Estudo de Coordenação e Seletividade do Sistema Elétrico

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 UNIVERSIDADE DO VALE DO PARAÍBA 
FACULDADE DE ENGENHARIA ARQUITETURA E 
URBANISMO 
GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA 
ELÉTRICA/ELETRÔNICA 
 
 
 
ESTUDO DE COORDENAÇÃO E 
SELETIVIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO 
DA EMPRESA DO GRUPO ANTOLIN 
TRIMTEC 
 
 
 
 
 
São José dos Campos – SP 
 
Novembro/2013 
2 
 
EDSON KIYOSHI OKAMOTO 
 
 
ESTUDO DE COORDENAÇÃO E 
SELETIVIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO 
DA EMPRESA DO GRUPO ANTOLIN 
TRIMTEC 
 
 
 
 
Trabalho de conclusão de curso apresentado à 
FUNDAÇÃO VALEPARAIBANA DE ENSINO 
mantenedora da UNIVERSIDADE DO VALE DO 
PARAÍBA – UNIVAP, como parte dos requisitos para 
obtenção do título em Engenharia Elétrica/Eletrônica 
 
 
 
 Orientador: Prof° Luiz Roberto Nogueira 
 
 
São José dos Campos – SP 
 
Novembro/2013 
 
3 
 
Resumo 
 
A vida moderna está cada vez mais vinculada à utilização da energia elétrica para mais 
variados fins. Sua geração e distribuição são complexas e problemas externos e internos de 
redes consumidoras podem afetar com certa gravidade o sistema. Sistemas de proteções são 
utilizados para minimizar ao máximo os fatores de interrupção do fornecimento da energia 
elétrica, por meio da coordenação das proteções e sua seletividade. Este trabalho realiza uma 
análise de parte do sistema elétrico de uma empresa, onde serão avaliados os componentes de 
proteção que estão sendo utilizados. Com a determinação dos cálculos das correntes de curto 
circuito até o ponto de utilização, propor possíveis alterações para que o sistema não esteja 
vulnerável a riscos de interrupções graves. A coordenação das proteções de entrada estão a 
cargo de relês de proteção Pextron, seguindo a norma IEEE STD 242, as curvas foram 
determinadas por um software específico. O procedimento pode ser estendido a todo o 
sistema da empresa. Um estudo mais profundo demandará muito tempo, não sendo o objetivo 
principal do trabalho. 
 
 
 
Palavras chaves: Curto circuito; coordenação; sistema elétrico; seletividade 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4 
 
Abstract 
 
Modern life is increasingly linked to the use of electricity for various purposes. Its generation 
and distribution problems are complex and the internal and external networks can affect 
consumers with certain gravity system. Protections systems are used to minimize the 
maximum factors of supply disruptions of electricity, through the coordination of protections 
and their selectivity .This work performs an analysis on electric system of a company , which 
will be evaluated protection components that are being used . With the determination of the 
calculation of short circuit currents up to the point of use , propose possible changes to the 
system is not vulnerable to risks of serious interruptions .The coordination of input 
protections are in charge of protection relays Pextron following IEEE 242 , the curves were 
determined by specific software . The procedure can be extended to the entire system of the 
company . A deeper study will require a long time, it is not the main objective. 
 
 
 
Keywords: Short circuit; coordination; electric system; selectivity 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
 
 
Conteúdo 
 
1. Introdução ....................................................................................................................................... 8
1.1.1. Objetivo do trabalho ....................................................................................................... 8
1.1.2. Organização do trabalho ................................................................................................. 8
2. ANÁLISE DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO ............................................................................. 9
2.1. SISTEMA DE BASE E VALORES POR UNIDADE ......................................................................... 9
2.1.1. SISTEMA DE BASE ............................................................................................................ 9
2.1.2. VALORES POR UNIDADE .................................................................................................. 9
2.2. DETERMINAÇÃO DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO ...................................................... 12
As correntes de curto circuito devem ser determinadas em todos os pontos onde se requer a 
instalação de equipamentos ou dispositivos de proteção. ................................................................. 12
2.2.1. METODOLOGIA DE CÁLCULO ........................................................................................ 12
2.2.2. SEQUÊNCIA DE CÁLCULO ............................................................................................... 14
2.2.3. Impedância reduzida do sistema (Zus) ........................................................................... 14
2.2.4. Impedância do(s) transformador(es) da subestação (Zt) .............................................. 15
2.2.5. Impedância do circuito que conecta o transformador ao QGF ..................................... 16
2.2.6. Impedância do circuito que conecta o QGF ao CCM ..................................................... 17
2.2.7. Corrente simétrica de curto circuito trifásico ............................................................... 17
2.2.8. Corrente assimétrica de curto circuito trifásico ............................................................. 18
2.2.9. Corrente bifásica de curto circuito ................................................................................ 18
2.2.10. Corrente fase-terra de curto circuito .............................................................................. 18
2.2.10.1. Impedância de contato (Rct) ........................................................................................... 19
2.2.10.2. Impedância da malha de terra (Rmt) ................................................................................ 19
2.2.10.3. Impedância de aterramento (Rat) .................................................................................... 19
6 
 
2.2.10.4. Corrente de curto circuito fase-terra máxima ................................................................. 19
2.2.10.5. Corrente de curto circuito fase-terra mínima .................................................................. 20
2.3. Proteção e seletividade .......................................................................................................... 20
2.3.1. Componentes para proteção .......................................................................................... 20
2.3.2. Componentes de proteção ............................................................................................. 20
3. Apresentação do sistema ............................................................................................................... 21
3.1. Análise de coordenação do sistema ...................................................................................... 21
3.1.1. Proteção de Transformadores ....................................................................................... 21
3.1.2. Magnetização dos Transformadores ............................................................................. 21
3.1.3. Ponto ANSI ................................................................................................................... 21
3.1.4. Proteção 51 - Primário ................................................................................................... 22
3.1.5. Proteção 50 - Primário ................................................................................................... 22
3.1.6. Proteção dos Alimentadores - Sobrecorrentes de Fase (ANSI 50/51) .......................... 22
FIGURA 2 – Diagrama unifilar de entrada .................................................................................... 23
3.1.7. Determinação das correntes decurto-circuito ............................................................. 23
3.2. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE – FUNÇÕES DE FASE ..................................... 24
3.2.1. Subestação SE-02 .......................................................................................................... 24
3.2.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM) ............................................................. 25
3.2.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02 ....................................................................................... 26
3.2.4. Proteção do transformador TR_5 .................................................................................. 27
3.2.5. Ajustes relé RP_1439_TR_5 ......................................................................................... 30
3.2.6. Subestação SE-01 .......................................................................................................... 30
3.2.7. Ajustes relé RP_1439 SE-01 ......................................................................................... 31
3.3. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE – FUNÇÕES DE NEUTRO ............................... 32
3.3.1. Subestação SE-02 .......................................................................................................... 32
3.3.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM) ............................................................. 32
7 
 
