Proteção ONS

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Submódulo 2.5 
Requisitos Mínimos dos Sistemas 
de Proteção, Supervisão / Controle 
e de Telecomunicações 
Rev. 
N.º 
Motivo da Revisão Data de 
Aprovação 
pelo CA 
Data e Instrumento 
de Aprovação pela 
ANEEL 
0 Este documento foi motivado pela criação do 
Operador nacional do Sistema Elétrico 
09/10/2000 ______ 
1 Adequação à Resolução n.º 140/02-/ANEEL de 
25/03/2002 
09/05/2002 24/12/2002 
Resolução nº 
791/02 
 
 
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REQUISITOS MÍNIMOS DOS SISTEMAS DE 
PROTEÇÃO, SUPERVISÃO / CONTROLE E DE 
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1 OBJETIVOS.................................................................................................................................... 3 
2 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO ................................................................................................. 3 
3 ABRANGÊNCIA E DEFINIÇÕES BÁSICAS.................................................................................. 3 
3.1 ABRANGÊNCIA ............................................................................................................................ 3 
3.2 DEFINIÇÕES BÁSICAS .................................................................................................................. 3 
4 REQUISITOS GERAIS ................................................................................................................... 4 
5 REQUISITOS TÉCNICOS DE SISTEMAS DE PROTEÇÃO ......................................................... 5 
5.1 ASPECTOS GERAIS ..................................................................................................................... 5 
5.2 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO................................................................... 6 
5.3 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS................................................................................ 12 
5.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES........................................................................ 13 
5.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES SHUNT ........................................................................... 14 
5.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO........................................ 15 
5.7 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ..................................................... 16 
5.8 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR.................................................................. 16 
5.9 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA......................................................................................................... 17 
6 REQUISITOS TÉCNICOS DE SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES.................... 17 
6.1 ASPECTOS GERAIS ................................................................................................................... 17 
6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL ............................................................................................................ 18 
6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES ............................................................ 19 
6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO ....................................................................................................... 19 
6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA................................................................ 19 
6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA ................................................................... 19 
6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS............................................................................. 21 
6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO.................................................................................................. 21 
6.9 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO ........................................................................................... 21 
7 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE TELECOMUNICAÇÕES.................................. 24 
7.1 ASPECTOS GERAIS ................................................................................................................... 24 
7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÃO PARA TELEPROTEÇÃO......................................... 25 
7.3 REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE DADOS .......................... 26 
7.4 REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE VOZ............................... 26 
8. REQUISITOS TÉCNICOS DE SISTEMAS DE SUPERVISÃO/CONTROLE.............................. 26 
8.1 ASPECTOS GERAIS ................................................................................................................... 26 
8.2 AQUISIÇÃO DE GRANDEZAS ANALÓGICAS ................................................................................... 27 
8.3 AQUISIÇÃO DE DADOS DIGITAIS ................................................................................................. 28 
8.4 REGISTRO SEQÜENCIAL DE EVENTOS ........................................................................................ 28 
8.5 COMANDO REMOTO .................................................................................................................. 28 
8.6 INTERCONEXÃO COM O ONS ..................................................................................................... 28 
8.7 REQUISITOS DE SUPERVISÃO EM INSTALAÇÕES COMPARTILHADAS. .............................................. 28 
 
 
 
 
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1 OBJETIVOS 
1.1 Definir os requisitos técnicos mínimos dos sistemas de proteção, supervisão / controle (com 
interconexão ao(s) centro(s) de operação designado(s) pelo ONS), registro de perturbações e de 
telecomunicação, a serem adotados pelos Agentes de Transmissão, no desenvolvimento do 
projeto das instalações de transmissão pertencentes à Rede Básica. Estes requisitos são 
propostos tendo-se em mente o objetivo central de garantir que o desempenho de cada instalação 
contribua positivamente para o atendimento aos padrões de desempenho da Rede Básica 
definidos no Submódulo 2.2 deste Procedimento de Rede. 
2 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 
2.1 Este Submódulo foi reestruturado para adequação ao estabelecido nos Editais de Licitação de 
Concessões de Transmissão, conforme determinado pela ANEEL no ofício nº 187/2002-
DR/ANEEL, de 26/03/2002. 
3 ABRANGÊNCIA E DEFINIÇÕES BÁSICAS 
3.1 Abrangência 
3.1.1 Os requisitos técnicos aqui descritos se aplicam a todas as instalações de transmissão 
licitadas, leiloadas, autorizadas ou lançadas em mercado por qualquer outro processo, após a data 
da publicação da homologação pela ANEEL deste Submódulo. 
3.1.2 Os requisitos técnicos aqui descritos se aplicam nos casos de inserção de novos vãos e 
ampliações das instalações de transmissão já existentes na Rede Básica. 
3.1.3 Os requisitos aqui propostos devem ser adotados para os níveis de tensão de 750, 500, 
440, 345, 230 e 138kV das instalações de transmissão que venham a ser integradas à Rede 
Básica. 
3.1.4 Situações que envolvam características locais que não foram vislumbradas neste 
documento deverão ter tratamento especial que atenda as particularidades do sistema de 
transmissão local. 
3.1.5 No Módulo 11 - Proteção e Controle, são abordados os aspectos dos estudos operativos 
dessa especialidade, no qual o Submódulo 11.5 - Diagnóstico do Sistema de Proteção e Controle 
das Instalações de transmissão é o que mais se relaciona com o presente documento. 
3.1.6 No Módulo 10 - Operação do Sistema - Manual de Procedimentos da Operação, são 
abordados aspectos referentes ao Sistema de Supervisão e Controle, no qual o Submódulo 10.19 
- Requisitos de Tele-supervisão para a Operação é o que mais se relaciona com o presente 
documento. 
3.1.7 No Módulo 13- Telecomunicações, são estabelecidos os requisitos a serem atendidos pelos 
serviços de telecomunicações para transmissão de voz e de dados no Submódulo 13.2 – 
Requisitos de Telecomunicações. 
3.2 Definições básicas 
3.2.1 Sistema: quando referido à proteção, supervisão/controle, registro de perturbações ou 
telecomunicação, deve ser entendido como o conjunto de equipamentos e funções requeridas e 
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necessárias para o desempenho de sua finalidade na operação da instalação e da Rede Básica de 
transmissão. 
3.2.2 Proteção restrita ou unitária: conjunto de proteção destinado a detectar e eliminar, 
seletivamente e sem retardo de tempo intencional, falhas que ocorram apenas no equipamento 
protegido. Sua zona de atuação é normalmente limitada pelo posicionamento dos transformadores 
de corrente. 
3.2.3 Proteção irrestrita ou de retaguarda: conjunto de proteção destinado a detectar e eliminar 
falhas que ocorram no equipamento protegido e fornecer proteção adicional para os equipamentos 
adjacentes. Sua atuação é normalmente coordenada com a atuação das proteções dos 
equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. 
3.2.4 Proteção principal: esquema de proteção composto por um conjunto de proteção unitária e 
um conjunto de proteção de retaguarda, funcionalmente idêntico ao conjunto de proteção 
alternada e completamente independente deste, utilizado quando se deseja redundância de 
proteção. 
3.2.5 Proteção alternada: esquema de proteção composto por um conjunto de proteção unitária 
e um conjunto de proteção de retaguarda, funcionalmente idêntico ao conjunto de proteção 
principal e completamente independente deste, utilizado quando se deseja redundância de 
proteção. 
