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Proteção de Subestações de 
Distribuição – Filosofia e Critérios 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Revisão 03 – 12/2014 
 
NORMA ND.62 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ELEKTRO Eletricidade e Serviços S.A. 
Diretoria de Operações 
Gerência Executiva de Engenharia, Planejamento e Operação 
 
 
 
 
 
Rua Ary Antenor de Souza, 321 – Jd. Nova América 
Campinas – SP 
Tel.: (19) 2122-1000 
Site: www.elektro.com.br 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ND.62 
 
Proteção de Subestações 
de Distribuição 
 
 
 
 
 
 
Campinas – SP, 2014 
 
28 páginas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aprovações 
 
 
 
 
 
Giancarlo Vassão de Souza 
Gerente Executivo de Engenharia, Planejamento 
e Operação 
 
 
 
 
Luis Alessandro Alves 
Gerente de Subestações e Linhas de 
Transmissão 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Elaboração 
 
 
Bruno Zanão Ferrarini 
Julio Cesar Bellan 
Valmir Ziolkowski 
 
 
 
 
 
 
 
ND.62 
 
 
 
 
 
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À ELEKTRO é reservado o direito de modificar total ou parcialmente o conteúdo desta norma, a qualquer 
tempo e sem prévio aviso considerando a constante evolução da técnica, dos materiais e equipamentos 
bem como das legislações vigentes. 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
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ÍNDICE 
CONTROLE DE REVISÕES ............................................................................................................... 9 
1 OBJETIVO ................................................................................................................................. 11 
2 CAMPO DE APLICAÇÃO .......................................................................................................... 11 
3 DEFINIÇÕES .............................................................................................................................. 11 
4 REFERÊNCIAS NORMATIVAS ................................................................................................. 12 
4.1 Normas técnicas brasileiras .................................................................................................. 12 
4.2 Normas técnicas da ELEKTRO .............................................................................................. 12 
5 CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS DE DISTRIBUIÇÃO DA ELEKTRO 12 
5.1 Características das subestações........................................................................................... 12 
5.2 Transformadores de potência ................................................................................................ 12 
5.3 Aterramentos .......................................................................................................................... 13 
6 FILOSOFIA DE PROTEÇÃO ...................................................................................................... 14 
6.1 Proteções de entrada de linha ............................................................................................... 14 
6.2 Proteções do transformador de potência ............................................................................. 14 
6.2.1 Proteção contra sobrecorrentes ........................................................................................ 14 
6.2.2 Proteção diferencial ............................................................................................................ 18 
6.2.3 Proteção de falta à terra restrita ......................................................................................... 19 
6.2.4 Proteções internas .............................................................................................................. 19 
6.2.5 Chaves-fusíveis – elos fusíveis .......................................................................................... 20 
6.3 Alimentadores de distribuição ............................................................................................... 21 
6.4 Alimentadores de Distribuição cuja função é distribuição de energia e recepção de 
cogeração ........................................................................................................................................ 21 
7 REQUISITOS DE PROJETOS, ESQUEMAS ESPECIAIS, LÓGICAS E BLOQUEIOS .............. 22 
7.1 Sistema alternativo de alimentação de corrente contínua................................................... 22 
7.2 Sistema de supervisão de corrente contínua ....................................................................... 22 
7.3 Chave de transferência de proteção de neutro (CTPN) – Proteção para transferência de 
alimentadores .................................................................................................................................. 22 
7.4 Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC .................................................................... 24 
7.5 Seletividade lógica ................................................................................................................. 24 
7.6 Lógica para falha de disjuntor (62/50BF) .............................................................................. 24 
7.7 Rele em Manutenção / Liberado. ........................................................................................... 25 
7.8 Quanto a aplicação de relé .................................................................................................... 25 
7.9 Quanto aos TRIPs por atuação de proteção. ........................................................................ 26 
 
 
 
 
 
 
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CONTROLE DE REVISÕES 
Revisão Data Descrição 
02 11-12-2009 
− Revisão e atualização do documento para atender as diretrizes do 
Sistema de Gestão da Qualidade. 
− Editoração de acordo com o modelo F-SGQ-010. 
− Alteração nos critérios de atuação do sistema de supervisão de 
corrente contínua(SSCC) – ver 6.7.2. 
03 04-12-2014 − Revisão de conteúdo. 
− Adequação de forma. 
 
 
 
