
produzindo um bom desempenho no fechamento do seu contato e não garantindo eficiência na atuação 
da proteção. Portanto não se tem repetitividade na curva de tempo, impossibilitando a sua confiança na 
coordenação, como pode ser observado na figura 4.3.1. 
Já nos modernos relés digitais, os fabricantes garantem que as curvas de atuação começam 
no múltiplo 1,1. 
O relé de sobrecorrente de tempo inverso pode ter diferentes inclinações nas suas curvas. As 
inclinações mais conhecidas estão ilustradas na figura 4.3.2. 
 40 
Como os relés eletromecânicos, eram os únicos utilizados no passado, as suas curvas 
receberam ao longo dos tempos normalizações de acordo com suas inclinações. Estas normalizações 
foram feitas e introduzidas nas normas de diversos países. Por exemplo, foram padronizadas pela IEC, 
IEEE/ANSI, IAC e pela I2t, deste modo, para cada denominação de curvas, possibilitou-se referir e 
enquadrar as curvas de atuação dos relés, mesmo sendo de fabricantes diferentes. 
Os relés digitais opera associando a curva a uma função que reproduz a curva normalizada. 
Esta função é dada pela equação é demonstrada a seguir: 
 
 (4.3.2) 
Onde: 
Tcurva - múltiplo de tempo 
Tatuação do relé - tempo de atuação do relés em segundos 
M - múltiplo do relé, dado por: 
 (4.3.3) 
I = corrente real que entra no relé 
Iajuste - corrente de ajuste do relé 
K, α, L, β – são coeficientes da expressão 4.3.2, fornecidos pela tabela 4.3.1. 
 
NORMA TIPO DE CURVA K Α L Β 
Curva Inversa 0,14 0,02 0 1 
Moderadamente Inversa 0,05 0,04 0 1 
Muito Inversa 13,5 1 0 1 
IEC 
Extremamente Inversa 80 2 0 1 
Moderadamente Inversa 0,515 0,02 1,14 1 
Muito Inversa 196,1 2 4,91 1 IEEE 
Extremamente Inversa 282 2 1,217 1 
I2t Curva I2t 100 2 0 0 
Todas Tempo Definido 0 - Qualquer 1 
Tabela 4.3.1 – Coeficientes da Expressão 4.3.2 
As inclinações das curvas de tempo pela IEC, também, são conhecidas por: 
Classe A, curva Inversa, Classe B, curva Muito Inversa e Classe C, curva Extremamente 
Inversa. 
 
 
 41 
 
Já as curvas de tempo x múltiplo definido pela IAC, são dadas pela equação abaixo: 
 
 (4.3.4) 
 
Onde os coeficientes A, B, C, D e E estão na tabela 4.3.2 
 
CURVA IAC A B C D E 
Pouca Inversa 0,428 0,609 6,2 -0,01 0,221 
Inversa 2,078 8,63 8 -4,18 1,947 
Muito Inversa 0,9 7,955 1 -12,885 79,586 
Extremamente Inversa 0,04 6,379 6,2 17,872 2,461 
Tabela 4.3.2 – Coeficientes da expressão 4.3.3 
 
4.3.3- Exemplo de aplicação 
 
Dados Gerais 
O Transformador IV da SE Carajás, a que se aplica essa proteção secundária de 
sobrecorrente, possui os seguintes dados de base para a temperatura de 75º C: 
VPrim = 138kV 
Snominal = 33,3MVA 
Inominal = 139,3A 
Z% = 13,05% 
 
 (4.3.5) 
 (4.3.6) 
Mudando a base para 100MVA, Zpu%, passa a ser: 
 (4.3.7) 
 
 
 
 
 42 
 
Segundo dados do relatório de estudos, do Setor de Estudos da Operação da Concessionária 
CELG – Distribuição S/A, será adotado: 
 
 
 
 
4.3.3.1 - Cálculo da unidade de fase – Sobrecorrente Temporizado (51) 
 
