Equipamentos Elétricos - Aula 3

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EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS 
AULA 3 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Prof. Eduardo da Silva 
 
 
CONVERSA INICIAL 
Olá, seja novamente muito bem-vindo a nossa aula! 
Agora que já vimos um pouco sobre os materiais e como eles podem 
figurar nos equipamentos, faremos uma viagem pelo setor elétrico brasileiro. 
Estudaremos em mais detalhes como são aplicados alguns tipos de 
equipamentos usados desde em usinas geradoras de energia até em rede 
secundária de distribuição. 
Nesta aula, estudaremos especialmente os equipamentos de proteção 
utilizados contra sobretensão provocada por descargas atmosféricas e outros 
defeitos. 
Vamos lá, então? Mãos à obra e bons estudos! 
TEMA 1 – SOBRETENSÕES E DESCARGAS ATMOSFÉRICAS 
Entende-se por sobretensão, ou surto de tem são, um acréscimo 
temporário sobre o valor de crista do sistema que pode ocorrer entre fases ou 
entre fase e terra. Essas sobretensões podem provocar danos tanto às linhas 
de transmissão e subestações das concessionárias quanto aos equipamentos 
dos consumidores de energia elétrica. 
O sistema por unidade, ou, de forma abreviada, sistema pu, é uma 
relação entre um valor adotado como base e o valor no sistema internacional 
(S.I.). Por exemplo, em um sistema cuja tensão de base é 𝑉! = 13,8	𝑘𝑉, deseja-
se o seu correspondente em pu para uma sobretensão de 50	𝑘𝑉. Portanto: 
𝑉"# =
$
$!
					→ 			 𝑉"# =
%&&&&
'()&&
= 3,62		𝑝𝑢 (eq. 1) 
1.1 Tipos de sobretensões 
Desse modo, é possível classificar as sobretensões em função dos 
valores de base do sistema e do conhecimento de alguns parâmetros a 
respeito da sobretensão, como tempo de duração e grau de amortecimento. 
 
 
 
3 
Figura 1 – Ordem de grandeza dos valores de tensão e tempo das 
sobretensões 
 
Fonte: adaptado de Mamede Filho, 2013, p. 49. 
1.1.1 Sobretensão temporária 
Provoca uma elevação na tensão nominal de forma oscilatória e de 
longa duração (> 100	𝑚𝑠). Pode ocorrer em um ponto específico do sistema, 
envolvendo fases ou fase e terra. Seu amortecimento é muito pequeno e, 
geralmente, é extinta pela atuação de relés de proteção. Os principais motivos 
para que ocorra essa sobretensão são os defeitos monopolares, a perda de 
carga por abertura de disjuntor, fenômenos de ferrorressonância e o efeito 
Ferranti. 
1.1.2 Sobretensão transitória ou de manobra 
Quando ocorre um defeito em algum ponto do sistema, pode haver 
atuação de um dispositivo de manobra, que faz a abertura da rede. Devido à 
alta indutância de um transformador, ao desligarmos a vazio, a energia 
magnética armazenada na máquina tende a ser liberada. No entanto, como o 
circuito primário está aberto, isso leva a sobretensões severas em seu 
enrolamento. 
Para cada tipo de manobra, a forma de onda pode ser diferente, mas 
adota-se como tempo de frente de onda entre 100	𝜇𝑠 e 500	𝜇𝑠, e algo em torno 
de 2,5	𝑚𝑠 para atingir o valor médio da cauda. Os principais motivos que levam 
a essa sobretensão são etapas de energização de linhas transmissão, bancos 
 
