COORDENAÇÃO DA PROTEÇÃO EM SISTEMA INDUSTRIAL_APOSTILA

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José Ernani da Silva 
 
 
 
 
 
 
 
 
COORDENAÇÃO DA PROTEÇÃO EM 
SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA INDUSTRIAL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
São Paulo, 2012 
 
 
 
Curso “Curto-Circuitos e Seletividade em Instalações Elétricas Industriais – Conheça as técnicas e corretas especificações” 
Copyright © Target Engenharia e Consultoria Ltda. 
 
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SUMÁRIO 
 
PREFÁCIO 
CAPITULO 1 – SISTEMAS DE PROTEÇÃO 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 
 2. Aspecto Confiabilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 
 3. Aspecto Velocidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 
 4. Aspecto Seletividade. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 
 5. Aspecto Econômico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 
 6. Tipos de Sistemas de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 
 
CAPITULO 2 – COORDENAÇÃO DA PROTEÇÃO 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 
 2. Metodologia da Coordenação da Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 
 3. Princípios Básicos de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 
 3.1 Princípio da Quantidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 
 3.2 Princípio da Localidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 
 3.3 Princípio da Retaguarda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 
 3.4 Princípio da Sensibilidade. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 
 3.5 Princípio da Suportabilidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 
 3.6 Princípio da Seletividade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 
 4. Conceitos Básicos de Coordenação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 
 4.1 Dispositivos de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 
 4.1.1 Fusível . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 
 4.1.2 Relés de Sobrecorente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 
 4.1.3 Disjuntor de Baixa Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 
 4.2 Zona de Proteção e Retaguarda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 
 4.3 Sensibilidade. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 
 4.4 Curva Tempo-Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 
 4.5 Seletividade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 
 4.5.1 Seletividade por Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 
 4.5.2 Seletividade Temporal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 
 4.5.3 Seletividade por Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 
 4.5.4 Seletividade por Zona Lógica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 
 
CAPITULO 3 – SOBRECORRENTES 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 
 2. Tipos de Sobrecorrentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 
 3. Curto-Circuito Simétrico e Assimétrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 
 4. Corrente de Curto-Circuito em Redes Trifásicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 
 5. Efeito Dinâmico e Efeito Térmico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 
 6. Suportabilidade Térmica e Dinâmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 
 7. Suportabilidade de Chave Seccionadora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 
 8. Disjuntores de Média Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 
 9. Disjuntores de Baixa Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 
 10. Cabo e Barramento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 
 11. Transformadores de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 
 12. Relés de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 
 13. Suportabilidade do Corpo Humano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 
 
CAPITULO 4 – SOBRETENSÕES 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 
 2. Sobretensões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 
 
 
 
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 3. Suportabilidade da Isolação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 
 4. Dispositivos de Proteção contra Sobretensões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 
 5. Coordenação do Isolamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 
 
CAPITULO 5 – TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTAÇÃO 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 
 2. Transformador de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 
 2.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 
 2.2 Princípio de Funcionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 
 2.3 Características Elétricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 
 2.3.1 Correntes Primária, Secundária e Relação de Transformação Nominais. . . . . . . 82 
 2.3.2 Fator Térmico Nominal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 
 2.3.3 Carga Nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 
 2.3.4 Corrente Térmica Nominal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 
 2.3.5 Corrente Dinâmica Nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 
 2.3.6 Nível de Isolamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 
 2.3.7 Erros do TC e Fator de Correção da Relação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 
 2.3.8 Classe de Exatidão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 
 2.3.9 Fator de Sobrecorrente (F) e Fator de Segurança (FS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 
 3. Transformador de Potencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 
 3.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 
 3.2 Características Elétricas Técnicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 
 3.2.1 Tensão Primária Nominal e Relação de Transformação Nominal . . . . . . . . . . . . . 92 
 3.2.2 Nível de Isolamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 
 3.2.3 Carga Nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 
 3.2.4 Erro do TP e Fator de Correção da Relação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 
 3.2.5 Classe de Exatidão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 
 3.2.6 Grupo de Ligação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 
 3.2.7 Potência Térmica Nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 
 4. Exercício de Aplicação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 
 4.1 Dimensionamento do TC1 e do TC2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 
 4.2 Dimensionamento do TP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 
 
CAPITULO 6 – PROTEÇÃO DE CONDUTOR 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 
 2. Sobrecarga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 
 3. Curto-Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 
 4. Proteção da Blindagem de Cabos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 
 5. Curto-Circuito de Alta Impedância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 
 
CAPITULO 7 – PROTEÇÃO DE TRANSFORMADOR 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 
 2. Energização. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 
 3. Suportabilidade do Transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 
 4. Sobrecarga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 
 5. Curto-Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 
 6. Proteção Diferencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 
 
CAPITULO 8 – PROTEÇÃO DE PAINEL DE BAIXA TENSÃO 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 
 2. Arco Voltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 
 3. Proteção Contra Arco Elétrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 
 4. Proteção Diferencial de Painel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 
 
 
 
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CAPITULO 9 – PROTEÇÃO DE MOTORES 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 
 2. Características Básicas de Motores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 
 2.1 Fator de Serviço . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 
 2.2 Classe de Isolamento Térmico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 
 2.3 Curva de Sobrecarga e Curva de Partida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 
 3. Proteção de Motor Assíncrono de Baixa Tensão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 
 3.1 Falta de Fase e Seqüência Invertida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 
 3.2 Sobrecarga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 
 3.3 Curto-Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 
 4. Proteção de Motor Assíncrono de Média Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 
 4.1 Função 27 – Subtensão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 
 4.2 Função 37 – Marcha em Vazio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 
 4.3 Função 46 – Desbalanço de Fase. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 
 4.4 Função 47 – Seqüência de Fase Invertida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 
 4.5 Função 48 – Partida Longa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 
 4.6 Função 49 – Sobrecarga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132 
 4.7 Função 50/51 – Curto-Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 
 4.8 Função 66 – Inibição de Repartida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 
 4.9 Função 81 – Contra Religamento e Subfreqüência. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 
 4.10 Função 82 – Diferencial de Corrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 
 
CAPITULO 10 – PROTEÇÃO DE BANCO DE CAPACITORES 
 1. Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 
 2. Características Básicas de Banco de Capacitores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 
 3. Proteção do Banco de Capacitores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136 
 3.1 Proteção de Pequeno Banco de Capacitores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 
 3.2 Proteção de Grandes Bancos de Capacitores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 
 
CAPITULO 11 – PROTEÇÃO DE GERADOR 
 1. Introdução . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 
 2. Características Básicas do Gerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 
 3. Proteção de Subtensão (Função 27) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144 
 4. Proteção Contra Potência Ativa Reversa (Função 32R) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 
 5. Proteção Contra Perda de Campo ou Sub Excitação (Função 40) . . . . . . . . . . . . . 146 
 6. Proteção de Corrente Desbalanceada ou Seqüência Negativa (Função 46) . . . . . . 147 
 7. Proteção de Sobrecarga (Função 49) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 
 8. Proteção de Sobrecarga de Fase(Função 50/51 e 51V) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 
 9. Proteção de Sobrecarga de Neutro ou Terra (Função 50/51N ou 50/ 51G). . . . . . . 150 
 10. Proteção de Sobretensão (Função 59 e 59N) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 
 11. Proteção de Falta a Terra do Estator (Função 64G). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 
 12. Proteção de Sobre e Sub Freqüência (Função 81). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 
 13. Proteção Diferencial (Função 87 e 87G). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 
 
ANEXO A – Nomenclatura de Relés da American Standard Association (ASA) . . . . . . . . . . . 156 
ANEXO B – Cálculo de Correntes de Curto-Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 
ANEXO C – Exemplo de Coordenação da Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 
 
BIBLIOGRAFIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180 
 
 
 
 
 
 
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PREFÁCIO 
Onde quer que exista uma instalação elétrica, desde a mais simples até a mais complexa, seja no âmbito 
das concessionárias que geram, transmitem ou distribuem energia elétrica ou no âmbito dos consumidores 
finais residenciais, comerciais e industriais sempre existirá um sistema de proteção operando em conjunto 
com o sistema elétrico principal. A justificativa deste fato é a constante preocupação em garantir a 
segurança e a continuidade do sistema elétrico principal. Uma vez que o sistema de proteção trabalha 
solidário ao sistema elétrico principal é importante que o engenheiro de proteção acompanhe a evolução 
do sistema elétrico principal para melhor projetar o sistema de proteção. 
 
