Proteção de Barramento e Proteção de Falha de Disjuntor

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Barra 1
Barra 2
Disjuntor de
Acoplamento
ZONA A ZONA B
 
 
 
 
Direitos Reservados: 
Virtus Consultoria e Serviços Ltda. 
Autor: 
Paulo Koiti Maezono 
Total de Páginas 
81 
 
 
 
 
 
PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS 
 
 
 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAMENTO E PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR 
 
 
 
 
 
 
 
Introdução e Índice 2 de 81
 
SOBRE O AUTOR 
 
 
 
 
Eng. Paulo Koiti Maezono 
 
 
Formação 
 
Graduado em engenharia elétrica pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo em 1969. Mestre 
em Engenharia em 1978, pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá, com os créditos obtidos em 1974 
através do Power Technology Course do P.T.I. – em Schenectady, USA. Estágio em Sistemas Digitais de 
Supervisão, Controle e Proteção em 1997, na Toshiba Co. e EPDC – Electric Power Development Co. de 
Tokyo – Japão. 
 
 
Engenharia Elétrica 
 
Foi empregado da CESP – Companhia Energética de São Paulo no período de 1970 a 1997, com 
atividades de operação e manutenção nas áreas de Proteção de Sistemas Elétricos, Supervisão e 
Automação de Subestações, Supervisão e Controle de Centros de Operação e Medição de Controle e 
Faturamento. Participou de atividades de grupos de trabalho do ex GCOI, na área de proteção, com ênfase 
em análise de perturbações e metodologias estatísticas de avaliação de desempenho. 
 
Atualmente é consultor e sócio gerente da Virtus Consultoria e Serviços S/C Ltda. em São Paulo – SP. A 
Virtus tem como clientes empresas concessionárias no Brasil e na Colômbia, empresas projetistas na área 
de Transmissão de Energia, fabricantes e fornecedores de sistemas de proteção, controle e supervisão, 
Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Escola Politécnica da Universidade de 
São Paulo, CEDIS – Instituto Presbiteriano Mackenzie. 
 
 
Área Acadêmica 
 
Foi professor na Escola de Engenharia e na Faculdade de Tecnologia da Universidade Presbiteriana 
Mackenzie no período de 1972 a 1987. É colaborador na área de educação continuada da mesma 
universidade, de 1972 até a presente data. 
 
Foi colaborador do Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da EPUSP – Escola 
Politécnica da Universidade de São Paulo, desde 1999 até 2002, com participação no atendimento a 
projetos especiais da Aneel, Eletrobrás e Concessionárias de Serviços de Eletricidade. 
 
 
 
Introdução e Índice 3 de 81
 
INDICE 
 
1. PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS ......................................................................................................................5 
1.1 OBJETIVO........................................................................................................................................................5 
1.2 MODOS DE PROTEÇÃO.................................................................................................................................5 
1.2.1 Proteção Remota...........................................................................................................................................5 
1.2.2 Proteção Local (Diferencial) ........................................................................................................................6 
1.3 CONFIGURAÇÃO DE BARRAS E ZONAS DE PROTEÇÃO........................................................................7 
1.3.1 Barra Simples................................................................................................................................................7 
1.3.2 Barra Simples com Seccionamento ...............................................................................................................7 
1.3.3 Barra Simples com Disjuntor de Seccionamento ..........................................................................................8 
1.3.4 Barra Dupla ..................................................................................................................................................9 
1.3.5 Barra Dupla com Barra e Disjuntor de Transferência ...............................................................................10 
1.3.6 Barra Dupla com Seccionamento de Barras e Dois Disjuntores de Acoplamento .....................................11 
1.3.7 Esquema Disjuntor e Meio..........................................................................................................................12 
1.3.8 Esquema com Dois Disjuntores por Circuito..............................................................................................13 
1.4 O PROBLEMA DA SATURAÇÃO DE TRANSFORMADOR DE CORRENTE..........................................14 
1.4.1 Descrição ....................................................................................................................................................14 
1.4.2 Resposta de TC em condição normal, sem saturação .................................................................................17 
1.4.3 Resposta de TC com saturação devido a componente DC (simulado)........................................................17 
1.5 PROTEÇÃO DIFERENCIAL .........................................................................................................................19 
1.5.1 Conceito ......................................................................................................................................................19 
1.5.2 Proteção de Barras (87B) ...........................................................................................................................20 
1.5.3 Tipos Básicos de Função Diferencial para Barras .....................................................................................21 
1.5.3.1 Simples Balanço de Corrente...............................................................................................................................21 
1.5.3.2 Diferencial Percentual .........................................................................................................................................22 
1.5.3.3 Diferencial de Alta Impedância ...........................................................................................................................23 
1.5.4 Tipos de Proteção Diferencial quanto ao Modo de Instalação...................................................................25 
1.5.4.1 Instalação Centralizada........................................................................................................................................25 
1.5.4.2 Instalação Distribuída..........................................................................................................................................26 
1.5.5 Medidas para Saturação de TC’s em Proteções Diferenciais Percentuais.................................................27 
2. PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR .......................................................................................................30 
2.1 CONCEITO.....................................................................................................................................................30 
2.2 ESQUEMAS DE FALHA DE DISJUNTOR...................................................................................................32 
2.3 OPÇÕES DE APLICAÇÃO ............................................................................................................................34 
2.4 O SENSOR DE CORRENTE 50BF.................................................................................................................35 
2.5 EXEMPLOS DE RELÉS COM FUNÇÃO BF ................................................................................................35 
2.5.1 Exemplo da Proteção 7SJ61 / 62 / 63 / 64 da Siemens ...............................................................................35 
2.5.2 Exemplo da Proteção 7SA612 (LT) da Siemens..........................................................................................36 
2.5.3 Exemplo da Proteção 7SV600 da Siemens..................................................................................................373. EXEMPLO DE AJUSTES E PARAMETRIZAÇÃO .........................................................................................39 
3.1 SUBESTAÇÃO 230 KV E SUAS PROTEÇÕES.............................................................................................39 
3.2 DESCRIÇÃO DA PROTEÇÃO DE BARRAS 7SS52 DA SIEMENS............................................................40 
3.2.1 Geral ...........................................................................................................................................................40 
3.2.2 Princípio de Operação................................................................................................................................42 
3.2.3 Monitoramento da Corrente Diferencial ....................................................................................................44 
3.2.4 Supervisão do Cruzamento por Zero...........................................................................................................45 
3.2.5 Outras Funções de Supervisão....................................................................................................................45 
3.2.6 Modos de Operação da Função de Falha de Disjuntor..............................................................................45 
3.2.6.1 Para curto-circuito no circuito ou equipamento correspondente ao disjuntor. .....................................................45 
3.2.6.2 Opções para Falha de Disjuntor...........................................................................................................................47 
3.2.6.3 Para curto-circuito na barra .................................................................................................................................47 
 
 
Introdução e Índice 4 de 81
 
3.2.7 Função “End Fault” ...................................................................................................................................47 
3.3 AJUSTES PARA A UNIDADE CENTRAL ...................................................................................................48 
3.3.1 Alocação das Unidades de Bays .................................................................................................................48 
3.3.2 Substation Configuration ............................................................................................................................49 
3.3.3 Marshalling.................................................................................................................................................52 
3.3.4 Power System Data .....................................................................................................................................54 
3.3.5 Protection General......................................................................................................................................55 
3.3.6 Busbar Protection .......................................................................................................................................55 
3.3.6.1 Memória de Cálculo e Ajuste para o STAB FAC:BZ..........................................................................................56 
3.3.6.2 Memória de Cálculo e Ajuste para o Id > BZ......................................................................................................58 
3.3.6.3 Memória de Cálculo e Ajuste para o Id > BZ - EF ..............................................................................................59 
3.3.6.4 Memória de Cálculo e Ajuste para o STAB FAC : CZ........................................................................................59 
3.3.6.5 Memória de Cálculo e Ajuste para o Id > CZ, e Id > CZ – EF .........................................................................59 
3.3.6.6 Memória de Cálculo e Ajuste para o Is < CZ - EF ..............................................................................................59 
3.3.7 Monitoring (Supervision and Maintenance Mode) .....................................................................................61 
3.3.8 Breaker Failure Protection .........................................................................................................................63 
3.3.8.1 Memória de Cálculo e Ajuste para o STAB FAC : BF........................................................................................63 
3.3.8.2 Memória de Cálculo e Ajuste para o Is < BF - EF...............................................................................................64 
3.3.8.3 Bay Unit BU01 – Falha de Disjuntor...................................................................................................................64 
3.3.8.4 Bay Unit BU02 – Falha de Disjuntor...................................................................................................................68 
3.3.8.5 Bay Unit BU03 – Falha de Disjuntor...................................................................................................................68 
3.3.8.6 Bay Unit BU05 – Falha de Disjuntor...................................................................................................................68 
3.3.8.7 Bay Unit BU04 – Falha de Disjuntor...................................................................................................................69 
3.3.8.8 Bay Unit BU06 – Falha de Disjuntor...................................................................................................................70 
3.3.9 Oscilografia e Sincronização do Tempo .....................................................................................................70 
3.3.10 Portas Seriais..........................................................................................................................................71 
3.3.11 Propriedades do Relé..............................................................................................................................73 
3.4 AJUSTES PARA AS UNIDADES DE BAYS.................................................................................................74 
3.4.1 Bay Unit 01 (TR-1).....................................................................................................................................74 
3.4.2 Bay Unit 02 (TR-1 CENTRAL)...................................................................................................................79 
3.4.3 Bay Unit 03 (TR-2).....................................................................................................................................80 
3.4.4 Bay Unit 04 (GAMA 2)...............................................................................................................................80 
3.4.5 Bay Unit 05 (TR-3).....................................................................................................................................81 
3.4.6 Bay Unit 06 (GAMA 1)...............................................................................................................................81 
 