3.3.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02 ....................................................................................... 32
3.3.4. Proteção do transformador TR_5 .................................................................................. 33
3.3.5. Ajustes relé RP_1439_TR_5 ......................................................................................... 33
3.3.6. Proteção do transformador TR_6 .................................................................................. 34
3.3.7. Ajustes relé RP_7140_TR_6 ......................................................................................... 34
3.3.8. Subestação SE-01 .......................................................................................................... 35
3.3.9. Ajustes relé RP_1439 .................................................................................................... 35
4. Resultados ..................................................................................................................................... 36
5. Considerações finais ...................................................................................................................... 37
6. Bibiografia ..................................................................................................................................... 39
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
 
1. Introdução 
A determinação das correntes de curto circuito nas instalações elétricas de baixa e alta 
tensão de sistemas industriais é fundamental para a elaboração ou análise da proteção e 
coordenação dos seus diversos elementos [1]. 
Os valores dessas correntes são baseados no conhecimento das impedâncias, desde o 
ponto de defeito até a fonte geradora. 
As correntes do curto circuito adquirem valores de grande intensidade, porém com 
duração geralmente limitada a frações de segundo. São provocadas mais comumente pela 
perda de isolamento de algum elemento energizado do sistema elétrico. Os danos provocados 
na instalação ficam condicionado intervenção corretas dos elementos de proteção. 
Além das avarias provocadas com a queima de alguns componentes da instalação, as 
correntes de curto circuito geram solicitações de natureza mecânica, atuando, principalmente, 
sobre os barramentos, chaves e condutores, ocasionando o rompimento, dos apoios e 
deformações na estrutura dos quadros de distribuição, caso o dimensionamento destes não 
seja adequado aos esforços eletromecânicos resultantes. 
É considerado como fonte de corrente de curto circuito todo componente elétrico ligado 
ao sistema que passa a contribuir com a intensidade da corrente de defeito, como é o caso dos 
geradores, condensadores síncronos e motores de indução. Erroneamente, muitas vezes é 
atribuída ao transformador a propriedade de fonte de corrente de curto circuito. Na realidade, 
este equipamento é apenas um componente de elevada impedância inserido no sistema 
elétrico. 
 
1.1.1. Objetivo do trabalho 
O trabalho avalia a instalação elétrica de potência de uma empresa quanto ao seu 
dimensionamento, proteções e seletividade contra sobrecorrentes. Sendo também considerada 
a coordenação do sistema. 
1.1.2. Organização do trabalho 
9 
 
O trabalho está organizado como se segue: 
• Capítulo 2 apresenta como foi desenvolvido o cálculo das correntes de curto 
circuito e o desenvolvimento da seletividade das proteções frente aos componentes a serem 
protegidos. 
• Capítulo 3 apresenta o sistema estudado e a coordenação de entrada da empresa. 
• Capítulo 4 apresenta os resultados e a análise de coordenação. 
• Capítulo 5 apresenta as considerações finais. 
 
2. ANÁLISE DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO 
Será apresentada de forma simplificada a estrutura de cálculo das correntes de curto 
circuito desde o ponto de entrega da concessionária até o ponto de utilização, aplicando um 
artifício matemático como será explanado. 
2.1. SISTEMA DE BASE E VALORES POR UNIDADE 
2.1.1. SISTEMA DE BASE 
Quando num determinado sistema há diversos valores tomados em base diferentes é 
necessário estabelecer uma base única e transformar todos os valores considerados nessa base 
para que se possa trabalhar adequadamente com os dados do sistema. 
 Para facilitar o entendimento, basta compreender que o conhecido sistema percentual é 
um sistema onde os valores considerados são tomados da base 100. 
Da mesma forma se poderia estabelecer um sistema de base 1.000. Costuma-se 
expressar a impedância do transformador em Z% (base 100) de sua potência nominal em 
kVA. 
2.1.2. VALORES POR UNIDADE 
 É um dos vários métodos de cálculo conhecido na prática que procuram simplificar a 
resolução das questões relativas à determinação das correntes de curto circuito. 
 O valor de uma determinada grandeza por unidade é definido como relação entre esta 
grandeza e o valor adotado arbitrariamente como sua base, sendo expresso em decimal. O 
10 
 
valor em pu pode ser também expresso em percentagem que corresponde a 100 vezes o valor 
encontrado. 
 Uma das vantagens mais significativas para se adotar a prática do sistema por unidade 
está relacionada à presença de transformadores no circuito. Onde a impedância do primário e 
secundário do transformador tem o mesmo valor em pu. 
 Algumas vantagens podem ser apresentadas quando se usa o sistema por unidade, ou 
seja: 
 -Todos os transformadores do circuito são considerados com a relação de transformação 
1:1, sendo, portanto, dispensada a representação no diagrama de impedância; 
 - É necessário conhecer apenas o valor da impedância do transformador expressa em pu 
ou em %, sem identificar a que lado se refere; 
 - Todos os valores expressos em pu estão referidos ao mesmo valor percentual; 
 - Toda impedância expressa em pu tem o mesmo valor, independentemente do nível de 
tensão a que se está referido o valor da impedância em pu; 
 - Para cada nível de tensão, o valor da impedância ôhmica varia ao mesmo tempo em 
que varia a impedância base, resultando sempre a mesma relação; 
- A potência base é selecionada para todo o sistema; 
- A tensão base é selecionada para um determinado nível de tensão do sistema; 
-Adotando-se a tensão para um lado de tensão do transformador, deve-se calcular a 
tensão base para o outro lado de tensão do transformador; 
 Normalmente é tomada como base a tensão nominal do transformador. Comumente, 
arbitram-se como valores de base a potência e a tensão. As outras grandezas variam emfunção destas. Tomando-se como base a potência Pb em Kva e a tensão Vb em kV, tem-se: 
a) Corrente base 
Ib = Pb / ( 3 X Vb ) (A) 
b) Impedância base 
 
11 
 
Zb = ( 1.000 X Vb2 ) / Pb (Ω) 
 
c) Impedância por unidade ou pu 
 
Zpu = ZcΩ / Zb (pu) 
 
 Quando o valor de uma grandeza é dado numa determinada base (1) e se deseja 
conhecer o seu valor numa outra base (2), podem-se aplicar as seguintes expressões: 
a) Tensão 
 
Vu2 = Vu1 X ( V1 / V2 ) (pu) 
 
Vu2 - tensão em pu na base V2 
Vu1 – tensão em pu na base V1 
b) Corrente 
 
Iu2 = Iu1 X ( V2 / V1 ) X ( P1 / P2 ) (pu) 
 