Na maioria da literatura técnica atinente a sistema de proteção é comum perceber a utilização, por parte 
dos autores, os termos: princípios de proteção, filosofia de proteção, a arte da proteção e aplicação da 
proteção para tentar referir-se a metodologia da proteção. Isto é compreensível, pois a metodologia da 
proteção foi construída paulatinamente pelo conhecimento adquirido ao longo das necessidades exigidas 
pelo sistema elétrico principal. A metodologia da proteção não é um conhecimento totalmente dedutível 
de leis da física e teoremas matemáticos como o caso da teoria do eletromagnetismo e da teoria de 
circuitos que são os pilares da engenharia elétrica mas, depende também do conhecimento empírico. O 
que estas literaturas técnicas trazem são as recomendações fundamentais e práticas padrões aplicáveis 
aos problemas básicos de proteção. Isto é muito importante e não pode ser perdido e deve ser 
documentado e transferido a nova geração de engenheiros de proteção como base de conhecimento e que 
eles tenham a oportunidade de providenciar o aprimoramento deste conhecimento. Isto me faz lembrar de 
uma mensagem interessante deixada por um monge britânico da idade média que ensinava três princípios 
que as pessoas deviam exercitar: generosidade mental, moralidade mental e humildade mental. A 
generosidade mental é ensinar tudo aquilo que você aprendeu para quem quer aprender. A moralidade 
mental é praticar tudo aquilo que você aprendeu. A humildade mental é não ter vergonha de perguntar 
aquilo que não se conhece e deseja aprender. Acredito que estes princípios estão presentes no 
desenvolvimento da engenharia de sistema de proteção. 
 
Este trabalho pretende dar uma pequena contribuição à metodologia da proteção para auxiliar os 
projetistas a avaliar e analisar as principais anomalias que possa a vir ocorrer numa instalação elétrica 
industrial para que eles possam escolher e especificar dispositivos de proteção adequados e, assim 
planejar e projetar um sistema de proteção satisfatório sobre o aspecto de: segurança pessoal, segurança 
de equipamentos, continuidade e economia. 
 
Este trabalho dá ênfase ao estudo das sobrecorrentes e introduz o estudo das sobretensões, não que este 
último seja menos importante, muito pelo contrário, porque o estudo das sobretensões é um assunto vasto 
e complexo que merece uma abordagem a parte. A idéia aqui é lembrar ao leitor que as proteções de 
sobretensões são tão importantes quanto as proteções de sobrecorrente. 
 
Procurou-se passar ao leitor os conceitos básicos da metodologia de proteção de sobrecorrente e discutir o 
conceito de coordenação da proteção em cima de casos práticos de sistema proteção que se apresentam no 
dia nas instalações elétrica. 
 
A metodologia do estudo das proteções de sobrecorrentes não depende só de conhecimento técnico mas, 
envolve situações sócio-econômicas da instalação elétrica e conhecimento do processo industrial e que 
deve ser muito bem avaliado para definir o sistema de proteção. 
 
Espera-se que o leitor tenha um bom conhecimento básico de engenharia elétrica na modalidade 
eletrotécnica e, se necessário, deve fazer uso da vasta literatura nacional ou internacional atualmente 
existente. 
 
Um ponto que não será abordado neste curso é a análise de curto-circuito em redes de corrente contínua 
para tanto, o autor recomenda as referências [39] a [41] para os leitores que tem interesse neste assunto. 
o autor 
 
 
 
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CAPÍTULO 1 – SISTEMAS DE PROTEÇÃO 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
Um sistema elétrico de potência (SEP) está sujeito a alguma forma de anormalidade durante sua vida 
operativa. Esta anormalidade pode ter sua origem tanto dentro quanto fora do SEP e, geralmente, se 
manifesta na forma de sobrecorrentes e ou sobretensões. Estas sobrecorrentes e sobretensões podem 
colocar em risco vidas e provocar danos aos equipamentos levando a paralização total ou parcial do SEP. 
Dependendo da importância e da potência demandada do SEP o custo de interrupção de fornecimento de 
energia elétrica pode ser elevado. 
 
No tocante aos equipamentos, a tecnologia vem evoluindo e produzindo equipamentos de melhor 
qualidade garantindo melhor desempenho dos equipamentos quantos aos esforços térmicos e dinâmicos 
que as sobrecorrentes e sobretensões impõem aos equipamentos. Contudo, desenvolver equipamentos 
totalmente imunes a estas anormalidades bem como, duplicar equipamento para minimizar as 
interrupções eleva o custo ou até inviabiliza o investimento no SEP. 
 
Para auxiliar na solução do problema levantado acima os engenheiros perceberam a necessidade de um 
sistema de proteção operando concomitantemente com o SEP. Assim, um sistema de proteção é um 
conjunto de equipamentos integrados que age supervisionando e atuando sobre o SEP de modo a mitigar 
os danos causados pelas sobrecorrentes e sobretensões 
 
Umsistema de proteção tem a função básica de remover o mais rápido possível um equipamento do 
sistema elétrico quando este tem um comportamento operacional anormal que pode colocar em risco 
vidas, prejudicar outros equipamentos ou, ainda, interferir na operação efetiva do resto do SEP. Outra 
função do sistema de proteção é proporcionar a localização e identificação dos tipos de falha que ocorreu 
no sistema elétrico ajudando a reduzir o tempo de reparo do SEP. Em geral, há quatro aspectos que 
balizam a concepção para obter um sistema de proteção eficiente e bem projetado a saber: 
confiabilidade, velocidade, seletividade e economia. 
 
2. ASPECTO CONFIABILIDADE 
 
O aspecto confiabilidade implica em que o sistema de proteção não pode falhar no momento em que ele 
precisa operar. Isto é obvio, pois, quando acontece uma falta no SEP que leva ao aparecimento de 
sobretensões e sobrecorrentes , o sistema de proteção não pode falhar senão o sistema de proteção perde 
sua função. O que não se pode esquecer é que um sistema de proteção é constituído de dispositivos de 
proteção que também pode falhar. 
 
Em confiabilidade, o termo falha está associado à expressão “deixar de cumprir a sua finalidade”, ou 
seja, deixou de fazer aquilo de deveria ser feito. O termo falha está associado tanto aos equipamentos do 
SEP quanto aos equipamentos do sistema de proteção. Como exemplos de falha pode-se destacar: 
 
• um relé não operou no instante solicitado . . . . . . . . . . relé falhou 
• um disjuntor não operou no instante solicitado. . . . . . . disjuntor falhou 
• um isolador teve sua isolação rompida. . . . . . . . . . . . . . isolador falhou 
• um cabo perdeu sua isolação . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . .cabo falhou 
 
Ainda, em confiabilidade o termo falha caracteriza o término do desempenho requerido do equipamento 
tanto nos ensaios de tipo quanto no campo. Este termo é tão importante que em confiabilidade define-se 
taxa de falha (λ) como a relação entre o número total de falhas, num conjunto de equipamentos e o tempo 
total acumulado durante o qual este conjunto foi observado. 
 
 
 
 
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A falha pode ter sua origem num defeito do equipamento. Neste caso o termo defeito é entendido como 
uma alteração física prejudicial do equipamento durante sua fabricação ou depois que já se encontra 
instalado no campo. Para evitar os defeitos de fabricação são realizados os ensaios de rotina do 
equipamento após sua fabricação para verificar se o equipamento atende a especificação solicitada. O 
equipamento pode sair de fábrica sem defeito e sofre defeito no campo por exemplo: 
 
 
 
• isolador com saia lascada ocorrida no transporte da fábrica até o campo ou vandalismo 
• um relé mal calibrado ou mal ajustado 
• uma terminação frouxa que causa aquecimento excessivo. 
 
Muitas vezes o defeito não causa prejuízo ao desempenho do equipamento ou sistema mas, outras vezes, 
pode levar a falha do equipamento. O defeito pode ser identificado e removido na manutenção preventiva 
do sistema, já a falha só será removida na manutenção corretiva do sistema. 
 
A falha também pode ter sua origem na instalação inadequada de um determinado equipamento por erro 
de projeto ou alteração das características do SEP. Por exemplo, um barramento possui um nível de curto-
circuito previsto de 52 kA e instalou-se um disjuntor de 50 kA. Ou, considerando o mesmo barramento, 
instalou-se um disjuntor de 60 kA mas depois o sistema evolui e o barramento passou para um nível de 
curto-circuito de 65 kA e manteve o mesmo disjuntor. Neste caso a falha é prevista. 
 
Finalmente, a falha pode ter sua origem numa falta. Neste caso, o termo falta está associado a todo 
fenômeno acidental ou proposital que pode ocorrer no SEP que leva ao alguma anomalia e que deve 
ser eliminado o mais rápido possível para evitar avaria e destruição dos equipamentos e risco as pessoas. 
 