 
4 
de capacitores e transformadores, religamento de uma linha de transmissão e 
interrupção de correntes indutivas, capacitivas e de curto-circuito. 
1.1.3 Sobretensão atmosférica 
Essa, sem dúvidas, é a que torna o sistema mais vulnerável por não se 
saber quando e com qual intensidade incidirá sobre uma linha de transmissão 
ou um outro ponto qualquer das instalações. Uma descarga atmosférica, 
popularmente conhecida como raio, é fruto de um processo de eletrização das 
nuvens, que produzem uma diferença de potencial enorme em relação à terra, 
que acaba por romper o dielétrico do ar, formando, temporariamente, um fluxo 
de corrente. 
Muitos estudos já foram feitos para medir a intensidade dos raios. Desde 
1943, o Monte San Salvatori, na Suíça, vem sendo usado para pesquisas 
devido à alta frequência de ocorrências no local. 
Apenas para que tenhamos valores de base, medidas realizadas na 
Estação San Salvatori permitem classificar as intensidades das descargas em 
função das probabilidades de ocorrerem, conforme mostra a Tabela 1. 
Tabela 1 – Chances de ocorrência de raios em função da intensidade de 
corrente 
Probabilidade de ocorrer um raio Intensidade da corrente (kA) 
97% 10 
85% 15 
50% 30 
20% 50 
4% 80 
Fonte: dados retirados de Mamede Filho, 2013, p. 61. 
Quando uma descarga atinge diretamente a rede elétrica, ocorre uma 
elevação da tensão nominal que pode superar o nível de isolamento, causando 
um defeito monopolar (mais comum) ou tripolar. A impedância típica de uma 
rede de distribuição é 400 Ω. Suponha que um raio de 10 kA, que é o mais 
comum de ocorrer, atinja uma rede de 13,8 kV na parte central. Desse modo, a 
descarga é dividida no ponto de impacto em duas partes de 5 kA, que se 
propagam para as extremidades do condutor. A corrente elevada provoca uma 
 
 
5 
sobretensão de 1.000 kV, conforme mostra a Figura 2, mais de dez vezes o 
valor suportado por uma rede de distribuição, que é de 95 kV. 
Figura 2 – Exemplo de uma descarga direta em uma rede de distribuição 
primária 
 
Fonte: adaptado de judyjump/Shutterstock. 
Essa mesma descarga em uma linha de transmissão de 230 kV, cuja 
impedância característica é de 350 Ω, provocaria uma sobretensão de 1750 kV, 
quase o dobro do valor suportado, que é de 950 kV. Isso mostra que as redes 
de baixa e média tensão são mais afetadas com esse tipo de descarga. 
Saiba mais 
Se quiser saber mais sobre a origem, os tipos e as classificações de 
descargas atmosféricas, leia o livro Descargas atmosféricas: uma abordagem 
de engenharia, do autor Silvério Visacro Filho (2005). 
TEMA 2 – SISTEMA DE PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS 
Os sistemas de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA), 
também conhecidos como para-raios, são utilizados nas linhas de transmissão 
e na rede de distribuição de energia, como proteção contra os surtos de tensão 
citados anteriormente. 
 
 
 
 
6 
2.1 Classificação dos para-raios 
Apesar de não vigorar mais entre as normas brasileiras, a NBR 
5424:2011 (guia de aplicação de para-raios de resistor não linear em sistema 
de potência – ABNT, 2011) ainda é bastante utilizada para embasar o 
regimento interno das concessionárias. De acordo com a norma, esse tipo de 
para-raios pode ser classificado como: 
• classe estação: para descargas maiores que 10 kA, em sistemas que 
operam com carga leve, ou de até 10 kA, para sistemas que operam 
com alta carga; 
• classe distribuição: até 5 kA, séries A e B; 
• classe secundária: até 1,5 kV. 
De modo geral, para as aplicações com tensão entre 69 e 230 kV, 
recomenda-se os para-raios de 10 kA. Já para instalações abaixo de 69 kV, 
utiliza-se os para-raios de 5 kA Série A, enquanto os de 5 kA Série B destinam-
se à proteção dos transformadores de distribuição. 
Os para-raios de classe secundária são fabricados para tensão de até 
660 V e não têm aplicação industrial. Destinam-se especificamente à entrada 
de energia de alguns consumidores de baixa tensão. 
Ainda existe uma separação em três faixas de tensão, nas quais se 
pretende operar. A norma NBR 6939:2018 (ABNT, 2018) estabelece uma 
classificação quanto ao nível de isolamento: 
• faixa de isolamento A: para tensões entre 1 kV e 36,2 kV, típica de 
sistemas de média tensão; 
• faixa de isolamento B: para tensões entre 72,5 kV e 242 kV, típica de 
sistemas de alta tensão; 
• faixa de isolamento C: para tensões acima de 362 kV. 
2.2 Tipos de para-raios 
Os para-raios são constituídos, na maior parte das vezes, por blocos de 
elementos que têm o comportamento de um resistor não linear, ou seja, a 
relação tensão-corrente (𝑉/𝑖) não é constante no tempo. Esses elementos, à 
tensão nominal, possuem alta impedância e operam como circuitos abertos; 
porém, sob efeito de uma sobretensão, a impedância cai drasticamente, 
 
