RELÉS DE SOBRECORRENTE

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1. RELÉS DE PROTEÇÃO 
 
 
1.1 Características funcionais dos relés de proteção 
Para que o relé de proteção desempenhe a contento as suas funções alguns requisitos 
são necessários: 
 
 
 
a) Confiabilidade, fidedignidade e segurança.: 
 
É o grau de certeza da atuação correta de um dispositivo para a qual ele foi projetado. Os 
relés de proteção, diferentes de outros dispositivos, tem duas alternativas de desempenho 
indesejado: 
• Recusa de atuação: não atuam quando deveriam; 
• Atuação incorreta: atuam quando não deveriam. 
 
 
Estas duas situações levam a definições complementares: fidedignidade e segurança: 
 
• A fidedignidade é a medida da certeza de que o relé irá operar corretamente para 
todos os tipos de faltas para os quais ele foi projetado para operar; 
• A segurança é a medida da certeza de que o relé não irá operar incorretamente 
para qualquer falta. 
 
 
 
 
Na atuação correta, esta falta deve ser sanada através das aberturas dos disjuntores nos 
terminais A e B. 
 
• Se o sistema de proteção em A não operar (recusa de atuação), haverá o 
comprometimento da confiabilidade através da perda da fidedignidade. 
• Se a mesma falta, for sanada pela operação do sistema de proteção no terminal C, 
antes da atuação do sistema de proteção em A, haverá o comprometimento da 
confiabilidade através da perda da segurança. 
 
 
 
b) Seletividade dos relés e zonas de proteção. 
• A segurança dos relés, isto é, o requisito que eles não irão operar para faltas para 
os quais eles não foram designados para operar, e definida em termos das 
regiões de um sistema de potencia - chamadas zonas de proteção - para as quais 
um dado relé ou sistema de proteção e responsável; 
• O relé será considerado seguro se ele responder somente as faltas dentro da sua 
zona de proteção. 
 
c) Velocidade. 
• É geralmente desejável remover a parte atingida pela falta do restante do sistema 
de potencia tão rapidamente quanto possível para limitar os danos causados pela 
corrente de curto-circuito; 
• Todavia, existem situações em que uma temporização intencional é necessária. 
• Apesar do tempo de operação dos relés frequentemente variar numa faixa 
bastante larga, a velocidade dos relés pode ser classificada dentro das categorias 
a seguir: 
 
1. Instantâneo: Nenhuma temporização intencional e introduzida no relé. O 
tempo inerente fica na faixa de 17 a 100 ms; 
2. Temporizado: Uma temporização intencional e introduzida no relé, entre o 
tempo de decisão do relé e o início da ação de desligamento; 
3. Alta-velocidade: Um relé que opera em menos de 50 ms (3 ciclos na base de 
60 Hz); 
4. Ultra alta-velocidade: Uma temporização inferior a 4 ms. 
 
 
2. RELÉS DE SOBRECORRENTE 
 
 Conforme o próprio nome sugere, têm como grandeza de atuação a corrente 
elétrica do sistema. Isto ocorrerá quando esta atingir um valor igual ou superior ao ajuste 
previamente estabelecido (corrente mínima de atuação). 
 No caso de serem usados para proteção de circuitos primários (classe 15kV, por 
exemplo), são ligados de forma indireta através de transformadores de corrente. 
 O relé de sobrecorrente avalia as variações de corrente tendo por base uma 
corrente denominada de pick-up; 
 Por exemplo, quando a corrente de um curto-circuito ultrapassa a corrente de 
ajuste do sensor do relé, o mesmo atua instantaneamente ou temporizado, conforme a 
necessidade. 
 
2.1 - Princípio básico de funcionamento do relé de sobrecorrente 
 
 Funcionalmente os relés digitais são aplicados da mesma maneira dos 
eletromecânicos. Assim, para efeitos didáticos, estudaremos os princípios da proteção de 
sobrecorrente através dos esquemas tradicionais dos relés eletromecânicos; 
 A figura a seguir apresenta, de modo geral, o princípio básico da configuração da 
proteção de sobrecorrente de sistemas elétricos, mostrando também os diversos elementos 
que compõem a proteção: 
 
 
 
 
Elementos: 
 
a. Relé de sobrecorrente: É provido de um sensor de corrente e de um ou mais 
contatos. Quando o relé opera, fecha o seu contato, energizando o circuito CC (ou 
DC), que irá comandar a operação de abertura do disjuntor. 
b. Banco de baterias: consiste de várias baterias associadas para fornecer a tensão 
de operação CC, geralmente de 115 V. Esse fonte alimenta o circuito de comando 
de abertura ou fechamento do disjuntor (atuação indireta), tornando-o 
independente do sistema elétrico CA que sofre variações constantemente. 
 