A falta tem suas origens tanto internamente ao sistema elétrico tais como: curto-circuito, operação de 
manobra indevida, etc., como externamente ao sistema tais como: descargas atmosféricas, ventos, 
poluição, chuvas etc. 
 
Evidentemente que os conceitos de falha, defeito e falta estão relacionados e, por isso, que os engenheiros 
de SEP, seja em qualquer atividade de trabalho: projeto, fabricação, montagem e manutenção, devem 
trabalhar buscando mitigar defeitos e faltas para evitar a falha dos equipamentos. 
 
Posto isto, é daí que nasce a idéia de proteção de retaguarda (back-up). Antigamente os dispositivos de 
proteção apresentavam uma certa taxa de falha alta, atualmente com a evolução tecnologia os dispositivos 
de proteção já apresentam taxa de falha mais baixa e pode-se assim até em repensar o conceito de 
proteção de retaguarda. Mas, não se esqueça, a taxa de falha ainda não é zero. 
 
3. ASPECTO VELOCIDADE 
 
O aspecto velocidade implica em que o sistema de proteção deve agir o mais rápido para eliminar a falta 
no SEP. Desta forma, os equipamentos e pessoas ficam o menor tempo possível expostos as 
sobrecorrentes e sobretensões. E, ainda, em SEP mais complexos a rapidez da atuação da proteção pode 
evitar a degradação geral do sistema como o caso de perda de sincronismo de máquinas elétricas. 
 
Este aspecto está diretamente ligado ao conceito de SUPORTABILIDADE de equipamento que define 
os valores máximos admissíveis de tensão e corrente garantidos pelo fabricante de equipamentos por um 
determinado tempo de solicitação e deverá ser respeitado pelos projetistas do sistema de proteção. Este 
conceito será tratado adiante com mais detalhes. 
 
 
 
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Atualmente a tecnologia de disjuntores já disponibiliza disjuntores de MT e AT com tempos de 
interrupção na faixa de 3 a 8 ciclos ajudando na rapidez de atuação do sistema de proteção. 
 
4. ASPECTO SELETIVIDADE 
 
O aspecto seletividade implica em que o sistema de proteção deve remover de serviço a menor quantidade 
de equipamentos possível para isolar a falta no SEP e tentar preservar a integridade da continuidade de 
serviço do sistema elétrico. 
 
O critério clássico de atender o aspecto de seletividade do sistema de proteção é utilizar retardo de tempo 
intencional entre os dispositivos de proteção explorando as características tempo-corrente dos dispositivos 
de proteção. Esta seletividade é denominada de seletividade temporal. 
 
Com o advento dos dispositivos de proteção digitais um outro critério de atender o aspecto seletividade 
apareceu através da possibilidade de sinais de comunicação entre os dispositivos de proteção. Esta 
seletividade é denominada de seletividade lógica. 
Estes dois critérios de seletividade serão abordados com mais detalhes adiante. 
 
5. ASPECTO ECONOMIA 
 
Por fim, o aspecto economia implica em projetar um o sistema de proteção que garanta a máxima 
proteção com o menor custo. De fato, quanto maior for a quantidade de equipamentos de proteção e maior 
for sua sofisticação, o custo do sistema de proteção aumenta. Assim, o que se deve é buscar e avaliar a 
taxa de custo-benefício que justifique a necessidade e sofisticação de um sistema de proteção. 
 
O autor confessa que não conhece nenhum trabalho publicado no qual se quantifique a taxa custo-
benefício para tomar a decisão na concepção de um sistema de proteção. Seria até uma proposta 
interessante a ser analisada por um engenheiro de proteção que tenha uma certa afinidade com economia. 
Imagine um sistema elétrico de potência ou mesmo um equipamentoque tenha um certo valor de 
investimento, será que aumentar em até 10% este investimento para fazer o sistema de proteção seria 
adequado. Deixa-se esta análise para o caro leitor. 
 
6. TIPOS DE SISTEMAS DE PROTEÇÃO 
 
Como já foi dito, uma falta no SEP pode levar ao aparecimento de sobrecorrente e sobretensão. Muitas 
vezes, a falta começa com uma sobrecorrente e gera uma sobretensão como é o caso clássico de uma falta 
fase a terra que gera sobretensões nas fases sãs de um sistema trifásico. Ou ainda, a falta começa com 
uma sobretensão e gera uma sobrecorrente como é o caso de um surto atmosférico que pode levar ao 
rompimento da isolação do equipamento causando um curto-circuito. 
 
De uma maneira geral, um equipamento elétrico é fabricado para suportar um certo valor de corrente e de 
tensão quando em operação. Estes valores são caracterizados por seus valores máximos admissíveis 
garantidos pelo fabricante por um determinado tempo que, uma vez ultrapassados, seja pelo valor seja 
pelo tempo de exposição podem levar a falha do equipamento. Portanto, os dispositivos de proteção 
instalados no equipamento devem evitar que este fique sujeito a correntes e tensões que superem os 
valores máximos definidos pelo fabricante. 
 
A figura 1.1 mostra que, geralmente, utiliza-se um dispositivo de proteção de sobrecorrente e um outro de 
proteção de sobretensão, respectivamente em série e paralelo com o equipamento a ser protegido. A 
função do dispositivo de proteção de sobrecorrente é evitar que o equipamento seja ultrapassado por uma 
corrente superior a corrente máxima (Imax) e o dispositivo de proteção de sobretensão é evitar que o 
equipamento seja submetido a uma tensão superior a tensão máxima (Vmax). 
 
 
 
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Aqui, já é importante perceber que o sistema de proteção será dividido em dois tipos em função de sua 
finalidade: 
 
• Sistema de proteção contra sobrecorrente – 
SPSC 
• Sistema de proteção contra sobretensão – 
SPST 
 
O SPSC tem a finalidade de preservar os 
equipamentos do SEP contra eventuais faltas que 
geram sobrecorrentes inadmissíveis que levarão a 
falha do equipamento. Desta forma, o dispositivo de 
sobrecorrente deve agir eliminando correntes 
superiores à máxima corrente admissível no equipamento. 
 Figura 1.1 – Princípio básico de proteção 
 
O SPST tem a finalidade de preservar os equipamentos do SEP contra eventuais faltas que geram 
sobretensões inadmissíveis que levarão a falha do equipamento. Assim, o dispositivo de proteção de 
sobretensão deve reduzir a tensão máxima admissível no equipamento ou, algumas vezes, até eliminar a 
tensão aplicada ao equipamento como é o caso de um relé de sobretensão atuando num disjuntor em série 
com o equipamento ou instalação de um pára-raio em paralelo com o equipamento ou a instalação de um 
pára-raio em paralelo com o equipamento. 
 
Estes dois tipos de sistemas de proteção são igualmente importantes e, dependendo da complexidade do 
SEP, tais sistemas são estudados em separado levando até a uma especialização dos engenheiros 
eletricistas. Existem engenheiros especializados em proteção de sobrecorrente e engenheiros 
especializados em proteção de sobretensão. 
 
Ainda, quando a finalidade do sistema de proteção, define-se sistema de proteção principal e sistema de 
proteção de retaguarda. O sistema de proteção principal é aquele que tem a obrigatoriedade primeira de 
atuar numa eventual falta que põe em risco o equipamento protegido e o sistema de proteção de 
retaguarda é aquele que tem a obrigatoriedade de atuar na falha do sistema de proteção principal. 
 
 
 
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CAPÍTULO 2 – COORDENAÇÃO DA PROTEÇÃO 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
Um sistema de proteção é formado por uma certa quantidade de dispositivos de proteção alocada no 
sistema elétrico de potência de potência (SEP) com a função principal de proteger os equipamentos ou 
pessoas que podem ter contato direto ou indireto com o sistema elétrico. Tais dispositivos não atuam de 
forma independente podendo um dispositivo interagir na operação de outro dispositivo de proteção ou 
mesmo, e mais comum, vários dispositivos podem vir a operar para uma mesma falta no SEP. Assim, é 
importante organizar a operação destes dispositivos de proteção da melhor forma possível para que o 
sistema de proteção seja eficiente atingindo seus objetivos e aspectos já mencionados. É esta organização 
na atuação dos dispositivos de proteção que se chama de COORDENAÇÃO DA PROTEÇÃO. 
 
