Norma IEC 61850 na Automação de Subestações

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Universidade Federal do Rio de Janeiro 
 
Escola Politécnica 
 
Departamento de Engenharia Elétrica 
 
 
 
Aplicação da Norma IEC 61850 na Proteção, Especificação 
dos Equipamentos, Supervisão e Controle de Subestações 
 
 
Autor: 
_________________________________________________ 
Hugo Estevam de Freitas Picolo 
 
Orientador: 
_________________________________________________ 
 Prof. Sebastião Ércules Melo de Oliveira, D. Sc. 
 
Examinador: 
_________________________________________________ 
Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D. 
 
Examinador: 
_________________________________________________ 
Eng. Washington Pinheiro 
 
 
 
 
 
 
DEE 
 
Novembro de 2013 
 
 
ii 
 
 
 
 
 
Picolo, Hugo Estevam de Freitas 
 Aplicação da Norma IEC 61850 na Proteção, Especificação 
e Controle de Subestações / Rio de Janeiro: UFRJ / Escola 
Politécnica / Departamento de Engenharia Elétrica, 2013 
 XIII, 112 p.: il. 29,7 cm. 
 Orientador: Sebastião Ércules Melo de Oliveira 
 Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / 
Departamento de Engenharia Elétrica, 2013. 
 Referências Bibliográficas: p. 97-98 
 1. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. 2. A Norma 
IEC 61850. 3. Sistemas de Automação de Subestações. 
I. de Oliveira, Sebastião Ércules Melo. II. Universidade Federal 
do Rio de Janeiro. III. Escola Politécnica. IV. Departamento de 
Engenharia Elétrica 
 
 
 
 
 
 
 
iii 
AGRADECIMENTO 
 
 Primeiramente agradeço este trabalho a Deus, que me deu as graças necessárias 
para toda e qualquer realização em minha vida. 
 Agradeço a minha noiva Andressa, que esteve sempre ao meu lado me apoiando 
e dando força em todos os momentos. 
Também agradeço a meus pais José Carlos, minha inspiração e referência para 
cursar engenharia, e Lici, sempre presentes na minha educação, formação e no amor. 
 Finalmente, agradeço à UFRJ e a todo o corpo docente do Departamento de 
Engenharia Elétrica, em especial ao meu orientador, professor Sebastião de Oliveira, 
pelas disciplinas ensinadas durante o curso que me deram o conhecimento necessário 
para a realização deste trabalho. 
 
 
 
 
 
iv 
RESUMO 
 
Este trabalho busca apresentar a norma IEC 61850, protocolo de comunicação 
que começa a ser utilizado no Brasil e já é utilizado em outros países em Sistemas de 
Automação de Subestações. Além disso, busca estabelecer a formatação do arquivo que 
permite especificar uma Subestação de distribuição primária de 34,5 kV – 13,8 kV. 
Inicialmente é feita uma apresentação da Proteção de Sistemas Elétricos de 
Potência e de seus principais componentes e características. Em seguida é introduzida a 
norma IEC 61850, incluindo alguns conceitos básicos, razões para sua utilização, 
arquiteturas que podem ser utilizadas e protocolos de comunicação, entre outras 
características. 
Após a descrição da norma referida, é feita uma breve introdução aos tipos de 
arquivos de um Sistema de Automação de Subestações normatizado pela IEC 61850 e 
seu esquema de funcionamento. Finalmente, é apresentado o Visual SCL, software que 
permite a criação do arquivo que descreve o diagrama unifilar da subestação e seus nós 
lógicos exigidos de acordo com a norma apresentada. 
 
 
Palavras–Chave: IEC 61850, proteção, automação, subestação, diagrama unifilar, nó 
lógico. 
 
 
 
 
v 
ABSTRACT 
 
This work presents the IEC 61850 standard, communication protocol that starts 
to be applied in Brazil and that is already used in other countries in Substation 
Automation Systems. Other concern is to establish the formatting of the file that allows 
the specification of a 34.5 / 13.8 kV primary distribution substation. 
 Initially, a presentation in Electric Power System Protection is described, along 
with its main components and key characteristics. Follows an introduction of the 61850 
standard, including some basic concepts, reasons for its adoption, architectures that can 
be used and communication protocols, among other features. 
After the description of the above standard, a brief introduction to the types of 
files from a Substation Automation System regulated by IEC 61850 and its operation 
scheme are presented. Then, the Visual SCL software that enables the creation of the 
file that describes the substation single line diagram and its required logical nodes is 
finally introduced. 
 
Key words: IEC 61850, protection, automation, substation, single line diagram, logical 
node. 
 