Iu2 – corrente em pu nas bases V2 e P2 
Iu1 – corrente em pu nas bases V1 e P1 
 
c) Potência 
 
Pu2 = Pu1 X (P1/P2) (pu) 
 
d) Impedâncias 
 
12 
 
Zu2 = Zu1 X (P2 / P1) X (V1 / V2)2 (pu) 
Zu2 - impedância em pu nas bases V2 e P2; 
Zu – impedância em pu nas bases V1 e P1.. 
2.2. DETERMINAÇÃO DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO 
As correntes de curto circuito devem ser determinadas em todos os pontos onde se 
requer a instalação de equipamentos ou dispositivos de proteção. 
No cálculo das correntes de defeito devem ser representados os principais elementos do 
circuito através de suas impedâncias. No entanto, as impedâncias de alguns desses elementos 
podem ser desprezadas, dependendo de algumas considerações. 
 É importante lembrar que, quanto menor é a tensão do sistema, mais necessário se faz 
considerar um maior número de impedâncias, dada a influência que poderia exercer no valor 
final da corrente. Como orientação, podem-se mencionar os elementos do circuito que devem 
ser considerados através de suas impedâncias no cálculo das correntes de curto circuito. 
a) Impedância reduzida do sistema 
É aquela que representa todas as impedâncias desde a fonte de geração até o ponto de 
entrega de energia à unidade consumidora, isto é, compreendendo as impedâncias da geração, 
do sistema de transmissão, do sistema de subtransmissão e do sistema de distribuição. 
2.2.1. METODOLOGIA DE CÁLCULO 
Os processos de cálculo utilizados neste trabalho são de fácil aplicação no 
desenvolvimento de um projeto industrial, a sequência de cálculo será apresentada a seguir. 
Os resultados são valores aproximados dos métodos mais sofisticados, porém a precisão 
obtida satisfaz plenamente aos propósitos a que se destinam. As figuras 1.a e 1.b apresentam 
os blocos de impedâncias geralmente de uma instalação industrial. 
13 
 
 
Figura 1.a- Diagrama unifilar simplificado Figura 1.b- Diagrama em bloco de 
impedância 
Onde, 
P – ponto de entrega de energia à indústria; 
ME – posto de medição da concessionária; 
D – posto de proteção e comando, onde são instalados o disjuntor geral de proteção e a chave 
seccionadora e em alguns casos um transformador de potencial e proteção; 
TR – posto de transformação; 
14 
 
QGF – Quadro Geral de Força, onde são instalados os principais equipamentos de proteção, 
manobra e medição indicativa em baixa tensão; 
CCM – Centro de Controle de Motores, onde estão instalados, geralmente, os elementos de 
proteção e manobra dos motores; 
M- máquinas industriais, caracterizadas, principalmente, pelos valores de placa dos motores 
que as acionam, ou outros componentes elétricos de trabalho, tais como resistência, reatores, 
etc. 
 O diagrama de bloco sintetiza a representação das impedâncias de valor significativo 
que compõem o sistema elétrico, desde a geração até os terminais do motor. 
2.2.2. SEQUÊNCIA DE CÁLCULO 
2.2.3. Impedância reduzida do sistema (Zus) 
a) Resistência (Rus) 
Como resistência do sistema de suprimento é muito pequena relativamente ao valor da 
reatância na prática é comum desprezar-se o seu efeito, isto é: 
Rus≅ 0 
b) Reatância (Xus) 
Considerando-se que a concessionária forneça a corrente de curto circuito (Icp) no ponto 
de entrega, tem-se: 
 Pcc= 3 X Vnp X 1cp (kVA) 
 
Pcc – potência de curto circuito no ponto de entrega em kVA; 
Vnp – tensão nominal primária no ponto de entrega em kV; 
Icp – corrente de curto circuito simétrica em A. 
O valor da reatância em pu, é dado pela Equação : 
 
15 
 
Xus = Pb / Pcc (pu) 
 
 Zut = Rut + jXus (pu) 
2.2.4. Impedância do(s) transformador(es) da subestação (Zt) 
 
É necessário conhecer: 
• Potência nominal Pnp dada em kVA; 
• Impedância percentual Zpt ; 
• Perdas ôhmicas no cobre Pcu em W fabricante; 
• Tensão nominal Vnt em kV. 
a) Resistência (Rut) 
Inicialmente determina-se a queda de tensão reativa percentual, ou seja: 
Rpt = 
Pnt
Pcu
×10
(%) 
Então, Rut será determinada pela Equação : 
Rut = Rpt 
Pnt
Pb
× 




×
Vb
Vnt 2 (pu) 
b) Reatância (Xut) 
A impedância unitária tem valor de: 
 
Zut = Zpt × Pnt
Pb
× 





Vb
Vnt 2 (pu) 
A reatância unitária será: 
16 
 
Xut =sqr( Z2ut - R2ut) 
Zut = Rut + jXut (pu) 
Considera-se a impedância de sequência zero do transformador como valor igual ao da 
sequência positiva por serem valores muito próximos. 
2.2.5. Impedância do circuito que conecta o transformador ao QGF 
 
a) Resistência (Ruc1) 
Rcu1Ω = (RuΩ X Lc1)/ (1000 X Nc1) (Ω) 
 
RuΩ - resistência do condutor de sequência positiva em mΩ/m (Tabela de cabos) 
Lc1 – comprimento do circuito, medido entre os terminais do transformador e o ponto de 
conexão com o barramento dado em m; 
Nc1 – número de condutores por fase do circuito mencionado. 
 
b) Reatância (Xuc1) 
A reatância do cabo é: 
Xuc1 = (XuΩ X Lc1) / (1000 X Nc1) (Ω) 
XuΩ - reatância de sequência positiva do condutor fase em mΩ/m (tabela de cabos) 
Zuc1 = Ruc1 + jXuc1 (pu) 
Quando há dois ou mais transformadores ligados em paralelo, deve-se calcular a 
impedância série de cada transformador com o circuito que o liga ao QGF, determinando-se, 
Rb1Ω =( RuΩ X Lb) / (1000 X Nb1) (Ω) 
RuΩ - resistência ôhmica da barra, em mΩ/m (tabela de barramento) 
17 
 
Nbl –número de barras em paralelo; 
Lb – comprimento da barra, em m. 
A resistência em pu, é dada por: 
Rub1 = Rb1Ω X [Pb /(1000 X V2b) ] (pu) 
 
b) Reatância (Xubl) 
Xb1Ω = (XuΩ X Lb) / (1000 X Nb1) (Ω) 
 
A reatância em, pu, é dada por: 
Xub1 = Xb1Ω X [Pb /(1000 X Vb2) (pu) 
Zub1 = Rub1 + jXub1 (pu) 
 
2.2.6. Impedância do circuito que conecta o QGF ao CCM 
Os valores da resistência e reatância, em pu, respectivamente iguais a Ruc2 e Xuc2, são 
calculados à semelhança de Rucl e Xucl. 
2.2.7. Corrente simétrica de curto circuito trifásico 
Para a determinação das correntes de curto circuito em qualquer ponto o sistema, 
procede-se à soma vetorial de todas as impedâncias calculadas até o ponto desejado e aplica-
se a Equação a seguir, ou seja: 
Zutot = i=1 ∑i=n (Rut + jXut) (pu) 
Rul e Xul são, genericamente a resistência e a reatância unitárias de cada impedância do 
sistema até o ponto onde se pretende determinar os valores de curto circuito. 
A corrente base vale: 
Ib = Pb / (√3 X Vb) (A) 
18 
 
A corrente de curto circuito simétrica, valor eficaz, então, é dada por: 
Ics = Ib / (1000 X Zutot) (KA) 
 
Quando se pretende obter simplificadamente a corrente de curto circuito simétrica nos 
terminais do transformador, basta aplicar a Equação a seguir: 
Icst = (In / Zpz%) X 100 (A) 
 
In- corrente nominal do transformador, em A; 
Zpt% - impedância percentual do transformador. 
Este valor é aproximado, pois ele não está computado a impedância reduzida do sistema 
de suprimento. 
2.2.8. Corrente assimétrica de curto circuito trifásico 
 Ica = Fa X Ics (kA) 
Fa – fator de assimetria determinado segundo a relação. 
 