Um sistema de proteção está perfeitamente coordenado, para qualquer eventual tipo de falta que possa vir 
a ocorrer no SEP, se o sistema de proteção garantir concomitantemente: 
 
• a proteção dos equipamentos e das pessoas, 
• a proteção de retaguarda dos dispositivos de proteção e 
• a seletividade entre os dispositivos de proteção. 
 
Assim, fazer a coordenação do sistema de proteção implica em: locar, especificar e fornecer a graduação 
dos dispositivos de proteção para atingir os três objetivos acima mencionados sempre balizando-se com 
os aspectos de confiabilidade, velocidade, seletividade e economia para obter um sistema de proteção 
eficiente e bem projetado. 
 
A coordenação da proteção inicia-se com um estudo denominado estudo de coordenação da proteção 
que servirá de referência ao projeto e a execução do sistema de proteção e finaliza-se com os ajustes, 
aferição e calibração dos dispositivos de proteção no campo. 
 
2. METODOLOGIA DA COORDENAÇÃO DA PROTEÇÃO 
 
A metodologia ou técnica para realizar a coordenação do sistema de proteção é um conjunto de 
procedimentos para atingir os objetivos acima mencionados de tal forma a obter o melhor desempenho 
dos equipamentos de proteção. 
 
Este procedimento não é genérico e nem rígido porque geralmente é dependente de vários fatores tais 
como: 
 
• tipo e importância do equipamento a ser protegido, 
• tipo de equipamento de proteção disponível, 
• recurso financeiro disponível, 
• índice de vulnerabilidade do SEP à falha e etc. 
 
Estes fatores geram uma enorme variedade de situações a serem analisadas e, é possível que um certo 
procedimento adotado com sucesso numa situação não tenha o mesmo sucesso em outra situação. Isto, 
não se quer dizer que esta metodologia não deve ser buscada. Mas, é fato, que um conjunto de 
conhecimento científico e um conjunto de experiência adquirida pelos engenheiros de proteção ao longo 
de suas atividades e, ainda, somando seus esforços, suas engenhosidades e suas perspicácias em enfrentar 
novas situações podem contribuir paulatinamente para a formulação desta metodologia. 
 
Assim, o que se pretende buscar aqui, como metodologia ou técnica de coordenação, é discutir e 
organizar os princípios básicos de proteção que já são consagrados na literatura técnica e adotados pela 
 
 
 
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maioria dos profissionais da área de proteção e que servirão para orientar a execução de uma coordenação 
do sistema de proteção. Mas, e sempre bom lembrar que esta metodologia está sendo sempre aprimorada 
pela evolução tecnológica dos equipamentos do SEP e dos dispositivos de proteção. 
 
O ideal de uma metodologiaseria transformá-la em um fluxograma para levar esta metodologia para um 
programa computacional. A primeira tentativa de transformar a metodologia de coordenação da proteção 
em um programa computacional foi proposta, em meados da década de 60, pela Whestinghouse e a partir 
desta data muitos programas computacionais foram aparecendo. Todos estes programas têm seu valor em 
auxiliar a tarefa de executar a coordenação da proteção mas, não resolve problemas do tipo: 
 
• Qual o melhor ou o mais adequado dispositivo proteção a ser usado? 
• Qual o dispositivo de proteção mais econômico? 
• Qual o melhor ou o mais adequado ajuste a ser adotado pelo dispositivo de proteção? 
• Qual o melhor ou o mais adequado local para instalar o dispositivo de proteção? 
 
Deixando estas decisões a serem tomadas pelo talento e pela experiência do engenheiro de proteção. 
Evidentemente, que no futuro, com técnicas de computação baseada em inteligência artificial poderão 
aparecer programas computacionais mais aprimorados. Enquanto isso não acontece, veja os princípios 
básicos para a coordenação da proteção que foram se consolidando pelo conhecimento adquirido ao longo 
dos anos gerando uma cultura na área de proteção. 
 
3. PRINCÍPIOS BÁSICOS DE PROTEÇÃO 
 
Em todas as literaturas que tratam de proteção e na convivência com as atividades de proteção fica claro a 
preocupação dos engenheiros de proteção em projetar seus sistemas de proteção com base em seis 
princípios básicos abaixo enumerados. 
 
• PB.1 – Princípio da Quantidade 
• PB.2 – Princípio da Localidade 
• PB.3 – Princípio da Retaguarda 
• PB.4 – Princípio da Sensibilidade 
• PB.5 – Princípio da Suportabilidade 
• PB.6 – Princípio da Seletividade 
 
É bom lembrar que tais princípios servem de orientação e não de decisão deixando esta última ao 
engenheiro de proteção. 
 
3.1 PRINCÍPIO DA QUANTIDADE 
 
Este princípio afirma que todo equipamento deve ter pelo menos um dispositivo de proteção destinado a 
realizar sua proteção contra sobrecorrente e pelo menos um contra sobretensão. Este dispositivo é 
denominado de dispositivo de proteção principal. 
 
Antigamente, com as restrições tecnológicas, havia necessidade de mais de um dispositivo de proteção 
principal para atuar em todas as anormalidades que o equipamento protegido está sujeito mas, hoje 
existem dispositivos de proteção multifunções capaz de monitorarem várias anormalidades 
simultaneamente. Exemplo clássico são os relés digitais de proteção de geradores e transformadores. É 
importante que todas as anormalidades previstas sejam monitoradas pelo menor por um dispositivo de 
proteção ou uma função para cada tipo de anormalidade dentro do dispositivo de proteção. 
 
Para propor a quantidade e tipo de dispositivos de proteção que comporão o sistema de proteção envolve 
tanto fatores técnicos quanto econômicos. Dependendo da importância, custo e complexidade do 
 
 
 
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equipamento, poderão existir mais de um dispositivo de proteção principal. Por exemplo, em 
transformadores acima de 5 MVA e motores acima de 1500 HP a literatura técnica recomenda a 
utilização de proteções diferenciais além das proteções de sobrecorrente usuais. 
 
Um SEP de média tensão com topologia RADIAL com uma única fonte de energia geralmente a proteção 
é feita com dispositivos de sobrecorrentes do tipo 50/51 e 50/51N não exigindo proteção mais 
sofisticadas. Já, um sistema elétrico com topologia MALHA ou RADIAL com duas ou mais fontes de 
energia como é o caso de concessionária e gerador em paralelo muitas vezes faz-se necessário o uso de 
dispositivos de sobrecorrentes direcionais (67, 67N), dispositivos de proteção diferencial de linha (87L) e 
distância (21) que são dispositivos de proteção mais sofisticados e mais onerosos, mas indispensáveis 
para uma boa coordenação. 
 
 
3.2 PRINCÍPIO DA LOCALIDADE 
 
Este princípio diz que o dispositivo de proteção principal deve ser locado o mais próximo possível do 
equipamento a ser protegido. Isto permite maior facilidade de localização da falta e, conseqüentemente, 
maior 
facilidade de efetuar a restauração do SEP e 
menor quantidade de equipamentos desligados. 
 
Num SEP de topologia RADIAL de 
distribuição em média tensão com uma única 
fonte de energia geralmente, loca-se um 
dispositivo de proteção na entrada de cada 
alimentador. Isto garante uma boa coordenação 
da proteção. Já, num SEP de topologia 
MALHA ou RADIAL com duas ou mais fontes 
de energia, geralmente, loca-se dois 
dispositivos de proteção um em cada lado do 
alimentador que tem possibilidade de receber fluxo de energia dos dois lados. A figura 2.1 ilustra o que 
foi dito acima. 
 Figura 2.1 
 
Observe que uma falta nas linhas L1 ou L2 haverá sobrecorrente proveniente das duas fontes exigindo a 
presença dos dispositivos de proteção D2 e D3 para isolar uma das linhas e permitir a continuidade de 
fornecimento à carga. Já para uma falta na linha L3 o dispositivo de proteção D5 é suficiente para 
eliminar a falta. Mas, observe como o principio não é rígido. Imagine por exemplo, que a linha L3 é 
muito comprida e o dispositivo de proteção D5 não é suficiente detectar uma falta na barra 4 ai já justifica 
um dispositivo de proteção D6 na chegada da linha L3 na barra 4. Ou ainda, se a falta ocorreu na carga 2 
após reparo para recolocar o sistema em operação é necessário deslocar-se até o dispositivo de proteção 
D5 para efetuar o religamento após reparo. 
 
3.3 PRINCÍPIO DA RETAGUARDA 
 
Este princípio afirma que todo dispositivo de proteção principal deve ter pelo menos um outro 
dispositivo de proteção operando em sua retaguarda de modo que, ocorrendo à falha do dispositivo de 
proteção principal, o dispositivo de proteção de retaguarda garanta a proteção do equipamento a ser 
protegido. 
 