 
 
 
 
 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Objetivo e Modos de Proteção 5 de 81
 
1. PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS 
1.1 OBJETIVO 
A finalidade de uma proteção de barras ou de um sistema de barramentos é detectar curtos-
circuitos que possam ocorrer no ponto que, eletricamente, pode ser considerado como um nó 
em um sistema elétrico de potência, desligando automaticamente os disjuntores que estejam 
conectados a esse nó e somente esses. 
Observa-se, portanto, que uma proteção de barramento tem os seguintes aspectos 
importantes relativos à Proteção: 
• Sensibilidade para detectar curto-circuito em barra. 
• Seletividade para determinar o nó elétrico onde ocorre a falta. 
• Estabilidade para faltas externas, mesmo com saturação de TC. 
• Rapidez no desligamento dos disjuntores. 
1.2 MODOS DE PROTEÇÃO 
A proteção de barras pode ser feita através de dois modos distintos, quanto à filosofia: 
− Proteção Remota− Proteção Local 
1.2.1 Proteção Remota 
Nesta filosofia, a falta na barra é detectada pelas proteções de distância ou direcionais de 
sobrecorrente das outras extremidades das linhas de transmissão que estão conectados 
ao barramento, ou através das proteções de sobrecorrente dos transformadores que 
estejam diretamente conectados a esse barramento. 
A seletividade é obtida através de temporização. Isto é, as proteções dos terminais opostos 
das linhas conectadas ao barramento atuam com um tempo equivalente ao tempo da 
segunda zona das respectivas proteções de distância (0,5 s em média) ou um pouco maior 
caso a proteção atuante é do tipo direcional de sobrecorrente, de fase ou de terra. 
Trata-se de um modo econômico e aceitável de proteção, quando: 
• O barramento em questão não seja um ponto significativo no Sistema Interligado, no 
sentido de que um curto-circuito nessa barra, sendo eliminado com tempo entre 0,4 e 
0,7 s, não traga conseqüências para o sistema, como por exemplo uma instabilidade. 
Isto é, não deve haver risco em potencial de que isso venha a ocorrer. 
• O barramento em questão não esteja localizado em um ponto do sistema (topologia da 
rede), de tal modo que o uso de proteção remota leve ao desligamento de muitos 
consumidores ou suprimentos quando de falta nesse barramento. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Objetivo e Modos de Proteção 6 de 81
 
A figura a seguir ilustra o mencionado: 
Curto-circuito
2a. Zona
0,5 s
2a. Zona
0,5 s
2a. Zona
0,5 s
Sobrecorrente
0,8 s
 
Figura 1.01 – Proteção Remota para Barra 
1.2.2 Proteção Local (Diferencial) 
A proteção local de barras é feita através da proteção diferencial (87B). Neste caso, para 
qualquer curto-circuito na barra, a mesma é desconectada do sistema sem temporização 
intencional. 
O esquema de barramentos de uma subestação é feito com base em um determinado 
índice de confiabilidade desejada para essa subestação. Assim sendo, diversas 
configurações são possíveis. 
A proteção diferencial deve discriminar o local da falta e desligar os disjuntores 
estritamente necessários para isolar o ponto em curto-circuito. 
 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Configuração de Barras e Zonas de Proteção 7 de 81
 
1.3 CONFIGURAÇÃO DE BARRAS E ZONAS DE PROTEÇÃO 
São apresentados a seguir, algumas das configurações típicas de barramentos e comentários 
sobre a proteção diferencial, com suas zonas de proteção. 
1.3.1 Barra Simples 
A figura a seguir mostra o esquema de uma barra simples. 
Barra
Zona
Única
 
Figura 1.02 – Barra Simples e Zona de Proteção 
Observa-se que há apenas uma zona de proteção delimitada por disjuntores. Neste caso, 
utiliza-se uma proteção diferencial trifásica ou três monofásicas (uma por fase). É a 
configuração mais simples possível numa subestação que exige proteção diferencial de 
barras. 
Nota-se que há um espaço, entre os TC’s dos circuitos e os respectivos disjuntores que é 
chamada de zona morta. Para detecção de curto-circuito nesse ponto, apesar da baixa 
probabilidade de sua ocorrência, há necessidade de esquemas ou lógicas específicas. 
Trata-se de um problema comum na área de proteção. 
1.3.2 Barra Simples com Seccionamento 
A figura a seguir mostra um esquema de barramento, cuja barra simples é seccionada 
através de seccionadora. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Configuração de Barras e Zonas de Proteção 8 de 81
 
Barra A Barra B
ZONA A ZONA B Zona Única
 
Figura 1.03– Barra Simples com Seccionamento 
Para essa situação, tem-se uma única zona de proteção com a seccionadora fechada, e 
duas zonas de proteção com a seccionadora aberta. 
Uma proteção diferencial aplicada para proteção dessa barra simples (seccionada) deve-
se adequar (automaticamente) a essa possibilidade de operação com seccionadora aberta. 
1.3.3 Barra Simples com Disjuntor de Seccionamento 
A figura a seguir mostra um esquema de barramento, cuja barra simples é seccionada 
através de disjuntor. Para essa situação, têm-se duas zonas distintas de proteção 
delimitadas por disjuntores. 
Barra 1 Barra 2
Zona A Zona B
 
Figura 1.04– Barra Simples com Seccionamento por Disjuntor 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Configuração de Barras e Zonas de Proteção 9 de 81
 
Observa-se uma zona morta entre os TC’s e o disjuntor de seccionamento. 
Neste caso, pode-se utilizar uma única proteção diferencial para o sistema, ou 
alternativamente uma proteção para cada trecho (zona), cada proteção com os respectivos 
TC’s delimitando a zona. 
1.3.4 Barra Dupla 
A figura a seguir mostra um esquema denominado “barra dupla”. Esse esquema possui, 
sempre, um disjuntor de acoplamento de barras (que alguns denominam “paralelo de 
barras”). 
Barra 1
Barra 2
Disjuntor de
Acoplamento
ZONA A ZONA B
 
Figura 1.05– Barra Dupla e Zona de Proteção 
Nota-se que há, sempre, duas zonas distintas delimitadas por disjuntores. 
Uma proteção diferencial (constituída de 01 ou mais relés) aplicada para proteção desse 
barramento duplo deve adequar-se à configuração e ser seletiva para faltas em cada uma 
das zonas. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Configuração de Barras e Zonas de Proteção 10 de 81
 
1.3.5 Barra Dupla com Barra e Disjuntor de Transferência 
A figura a seguir mostra um esquema de barramento com barra dupla e barra de 
transferência, havendo adicionalmente um disjuntor de transferência (que pode substituir 
qualquer dos disjuntores dos circuitos, no caso de manutenção desse último). 
Bay de
Transferência
Disjuntor de
Acoplamento
Barra de
Transferência
Barra 1
Barra 2
Zona A Zona B
Barra 1
Barra 2 +
Transferência
 
Figura 1.06– Barra Dupla com Barra e Disjuntor de Transferência 
Observa-se que esta situação é bastante semelhante à anterior, sendo que a Barra de 
Transferência pode ser incluída na Zona A ou na Zona B, dependendo da barra à qual está 
conectada na ocasião. 
Uma proteção diferencial (constituída de 01 ou mais relés) aplicada para proteção desse 
barramento duplo deve adequar-se automaticamente à configuração, dependendo da 
posição das chaves seccionadoras. E deve ser seletiva para faltas em cada uma das 
zonas. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Configuração de Barras e Zonas de Proteção 11 de 81
 
1.3.6 Barra Dupla com Seccionamento de Barras e Dois Disjuntores de Acoplamento 
A figura a seguir mostra um esquema de barramento relativamente complexo e oneroso. 
Disjuntor de
Acoplamento
Disjuntores de
Seccionamento
Barra 1A
Barra 2A
Barra 1B
Barra 2B
Disjuntor de
Acoplamento
Zona A Zona B
Zona CZona D
 
Figura 1.07– Barra Dupla com Seccionamentos e Disjuntores de Acoplamento 
 
Observa-se que há quatro zonas distintas de proteção, delimitada por disjuntores. 
Uma proteção diferencial (constituída de 01 ou mais relés) aplicada para proteção desse 
esquema de barras deve adequar-se automaticamente à configuração, dependendo da 
posição das chaves seccionadoras. E deve ser seletiva para faltas em cada uma das 
zonas. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Configuração de Barras e Zonas de Proteção 12 de 81
 
1.3.7 Esquema Disjuntor e Meio 
A figura a seguir mostra um esquema de barramento disjuntor e meio, geralmente utilizado 
para sistemas de Extra Alta Tensão. Com a utilização de 0,5 disjuntor a mais por circuito, 
atingem-se vários objetivos: 
• Possibilidade de efetuar manutenção de disjuntor sem interrupção dos fluxos de 
energia. 
• Zonas distintas de proteção, com facilidade de aplicação de proteção diferencial. 
• Sem interrupção dos fluxos de energia, mesmo falta em uma barra e desligamento dos 
respectivos disjuntores. 
Pode-se afirmar que é um esquema que EXIGE proteção diferencial para o pleno 
aproveitamento de suas vantagens e do investimento adicional. 
Zona A
Zona B
Barra 1
Barra 2
 
Figura 1.08– Esquema Disjuntor e Meio 
Observam-se duas zonas distintas de proteção delimitadas pelos respectivos disjuntores. 
Pode-se aplicar uma proteção para cada zona, com os respectivos TC’s. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Configuração de Barras e Zonas de Proteção 13 de 811.3.8 Esquema com Dois Disjuntores por Circuito 
A figura a seguir mostra um esquema com dois disjuntores por circuito. É raramente 
utilizado mas é possível encontrar esse esquema em sistemas de Extra Alta Tensão. No 
Brasil existe na subestação de 500 kV da UHE Água Vermelha, nas interligações com 
Furnas e Cemig. 
Barra 1
Barra 2
ZONA A ZONA B
 
Figura 1.09– Esquema com Dois Disjuntores 
Evidentemente, todas as vantagens do esquema disjuntor e meio são aqui observadas e 
também há duas zonas distintas de proteção delimitadas pelos respectivos disjuntores. 
Pode-se aplicar uma proteção para cada zona, com os respectivos TC’s. 
 