2.2.9. Corrente bifásica de curto circuito 
Icb = ( 3 / 2) X Ics (kA) 
2.2.10. Corrente fase-terrade curto circuito 
A determinação da correte de curto circuito fase-terra requer o conhecimento das 
impedâncias de sequência zero do sistema, além das impedâncias de sequência positiva. Se o 
transformador da instalação for ligado em triângulo primário e estrela no secundário com o 
ponto neutro aterrado, não se deve levar em conta as impedâncias de sequência zero do 
sistema de fornecimento de energia, pois estas ficam confinadas no delta do transformador em 
questão. 
19 
 
No cálculo das correntes de curto circuito fase-terra, deve-se considerar a existência de 
três impedâncias que são de fundamental importância para a grandeza dos valores calculados. 
São elas: 
2.2.10.1. Impedância de contato (Rct) 
É caracterizada normalmente pela resistência (Rct) que a superfície de contato do cabo e 
a resistência do solo no ponto de contato oferecem a passagem da corrente para a terra. Tem-
se atribuído geralmente o valor conservativo de 
3
40Ω . 
2.2.10.2. Impedância da malha de terra (Rmt) 
 O valor máximo admitido por norma de diversas concessionárias de energia elétrica é 
de 10Ω, nos sistemas de 15 a 25 kV, e é caracterizado pelo seu componente resistivo. 
 
2.2.10.3. Impedância de aterramento (Rat) 
Não considerado no cálculo, sistema analisado não possui a impedância de aterramento. 
 
2.2.10.4. Corrente de curto circuito fase-terra máxima 
É determinada quando são levadas em consideração somente as impedâncias dos 
condutores e as do transformador. É calculada segundo a Equação: 
Icfma = ( 3 X Ib) / ( 2 X Zutot + Zu0t + Zu0c ) (A) 
Zu0t – impedância de sequência zero do transformador que é igual à sua impedância de 
sequência positiva. 
O valor Zu0c é determinado considerando-se as resistências e reatância de sequência zero 
dos condutores. Na prática, pode-se desprezar a impedância de sequência zero dos 
barramentos, pois o seu efeito não se faz sentir os valores calculados. A impedância do cabo 
de sequência zero segue o mesmo procedimento que a sequência positiva, observando os 
valores corretos para a sequência zero, valores tabelados. 
 
20 
 
2.2.10.5. Corrente de curto circuito fase-terra mínima 
É determinada quando se leva em consideração, além das impedâncias dos condutores e 
transformadores, as impedâncias de contato, a do resistor de aterramento, caso haja, e da 
malha de terra. É calculada segundo a Equação: 
Icftmin = ( 3 X Ib) / ( 2 X Zu0t + Zu0c + Zu0t + 3 X ( Ruct + Rumt + Ruat) (A) 
 
Ruct = Rct X [ Pb / (1000 X V2b)] (pu) 
Rumt = Rmt X [ Pb / (1000 X V2b )] (pu) 
Ruat = Rat X [ Pb / (1000 X V2b )] (pu) 
 
Rmct – resistência de contato, em pu; 
Rumt – resistência da malha de terra, em pu; 
Ruat – resistência do resistor de aterramento, em pu. 
 
2.3. Proteção e seletividade 
2.3.1. Componentes para proteção 
Nos sistemas elétricos industriais os componentes usualmente protegidos são os cabos, 
motores, transformadores. Todos de acordo com as normas internacionais estabelecidas (IEEE 
Std 242,2001) [2]. 
 
 
2.3.2. Componentes de proteção 
São utilizados componentes de proteção como fusíveis, disjuntores, seccionadoras, relês 
de sobrecarga, também regulamentados por normas estabelecidas. (IEEE Std 242, 2001) 
 
21 
 
3. Apresentação do sistema 
O anexo 1 apresenta o diagrama unifiliar do circuito analisado, o transformador de 
2000 KVA. Antes será apresentado o estudo de coordenação de entrada de todo o complexo. 
3.1. Análise de coordenação do sistema 
Algumas premissas foram consideradas: 
Curvas de dano dos transformadores conforme IEEE Std C57.109 [3] 
Para modelamento das curvas dos fusíveis foram utilizadas informações de catálogo da 
Cooper Busmann MV155 (fusível tipo HH). 
Para intervalos de coordenação entre dispositivos salvo qualquer orientação em 
contrário, são considerados os seguintes tempos mínimos, conforme IEEE 242: 
 
Intervalos Mínimos de Coordenação entre Dispositivo [s] 
Jusante Montante 
Fusível Disjuntor de BT Relé Eletromecânico Relé Digital 
Fusível Espaço Espaço 0,220 0,120 
Disjuntor de BT Espaço Espaço 0,220 0,120 
Eletromecânico 0,170 0,170 0,350 0,250 
Relé Digital 0,170 0,170 0,350 0,250 
3.1.1. Proteção de Transformadores 
3.1.2. Magnetização dos Transformadores 
A magnetização de um transformador não deve sensibilizar a sua proteção primária. 
Para essa verificação, considerou-se que a magnitude das correntes nesse instante é de 
aproximadamente: 
• 8 (oito) vezes a nominal, durante 100 ms, para transformadores com potência 
acima 2 MVA; 
• 12 (doze) vezes a nominal, durante 100 ms, para transformadores com potência 
abaixo 2 MVA. 
 
3.1.3. Ponto ANSI 
A curva do dispositivo de proteção deve atender aos requisitos da norma IEEE C57.109 
para proteção quanto às altas correntes passantes pelo transformador. A referida norma define 
22 
 
o tempo que um transformador deve suportar tensão plena em um dos enrolamentos com um 
determinado valor de corrente passante, sem danificação térmica ou mecânica do mesmo. 
Nos coordenogramas desse estudo são apresentadas as curvas limites dos 
transformadores, em comparação com as curvas de operação dos dispositivos de proteção 
associados ao transformador. Para uma adequada proteção, a curva do dispositivo responsável 
pela proteção deve operar sempre em um tempo inferior ao limite do transformador. 
 