Este princípio está diretamente relacionado com a confiabilidade do dispositivo de proteção e 
evidentemente com o custo do sistema de proteção. Para exemplificar, considere um sistema de proteção 
 
 
 
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simples constituído pelo conjunto (D): disjuntor, relé e transformador de corrente para fazer a proteção de 
um gerador conforme mostrado na figura 2.2A. 
 
 
 
Figura 2.2A Figura 2.2B Figura 2.2C 
 
Para simplificar, suponha que o referido sistema de proteção tenha taxa de falha total de 0,0042 falha/ano 
(λ) e a probabilidade de falha obedeça a uma distribuição exponencial. Assim, a probabilidade do 
conjunto falhar durante sua vida útil admitida de 30 anos será: 
 
tep λ−−= 1 
 
300042,01 ×−−= ep 
 
1184,0=p 
 
E a possibilidade de não falhar, ou seja, o sistema operar com sucesso é 0,8816 (1-p). 
 
Agora, observe os casos mostrados na figura 2.2B e 2.2C onde foram duplicados e triplicados os sistemas 
de proteção. Na figura 2.2B tem-se um sistema de retaguarda e na figura 2.2C tem-se dois sistemas de 
retaguarda. 
 
Em proteção, os sistemas de retaguarda são projetados para atuar quando a proteção principal falha, ou 
seja, as proteções de retaguarda só operam se a proteção principal falhar. Assim, sobre o ponto de vista de 
probabilidade os eventos de sucesso ou fracasso de operação dos sistemas de proteções em pauta são 
mutuamente exclusivos.A probabilidade de sucesso (PS) para um sistema de proteção principal e “n” sistema de proteção de 
retaguarda será: 
 
Ps (0) = 1–p 
 
Ps (1) = (1–p)+p×(1–p) 
 
Ps (2) = (1–p) + p×(1–p) + p² × (1 – p) 
 
)........1()1()( 2 nS ppppnP +++×−= 
 
)1(
1)1()(
1
p
ppnP
n
S
−
−
×−=
+
 
 
01)( 1 ≥−= + npnP nS 
 
 
 
 
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A tabela 2.1 mostra o resultado desta probabilidade aplicada no exemplo em pauta. 
 
Número de 
Sistemas 
de Retaguarda 
(n) 
S – Sucesso 
F – Fracasso 
 
PS(n) GS(n) F(n) F’(n) F”(n) 
0 S 0,8816 0 --- --- --- 
1 S + FS 0,9860 0,1044 2,028C 1,115C 1,024C 
2 S + FS + FFS 0,9984 0,0124 3,005C 1,202C 1,022C 
3 S + FS + FFS +FFFS 0,9998 0,0015 4,000C 1,303C 1,030C 
Tabela 2.1 
 
O ganho incremental de sucesso (GS) medido pelos acréscimos na probabilidade de sucessos quando 
passa de “n−1” sistema de proteção para “n” sistema de proteção é: 
 
)()1()( nPnPnG SSS −+= 
 
1)1()( ≥−= nppnG nS 
 
Como a probabilidade p é menor de 1, os termos pn e pn+1
 
 tende a diminuir com o aumento do número de 
sistema de proteção (n). Observe na tabela 2.1 que, quando passa a usar um sistema de retaguarda, ou 
seja, passa-se de “n” de 0 para 1, obteve-se um ganho de 10,44% de sucesso na proteção e quando passa a 
usar dois sistemas de retaguarda, ou seja, passou-se de “n” de 1 para 2 obteve-se um ganho de apenas 
1,24%. 
 
Por outro lado, considere que o custo de um sistema de proteção do exemplo em pauta é “C” e, portanto, a 
função custo no caso genérico com “n” sistemas de retaguarda é linear e dado pela expressão: 
 
nCCnC +=)( 
 
onde: 
C é o custo de um sistema de proteção 
nC é o custo de “n” sistema de proteção de retaguarda 
 
E ainda, definiu-se uma função custo-benefício F(n) como: 
 
C
p
n
nP
nC
nF
n
S
×
−
+
==
+11
1
)(
)()( 
 
É fácil verificar que a função custo-benefício F(n) tende a (n+1)C, pois o termo denominador tende a 1 
muito mais rápido do que o numerador. Conclui-se, portanto que a melhor forma de melhorar a proteção é 
reduzir a probabilidade “p”, ou seja, reduzir a taxa de falha do sistema de proteção e usar no máximo um 
sistema de proteção de retaguarda. 
 
 
 
 
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15 
Só se o custo de implantação dos sistemas de retaguarda fosse muito baixo e a probabilidade “p” fosse 
baixa é que a implantação de mais de um sistema de retaguarda começa a ser viável. As colunas F´(n) e 
F”(n) na tabela 2.1 mostram os resultados da função custo-benefício obtidos para um custo de um sistema 
de proteção de retaguarda igual a 10% e 1% do custo do sistema de proteção principal respectivamente 
mantendo a mesma probabilidade “p”. 
 
C
p
n
nP
nC
nF
n 11
1,01
)(
)()´(
+
−
+
== 
 
 
C
p
n
nP
nC
nF
n 11
01,01
)(
)()("
+
−
+
== 
 
Para não se estender muito sobre o assunto abordado acima só é bom lembrar que o custo da interrupção 
de energia não foi considerado e dependendo da complexidade do SEP este custo deve ser avaliado, pois 
este custo pode levar a conclusão que um ou mais sistemas de retaguarda é recomendável. No sistema de 
88 kV de São Paulo que supre uma certa quantidade de subestações de 88 kV, a concessionária exige que 
o disjuntor principal na entrada da subestação seja operado por dois relés de sobrecorrente, pois se um 
falhar o outro atua evitando o desligamento das linhas de 88 kV perdendo várias subestações de 88 kV 
por causa de falha numa subestação de 88 kV. Aqui, acredita-se que a taxa falha do relé é maior do que a 
taxa de falha do disjuntor e outros equipamentos. 
 
3.4 PRINCÍPIO DA SENSIBILIDADE 
 
Este princípio afirma que o dispositivo de proteção deve atuar sempre que o equipamento protegido for 
submetido a menor condição anormal que o coloque em risco, isto é, o dispositivo de proteção deve ser 
sensível ao menor valor de anormalidade. 
 
Por outro lado, o dispositivo de proteção deve permitir que o equipamento protegido opere em condições: 
normal, emergencial e transitória esperadas e especificadas, ou seja, o dispositivo de proteção não pode 
ser sensível às condições citadas, senão o sistema de proteção operar em condições indevidas. 
 
As condições operativas normais e emergenciais, no que tange as correntes de carga máxima que fluem 
no equipamento que se pretende proteger, podem ser quantificadas com alguns cálculos simples ou, se 
necessário, uma análise de fluxo de potência dependendo da complexidade do sistema. 
. 
Na condição de falta, é importante avaliar todas as eventuais sobrecorrentes no SEP para verificar se 
todas as proteções são sensíveis a estas correntes. Estas informações são obtidas numa análise de curto-
circuito do SEP. 
 
Já para avaliar as condições de sobretensão muitas vezes são necessárias simulações computacionais. 
Assim, antes de elaborar um estudo de coordenação da proteção é necessário colher algumas informações 
sobre o SEP e realizar outros estudos do tipo: estudo de curto-circuito e estudo de sobretensões. 
 
3.5 PRINCÍPIO DA SUPORTABILIDADE 
 
Este princípio diz que o dispositivo de proteção deve atuar o mais rápido possível sempre que o 
equipamento a ser protegido for submetido a condições anormais de modo a não permitir que os limites 
de suportabilidade do equipamento protegido não sejam ultrapassados. 
 
 
 
 
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16 
Os limites de suportabilidade do equipamento são informações técnicas a serem obtidas com o fabricante 
do equipamento e muitas vezes especificadas na aquisição do equipamento e deve ser de conhecimento do 
engenheiro de proteção. Estes limites são os valores máximos de corrente e de tensão admissíveis em 
função do tempo máximo de exposição que o equipamento suporta. Geralmente, tais valores são 
informados na forma de gráficos e são conhecidos como curvas de suportabilidade. 
 
Com auxílio destas curvas, pode determinar o tempo máximo que o equipamento pode ficar exposto, para 
um determinado valor de anormalidade. Este tempo deve ser superior ao tempo de atuação do sistema de 
proteção. 
 
3.6 PRINCÍPIO DA SELETIVIDADE 
 
Este princípio diz que todos os dispositivos de proteção mais próximo do local de falta e por ela 
sensibilizados devem atuar o mais rápido possível de modo a isolar a falta. Assim, garante a retirada de 
operação da menor quantidade de equipamentos e garante uma possível continuidade da operação do 
sistema elétrico. 
 