Segundo dados do DT-SEO – CELG-D, será liberado 140A de corrente no lado AT desta 
unidade transformadora, portanto temos que a Corrente de Partida (TAPAT) e dada por: 
 
 
 
 (4.3.7) 
 
Devido ao baixo valor desta corrente de partida, a limitação de carregamento do 
transformador será feita no lado da baixa tensão, portanto: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1
0.0
0.0
1
930.9
-57.7
1
9309.2
92.3
69.5
30.2
CARAJAS 13B
0.0
0.0
-30.0
9309.2
-87.7
 
Figura 4.3.1 – Curto-cicuito trifásico na barra de 13,8kV 
 43 
Para o curto-circuito trifásico na barra BT, no vão do T4, considerando as linhas da SE 
Carajás radialmente, definindo o tempo de operação do vão de alta tensão como , 
e a curva IEC muita inversa, defini-se o dial de fase como: 
 
 
 (4.3.8)
 
 (4.3.9) 
 
Considerando agora o curto-circuito na barra AT, conforme indica a figura 5.4, temos: 
 
 
 
 
Observando a limitação da corrente de carga anteriormente citada, a corrente de partida do 
lado de baixa (TAPBT), é dado por: 
 
AI BTliberada 1400_ = 
 
 
 
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
0.0
0.0
CARAJAS 13B
0.0
0.0
-30.0
7270.8
-86.3
 
Figura 4.3.2 – Curto-circuito trifásico na barra AT 
 44 
Com base no curto-circuito trifásico na barra da baixa tensão do Trafo IV com as linhas de 
138kV de Carajás radialmente e considerando os dados da unidade de sobrecorrente de fase do lado AT, 
para cálculo do dial de fase, será definido um tempo de operação no vão da baixa tensão do Trafo IV de: 
st BTT 5.0_4 = 
E o tipo de curva adotada será: 
"__"_ inversamuitoIECcurva BTfase = 
Deste modo, o dial de fase será: 
 
 
 
 
 
A figura abaixo ilustra as curvas de coordenação entre os vãos da AT e BT do Trafo IV, para 
um curto-circuito no lado BT do Trafo IV, com os múltiplos de tempo e diais calculados anteriormente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Deste modo, o ajuste sugerido de dial de fase está adequado à coordenação com as demais 
proteções. 
 
 
 
 
 
Figura 4.3.3 – Curva Tempo x Múltiplos da corrente de partida de fase 
 45 
4.3.3.2 - Cálculo da unidade de fase – Sobrecorrente Instantâneo (50) 
 
Para o lado da alta tensão, será considerado o curto-circuito nas barras de 138kV (AT) e 
13.8kV (BT) do trafo IV: 
 
AI ATTcc 8.7270_4_ = Icc no lado AT 
AI BTTcc 2.9309_4_ = Icc no lado BT 
AI refBTTcc 9.930__4_ = Icc no lado BT referido a AT 
 
Para alcance de cerca de 70% do transformador: 
 
( ) ( ) AIImporcentageI refBTTccATTccATTcc 057.89991 __4__4__4_ =−×−+ (4.3.11) 
 
( ) ( )[ ]
A
RTC
IImporcentageI
I
pedAT
refBTTccATTccATTcc
ATfaseinst 995.44
12.1
_
__4__4__4_
__ =
−×−+
=
 
(4.3.12) 
 
Para o lado da baixa tensão, a unidadeinstantânea de fase será mantida bloqueada para 
evitar descoordenação com os alimentadores e o rele 51. 
 