 
7 
abrindo passagem para a corrente e a desviando para a malha de aterramento. 
Osprincipais elementos usados são o carbeto de silício (SiC) e o óxido de 
zinco (ZnO) recobertos por um corpo de porcelana ou de materiais poliméricos. 
2.2.1 Carbeto de silício 
Esse tipo de para-raios é composto por blocos cilíndricos de carbeto de 
silício como resistores não lineares, que são conectados em série com um 
arranjo de centelhadores, feitos de lâminas circulares de uma liga de cobre. A 
corrente de descarga é muito mais elevada que a corrente nominal do sistema 
e, por isso, as lâminas dos centelhadores são separadas por espaçadores que 
deixam um gap (espaço vazio) muito específico. Também são estampadas com 
uma saliência que permite a disruptura da tensão e a passagem da corrente de 
descarga. Assim que esta reduz a intensidade, os centelhadores funcionam 
como chaves que bloqueiam a corrente subsequente, restabelecendo o 
sistema. 
Alguns para-raios podem ainda ser equipados com dispositivos que 
preveem a falha do próprio para-raios. Um desses acessórios é o desligador 
automático, que é composto por um elemento resistivo conectado a uma 
cápsula explosiva, que, nas devidas condições de projeto, desliga o para-raios 
defeituoso, realizando sua autoexplosão. Além disso, a emissão de gases no 
interior do corpo de porcelana pode provocar o aumento a pressão interna; por 
isso, o para-raios possui um protetor contra sobrepressão, que permite o 
escape desses gases. 
O uso desse tipo de para-raios é recomendado para aplicações de 
média tensão, mas está gradativamente sendo substituído pelo de óxido de 
zinco. A Figura 3 mostra o arranjo interno de um para-raios de carbeto de 
silício. 
 
 
 
8 
Figura 3 – Ilustração da estrutura interna (a) e de um exemplar (b) de um para-
raios de carbeto de silício com centelhadores 
 
 (a) (b) 
Créditos: (b) Hubbell do Brasil, 2006. 
2.2.2 Óxido de zinco 
Atualmente, esse é o mais utilizado dentre os para-raios, pois tem um 
desempenho bem superior ao de carbeto de silício. Utiliza uma mistura de 
óxidos metálicos como antimônio, manganês, bismuto e cobalto, porém, com 
maior concentração de zinco. Sua principal característica é a ausência de 
centelhadores. 
Devido à alta não linearidade desse material, a impedância sob tensão 
nominal tende ao infinito e, em casos de sobretensão, a impedância varia 
rapidamente, mantendo praticamente constante a tensão em seus terminais. 
Sua estrutura é formada por um bloco de resistor não linear que pode 
ser envolto por um corpo de porcelana ou um invólucro polimérico. O corpo de 
porcelana acomoda os resistores, de modo que restam espaços vazios em seu 
interior. Uma falha de vedação pode permitir a entrada de umidade, que altera 
o comportamento do material e pode comprometer o para-raios. 
Os invólucros poliméricos apresentam muitas vantagens em relação à 
porcelana. A primeira delas é a garantia da vedação por não haver espaços 
vazios. Além disso, em situações de falhas, o corpo de porcelana pode se 
 
 
9 
romper expelindo fragmentos, o que não ocorre no corpo polimérico. Por fim, 
são melhores em ambiente de alta poluição. 
Figura 1 – Exemplo de um para-raios de óxido de zinco com invólucro 
polimérico (a) e com corpo de porcelana (b) 
 
 (a) (b) 
Créditos: MT manta/Shutterstock; DEEPWAVE/Shutterstock. 
2.3 Local de instalação 
Como já vimos, os sistemas de proteção contra descargas atmosféricas 
podem ser utilizados em diversos pontos da transmissão e distribuição de 
energia. 
Nas linhas de transmissão, os para-raios aparecem como cabos que são 
instalados na parte mais alta das torres de transmissão e acompanham toda a 
linha, também chamados de cabos de guarda, como mostra a Figura 5. Em 
geral, esses cabos, além de oferecer proteção contra descargas diretas, têm 
em seu interior uma malha de fibra óptica, que é utilizada para internet, controle 
e monitoramento remoto dos dispositivos do sistema. 
 