 
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1 OBJETIVO 
Uniformizar a filosofia de proteção de subestações de distribuição da ELEKTRO. 
2 CAMPO DE APLICAÇÃO 
Esta norma se aplica: 
- Na elaboração e análises de estudos de proteção de subestações de distribuição 
executados pela Gerência de SEs e LTs. 
- Na elaboração de projetos de ampliações e adequações executadas pela Gerência de 
SEs e LTs e ou empresas contratadas para tal. 
- Nas intervenções e adequações nas subestações de distribuição executadas pela 
Gerência de SEs e LTs e ou empresa contratada para tal. 
- Na elaboração e análises de estudos de proteção de alimentadores executados pela 
Gerência de Planejamento Técnico. 
- Nos testes e ensaios executados pela Gerência de SEs e LTs e ou empresas 
contratadas para tal. 
Esta norma não se aplica para subestações de clientes. 
3 DEFINIÇÕES 
Para os efeitos deste documento, aplicam-se os seguintes termos e definições. 
3.1 
bloqueio 
inibição de determinada função do equipamento. 
3.2 
coordenação 
ajustes feitos na proteção de forma a permitir o restabelecimento automático da proteção de 
retaguarda no caso de atuação simultânea de duas proteções. 
3.3 
corrente de infeed 
corrente que circula do transformador de força para a linha de transmissão, no caso de falta 
fase terra nesta. 
3.4 
falta 
ocorrência acidental e súbita, em um elemento de um sistema elétrico, que pode resultar em 
falha do próprio elemento e/ou outros acessórios associados. 
3.5 
seletividade 
capacidade do dispositivo protetor atuar antes do dispositivo de retaguarda. 
3.6 
sensibilidade 
capacidade de detecção (“percepção") de pequenas grandezas de defeitos ou anormalidades. 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
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3.7 
seletividade lógica 
esquemas lógicos que objetivam garantir que faltas ocorridas na subestação sejam 
interrompidas em no máximo 250 ms (150 ms de atuação da proteção e 100 ms de tempo 
máximo de abertura dos disjuntores). 
4 REFERÊNCIAS NORMATIVAS 
4.1 Normas técnicas brasileiras 
ABNT NBR 6855, Transformador de potencial indutivo – Especificação 
ABNT NBR 6856, Transformador de corrente – Especificação 
ABNT NBR 8926, Guia de aplicação de relés para a proteção de transformadores 
4.2 Normas técnicas da ELEKTRO 
ND.63, Conexão de Consumidores dos Grupos A2 e A3, Clientes Livres, Autoprodutores e 
Produtores Independentes de Energia ao Sistema Elétrico da ELEKTRO nas Tensões de 
Fornecimento de 69 kV, 88 kV e 138 kV – Critérios Gerais 
ND.78, Proteção de Redes Aéreas de Distribuição 
5 CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES ELÉTRICAS DE DISTRIBUIÇÃO DA 
ELEKTRO 
5.1 Características das subestações 
As subestações de distribuição da ELEKTRO podem ter as seguintes configurações: 
• Um, dois ou três transformadores de potência com um elo fusível na entrada de AT. 
• Um, dois ou três transformadores de potência com um disjuntor de AT de entrada. 
• Dois transformadores de potência operando em paralelo (lado de BT em 
barramento fechado) com um único disjuntor de AT na entrada. 
• Dois transformadores de potência operando em paralelo (lado BT em barramento 
fechado) com um disjuntor de AT para cada transformador. 
• Dois transformadores de potência operando com lado de BT em barras separadas e 
com um único disjuntor de AT na entrada. 
• Dois transformadores de potência operando com lado de BT em barras separadas e 
com um disjuntor de AT para cada transformador. 
• Um transformador de potência operando com dois disjuntores de AT na entrada. 
• Dois transformadores de potência operando com lado de BT em barras separadas e 
com dois disjuntores de entrada de linha. 
• Um transformador de potência e com dois disjuntores de entrada de linha. 
5.2 Transformadores de potência 
As subestações em derivação da ELEKTRO possuem tipicamente os transformadores 
de potência com os seguintes tipos de ligações: 
• delta – estrela aterrada; 
• estrela aterrada – estrela aterrada com terciário em delta fechado; 
• estrela aterrada – estrela aterrada com terciário em delta aberto por para-raios (ver 
nota); 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
• estrela isolada – estrela aterrada com terciário em delta fechado; 
• estrela aterrada – delta com transformador de aterramento instalado do lado delta. 
NOTA Configuração utilizada somente quando não é possível contornar os riscos de atuação por 
correntes de infeed para faltas na LT supridora. 
5.3 Aterramentos 
O transformador de potencia das subestações de derivação da ELEKTRO, tem o neutro 
do secundário solidamente aterrado na malha de aterramento da subestação, o que 
permite no caso de falta para a terra, o retorno de corrente até a subestação, Esta 
configuração proporciona, em caso de faltas, correntes de curto circuito elevada e 
sobretensões devido a curto circuito desprezíveis. 
As resistências de aterramento das subestações da ELEKTRO devem garantir níveis de 
corrente de curto-circuito fase-terra suficientes para permitir a atuação da proteção de 
retaguarda da SE para faltas nos alimentadores atendidos pela SE, considerando 
inclusive, condições de manobra. 
 
 
 
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6 FILOSOFIA DE PROTEÇÃO 
As proteções das subestações devem: 
a) Efetuar o isolamento de qualquer falta existente na subestação no menor tempo 
possível, para evitar danos nos equipamentos existentes na subestação. 
b) Isolar o menor trecho possível da subestação no caso de defeitos, visando 
manter a máxima continuidade e fornecimento da subestação, de forma a 
otimizar os custos. 
6.1 Proteções de entrada de linha 
Nas subestações com tensão acima de 69kV, inclusive, e construídas a partir da data de 
publicação desta norma, devem ser previstas funções de proteção de sobrecorrente 
instantâneas de fase e neutro ajustadas para proteger a zona compreendida entre os 
TCs de entrada de linha da SE até as buchas primárias do transformador. Deverão ser 
atendidos os requisitos listados a seguir: 
a) Para as proteções de entrada de linha, devem ser utilizados dois relés para cada 
circuito, sendo um a proteção principal e o outro a proteção alternada. Poderão ser 
utilizados relés de fabricante ou tipo diferentes, porém os ajustes aplicados nos relés 
devem ser os mesmos. Esses relés deverão estar conectados a enrolamentos diferentes 
nos TCs de entrada de linha. 
b) As funções de proteção dos relés de entrada de linha, quando atuadas, devem 
enviar trip físico para o disjuntor de entrada de linha correspondente. Devem ser 
ajustadas para atuação coordenada com a proteção de primeira zona da LT. 
c) Os transformadores de corrente destinados para a proteção de entrada de linha, 
devem ser ligados de forma que seja aterrada a não polaridadedos TCs, sendo que o 
aterramento deve ser do lado do transformador de força. 
d) Estas proteções podem ser dotadas de temporização intencional máxima de 50 ms, 
a ser definida em estudo específico. 
6.2 Proteções do transformador de potência 
A proteção dos transformadores de potência deve ser definida utilizando as opções 
abaixo: 
a) Proteção contra sobrecorrentes realizadas por relés de proteção. 
b) Proteção contra sobrecorrentes realizadas por elos fusíveis. 
c) Proteção diferencial. 
d) Proteção diferencial de terra restrita. 
e) Proteções internas do transformador. 
6.2.1 Proteção contra sobrecorrentes 
Devem ser previstas funções de proteção de sobrecorrente de fase e neutro, 
instantâneas e temporizadas. 
a) As funções de proteção de sobrecorrentes temporizadas de fase do lado primário 
dos transformadores de potência têm a finalidade de proteger o equipamento contra 
curtos-circuitos externos à zona de proteção diferencial. Além disso, deve atuar 
como proteção de retaguarda da proteção diferencial e das proteções contra 
sobrecorrentes do lado secundário do transformador. 
b) As funções de proteção de sobrecorrentes temporizadas de fase devem ser 
ajustadas para permitir correntes de carga superiores à nominal do transformador 
de força, sem desligamento do disjuntor. O ajuste deve permitir carregamentos de 
 