3.2.6 Proteção intrínseca: dispositivos de proteção normalmente integrados ao equipamento, 
tais como relés de gás de transformadores, relés de sobretemperatura etc.. 
4 REQUISITOS GERAIS 
4.1 Os requisitos técnicos e as características funcionais aqui apresentados referem-se aos 
seguintes sistemas funcionalmente distintos: 
(a) Sistemas de proteção (SP); 
(b) Sistemas de supervisão/controle (SSCL); 
(c) Sistemas de registro de perturbações (SRP); 
(d) Sistemas de telecomunicação (ST). 
4.2 Com o objetivo de atender aos requisitos de confiabilidade requeridos, todas as funções a 
serem executadas, tanto pelos sistemas integrados, quanto por equipamentos individuais e 
dedicados, devem apresentar o mesmo desempenho. 
4.3 Os sistemas deverão ser integrados no nível da instalação permitindo o acesso local ou 
remoto de todos os seus dados, ajustes, registros de eventos, grandezas de entradas e outras 
informações. Esta integração não deve impor restrições à operação dos equipamentos primários 
da instalação. 
4.4 Em instalações de transmissão novas os sistemas acima devem utilizar tecnologia digital 
numérica. 
4.5 No caso de implantação de um novo vão em instalações de transmissão existentes, os 
sistemas deverão ser compatibilizados com os já instalados, devendo ser utilizado, sempre que 
possível, tecnologia digital numérica. 
4.6 Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e 
autodiagnóstico, com bloqueio automático da atuação por defeito e sinalização local e remota de 
falha e defeito. 
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4.7 Os sistemas devem possuir arquitetura aberta e utilizar protocolos de comunicação descritos 
em norma, de forma a não impor restrições à ampliação futura e à integração com sistemas e 
equipamentos de outros fabricantes. 
4.8 Os sistemas devem possuir recursos de modo a possibilitar a intervenção das equipes de 
manutenção evitando que seja necessário o desligamento de equipamentos primários. 
4.9 Os materiais e equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados, montados 
e ensaiados em conformidade com as últimas revisões das normas da ABNT no que for aplicável, 
e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de 
preferência, salvo onde expressamente indicado. 
4.10 Todos os equipamentos e sistemas digitais devem atender aos requisitos das normas para 
compatibilidade eletromagnética aplicáveis, conforme item 4.9 , nos graus de severidade 
adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão (EAT). 
5 REQUISITOS TÉCNICOS DE SISTEMAS DE PROTEÇÃO 
5.1 Aspectos Gerais 
5.1.1 Os transformadores de corrente para alimentação dos sistemas de proteção deverão ser 
dispostos na instalação de forma a permitir a superposição das zonas de proteções unitárias de 
equipamentos primários adjacentes. 
5.1.2 A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção 
de retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos, é admitida 
excepcionalmente proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única 
proteção. 
5.1.3 Cada equipamento primário, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido por, no 
mínimo, dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se, quando 
aplicável, a proteção intrínseca dos equipamentos. 
5.1.4 As informações de corrente e tensão para cada conjunto de proteção (principal e alternada 
ou unitária e retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e 
secundários de transformadores de potencial diferentes. 
5.1.5 As proteções sujeitas à operação acidental por perda de potencial devem possuir supervisão 
de tensão para bloqueio de operação e alarme. 
5.1.6 Os conjuntos de proteção principal e alternada (ou unitária e de retaguarda) deverão ser 
alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes, 
além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso 
que possam compartilhar. 
5.1.7 Os sistemas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos 
discretos e dedicados para cada componente da instalação (linha de transmissão, transformador, 
barramento, etc.) podendo os mesmos ser do tipo multifunção. 
5.1.8 Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha, defeito ou a perda de um componente 
sem que isto acarrete em degradação do seu desempenho final. 
5.1.9 Os sistemas de proteção deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos 
de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ou tripolar. 
5.1.10 Os sistemas de proteção deverão possuir no mínimo dois grupos de parâmetros de ajustes 
selecionáveis, local e remotamente. 
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5.1.11 Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção, 
equipamentos de teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer 
anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção. 
5.1.12 Os sistemas de proteção devem possuir características de sensibilidade, seletividade, 
rapidez e confiabilidade operativa compatíveis com os índices de desempenho do sistema elétrico 
em condições de regime ou durante perturbações. 
5.1.13 O Agente de Transmissão, deve realizar os estudos de coordenação da proteção de forma 
a confirmar o atendimento aos requisitos descritos no item 5.1.12, bem como deve manter uma 
base de dados de ajustes das proteções para eventuais consultaspelo ONS. 
5.2 Sistema de Proteção de Linhas de Transmissão 
5.2.1 Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios, instalados em todos os terminais da 
linha de transmissão, necessários e suficientes para a detecção e eliminação de todos os tipos de 
faltas (envolvendo ou não alta impedância de falta) e outras condições anormais de operação nas 
linhas de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha de 
transmissão protegida. 
5.2.2 Os conjuntos de equipamentos instalados em todos os terminais da linha de transmissão 
devem ser idênticos (mesmo fabricante, marca e modelo), não sendo admissível à utilização de 
equipamentos diferentes. 
5.2.3 As linhas de transmissão que forem secionadas para a inclusão de novos terminais 
(implantação de nova subestação, por exemplo) deverão ter as proteções dos terminais existentes 
adequadas de modo a atender ao especificado no item anterior. 
5.2.1 Esquemas de Religamento 
5.2.1.1 Geral 
5.2.1.1.1 As linhas de transmissão devem ser dotadas de esquema de religamento automático, 
conforme filosofia definida a seguir: 
(a) O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo e número de tentativas de 
religamento, com duas possibilidades: tripolar e monopolar. Na posição “tripolar” qualquer 
ordem de disparo iniciada por proteção irá desligar os três pólos do disjuntor e iniciará o 
religamento tripolar. Na posição “monopolar”, o desligamento e o religamento dos dois 
terminais da linha de transmissão deverão ser monopolares para curtos-circuitos fase-terra 
e tripolares para os demais tipos de curtos-circuitos. Caso não haja sucesso no ciclo de 
religamento o desligamento será tripolar (por exemplo, no caso de curto-circuito 
permanente); 
(b) Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio 
deverá ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos dois disjuntores 
associados à linha de transmissão; 
(c) Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade 
de ajuste de tempo morto, para religamento monopolar e tripolar; 
(d) Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, um novo ciclo somente será 
permitido depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura 
do disjuntor; 
(e) O sistema de proteção deverá ter meios para, opcionalmente, realizar somente o 
religamento automático quando da ocorrência de curtos-circuitos internos fase-terra; 
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(f) O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de 
fechamento tripolar de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de 
sincronismo e por unidades de supervisão de subtensão e sobretensão; 
(g) A colocação/retirada de serviço, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religar, em 
subestações com arranjo do tipo anel ou disjuntor e meio, deverão ser realizadas através 
de chave seletora e/ou do sistema de supervisão e controle da estação. 