3.1.4. Proteção 51 - Primário 
De acordo com os limites estabelecidos pelo NEC (450.3), os ajustes da função de 
sobrecorrente temporizada (51), devem ser de, no máximo, 300% da corrente nominal do 
mesmo. Assim sendo, neste estudo os transformadores tiveram suas funções de sobrecorrente 
de fase ajustadas em aproximadamente 150% do valor da corrente nominal. 
 
3.1.5. Proteção 50 - Primário 
Como critério para ajuste da função de sobrecorrente instantânea (50) do enrolamento 
primário foi considerado que esta proteção deverá: 
• Ser insensível às correntes de magnetização dos transformadores; 
• Atuar para ponto ANSI; 
Recomenda-se que a proteção atue a 120 % da corrente de magnetização e a 120 % da 
corrente de curto circuito simétrico trifásico do secundário do transformador. 
 
3.1.6. Proteção dos Alimentadores - Sobrecorrentes de Fase (ANSI 50/51) 
De acordo com os limites informados pela ANSI, o ajuste de pick-up da função de 
sobrecorrente de fase temporizada (51) deve estar, no máximo, em 300% da corrente nominal 
de sistema. Empregou-se neste estudo o ajuste em 110% da corrente nominal. Esse ajuste 
garante uma boa sensibilidade para a proteção, sem que haja riscos de operação indesejada. 
Com base nas informações recebidas (diagramas unifilar e trifilar), e nas considerações 
acima descritas o sistema elétrico foi modelado conforme a figura 2. 
23 
 
 
 FIGURA 2 – Diagrama unifilar de entrada 
 
3.1.7. Determinação das correntes de curto-circuito 
Foram analisadas correntes de curto-circuito trifásico e monofásico, cujos resultados 
estão na figura 3. 
 
 
 
SE-01
SE-02
SE-03 SE-04
BANDEIRANTES
Isc 3P 350.0 MVA
Isc SLG 100.0 MVA
SE-01
13800 V
S
TR_1
ANAN 1000.00 kVA
ANAF 1000.0 kVA
Z 5.57 %
S
TR_2
ANAN 1000.00 kVA
ANAF 1000.0 kVA
Z 5.57 %
S
TR_3
ANAN 1000.00 kVA
ANAF 1000.0 kVA
Z 5.50 %
S
TR_4
ANAN 1000.00 kVA
ANAF 1000.0 kVA
Z 5.06 %
S
TR_5
ANAN 2000.00 kVA
ANAF 2000.0 kVA
Z 6.13 %
S
TR_6
ANAN 112.50 kVA
ANAF 112.5 kVA
Z 3.47 %
SE-02
13800 V
CBL-0001
Cabo 1 x 150 mm2
10.0 Meters
CBL-0002
Cabo 1 x 70 mm2
10.0 Meters
CBL-0003
Cabo 1 x 25 mm2
10.0 Meters
FUTURO
CBL-0004
Cabo 1 x 70 mm2
10.0 Meters
RP_1439
RP_7140_TR_6RP_1439_TR_5RP_1439_SE_02
FU_TR_6
In 15.0 A
FU_TR_5
In 125.0 A
FU_TR_1
In 80.0 A
FU_TR_2
In 80.0 A
FU_TR_3
In 80.0 A
FU_TR_4
In 80.0 A
DJ_ABB_VMAX_1
In 0.0 A
DJ_BEGHIM
In 630.0 A
DJ_ABB_VMAX_TR_5
In 0.0 A
DJ_ABB_VMAX_TR_6
In 0.0 A
DJ_ABB_VMAX_SE_02
In 0.0 A
24 
 
 
FIGURA 3 - Modelo curto circuito trifásico e monofásico 
 
 
 
3.2. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE– FUNÇÕES DE FASE 
Este item destina-se aos ajustes das funções de sobrecorrente de fase (50/51). 
3.2.1. Subestação SE-02 
O disjuntor de entrada é um disjuntor BEGHIM, tripolar, modelo PL15C (PVO), Classe 
15kV - 350MVA – 630 A, com bobina de abertura, mínima e fechamento e cuja proteção é 
SE-01
SE-02
SE-03 SE-04
BANDEIRANTES
SE-01
14602.915 Amps 3P
12522 Amps SLG
S
TR_1
S
TR_2
S
TR_3
S
TR_4
S
TR_5
S
TR_6
SE-02
14552.712 Amps 3P
12485 Amps SLG
CBL-0001
CBL-0002
14552.712 Amps 3P
12485 Amps SLG
CBL-0003
14524.774 Amps 3P
12464 Amps SLG
FUTURO
CBL-0004
RP_1439
RP_7140_TR_6RP_1439_TR_5RP_1439_SE_02
FU_TR_6FU_TR_5
FU_TR_1 FU_TR_2 FU_TR_3 FU_TR_4
DJ_ABB_VMAX_1
DJ_BEGHIM
DJ_ABB_VMAX_TR_5 DJ_ABB_VMAX_TR_6DJ_ABB_VMAX_SE_02
25 
 
feita através de relé de sobrecorrente primário. O ajuste deste relé deve ser coordenado com 
os fusíveis instalados no primário dos transformadores TR_1 à TR_4. 
A montante deste alimentador (SE-01) existe um relé Pextron URP-1439. 
3.2.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM) 
• Corrente de tempo longo (CTL) – 2 (200 A); 
• Tempo de atraso (TL) - 0.25 s; 
 
Na figura 4 é apresentado o coordenograma com os ajustes necessários à coordenação 
destes dispositivos. Como todos os transformadores estão protegidos por fusíveis de mesma 
capacidade (80 A) será apresentada a coordenação com apenas um dos fusíveis. 
 
 
 
 
Figura 4 – Gráfico de coordenação do transformador TR1 
TX Inrush
TR_1
0.5 1 10 100 1K 10K
0.01
0.10
1
10
100
1000
CURRENT IN AMPERES
SE-02.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 SE-02.drw
TIM
E
 IN
 S
E
C
O
N
D
S
FU_TR_1
TR_1
DJ_BEGHIM
FU_TR_1
TR_1
DJ_BEGHIM
26 
 
Com os ajustes propostos na figura 4, é possível verificar que: 
• Não existe atuação para INRUSH; 
• Não existe atuação para a corrente nominal do alimentador (Σ In dos trafos = 160 
A); 
• A proteção atua adequadamente para o curto no primário dos transformadores 
(14,5 kA); 
• A proteção atua adequadamente para o ponto ANSI dos transformadores TR_1 à 
TR_4; 
• O ajuste de proteção (relé primário) é seletivo em 250 ms com os fusíveis 
instalados nos primários dos transformadores. 
 
3.2.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02 
• Corrente de partida de fase (51) – 5 (300 A); 
• Tipo de curva de atuação para fase (51) – EI; 
• dt de fase (51) – 0.1; 
• Tempo definido de fase (51) – 0.25; 
Na figura 5 é apresentado o coordenograma com os ajustes necessários à coordenação 
destes dispositivos. 
27 
 
 
 Figura 5– Gráfico de coordenação do transformador TR 1. 
 