 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Saturação de TC 14 de 81
 
1.4 O PROBLEMA DA SATURAÇÃO DE TRANSFORMADOR DE CORRENTE 
1.4.1 Descrição 
O núcleo do transformador de corrente também pode saturar devido a duas condições: 
• Presença de componente DC na corrente (sempre existe em maior o menor grau para 
uma ou mais fases). 
• Fluxo remanente no núcleo. 
Em vista da presença de componente DC na corrente primária, há fluxo DC no núcleo do 
TC em condição transitória, com possibilidade de saturação do mesmo. A saturação 
causará uma não linearidade fazendo que a corrente secundária do TC não corresponda à 
corrente primária, enquanto saturado. 
O núcleo de um TC poderá, também, ter fluxo remanente após a ocorrência de correntes 
elevadas, por exemplo. Do mesmo modo que ocorre num transformador de potência, isso 
pode levar à saturação do núcleo. 
A representação de um TC na sua forma mais simples é mostrada na figura a seguir, 
referido ao lado secundário: 
Ip
Ip
Imag
Ip' IsTC
Ideal
N1:N2
N2 / N1 = n
Rs / n2 Rc / n
2
Xm
 
Figura 1.10 – Modelo matemático de um TC 
Ip = Corrente primária. 
Xm = Reatância de magnetização. 
Imag = Corrente de magnetização (em condições normais desprezível). 
Rs = Resistência da cablagem secundária 
Rc = Resistência da carga ligada no TC (burden). 
n = relação de espiras. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Saturação de TC 15 de 81
 
Neste modelo estão desprezadas as reatâncias de dispersão do TC e as reatâncias do 
lado secundário. 
Como mencionado, pode haver deslocamento do eixo na corrente primária, que na sua 
condição máxima pode ser expresso por: 
Ip = Ip (sen ωt + e- t / τ ) 
O fluxo no núcleo (circuito magnético) pode ser expresso aproximadamente por: 
φ = 108/N1 . ∫ v.dt e v = ip (Rs / n2 + Rc / n2) 
Analisando o efeito do transitório DC, considerando inicialmente que não haja saturação, 
pode-se deduzir que: 
φAC = 108. (N1/N22).(RS+RC). (1/ω).cos ωt 
φDC = -108. (N1/N22).(RS+RC).τ.( e-t / τ) 
Com os seguintes valores máximos: 
φAC_Máx = 108. (N1/N22).(RS+RC). (1/ω) 
φDC_Máx = -108. (N1/N22).(RS+RC).τ 
A constante de tempo do sistema no ponto de curto circuito pode ser expressa por: 
τ = L/R = X / (2.π.f).R 
Onde X e R são os valores equivalentes de impedância de curto-circuito. 
Para um sistema de 60 Hz, temos: 
Constante de tempo τ φDC_Máx / φAC_Máx 
0.3 (próximo à Geração extremamente forte) 113 x 
0.05 18,8 x 
0.04 15 x 
0.01 3,8 x 
Considerando uma constante de tempo médio (comum) da ordem de 0,04 s, para um TC 
transformar corretamente uma corrente primária deslocada, ele deverá ter uma tensão de 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Saturação de TC 16 de 81
 
saturação igual ou superior a 15 x àquela necessária para transformar a componente AC. 
Próximo a uma Geração extremamente forte, a situação piora, devido a grande valor da 
constante de tempo. 
Assim, é possível que haja TC completamente saturado em determinadas condições de 
configuração e de curto-circuito. 
Ainda sem saturação, analisando somente as componentes DC, tem-se a figura seguinte: 
Ip
Is'
Imag
I
t
 
Figura 1.11 – Componentes DC da corrente, em um TC 
Ainda sem considerar a saturação, haveria fluxo DC somado ao fluxo AC, conforme figura 
a seguir: 
Fluxo
t
 
Figura 1.12– Desenvolvimento do Fluxo no núcleo do TC considerado sem saturação 
E a corrente de magnetização correspondente seria algo como: 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Saturação de TC 17 de 81
 
Imag
t
 
Figura 1.13– Corrente de magnetização do TC considerado sem saturação 
Mas, se o núcleo pode não desenvolver o fluxo (no caso de ocorrer φDC_Máx / φAC_Máx, 
superior ao limite superior do TC), o mesmo pode saturar. 
1.4.2 Resposta de TC em condição normal, sem saturação 
Para fins de ilustração, mostra-se na figura a seguir um TC transformando corretamente 
uma corrente primária. 
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2
-4
-2
0
2
4
Ip
rim
 / 
40
0 
A
RESPOSTA DO TC PARA CORRENTE PRIMÁRIA NÃO DESLOCADA
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2
-0.4
0
0.4
0.8
1
P
.U
. d
e 
Fl
ux
o 
(T
C
S
at
ur
a 
co
m
 1
0 
p.
u.
)
 
Figura 1.14 – Resposta de TC sem Saturação – Simulado 
1.4.3 Resposta de TC com saturação devido a componente DC (simulado) 
Ainda para fins de ilustração, mostra-se na figura a seguir um TC com característica 10x 
com corrente primária deslocada de modo que se teria φDC_Máx / φAC_Máx, superior a 10x. 
Neste caso, há saturação e a corrente secundária não corresponde à corrente primária. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Saturação de TC 18 de 81
 
Lembrar também que, caso haja fluxo remanente no núcleo (“imantação”), o problema da 
saturação pode ser agravado. 
0 0.05 0.1 0.15 0.2
-2
0
2
4
6
8
Tempo (s)
Ip
rim
 / 
40
0 
A
Saturação de TC - Corrente Primária x Secundária
0 0.05 0.1 0.15 0.2
-5
0
5
10
15
Tempo (s)
P
.U
. d
e 
Fl
ux
o 
no
 T
C
 
Figura 1.15 – Resposta de TC com Saturação - Simulado 
Importante notar que existe um tempo desde o início da corrente de curto-circuito, até que o 
TC sature (por exemplo, 5 a 10 ms). 
A figura a seguir procura ilustrar teoricamente um caso de componente DC em TC, com 
períodos de saturação e não saturação do núcleo.. 
fluxo em regime
fluxo real
nível de saturação
fluxo
fluxo transitório prospectivo
(o que seria, sem saturação)
Iprim e Isec
 
Figura 1.16 – Resposta de TC com Saturação - Simulado 
 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 19 de 81
 
1.5 PROTEÇÃO DIFERENCIAL 
1.5.1 Conceito 
Na proteção de sistemas elétricos de potência, uma das funções mais utilizadas na 
proteção de equipamentos, máquinas, barras ou na proteção de linhas é a função 
DIFERENCIAL. Como o próprio nome indica, seu princípio de funcionamento baseia-se na 
comparação entre grandezas (ou composição de grandezas) que entram no circuito 
protegido e grandezas de mesma natureza que saem do circuito protegido. 
 
Equipamento, Máquina, Barra
ou Circuito Protegido
Grandezas ou
composição de
grandezas que
ENTRAM
Grandezas ou
composição de
grandezas que SAEM
Função
DIFERENCIAL
Comparação das Grandezas segundo
critério estabelecido pelo princípio de
medição
Dentro de uma mesma SE:
- Cabos de cobre
- Fibra óptica
Entre Subestações:
- OPLAT
- Microondas (rádio)
- Fibra óptica / dielétrico
- Fio Piloto
- OPGW
 
Figura 1.17 – Princípio da Proteção Diferencial 
No caso de se apurar diferença entre grandezas comparadas, descontando-se os aspectos 
esperados das condições de contorno como erros de TC´s, defasamentos angulares e 
diferenças de potencial entre os lados comparados, pode-se concluir quanto à existência 
de anormalidade no componente protegido. 
A função DIFERENCIAL é utilizada na proteção de transformadores, equipamentos de 
compensação reativa, máquinas rotativas, sistemas de barramentos, cabos e linhas de 
transmissão. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 20 de 81
 
1.5.2 Proteção de Barras (87B) 
Os seguintes são os requisitos básicos para uma proteção diferencial de barras: 
• Deve considerar os efeitos de erros de precisão nos TC’s utilizados para conexão da 
proteção. 
• Preferencialmente não deve exigir TC’s com características especiais, diferentes 
daqueles comumente aplicados em sistemas de AT e EAT. 
• Deve manter a estabilidade (não atuar) para curto-circuitoexterno à área protegida, 
mesmo com saturação de TC. 
• Deve ter rápida atuação para curto-circuito interno (zona de proteção), mesmo para 
aquelas faltas de baixa corrente. 
• Deve ser seletiva quando às zonas de proteção, conforme mostrado anteriormente 
para barras simples e duplas, com ou sem barra de transferência, adaptando-se 
automaticamente à topologia do esquema de barramento. 
• Deve ter concepção adequada para minimizar o risco de atuações acidentais (muito 
importante). 
A proteção considera todos os terminais que chegam ou saem da barra ou do sistema de 
barramentos, adquirindo os valores respectivos de corrente através de TC’s, que estão 
todos no mesmo nível de tensão. 
Eletricamente o sistema de barramento corresponde a um nó e a proteção diferencial faz a 
verificação de “Kirschoff” para ver sé há falta interna ou não. 
Para a maior parte das proteções convencionais, a preferência é que todos os TC’s 
tenham a mesma relação de transformação. Para relés numéricos de tecnologia digital 
pode-se fazer o condicionamento dos dados de cada TC e há muita flexibilidade quanto a 
este aspecto. 
Além disso, as proteções numéricas possuem recursos para aumentar a confiabilidade 
contra atuações acidentais e correta atuação mesmo com TC saturado. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 21 de 81
 