5.2.1.2 Esquema de Religamento Tripolar 
(a) Os esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a 
eliminação de faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser 
iniciados quando de aberturas manuais dos disjuntores, operação de funções de proteção 
temporizadas, falhas em barras, atuações de proteções de falha de disjuntor, recepção de 
sinal de transferência de disparo direto constante do terminal remoto, atuações de 
proteção de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e, quando for o 
caso, por atuações das proteções dos reatores de linha de transmissão ou 
transformadores; 
(b) Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o 
primeiro terminal a religar (LÍDER), e deverá religar após transcorrido o tempo morto. O 
outro terminal (SEGUIDOR) deverá ser religado com supervisão através de um relé 
verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em 
primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser equipados com esquemas de religamento 
e relés de verificação de sincronismo; 
(c) O terminal LÍDER deverá religar somente se não houver tensão na linha de transmissão. O 
terminal SEGUIDOR deverá religar somente após a verificação de sincronismo e havendo 
nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de 
sincronismo deverá monitorar o módulo, o ângulo e o escorregamento entre as tensões a 
serem sincronizadas. 
5.2.1.3 Esquema de Religamento Monopolar 
(a) Os esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após 
a eliminação de faltas monofásicas por proteções unitárias. Estes esquemas deverão 
atender às restrições descritas em 5.2.1.2 (a); 
(b) As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada 
aplicação para prover a abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos à linha 
de transmissão. Em caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção 
de fases utilizadas deverão ser independentes das unidades de partida e medida da 
proteção; 
(c) Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento 
monopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de 
seqüências negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção 
baseados em lógicas de sobrealcance, caso seja necessário. Durante este período de 
tempo, qualquer ordem de disparo para o disjuntor, como, por exemplo, vinda das outras 
fases, deverá ser tripolar, cancelando o religamento da linha de transmissão. 
5.2.1.4 Relés Verificadores de Sincronismo 
(a) Os relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar, 
deverão permitir o ajuste do tempo total de religamento, considerando a contagem de 
tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para as 
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respectivas classes de tensão. Além disso, deverão possibilitar ajustes da diferença de 
tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir seleção das seguintes 
condições para fechamento do disjuntor: 
(1) Barra viva - linha morta; 
(2) Barra morta - linha viva; 
(3) Barra viva – linha viva; 
(4) Barra morta - linha morta. 
5.2.2 Linhas de Transmissão 750, 500, 440 e 345kV 
5.2.2.1 Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos 
independentes de proteção, do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente 
redundantes, provendo cada um deles completa proteção unitária e de retaguarda, ambas 
adequadas para a proteção da linha de transmissão em que forem instaladas, considerando ou 
não a utilização de compensação série. 
5.2.2.2 O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo 
tipo de falta ao longo da linha de transmissão. 
5.2.2.3 As proteções unitárias, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem 
ser capazes de realizar, individualmente e independentemente, a detecção e eliminação de faltas 
entre fases e entre fases e a terra para 100% da extensão da linha de transmissão protegida, sem 
retardo de tempo intencional. 
5.2.2.4 O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de 
todos os terminais da linha de transmissão, não deve exceder a 100 milissegundos. 
5.2.2.5 Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases 
defeituosas para comandar odesligamento de forma mono ou tripolar. 
(a) É vetada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para 
a seleção de fases. 
5.2.2.6 No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as 
seguintes funções e características: 
(a) Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N), 
com pelo menos, três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para 
cada zona. As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo 
de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial; 
(b) A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de 
sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas; 
(c) Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de 
transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente 
de redutor de medida instalado na linha de transmissão (“line pick-up”); 
(d) Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB). 
5.2.2.7 Se a proteção unitária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por 
configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção: 
(a) Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (PUTT); 
(b) Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (POTT); 
(c) Esquema de desbloqueio por comparação direcional (DCU); 
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(d) Esquema de bloqueio por comparação direcional (DCB); 
(e) Esquema de transferência de disparo direto (DUTT). 
5.2.2.8 A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos: 
(a) Os requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos no 
item 7.2 deste Submódulo; 
(b) A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve 
levar em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de 
transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha 
de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de 
transmissão e a existência ou não de compensação série; 
(c) A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao 
esquema de teleproteção utilizado; 
(d) Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em 
sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação 
indevida durante a eliminação de faltas em linha de transmissão paralelas; 
(e) Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal 
permissivo de disparo (“echo”) e para proteção de terminais com fraca alimentação (“weak 
infeed”); 
(f) No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para 
permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de 
telecomunicação (lógica para operação monocanal); 
(g) Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão 
e recepção de sinais de teleproteção, independentemente do meio usado na comunicação, 
sem risco de desligamento acidental e sem a necessidade de desligamento da linha de 
transmissão protegida. 
5.2.2.9 As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada 
devem ser gradativas, compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase-
terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo aos requisitos do item 
5.2.2.6. 
5.2.2.10 No caso de terminais conectados a barras com arranjos do tipo disjuntor e meio ou anel, 
deve ser prevista lógica para proteção do trecho da linha de transmissão que permanece 
energizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta (linha de transmissão fora de 
serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha de transmissão fechado(s) (“stub bus protection”). 
5.2.2.11 Todo desligamento tripolar em um terminal da linha de transmissão deve gerar um 
comando a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência de disparo direto, 
para efetuar desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica de recepção deverá 
discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha de transmissão, 
daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado. 
5.2.2.12 As proteções Principal e Alternada devem possuir esquema para disparo por perda de 
sincronismo (78). 
5.2.2.13 Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção Principal e Alternada para 
sobretensões (59) com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 
1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. 
(a) Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam 
sobretensões simultaneamente nas três fases; 
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(b) Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer 
uma das três fases. 
5.2.2.14 Todo terminal de linha de transmissão deve possuir esquema para verificação de 
sincronismo, para supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores. 
5.2.3 Linhas de Transmissão 230 kV 
5.2.3.1 Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos 
independentes de proteção do tipo proteção unitária e proteção de retaguarda, adequadas para a 
proteção da linha de transmissão em que for instalada. 
5.2.3.2 O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo 
tipo de falta ao longo da linha de transmissão. 
5.2.3.3 O conjunto de proteção unitária deve ser capaz de realizar, individualmente e 
independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da 
extensão da linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo adicional. 
5.2.3.4 O conjunto de proteção de retaguarda deve ser capaz de realizar, individualmente e 
independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, sem retardo de tempo 
intencional, para a maior extensão possível da linha de transmissão protegida, considerando os 
limites de exatidão dos ajustes dos relés e outras características da linha de transmissão. 
5.2.3.5 O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária não deve exceder a 150 
milissegundos. A proteção de retaguarda deve permitir a eliminação de todos os tipos de faltas, 
mantida a coordenação com as proteções dos equipamentos adjacentes. 
5.2.3.6 Os conjuntos de proteção unitária e retaguarda devem permitir a seleção para comandar o 
desligamento de forma mono ou tripolar. 
(a) É vetada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para 
a seleção de fases. 
5.2.3.7 Em caso de opção pela utilização de proteções principal e alternada nestes níveis de 
tensão, deverão ser aplicados os requisitos do item 5.2.2. 
5.2.3.8 No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as 
seguintes funções e características: 
(a) Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N), 
com, pelo menos três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para 
cada zona.As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo 
de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial; 
(b) A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de 
sobrecorrente direcional de neutro (67 N), com unidades instantâneas etemporizadas; 
(c) Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de 
transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente 
de divisor capacitivo de potencial instalado na linha de transmissão (“line pick-up”); 
(d) Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB). 