4.3.3.3 - Cálculo da unidade de Neutro – Sobrecorrente Temporizado (51N) 
 
Adotando-se um desequilíbrio de 40%, a corrente de partida do lado de alta, será dada por: 
 
 (4.3.13)
 
 
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1 1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
CAJ_ALIM_T1
0.0
0.0
CAJ_ALIM_T2
0.0
0.0
178.5
70.7
178.5
CARAJAS 13B
0.0
0.0
7680.5
-85.7
 Figura 4.3.4 – Curto-circuito monofásico na barra de 138kV 
 46 
Com base no curto-circuito monofásico na alta tensão do Trafo IV, com as linhas de 138kV de 
Carajás radialmente e definido um tempo de operação no vão AT do Trafo IV de: 
 
 
 
E o tipo de curva : 
"__"_ inversamuitoIECcurva ATneutro = 
 
De modo que o dial de neutro AT seja: 
 
 
 
 
 
Considerando agora o curto-circuito na barra BT, conforme indica a figura 4.3.5, e um 
desequilíbrio de cerca de 30% relativo ao tap de fase, tem-se: 
 
 
 
Para cálculo do dial de neutro, será definido um tempo de operação no vão da baixa tensão 
do trafo IV de: 
st BTT 5.0_4 = 
E o tipo de curva: 
"__"_ inversamuitoIECcurva BTneutro = 
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
1 1
9724.1
92.2
1
0.0
0.0
1
0.0
0.0
CAJ_ALIM_T1
7.3
-179.9
CAJ_ALIM_T2
7.3
-179.9
0.0
0.0
0.0
CARAJAS 13B
7.3
-179.9
9724.1
-87.8
Figura 4.3.5 – Curto-circuito monofásico na barra de 13,8kV 
 47 
De modo, que o dial de neutro BT seja: 
 
 
 
 
A figura abaixo ilustra as curvas de coordenação entre os vãos da AT e BT do Trafo IV, para 
um curto-circuito no lado BT do Trafo IV, com os múltiplos de tempo e diais calculados anteriormente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Deste modo, o ajuste sugerido de dial de neutro está adequado à coordenação com as 
demais proteções. 
 
4.3.3.4 - Cálculo da unidade de Neutro – Sobrecorrente Instantâneo (50N) 
 
Para o lado da alta tensão, será considerado o curto-circuito nas barras de 138kV (AT) e 
13.8kV (BT) do Trafo IV: 
 
AI ATTcc 8.7270_4_ = Icc no lado AT 
 
Como parâmetro de corrente de partida do instantâneo será considerado uma porcentagem de 
40% da corrente de curto-circuito monofásico na barra de 138kV de Carajás: 
 
 
Figura 4.3.6 – Tempo x Múltiplos da corrente de partida de neutro 
 48 
A
RTC
Imporcentage
I
pedAT
ATTcc
ATneutroinst 002.13
_
_4_
__ =
×
=
 
(4.3.15) 
Para o lado da baixa tensão, a unidade instantânea de fase será mantida bloqueada para evitar 
descoordenação com os alimentadores e o rele 51. 
 
4.3.3.5 – Resumo geral das unidades 50/51 e 50/51N 
 
Sobrecorrente de fase - T4 AT 
A
A
RTC pedAT
5
1
1200_ = 
AI faseATpartida 2__ = 
sdial ATfase 05.0_ = 
"__"_ inversamuitoIECcurva ATfase = 
AI ATfaseinst 45__ = 
Sobrecorrente de neutro - T4 AT 
A
A
RTC pedAT
5
1
1200_ = 
AI neutroATpartida 8.0__ = 
sdial ATneutro 29.0_ = 
"__"_ inversamuitoIECcurva ATneutro = 
AI ATneutroinst 13__ = 
Sobrecorrente de fase - T4 BT 
A
A
RTC pedBT
5
1
2000_ = 
AI faseBTpartida 5.3__ = 
sdial BTfase 21.0_ = 
"__"_ inversamuitoIECcurva BTfase = 
""__ bloqueadoI BTfaseinst = 
Sobrecorrente de neutro - T4 BT 
A
A
RTC pedBT
5
1
2000_ = 
 49 
AI neutroBTpartida 1__ = 
sdial BTneutro 87.0_ = 
"__"_ inversamuitoIECcurva BTneutro = 
""__ bloqueadoI BTneutroinst = 
 50 
 