1.5.3 Tipos Básicos de Função Diferencial para Barras 
1.5.3.1 Simples Balanço de Corrente 
Uma proteção que utilizasse um simples relé de sobrecorrente para medir a corrente 
diferencial seria chamada de “simples balanço de corrente”. A corrente diferencial seria a 
soma de todas as correntes medidas com base numa referência única (polaridades 
coerentes): 
IDiferencial = ∑(IA + IB + IC + .... IX) 
Observa-se que mesmo em condições normais de carga, sem curto-circuito, haveria 
corrente diferencial devido a erros nos TC’s. Chamando de IA a corrente que “entra” num 
trecho protegido e IB a corrente que “sai”, a corrente diferencial (Id) seria: 
Carga ou
Curto Externo
Equipamento ou
Área Protegida
ID= Existe, devido a
erro de TC 
Figura 1.18 – Corrente Diferencial 
Em condição normal de carga, o erro pode não ser muito grande, mas numa condição de 
curto circuito, esse erro seria amplificado. 
Assim, esse relé de sobrecorrente que mediria ID teria que ser ajustado com um valor 
relativamente alto, o que impediria que a proteção tivesse sensibilidade para curtos 
internos de baixa corrente. 
Esse esquema de simples balanço de corrente foi tentado apenas nos primórdios da 
tecnologia de Proteção (primeira metade do século 20), ou adotado apenas em 
esquemas improvisados na falta de outros melhores. 
No Brasil existem, ainda, subestações muito antigas que utilizam esse tipo de esquema 
(Média Tensão / Tensão de Distribuição). 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 22 de 81
 
1.5.3.2 Diferencial Percentual 
O chamado princípio “diferencial percentual” tem a finalidade de permitir uma proteção 
sensível para curtos-circuitos internos à área protegida, apresentando, ao mesmo tempo, 
uma boa estabilidade para curtos-circuitos externos, mesmo com erros de transformação 
nos TC’s (em condição de curto pode chegar a 10% cada TC). O princípio está ilustrado 
na figura a seguir: 
Carga ou
Curto Externo
Equipamento ou
Área Protegida
IA IB
ID
BA IIstrição +=Re
( )∑ += BA IIOperação
rr
o
 
Figura 1.19 – Princípio da Função Diferencial Percentual 
As correntes |IA| + |IB| no circuito de restrição (r) tendem a RESTRINGIR a atuação do 
relé. A corrente diferencial (IA + IB) pelo circuito de operação (o) tende a OPERAR o relé 
e é ajustado num valor percentual com relação à restrição. 
Para um curto externo, com grande corrente diferencial, a restrição também seria grande, 
com o valor percentual da corrente diferencial não atingindo o valor de atuação. Para um 
curto interno, a restrição continuaria grande, mas percentualmente a corrente diferencial 
seria grande, e a proteção atuaria. 
O esquema acima foi desenhado para uma “barra” com dois circuitos e com uma 
representação eletromecânica, apenas para mostrar o princípio. As modernas proteções 
numéricas também utilizam, amplamente, o princípio diferencial de “Operação vs. 
Restrição”, sobre um valor percentual ajustado. 
O módulo da soma das correntes seria a corrente de Operação e a soma dos módulos 
da corrente seria a corrente de Restrição. Num gráfico, teríamos: 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 23 de 81
 
ID
Restrição
Zona de
Restrição
Zona de
Operação
ID_Mínima
Operação
 
Figura 1.20 – Característica da Proteção Diferencial Percentual 
Em condição onde há possibilidade de saturação total de um TC (por exemplo, em 
sistema de EAT próximo a grande SE Geradora), uma proteção diferencial percentual 
sem maiores recursos para detectar essa condição de saturação poderia apresentar 
problema de estabilidade. 
Nos relés digitais, foram implementadas medidas especiais para detecção da saturação, 
fazendo com que a saturação de TC para um esquema diferencial percentual deixe de 
ser problema. 
1.5.3.3 Diferencial de Alta Impedância 
A chamada proteção de “alta impedância” é indicada onde há possibilidade de saturação 
completa de TC e se deseja, mesmo assim, estabilidade da proteção diferencial para 
curto-circuito externo à área protegida. 
Seu princípio de funcionamento se baseia nas seguintes premissas: 
• Quando um TC está totalmente saturado, o seu circuito secundário pode ser 
representado por um valor resistivo, sem imposição de corrente pelo seu lado 
primário. 
• A corrente diferencial resultante da situação percorre o circuito diferencial e também o 
circuito secundário desse TC saturado. 
Nessas condições, haveria uma divisão de corrente, em circuitos resistivos. A figura a 
seguir ilustra o mencionado: 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 24 de 81
 
∆V
ID
Secundário de
TC totalmente
Saturado
R do
secundário do
TC
Divisor de
corrente
CURTO
EXTERNO
R
Ajustável
 
Figura 1.21 – Princípio da Proteção de Alta Impedância 
Instala-se uma resistência ajustável no circuito diferencial, de modo que a tensão através 
desse circuito diferencial tenha um determinado valor para um TC totalmente saturado 
como mostrado na figura. 
Se a proteção for ajustada para operar com valor de I para que a tensão através do 
circuito diferencial seja > ∆V, então ela será estável para curto externo, mesmo com 
um TC totalmente saturado. Para ajuste dessa proteção há necessidade de se conhecer: 
• Valor das resistências dos cabos secundários dos TC’s até a proteção (adota-se a 
maior resistência). 
• Valor da resistência do secundário do TC (valor de fábrica). 
• “Burden” (carga) imposta pelo relé. 
Para curto interno à área protegida, a possibilidade de saturação de TC é mínima. Então 
haverá grande corrente diferencial e a tensão através do circuito diferencial será sempre 
maior que o ∆V ajustado. 
Esse tipo de proteção é muito utilizado para proteção de barras que não exija adequação 
para várias configurações de seccionadoras e barras. Isto é, é utilizado para barramentos 
dos tipos “disjuntor e meio” , “Dois Disjuntores” e “Barra Simples com Disjuntor de 
Seccionamento (com TC’s)”, sendo uma proteção (trifásica ou três monofásicos) para 
cada zona de proteção. 
 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 25 de 81
 
As seguintes proteções, por exemplo, são de alta impedância: 
• Proteção 7VH80 e 7VH83 da Siemens. 
• Proteção 7VH60 da Siemens. 
1.5.4 Tipos de Proteção Diferencial quanto ao Modo de Instalação 
Há dois tipos básicos de proteção de barras no que se refere ao modo de instalação: 
• Proteção com Instalação Centralizada 
• Proteção com Instalação Distribuída 
1.5.4.1 Instalação Centralizada 
A figura a seguir mostra o conceito de instalação centralizada de proteção diferencial. De 
barras. Trata-se do conceito que era utilizado antes mesmo do advento da proteção com 
tecnologia digital. 
Casa de Relés
Painel de Proteção
Diferencialde Barras.
Relés de Proteção de
Barras
Cablagem de
Cobre
 
Figura 1.22 – Princípio da Instalação Centralizada 
Nota-se que há ampla utilização de cabos de cobre, seja para TC’s e TP’s como também 
para comando e controle de disjuntores e seccionadoras, o que pode ser bastante 
oneroso para instalações amplas e complexas, com grandes distâncias envolvidas. 
Há também o aspecto da interferência eletromagnética em cabos de controle, que podem 
percorrer grandes distâncias e que sempre são considerados nos projetos de cablagem. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 26 de 81
 
A utilização de cabos de cobre implica também no uso de painéis de interligação, sejam 
no pátio da subestação ou na casa de relés. 
Entretanto, para proteção não complexa (tipo barra simples ou barras de esquema 
disjuntor e meio), esses aspectos relacionados à instalação centralizada podem não ser 
considerados como desvantagens, pelos custos envolvidos em outros itens. 
A proteção 7SS60 da Siemens é um típico exemplo de proteção diferencial para 
instalação centralizada, baseado no princípio diferencial percentual. 
1.5.4.2 Instalação Distribuída 
A figura a seguir mostra o conceito de instalação distribuída de proteção diferencial de 
barras. Trata-se de conceito que só foi possível implementar com o advento da 
tecnologia digital microprocessada e comunicação por fibras ópticas. 
Sala de Controle
Painel de Proteção
Diferencial de Barras.
FIBRA ÓPTICA
UNIDADE
CENTRALIZADA
Unidade
de Bay
Unidade
de Bay
Unidade
de Bay
Unidade
de Bay
Unidade
de Bay
CABLAGEM
COBRE
 
Figura 1.23 – Princípio da Instalação Distribuída 
Nesse tipo de instalação, a aquisição de dados analógicos e cabos de controle de cobre 
percorrem distâncias relativamente curtas, uma vez que os painéis de aquisição são 
instalados no pátio, junto aos bays respectivos. 
A digitalização é feita localmente através das chamadas “Unidades de Bays”, com toda 
“inteligência” local já incorporada. Isto e, todo processamento possível de ser feito 
apenas com os dados locais, é feito nessa unidade de bay. Assim sendo, não apenas a 
instalação é distribuída como também o processamento é distribuído, o que contribui 
para a rapidez da proteção. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 27 de 81
 