5.2.3.9 Se a proteção unitária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por 
meio de configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção: 
(a) Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (“PUTT”); 
(b) Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (“POTT”); 
(c) Esquema de desbloqueio por comparação direcional (“DCU”); 
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(d) Esquema de bloqueio por comparação direcional (“DCB”); 
(e) Esquema de transferência de disparo direto (“DTT”). 
5.2.3.10 A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos: 
(a) Os requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos no 
item 7.2 deste Procedimento; 
(b) A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve 
levar em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de 
transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha 
de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de 
transmissão e a existência ou não de derivações na linha de transmissão; 
(c) A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao 
esquema de teleproteção utilizado; 
(d) Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em 
sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação 
indevida durante a eliminação de faltas em linhas de transmissão paralelas; 
(e) Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal 
permissivo de disparo (“echo”) e para proteção de terminais com fraca alimentação (“weak 
infeed”); 
(f) No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para 
permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de 
telecomunicação (lógica para operação monocanal); 
(g) Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão 
e recepção de sinais de teleproteção, independentemente do meio usado na comunicação 
e sem risco de desligamento acidental e sem a necessidade de desligamento da linha de 
transmissão protegida. 
5.2.3.11 A proteção de retaguarda deve ser gradativa, composta por relés de distância para fases 
e para fase-terra (21/21N), complementada por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), 
atendendo aos requisitos do item 5.2.3.8. 
5.2.3.12 No caso de utilização de relés de distância para as proteções unitárias e de retaguarda, 
as unidades instantâneas da proteção de retaguarda, em conjunto com as unidades em 
sobrealcance da proteção de retaguarda do outro terminal, podem ser utilizadas para formar um 
esquema de teleproteção, compartilhando o mesmo equipamento de telecomunicação exigido 
para a proteção unitária. 
5.2.3.13 Quando necessário ou aplicável, o desligamento em um terminal da linha de transmissão 
deve gerar um sinal a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência direta de 
disparo, para efetivar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica da recepção 
deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha de 
transmissão, daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado. 
5.2.3.14 Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção para sobretensões (59), com 
elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão 
nominal: 
(a) Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam 
sobretensões simultaneamente nas três fases; 
(b) Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer 
uma das três fases. 
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5.2.3.15 Todo terminal de linha de transmissão deve possuir esquema de verificação de sincronismo 
para supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores. 
5.2.4 Linhas de Transmissão de 138 kV 
5.2.4.1 As linhas de transmissão em 138 kV que pertençam a Rede Básica, devem atender, no 
mínimo, aos mesmos requisitos básicos dos sistemas de proteção definidos para as linhas de 
transmissão em 230 kV, conforme item 5.2.3. 
5.2.4.2 Nos casos que se justifique, poderá ser dispensada a exigência de utilização de esquemas 
de teleproteção, desde que utilizados dois conjuntos independentes de proteção. 
5.3 Sistema de Proteção de Barramentos 
5.3.1 Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios, necessários e suficientes, para a 
detecção e eliminação de todos os tipos de faltas nas barras (envolvendo ou não alta impedância 
de falta), realizando a discriminação entre faltas internas e externas ao barramento protegido. 
5.3.1 Barramentos 750, 500, 440, 345, 230, 138kV 
5.3.1.1 O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação da proteção do 
barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, não deve ser superior a 
100 milissegundos para barramentos de tensões iguais ou maiores que 345 kV e 150 
milissegundos para os barramentos dos níveis de tensão inferiores. 
5.3.1.2 Cada barramento da instalação, nas tensões acima, deve possui pelo menos um conjunto 
de proteção unitária, com as seguintes funções e características: 
(a) Proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta 
impedância (87), ou comparação de fase, para as três fases; 
(b) Ser alimentada por secundários independentes dos transformadores de corrente; 
(c) Possuir imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, 
com estabilidade para faltas externas e sensibilidade para faltas internas; 
(d) Quando necessário, possuir sistema dedicado para limitar as sobretensões secundárias; 
(e) Possuir supervisão para os secundários dos transformadores de corrente dentro de sua 
área de proteção, com bloqueio de atuação e alarme para o caso de abertura de circuito 
secundário; 
(f) Deve ser seletiva, desligando apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do 
barramento, mesmo no caso de arranjos de barramento com configuração variável por 
manobra de secionadoras; 
(g) Deve ser evitada, sempre que possível, a utilização de transformadores de corrente 
auxiliares. 
5.3.1.3 A proteção do barramento deve atuar nos disjuntores através de relés auxiliares rápidos e 
em relés de bloqueio (86B), para bloquear o fechamento dos mesmos. 
5.3.1.4 Em casos de instalação de novos vãos em subestações existentes, estes deverão se 
adaptar à proteção de barra existente. Caso isto não seja possível, a proteção de barra existente 
deverá ser substituída. 
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5.4 Sistema de Proteção de Transformadores 
5.4.1 Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a 
eliminação de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases ou entre espiras) em 
transformadores de dois etrês enrolamentos ou em autotransformadores, além de prover proteção 
de retaguarda para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de 
supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé 
de gás, em tempos compatíveis com os admitidos neste Submódulo. 
5.4.1 Transformadores com mais alto nível de tensão em 750, 500, 440 ou 345 kV 
5.4.1.1 Todo transformador nestes níveis de tensão deve dispor de três conjuntos de proteção: 
(a) Proteção principal; 
(b) Proteção alternada; 
(c) Proteção intrínseca. 
5.4.1.2 O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, 
dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados ao transformador pelas 
proteções unitárias, não deve exceder a 120 milissegundos. 
5.4.1.3 Para transformadores de potência igual ou superior a 100 MVA, as funções diferenciais 
dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem utilizar os transformadores de corrente 
localizados nas buchas e a outra os transformadores de corrente externos, respectivamente (se 
superpondo com as proteções dos barramentos adjacentes). 
5.4.1.4 As proteções unitárias integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem 
possuir as seguintes funções e características: 
(a) Proteção diferencial percentual trifásica ou três unidades monofásicas, com circuitos de 
restrição para tantos enrolamentos quantos necessários, com bloqueio ou restrição para 
2º e 5º harmônicos e unidade diferencial instantânea ajustável (87); 
(b) As proteções unitárias devem atuar sobre relés de bloqueio (86T), para comandar a 
abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador. 
5.4.1.5 As proteções de retaguarda, integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada 
devem possuir as seguintes funções e características atuando nos disjuntores através de relés de 
disparo de alta velocidade: 
(a) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e de neutro, (50/51, 
50/51N), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada um dos enrolamentos do 
transformador; 
(b) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de terra (50/51G), composta por 
conjuntos de proteção vinculados a cada ponto de aterramento do transformador; 
(c) Sobretensão de seqüência zero (64), quando necessária, para detecção de falhas à terra 
no enrolamento terciário, em transformadores com o terciário ligado em delta, sendo que 
esta função deve ser prevista apenas para alarme; 
(d) Proteção de sobrecarga (50/51-OLT), com temporizador (62-OLT) independente ajustável. 
5.4.1.6 A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características: 
(a) Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita 
de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento 
do transformador através de relé de bloqueio (86T); 
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(b) Proteção para sobretemperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com 
contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos 
disjuntores após temporização ajustável. 