 
 
10 
Figura 5 – Cabos de guarda em uma linha de transmissão 
 
Crédito: ssguy/Shutterstock. 
Na rede de distribuição, os para-raios são utilizados principalmente em 
subestações e na proteção de transformadores da rede primária de 
distribuição, como pode ser visto nas figuras 6 e 7, respectivamente. 
 
Cabos de Guarda 
 
 
11 
Figura 6 – Exemplo de um para-raios de óxido de zinco instalado sobre uma 
estrutura de concreto e com o condutor conectado à malha de aterramento da 
subestação 
 
Crédito: JuliusKielaitis/Shutterstock. 
Figura 2 – Exemplo de um para-raios instalado em uma rede aérea de 
distribuição primária 
Crédito: Climber 1959/Shutterstock. 
 
Para-raios 
Condutor de terra 
Para-raios 
 
 
12 
TEMA 3 – DESCARREGADORES DE CHIFRES 
Como uma alternativa mais barata que os sistemas de para-raios, os 
descarregadores de chifres são muito utilizados em redes aéreas urbanas e 
rurais, como proteção contra sobretensões provocadas por descargas 
atmosféricas. Os sistemas de para-raios costumam ter melhor desempenho, 
mas também são mais caros. Contudo, a vantagem econômica dos 
descarregadores de chifres faz com que as concessionárias de energia 
analisem a viabilidade de seu uso em regiões de menor risco. 
Estatisticamente, cerca de 90% dos defeitos que ocorrem nas redes de 
distribuição são de curta duração, sendo que alguns deles são considerados de 
autoextinção e, possivelmente, nem sensibilizam os sistemas de proteção. 
Outros defeitos podem provocar interrupções de até 1 segundo, chamados de 
defeitos temporários, ou de até 10 segundos, que são considerados 
semipermanentes. A minoria dos defeitos provoca interrupções maiores e 
requerem trabalhos de manutenção. 
O seu funcionamento se baseia na forma mais rudimentar de extinção 
de arco voltaico. As hastes em forma de chifres estão distantes uma da outra, 
de modo que em sua base está o ponto de maior proximidade, e as 
extremidades estão mais distantes. Como vimos, uma descarga promove uma 
alta diferença de potencial na extremidade do condutor e forma um arco, 
aquecendo o ar ao seu redor. O movimento ascendente do ar aquecido leva 
consigo o arco, que agora tem mais dificuldade em se manter, devido à 
distância entre as hastes e o ar mais frio, conforme mostra a Figura 8. 
Figura 8 – Ilustração do alongamento do arco até a sua extinção 
 
Fonte: adaptado de Mamede Filho, 2013, p. 586. 
As hastes ou eletrodos de descarga de um descarregador de chifres são 
separadas por um arranjo de isoladores de disco, de acordo com a tensão 
 
 
13 
nominal da rede. Além disso, uma haste metálica e pontiaguda chamada haste 
antipássaro é instalada entre os isoladores de forma simétrica, para evitar que 
pássaros pousem no local e consigam tocar as duas hastes, provocando um 
curto-circuito entre fase e terra, conforme mostra a Figura 9. 
Figura 9 – Estrutura de um descarregador de chifres 
 
Fonte: Mamede Filho, 2013, p. 1180. 
Seu uso é recomendado em regiões com pouca incidência de raios ao 
longo do ano e em instalações que possuam, em sua origem, dispositivos que 
permitam o rearme com religadores ou disjuntores com relé de religamento. 
Além disso, os sistemas não podem ser críticos com relação à continuidade, 
como zonas rurais e urbanas residenciais. 
A tensão disruptiva à frequência industrial é o maior valor de tensão na 
frequência do sistema, acima do qual o descarregador entra em atuação. O 
ajuste da distância entre as hastes é usado para se definir a máxima tensão 
suportável pelo equipamento que se pretende proteger. Já o número de 
isoladores é dado em função da faixa de tensão nominal do sistema. A Tabela 
2 apresenta os valores recomendados para essas características técnicas. 
 