 
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50% acima de sua maior potência, considerando ventilação forçada. A ação relativa 
à proteção contra sobrecarga dos transformadores (supervisão ou trip) deve ser 
realizada pelas proteções intrínsecas do transformador (temperatura do 
enrolamento, temperatura do óleo, imagem térmica etc.) e também pelo 
monitoramento em tempo real pela área de Operação. 
c) Para proteção do transformador deve ser considerada a curva de suportabilidade de 
curta duração conforme mostrada nas figuras 1 e 2 a seguir, devendo a curva de 
atuação da proteção de sobrecorrente temporizada de fase ficar abaixo da curva 
correspondente. 
 
Figura 1 Curva de suportabilidade de curta duração para transformadores até 5 MVA 
(Curva ANSI/IEEE C57.109) 
0,1
1
10
100
1000
10000
1 10 100
se
gu
n
do
s
x In
Curva ANSI/IEEE C57.109 - Transformadores até 5 MVA
10 67812 45
Impedância % do transformador
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
 
 
Figura 2 Curva de suportabilidade de curta duração para transformadores acima de 
5 MVA 
(Curva ANSI/IEEE C57.109) 
d) O intervalo de seletividade entre duas proteções deve ser definido em estudo 
específico, porém, de modo geral, considera-se que o valor de 0,4 s entre as curvas 
quando se tratar de relés eletromecânicos ou 0,3 s quando de relés 
microprocessados está adequado. 
0,1
1
10
100
1000
10000
1 10 100
se
gu
n
do
s
x In
Curva ANSI/IEEE C57.109 - Transformadores acima de 5 MVA
10 67812 45
Impedância % do transformador
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
e) A proteção de sobrecorrentes temporizada de neutro do lado primário dos 
transformadores de potência tem a finalidade de proteger o equipamento contra 
curtos-circuitos externos à zona de proteção diferencial. Além disso, deve atuar 
como proteção de retaguarda da proteção diferencial e das proteções contra 
sobrecorrentes do lado secundário do transformador. Estas proteções devem, 
dependendo das características da subestação, ser direcionais. Em caso de perda 
da tensão de polarização, esta proteção deverá ser não direcional. 
f) Em casos específicos, quando não é possível contornar os riscos de atuação por 
infeed, a proteção de sobrecorrentes temporizada de neutro do lado primário dos 
transformadores, pode ser suprimida desde que os riscos sejam avaliados em 
estudo específico e que se comprove que as condições de proteção estão 
garantidas. 
g) As proteções instantâneas de fase e neutro do lado primário do transformador de 
força devem ser sensíveis às faltas do lado primário do transformador, não devem 
atuar para faltas do lado secundário, não devem atuar para correntes de infeed 
geradas durante as faltas na LT supridora e não devem atuar na energização dos 
transformadores de força (8 a 12 X ONAN por 0,1 s). Caso seja subestação com 
proteção de entrada de linhas, estas proteções devem estar localizadas nos IEDs 
de entrada de Linha. 
h) As proteções de sobrecorrente de tempo definido do esquema de seletividade 
lógica objetivam garantir que faltas ocorridas na subestação sejam interrompidas 
em no máximo 250 ms (150 ms de atuação da proteção e 100 ms de tempo máximo 
de abertura dos disjuntores). Estas proteções podem ser direcionais, dependendo 
das características da subestação, porém, em caso de perda da tensão de 
polarização, esta proteção deverá ser bloqueada. A utilização aplicação ou não 
deste tipo de proteção em uma determinada subestação deve ser definido em 
estudo específico. 
i) Os transformadores de corrente destinados para a proteção de sobrecorrente 
instantânea e temporizados de fase e neutro do lado primário do transformador, 
bem como das proteções de sobrecorrente de tempo definido do esquema de 
seletividade lógico devem ser ligados de forma que seja aterrada a não polaridade 
dos TCs, sendo que o aterramento deve ser do lado do transformador de força. 
j) A proteção de sobrecorrente de neutro do lado secundário do transformador tem a 
finalidade de proteger o equipamento contra curtos-circuitos externos à zona de 
proteção diferencia, como retaguarda da proteção diferencial e da proteção contra 
sobrecorrentes de fase e neutro dos alimentadores. Esta proteção pode estar ligada 
ao transformador de corrente do enrolamento X0 do transformador ou mesmo ao 
transformador de corrente do cubículo de média tensão. 
k) O(s) transformador(es) de corrente(s) destinado(s) proteção de sobrecorrente 
temporizada de neutro do lado secundário do transformador e pela proteção de 
tempo definido do esquema de seletividade lógica, devem ser ligados de forma que 
seja aterrada a não polaridade dos TCs, sendo que o aterramento deve ser do lado 
do transformador de força. 
l) Para garantir seletividade com os alimentadores, não são utilizadas funções de 
proteção contra sobrecorrentes instantâneas no lado secundário do transformador 
de potência. 
m) Devido à dificuldade de se conseguir seletividade com os alimentadores, não são 
utilizadas proteções temporizadas e instantâneas de fase do lado secundário do 
transformador. As exceções devem ser avaliadas em estudo de proteção específico. 
 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
6.2.2 Proteção diferencial 
A proteção diferencial utilizada em subestações tem por objetivo principal proteger os 
equipamentos que estão instalados na sua zona de atuação, delimitada pelos 
transformadores de corrente. A atuação desta proteção deve ser sempre instantânea. 
a) A proteção diferencial não deve ser sensibilizada pelas correntes de defeito 
resultantes de faltas ocorridas fora da zona protegida, mesmo considerando erros dos 
transformadores de corrente. 
b) Apesarde ser sensível à corrente de energização do transformador, não deve 
operar durante energização do transformador. 
c) No caso de utilização de relés eletromecânicos, a conexão dos TC’s deve ser tal 
que as correntes de mesma fase cheguem compensadas ao relé, eliminando a 
defasagem angular. O tipo de conexão secundária dos TC´s (estrela ou triângulo) 
depende do grupo de ligação do transformador de potência. 
d) No caso de utilização de transformadores de corrente auxiliares, as relações 
destes devem ser escolhidas de tal maneira que em condições normais de carga, a 
corrente na bobina de restrição do relé, seja aproximadamente igual à corrente nominal 
do relé. Em se tratando de relés numéricos não há necessidade de TC’s auxiliares para 
correção externa visto que os mesmos fazem a correção da defasagem internamente. 
e) Deve sempre ser utilizada proteção diferencial em transformadores com potência 
igual ou superior a 10 MVA. Contudo, não há impedimento técnico para instalação 
desta proteção em transformadores de potência inferior a 10 MVA. 
f) Os TC´s utilizados para esta proteção devem ser ligados de forma que os 
aterramentos dos transformadores sejam feitos na não polaridade e voltados para o 
transformador de força. Desta forma, a polaridade dos transformadores de corrente 
serão dispostas de modo a fazer com que as correntes secundárias dos TC’s tenham o 
mesmo sentido de percurso nos cabos que os ligam ao relé. 
g) Os aterramentos dos transformadores de corrente do lado AT e do lado BT devem 
ser efetuados de modo que haja um único ponto de conexão à malha terra da 
subestação. 
 