c. Carregador de bateria: ponte retificadora projetada para carregar o banco de 
baterias. 
d. Disjuntor: é o dispositivo projetado para abrir ou fechar o circuito CA em carga 
ou em curto-circuito; 
 
e. Contatos auxiliares: todo o sistema é provido desses contatos, objetivando 
funções secundárias como: sinalização luminosa, intertravamento para bloquear 
outras operações, caracterização do estado atual, energizar outros dispositivos 
(como chaves magnéticas, relés auxiliares, relés de temporização, etc.), transferir 
comandos, etc. 
 
2.2 Curvas características 
 
Quanto ao tempo de atuação, possuem curvas características de dois tipos: de tempo 
definido e de tempo dependente. 
 
a) De tempo definido 
Uma vez ajustados o tempo de atuação (ta) e a corrente mínima de atuação (IMIN,AT), o 
relé irá atuar neste tempo para qualquer valor de corrente igual ou maior do que o mínimo 
ajustado (Fig.1). 
 
 
Fig. 1 – Curva característica de tempo definido 
 
b) De tempo dependente 
O tempo de atuação do relé é inversamente proporcional ao valor da corrente. Isto é, o 
relé irá atuar em tempos decrescentes para valores de corrente igual ou maior do que a 
corrente mínima de atuação (corrente de partida ou starting current) (Fig.2). 
 
 
Fig. 2 – Curva característica de tempo dependente 
 
As curvas de tempo dependente são classificadas em três grupos: Normalmente Inversa 
(NI) , Muito Inversa (MI) e Extremamente Inversa (EI), conforme mostra a Fig. 3. 
 
 
Fig 3 – Curvas características normalmente inversa (NI), muito inversa (MI) e 
extremamente inversa (EI) 
 
Essas curvas são definidas, por norma, a partir de equações exponenciais do tipo: 
 
 
Onde: 
k1 e k2 : constantes que, dependendo do valor recebido, irão definir os grupos (NI, MI 
ou EI): 
• K1 = 0,14 e K2=0,02 ⇒ CURVA NORMALMENTE INVERSA; 
• K1 = 13,5 e K2=1 ⇒ CURVA MUITO INVERSA; 
• K1 = 80 e K2=2 ⇒ CURVA EXTREMAMENTE INVERSA; 
I : corrente que chega ao relé através do secundário de um TC; 
IS : corrente de ajuste ou de partida (starting current); 
TMS (Time Multiplier Setting) Atraso de tempo 
Os valores numéricos atribuídos a TMS fazem as curvas se deslocarem ao longo do eixo 
dos tempos. Estes valores geralmente variam de 0,01 a 1, com passo de 0,01 (Fig.4). 
 
Comumente os catálogos dos fabricantes fornecem dez curvas por grupo, conforme 
exemplo mostrado na Fig.4 . Nesta figura, estão dadas curvas NI de um determinado 
relé, cuja a equação é: 
 
 
 
 
 
 
Fig. 4 – Curvas características normalmente inversa (NI) 
 
 
2.3 Unidades instantânea (50) e temporizada (51) 
 
 Geralmente os relés de sobrecorrente são compostos por duas unidades: 
instantânea e temporizada. Nos esquemas elétricos que representam equipamentos de 
proteção, estas recebem os números 50 e 51, respectivamente (Fig. .5). Neste caso, o relé 
tem as funções 50 e 51. Se o relé está ligado para proteção de fase, as suas unidades são 
conhecidas como 50 e 51 de fases. No caso de está realizando a proteção de neutro ou 
terra, fala-se em unidades 50 e 51 de neutro ou terra. 
 
 A unidade 50, atua instantaneamente ou segundo um tempo previamente 
definido. Já a unidade 51, pode atuar com curvas de tempo dependente ou de tempo 
definido. 
 
 As unidades temporizadas ou de tempo dependente permitem dois tipos de 
ajustes: corrente mínima de atuação e curva de atuação. As unidades instantâneas 
trabalham com dois ajustes: corrente mínima de atuaçãoe tempo de atuação (tempo 
previamente definido). Antigamente, estas unidades (eletromecânicas) não permitiam o 
controle de tempo, isto é, atuavam num tempo muito pequeno (da ordem de 
milisegundos), sem nenhum ajuste. Hoje, os relés digitais possibilitam ajustes de tempo 
de atuação destas unidades. 
 