4.4 – Introdução a Proteção de Linhas 
 
Uma proteção de linhas deve garantir que todo defeito seja eliminado tão rapidamente quanto 
possível, sendo também desligada uma única seção, de mínima extensão possível. Os defeitos mais 
importantes a eliminar são os curtos-circuitos entre fases e à terra. Entre os múltiplos sistemas de 
proteção possíveis, alguns constituem hoje soluções – padrão nos vários tipos de redes [9]. 
Assim, uma classificação grosseira das redes, pode ser feita com base na tensão: 
1- Rede ou linha de transmissão – acima de 69kV, fornecendo em grosso; 
2- Rede de subtransmissão – entre 13,8 e 115kV, fornecendo a granel; 
3- Rede de distribuição – entre 2,2 e 34,5kV, fornecendo a granel aos consumidores 
diversos. 
Na proteção de linhas são usadas diversas classes de relés; em ordem crescente de 
complexidade cita-se: relés de sobrecorrente instantâneos, relés de sobrecorrente de tempo inverso 
e/ou definido, relés de sobrecorrente direcionais, relés de balanço de corrente, relés de distância e 
relés piloto (fio piloto, onda portadora e microonda). Ou seja, basicamente há proteção com relés de 
sobrecorrente e de distância [9]. 
O ajuste e a coordenação dos relés de sobrecorrente que atuam na proteção de SEP, 
modifica se houver mudança na configuração da rede. Isto implica num problema em relação à 
operação do sistema que está fazendo manobras para garantir a continuidade e qualidade do 
fornecimento da energia elétrica. O relé de distância supre a deficiência dos relés citados, e produzem 
uma proteção fácil de ajustar e coordenar. O relé de distância opera medindo o parâmetro de linha de 
transmissão até o ponto do curto-circuito ou da carga. O relé de distância recebeu este nome genérico, 
devido à sua filosofia de funcionamento se basear na impedância, admitância ou reatância vista pelo 
relé. Como esses parâmetros são proporcionais à distância, daí a origem do nome do relé. Na verdade 
o relé vê o parâmetro da linha ou sistema e não a distância propriamente dita [1]. 
 
4.4.1 – Relé de distância (21) 
 