Toda conexão entre os painéis de pátio e a “Unidade Central” da proteção é feita através 
de fibra óptica, eliminando os efeitos da interferência eletromagnética nessas conexões. 
A topologia do sistema de barramento, a cada instante, é adquirida através das Unidades 
de Bay (estados de seccionadoras e disjuntores respectivos) e as lógicas de 
desligamento dos disjuntores da zona de proteção onde se localiza a falta é feita em 
conjunto com a Unidade Central que recebe dados de todas as unidades 
descentralizadas, sendo tudo feito digitalmente. 
Geralmente a Unidade de Bay incorpora também as seguintes funções adicionais, 
opcionais ou não, dependendo do fabricante: 
− Função de Falha de Disjuntor, sendo que as lógicas de desligamento de disjuntores e 
transferência de sinais de disparo podem estar na Unidade Central. Essa 
incorporação pode trazer economia de escala. 
− Função de sobrecorrente. 
− Função de proteção para zona morta (“end fault”) 
− Outras. 
A proteção 7SS522 + 7SS523 da Siemens é um típico exemplo de moderna proteção 
diferencial de instalação distribuída. O capítulo 3 deste documento apresenta uma breve 
descrição dessa proteção e mostra um exemplo de ajustes e parametrização para a 
mesma, considerando uma subestação de 230 kV. 
1.5.5 Medidas para Saturação de TC’s em Proteções Diferenciais Percentuais 
A tecnologia digital permite que sejam aplicados algoritmos associados a métodos de 
medição, para que uma condição de saturação seja detectada e permitir que a proteção 
continue estável para faltas externas e sensíveis para faltas internas. Cada fabricante tem 
um método para implementar esses recursos. 
Exemplo da Proteção 7SS52 da Siemens 
A restrição (soma dos módulos das correntes) é feita de tal maneira que a mesma seja 
sustentada entre dois meio períodos, como mostra a figura a seguir, com uma constante 
de tempo de 60 ms:: 
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
t [ms]
τ
t
e
−
∑ .mod I 
 
Figura 1.24 – Sustentação da Corrente de Restrição 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 28 de 81
 
Caso de Saturação para Falta Externa 
Analisa-se o caso de TC saturado para falta externa, com deslocamento DC da corrente 
de curto circuito: 
Vamos considerar que o TC não satura antes de 3,3 ms (o que equivale, 
aproximadamente, a 4 amostras do sistema digital do relé), conforme mostra a figura a 
seguir: 
-2,00
-1,00
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920
t [ms]
I/In
 
Figura 1.25 – Saturação Após 3 ms 
Quando ocorre uma falta com alta corrente, tem-se um alto valor de dIstab / dt., o que 
dispara um algoritmo que é denominado “1 em 1“. Nesse algoritmo, para que haja trip da 
proteção, a condição de disparo (Idif > k. Istab) deve permanecer por mais de 4 
amostragens. 
Se o curto-circuito é externo, não há condição de disparo nessas 4 amostragens (antes do 
TC saturar). Nessas condições, esse algoritmo “1 em 1” é bloqueado por 150 ms e entra 
em ação um segundo algoritmo denominado “2 em 2”. 
Nesse segundo algoritmo a condição de disparo deve permanecer por, pelo menos, 2 
ciclos sucessivos, para que haja trip pela proteção. Mas isso não ocorre com o TC 
saturado e curto externo, conforme mostra a figura a seguir, com a proteção 
permanecendo estável mesmo com saturação de TC: 
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
Janelas de
medição
1 2 3 4
Corrente diferencial k*corrente de estabilização 
Figura 1.26 – Falta Externa com Saturação. Proteção Estável. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS Função Diferencial 29 de 81
 
Isto é, a proteção aproveita o tempo antes do início da saturação para se definir. 
Caso de Saturação para Falta Interna 
Analisa-se agora o caso de TC saturado para falta interna, com deslocamento DC da 
corrente de curto circuito: 
Também vamos considerar que o TC não satura antes de 3,3 ms (o que equivale, 
aproximadamente, a 4 amostras do sistema digital do relé). 
Quando ocorre a falta com alta corrente, haverá alto valor de dIstab / dt., o que dispara um 
algoritmo que é denominado “1 em 1“. Nesse algoritmo, para que haja trip da proteção, a 
condição de disparo (Idif > k. Istab) deve permanecer por 4 amostragens. 
Como o curto-circuito é INTERNO, haverá condição de disparo nessas 4 amostragens 
(antes do TC saturar). Nessas condições, esse algoritmo “1 em 1” faz com que haja trip, 
isto é, atuação da proteção, conforme mostra a figura a seguir: 
-0,50
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
TRIPTRIP
 
Figura 1.27 – Falta Interna com Saturação. Proteção Atua. 
Assim, se mantém a correta operação da proteção diferencial percentual, mesmo com 
saturação de TC. 
 
 
 
PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Conceitos 30 de 81
 
2. PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR 
2.1 CONCEITO 
Trata-se de uma função que tem a finalidade de detectar falha de abertura de disjuntor 
quando de um comando automático de desligar. O disjuntor é parte integrante do sistema de 
proteção, sendo que sua função é, através do seu desligamento, isolar o componente ou 
trecho sob falha ou sob anormalidade. 
No caso de ocorrência de não desligamento quando de um comando dado por uma proteção, 
haverá necessidade imediata de desconectar outros disjuntores cujos circuitos alimentam 
diretamente o disjuntor defeituoso. Estes outros disjuntores podem estar na mesma 
subestação ou em uma subestação remota. 
Na figura a seguir, ocorrendo falha de abertura do disjuntor A, o esquema desliga os 
disjuntores D, B e C da subestação e deve, obrigatoriamente, transmite sinal de disparo 
diretopara o disjuntor X da subestação remota. 
A
B
C
D
 X
Via Teleproteção
Transferência de
Disparo
 
Figura 2.01 – Esquema Falha de Disjuntor. Exemplo 01. 
Na figura a seguir, ocorrendo falha de abertura do disjuntor A, o esquema desliga os 
disjuntores de todas as máquinas geradoras e o disjuntor B da subestação e transmite sinal 
de disparo para o disjuntor X da subestação remota. 
A X
B
 
Figura 2.02 – Esquema Falha de Disjuntor. Exemplo 02. 
 
 
PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Conceitos 31 de 81
 
Observa-se que a configuração dos disjuntores influi diretamente nas conseqüências da 
falha de um disjuntor. A configuração mais favorável entre os mostrados nos exemplos é 
aquela denominada “disjuntor e meio”, que preserva, em grande parte, a continuidade do 
serviço. 
Há, evidentemente, situações onde não é necessária a transmissão de sinal de disparo 
direto como mostram as figuras a seguir: 
BF
Falha de
Disjuntor
 
Figura 2.03 – Esquema Falha de Disjuntor. Exemplo 03. 
BF
Falha de
Disjuntor
 
Figura 2.04 – Esquema Falha de Disjuntor. Exemplo 04. 
 
 
PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Esquemas 32 de 81
 
2.2 ESQUEMAS DE FALHA DE DISJUNTOR 
O esquema básico de falha de disjuntor é mostrado na figura a seguir: 
Proteção de
Linha ou de
Equipamento
OU
E
50BF
OU
Abertura do
Disjuntor
Abertura de Todos
os Disjuntores que
Alimentam a Falta
Timer (62)
Esquema Lógico
Diagrama Funcional
+
-
62
BF 86
BF
50BF
50BF
Proteção
62BF
 
Figura 2.05 – Esquema Básico de Falha de Disjuntor 
Após a atuação da proteção, desde que o sensor de corrente 50BF ainda detecte a existência 
de corrente (disjuntor não abriu), conta-se um tempo através do temporizador 62BF 
(geralmente 0,3 s) e se aciona o esquema de desligamentos na subestação e a transferência 
direta de sinal para o disjuntor da outra extremidade (ser for o caso). 
No caso de proteção de reator shunt de LT, há possibilidade de atuação de proteção do 
mesmo para faltas insipientes ou por dispositivo de proteção inerente. Neste caso, não 
haveria corrente suficiente para acionar o sensor 50BF. Nesse caso se utiliza uma variação 
do esquema anterior, acrescentado contato tipo NA (tipo a) do disjuntor supervisionado, 
conforme se mostra funcionalmente, a seguir: 
 
 
PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Esquemas 33 de 81
 
50BF
Sensor de
Sobrecorrente
-
Trip e
86
Bloqueio
Trip
Proteção
+
Timer
+
62BF
-
 
Figura 2.06 – Esquema FUNCIONAL de Falha de Disjuntor com Reator Shunt de LT 
O mesmo esquema pode ser representado de modo lógico, como mostra a figura a seguir: 
Proteção de LT
ou do
REATOR
OU
E
50BF
OU
Abertura do
Disjuntor
Abertura de Todos
os Disjuntores que
Alimentam a Falta
Timer (62)
Esquema Lógico
E
OU
Contato NA (tipo a)
do Disjuntor
supervisionado
 
Figura 2.07 – Esquema LÓGICO de Falha de Disjuntor com Reator Shunt de LT 
 
 
PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Opções de Aplicação e Exemplos 34 de 81
 