 
 
 
 
2.4 Esquema básico de ligação 
 
 O esquema básico tradicional de proteção de um alimentador radial, trifásico e 
aterrado, na saída de subestação, utiliza três relés de fase e um de neutro ou terra, 
ligados através de três transformadores de corrente, comandando um disjuntor (52), 
conforme está mostrado na Fig.5. 
 
 
Fig. 5 - Esquema básico da proteção de sobrecorrente da saída de um alimentador 
primário radial 
 
 Os relés de fase irão proporcionar proteção ao alimentador contra os curtos-
circuitos que envolvam, principalmente, as fases (trifásico e bifásico). O relé de neutro 
ou terra dará proteção contra os curtos para a terra (fase-terra e bifásico-terra). 
 A vantagem desse esquema é que, para qualquer tipo de curto-circuito, haverá, no 
mínimo, dois relés sendo percorrido pela corrente de curto. 
 Atualmente, com o emprego de relés digitais, os quatro relés do esquema da Fig. 
3.5 são substituídos por um único que realiza as funções 50 e 51 de fase e terra. Além 
disso, desempenham outras funções tais como: medição de corrente, registros de dados, 
de perturbações, etc. São conhecidos como relés de multifunções. 
 
 Geralmente os esquemas de proteção são apresentados em um diagrama unifilar, 
onde os equipamentos envolvidos recebem uma numeração padronizada. Na Fig. 6, está 
mostrado o diagrama unifilar do esquema de proteção da Fig. 5. 
 
Fig 6 - Diagrama 
unifilar do esquema de 
proteção da saída de 
um alimentador radial 
 
2.5 Escolha do TC 
 
 Para se fazer o ajuste da corrente de atuação de um relé de sobrecorrente indireto, 
é necessário, em primeiro lugar, a definição da relação do TC que irá alimenta-lo. 
 
 A relação do TC (RTC) que alimenta um relé deve atender aos seguintes 
requisitos: 
 
• A corrente nominal primária do TC deve ser maior do que a razão entre o curto-circuito 
máximo (no ponto da instalação) e o fator de sobrecorrente do TC (FS). Geralmente, 
FS=20 
 
 
• A corrente nominal primária do TC deve ser maior do que a máxima corrente de carga 
a ser considerada: 
 
 
 
A máxima corrente de carga a ser considerada deverá levar em conta duas situações: 
 
• Se a subestação não possuir circuito de transferência, a máxima corrente de carga a ser 
considerada deverá ser : o somatório da corrente nominal do circuito em estudo com a 
carga de outro circuito que eventualmente venha a ser interligado na mesma subestação. 
 
• Se a subestação possuir circuito de transferência, a máxima corrente de carga a ser 
considerada deverá ser: o somatório da corrente nominal do circuito em estudo com a 
carga de outro circuito considerado contingência usual, com interligação na rede de 
distribuição. 
 
Exemplo: 
1) Dado o esquema unifilar apresentado, e sabendo que a corrente de linha é de 100 
A e a relação do TC é 200-5 A, determine a corrente que o TC está “enxergado”. 
 
 
 
2) Dimensione a relação do TC para a proteção no lado da concessionária, conforme 
esquema abaixo: 
 
 
 
Solução: 
 
a) INP ≥ 
𝐼𝐶𝐶𝑀𝑎𝑥
20
 INP ≥ 
7960 𝐴
20
 INP ≥ 398 A 
 
b) 𝑰𝑵𝑷 ≥ 𝑘. 𝐼𝐶𝐴𝑅𝐺𝐴 𝑀𝐴𝑋 𝑰𝑵𝑷 ≥ 1,61. 245 𝐴 ≥ 394,45 
 
𝑘 = (1 + 0,1)5 = 1,61 
 
c) O TC a ser usado será 400:5. 
 
 
 
 
 
 
 
 
3) COORDENAÇÃO DOS RELÉS DE PROTEÇÃO 
 
 A configuração correta de um relé de sobrecorrente (Função 50/51) requer um 
conhecimento sobre os valores das correntes de falta em cada um dos pontos do sistema. Os 
principais dados necessários para a configuração correta de um relé de sobrecorrente são : 
 
 a) Diagrama unifilar do sistema a ser estudado, indicando as especificações dos 
elementos de proteção (incluindo os TC s associados); 
 b) As impedâncias do sistema; 
INOMINAL = 245 A 
Correntes de curto circuito: 
Trifásico = 6500 A 
Bifásico = 5629 A 
Fase-Terra = 7960 A 
Prever um aumento de carga de 
10% ao ano, durante 5 anos. 
 c) Os valores máximos e mínimos das correntes de falta sobre cada componente de 
proteção; 
 
 d) As correntes de partida de motores e as correntes de energização inicial de 
transformadores (“inrush”), caso seja aplicável; 
 e) O pico máximo da corrente de carga através dos componentes de proteção; 
 f) Curvas de desempenho dos TCs; 
 g) Curvas de decaimento das correntes de falta suprida por geradores. 
 