 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
6.2.3 Proteção de falta à terra restrita 
A proteção de falta à terra restrita é destinada a identificar faltas à terra compreendidas 
na zona entre os transformadores de corrente de fase e neutro, e sendo mais sensível 
que a função diferencial, é um complemento da mesma. 
a) Para a aplicação da proteção de terra restrita do lado primário, é necessária a 
existência de transformador de corrente no terminal H0 do transformador de força. 
Neste caso, a zona de proteção será compreendida entre o transformador de corrente 
das fases do primário e o do terminal H0. 
b) Para a aplicação da proteção de terra restrita do lado secundário, é necessária a 
existência de transformador de corrente no terminal X0 do transformador de força. 
Neste caso, a zona de proteção será compreendida entre o transformador de corrente 
das fases do primário e o terminal H0. 
c) A proteção de terra restrita não deve ser sensibilizada pelas correntes de defeito 
resultantes de faltas ocorridas fora da zona protegida, mesmo considerando erros dos 
transformadores de corrente. 
d) Os transformadores de corrente destinados para a proteção de terra restrita, devem 
ser ligados de forma que os aterramentos sejam ligados na não polaridade e voltados 
para o transformador de força. 
e) Todos os aterramentos dos transformadores de corrente devem ser efetuados de 
modo que haja um único ponto de conexão à malha terra da subestação. 
6.2.4 Proteções internas 
Além das proteções convencionais, os transformadores de potência superior a 500 kVA 
são fornecidos com outras proteções próprias, cujos ajustes são implementados pelo 
fabricante quando da sua construção. Tais proteções estão relacionadas abaixo: 
• Sobretemperaturas: 
- relés térmicos; 
- termômetros com contatos elétricos. 
• Relé atuados a gás: 
- relé Buchholz; 
- relés de súbita pressão. 
a) Termômetros com contatos elétricos ou relés digitais com sensores de 
temperatura 
Normalmente, os transformadores de potência superiores a 500 kVA dispõem de 
um termômetro ou termopar acoplados com reles digitais, localizado na sua parte 
superior, para que se tenha informações da temperatura instantânea e da máxima 
registrada no período. Os termômetros ou reles digitais possuem contatos 
auxiliares que possibilitam o acionamento de sinalização de alarme nível 1, ou nível 
2 que pode ser utilizado para abertura do disjuntor, quando a temperatura atingir 
níveis pré-estabelecidos. 
b) Válvula de alívio de pressão 
Devem possuir também um dispositivo que seja acionado quando a pressão interna 
do transformador atingir um valor superior ao limite máximo admissível, permitindo 
uma eventual descarga do óleo. 
As válvulas utilizadas para esta finalidade devem possuir contatos elétricos 
auxiliares a fim de permitir o desligamento do disjuntor de proteção. 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
c) Relé de súbita pressão 
É um equipamento de proteção que atua quando o transformador sofre um defeito 
interno, provocando uma elevação anormal na sua pressão. É destinado aos 
transformadores selados e nos comutadores sob carga. 
A atuação do relé de súbita pressão só se efetua mediante uma mudança rápida da 
pressão interna do transformador, independentemente da pressão de operação em 
regime normal. O relé, portanto, não opera diante de mudanças lentas da pressão, 
fato que ocorre durante o funcionamento normal do equipamento, em função das 
variações de temperatura. 
d) Relé BUCHHOLZ ou relé de gás 
É aplicado somente na proteção de transformadores de potência, transformadores 
com potência superior a 6,25MVA, equipados com conservadores de óleo e sem 
nenhum espaço a gás dentro do tanque do equipamento. O relé de gás é instalado 
no tubo que liga o tanque principal ao vaso conservador do óleo. 
A principal função do relé é a proteção do transformador quando ocorre um defeito 
entre espiras, entre partes vivas, entre partes vivas e terra, queima do núcleo, 
vazamento de óleo no tanque ou no seu sistema de resfriamento. 
O relé de gás atua perante a formação de gases onde há súbita variação do nível 
de óleo, em virtude de operação anormal do transformador. É capaz de detectar a 
presença de pequenos volumes de gás no interior do óleo, donde se pode concluir 
que é capaz de detectar a existência de arcos de baixa energia ou simplesmente 
descargas parciais. 
A proteção contra sobrecorrentes do comutador deve atuar no comando do 
comutador estando o mesmo em processo de comutação, mesmo que este esteja 
no meio do processo de carregamento da mola este deve ser parado no instante 
em que haja a sobrecorrente. 
6.2.5 Chaves-fusíveis – elos fusíveis 
São utilizadas para proteger a curva de suportabilidade de curta duração dos 
transformadores. 
a) Podem ser utilizadas em subestações com transformador(es) de força, com 
potência até 6,25 MVA e tensão primária até 34,5KV. 
b) As chaves fusíveis devem ter capacidade de interrupção compatível com o ponto a 
ser instalada. 
c) As chaves fusíveis, quando utilizadas para proteção do transformador, deve ser 
exclusiva para um transformador. Em subestações com mais de um transformador, 
devem ser previstos um conjunto de chaves para cada transformador. 
d) Os elos fusíveis devem ser do tipo EF e dimensionados conforme tabela abaixo. 
 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
Tabela 1 
Elos fusíveis tipo EF 
Potência do 
transformador 
kVA 
Transformadores trifásicos 
11 400 V 13 800 V 22 000 V 25 000 V 33 000 V 44 000 V 
10 1 EF 1 EF - - - - 
15 1 EF 1 EF - - - - 
25 2 EF 2 EF 1 EF 1 EF - - 
30 2 EF 2 EF 1 EF 1 EF - - 
37,5 2 EF 2 EF 1 EF 1 EF - -45 3 EF 2 EF 2 EF 1 EF 1 EF - 
50 3 EF 3 EF 2 EF 2 EF 1 EF - 
75 5 EF 5 EF 2 EF 2 EF 2 EF 1 EF 
100 5 EF 5 EF 3 EF 3 EF 2 EF 2 EF 
112,5 7 EF 5 EF 3 EF 3 EF 2 EF 2 EF 
150 10 EF 7 EF 5 EF 5 EF 3 EF 2 EF 
200 10 EF 10 EF 7 EF 5 EF 5 EF 3 EF 
225 15 EF 10 EF 7 EF 7 EF 5 EF 3 EF 
250 15 EF 15 EF 7 EF 7 EF 5 EF 5 EF 
300 15 EF 15 EF 10 EF 7 EF 7 EF 5 EF 
400 20 EF 15 EF 10 EF 10 EF 7 EF 7 EF 
500 25 EF 20 EF 15 EF 10 EF 10 EF 7 EF 
600 30 EF 25 EF 15 EF 15 EF 10 EF 10 EF 
750 40 EF 30 EF 20 EF 15 EF 15 EF 10 EF 
1 000 50 EF 40 EF 25 EF 25 EF 15 EF 15 EF 
1 500 80 EF 65 EF 40 EF 30 EF 25 EF 20 EF 
2 000 100 EF 80 EF 50 EF 40 EF 30 EF 25 EF 
2 500 125 EF 100 EF 65 EF 50 EF 40 EF 30 EF 
3 000 125 EF 125 EF 80 EF 65 EF 50 EF 40 EF 
4 000 200 EF 150 EF 100 EF 100 EF 65 EF 50 EF 
5 000 - - 125 EF 100 EF 80 EF 65 EF 