Com os ajustes propostos na figura 5, é possível verificar que: 
• A proteção atua adequadamente para o curto no primário do transformador (14,5 
kA); 
• O cabo alimentador tem sua curva de dano protegida para o curto em seu terminal; 
• O ajuste de proteção do relé Pextron URP-1439 está coordenado em 250 ms com 
fusível instalado no primário dos transformadores a jusante; 
• Foi priorizada a proteção do cabo em detrimento de coordenação entre o DJ 
BEGHIM PL15C e o Pextron URP-1439. Esta coordenação não se faz necessária 
por se tratar de um trecho sem derivação de circuitos. 
3.2.4. Proteção do transformador TR_5 
CBL-0004
RP_1439_SE_02
0.5 1 10 100 1K 10K
0.01
0.10
1
10
100
1000
CURRENT IN AMPERES
FEEDER SE-02.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 FEEDER SE-02.dr
TIM
E
 IN
 S
E
C
O
N
D
S
CBL-0004
DJ_BEGHIM
FU_TR_4
RP_1439_SE_02
CBL-0004
DJ_BEGHIM
FU_TR_4
RP_1439_SE_02
28 
 
O transformador TR_5 é protegido através de um fusível HH de 125 A. A montante 
deste alimentador (SE-01) existe um relé Pextron URP-1439. 
Na figura 6 é apresentado o coordenograma com os ajustes necessários à coordenação 
destes dispositivos. 
 
 Figura 6 – Gráfico de coordenação do transformador TR 5. 
Com os ajustes propostos na figura 6, é possível verificar que: 
• Não existe atuação para INRUSH; 
• Não existe atuação para a corrente nominal do transformador (80 A); 
• A proteção atua adequadamente para o curto no primário do transformador (14,5 
kA); 
• As proteções atuam adequadamente para o ponto ANSI do transformador TR_5; 
RP_1439_TR_5
TX Inrush
TR_5
CBL-0003
0.5 1 10 100 1K 10K
0.01
0.10
1
10
100
1000
CURRENT IN AMPERES
TR_5.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 TR_5.drw
TIM
E
 IN
 S
E
C
O
N
D
S
RP_1439_TR_5
TR_5
FU_TR_5
CBL-0003
RP_1439_TR_5
TR_5
FU_TR_5
CBL-0003
29 
 
• O ajuste de proteção do relé Pextron URP-1439 está coordenado em 250 ms com 
o fusível instalado no primário do transformador. 
Com os ajustes acima sugeridos, o cabo alimentador (1x3/C #25mm2) não tem sua 
curva de dano protegida para o curto-circuito em seus terminais. A magnitude de curto-
circuito na extremidade próxima ao TR_5 é aproximadamente 14,5 kA. Assumindo que este 
cabos sejam com isolação EPR, o tempo máximo de suportabilidade do condutor seria 
aproximadamente de 55 ms, tempo este que não possibilita a devida coordenação com os 
demais equipamentos. 
Para resolução do problema é necessária alteração da bitola deste alimentador ou 
utilização de função instantânea no relé localizado na SE-01, porém com perda de 
coordenação entre o relé Pextron e o fusível instalado no transformador. Esta coordenação 
não se faz necessária por se tratar de um trecho sem derivação de circuitos. 
Na figura 7 é apresentado o coordenograma já com a função 50 do relé Pextron 1439 
ajustada. 
 
 
 
30 
 
 
 
 
 Figura 7 – Gráfico de coordenação do relê do TR 5. 
 
3.2.5. Ajustes relé RP_1439_TR_5 
• Corrente de partida de fase (51) - 2 (120 A); 
• Tipo de curva de atuação para fase (51) – NI; 
• dt de fase (51) – 0.1; 
• Corrente de atuação instantânea (50) – 10 (6000 A); 
3.2.6. Subestação SE-01 
Este item apresenta a coordenação entre o cubículo da entrada da SE-01 com os três 
cubículos de saída. 
- Entrada – Relé Pextron 1439 / DJ ABB VMAX; 
- Alimentador SE-02 – Relé Pextron 1439 / DJ ABB VMAX; 
TX Inrush
TR_5
CBL-0003
RP_1439_TR_5
0.5 1 10 100 1K 10K
0.01
0.10
1
10
100
1000
CURRENT IN AMPERES
TR_5.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 TR_5.drw
TIM
E
 IN
 S
E
C
O
N
D
S
TR_5
CBL-0003
FU_TR_5
RP_1439_TR_5
TR_5
CBL-0003
FU_TR_5
RP_1439_TR_5
31 
 
- Alimentador SE-03 – Relé Pextron 1439 / DJ ABB VMAX; 
- Alimentador SE-04 – Relé Pextron 7140 / DJ ABB VMAX. 
Na figura 8 é apresentado o coordenograma com os ajustes necessários à coordenação 
destes dispositivos. 
 
 
 
 
 
 
 Figura 8 – Gráfico da coordenação dos relês de proteção de entrada. 
 
3.2.7. Ajustes relé RP_1439 SE-01 
• Corrente de partida de fase (51) – 5 (300 A); 
RP_1439_SE_02
RP_1439_TR_5
RP_7140_TR_6
RP_1439
0.5 1 10 100 1K 10K
0.01
0.10
1
10
100
1000
CURRENT IN AMPERES
SE-01.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 SE-01.drw
TIM
E
 IN
 S
E
C
O
N
D
S
RP_1439_SE_02
RP_1439_TR_5
RP_7140_TR_6
RP_1439
RP_1439_SE_02
RP_1439_TR_5
RP_7140_TR_6
RP_1439
32 
 
• Tipo de curva de atuação para fase (51) – EI; 
• dt de fase (51) – 0.1; 
• Tempo definido de fase (51) – 0.5; 
 
3.3. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE – FUNÇÕES DE NEUTRO 
Este item destina-se aos ajustes das funções de sobrecorrente de neutro (50N/51N). 
3.3.1. Subestação SE-02 
3.3.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM) 
• Corrente de tempo longo (CTL) – 2 (200 A); 
• Tempo de atraso (TL) - 0.25 s. 
3.3.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02 
• Corrente de partida de fase (50) - 50 (3000 A); 
• Tempo definido da função (50) – 0.5. 
Na figura 9 é apresentado o coordenograma com os ajustes necessários à coordenação 
destes dispositivos. 
33 
 
 
Figura 9 – Gráfico de coordenação do transformador TR 4 em relação ao neutro. 
3.3.4. Proteção do transformador TR_5 
3.3.5. Ajustes relé RP_1439_TR_5 
• Corrente de partida de fase (50) - 50 (3000 A); 
• Tempo definido da função (50) – 0.1. 
Na figura10 é apresentado o coordenograma com os ajustes necessários à coordenação 
destes dispositivos. 
 