2.3 OPÇÕES DE APLICAÇÃO 
O usuário tem duas alternativas para aplicação do esquema BF (falha de disjuntor): 
• Utilizar relés específicos para a função. 
• Utilizar funções incorporadas em proteções multifuncionais de distância, sobrecorrente ou 
diferenciais. 
A existência ou não da função BF incorporada em proteções multifuncionais depende da 
especificação do usuário, que optará por essa solução. 
Para disjuntores do sistema de EAT (345 kV e superiores), costuma-se utilizar proteção 
específica de Falha de Disjuntor para cada disjuntor. Para disjuntores dos demais níveis de 
tensão podem-se, opcionalmente, utilizar funções de falha de disjuntor (50BF + 62BF) 
incorporadas em proteções multifuncionais. 
Para esquema de “disjuntor e meio” ou “dois disjuntores”, eventualmente se faz obrigatória a 
utilização de relés específicos, uma vez que cada disjuntor deve ter seu respectivo sensor 
de corrente, sendo que a proteção da LT utiliza a somatória das correntes dos dois TC’s da 
saída de LT, como mostra a figura a seguir: 
Proteção
de Linha
Proteção
de Trafo
50BF 50BF50BF
Transformador Linha
 
Figura 2.08 – Falha de Disjuntor. Conexão dos sensores por disjuntor. 
Alguns fabricantes já pensam em lançar ou já lançaram proteções de LT para duas entradas 
trifásicas de corrente, com sensor 50BF para cada entrada. Entretanto, a solução de relé 
específico também é atrativa, uma vez que em EAT se utilizam proteções Primárias e 
Alternadas, o que levaria a um excesso de funções multifuncionais, o que também por se 
tornar um complicador. 
No caso de relés específicos, dependendo do fabricante, há opção não apenas da função 
de Falha de Disjuntor (BF) como também de outras funções de monitoramento do 
disjuntor, o que pode ser constatado na documentação técnica de cada fornecedor / 
fabricante de relé de proteção. 
 
 
PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Opções de Aplicação e Exemplos 35 de 81
 
2.4 O SENSOR DE CORRENTE 50BF 
É sempre desejável que o sensor de corrente 50BF detecte correntes de fase e também de 
terra, para que o mesmo tenha sensibilidade suficiente para curtos a terra com baixa 
corrente. 
Para linhas de transmissão há necessidade de haver segregação de fases para o sensor 
50BF, isto é, tenha um para cada fase, de modo que a eventual falha de disjuntor seja 
discriminada por fase. Isso é necessário para linhas onde se deseja utilizar esquema de 
religamento automático monopolar. 
A unidade 50BF necessita ser ajustado de tal modo que detecte todas as condições de curto 
circuito que possam estar associadas ao disjuntor respectivo. Em algumas instalações, essas 
correntes podem ser inferiores à corrente de carga (para sensores de fase). Neste caso, 
pode-se até manter esses ajustes inferiores à carga, portanto com o elemento 50BF 
constantemente atuado em condição de carga. 
2.5 EXEMPLOS DE RELÉS COM FUNÇÃO BF 
2.5.1 Exemplo da Proteção 7SJ61 / 62 / 63 / 64 da Siemens 
Nessa proteção a função BF pode ser iniciada através dos seguintes modos diferentes: 
• Por função de proteção do próprio relé; 
• Por sinais de funções externas, através das entradas binárias. 
• Por funções de controle integradas e lógicas configuráveis. 
Qualquer um dos modos utiliza um único timer com único sinal de trip gerado. O sensor 
50BF corresponde à verificação das correntes de FASE, havendo atuação se uma das três 
fases atinge o valor de pick-up ajustado. 
Pode-se entrar com sinais dos contatos externos do disjuntor supervisionado ou não, 
havendo possibilidade de parametrizar: 
• Contatos tipo NA (a) e NF (b) do disjuntor; 
• Apenas o contato tipo NA (a) do disjuntor; 
• Apenas o contato tipo NF (b) do disjuntor; 
• Sem contato auxiliar do disjuntor. 
Na primeira opção, pode-se utilizar lógica que permite verificar o estado de transição do 
disjuntor, de aberto para fechado ou vice-versa. 
Não há possibilidade de entrada de contato(s) auxiliar (es) de seccionadora do “bay”, mas 
deve-se observar que essa utilização seria apenas um acréscimo de item de supervisão, 
aumentando o conservadorismo da proteção. 
Pode-se parametrizar a função conforme filosofia que se deseja adotar: 
 
 
PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Opções de Aplicação e Exemplos 36 de 81
 
• Atuação de função interna de proteção e sensor 50BF. 
• Atuação de função interna de proteção, não associada a corrente excessiva, e posição 
do disjuntor (exige entrada de posição de contato auxiliar do disjuntor). 
• Atuação de função externa de proteção e sensor 50 BF. 
2.5.2 Exemplo da Proteção 7SA612 (LT) da Siemens 
Nessa proteção, a função BF pode ser utilizada através de dois modos diferentes: 
• Com supervisão de corrente do circuito (50BF). 
• Com supervisão de contato auxiliar do Disjuntor. 
Em qualquer dos modos, havendo trip do relé ou trip de alguma outra proteção externa que 
pode ser adquirida pelo relé 7SA612 através de entrada binária, aciona-se o esquema BF 
com uma ou ambas as supervisões acima. 
Sensor 50BF 
A existência de corrente de partida pelosensor 50BF que deve ser parametrizado para os 
TC’s do disjuntor supervisionado. O sensor 50BF corresponde à verificação das correntes 
de fase e também a corrente de terra (3.I0). 
Para verificação de plausibilidade e para melhoria da confiabilidade, há também medição 
da corrente de seqüência negativa (3I2) quando de partida em uma ou duas fases. 
Contatos auxiliares do disjuntor 
Caso seja uma opção do usuário, a posição do disjuntor pode ser verificada através de 
contatos auxiliares externos, numa das condições abaixo: 
• Apenas contatos tipo NA (a) do disjuntor, configurando abertura tripolar (contatos em 
paralelo); 
• Apenas contatos tipo NF (b) do disjuntor, configurando fechamento tripolar (contatos 
em série). 
Há lógica interna para verificação de coerência. No caso de não se optar pela verificação 
de posição do disjuntor, a lógica da função considera apenas o sensor de corrente. 
Opções de operação 
A função de BF deste relé é segregada por fase, portanto adequada também a terminais 
que utilizam religamento automático monopolar. Possui também recursos para auxiliar na 
transmissão de sinal de disparo direto para a outra extremidade da LT, através de canal de 
comunicação existente no terminal. 
De qualquer modo, pode-se parametrizar a função conforme filosofia que se deseja adotar: 
• Atuação de função interna de proteção e sensor 50BF. 
 
 
PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Opções de Aplicação e Exemplos 37 de 81
 
• Atuação de função externa de proteção e sensor 50 BF. 
• Atuação de função interna de proteção e supervisão do disjuntor. 
• Atuação de função externa e supervisão do disjuntor. 
• Outras específicas, configuráveis por lógica interna. 
2.5.3 Exemplo da Proteção 7SV600 da Siemens 
Proteção específica de falha de disjuntor, inclusive com segregação de fases (opcional). 
Nessa segregação, há a lógica de falha de disjuntor segregada por fase, para uso em linha 
de transmissão com religamento automático monopolar. 
Apresenta funcionalidades adicionais como: 
“Re-trip” 
A proteção pode ser configurada com dois estágios ao invés de um simples estágio de 
falha de disjuntor. Nesse caso, no primeiro estágio, o sinal de trip é repetido para o 
disjuntor sob falha, geralmente para a outra bobina de trip. Caso a falha de disjuntor 
continue, o segundo estágio entra em ação dentro do esquema convencional de 
desligamento de disjuntores que estão direta e eletricamente conectados ao disjuntor sob 
falha. 
“Intertrip” 
Contato específico para transmissão de sinal de trip para a outra extremidade. 
“End fault with intertrip” 
 A chamada “end fault” é um curto-circuito que se localiza entre o disjuntor e o conjunto de 
TC’s desse disjuntor. Nesse tipo de falta, a corrente através do TC continua, apesar de 
indicação de contato aberto do disjuntor. Neste caso, um sinal de comando tripolar é 
gerado para o disjuntor da outra extremidade (“intertrip”). 
“No current condition” 
Para atuação de proteção não associada a corrente (por exemplo o “Buchholz”), a 
supervisão de corrente (50BF) não se aplica como critério. Nesses casos, a posição do 
disjuntor deve ser introduzida no relé através de contatos auxiliares. A proteção possui 
uma lógica que, quando não há corrente, há trip por proteção e o disjuntor permanece 
fechado, aciona o esquema “no current condition”. A figura a seguir mostra a lógica: 
 
 
PROTEÇÃO DE FALHA DE DISJUNTOR Opções de Aplicação e Exemplos 38 de 81
 
 
Figura 2.09 – Lógica “Sem Corrente” do relé 7SV600 
Esta lógica é importante para falha de disjuntor de Transformador ou Reator. 
“Monitoramento do disjuntor” 
Se o disjuntor supervisionado não está operativo (por exemplo, baixíssima pressão de ar 
ou mola não carregada), há trip tripolar instantâneo para os demais disjuntores da barra no 
caso de ocorrer sinal de trip para o disjuntor em falha. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 39 de 81
 
3. EXEMPLO DE AJUSTES E PARAMETRIZAÇÃO 
3.1 SUBESTAÇÃO 230 kV E SUAS PROTEÇÕES 
G
am
a
C
.1
G
am
a
C
.2
TR
-1
TR
-2
TR
-3
87
B
50 B
F
50 B
F
P
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o 
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A
lte
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F
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87
B
81
81
7R
W
60
00
7R
W
60
007S
S5
22
0
7S
S
52
35
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S5
23
5
7S
S5
23
5
7S
A6
12
5
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23
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7S
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7S
A
61
25
7S
A
61
25
7S
S5
23
5
7S
A
61
25
SE
 D
EL
TA
 - 
23
0 
kV
 