5.4.2 Transformadores com mais alto nível de tensão em 230 e 138 kV 
5.4.2.1 Todo transformador nestes níveis de tensão deve dispor de três conjuntos independentes 
de proteção: 
(a) Proteção unitária; 
(b) Proteção de retaguarda; 
(c) Proteção intrínseca. 
5.4.2.2 O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, 
dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados ao transformador, pelas 
proteções unitárias não deve exceder a 150 milissegundos. 
5.4.2.3 Estas proteções devem ter as mesmas funções e características conforme descrito nos 
itens 5.4.1.4 a 5.4.1.6 deste Submódulo. 
5.5 Sistema de Proteção de Reatores Shunt 
5.5.1 Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a 
eliminação de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases ou entre espiras) em 
reatores mono ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas linhas de 
transmissão ou em barramentos. 
5.5.2 Todo reator de 750, 500, 440, 345, 230 e 138 kV deve dispor de três conjuntos 
independentes de proteção: 
(a) Proteção unitária; 
(b) Proteção de retaguarda; 
(c) Proteção intrínseca. 
5.5.3 O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, 
dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, pelas proteções diferenciais não deve 
exceder a 100 milissegundos para reatores em tensões acima de 345kV e 150 milissegundos para 
reatores em tensões até 230kV. 
5.5.4 A proteção unitária deve possuir as seguintes funções e características: 
(a) Proteção de sobrecorrente diferencial percentual (87R); 
(b) No caso de bancos de reatores monofásicos, a proteção diferencial deve ser trifásica, com 
conexão por fase entre os TCs do lado da linha de transmissão ou do barramento e os TCs 
do lado do neutro de cada reator; 
(c) No caso de reatores trifásicos, é admitida a proteção diferencial monofásica, com conexão 
residual entre os TCs do lado da linha de transmissão ou do barramento e um único TC 
existente no fechamento do neutro do reator. Caso existam TCs por fase no lado de 
neutro, a proteção diferencial deve ser trifásica. 
5.5.5 A proteção de retaguarda deve possuir as seguintes funções e características: 
(a) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e neutro (50/51 e 50/51N), 
localizada no lado da linha de transmissão ou do barramento do reator; 
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(b) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de terra (50/51G) no aterramento do 
neutro do reator. 
5.5.6 A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características: 
(a) Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita 
de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento 
do reator através de relé de bloqueio (86T); 
(b) Proteção para sobretemperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com 
contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos 
disjuntores após temporização ajustável. 
5.5.7 As proteções do reator devem atuar sobre relé de bloqueio (86R), para: 
(a) No caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s), abrir e bloquear o 
fechamento do(s) disjuntor(es) do reator; 
(b) No caso de reatores diretamente conectados a linha de transmissão, abrir e bloquear o 
fechamento do(s) disjuntor(es) do terminal local da linha de transmissão associada, e 
enviar transferência direta de disparo promovendo a abertura e o bloqueio de fechamento 
dos disjuntores remotos. 
5.6 Sistema de Proteção de Bancos de Capacitores em Derivação 
5.6.1 O sistema de proteção de banco de capacitores em derivação deve levar em consideração a 
potência em Mvar, a configuração do banco, a quantidade e características das unidades 
capacitivas e o nível de tensão. 
5.6.2 Os requisitos aqui definidos se aplicam aos bancos de capacitores de tensão igual ou 
superior a 138 kV. 
5.6.3 O tempo total de eliminação de faltas no circuito entre o barramento e o banco de 
capacitores, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de 
abertura do disjuntor, não deve exceder a 150 milissegundos. 
5.6.4 O sistema de proteção deve atender aos seguintes requisitos de caráter geral:(a) As unidades capacitivas devem ser dotadas de proteção intrínseca para defeitos internos e 
de resistores próprios com a finalidade de promover a descarga do banco em tempo hábil; 
(b) Ser seletivo para faltas externas no sistema elétrico e imune a transitórios oriundos de 
chaveamentos e à presença de harmônicos; 
(c) Durante as manobras de bancos de capacitores, devem ser previstas, se necessário, 
condições de bloqueio de unidades instantâneas de relés de sobrecorrente de retaguarda, 
para evitar operações indevidas. 
5.6.5 O sistema de proteção para a eliminação de todos os tipos de curtos-circuitos shunt no 
circuito entre o barramento e o banco de capacitores propriamente dito, incluindo defeitos oriundos 
do estabelecimento de arco elétrico entre “racks“ capacitivos, deve ser composto por relés de 
sobrecorrente com unidades instantâneas e temporizadas de fase e de terra (50/51), (50/51N). 
Adicionalmente, deve ser prevista a extensão para este circuito, da proteção diferencial de 
barramento da subestação (87). 
5.6.6 O sistema de proteção para sobretensões permanentes, oriundas do sistema elétrico, deve 
ser efetuado através de relés de sobretensão de fase (59), podendo-se utilizar para este fim 
proteção de sobretensão de barra, caso a mesma tenha sido prevista para a instalação. 
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5.6.7 O sistema deve prover proteção para desequilíbrios que possam causar sobretensões 
danosas às unidades capacitivas. Estas proteções deverão atuar em relés de bloqueio próprios 
dos bancos de capacitores. 
5.7 Sistema de Proteção de Bancos de Capacitores Série 
5.7.1 Os bancos de capacitores série devem ser protegidos de acordo com a recomendação de 
seu fabricante, possuindo no mínimo as seguintes proteções, atuando através de relés de bloqueio 
próprios: 
(a) Proteção para ressonância subsíncrona; 
(b) Proteção para desequilíbrio de corrente; 
(c) Proteção para sobrecorrente no “GAP” ou “MOV”; 
(d) Proteção para descargas à plataforma; 
(e) Proteção para sobrecarga. 
5.8 Sistema de Proteção Para Falha de Disjuntor 
5.8.1 Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, 
consistindo de relés detectores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes 
características: 
(a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam sobre o disjuntor protegido; 
(b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes da atuação 
no relé de bloqueio; 
(c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos 
os disjuntores necessários à eliminação da falha, em caso de recusa de abertura do 
disjuntor; 
(d) Possuir sensores de sobrecorrente de fase e terra, ajustáveis, de alta relação 
operação/desoperação e temporizadores ajustáveis. 
5.8.2 Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como 
transformadores e reatores, devem permitir a inicialização através de sinais de operação das 
proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existem níveis de corrente suficientes 
para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor. 
Nestes casos, devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de 
estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar 
a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos nestes equipamentos, 
inclusive aqueles não capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido 
esquema. 
5.8.3 O tempo total de eliminação de faltas pelo esquema de falha de disjuntores, incluindo o 
tempo de operação do relé de proteção (50/62BF), dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos 
disjuntores, não deve exceder a 250 milissegundos para os níveis de tensão de 750, 500 e 440 
kV, e a 300 milissegundos para os níveis de tensão de 345, 230 e 138 kV. 
5.8.4 A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de 
disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, suficientes para a eliminação da falha, 
promovendo, quando necessário, a transferência direta de disparo para o(s) disjuntor(es) 
remoto(s). 
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5.8.5 No caso de barramento com configuração variável por manobras de secionadoras, a 
proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a 
desconectar apenas a seção defeituosa. 