 
 
 
 
vi 
SIGLAS 
 
AT – Alta Tensão 
UFRJ – Universidade Federal do Rio de Janeiro 
UAC – Unidade de Aquisição e Controle 
UPC – Unidade de Processamento Central 
ACSI – Abstract Communication Service Interface – Interface de Serviço de 
Comunicação Abstrata 
CDC – Common Data Classes – Classes de Dados Comuns 
CID – Configured IED Description – Descrição Configurada de IED 
CLP – Controlador Lógico Programável 
EAT – Extra-Alta Tensão 
FAT – Functional Acceptance Testing – Teste Funcional de Aceitação 
GOOSE – Generic Oriented Object Substation Event – Evento Genérico de Subestação 
Orientado a Objeto 
GSE – Generic Substation Event – Evento Genérico em Subestação 
GSSE – Generic Substation Status Event – Evento Genérico em Subestação do tipo 
Status 
ICD – IED Capability Description – Descrição da Capacidade do IED 
IEC TC57 – Technical Committee 57 – Comitê Técnico 57 
IED – Intelligent Electronic Device – Dispositivo Eletrônico Inteligente 
IHM – Interface Homem-Máquina 
LAN – Local Area Network – Rede de Área Local 
LC – Logical Connections – Conexões Lógicas 
LD – Logical Device – Equipamento Lógico 
LN – Logical Node – Nó Lógico 
LT – Linha de Transmissão 
MICS – Model Implementation Conformance Statement – Declaração de Conformidade 
de Implementação de Modelo 
MMS – Manufacturing Message Specification – Especificação de Mensagem de 
Fabricante 
PC – Physical Connection – Conexão Física 
PICOM – Comunicação de Pedaço de Informação 
 
 
vii 
PICS – Protocol Implementation Conformance Statement – Declaração de 
Conformidade de Implementação de Protocolo 
PIXIT – Protocol Implementation eXtra Information for Testing – Informação Extra de 
Implementação de Protocolo para Teste 
PMU – Phasor Measurement Unit – Unidade de Medição Fasorial 
RAM – Reliability, Availability and Maintanability – Confiabilidade, Disponibilidade e 
Manutenabilidade 
RDP – Registradores Digitais de Perturbação 
SAS – Sistema de Automação de uma Subestação 
SAT – System Acceptance Testing – Teste de Aceitação do Sistema 
SCL – Substation Configuration Language – Linguagem de Configuração da 
Subestação 
SCSM – Specific Communication Service Mapping – Mapeamento de Serviço 
Específico de Comunicação 
SCADA – Supervisory, Control and Data Acquisition System – Sistema de Supervisão, 
Controle e Aquisição de Dados 
SE – Subestação 
SSD – arquivo de Descrição da Especificação de uma Subestação 
TC – Transformador de Corrente 
TP – Transformador de Potencial 
TRT – Tensão de Restabelecimento Transitória 
UAC – Unidade de Aquisição e Controle 
UCP – Unidade Central de Processamento 
UTR – Unidade Terminal Remota 
WAN – Wide Area Network – Rede de Área Ampla 
 
 
 
 
 
viii 
Sumário 
 
Capítulo 1 Introdução ....................................................................................................... 1 
1.1 – Objetivo ............................................................................................................... 1 
1.2 – Descrição ............................................................................................................. 1 
Capítulo 2 Proteção de Sistemas Elétricos de Potência .................................................... 2 
2.1 – Introdução ............................................................................................................2 
2.2 – Proteção de Sistemas Elétricos de Potência ......................................................... 2 
2.3 – Panorama Geral da Proteção de um Sistema........................................................ 6 
2.3.1 – Zonas de proteção ............................................................................................. 6 
2.3.2 – Proteção de Geradores ...................................................................................... 7 
2.3.3 – Proteção de Transformadores ........................................................................... 8 
2.3.4 – Proteção dos Barramentos ................................................................................ 9 
2.3.5 – Proteção das Linhas .......................................................................................... 9 
2.4 – Principais Equipamentos de Proteção ................................................................ 10 
2.4.1 – Disjuntores ...................................................................................................... 10 
2.4.1.1 – Disjuntores a Óleo .................................................................................. 11 
2.4.1.2 – Disjuntores a Ar Comprimido ................................................................ 14 
2.4.1.3 – Disjuntores a Vácuo ............................................................................... 16 
2.4.1.4 – Disjuntores a SF6 .................................................................................... 19 
2.4.1.5 – Seleção do Disjuntor Segundo o Tipo de Aplicação .............................. 23 
2.4.2 – Transformadores de Corrente ......................................................................... 34 
2.4.3 – Transformador de Potencial ........................................................................... 40 
2.4.4 – Relés ............................................................................................................... 41 
Capítulo 3 A Norma IEC 61850 ..................................................................................... 48 
3.1 – Introdução .......................................................................................................... 48 
3.2 – Razões para se Utilizar a IEC 61850 ................................................................. 51 
3.3 – Conceitos Básicos .............................................................................................. 53 
3.3.1 – Conceito de Nó Lógico (LN) ...................................................................... 57 
3.4 – Sistema de Comunicação ................................................................................... 59 
3.5 – Estrutura e Conteúdo da Norma ......................................................................... 62 
3.6 – Requisitos para um Sistema Físico de Comunicação ......................................... 64 
 