Este princípio está relacionado com o modo de operar de um dispositivo de proteção em relação a um 
outro dispositivo de proteção. Assim, há necessidade de uma visão de conjunto dos dispositivos de 
proteção instalados no SEP e não só ter uma visão pontual do equipamento a ser protegido. 
 
Deste princípio decorre que o dispositivo de retaguarda de um dispositivo principal sempre deverá atuará 
mais retardo se isto implicar em desligamentos de outros equipamentos. 
 
Para uma melhor compreensão deste princípio é necessário conhecer os conceitos básicos de coordenação 
da proteção. 
 
4. CONCEITOS BÁSICOS DE COORDENAÇÃO 
 
Para iniciar as atividades em coordenação da proteção é fundamental o conhecimento dos conceitos 
básicos de: 
 
• dispositivo de proteção, 
• zona de proteçãoe retaguarda, 
• sensibilidade, 
• curva tempo-corrente e 
• seletividade. 
 
4.1 DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO 
 
Foge ao escopo deste livro a discussão profunda de todos os tipos de dispositivos de proteção utilizados 
num sistema de proteção no que tange ao seu principio de funcionamento devido a grande quantidade 
exigindo um livro à parte. Este conhecimento será obtido paulatinamente durante as atividades exercidas 
pelo engenheiro de proteção. Basicamente, definem-se dois grupos de dispositivos de proteção quanto a 
sua finalidade: dispositivos de proteção de sobretensão e dispositivo de proteção de sobrecorrente. 
 
Um dispositivo de sobretensão é um equipamento destinado a operar numa eventual sobretensão no 
circuito de modo a evitar que o equipamento protegido fique submetido a tensão que coloque em risco sua 
isolação. Os principais dispositivos de proteção deste grupo são: pára-raio, centelhadores, supressor de 
surto e relés de sobetensão. No capítulo 4 será discutido com maiores detalhes este assunto. 
 
 
 
 
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Um dispositivo de proteção de sobrecorrente é um equipamento destinado a operar numa eventual 
sobrecorrente no circuito de modo a eliminar esta sobrecorrente. Geralmente, estes dispositivos de 
proteção são: fusíveis, relés, disjuntores e religadores. 
A escolha de um dispositivo de proteção adequado está diretamente relacionado ao tipo de equipamento a 
ser protegido e o custo/benefício que este dispositivo oferece à instalação. É importante que o leitor 
conheça o funcionamento e as limitações de um dispositivo de proteção para que possa especificar e 
ajustar um dispositivo de proteção e tirar o maior proveito de seus recursos. Não será discutida a parte 
construtiva e tecnológica dos dispositivos de proteção. A melhor forma de adquirir este conhecimento é 
consulta aos catálogos e manuais dos equipamentos e, ainda consulta técnica ao fabricante. 
 
O dispositivo de proteção tipo relé teve um desenvolvimento tecnológico muito grande buscando 
aplicações mais específicas dentro do sistema de proteção monitorando não só corrente como também 
outras grandezas do tipo: freqüência, tensão, temperatura por exigência da complexidade dos 
equipamentos do sistema elétrico de potência (SEP). Isto levou a “American Standard Assossiation” 
(ASA) a codificar os relés de proteção quanto a sua função de aplicação. Veja estes códigos no anexo A. 
4.1.1 FUSÍVEL 
 
O fusível é um dispositivo de proteção que opera pela fusão do seu elemento interno na passagem de 
corrente. Trata-se de um dispositivo de proteção simples e de custo baixo comparado com os outros 
dispositivos de proteção. Pode ser usado tanto na média tensão quanto na baixa tensão. Com seu baixo 
custo, sua eficiência em limitação de corrente e sua alta capacidade de interrupção justifica sua utilização. 
 
A característica fundamental do fusível é que ele usa um elemento metálico que será fundido para obter a 
interrupção da corrente e possui uma curva de tempo-corrente fixa não ajustável. É importante 
observar que a curva de tempo-corrente do fusível é formado de duas curvas: 
 
• curva de tempo mínimo de fusão e 
• curva de tempo máximo de interrupção. 
 
Alguns fusíveis podem admitir uma determinada sobrecarga dependendo do seu tipo e do equipamento 
que se está protegendo, desde que não comprometa a sua vida útil. 
 
O fusível deve suportar a corrente de energização dos equipamentos do tipo transformador ou motor, ou 
seja, não deve romper para esta corrente. 
 
FUSÍVEL DE BAIXA TENSÃO 
 
Quanto ao tipo construtivo existem vários tipos de fusíveis de baixa tensão como: cartucho, rolha, rosca, 
(diazed), faca (NH), etc. A norma IEC-60269 e NBR-11849 classificam os fusíveis em três tipos quanto a 
sua característica funcional: gG, gM e aM. 
 
A característica “gG” designa fusível de faixa completa que pode conduzir continuamente corrente até, no 
mínimo, sua corrente nominal e pode interromper desde a corrente de mínima fusão até sua capacidade de 
interrupção. Este fusível é designado pela IEC de fusível de uso geral usado para proteção de sobrecarga 
e curto-circuito. 
 
As características “gM e aM” designam fusíveis de faixa parcial que podem conduzir correntes até, no 
mínimo, sua corrente nominal e pode interromper as correntes a partir de um determinado múltiplo de 
sua corrente nominal até sua capacidade de interrupção. Este fusível é designado pela IEC como fusível 
de retaguarda. 
 
 
 
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18 
 
Pode-se observar que os fusíveis de característica “gG” são usados para proporcionar uma certa proteção 
de sobrecarga enquanto que os fusíveis de característica “aM” são usados exclusivamente para proteção 
contra curto-circuito e muitas vezes são utilizados justamente com um relé térmico em circuito de 
motores. 
 
Os fusíveis gG, gM e aM são todos do tipo limitador. Isto significa que, dentro de uma faixa de corrente 
passante pelo fusível especificada, eles limitam a corrente a um valor mais baixo que o valor de pico da 
corrente presumida justificado pela rapidez do seu tempo de atuação (tS + tL) que é inferior ao tempo que 
a corrente de curto-circuito atinge seu valor de pico. Veja figura 2.3. O fabricante de fusíveis fornecem 
um gráfico de limitação de corrente semelhante ao mostrado na figura 2.4 que relaciona a corrente 
limitada pelo fusível em função da corrente de curto-circuito presumida eficaz passante pelo fusível. 
 
As normas acima citadas conceituam dois parâmetros básicos importantes para a proteção e estão 
associados a curva tempo-corrente do fusível: 
 
• Corrente convencional de não fusão (Inf), que é o valor da corrente máxima que o fusível pode 
suportar, durante um tempo especificado denominado tempo convencional, sem se fundir. 
 
• Corrente convencional de fusão (I2), que é o valor da corrente mínima que assegura a fusão do 
fusível antes de decorrido o tempo convencional. 
 
A tabela 2.2 traz os valores de I2 e Inf extraídos da norma IEC-60269-1 e IEC-60269-2. 
 
Corrente Nominal In 
(A) 
Corrente Convencional de 
não Fusão Inf 
(xIn) 
Corrente Convencional de 
 Fusão I2 
(xIn) 
Tempo Convencional 
(h) 
In ≤ 4 1,50 2,1 1 
4 < In ≤ 16 1,50 1,9 1 
16 < In ≤ 63 1,25 1,6 1 
63 < In ≤ 160 1,25 1,6 2 
160 < In ≤ 400 1,25 1,6 3 
 In > 400 1,25 1,6 4 
(∗) In = Ich para fusíveis “gM” 
Tabela 2.2 – Correntes convencionais de fusíveis tipo gG e gM 
 
A tabela 2.2 é também válida para o fusível tipo “gM” substituindo In por Ich. Porque o fusível tipo “gM” 
é definido por duas correntes (InMIch). Por exemplo, um fusível “gM” especificado por 16M32 tem uma 
corrente nominal In igual a 16 e uma corrente Ich igual a 32. Ou seja, a sua corrente convencional de não 
fusão e sua corrente convencional de fusão são 1,25 × 32 = 40 A e 1,6 × 32 = 51,2 A respectivamente. 
 
 
 
FUSÍVEL DE MÉDIA TENSÃO 
 
Os fusíveis de média tensão são fusíveis limitadores de corrente destinado a uso interno ou externo em 
sistemas de corrente alternada de 60 Hz para tensões nominais acima de 1 kV. São construídos conforme 
as normas: IEC-281.1, VDE-0670 parte 4 e NBR-8669. São largamente usados na proteção de 
transformadores, motores, alimentadores e bancos de capacitores. 
 