O valor da corrente de curto-circuito, varia de acordo com a impedância medida desde a fonte 
até o ponto de defeito. Quando se trata de linhas de transmissão de comprimento longo, existe 
dificuldade no emprego da proteção de sobrecorrente, para um tempo “T” para atuação no final da 
linha, ao se ajustar o relé em função da corrente de defeito nas proximidades do barramento. Pois a 
corrente de defeito no final da linha é significativamente inferior ao valor obtido no ponto inicial da linha. 
 51 
Neste caso, o tempo “T” ajustado para a atuação se tornaria excessivamente longo, trazendo graves 
conseqüências ao sistema e às cargas a ele ligadas. 
Em função dessa dificuldade, emprega-se os relés distância cujo tempo de atuação é 
proporcional à distância entre o ponto de instalação do relé e o ponto de defeito. Outra forma de tornar 
clara a utilização dos relés distância é entender que a tensão no ponto de defeito é praticamente nula; 
porém, à medida que se afasta do ponto de defeito no sentido da fonte, esta tensão tende a aumentar 
devido à queda de tensão na linha de transmissão. Assim, os relés distância comparam a tensão 
aplicada em seus terminais, ligados através de TPs ao sistema de potência, com a corrente que circula 
no mesmo ponto, resultando na conhecida expressão V/I, origem do nome do relé, já que essa 
grandeza permite determinar a distância de um trecho qualquer de um alimentador a partir da 
impedância unitária do condutor utilizado. 
Numa linha de transmissão a impedância “Z” é diretamente proporcional à distância entre o 
ponto de instalação do relé e o ponto de defeito, por isso, a denominação relé distância, que é um 
nome genérico dado aos aparelhos que de um modo ou de outro utilizam este principio para proteger 
uma linha de transmissão. Existem, na realidade, vários relés baseados neste princípio, a saber: 
• Relé de impedância; 
• Relé de reatância; 
• Relé de admitância; 
A aplicação de um ou outro relé de distância está condicionada à característica do sistema 
no qual irá proteger, ou seja: 
O reléde impedância é indicado para a proteção de linhas de transmissão consideradas de 
comprimento médio para o seu nível de tensão. No caso de uma linha de transmissão de 230kV, pode-
se considerar como média aquela de comprimento igual a 200 km, já o relé de reatância é indicado 
para a proteção de linhas de transmissão consideradas de comprimento curto para o seu nível de 
tensão, pois foi desenvolvido para reduzir o efeito do arco no ponto de balanço do relé, durante a 
ocorrência de um defeito. 
O relé de admitância é indicado para a proteção de linhas de transmissão consideradas de 
comprimento longo para o seu nível de tensão [5]. 
O ajuste do relé de distância deverá ser realizado de forma a se obter torque positivo para 
valores de impedância abaixo do valor ajustado, normalmente tomado como porcentagem do 
comprimento da linha de transmissão. O entendimento do funcionamento do relé de distância será mais 
bem entendido a partir do exame da Figura 4.4.1. 
O sistema elétrico principal é constituído de duas linhas de transmissão (L1 e L3), protegidas 
pelos relés de distância R1, R2, R3 e R4 associados aos seus respectivos disjuntores para qualquer 
 52 
defeito ocorrido em qualquer ponto das referidas linhas. Para um defeito no ponto “P” da linha 1-3 
temos as seguintes considerações [5]. 
No momento do defeito a tensão no 
ponto “P” é nula e as correntes I1 e I2 que circulam 
nas linhas L1 e L3 podem ser consideradas 
constantes ao longo das respectivas linhas; 
A tensão cresce a partir do ponto de 
defeito das fontes G1 e G2, considerando 
desprezível a resistência do arco e a impedância 
cresce a partir do ponto de defeito a direção das 
fontes G1 e G2, tal como ocorre com a tensão. 
Na presença do defeito no ponto “P” os 
relés indicados na figura 4.4.1 reagirão da seguinte 
forma: 
1- Inicio da contagem de tempo de acordo com o esquema de proteção utilizado; 
2- Atuação da unidade de seleção de fases, de acordo com a figura 4.4.2; 
3- A unidade de seleção aciona as unidades direcionais e de medida; 
4- A unidade direcional recebe da unidade de seleção os valores da corrente de defeito e 
da tensão de polarização, a partir de quais informações a unidade direcional abre ou 
fecha seus contatos liberando o relé para operação; 
5- A unidade de medida recebe da unidade de seleção os valores da tensão e da corrente 
de defeito. 
A partir dessas considerações a atuação dos reles ocorrerá de acordo com a seguinte lógica, 
previamente definida no projeto de proteção. 
1- O relé R3 deverá operar primeiramente, pois a impedância vista por ele é menor do que 
a impedância vista pelos demais; 
2- Em seguida irá operar o relé R4, obedecendo o valor da impedância; 
3- O relé R1 é considerado relé de segunda contingência, isto é, na falha de operação do 
conjunto disjuntor da barra B mais o relé R3, o relé R1 operaria; 
4- Os relés R2 e R3 vêem a impedância de defeito com praticamente o mesmo valor e 
devem ser ajustados de forma a atuar somente o relé R3, já que a atuação do rele R2 
implicará a desenergização das linhas L4 e L5. 
Para que os relés R2 e R3 sejam coordenados nesse tipo de evento é necessário que sejam 
equipados com unidades direcionais. 
 
Figura 4.4.1 - Representação de um sistema de potência 
 53 
De forma geral, os relés de distância apresentam os aspectos funcionais mostrados na figura 
4.4.2. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4.4.2 – Relé de Distância Eletromecânico 
 
Estes relés utilizam unidades de operação do tipo convencional, através de bobinas de 
tensão e corrente, uma armadura de ferro e um disco de indução. Cada relé possui duas ou mais 
unidades ôhmicas. A unidade ôhmica utiliza a impedância (R+jX), medida desde o início da linha, onde 
está instalado, até o ponto de defeito. Esse tipo de unidade apresenta um torque expresso pela 
Equação 4.4.1. 
 