CBL-0004
RP_1439_SE_02
0.5 1 10 100 1K 10K
0.01
0.10
1
10
100
1000
CURRENT IN AMPERES
FEEDER SE-02.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 FEEDER SE-02.dr
TIM
E
 IN
 S
E
C
O
N
D
S
FU_TR_4
CBL-0004
RP_1439_SE_02
DJ_BEGHIM
FU_TR_4
CBL-0004
RP_1439_SE_02
DJ_BEGHIM
34 
 
 
 Figura 10- Gráfico de coordenação do relê do TR 5 em relação ao neutro. 
 
3.3.6. Proteção do transformador TR_6 
3.3.7. Ajustes relé RP_7140_TR_6 
• Corrente de partida de fase (50) - 10 (600 A); 
• Tempo definido da função (50) – 0.2. 
Na figura 11 é apresentado o coordenograma com os ajustes necessários à coordenação 
destes dispositivos. 
 
 
CBL-0003
TX Inrush
TR_5
RP_1439_TR_5
0.5 1 10 100 1K 10K
0.01
0.10
1
10
100
1000
CURRENT IN AMPERES
TR_5.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 TR_5.drw
TIM
E
 IN
 S
E
C
O
N
D
S
CBL-0003
FU_TR_5
TR_5
RP_1439_TR_5
CBL-0003
FU_TR_5
TR_5
RP_1439_TR_5
35 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura 11 – Gráfico de coordenação do TR 6 em relação ao neutro. 
 
3.3.8. Subestação SE-01 
3.3.9. Ajustes relé RP_1439 
• Corrente de partida de fase (50) - 10 (3000 A); 
• Tempo definido da função (50) – 0.75. 
Na figura 12 é apresentado o coordenograma com os ajustes necessários à coordenação 
destes dispositivos. 
TX Inrush
RP_7140_TR_6
CBL-0002
0.5 1 10 100 1K 10K
0.01
0.10
1
10
100
1000
CURRENT IN AMPERES
TR_6.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 TR_6.drw
TIM
E
 IN
 S
E
C
O
N
D
S
FU_TR_6
TR_6
RP_7140_TR_6
CBL-0002
FU_TR_6
TR_6
RP_7140_TR_6
CBL-0002
36 
 
 
 Figura 12 – Gráfico de coordenação dos relês de proteção em relação ao 
Neutro. 
 
 
4. Resultados 
Seguindo a metodologia de cálculo da corrente de curto circuito expostas na introdução, 
foram calculadas todas as impedâncias desde o transformador até as cargas em sua maioria de 
injetoras de plástico e determinado as correntes de curto circuito. Não foram analisadas as 
seletividades das proteções dos equipamentos (injetoras) considerando que as mesmas seguem 
os padrões estabelecidos pela norma NR 5410 da ABNT. 
 
RP_1439_TR_5
RP_1439_SE_02
RP_7140_TR_6
RP_1439
0.5 1 10 100 1K 10K
0.01
0.10
1
10
100
1000
CURRENT IN AMPERES
SE-01.tcc Ref. Voltage: 13800V Current in Amps x 10 SE-01.drw
TIM
E
 IN
 S
E
C
O
N
D
S
RP_1439
RP_1439_TR_5
RP_1439_SE_02
RP_7140_TR_6
RP_1439
RP_1439_TR_5
RP_1439_SE_02
RP_7140_TR_6
37 
 
Dados: 
Concessionária – Potência de curto circuito: 350 MVA 
Potência do transformador: 2000 KVA 
Tensão do secundário: 0,38 KV 
 Corrente de base: 3038 A 
 
 Como pode ser observada na tabela 3.1 no anexo 2, a capacidade de interrupção do 
curto circuito próxima ao barramento do QGF da maioria dos disjuntores aplicados, não 
satisfaz ao valor de 37 KA, possibilitando um grave dano caso o curto circuito seja próximo 
do barramento. Outra situação verificada, alguns disjuntores estão acima do nível de 
capacidade dos cabos, ou seja, os cabos estão sem a proteção devida. 
A seletividade de dois circuitos é apresentada no anexo 3. Observa-se que a 
seletividade das máquinas está de acordo com as normas da IEEE STD 242, porém os cabos 
de alimentação e os disjuntores do QGF para as máquinas estão subdimensionados 
acarretando uma sobrecarga e por sua vez o aquecimento dos mesmos, devem ser 
substituídos. 
O método prático serve de base para todos os outros circuitos, que não serão 
apresentados pela dificuldade de aquisição de dados no campo e falta de documentação. 
No trabalho de campo constatou-se que alguns cabos apresentaram um aquecimento 
acima do normal, ou seja, estão em sobrecarga como foi apresentado anteriormente na análise 
de dois circuitos. O dimensionamento das cargas não considerou o fator de agrupamento dos 
cabos e como consequência o condutor instalado está insuficiente para a finalidade, em alguns 
casos não considerou a recomendação do fabricante [4] [5]. 
 
5. Considerações finais 
 Neste trabalho foram suprimidas várias análises complementares como o cálculo do 
fator de potência, demanda, queda de tensão dos cabos, contribuição dos motores na corrente 
38 
 
de curto circuito, a seletividade dos equipamentos (injetoras), etc. As quais demandariam 
mais tempo para a realização das avaliações, mas devem ser observadas em um projeto 
amplo elétrico, o que não é o objetivo deste trabalho. 
Infelizmente a empresa deverá realizar muitas adequações importantes para que a 
segurança do sistema elétrico seja satisfatória, todas as observações serão reportadas a 
empresa para exemplificar a situação. A extensão do trabalho será importante para determinar 
todas as irregularidades e oportunidades de melhora do sistema com um todo. 
O trabalho de campo demandou muito tempo, por não ser disponibilizado informações 
precisas das instalações ou unifilar atualizado, a empresa não tem um departamento de 
engenharia de planta, onde as informações poderiam ser encontradas. 
As informações gráficas de coordenação dos transformadores foram apresentadas no 
trabalho para ilustrar didaticamente, como é o processo de coordenação dos sistemas. O 
material foi disponibilizado pela empresa. 
O processo de coordenação e seletividade é muito dinâmico, cabe a empresa estar 
sempre atualizando o documento a fim de evitar transtornos, como gastos extraordinários, e 
acidentes que causaram interrupções de energia em certos setores e alguns casos não somente 
as perdas materiais como de pessoas. 
Para futuros trabalhos de conclusão de curso pode ser interessante o desenvolvimento 
de um software gratuito para os cálculos das correntes de curto circuito, procedimento que 
demandou mais tempo neste trabalho. 
 