 
 
14 
Tabela 2 – Características técnicas dos descarregadores de chifres 
Tensão nominal do 
sistema (kV) 
Tensão suportável 
de impulso (kV) 
Número de 
elementos 
10 50 2 
15 70 2 
25 90 3 
35 120 4 
Fonte: adaptado de MamedeFilho, 2013, p. 1183-1184. 
TEMA 4 – DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO 
Os disjuntores são equipamentos de proteção contracorrentes de curto-
circuito, utilizados em todos os níveis de tensão das instalações elétricas. Em 
geral, quando ocorre um defeito, o disjuntor tem por finalidade interromper um 
circuito e, assim que identificada a situação normal da rede, também é 
responsável por restabelecer o sistema. 
É importante ressaltar que um disjuntor, sem estar associado a uma relé 
ou sistema de controle, não possui função de proteção. Sozinho, ele 
corresponde apenas a uma boa chave de manobra. É necessário um controle 
para receber e processar as medições dos sensores de tensão e de corrente, 
para só depois atuar sobre o disjuntor como um mecanismo de manobra. 
4.1 Tipos de disjuntores 
Um circuito em situação de sobrecarga apresenta uma elevação drástica 
de corrente e, ao abrir o circuito nessas condições, um arco elétrico é 
produzido em seus terminais. Por esse motivo, os disjuntores devem ser 
construídos com câmaras de extinção do arco, além de um meio que auxilie na 
redução do tempo de duração desse arco. 
Quanto aos meios utilizados para a extinção do arco, os disjuntores são 
classificados por: 
4.1.1 Interrupção em óleo 
O uso do óleo mineral nesse tipo de equipamento está relacionado ao 
aquecimento desse mesmo equipamento. Ao aquecer, o óleo libera gases, 
 
 
15 
dentre eles o hidrogênio, que tem ação refrigerante e promove o aumento da 
pressão no sistema; ambas as reações auxiliam na extinção do arco. 
Esse tipo de disjuntor pode ter um grande volume de óleo (GVO) ou um 
pequeno volume de óleo (PVO), de acordo com a aplicação. Apesar de sua 
elevada capacidade de ruptura e ótimo desempenho, os disjuntores do tipo 
GVO estão ultrapassados no mercado devido ao seu valor, quando 
comparados aos do tipo PVO ou a vácuo. A Figura 10 apresenta um exemplar 
de disjuntor GVO de média tensão. 
Figura 10 – Disjuntor a grande volume de óleo (GVO) 
 
Fonte: adaptado de Mamede Filho, 2013, p. 592. 
Ao realizar a abertura dos contatos, inicia-se a formação do arco elétrico, 
porém, o fluxo de óleo reduz muito a sua duração. No disjuntor GVO, os 
contatos ficam imersos no tanque de óleo, protegidos por um tubo de fenolite, 
que garante a não expansão do arco e a sua rápida extinção. 
Já no disjuntor PVO, o deslocamento da haste do contato faz com que o 
óleo mineral seja injetado somente na câmara de extinção e intercepte o arco 
em todas as direções, como mostra a Figura 11. 
 
 
 
 
 
 
 
16 
Figura 11 – Ilustração da sequência de abertura dos polos de um disjuntor a 
óleo mineral 
 
Fonte: adaptado de Mamede Filho, 2013, p. 597. 
Os modelos PVO são compactos e podem ser utilizados de diversas 
formas, em alta e média tensão, em ambiente fechado ou aberto. Além disso, 
possuem diferentes tamanhos, como pode ser visto na Figura 12. 
Figura 12 – Exemplos de disjuntor a pequeno volume de óleo (PVO) 
 
(a) (b) 
Fontes: (a) Beghim®, 2012; (b) NBI®. Disponível em: 
<http://nbirep.com.br/dt_gallery/disjuntores>. 
4.1.2 Interrupção a vácuo e SF6 
Esse tipo de equipamento possui uma câmara de extinção na qual os 
seus contatos são isolados por vácuo. Ao abrir os contatos, inicia-se a 
formação do arco entre eles. Este, por sua vez, provoca a vaporização de uma 
pequena parte do material dos contatos. Ocorre uma breve ionização desse 
 