 
 
 
 
 
 
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19 
 
 
O fusível demédia tensão 
mais comumente usado nas 
instalações industriais é o 
tipo HH. Deve ser escolhido 
com corrente nominal (In) de 
1,5 a 2 vezes a corrente de 
carga máxima do circuito. 
 
Quando uma corrente de 
falta de alta intensidade 
atravessa o fusível sua fusão 
ocorre antes que a corrente 
de falta atinja seu valor 
máximo conforme mostra a 
figura 2.3. Desta forma, os 
efeitos dinâmicos e térmicos da corrente de falta são minimizados. 
 Figura 2.3 
A característica de limitação ocorre quando o tempo de interrupção do fusível, que é igual a soma do 
tempo de fusão (tS) e o tempo de extinção do arco (tL), for menor que o tempo da corrente presumida 
atingir o seu valor máximo. 
 
A figura 2.4 mostra a característica de limitação de corrente para fusíveis DRVAL da Merlin Gerin do 
Brasil S/A. Observe na figura que, para uma corrente de curto-circuito presumida eficaz de 10 kA que 
poderia atingir um valor de pico assimétrico de 25,4 kA (1,8 ×√ 2×10) sem fusível terá sua corrente 
limitada em 9 kA por um fusível de corrente nominal igual a 100 A. Ou seja, 9 kA é a corrente máxima 
corrente instantânea durante a operação de fusão e extinção do arco denominada de corrente de corte Ip. 
A figura 2.5 mostra a característica tempo-corrente dos fusíveis, tipo DRVAL como ilustração. 
 
 
 
Figura 2.4 
 
 
 
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20 
 
 
Figura 2.5 
 
Estes fusíveis não são fabricados para proteção de sobrecarga e sim para proteção de curto-circuito, 
portanto tais fusíveis não devem ficar submetidos a sobrecarga, ou seja, o fusível não pode ficar 
submetido a correntes inferiores à corrente de mínima operação. 
 
ELO FUSÍVEL DE DISTRIBUIÇÃO 
 
Os elos fusíveis são utilizados em chaves fusíveis nos sistema de distribuição primária das 
concessionárias. São normalizadas pela norma NBR-5359 quais são designados pelos tipos: “H”, “K”, e 
“T”. 
 
Os elos fusíveis tipo “H” são de alto surto, com alta temporização para correntes elevadas. 
 
Os elos fusíveis tipo “K” são fusíveis rápidos com relação de rapidez variando entre 6 e 8,1. 
 
Os elos fusíveis tipo “T” são fusíveis lentos com relação de rapidez variando entre 10 e 13. 
 
A relação de rapidez de um elo fusível é definido como a relação entre o valor da corrente mínima de 
fusão a 0,1 segundo e a corrente mínima de fusão a 300 segundos para elos fusíveis de corrente nominal 
até 100 A ou 600 segundos para elo fusíveis de corrente nominal acima de 100 A. A norma NBR-5359 
estabelece que os elos fusíveis devem estar de acordo com os valores apresentados nas tabelas 2.3A, 2.3B 
e 2.3C. 
 
Corrente 
Nominal 
(A) 
Corrente de Fusão 
(A) 
300s 10s 0,1s 
 
1 
2 
3 
5 
Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo 
2,5 3,3 6,8 8,6 53 80 
3,5 4,3 9,2 12,0 89 130 
4,7 5,9 11,3 14,5 89 130 
7,4 9,2 15,3 18,5 89 130 
Tabela 2.3A.– Correntes de Fusão para os elos fusíveis Tipo “H” 
 
 
 
 
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Corrente Nominal 
(A) 
Corrente de Fusão 
(A) Relação de 
rapidez 300 ou 600s (*) 10s 0,1s Min. Max. Min. Max. Min. Max. 
Preferências 
6 12,0 14,4 13,5 16,2 72 86,4 6,0 
10 19,5 23,4 22,5 27,0 128 153,6 6,6 
15 31,0 37,2 37,0 44,4 215 258,0 6,9 
25 50,0 60,0 60,0 72,0 350 420,0 7,0 
40 80,0 96,0 98,0 117,6 565 678,0 7,1 
65 128,0 153,6 159,0 190,8 918 1.101,5 7,2 
100 200,0 240,0 258,0 309,6 1.520 1.824,0 7,6 
140 310,0 372,0 430,0 516,0 2.470 2.964,0 8,0 
200 480,0 576,0 760,0 912,0 3.880 4.656,0 8,1 
 
 
 
Não 
Preferenciais 
8 15,0 18,0 18,0 21,6 97 116,4 6,5 
12 25,0 30,0 29,5 35,4 166 199,2 6,6 
20 39,0 47,0 48,0 57,6 273 327,6 7,0 
30 63,0 76,0 77,5 93,0 447 536,4 7,1 
50 101,0 121,0 126,0 151,2 719 867,8 7,1 
80 160,0 192,0 205,0 246,0 1180 1.416,0 7,4 
(*) 300s para elos fusíveis até 100 A , 600s para elos fusíveis de 140 e 200 A. 
Nota: Coordenação satisfatória é prevista nos elos fusíveis tipo “K” até uma corrente igual a 13 vezes a corrente nominal 
do elo fusível protetor, tanto entre correntes nominais preferenciais adjacentes, como entre correntes nominais 
intermediárias não preferenciais adjacentes. 
Tabela 2.3B – Correntes de fusão para os elos fusíveis Tipo “K” 
 
 
 
 
 
Corrente Nominal 
(A) 
Corrente de Fusão 
(A) Relação de 
rapidez 300 ou 600s (*) 10s 0,1s Min. Max. Min. Max. Min. Max. 
Preferências 
6 12,0 14,4 15,3 18,4 120 144,0 10,0 
10 19,5 23,4 26,5 31,8 224 268,8 11,5 
15 31,0 37,2 44,5 53,4 388 465,6 12,5 
25 50,0 60,0 73,5 88,2 635 762,0 12,7 
40 80,0 96,0 120,0 144,0 1.040 1.248,0 13,0 
65 128,0 153,0 195,0 234,0 1.650 1.980,0 12,9 
100 200,0 240,0 319,0 382,8 2.620 3.144,0 13,1 
140 310,0 372,0 520,0 624,0 4.000 4.800,0 12,9 
200 480,0 576,0 850,0 1020,0 6.250 7.500,0 13,0 
 
 
 
Não 
Preferenciais 
8 15,0 18,0 20,5 24,6 166 199,2 11,1 
12 25,0 30,0 34,5 41,4 296 355,2 11,8 
20 39,0 47,0 57,0 68,4 496 395,2 12,7 
30 63,0 76,0 93,0 111,6 812 974,4 12,9 
50 101,0 121,0 152,0 182,4 1.310 1.572,0 13,0 
80 160,0 192,0 248,0 297,6 2.080 2.496,0 13,0 
(*) 300s para elos fusíveis até 100 A , 600s para elos fusíveis de 140 e 200 A. 
Nota: Coordenação satisfatória é prevista nos elos fusíveis tipo “T” até uma corrente igual a 24 vezes a corrente nominal 
do elo fusível protetor, tanto entre correntes nominais preferenciais adjacentes, como entre correntes nominais 
intermediárias não preferenciais adjacentes. 
Tabela 2.3C – Correntes de fusão para os elos fusíveis Tipo “T” 
 
Quando o elo fusível é usado na proteção de um alimentador sua corrente nominal (IE) deverá ser maior 
ou igual a corrente de carga máxima (IC ) do alimentador, considerando uma eventual previsão de 
 
 
 
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22 
aumento de carga. Por outro lado, corrente nominal do elo (IE) deverá ser menor ou igual que um quarto 
da mínima corrente de curto-circuito (ICC min) no trecho a ser protegido. 
 
A corrente nominal do fusível não deverá exceder a corrente da chave fusível que geralmente encontra-se em série 
com o fusível. 
 
4.1.2. RELÉS DE SOBRECORRENTE 
 
O relé de sobrecorrente é um dispositivo de proteção que trabalha em conjunto com o disjuntor. O relé 
recebe a informação de corrente de um transformador de corrente, processa esta informação e fecha o 
comando de disparo da bobina de abertura do disjuntor. 
 