5.8.6 Os relés auxiliares de desligamento devem ter o tempo de operação de 3 milissegundos na 
tensão nominal, e ser fornecidos com contatos disponíveis para: 
(a) Comandar disparo local (bobinas de desligamento 1 e 2); 
(b) Chavear transmissores; 
(c) Partir religamento; 
(d) Iniciar a proteção de falha de disjuntor, quando aplicável; 
(e) Acionar o alarme e a partida do registrador digital de perturbação; 
(f) Acionar uma entrada digital do sistema de supervisão/controle. 
5.9 Documentação Técnica 
5.9.1 O Agente de Transmissão deve manter a documentação técnica das instalações de 
transmissão pertencentes à Rede Básica disponível para consulta quando requerida pelo ONS, 
incluindo: 
(a) Diagramas funcionais; 
(b) Diagramas de blocos; 
(c) Diagramas unifilares e trifilares; 
(d) Vistas de painéis, diagramas de legenda; 
(e) Listas de materiais, circuitos internos dos dispositivos; 
(f) Manuais de operação e catálogos dos equipamentos; 
(g) Memórias de cálculo dos ajustes das proteções; 
(h) Relatórios de ensaios, inclusive os realizados na fase de comissionamento. 
6 REQUISITOS TÉCNICOS DE SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES 
6.1 Aspectos Gerais 
6.1.1 O sistema de registro de perturbações compõe-se dos seguintes subsistemas: 
(a) Registradores digitais de perturbação (RDP) localizados nas subestações; 
(b) Quando necessário, concentrador de dados local e rede de comunicação, para a coleta e 
armazenamento dos dados dos diversos registradores instalados na subestação; 
(c) Concentrador de dados central (remoto), para a coleta e armazenamento dos dados 
oriundos das diversas subestações, com recursos para execução da análise dos registros 
de perturbações; 
(d) Recursos de comunicação interligando o concentrador de dado central aos concentradores 
de dados das diversas subestações, ou diretamente aos RDP, quando não for necessária 
a utilização de concentrador de dados local na subestação. 
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6.1.2 Os registros armazenados no concentrador de dados central deverão ser disponibilizados 
para acesso pelo ONS, por meio de servidor conectado à INTERNET utilizando o protocolo de 
transferência de arquivos FTP (RFC-959, “File Transfer Protocol”). 
6.1.3 Os registros deverão ser disponibilizados ao ONS convertidos para o formato de dados 
descrito na Norma ANSI/IEEE C37.111 “IEEE Standard Common Format for Transient Data 
Exchange (COMTRADE) for Power Systems”. 
6.1.4 O subsistema de registro digital de perturbações nas subestações deve se constituir de um 
ou mais registradores digitais de perturbações (RDP), independentes das demais funções de 
proteção, controle ou supervisão, contemplando as seguintes funções: 
(a) Aquisição e armazenamento de correntes e tensões (canais analógicos); 
(b) Aquisição e armazenamento desinais digitais (canais digitais); 
(c) Localização de faltas em linhas de transmissão; 
(d) Comunicação para a transferência dos dados do RDP para o concentrador local ou 
independente, para acesso remoto desde o concentrador de dados central. 
6.1.5 As funções acima devem permitir, quando da ocorrência de uma falta no sistema elétrico, a 
análise do comportamento das grandezas elétricas, do desempenho da proteção, além da 
indicação da distância em que a falta ocorreu. 
6.1.6 Para as novas instalações de transmissão devem ser previstos registradores digitais de 
perturbação com configuração de canais de entradas analógicas (corrente e tensão) e entradas 
digitais suficientes para permitir o completo monitoramento e registro, de acordo com os requisitos 
descritos no item 6.9. 
6.1.7 Para novos vãos em instalações de transmissão existentes, devem ser previstos 
registradores digitais de perturbação para o monitoramento dos novos vãos instalados, ou a 
expansão dos registradores existentes, de acordo com os requisitos descritos no item 6.9. 
6.1.8 Os registradores digitais de perturbação acrescidos nas instalações de transmissão 
existentes deverão ser integrados ao sistema de coleta de dados existente (concentrador de 
dados local ou acesso remoto). 
6.2 Descrição Funcional 
6.2.1 Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e 
corrente) devem ser amostradas em intervalos de tempo regulares atendendo aos requisitos de 
resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital e armazenadas 
em memória. 
6.2.2 Em situação normal, o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas 
analógicas e digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por 
amostras mais recentes (“buffer“ circular), mantendo sempre um quadro completo dos dados 
abrangendo um intervalo de tempo igual ao tempo de pré-falta ajustado. 
6.2.3 Havendo o disparo do RDP, os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente 
arquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados de 
falta, os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de 
forma a não perder nenhum evento, mesmo que este tempo seja muito pequeno. 
6.2.4 Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as 
amostragens efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se 
esgote o tempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término 
da coleta de dados relativa àquela ocorrência. 
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6.2.5 Os dados referentes a uma perturbação devem estar armazenados em memória própria, 
devendo ser possível, quando solicitado, a sua transmissão para análise remota, por meio do 
concentrador de dados local ou acesso remoto, manual ou automaticamente. 
6.2.6 Os cálculos necessários para a localização de faltas podem ser executados local ou 
remotamente. 
6.2.7 Os dados de perturbações existentes na memória do RDP devem ser transferidos 
automaticamente para memória não volátil devendo o software de comunicação prever o 
gerenciamento, o acesso e o descarte desses dados. 
6.2.8 Devem ser disponibilizados os programas computacionais para fazer a transferência, a 
compactação e descompactação dos dados, a conversão para formato COMTRADE, a 
comunicação remota, bem como para ajustes e calibração do RDP. 
6.2.9 O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo. 
6.3 Disparo do Registrador Digital de Perturbações 
6.3.1 O RDP deve ser disparado para a memorização na ocorrência de qualquer uma das 
condições listadas a seguir, ou por qualquer combinação delas, devendo ser livremente 
configurável (programável) pelo usuário: 
(a) Disparo por variação do estado da proteção; 
(b) Disparo por violação de limites operacionais; 
(c) Disparo por lógica digital; 
(d) Disparo manual, local ou remoto. 
6.3.2 O disparo do RDP deve ser feito através de sensores próprios, por rotina computacional, por 
contatos externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável, local e 
remotamente. 
6.4 Sincronização de tempo 
6.4.1 Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora, 
minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro. 
6.4.2 O RDP deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, 
de forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de Posicionamento por 
Satélites (GPS), com erro máximo inferior a um milissegundo. 
6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética 
6.5.1 A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e 
saídas do RDP de emissões eletromagnéticas. 
6.5.2 O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus 
de severidade adequados para instalações de transmissão de EAT. 
6.6 Características dos sinais de entrada e saída 
6.6.1 As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal 
de entrada e o seu registro inferior a dois milissegundos. 
6.6.2 As entradas analógicas devem possuir as seguintes características: 
(a) Ser configuráveis para corrente e tensão; 
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(b) Possuir tempo de atraso entre quaisquer canais menor do que um grau elétrico, referido à 
freqüência de 60 Hz. 