 
17 
vapor metálico, que passa a ser o meio condutor do arco, mas assim que a 
corrente passa pelo zero natural, não tem mais a intensidade para manter a 
condução e o arco é interrompido. 
Essa tecnologia é a mais utilizada atualmente, porém, existe uma 
variação desse dispositivo que utiliza o gás hexafluoreto de enxofre (SF6) como 
meio de interrupção. Esse gás é conhecido por sua alta inércia, ou seja, baixa 
interatividade com outros elementos, seja para cargas elétricas, seja para 
variações de temperatura. Portanto, além de ser um ótimo isolante, o SF6 
resiste às trocas de calor no interior da câmara de extinção, o que reduz 
significativamente o tempo de duração do arco. 
Os disjuntores a vácuo ou SF6 podem ter estruturas com contatos 
simples, conforme vemos na Figura 13, ou contatos múltiplos, conforme a 
Figura 14. Em ambos os casos, a movimentação do contato bombeia o gás 
dentro da câmara, interrompendo o arco. 
Figura 13 – Exemplo de disjuntor a vácuo de 17,5 kV 
 
Fonte: Tavrida Electric®, S.d. 
 
 
 
 
 
18 
Figura 14 – Ilustração da câmara de extinção de um disjuntor SF6 de contatos 
múltiplos 
 
Fonte: Omicron®, 2019. 
O invólucro da câmara de extinção pode ser inserido no interior de um 
tanque de óleo mineral, responsável pelo isolamento da parte externa do 
equipamento e pelo resfriamento da câmara. Esse tanque é conectado à malha 
de aterramento da instalação. Nesse caso, chamamos de disjuntor de tanque 
morto, comumente utilizado em tensões de até 550 kV (Figura 15). 
Figura 15 – Exemplo de disjuntores de tanque morto em uma subestação 
 
Crédito: CHAIYA/Shutterstock. 
 
 
 
 
19 
Em uma outra estrutura de disjuntor, a câmara de extinção não é 
aterrada e fica no mesmo potencial da linha, por isso ele é chamado de 
disjuntor de tanque vivo, como mostra a Figura 16. Esse tipo de disjuntor pode 
ser usado em instalações de até 1100 kV. 
Figura 16 – Exemplo de disjuntores de tanque vivo 
 
Crédito: MISS KANITHAR AIUMLA-OR/Shutterstock. 
Saiba mais 
Além dos tipos e exemplos apresentados, ainda há os disjuntores cujo 
mecanismo de manobra é movido a ar comprimido. E para os circuitos de alta 
tensão de corrente contínua (HVDC), o disjuntor aplicado possui uma câmara 
de extinção na qual o arco é interrompido por meio de um sopro magnético. 
Leia o livro Manual de equipamentos elétricos, do autor João Mamede Filho 
(2013, capítulo 11, item 11.4). 
TEMA 5 – RELIGADORES AUTOMÁTICOS 
Conforme vimos anteriormente, as descargas diretas são responsáveis 
por causar os surtos de tensão na rede elétrica. Mesmo com a instalação de 
dispositivos como para-raios ou descarregadores, é muito comum que estes 
não sejam capazes de drenar toda a corrente excessiva do sistema. Isso acaba 
por sensibilizar os dispositivos de proteção, que interrompem os alimentadores, 
deixando toda uma região sem energia. 
 