 Conhecidos estes dados pode-se realizar a coordenação do sistema de proteção como 
um todo. Coordenar um sistema de proteção significa garantir que a parte em falta do sistema 
seja isolada do restante do mesmo no menor tempo possível e de forma a garantir que a maior 
parte do sistema restante funcione em condições normais ou satisfatórias, ou seja, 
desenergizando a menor parte possível do sistema. Obedecendo esta regra o sistema de 
proteção pode ser considerado bem coordenado. 
 
 Desta forma, o relé mais próximo ao ponto da falta deverá atuar antes que outro relé 
atue pela mesma falta. Caso aquele primeiro falhe, este atuaria como um dispositivo de 
retaguarda ou back-up. Caso isso ocorra uma maior parte do sistema será desenergizado, 
porém será evitado que o mesmo entre em colapso. 
 
 As regras básicas para a correta coordenação de relés são as que seguem: 
 
 I. Sempre que possível use relés em série com a mesma característica de operação; 
 II. Tenha certeza que o relé mais distante da fonte possui um ajuste de corrente igual 
ou menor que os relés anteriores a ele, assim a corrente primária necessária para operar este 
relé será sempre igual ou menor que a corrente necessária para operar os relés anteriores a 
ele. 
 
3.1 Método de coordenação pela discriminação do tempo 
 
 Neste método, um tempo de atuação apropriado é ajustado entre os relés, para 
garantir que os disjuntores mais próximos à falta atuem primeiramente. 
 
 
 
 
Figura 1 – Sistema mostrando os tempos de ajustes dos relés 
 
 O relé em H, da figura 1, é configurado no menor tempo possível para permitir o 
rompimento do fusível para uma falta no secundário do transformador em G. Tipicamente 
0,25s são adequados (mas o valor exato depende fundamentalmente do equipamento em 
si e do padrão estabelecido pelo engenheiro como um valor seguro). 
 
 Para uma falta no ponto F, o relé em H enviará o comando ao respectivo disjuntor, 
para que este atue antes que os relés em J, K e L tenham tempo para enviar os comandos 
aos seus respectivos disjuntores associados. 
 
 Porém, a principal desvantagem deste método consiste no alto tempo para a 
correção de faltas que ocorram próximas à fonte, onde o nível de curto-circuito (VA) é 
alto. 
 
 Os relés que utilizam este tipo de discriminação são chamados de relés de tempo 
independente ou definido, onde o tempo de atuação é fixo para uma ampla faixa de 
correntes. 
 
 A figura 2 mostra o coordenograma do sistema da figura 1, considerando os relés 
como ajuste de tempo definido. Observe que para os disjuntores mais próximos à carga, 
o tempo de atuação do respectivo relé (H) é menor se comparado ao relé mais próximo à 
fonte (L), seguindo um intervalo de tempo de 0,4s entre a atuação dos relés. 
 
 
 
Figura 2 – Coordenograma do sistema da figura 1 
 Observe também que o tempo de atuação do relé L é extremamente alto, de 1,45s. 
Se o nível de corrente de falta nesta barra for relativamente alto, tal tempo se torna 
inviável na prática. Se em um sistema simples, de quatro barras, já se encontra este 
problema, para sistemas mais complexos, onde o número de barras na maioria dos casos 
é a maior, o uso de relés de tempo definido se torna impróprio. 
 
 Esta característica propicia a coordenação entre váriosrelés em série em situações 
nas quais as correntes de falta variam amplamente devido a mudanças na impedância da 
fonte, onde existe uma pequena mudança no tempo com a variação da corrente de falta. 
 
 
3.2 Método de coordenação pela discriminação do tempo e corrente 
 
 O método apresentado anteriormente, se olhado de forma isolada, apresenta uma série 
de problemas, dentro os quais o pior se pode citar é o fato de faltas com alta intensidade (as 
mais próximas à fonte) serem corrigidas em um longo tempo operacional (muitas vezes até 
inviável). 
 
 Ao se unir ambas as características (tempo e corrente) a análise fica mais simples. A 
análise é feita com a plotagem de curvas que definirão a atuação do referido sistema de 
proteção. 
 