Os dispositivos de 
proteção do tipo relé 
possui um conjunto de 
parâmetros para ser 
ajustados ou 
parametrizados. Ajustar 
ou parametrizar um relé é 
definir o melhor conjunto 
de valor de seus 
parâmetros dentro de 
uma faixa pré-existente 
do relé para que este 
opere adequadamente 
dentro dos princípios da 
coordenação da proteção. Esta etapa é a mais trabalhosa e necessita da experiência e conhecimento por 
parte do engenheiro de proteção. 
 Figura 2.6 – Esquema dos relés monofásicos e trifásicos 
 
Os primeiros relés utilizados, de origem eletromecânica, eram unidades monofásicas e, portanto, eram 
utilizadas quatro unidades para fazer a proteção das três fases e neutro ou algumas vezes se omitia um 
relé de fase por economia de escala no caso de concessionárias. Atualmente, os relés estáticos e os 
digitais são unidades trifásicas 
quejá possuem as três 
proteções de fase e de neutro. 
A figura 2.6 ilustra o que foi 
dito. 
 
Uma vez definido o relé a ser 
usado, qual muitas vezes é 
definido pelo critério do 
custo/benefício, o próximo 
passo é definir seu ajuste. O 
ajuste do relé depende do seu 
tipo, desde os mais elementares 
até os mais sofisticados como 
os relés digitais 
microprocessados. Figura 2.7 – Ajustes dos relés de fase e neutro 
min4
1
ccEc III ≤≤
 
 
 
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23 
 
 
Ajustar o dispositivo de proteção significa definir os parâmetros de operação do dispositivo de proteção. 
Hoje para relés digitais usa-se também o termo parametrização do relé. 
 
A seguir são apresentadas algumas recomendações para ajuste dos dispositivos de proteção. Observe que 
os ajustes são funções do equipamento a ser protegido e dos outros dispositivos existentes. 
 
Basicamente o relé tem quatro ou cinco ajustes a serem definidos a saber: tipo de curva tempo-corrente 
utilizado tape, dial de tempo e unidade instantânea independente se é um relé de fase ou de neutro 
conforme mostra a figura 2.7. 
 
Os relés modernos tipo microprocessados possuem um conjunto de curvas para função 50/51 (fase) e um 
conjunto de curvas para função 50/51N (neutro) que podem ser ajustadas independentemente. Assim, para 
cada função do relé, possuem os seguintes parâmetros para ajustar. 
 
FUNÇÃO 51 (FASE - TEMPORIZADA) 
 
• tipo de curva tempo-corrente 
• ajuste de corrente do temporizado (TAPE) 
• temporização (DIAL) 
 
FUNÇÃO 50 (FASE - INSTANTÂNEA) 
 
• ajuste de corrente do instantâneo (TAPE) 
• temporização (DIAL) 
 
FUNÇÃO 51N (NEUTRO - TEMPORIZADA) 
 
• tipo de curva tempo-corrente 
• ajuste de corrente do temporizado (TAPE) 
• temporização (DIAL) 
 
FUNÇÃO 50N (NEUTRO - INSTANTÂNEA) 
 
• ajuste de corrente do instantâneo de neutro 
• temporização (DIAL) 
 
As unidades instantâneas de fase e neutro de alguns relés digitais admitem uma temporização. Estas 
unidades trabalham com curva tempo-corrente do tipo tempo definido. Assim, existe um ajuste de 
temporização destas unidades. Na verdade, estas unidades instantâneas deixaram de ter o conceito 
clássico de unidade instantânea que dispara sem retardo de tempo e só dependendo da corrente, mas 
passam a ser, na verdade uma função temporizada também. Isto foi uma evolução dos relés 
eletromecânicos para os digitais. Alguns relés apresentam mais de uma função instantânea. 
 
Ajustar o tipo de curva é escolher a curva tempo - corrente a ser usada. A característica deve ser definida 
de tal forma que seja compatível com outras proteções do sistema (PRINCIPIO DA SELETIVIDADE). 
 
O tape também chamado de pick-up ou corrente de partida é a corrente mínima de disparo do relé que 
causará o fechamento ou abertura de algum contato auxiliar do relé que compõe o comando de 
desligamento no disjuntor. 
 
 
 
 
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O ajuste do TAPE para fase é função de corrente máxima de carga do circuito e da corrente de curto-
circuito mínima no final da zona de proteção. Geralmente, a corrente de curto-circuito mínima é a 
corrente de curto-circuito dupla fase. 
 
 
 
Onde: 
Ic é a corrente de carga máxima. 
RTC é a relação do TC em uso. 
Icc min é a corrente de curto-circuito mínimo. 
k1 é um fator do relé 
k2 é um fator do relé 
 
O ajuste de TAPE do relé de neutro (terra), é feito acima de uma eventual corrente de desequilíbrio 
existente no circuito e acima do erro dos TC. Geralmente adota-se 10% da corrente de carga mínima. A 
corrente de curto-circuito fase terra mínima no final da zona de proteção define o TAPE máximo. 
 
 
Onde: 
Ic é a corrente de carga máxima. 
RTC é a relação do TC em uso. 
Icc min é a mínima corrente de curto-circuito fase terra. 
k1 é um fator do relé 
k2 é um fator do relé 
 
Observe os fatores k1 e k2 nas expressões acima. Quando se fixa o TAPE do relé significa que qualquer 
corrente injetada no relé menor ou igual a k1 x TAPE o relé não atua. Na maioria dos relés k1 = 1. 
Observe que existe uma banda morta entre (k1 a k2) x TAPE onde não se garante com segurança o 
disparo do relé. Quando no relé a corrente de entrada for igual ou superior a k2 vezes o TAPE é a garantia 
de atuação do relé. Este fator depende de relé para relé, já se encontrou fatores entre 1,05 a 2. Este fator é 
encontrado no catálogo do fabricante do relé. 
 
Ajustar o dial de tempo, também chamado de temporizador, corresponde em definir o tempo de disparo 
da função temporizada (51 ou 51N) ou da função instantânea (50 ou 51N) de alguns relés. Isto significa 
que, quando a corrente injetada no relé ultrapassa o valor do tape, o relé temporiza seu disparo ou seja, o 
fechamento do contato de saída não permitindo sua atuação instantânea. 
 
Ajustar a unidade instantânea do relé (50 ou 50N) corresponde a escolher um segundo tape no relé para 
correntes mais altas. Quando a corrente injetada no relé ultrapassa o valor deste tape, o relé dispara 
instantaneamente, ou seja, o fechamento do contato de saída é imediato sem retardo intencional. Como já 
mencionado, existem relés com falso instantâneo qual tem possibilidade de ajustar uma certa 
temporização desta unidade. Neste caso, é bom lembrar que esta temporização deve ser inferior a 
temporização da função temporizada (51 ou 51N). O TAPE da unidade instantânea não deverá ser 
RTCk
I
TAPE
RTCk
I cc
f
c
×
≤≤
× 2
min
1
RTCk
I
TAPE
RTCk
I cc
n
c
×
≤≤
× 2
min
1
1,0
 
 
 
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sensível à corrente da energização do circuito. Lembra-se que a corrente de energização é uma 
característica do tipo de carga. 
 
A Unidade Instantânea dos relés de fase e de neutro não deverão ser sensíveis aos curtos-circuitos 
localizados após o primeiro equipamento de proteção instalado à jusante. É aqui que a temporização das 
unidades instantâneas dos relés digitais tem sua aplicação. 
 
4.1.3. DISJUNTOR DE BAIXA TENSÃO 
 
Na proteção, os disjuntores de baixa tensão são classificados em: 
 
• disjuntores termomagnéticos 
• disjuntores com relés eletrônicos ou microprocessados 
 
Os disjuntores termomagnéticos possuem proteção contra sobrecarga temporizada fixa e proteção contra 
curto-circuito com disparo magnético sem temporização intencional. Já os disjuntores estáticos ou 
microprocessados possuem dispositivos eletrônicos, que nada mais são do que relés, que fazem as 
proteções contra sobrecarga e curto-circuito de forma ajustável. 
 
Para os disjuntores estáticos ou microprocessados há recurso de temporização de suas curvas de atuação e 
portanto a seletividade pode ser garantida. Neste caso, como tais disjuntores possuem um relé de 
sobrecorrente , vale o que foi dito no item anterior para 
o relé associado ao disjuntor. 
 
A figura 2.8 mostra exemplos de curvas tempo-corrente 
de um disjuntor termomagnético e um disjuntor 
eletrônico. A seta dupla, mostrada na figura, indica a 
possibilidade de ajuste na posição das curvas. 
 
Os disjuntores termomagnéticos podem ter o disparo 
térmico e o disparo magnético fixo, ou seja, não admite 
regulagem ou ajuste. Geralmente