Figura 3.01 – Diagrama Unifilar da SE Delta 230 kV 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 40 de 81
 
3.2 DESCRIÇÃO DA PROTEÇÃO DE BARRAS 7SS52 DA SIEMENS 
3.2.1 Geral 
A proteção diferencial de barras 7SS52 é para instalação distribuída, constituída de: 
• Unidades de Bay 
Localizadas nos painéis dos respectivos bays de saída da barra protegida, têm a 
finalidade de adquirir dados desse terminal, tais como estados de seccionadoras e 
disjuntor, correntes das fases e do circuito residual, e emitir comando de abertura do 
disjuntor. 
Adicionalmente à função de aquisição de dados e comando para a função diferencial, 
possui também integrada a função de falha de disjuntor, uma vez que adquire todos 
os dados necessários para tal implementação, desce que tenha informações de 
atuação da proteção do seu terminal. Essa função é segregada por fase. 
Possui também funções de sobrecorrente de fase e de terra que podem, 
opcionalmente, ser utilizados como proteção de retaguarda. 
• Unidade Central 
Localizada em painel centralizado referente ao sistema de barramentos que protege, 
tem a finalidade de executar a função diferencial para cada zona de barra protegida, 
através da topologia da rede adquirida através das unidades de bay e de lógicas 
previamente configuradas. O relé adquirido para a SE Delta é configurado para no 
máximo 8 bays (utilizados 6). A unidade central faz também a execução da lógica de 
falha de disjuntor, no sentido de determinar quais disjuntores a desligar, dependendo 
do modo de operação escolhido para essa função. 
Ela é conectada às unidades de bay através de fibras ópticas, o que proporciona a 
adequada segurança contra interferências eletromagnéticas no circuito diferencial. 
O princípio adotado para a proteção de barra é o de “diferencial percentual”, com 
implementações que proporcionam estabilidade mesmo com saturação de TC’s. A 
proteção é segregada para cada fase, isto é, medição feita por fase. Seu tempo de 
atuação é inferior a 1 ciclo (cerca de 15 ms). 
A figura a seguir mostra as posições das unidades da proteção na SE Delta: 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 41 de 81
 
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 0 0
S I P R O T E C
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 0 0
S I P R O T E C
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
B U S B A R P R O T E C T I O N 7 S S 5 2 1 1 - 5 C A 00
SIPR OTEC
Zona de Proteção
Barra 1
Zona de Proteção
Barra 2
Fibras
Ópticas
Zona 1
FibrasÓpticas
Zona 2
Un. Bay
7SS5235
Un. Central
7SS5220
Un. Bay
7SS5235
Un. Bay
7SS5235
Un. Bay
7SS5235
Un. Bay
7SS5235
Un. Bay
7SS5235
TR-1 TR-2 TR-3
Gama C.2 Gama C.1
VÃO 1 VÃO 2 VÃO 3
 
Figura 3.02 – Localização de Unidades da Proteção BF Distribuída em Esquema Disjuntor e 
Meio 
Isto é, há proteção seletiva para zonas de proteção específicas, como as duas zonas 
hachuradas na figura anterior (barras do esquema disjuntor e meio). 
Segundo a documentação técnica, não há exigência específica para os TC’s utilizados. 
A proteção diferencial seletiva utiliza as informações dos estados das seccionadoras 
(“réplica de seccionadoras”) para que os sinais de disparos cheguem aos disjuntores que 
realmente estejam alimentando a falta. Para isso e para segurança do processo, são 
utilizados dois contatos por seccionadora, sendo um contato tipo NA e outro tipo NF. Isso 
permite considerar o tempo de transição entre NA e NF ou vice versa. A tensão auxiliar de 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 42 de 81
 
monitoramento dos contatos é também supervisionada. No caso de falha da tensão 
auxiliar, o último estado da seccionadora é memorizado e um alarme de falha é emitido. 
A lógica para associação das correntes medidas e bays envolvidos é feita por software 
com a ajuda da “réplica das seccionadoras” para a necessária seletividade. A réplica é 
aplicada tanto à função diferencial de barra como à função de falha de disjuntor. 
Além da proteção diferencial por zona seletiva, essa proteção tem uma função 
denominada “Check Zone” que considera todo o sistema de barramento como uma única 
zona protegida, efetuando a verificação da corrente diferencial total (por exemplo, para 
todo o sistema de barramentos 230 kV da SE Delta), independentemente dos estados das 
seccionadoras. Trata-se de uma avaliação diferencial global, do nó elétrico. Essa função 
tem a finalidade de garantir uma proteção ampla, mesmo com problemas de replicação de 
contatos de seccionadoras. 
3.2.2 Princípio de Operação 
A clássica função diferencial percentual é realizada através da comparação entre: 
nd IIII +++= ......21 
 Corrente Diferencial = Módulo da soma vetorial das correntes da zona de proteção. 
∑∑ =+++= IIIII nR )......( 21 
 Corrente de Restrição = Soma dos módulos das correntes da zona de proteção. 
A partir de uma corrente diferencial mínima de atuação (IdMín), a proteção atuará para: 
∑〉 IkId . 
Onde k é a inclinação da reta, que dá a relação percentual entre a corrente diferencial e a 
corrente de restrição. A figura a seguir mostra o princípio básico: 
 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 43 de 81
 
Zona
de Trip
Zona Estável
(ajuste k=0,8)
k=0,8
k=0,1
k= …..
Faixa de ajustes de k
k=1,0
Idiff
Idiff >
Is 
Figura 3.02 – Característica Percentual 
Nessa figura (catálogo da proteção), a corrente de restrição é indicada como Is. 
O princípio “diferencial percentual” tem a finalidade básica de prover proteção, com 
estabilidade para faltas externas, mesmo com erro nos TC’s, principalmente para altas 
correntes (tal erro pode variar entre 5 e 10% por TC). 
A proteção 7SS52x utiliza esse princípio básico, introduzindo porém uma inovação que faz 
com que a mesma tenha estabilidade para faltas externas mesmo com saturação de TC’s. 
Para tanto, através de algoritmos específicos, ela faz a determinação da componente de 
restrição (∑|I|) através do princípio mostrado na figura a seguir: 
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
t [ms]
τ
t
e
−
∑ .mod I 
 
Figura 3.03 – Característica de restrição 
A suavização da forma de onda da soma dos módulos é feita por software, adotando uma 
constante de tempo de 64 ms. Assim, mesmo com TC saturado, a corrente de restrição é 
preservada. 
Uma outra característica dessa proteção é a possibilidade de se prover uma sensibilidade 
maior para curtos a terra, com baixa corrente (curtos de alta impedância). Uma 
característica independente é disponível para esse fim (parâmetros separados de ajuste), 
conforme ilustrado na figura a seguir. A ativação dessa característica é feita através de 
uma entrada binária na Unidade Central. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 44 de 81
 
Zona
de Trip
Zona Estável
(ajuste k=0,8)
k=0,8
k=1,0
Idiff
Idiff >
Is
Idiff > EF
IS < EF
Sensibilidade maior para faltas à terra 
Figura 3.04 – Característica Especial para Faltas a Terra 
Observa-se que, para baixas correntes, há sensibilidade maior para a corrente diferencial 
de atuação da proteção. 
3.2.3 Monitoramento da Corrente Diferencial 
A função de monitoramento da corrente diferencial que tem a finalidade de verificar se há 
erros de medição da corrente diferencial, em função das correntes medidas de entrada nos 
bays. 
Para tanto utiliza a mesmo princípio de comparação da soma dos módulos das correntes 
com o módulo da soma. Ajusta-se a característica bem sensível, numa faixa abaixo da 
corrente diferencial mínima de atuação, conforme ilustrado na figura a seguir: 
k=0,15
Idiff
Id sup >
Is
Idiff >
Sem erro de
medição
Comm erro de
medição
 
Figura 3.05 – Monitoramento da Corrente Diferencial 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 45 de 81
 
Quando a corrente diferencial supervisionada existe na área hachurada, significa que não 
há erro de medição. Para corrente de supervisão fora da área, é sinal de erro de medição. 
Assim, após uma temporização (para não atrapalhar a função de proteção), o sistema 
pode efetuar uma providência (ajustável), como por exemplo o bloqueio da proteção. 
3.2.4 Supervisão do Cruzamento por Zero 
Quando a corrente primária é interrompida pela abertura do disjuntor, a corrente continua a 
fluir no lado secundário do TC e a proteção não saberia distinguir se essa corrente é 
diferencial ou não. 
Durante 64 ms, o circuito de restrição atua, em função da suavização descrita no item 3.1.2 
anterior. Então, se após um tempo de 24 ms (60Hz), a corrente medida não cruzar pelo 
zero, a proteção será bloqueada, desde que parametrizada para tanto. 
3.2.5 Outras Funções de Supervisão 
A documentação técnica descreve muitas outras funções de auto monitoramento e auto 
check. Tanto nos dois casos anteriores, como nesses casos, a proteção atua em função de 
ajustes parametrizáveis no módulo de ajustes “Monitoring”. 
3.2.6 Modos de Operação da Função de Falha de Disjuntor 
No sistema de proteção distribuída 7SS52x, a função falha de disjuntor detecta falha de 
desligamento do disjuntor em duas situações: 
3.2.6.1 Para curto-circuito no circuito ou equipamento correspondente ao disjuntor. 
Neste caso, a função efetua o desligamento dos disjuntores da barra correspondente à 
sua zona seletiva de proteção e envia sinal de transferência de disparo para o disjuntor 
da outra extremidade. Os seguintes modos de operação são possíveis: 
1. Detecção de sobrecorrente - Modo I> query (Falha de Disjuntor de 1 estágio) 
Partindo do sinal de trip da proteção do bay supervisionado, a proteção 7SS52 
monitora o “drop off” do sinal de trip. Se a corrente através do disjuntor não cai 
abaixo de um valor limite (ajustável), após uma temporização ajustada, o sinal de 
trip (tripolar) seletivo dentro da função diferencial com a ajuda da “replica de 
seccionadoras”. 
2. Repetição de TRIP seguida de detecção de sobrecorrente I> query (Falha de 
Disjuntor de 2 estágios) 
Partindo do sinal de trip da proteção do bay supervisionado, um sinal de disparo é 
emitido, pela proteção 7SS52, para o disjuntor do bay, após uma temporização 
ajustada. Se esse segundo sinal de trip não provoca a interrupção de corrente, 
executa-se o procedimento do item anterior. Útil quando há duas bobinas de 
desligar. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 46 de 81
 