6.6.3 As entradas de tensão devem possuir as seguintes características: 
Tabela 1 – Características das Entradas de Tensão 
CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS 
Tensão nominal (Vn) 115 e 115/ 3 V 
Faixa de medição 0 a 2,0Vn 
Sobretensão permanente 2,0 Vn 
Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000 Hz 
Erro de ângulo de fase ≤ 1,0 milissegundo 
Exatidão da amplitude do registro ≤ 2,0% 
Consumo da entrada ≤ 2,0 VA 
Resolução do dado menor ou igual a 1% a 60 Hz 
Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação 
entre o sinal de entrada e o seu registro apresentado no programa de análise. 
 
6.6.4 As entradas de corrente devem possuir as seguintes características: 
Tabela 2 – Características das Entradas de Corrente 
CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS 
Corrente nominal (In) 1 ou 5 A rms 
Faixa de medição 0 a 20 In 
Detecção de corrente contínua até a saturação: 
• Com 1 In 
• Com 20 In 
 
1,5 segundos 
50 milissegundos 
Sobrecorrente: 
• Permanente 
• 1 segundo 
 
2 In 
20 In 
Erro de ângulo de fase de registro ≤ 1,0 milissegundo 
Exatidão amplitude: 
• De 0 a 1 In 
 
≤ 1% 
Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000 Hz 
Consumo individual ≤ 2,0 VA 
Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação 
entre o sinal de entrada e o seu registro apresentado no programa de análise. 
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6.6.5 As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes 
eventos: 
(a) Defeito no sistema; 
(b) Registrador disparado; 
(c) Falha na comunicação remota; 
(d) 75% de sua capacidade de armazenar esgotada; 
(e) Indicação de estado de operação normal. 
6.7 Capacidade de registro de ocorrências 
6.7.1 O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentesa, no mínimo, 30 
perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso de várias faltas 
consecutivas dispararem o registrador. 
6.7.2 O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 
milissegundos de dados de pré-falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000 
milissegundos. 
6.7.3 O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido depois da desoperação dos 
sensores e de transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. 
6.7.4 Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova 
perturbação, o registrador deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o 
tempo já transcorrido da anterior. 
6.8 Requisitos de comunicação 
6.8.1 O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções de 
comunicação local e remota. 
6.8.2 Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados em rede. Um 
concentrador de dados local conectado a esta rede realizará a função de comunicação com o 
concentrador de dados central. Nos locais onde já existe rede de oscilografia, os novos 
equipamentos deverão ser integrados à mesma. 
6.8.3 A transferência remota dos dados poderá ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo 
que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade dos 
mesmos. O descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por 
solicitação. 
6.8.4 O protocolo de comunicação deve estar de acordo com a norma ISO aplicável, ser aberto ao 
usuário e formalmente descrito de modo que, caso necessário, se possa conectar o RDP a outros 
sistemas digitais já existentes ou a serem desenvolvidos. 
6.9 Requisitos mínimos de registro 
6.9.1 Terminais de linha de transmissão de 750, 500, 440 e 345 kV 
6.9.1.1 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas: 
(a) Correntes das três fases e corrente residual da LT; 
(b) Tensões das três fases e tensão residual. 
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6.9.1.2 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais: 
(a) Desligamento pela proteção unitária principal de fases; 
(b) Desligamento pela proteção de retaguarda principal de fases; 
(c) Desligamento pela proteção unitária alternada de fases; 
(d) Desligamento pela proteção de retaguarda alternada de fases; 
(e) Desligamento pela proteção unitária principal de terra; 
(f) Desligamento pela proteção de retaguarda principal de terra; 
(g) Desligamento pela proteção unitária alternada de terra; 
(h) Desligamento pela proteção de retaguarda alternada de terra; 
(i) Desligamento pela proteção principal de sobretensão; 
(j) Desligamento pela proteção alternada de sobretensão; 
(k) Desligamento pela proteção para perda de sincronismo; 
(l) Recepção de sinais de teleproteção; 
(m) Transmissão de sinais de teleproteção; 
(n) Atuação de bloqueio por oscilação de potência; 
(o) Atuação de religamento automático; 
(p) Atuação do esquema de falha de disjuntor; 
(q) Desligamento pela proteção de barras, quando houver. 
6.9.2 Terminais de linha de transmissão de 230 e 138kV 
6.9.2.1 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas: 
(a) Correntes das três fases e corrente residual da linha de transmissão; 
(b) Tensões das três fases e tensão residual da linha de transmissão. 
6.9.2.2 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais: 
(a) Desligamento pela proteção unitária de fases; 
(b) Desligamento pela proteção retaguarda de fases; 
(c) Desligamento pela proteção unitária de terra; 
(d) Desligamento pela proteção retaguarda de terra; 
(e) Desligamento pela proteção unitária de sobretensão; 
(f) Desligamento pela proteção de retaguarda de sobretensão; 
(g) Recepção de sinais de teleproteção; 
(h) Transmissão de sinais de teleproteção; 
(i) Atuação de bloqueio por oscilação de potência; 
(j) Atuação de religamento automático; 
(k) Atuação do esquema de falha de disjuntor; 
(l) Desligamento pela proteção de barras, quando houver. 
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6.9.3 Barramentos de 750, 550, 440, 345, 230 e 138kV 
6.9.3.1 Deverão ser supervisionadas, por seção de barramento, as seguintes grandezas digitais: 
(a) Desligamento pela proteção – fase A; 
(b) Desligamento pela proteção – fase B; 
(c) Desligamento pela proteção – fase C. 
6.9.4 Transformadores com mais alto nível de tensão em 750, 500, 440 e 345 kV 
6.9.4.1 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas: 
(a) Correntes das três fases do lado de AT; 
(b) Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de 
transformadores de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de 
interligação; 
(c) Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento. 
6.9.4.2 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais: 
(a) Desligamento pela proteção unitária principal; 
(b) Desligamento pela proteção unitária alternada; 
(c) Desligamento pela proteção de retaguarda principal; 
(d) Desligamento pela proteção de retaguarda alternada; 
(e) Desligamento pelas proteções de neutro principal; 
(f) Desligamento pelas proteções de neutro alternada; 
(g) Desligamento pelas proteções intrínsecas. 
6.9.5 Transformadores com mais alto nível de tensão em 230 e 138 kV 
6.9.5.1 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas: 
(a) Correntes das três fases do lado de AT; 
(b) Correntes das três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de 
transformadores de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de 
interligação; 
(c) Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento. 
6.9.5.2 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais: 
(a) Desligamento pela proteção unitária; 
(b) Desligamento pela proteção de retaguarda; 
(c) Desligamento pela proteção de neutro, para cada ponto de aterramento; 
(d) Desligamento pelas proteções intrínsecas. 
6.9.6 Reatores de 750, 500, 440, 345, 230 e 138 kV 
6.9.6.1 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas: 
(a) Correntes das três fases; 
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(b) Corrente de seqüência zero. 
6.9.6.2 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais: 
(a) Desligamento pela proteção unitária; 
(b) Desligamento pela proteção de retaguarda de fases; 
(c) Desligamento pela proteção de retaguarda de neutro; 
(d) Desligamento pelas proteções intrínsecas. 
6.9.7 Banco de capacitores em derivação 
6.9.7.1 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas: 
(a) Correntes das três fases do banco; 
(b) Corrente ou tensão de seqüência zero por ponto de aterramento, se houver. 