NOTA Em casos críticos de seletividade pode-se elevar a corrente nominal do elo desde que sejam 
respeitado os limites impostos pela curva de suportabilidade de curta duração do transformador. 
6.3 Alimentadores de distribuição 
Devem atender aos requisitos da ND.78 em sua última revisão. 
6.4 Alimentadores de Distribuição cuja função é distribuição de energia e recepção de 
cogeração 
Devem atender aos requisitos da ND.78 e da ND.63 em suas últimas revisões. 
 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
7 REQUISITOS DE PROJETOS, ESQUEMAS ESPECIAIS, LÓGICAS E BLOQUEIOS 
7.1 Sistema alternativo de alimentação de corrente contínua 
Nas subestações da ELEKTRO o circuito de comando de todos os disjuntores e reles 
numéricos são alimentados através de circuitos independentes de 125 Vcc provenientes 
do painel 
No caso de falha no sistema de serviço auxiliar da SE (TR-SA, banco de baterias, 
inversores etc.) pode ocorrer a perda de alimentação auxiliar de forma gradual ou 
brusca, provocando a inoperância de todo o sistema de proteção. 
Como forma de mitigar esse risco e para garantir a integridade dos equipamentos e 
instalações deve-se dotar a SE de um sistema alternativo de alimentação CC que 
garanta sua operabilidade em caso de falha do serviço de corrente continua principal. 
Dependendo do tipo de projeto da subestação e da tecnologia utilizada (reles 
eletromecânicos ou numéricos) adotar as soluções conforme abaixo. 
a) SUBESTAÇÕES NOVAS 
Serão projetadas considerando dois bancos de baterias, dois retificadores, duas 
alimentações CA e alimentações individuais para as bobinas de abertura dos 
disjuntores. 
b) SUBESTAÇÕES EXISTENTES 
Preferencialmente, deve ser dotada de dois retificadores e dois bancos de baterias. 
7.2 Sistema de supervisão de corrente contínua 
Independente da utilização de dois bancos de baterias e dois retificadores, deve ser 
previsto esquema de supervisão de alimentação da corrente contínua, através de relés 
de subtensão. 
O esquema deve ser dotado de dois níveis de supervisão de tensão CC, sendo um 
ajuste para o nível de alarme e outro para o trip: 
Atuação no 1º estágio – (SOMENTE ALARME) ocorre quando a tensão da rede de 
corrente contínua (CC) atinge 120 V, sinalizando no anunciador de eventos “Falta VCC 
no Comando do Disjuntor AT”. 
Atuação no 2º estágio – (TRIP) quando a tensão da rede de corrente contínua (CC) 
atingir dos 95 V (ou faltar totalmente), o sistema de SSCC deverá enviar comando para 
abertura do(s) disjuntor(es) do lado de AT da SE e também do(s) disjuntor(es) do(s) 
alimentador(es) com Cogeração. 
7.3 Chave de transferência de proteção de neutro (CTPN) – Proteção para 
transferência de alimentadores 
Quando da execução de manobras monopolares para transferência de carga entre 
alimentadores, tanto na subestação quanto na rede de distribuição, surgem correntes de 
desequilíbrio que podem sensibilizar as proteções de neutro do(s) alimentador(es). 
Para evitar a atuação indevida dessas proteções, é previsto um esquema próprio para 
bloqueio destas funções durante as manobras. 
Em função da diversidade tecnológica dos sistemas e relés de proteção das 
subestações da ELEKTRO, deve ser adotada uma das opções de esquemas de CTPN 
listados abaixo em ordem de prioridade: 
Opção preferencial 
Durante a transferência de alimentadores, a proteção de neutro dos mesmos passa a 
ser realizada pelas proteções de neutro do lado de BT (NBT) do(s) transformador (es). 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
Quando a CTPN estiver ativa, deve ser executado: 
− bloqueio da proteção de neutro de alta sensibilidade (51NHI ou RAI); 
− bloqueio do religamento automático (79); 
− bloqueio da proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do alimentador (51N); 
− as funções de proteção bloqueadas nos alimentadores com CTPN transferidas não 
devem enviar sinas de partida (pick-up) para o esquema de seletividade lógica; 
− as funções de proteção do geral de BT devem permanecer enviando sinais de 
partida para o esquema de seletividade lógica das proteções de alta do transformador; 
− ativação de uma função de proteção de sobrecorrente instantânea de neutro, 
destinada ao esquema de seletividade lógica. Esta proteção não deve ser utilizada para 
trip e deve ser ajustada em 80% da corrente de pick-up da proteção de sobrecorrente 
instantânea de neutro de BT do transformador da função de seletividade lógica; 
− depois de expirado o temporizador de quaisquer das proteções do geral de BT do 
transformador deve ser enviado um comando de TRIP físico para os alimentadores que 
estiverem com a função CTPN ativa; 
− se após 250 ms do envio do TRIP para os alimentadores com CTPN ativa ainda 
persistir a corrente de falta, deve ser enviado TRIP para o disjuntor geral de BT. 
Primeira alternativa 
Durante a transferência de alimentadores, a proteção de neutro dos mesmos passa a 
ser realizada pela proteção de neutro do lado de BT (NBT) do(s) transformador (es). 
Quando a CTPN estiver ativa, deve ser executado: 
− bloqueio da proteção de neutro de alta sensibilidade (51NHI ou RAI); 
− bloqueio do religamento automático (79); 
− bloqueio da proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do alimentador (51N); 
− bloqueio do esquema de seletividade lógica, quando as proteções do alimentador 
que foram bloqueadas pelo esquema da CTPN, não enviarem sinas de partida (pick-up) 
utilizadas para o esquema de seletividade lógica; 
− depois de expirado o temporizador do elemento Temporizado de neutro do geral de 
BT do transformador deve ser enviado um comando de TRIP físico para os 
alimentadores que estiverem com a função CTPN ativa; 
− se após 250 ms do envio do TRIP para os alimentadores com CTPN ativa, ainda 
persistir a corrente de falta, deve ser enviado TRIP para o disjuntor geral de BT. 
Segunda alternativa 
Durante a transferência de alimentadores, a proteção de neutro dos mesmos passa a 
ser realizada pela proteção de neutro do lado de BT (NBT) do(s) transformador (es). 
Quando a CTPN estiver ativa, deve ser executado: 
− bloqueio da proteção de neutro de alta sensibilidade (51NHI ou RAI); 
− bloqueio do religamento automático (79); 
− bloqueio da proteção de sobrecorrente temporizada de neutro do alimentador (51N); 
− bloqueio do esquema de seletividade lógica, quando as proteções do alimentador 
que foram bloqueadas pelo esquema da CTPN, não enviarem sinas de partida (pick-up) 
utilizadas para o esquema de seletividade lógica; 
 