 
ix 
3.7 – Independência de Comunicação por Aplicação ................................................. 65 
3.8 – Serviços e Modelagem de Dados ....................................................................... 66 
3.9 – Padrões das Ferramentas para Engenheiros ....................................................... 68 
3.10 – Linguagem de Configuração de um SAS ........................................................ 69 
3.11 – Topologia e Funções de Comunicação de um SAS ......................................... 70 
3.12 – Os Modelos de Informação de um SAS .......................................................... 71 
3.13 – Funções Modeladas pelos LNs ........................................................................ 72 
3.14 – Topologias de Rede de um SAS baseado na IEC 61850 ................................. 73 
3.15 – Requisitos de Testes ........................................................................................ 78 
3.15.1 – Teste de Conformidade .......................................................................... 79 
3.15.2 – Teste de Interoperabilidade .................................................................... 80 
3.15.3 – Teste de Desempenho ............................................................................. 82 
Capítulo 4 Descrição do Arquivo SSD ........................................................................... 84 
4.1 – Introdução .......................................................................................................... 84 
4.2 – Formatação do Arquivo SSD ............................................................................. 84 
4.3 – Descrição dos LNs Utilizados: ........................................................................... 94 
4.3.1 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Controle: C ................................... 94 
4.3.2 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Proteção: P ................................... 94 
4.3.3 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Medição: M .................................. 94 
4.3.4 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Função Relacionada: R ................ 94 
4.3.5 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Chaves: X ..................................... 94 
4.3.6 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Transformadores Instrumentais: T 95 
4.3.7 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Transformadores de Potência: Y .. 95 
Capítulo 5 Conclusões .................................................................................................... 96 
Bibliografia ..................................................................................................................... 97 
Anexo A Arquivo SSD da Subestação ........................................................................... 99 
 
 
 
 
 
 
 
x 
Lista de Figuras 
 
Figura 1 – Relés Eletromecânicos .................................................................................... 5 
Figura 2 - Zonas de Proteção ............................................................................................ 7 
Figura 3 - Classificação dos disjuntores ......................................................................... 11 
Figura 4 - Disjuntores do tipo (a) GVO e (b) PVO ........................................................ 12 
Figura 5 - Disjuntor GVO Light ..................................................................................... 13 
Figura 6 - Interior do Disjuntor a Óleo ........................................................................... 13 
Figura 7 - Disjuntor a Ar Comprimido ........................................................................... 14 
Figura 8 - Unidade interruptora ...................................................................................... 15 
Figura 9 - Corte de base dos contatos ............................................................................. 18 
Figura 10 - Câmara de interrupção de um disjuntor a vácuo......................................... 19 
Figura 11 - Rigidez Dielétrica x Pressão do SF6 e do ar ............................................... 20 
Figura 12 - Esquema de operação do disjuntor a SF6 .................................................... 21 
Figura 13 - Câmara Interruptora do Disjuntor a SF6 ..................................................... 22 
Figura 14 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE com Barra Simples .................. 26 
Figura 15 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE de Barra Simples com Bypass 27 
Figura 16 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE de Barra Seccionada................ 28 
Figura 17 - Exemplo do Diagrama Unifilar de uma SE com Barra Principal e 
Transferência .................................................................................................................. 29 
Figura 18 - Esquema de Barra Dupla com um Disjuntor ............................................... 31 
Figura 19 - Exemplo de um Diagrama Unifilar do Esquema de Barra Dupla com dois 
Disjuntores ......................................................................................................................31 
Figura 20 - Exemplo do Esquema de Disjuntor e Meio ................................................. 32 
Figura 21 - Exemplo do Diagrama Unifilar de um Barramento em Anel ...................... 34 
Figura 22 - TC de uma SE da Light................................................................................ 35 
Figura 23 - Esquema básico de um Transformador de Corrente .................................... 35 
Figura 24 - TC do tipo Enrolado .................................................................................... 36 
Figura 25 - TC do tipo Barra .......................................................................................... 36 
Figura 26 - TC do tipo janela ......................................................................................... 37 
Figura 27 - TC do tipo bucha ......................................................................................... 37 
Figura 28 - TC de núcleo dividido.................................................................................. 38 
 