 (4.4.1) 
 
Onde: 
I – corrente do circuito; 
Φ – ângulo de defasagem entre V e I; 
θ – ângulo de projeto do relé; 
K3 – constante da mola de restrição. 
Observa-se que a parcela K1 x F é diretamente proporcional ao quadrado da corrente 
circulante, enquanto a parcela K2 x V x I x cos (Φ - θ) é diretamente proporcional à tensão, a corrente 
circulante e ao co-seno do ângulo (Φ - θ) [5]. 
 
Figura 4.4.2 – Aspectos funcionais dos relés de distância 
 
 54 
Analisando a posição de equilíbrio da unidade, isto é, a posição em que esta unidade está no 
limite de sua atuação, ponto de balanço, onde T = 0, obtém-se, em conseqüência, para K3 = 0: 
( )θφ −×÷=÷ cos21 IVKK 
Como V/I vale a impedância do circuito, logo se tem: 
( )θφ −=÷ cos21 ZKK (4.4.2) 
A equação 4.2.2 representa uma reta num plano R – X, conforme mostrado na figura 4.4.3. 
Ela indica o lugar geométrico para o torque nulo do relé. O torque positivo ocupa o semiplano inferior 
limitado pela reta, e o negativo, o semiplano superior. Se os valores de K1 e K2, forem mantidos 
constantes e se variar o ângulo de projeto θ, obtêm-se diversas retas tangentes ao circulo, cujo raio é 
definido por K1/K2, conforme mostra a figura 4.4.4. Se forem modificados os valores de K1 e K2 e 
mantido constante o ângulo θ, obtêm-se uma família de curvas paralelas, de conformidade com a figura 
4.4.4 [5]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.4.3 – a)Características básicas do relé de distância; b) Características dos relés de distância para ângulo θ 
variável 
 
Figura 4.4.4 – Características dos relés de distância para K1 e K2 constantes 
 55 
4.4.3 – Relé de Distância à impedância 
 
São relés que apresentam o seguinte torque: 
FKVKT ×+×−= 2
2
1 (4.4.3) 
Para a posição de equilíbrio, obtêm-se: 
12 KKZ ÷= (4.4.4) 
O relé de impedância é constituído normalmente das seguintes unidades: 
1- unidade de partida, em geral do tipo direcional; 
2- unidade de medida de impedância; 
3- unidade de temporização; 
4- unidade de bandeirola e selagem. 
A equação 4.4.4 apresenta um circulo com centro na origem cuja representação gráfica é 
mostrada na figura 4.4.5. 
Os relés de distância são caracterizados pelas zonas de proteção que podem atingir em 
função dos ajustes empregados. Essas zonas são evidenciadas através de círculos com origem num 
sistema de coordenadas R – X, cujo raio mede o valor da impedância considerada [5]. 
A figura 4.4.6 mostra o diagrama de comando simplificado de um relé de impedância. Já a 
figura 4.4.7 mostra o escalonamento da proteção, relacionado o comprimento da linha de transmissão 
com o tempo de atuação do relé. 
O relé de distância à impedância consiste basicamente em uma armadura em charneira e 
duas bobinas, sendo uma de tensão e outra de corrente. O fluxo produzido pela bobina de tensão 
tende a abrir os contatos do relé, enquanto o fluxo originado da bobina de corrente tende a fechar 
esses contatos. O valor dos fluxos depende da distância entre o ponto de instalação do relé e o ponto 
de defeito. 
Há, no entanto, uma situação particular em que se ocorrer um defeito num ponto situado 
ligeiramente antes do ponto de balanço, considerando o sentido fonte-carga, o relé fechará os seus 
contatos. Desta forma, pode-se ajustar o escalonamento de atuação e não-atuação dos relés a partir 
do seu ponto de balanço [5]. 
 
 
 
 
 
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É importante frisar que a atuação do relé de impedância independe do valor da capacidade 
de geração do sistema. Para melhor o entendimento, um relé de distância é ajustado, por exemplo, 
para atuar em decorrência de uma falta na