 
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Proteção de Subestaçõesde Distribuição 
Norma ND.62 
− depois de expirado o temporizador do elemento temporizado de neutro do geral de 
BT do transformador deve ser enviado um comando de TRIP físico para os 
alimentadores que estiverem com a função CTPN ativa; 
− se após 400 ms do envio do TRIP para os alimentadores com CTPN ativa, ainda 
persistir a corrente de falta, deve ser enviado TRIP para o disjuntor geral de BT. 
7.4 Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC 
O Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) utiliza relés/funções de frequência, que 
atuam tanto no corte quanto no restabelecimento automático de alimentadores e/ou 
linhas de transmissão sempre que o valor absoluto da frequência do sistema atingir 
valores predeterminados. 
Os valores de frequência, tempos de atuação e esquemas de religamento automático, 
devem observar o estabelecido na Instrução de Operação I-OPE-003 na sua última 
revisão. 
NOTA 1 Durante a atuação do esquema do ERAC, somente poderá(ão) ser religado(s) automaticamente 
o(s) alimentador(es) que foi(ram) desligado(os) pelo ERAC. Qualquer desligamento por atuação das 
funções de proteção de sobrecorrente bloqueia o religamento alimentador pelo ERAC. 
NOTA 2 O bloqueio da função de religamento automático (79) deve bloquear também o esquema de 
religamento automático do ERAC. 
7.5 Seletividade lógica 
Nas subestações onde a tecnologia dos reles de proteção permitir deverá ser adotado o 
conceito de seletividade lógica. Este esquema permite reduzir o tempo de atuação da 
proteção para 150 ms para internas a subestação. 
A lógica deste esquema consiste no emprego de funções de sobrecorrente instantâneas 
nos reles de proteção de retaguarda (montante) dotadas de bloqueio pelos elementos de 
partida (pick-up) das proteções de sobrecorrentes dos reles à jusante de forma a se 
obter uma resposta rápida da proteção para defeitos internos a SE. 
− Para o lado secundário do transformador, deve ser adotada função de sobrecorrente 
instantâneo de neutro com tempo de atraso de 150 ms. Esta função deve ser bloqueada 
se houver pick-up de proteção de sobrecorrente de qualquer alimentador a jusante. 
− Para o lado primário do transformador, deve ser adotadas funções de sobrecorrente 
instantâneas de fase e neutro com tempo de atraso de 150 ms. Estas funções devem 
ser bloqueadas se houve pick-up de proteção de sobrecorrente de qualquer alimentador 
a jusante ou do geral de BT. 
− A definição dos ajustes ou mesmo da necessidade de bloqueio de uma ou mais 
destas funções, deve ser feita em estudo específico. 
− O esquema de seletividade lógica deve considerar as condições operativas e 
configuração da subestação. Por exemplo, em caso de subestação dotado de 24-1, este 
esquema deve enviar bloqueio para as proteções da proteção da barra oposta, evitando 
atuações indevidas. 
− O esquema de seletividade lógica deve ser bloqueada no caso de falha de 
comunicação entre os relés. 
7.6 Lógica para falha de disjuntor (62/50BF) 
Nas subestações onde a tecnologia permite, deve-se habilitar a proteção de falha do 
disjuntor (62/50BF). Esta função é utilizada para evitar que ocorrências de pequeno 
porte evoluam a eventos de grandes proporções no sistema elétrico. 
Na ELEKTRO, a lógica de falha de disjuntor deve monitorar a presença de corrente 
passante após o envio de um comando de abertura para um disjuntor. 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
Após a emissão do sinal de TRIP pela proteção do disjuntor, é disparado um contador 
de tempo e se, ao término da contagem desse tempo pré-determinado, ainda houver 
registro de corrente passando pelo disjuntor local, é enviado um sinal de TRIP-50BF ao 
disjuntor imediatamente à montante. 
Esse esquema deve ser implantado nos disjuntores de alimentadores e nos disjuntores 
geral de BT. 
7.7 Rele em Manutenção / Liberado. 
Nas subestações digitalizadas que utilizam o protocolo IEC61850, onde a troca de 
informações entre reles é feita por meio de mensagens GOOSE, deve ser criado um 
esquema para possibilitar ensaios/testes de um determinado equipamento/bay sem que 
isso interfira na operação da instalação como um todo. 
− Durante ativação dessa função nenhuma mensagem GOOSE referente a esquemas 
de proteção (CTPN, seletividade lógica, 50BF) deverá ser recebida ou enviada pelo rele. 
− Durante ativação dessa função todos os trips externos ao bay desenergizado 
deverão ser desativados 
− Em condições em que a própria liberação do bay inclua a abrangência dos trips 
(exemplo bays de entrada de linha – DJ com as duas seccionadoras de isolação 
abertas) essa função não deverá inibir o trip 
− Tratando-se de uma função liberação para manutenção, sua ativação/desativação 
somente poderá feita de forma local no rele, sem verificação de seccionadoras ou outros 
equipamentos. 
− Deverá ativar um alarme no sistema supervisório: “Relé em manutenção - Trips 
externos ao bay do relé desativados”. 
7.8 Quanto à aplicação de relé 
a) Para as proteções de entrada de linha, devem ser utilizados dois relés para cada 