 
20 
Além das descargas atmosféricas, galhos de árvores, objetos levados 
pelo vento ou até mesmo a movimentação dos condutores em dias de 
tempestade podem provocar um curto-circuito. Na maioria das vezes, esses 
eventos são de curta duração e os religadores automáticos são usados para 
restabelecer a ligação após algum tempo do defeito. 
Esse tipo de equipamento é tipicamente usado em circuitos de média 
tensão, especialmente em subestações de distribuição e em alimentadores das 
áreas rural e urbana. 
5.1 Princípio de funcionamento 
A principal característica dos religadores automáticos é a capacidade de 
abertura e fechamento de um circuito, repetidas vezes, sem que seja 
necessário o deslocamento de profissionais para o religamento manual no local 
do defeito. Além disso, uma nova geração de religadores está vindo equipada 
com antenas de radiofrequência ou com conexão à internet, o que permite o 
acionamento remoto desses dispositivos. Chamamos essa operação de 
telecomando. 
Assim que ocorre um defeito, o religador aguarda um tempo pré-
programado para a primeira tentativa de rearme. Caso o defeito permaneça, o 
sistema de controle reinicia o temporizador e repete o processo – em geral 
ocorrem três tentativas. Quando não é restabelecido o religamento, um alarme 
é disparado à central de operação com a localização do defeito, para que uma 
equipe seja direcionada para o reparo. 
A Figura 17 mostra um exemplo de atuação dos religadores promovida 
por telecomando para criar um caminho alternativo entre os circuitos 
alimentadores 1 e 2. Considerando A, B e C como sendo os religadoresdo 
sistema, na Etapa 1é possível perceber o funcionamento normal da rede 
elétrica nas duas fontes, até que, na Etapa 2, uma descarga provoca um 
defeito permanente no ponto de impacto, desativando a Fonte 1. Por se tratar 
de um defeito permanente, o Religador A realiza as medições de corrente e faz 
todas as tentativas de religamento, sem sucesso. Então, um alerta é enviado 
para a central de operação, que aciona por telecomando o Religador C e 
restabelece o fornecimento do circuito alimentador, no qual está ligada a 
residência, mantendo o trecho com defeito desligado. 
 
 
21 
Figura 17 – Exemplo de atuação dos religadores automáticos promovida por 
telecomando 
 
Os religadores podem ser monofásicos ou trifásicos e o seu controle 
pode estar diretamente no corpo do equipamento, por ação eletromagnética, ou 
em um armário externo, acionado eletronicamente. 
De modo geral, é possível ajustar o valor da corrente de acionamento, o 
número de tentativas de religamento e a curva de atuação do dispositivo. 
O mecanismo de manobra de um religador é dotado de molas, que 
utilizam a energia mecânica armazenada para fazer os movimentos de abertura 
e fechamento do circuito. A sequência de acionamento é feita em três passos: 
• 1º passo: a mola de fechamento é carregada com o auxílio de um motor 
elétrico universal ou manualmente. Para sistemas acima de 72 kV, a 
carga da mola é feita com sistemas mecânicos, hidráulicos ou 
pneumáticos; 
• 2º passo: aciona-se o fechamento na unidade de controle do religador. 
Esse procedimento pode ser feito de forma local, pressionando-se o 
botão mecânico, ou por comando elétrico de forma remota. O 
 
 
22 
movimento da mola de fechamento desloca a parte móvel dos contatos 
e ainda carrega a mola de abertura; 
• 3º passo: após o religamento, o sistema de controle verifica se o defeito 
ainda persiste e, se não houver mais o efeito de sobrecarga, o religador 
permanece operando normalmente e a mola de fechamento é 
novamente carregada pelo motor. Assim, o sistema estará pronto para 
repetir a operação. 
Nos modelos usados em subestações, é necessário o uso de uma fonte 
auxiliar de corrente contínua (24, 48, 125 ou 250 V), para ativar o sistema de 
abertura, e outra fonte auxiliar de corrente alternada em baixa tensão (127 ou 
220 V), para alimentar o motor de carga da mola de fechamento. Para os 
religadores instalados na rede aérea de distribuição, há essas fontes 
integradas ao dispositivo, por não haver disponibilidade no local. Dessa forma, 
esses equipamentos apresentam transformadores de potencial (TP), que 
produzem a tensão auxiliar de corrente alternada, e uma fonte capacitiva 
alimenta o circuito de corrente contínua. Além disso, o sistema também possui 
um transformador de corrente (TC), que opera como sensor e indica a 
sobrecorrente quando há um defeito. 
5.2 Tipos de religadores 
O mecanismo de manobra de um religador é um disjuntor e, portanto, os 
tipos de religadores são classificados quanto aos meios utilizados para a 
extinção do arco. Desse modo, os religadores podem ser classificados da 
seguinte forma: 
5.2.1 Interrupção em óleo 
Esses religadores não são mais fabricados, mas ainda existem muitos 
deles instalados pelo país. A Figura 18 mostra os tipos de religadores usados 
em subestações, que podem ter um grande volume de óleo (GVO) ou um 
pequeno volume de óleo (PVO). Sua estrutura básica é composta por: 
• unidade religadora: contém buchas para isolação do compartimento, 
TCs e o tanque de óleo mineral; 
• unidade de controle: contém os temporizadores, relés de religamento, 
chave seletora e indicador de status; 
 