3. Desbalanceamentoda Zona de Barra (BZ) Protegida (Falha de Disjuntor de 1 
estágio) 
Partindo do sinal de trip da proteção do bay supervisionado, a função monitora o 
“drop off” (desaparecimento) do sinal desse sinal de trip. Se a corrente através do 
disjuntor não é interrompida antes de uma temporização ajustada, a polaridade 
da corrente medida é invertida, o que corresponderá a uma corrente diferencial 
simulada na zona supervisionada pela proteção diferencial de barra, provocando, 
conseqüentemente, os desligamentos dos disjuntores dessa zona de proteção, 
desde que satisfeitos os critérios de corrente e de trip. Para essa função, dois 
conjuntos separados de parâmetros são utilizados, sendo um para faltas fase-terra 
e outro para os demais tipos de falta. 
4. Repetição de TRIP seguida de Desbalanceamento (Falha de Disjuntor de 2 
estágios) 
Partindo do sinal de trip da proteção do bay supervisionado, um sinal de disparo é 
emitido, pela proteção 7SS52, para o disjuntor do bay, após uma temporização 
ajustada. Se esse segundo sinal de trip não provoca a interrupção de corrente, 
executa-se o procedimento de desbalanceamento de corrente, conforme item 
anterior. Útil quando há duas bobinas de desligar. 
5. Trip através de função BF externa (dispositivo stand alone) 
Através de uma proteção de falha de disjuntor externa (“stand alone”), o sistema 
de “replica de seccionadoras” da proteção 7SS52 é aproveitado para trip seletivo 
daquela proteção. 
A figura a seguir mostra a característica de funcionamento da função falha de disjuntor 
integrada à proteção: 
Id
I<TRIP reset
Is
I<TRIP-EF reset
k
Área hachurada de
maior sensibilidade
(faltas a terra)
 
Figura 3.06 – Característica de Funcionamento da função BF 
O ajuste I< TRIP reset é basicamente a função de corrente que monitora a existência de 
corrente no circuito. O valor k é o fator de estabilização, no caso da função ser utilizada 
dentro do esquema “Unbalance”. 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 47 de 81
 
Para faltas a terra haverá maior sensibilidade, ajustando o parâmetro correspondente (I< 
TRIP-EF reset). Onde EF significa “earth fault”. 
3.2.6.2 Opções para Falha de Disjuntor 
As seguintes opções estão disponíveis para a função falha de disjuntor: 
1. Modo de baixa corrente 
No caso de sinal de desligamento no disjuntor com baixa corrente (por exemplo, 
atuação do Buchholz do transformador), o nível de ajuste de corrente (50BF) pode 
não ser atingido. O modo de baixa corrente assegura que a proteção de falha de 
disjuntor desligue o disjuntor, desde que o mesmo permaneça ligado com a 
presença de um sinal de trip, após temporização ajustável. Esse parâmetro será 
ativado. 
2. Modo Pulso 
Neste modo de operação, a função de falha de disjuntor é iniciada pela outra 
extremidade da linha protegida. Ela opera independentemente desde que um sinal 
de entrada binária é alocado propriamente (recepção de sinal por essa entrada). 
Esse modo Pulso opera somente com os modos de “Repetição de trip” 
seguida de I> query ou de Desbalanceamento. É próprio para terminal de linhas 
de transmissão. Entretanto esse parâmetro só será ativado em função de projeto 
elétrico funcional que adote o procedimento. Não é o caso da SE Delta. 
3.2.6.3 Para curto-circuito na barra 
Quando de um curto-circuito na barra protegida pela função 87B, um dos disjuntores 
pode ter falha de abertura. Neste caso, o disjuntor da outra extremidade necessita ser 
desligado. No caso de transformador, seria o disjuntor do outro lado. No caso de linha, 
seria o disjuntor da outra subestação. 
A função de falha de disjuntor providencia, através de uma saída digital, a devida 
transferência de disparo para a outra extremidade, que deve ser previsto no projeto. No 
caso de Delta foi adotada uma solução através de relés auxiliares. 
3.2.7 Função “End Fault” 
No caso de ocorrência de curto-circuito entre TC e o Disjuntor, o sistema tem condição de 
detectar o ponto de curto-circuito através de lógica (algoritmo) e com a ajuda da réplica de 
seccionadoras, provendo conseqüentemente o desligamento de todos os disjuntores que 
alimentam essa falta. 
 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 48 de 81
 
3.3 AJUSTES PARA A UNIDADE CENTRAL 
Dados da Proteção 
Tipo 7SS522 / Siemens 
MLFB 7SS5220-4AB03-1AA0/BB 
Name 7SS5220 V4.0 
Versão 4.0 
Número de Série F. Nr. 
Painel de Instalação 
 
NOTAS 
Os endereços IEC, número da subestação e números dos “feeders” deverão ser devidamente 
adequados para toda a subestação, quando do comissionamento, para os dispositivos 
SIPROTEC. 
Considerando que o presente estudo foi feito utilizando o software Digsi 4.3 em condição off-
line, os números adotados nos arquivos off-line utilizados podem não estar compatível com a 
realidade a ser implantada. 
3.3.1 Alocação das Unidades de Bays 
Bay units Dispositivo SIPROTEC BAY Zona de Proteção 
bay unit 01 7SS523 110 TR-1 
bay unit 03 7SS523 210 TR-2 
bay unit 05 7SS523 310 TR-3 
BB2 
bay unit 02 7SS523 120 TR-1 
bay unit 04 7SS523 230 GAMA C.2 
bay unit 06 7SS523 330 GAMA C.1 
BB1 
 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 49 de 81
 
3.3.2 Substation Configuration 
Diagrama de Configuração das Zonas Seletivas de Proteção 
 
Relatório de Configuração 
Report 
====== 
Overview 
-------- 
Station configuration 
--------------------- 
22/11/2002 12:54 Info: Bay Unit BU01 
22/11/2002 12:54 Info: 0140S Address for IEC 1 
22/11/2002 12:54 Info: 0101S Bay position number 1 
22/11/2002 12:54 Info: 0102S Bay Setup Enabled 
22/11/2002 12:54 Info: 0103S Type of bay feeder bay 
22/11/2002 12:54 Info: 0104S Current transformer mounting location
 busside toward line 
22/11/2002 12:54 Info: 0105S Current transformer star point -1,000 
22/11/2002 12:54 Info: 0107S Allocation of Isolator 1 200 
22/11/2002 12:54 Info: 0108S Allocation of Isolator 2 5000 
22/11/2002 12:54 Info: 0109S Allocation of Isolator 3 0 
22/11/2002 12:54 Info: 0110S Allocation of Isolator 4 0 
 
 
PROTEÇÃO DE BARRAS E DE FALHA DE DISJUNTOR Exemplo de Ajustes e Parametrização 50 de 81
 
22/11/2002 12:54 Info: 0111S Allocation of Isolator 5 0 
22/11/2002 12:54 Info: 0135S Circuit breaker Enabled 
22/11/2002 12:54 Info: ------------------------------- 
22/11/2002 12:54 Info: Bay Unit BU02 
22/11/2002 12:54 Info: 0240S Address for IEC 2 
22/11/2002 12:54 Info: 0201S Bay position number 2 
22/11/2002 12:54 Info: 0202S Bay Setup Enabled 
22/11/2002 12:54 Info: 0203S Type of bay feeder bay 
22/11/2002 12:54 Info: 0204S Current transformer mounting location
 busside toward line 
22/11/2002 12:54 Info: 0205S Current transformer star point 1,000 
22/11/2002 12:54 Info: 0207S Allocation of Isolator 1 100 
22/11/2002 12:54 Info: 0208S Allocation of Isolator 2 5000 
22/11/2002 12:54 Info: 0209S Allocation of Isolator 3 0 
22/11/2002 12:54 Info: 0210S Allocation of Isolator 4 0 
22/11/2002 12:54 Info: 0211S Allocation of Isolator 5 0 
22/11/2002 12:54 Info: 0235S Circuit breaker Enabled 
22/11/2002 12:54 Info: ------------------------------- 
22/11/2002 12:54 Info: Bay Unit BU03 
22/11/2002 12:54 Info: 0340S Address for IEC 3 
22/11/2002 12:54 Info: 0301S Bay position number 3 
22/11/2002 12:54 Info: 0302S Bay Setup Enabled 
22/11/2002 12:54 Info: 0303S Type of bay feeder bay 
22/11/2002 12:54 Info: 0304S Current transformer mounting location
 busside toward line 
22/11/2002 12:54 Info: 0305S Current transformer star point -1,000 
22/11/2002 12:54 Info: 0307S Allocation of Isolator 1 200 
22/11/2002 12:54 Info: 0308S Allocation