circuito. Poderão ser utilizados relés de fabricante ou tipos diferentes, porém os ajustes 
aplicados nos relés devem ser os mesmos. 
b) Nos bays de transformadores das subestações com tensão primária maior ou igual a 
69 kV, devem ser utilizadas umas das alternativas listadas abaixo em ordem de 
prioridade: 
b1) Pelo menos um relé de proteção ligado aos transformadores de corrente do lado 
primário do transformador de força, com as seguintes funções de proteção: 
− sobrecorrente temporizada de fase; 
− sobrecorrente temporizada de neutro direcional; 
− duas funções de sobrecorrente instantâneas de fase direcionais; 
− três funções de sobrecorrente instantâneas de neutro direcionais; 
e pelo menos um relé para proteção ligado aos transformadores de corrente dos lados 
primários e secundários do transformador de força com as seguintes funções de 
proteção: 
− sobrecorrente temporizada de neutro direcional; 
− sobrecorrente temporizada de fase direcional para as subestações dotadas de 
alimentadores com cogeração; 
− diferencial do transformador; 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
− diferencial de terra restrita para enrolamentos dos transformadores ligados em 
estrela aterrada. 
NOTA todas as funções direcionais devem ter os ajustes de direção independentes. 
b2) Pelo menos um relé de proteção ligado aos transformadores de corrente do lado 
primário do transformador de força, com as seguintes funções de proteção: 
− sobrecorrente temporizada de fase; 
− sobrecorrente temporizada de neutro direcional; 
− duas funções de sobrecorrente instantâneas de fase direcionais; 
− três funções de sobrecorrente instantâneas de neutro direcionais; 
e pelo menos um relé para proteção ligado aos transformadores de corrente dos lados 
primários e secundários do transformador de força com as seguintes funções de 
proteção: 
− sobrecorrente temporizada de neutro; 
− sobrecorrente temporizada de fase para as subestações dotadas de 
alimentadores com cogeração; 
− diferencial do transformador. 
NOTA todas as funções direcionais devem ter os ajustes de direção independentes. 
b3) Pelo menos um relé de proteção ligado aos transformadores de corrente do lado 
primário do transformador de força, com as seguintes funções de proteção: 
− sobrecorrente temporizada de fase; 
− sobrecorrente temporizada de neutro; 
− duas funções de sobrecorrente instantâneas de fase; 
− três funções de sobrecorrente instantâneas de neutro;e pelo menos um relé para proteção ligado aos transformadores de corrente dos lados 
primários e secundários do transformador de força com as seguintes funções de 
proteção: 
− sobrecorrente temporizada de neutro; 
− sobrecorrente temporizada de fase para as subestações dotadas de 
alimentadores com cogeração; 
− diferencial do transformador. 
NOTA todas as funções direcionais devem ter os ajustes de direção independentes. 
c) Nos bays de transformadores de até 6,3 MV em subestação com tensão primária até 
34,5 kV, além das configurações listadas em ordem de prioridade no item acima, admite-
se, como última hipótese, a utilização de elos fusíveis para a proteção do lado primário 
do transformador de força. 
d) Para proteção de alimentadores, deverão ser utilizados relés exclusivos por 
alimentador, com as funções de proteção apresentadas na ND.78 em sua última revisão. 
7.9 Quanto aos TRIPs por atuação de proteção. 
a) As funções de proteção dos relés de entrada de linha, quando atuadas, devem 
enviar trip físico para o disjuntor de entrada de linha correspondente. Devem ser 
ajustadas para atuação coordenada com a proteção de primeira zona da LT. 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
b) A atuação da proteção diferencial do transformador deverá enviar trip físico para 
os disjuntores do lado primário e secundário do transformador, isolando o 
transformador. Caso não seja utilizado disjuntor do lado secundário, deverá ser enviado 
trip para os alimentadores conectados na barra. 
c) A atuação das proteções internas do transformador deverão enviar trip físico para 
os disjuntores do lado primário e secundário do transformador, isolando o 
transformador. Caso não seja utilizado disjuntor do lado secundário, deverá ser enviado 
trip para os alimentadores conectados na barra. 
d) As funções de proteção do lado primário e secundário do transformador deverão 
enviar trip físico para os disjuntores que garantam o isolamento da falta. Quando não 
houver impacto no número de clientes interrompidos, poderá ainda enviar trip físico 
para a abertura de outros disjuntores que irão facilitar o restabelecimento. 
e) Para o esquema de falha do disjuntor (50BF) deve-se, preferencialmente, utilizar 
trip físico, sendo admitido trip via GOOSE. 
f) Para o esquema de CTPN, deve-se, preferencialmente, utilizar trip físico, sendo 
admitido trip via GOOSE. 
g) Para garantir que todas as fontes de contribuição para faltas serão isoladas, 
deverão ser considerados a existência de cogeração em alimentadores. 
A tabela seguinte apresenta resumo do critério de atuação de proteção para cada tipo de 
subestação. 
 