 
23 
• unidade de baixa tensão: composta pelos motores de carregamento 
das molas, molas e bobinas de desligamento e fechamento. 
Figura 18 – Partes da estrutura de um religador de interrupção a óleo dos tipos 
PVO (a) e GVO (b) 
 
(a) (b) 
Fonte: Mamede Filho, 2013, p. 1055; 1063. 
5.2.2 Interrupção a Vácuo e SF6 
Visualmente, os religadores a vácuo, para uso em subestações, são 
idênticos aos do tipo PVO, mostrado na Figura 18, e possuem a mesma 
estrutura básica. Já na rede aérea de distribuição, os religadores mais comuns 
são do tipo a vácuo ou SF6, e os modelos a óleo estão praticamente extintos. A 
estrutura típica de um religador a vácuo para rede aérea é apresentada na 
Figura 19, enquanto a Figura 20 mostra o sistema completo, no local de 
instalação. 
 
 
 
 
 
 
24 
Figura 19 – Estrutura interna de um religador automático trifásico com extinção 
a vácuo 
 
Fonte: adaptado de Tavrida Electric®, S.d. 
Figura 3 – Instalação de um religador automático na rede aérea de distribuição 
 
Crédito: AleksandrN/Shutterstock. 
FINALIZANDO 
Ninguém quer ficar sem energia em casa, certo? Pois é, e você viu 
quantos equipamentos e acessórios são usados para evitar isso? 
UNIDADE DE 
CONTROLE 
RELIGADOR 
AUTOMÁTICO 
TP 
 
 
25 
Nesta aula, estudamos a origem de alguns tipos de sobretensões e 
como as descargas atmosféricas podem afetar as instalações. Também vimos 
alguns equipamentos utilizados para realizar a proteção contra esse fenômeno. 
Então, estamos só começando; ainda restam muitos outros 
equipamentos para estudarmos, mas já é possível ter uma ideia de quão 
importantes são as escolhas e o dimensionamento desses equipamentos. 
Muito bem, pouco a pouco descobriremos como cada parte das 
instalações pode nos auxiliar. Em nossas próximas aulas, apresentaremos 
mais informações sobre os elementos que compõem as subestações e a rede 
de distribuição de energia. 
Bons estudos! 
 
 
 
26 
REFERÊNCIAS 
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS (ABNT). NBR 
5424:2011. Guia de aplicação de para-raios de resistor não linear em sistema 
de potência: procedimento. Rio de Janeiro: ABNT, 2011. 
_____. NBR 6939:2018. Coordenação do isolamento: procedimento. Rio de 
Janeiro: ABNT, 2018. 
CIRCUIT breaker testing. Omicron®, maio 2019. Disponível em: 
<https://www.omicronenergy.com/en/applications/circuit-breaker-switchgear-
testing/circuit-breaker-testing>. Acesso em: 26 mar. 2020. 
DISJ. a pequeno volume de óleo PL15C. Beghim®, fev. 2012. Disponível em: 
<http://www.beghim.com.br/disjuntor-a-pequeno-volume-de-oleo>. Acesso em: 
26 mar. 2020. 
MAMEDE FILHO, J. Manual de equipamentos elétricos. 4. ed. Rio de 
Janeiro: LTC Livros Técnicos e Científicos Editora Ltda., 2013. 
PARA-RAIOS de distribuição modelo NLZ-G. Hubbell do Brasil, 26 set. 2006. 
Disponível em: <http://hubbelldobrasil.com.br/produto.asp?id=74>. Acesso em: 
26 mar. 2020. 
SOLUÇÕES. Tavrida Electric®, S.d. Disponível em: 
<https://www.tavrida.com/teb/solutions>. Acesso em: 26 mar. 2020. 
VISACRO FILHO, S. Descargas atmosféricas: uma abordagem de 
engenharia. 1. ed. São Paulo: Artliber Editora, 2005.