6.9.7.2 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais: 
(a) Desligamento pela proteção unitária; 
(b) Desligamento pela proteção de retaguarda; 
(c) Desligamento pela proteção de neutro, por ponto de aterramento; 
(d) Desligamento pela proteção de desequilíbrio de corrente. 
6.9.8 Banco de capacitores série 
6.9.8.1 Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas: 
(a) Correntes das três fases do banco; 
(b) Corrente do “GAP” ou “MOV”; 
(c) Corrente de descarga para plataforma. 
6.9.8.2 Deverãoser supervisionadas as seguintes grandezas digitais: 
(a) Desligamento pela proteção de descarga para plataforma; 
(b) Desligamento pela proteção de sobrecarga; 
(c) Desligamento pela proteção para ressonância subsíncrona; 
(d) Atuação da proteção de sobrecorrente do “GAP” ou “MOV”. 
7 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE TELECOMUNICAÇÕES 
7.1 Aspectos Gerais 
7.1.1 Os sistemas de telecomunicação podem ser classificados, a princípio, dentro deste 
Submódulo em três grupos distintos, a saber: 
(a) Telecomunicação para teleproteção; 
(b) Telecomunicação para transmissão de dados; 
(c) Telecomunicação para transmissão de voz. 
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7.2 Requisitos Técnicos de Telecomunicação para Teleproteção 
7.2.1 Os equipamentos de telecomunicações dedicados às funções de teleproteção devem ser 
projetados para uso em instalações de transmissão de sistemas elétricos de potência com a 
finalidade de reconhecerem a presença de sinais e/ou freqüência que identifiquem um comando 
para os sistemas de proteção. 
7.2.2 A teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em condições 
adversas de relação sinal/ruído e quando da ruptura de condutores da linha de transmissão 
(utilização de lógica de “unblocking”). 
7.2.3 Os equipamentos de teleproteção devem possuir chaves de testes de modo a permitir 
intervenção nos mesmos sem que seja necessário desligar a linha de transmissão. 
7.2.1 Teleproteção do 750, 500, 440 e 345 kV 
7.2.1.1 Deverão ser utilizados equipamentos de telecomunicação independentes e redundantes 
para a proteção Principal e Alternada, preferencialmente utilizando meios físicos de transmissão 
independentes, de forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa 
a disponibilidade da outra via. 
7.2.1.2 Cada equipamento de comunicação deve possuir no mínimo dois canais de teleproteção. 
Desta forma, a proteção da linha de transmissão contará, no mínimo, com quatro canais de 
teleproteção, sendo dois associados à proteção Principal e dois associados à proteção Alternada. 
7.2.1.3 Os esquemas de transferência de disparo direto, em cada proteção, deverão ser realizados 
através da utilização de dois canais de comunicação de cada uma delas. As saídas dos receptores 
de transferência de disparo deverão ser ligadas em série, de tal forma que ambas as unidades 
deverão receber o sinal antes de executar o comando de disparo. Deverá ser prevista lógica para 
permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais de comunicação. 
7.2.1.4 Os canais de transferência de disparo permanecerão permanentemente acionados quando 
da atuação de relés de bloqueio (quando da ocorrência de falha na abertura de disjuntores, 
atuação de proteções de reatores, proteções de sobretensão, etc.) e temporariamente acionados 
quando atuados pelas proteções de linha de transmissão. A lógica de recepção de sinal de 
transferência de disparo deverá acionar um relé auxiliar de disparo de alta velocidade. O esquema 
de recepção deverá ter meios para identificar os sinais de transferência de disparo direto para os 
quais o religamento automático deve ser permitido, daqueles para os quais o religamento não 
deve ser permitido. 
7.2.1.5 Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medidas em sobrealcance, um 
dos canais de cada proteção deverá ser acionado pelas unidades de medida de sobrealcance da 
proteção de linha de transmissão. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de 
comparação direcional por sinal de bloqueio estes canais serão acionados por unidades de 
medida reversas das proteções de linha de transmissão. Em esquemas de teleproteção baseados 
em lógicas permissivas de subalcance, estes canais serão acionados pelas unidades de medida 
de subalcance das proteções de linha de transmissão. 
7.2.1.6 Os canais de telecomunicação deverão ser específicos para proteção, não compartilhados 
com outras aplicações. O tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu 
recebimento no terminal oposto deve ser menor que 15 milissegundos. 
7.2.1.7 Deverá ser previsto o registro de transmissão e recepção de sinais associados à atuação 
da teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando facilitar a 
análise de ocorrências pós-distúrbios. 
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7.2.2 Teleproteção do 230 e 138 kV 
7.2.2.1 Devem ser previstos para a proteção unitária no mínimo dois canais independentes, 
atendendo aos requisitos definidos para os equipamentos de teleproteção das linhas de 
transmissão de tensão igual ou superior a 345 kV, onde aplicável. 
7.3 Requisitos Técnicos de Telecomunicação para Transmissão de Dados 
7.3.1 As funções de supervisão/controle, proteção (parametrização remota, oscilografia, 
localização de falta, etc.) e registro de perturbações devem utilizar enlaces de telecomunicação 
distintos e dimensionados de forma a suportar o carregamento imposto pela respectiva função. 
7.3.2 As interligações de dados entre as instalações de transmissão e o(s) centro(s) de operação, 
tanto do ONS quanto das empresas de transmissão envolvidas, devem ser implementadas 
conforme especificado no Submódulo 10.19 – Requisitos de Tele-supervisão para a Operação. 
7.3.3 Os padrões de desempenho e de confiabilidade devem seguir o estabelecido no Submódulo 
13.2 – Requisitos de Telecomunicações dos Procedimentos de Rede. 
7.4 Requisitos Técnicos de Telecomunicação para Transmissão de Voz 
7.4.1 Os serviços de transmissão de voz entre as instalações de transmissão e os centros de 
operação, tanto do ONS quanto das empresas de transmissão envolvidas, devem ser 
implementados conforme os requisitos estabelecidos no Submódulo 13.2 – Requisitos de 
Telecomunicações. 
7.5 Requisitos Técnicos do Sistema de Suprimento de Energia 
7.5.1 O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá 
ter as seguintes características: 
(a) Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação; 
(b) Dois bancos de baterias com autonomia total de, no mínimo, 12 horas, dimensionados 
para a carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados; 
(c) No caso de utilização de baterias chumbo-ácidas, os bancos de baterias deverão estar 
acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de 
exaustão de gases; 
(d) As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o 
banco de baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações, com margem 
de mais 30% no dimensionamento. 
8. REQUISITOS TÉCNICOS DE SISTEMAS DE SUPERVISÃO/CONTROLE 
8.1 Aspectos Gerais 
8.1.1 O concessionário de transmissão deve prover um conjunto de recursos de supervisão e 
controle que pode ser constituído de um Sistema de Supervisão e Controle Local (SSCL) ou uma 
Unidade Terminal Remota (UTR) e, eventualmente, outros equipamentos dedicados necessários 
para atender aos requisitos aqui especificados para interconexão com o(s) centro(s) de operação 
designado(s) pelo ONS. Notar que, em algumas instalações, estes recursos poderão se resumir 
em apenas uma UTR, dispensando outros sistemas, desde que atendidos todos os requisitos de 
interconexão com o ONS aqui apresentados. Ao longo deste texto, estes equipamentos e sistemas 
serão genericamente designados por recursos de supervisão e controle da instalação. 
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PROTEÇÃO,