 
 
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Proteção de Subestações de Distribuição 
Norma ND.62 
Tabela 2 
Resumo de atuação das proteções 
Equipamentos 
de entrada 
lado AT 
Quantidade de 
transformadores 
Quantidade de 
disjuntores 
lado BT 
Configuração 
barramento 
lado BT 
Atuação proteção 
interna do 
transformador 
Atuação da 
proteção contra 
sobrecorrentes 
lado AT 
Atuação da 
proteção contra 
sobrecorrentes 
lado BT 
Atuação da 
proteção 
diferencial 
1 disjuntor 1 - ÚNICA 
Disjuntor AT 
Disjuntores dos 
alimentadores 
Disjuntor AT 
Disjuntores dos 
alimentadores 
Disjuntor AT 
Disjuntores dos 
Alimentadores 
Relé de bloqueio 
Disjuntor AT 
Disjuntores dos 
alimentadores 
1 disjuntor 1 1 ÚNICA Disjuntor AT Disjuntor BT Disjuntor BT 
Disjuntor AT 
Disjuntor BT 
Relé de bloqueio 
Disjuntor AT 
Disjuntor BT 
1 disjuntor 2 2 ÚNICA Disjuntor AT 2 Disjuntores BT 
Disjuntor AT 
Disjuntores BT 
Disjuntor AT 
2 Disjuntores BT 
Relé de bloqueio 
Disjuntor AT 
2 Disjuntores 
BT 
1 disjuntor 2 2 SEPARADA Disjuntor AT 2 Disjuntores BT Disjuntor BT 
Disjuntor AT 
2 Disjuntores BT 
Relé de bloqueio 
Disjuntor AT 
2 Disjuntores 
BT 
2 disjuntores 2 2 ÚNICA Disjuntor AT Disjuntor BT Disjuntor BT 
Disjuntor AT 
Disjuntor BT 
Relé de bloqueio 
Disjuntor AT 
Disjuntor BT 
2 disjuntores 2 2 SEPARADA Disjuntor AT Disjuntor BT Disjuntor BT 
Disjuntor AT 
Disjuntor BT 
Relé de bloqueio 
Disjuntor AT 
Disjuntor BT 
Fusível 1 – 2 - 3 - ÚNICA - Alimentadores - - 
Fusível 1 – 2 - 3 1 ÚNICA - Disjuntor BT - -