 Estas curvas são plotadas em coordenogramas, que nada mais são do que gráficos de 
tempo de atuação versus corrente. Tais curvas obedecem a equações definidas por normas 
(IEC, IEEE...). Como exemplo seja a figura 3: 
 
 
 
 
Figura 3 – Curva típica de discriminação de tempo e corrente 
 Tais relés que utilizam esta discriminação são chamados relés de tempo inverso 
(Função 51), onde a corrente e tempo são correlacionados de forma inversa, ou seja, 
quanto maior a corrente de falta menor será o tempo de atuação do respectivo relé. 
 
 Para níveis baixos de corrente de falta os relés de tempo definido atuarão em um 
tempo menor que os relés de tempo inverso, porém para valores maiores de corrente de 
curto 
os relés de tempo inverso atuarão mais rapidamente. 
 
 Estas curvas são produtos de equações que definem os tempos de atuação dos relés 
de acordo com a característica do relé. Existem duas normas que definem tais expressões 
matemáticas, a IEC e a ANSI. Como tais expressões de ambas as normas são próximas, 
trabalharemos apenas com a norma IEC. 
 
 A expressão matemática genérica que define as curvas é a que segue: 
 
Onde: 
 
 
 
Sendo que: 
 
 
 
 É importante salientar também que os fatores de sobrecarga são típicos, e nem 
sempre se aplicam em todos os casos. 
 
 Motores: Dependem basicamente do tamanho do motor e de sua importância no 
processo industrial, onde em motores maiores e com grande importância são utilizados 
baixos fatores de sobrecarga (fator 1 ou ainda até menores que 1). Em motores menores 
e de baixa importância no processo produtivo (motores de baixa corrente nominal), 
pode-se utilizar fatores de até 1.10; 
 
 Linhas, transformadores e geradores: Geralmente variam entre 1.25 a 1.5; 
 
 Alimentadores de distribuição: Usualmente valores até 2. 
 
 A corrente de pick-up é o valor de corrente a partir da qual o relé irá atuar, ou seja, 
é o valor mínimo que o relé ao observá-la, irá iniciar sua “contagem” de atuação. Como 
o tempo de atuação é inversamente proporcional à corrente vista pelo relé, para o valor 
de corrente de pick-up o tempo de operação do relé é alto se comparado aos tempos de 
atuação para valores maiores de corrente como, por exemplo, de curto-circuito. 
 
 Já e são valores que irão determinar basicamente a excentricidade da curva, 
conferindo a ela diferentes parâmetros (características). 
 
Existem basicamente quatro características, que são mostradas na tabela 1: 
 
Tabela 1 
 
 
 A figura .4 mostra uma família de curvas de característica Normal Inversa, cada 
uma com seu respectivo valor de TMS, ou Dial de Tempo, como especificado no próprio 
gráfico. 
 
 
Figura 4 
3.3 Exemplo de ajuste de relé 
 
Um relé de sobrecorrente digital instalado no primário de um transformador de 1500 
kVA, com tensões de 13,8 kV (primária) e 0,48 kV (secundária), com impedância interna 
de 5, deve coordenar com outro situado a jusante (no secundário), também digital, cujo 
tempo de atuação é de 0,3 segundos (vide Figura 15). 
A corrente de curto-circuito secundária, referida ao primário, é de 1255 A. Sabendo-se 
que o ajuste de pick-up deste relé é de 90 A no primário, e que a curva que deve ser 
utilizada é IEC-MI (Muito Inversa), calcular o dial de tempo. 
 
Solução: 
 
O intervalo de coordenação entre relés digitais deve ser de 0,25 segundos. 
 
O diagrama do circuito pode ser escrito como: 
 
 
 
Corrente a plena carga no primário: 𝐼𝑃 = 
1500 𝑘𝑉𝐴
√3.13800 𝑉
 = 62,7 𝐴 
 
Corrente a plena carga no secundário: 𝐼𝑆 = 
1500 𝑘𝑉𝐴
√3.480 𝑉
 = 1804,2 𝐴 
 
1) Determinar o múltiplo da corrente de ajuste: 
 
𝐼
𝐼𝑆
 = 𝑀 = 
1255
90
= 13,94 
 
2) Determinar o TMS (DT) na curva MI: 
 
2.a) Se for relé construído segundo a norma IEC 
 
t =
13,5
(𝑀 − 1)
. 𝐷𝑇 
 
DT = t. (M − 1)/13,5 
 
DT = 
0,55. (13,94 − 1)
13,5
 = 0,53 
 
2.b) Se for relé construído segundo a norma ANSI 
 
 
0,55 = (0,0615 +
0,7989
(13,94 − 0,34)
+
−0,284
(13,94 − 0,34)²
+
4,0505
(13,94 − 0,34)³
). 𝐷𝑇 
 
DT = 4,57