 
 
 
 
 
39 
 
 
6. Bibliografia 
 
[1] Mamede Filho, J., Instalações Elétricas Industriais, Edição 7, LTC Editora, Rio de 
Janeiro, 230. 
[2] IEEE STD. 242, IEEE Recommended Practice for Protection and Coodination of 
Industrial and Comercial Power System, 2001. 
[3] IEEE STD. C 57.109, IEEE Guide for Liquid Imersal Transformer Through Fault 
Current Duration 1993 (R 2008). 
[4] Prysmian Cables & Systems. Baixa tensão – uso geral: Dimensionamento. 
Disponível em <HTTP:// WWW. Prysmian.com.br> 
[5] Siemens, Seminários Técnicos para Engenheiros e projetistas, 2003 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
40 
 
ANEXO 1 – Diagrama Unifilar Avaliado 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
41 
 
ANEXO 2 – Tabela 3.1- correntes de curto circuito após o transformador de 2MVA 
calculadas pelo método apresentado. 
 Corrente curto 
circuito trifásico 
simétrico 
calculado (kA) 
Cabos (m m2) DISJUNTOR 
(A) (ICS) 
Corrente curto 
circuito fase-terra 
máximo calculado 
(KA) 
BARRAMENTO 
QGF 
37 2 (120 x10) 
(3280 A) 
3200 (80 KA) 31 
ENAIVIV 3 18,5 240 (485 A) 400 (35KA) 3,8 
HUSKY 21 240 (485 A) 400 (35 KA) 4,7 
ROMI 4 21,5 120 (308 A) 200 (35 KA) 5,9 
ROMI 3 20,8 150 (356 A) 350 (36 KA) 5,2 
ROMI 1 16,4 95 (264 A) 200 (35 KA) 4,3 
ENAIVI V6 19,7 240 (485 A) 800 (40 KA) 5 
ROMI 2 8,9 95 (264 A) 200 (35 KA) 2 
TC 1 8,1 70 (216 A) 100 (35 KA) 2,2 
TC 2 10,7 120 (308 A) 160 (35 KA) 2,2 
BATTENFELD 5,5 50 (167 A) 250 (80 KA) 4,9 
ENGEL 4 6,6 150 (356 A) 350 (80 KA) 1,1 
ENGEL 5 6,4 150 (356 A) 350 (80 KA) 1,1 
SOPRADORA 28,2 150 (356 A) 800 (65 KA) 9,8 
FERRAMENTA
RIA 
13,8 95 (264 A) 400 (35 KA) 3,5 
ECUS 5,8 150 (356 A) 400 (35 KA) 1 
42 
 
ANEXO 3 
 
 
Seletividade do circuito da injetora Romi 4: 
Especificações: 
Potência instalada- 196 kvACorrente/fase- 297 A 
Motor – 100 CV Corrente Nominal- 156 A 
Análise: 
Corrente de curto circuito nos terminais do motor calculado: 0,9 kA 
Corrente de partida do motor: 1045 A 
Corrente de partida em estrela/triângulo: 348 A 
Cabo especificado: 185 mm2 
Cabo instalado: 120 mm2 (insatisfatório) 
Disjuntor especificado: 300 A 
Disjuntor instalado: 200 A (insatisfatório) 
Relê térmico regulado em 93 A (LR9 F5369 Telemecanique) (satisfatório) 
Contatores estrela/triângulo: LC1 – F150 (satisfatório) 
Seletividade do circuito da injetora Romi 2 
Especificações: 
Potência instalada: 164 kvA Corrente : 249 A 
Motor: 100 CV Fator de serviço: 1,15 Corrente Nominal: 167 A 
Análise: 
43 
 
Corrente de curto circuito nos terminais do motor: 879 A 
Corrente de partida do motor: 1119 A 
Corrente de partida estrela/triângulo: 373 A 
Cabo especificado: 150 mm2 
Cabo utilizado: 95 mm2 (insatisfatório) 
Disjuntor especificado: 300 A 
Disjuntor instalado: 200 A (insatisfatório) 
Relê térmico regulado em 93 A (LR9 F5369 Telemecanique) (satisfatório) 
Contatores estrela/triângulo: LC1 – F150 (satisfatório) 
 
 
	1. Introdução
	1.1.1. Objetivo do trabalho
	1.1.2. Organização do trabalho
	2. ANÁLISE DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO
	2.1. SISTEMA DE BASE E VALORES POR UNIDADE
	2.1.1. SISTEMA DE BASE
	2.1.2. VALORES POR UNIDADE
	2.2. DETERMINAÇÃO DAS CORRENTES DE CURTO CIRCUITO
	As correntes de curto circuito devem ser determinadas em todos os pontos onde se requer a instalação de equipamentos ou dispositivos de proteção. 
	2.2.1. METODOLOGIA DE CÁLCULO
	2.2.2. SEQUÊNCIA DE CÁLCULO
	2.2.3. Impedância reduzida do sistema (Zus)
	2.2.4. Impedância do(s) transformador(es) da subestação (Zt)
	2.2.5. Impedância do circuito que conecta o transformador ao QGF
	2.2.6. Impedância do circuito que conecta o QGF ao CCM
	2.2.7. Corrente simétrica de curto circuito trifásico
	2.2.8. Corrente assimétrica de curto circuito trifásico
	2.2.9. Corrente bifásica de curto circuito
	2.2.10. Corrente fase-terra de curto circuito
	2.2.10.1. Impedância de contato (Rct)
	2.2.10.2. Impedância da malha de terra (Rmt)
	2.2.10.3. Impedância de aterramento (Rat)
	2.2.10.4. Corrente de curto circuito fase-terra máxima
	2.2.10.5. Corrente de curto circuito fase-terra mínima
	2.3. Proteção e seletividade
	2.3.1. Componentes para proteção
	2.3.2. Componentes de proteção
	3. Apresentação do sistema
	3.1. Análise de coordenação do sistema
	3.1.1. Proteção de Transformadores
	3.1.2. Magnetização dos Transformadores
	3.1.3. Ponto ANSI
	3.1.4. Proteção 51 - Primário
	3.1.5. Proteção 50 - Primário
	3.1.6. Proteção dos Alimentadores - Sobrecorrentes de Fase (ANSI 50/51)
	 FIGURA 2 – Diagrama unifilar de entrada
	3.1.7. Determinação das correntes de curto-circuito
	3.2. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE – FUNÇÕES DE FASE
	3.2.1. Subestação SE-02
	3.2.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM)
	3.2.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02
	3.2.4. Proteção do transformador TR_5
	3.2.5. Ajustes relé RP_1439_TR_5
	3.2.6. Subestação SE-01
	3.2.7. Ajustes relé RP_1439 SE-01
	3.3. ESTUDO DE COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE – FUNÇÕES DE NEUTRO
	3.3.1. Subestação SE-02
	3.3.2. Ajuste do relé primário DJ PL15C (BEGHIM)
	3.3.3. Ajustes relé RP_1439_SE_02
	3.3.4. Proteção do transformador TR_5
	3.3.5. Ajustes relé RP_1439_TR_5
	3.3.6. Proteção do transformador TR_6
	3.3.7. Ajustes relé RP_7140_TR_6
	3.3.8. Subestação SE-01
	3.3.9. Ajustes relé RP_1439
	4. Resultados
	5. Considerações finais
	6. Bibliografia