 
xi 
Figura 29 - TC com vários Enrolamentos Primários ...................................................... 38 
Figura 30 - TC com Vários Núcleos Secundários .......................................................... 39 
Figura 31 - TC com Vários Enrolamentos Secundários ................................................. 39 
Figura 32 - TC do Tipo Derivação no Secundário ......................................................... 40 
Figura 33 – Transformador de Potencial ........................................................................ 40 
Figura 34 – Representação Esquemática do TP ............................................................. 41 
Figura 35 - (a) Relé de Embolo; (b) Relé de Alavanca .................................................. 43 
Figura 36 - Relé de Indução por Bobina de Sombra ..................................................... 43 
Figura 37 - Relé de Sobrecorrente Eletromecânico ........................................................ 44 
Figura 38 - Diagrama de Blocos Típico de um Relé Digital .......................................... 46 
Figura 39 – Exemplo de Arquitetura de Comunicação Convencional de uma Subestação
 ........................................................................................................................................ 51 
Figura 40 – Exemplo de Arquitetura de Comunicação de uma Subestação baseada na 
IEC 61850 ....................................................................................................................... 53 
Figura 41 – Configuração Atual da TC 57 ..................................................................... 54 
Figura 42 – Meta da TC 57 ............................................................................................. 54 
Figura 43 – Modelo de Interface de um SAS pela norma IEC 61850 ............................ 56 
Figura 44 – Conceito de LN e Conexão Lógica ............................................................. 57 
Figura 45 – Exemplos de Relações entre as Funções, LNs e Nós Físicos ..................... 58 
Figura 46 – Visão geral de uma rede IEC 61850 ........................................................... 60 
Figura 47 – Mensagem GOOSE ..................................................................................... 61 
Figura 48 – (a) Mapeamento de interfaces lógicas para interfaces físicas, utilizando a IF 
8 no barramento da estação, e , (b) utilizando a IF 8 no barramento de processos. ....... 65 
Figura 49 – Modelo de Referência Básico ..................................................................... 66 
Figura 50 – A abordagem de modelagem da série IEC 61850 ....................................... 68 
Figura 51 – Troca de Parâmetros do Sistema ................................................................. 69 
Figura 52 – Exemplo da Topologia de Automação de Subestação ................................ 71 
Figura 53 – Exemplo de Topologia com Switch Único ................................................. 75 
Figura 54 – Exemplo de Topologia Estrela .................................................................... 76 
Figura 55 – Topologia Dupla Estrela ............................................................................. 77 
Figura 56 – Topologia em Anel Simples ........................................................................ 77 
Figura 57 – Conexões Realizadas para o Teste de Conformidade ................................. 79 
Figura 58 - Sistema para Teste de Interoperabilidade de Vários IEDs .......................... 82 
Figura 59 – Processo de Engenharia............................................................................... 85 
 
 
xii 
Figura 60 – Diagrama Unifilar da Subestação ............................................................... 87 
Figura 61 – Divisão dos Vãos da Subestação ................................................................. 89 
Figura 62 – Visual SCL .................................................................................................. 91 
Figura 63 – Modelagem da Subestação / Arquivo SSD ................................................. 92 
Figura 64 – Subestação ................................................................................................... 93 
 
 
xiii 
Lista de Tabelas 
 
Tabela 1 – Funções de Proteção Segundo a ANSI ......................................................... 47 
Tabela 2 – "Ilhas de Dados" ........................................................................................... 49 
Tabela 3 – Tipos de Mensagens ..................................................................................... 59 
Tabela 4 – Grupos de LNs definidos pela IEC 61850 .................................................... 73 
 
 
1 
 
Capítulo 1 
Introdução 
 
1.1 – Objetivo 
 
Esse trabalho tem como objetivo apresentar as características da Proteção de 
Sistemas Elétricos, detalhar um exemplo de como introduzir um novo padrão de 
comunicação de um SAS de uma SE de distribuição, a norma IEC 61850 e a formatação 
do arquivo que permite especificar uma SE de distribuição primária de 34,5 kV – 13,8 
kV. 
1.2 – Descrição 
 
No capítulo 2 são introduzidas as características e os principais equipamentos 
utilizados em um sistema de Proteção de Sistemas Elétricos. 
O capítulo 3 apresenta a norma IEC 61850, seus conceitos básicos, objetivos, e 
uma visão geral de sua aplicação, topologias, entre outros. 
O capítulo 4 mostra como foi feita a formatação do arquivo de descrição de uma 
subestação de distribuição de 34,5 kV - 13,8 kV utilizando o software Visual SCL, de 
acordo com a norma apresentada. 
As conclusôes são apresentadas no capítulo 5 que também aponta os resultados 
da descrição do arquivo SSD em relação à norma IEC 61850 e de análise final sobre o 
tema. 
 
2 
 
 
Capítulo 2 
Proteção de Sistemas Elétricos de 
Potência 
 
2.1 – Introdução 
 
Este capítulo descreve as principais características da Proteção dos Sistemas 
Elétricos de Potência e os seus principais equipamentos. São apresentados os principais 
tipos de disjuntores, as características básicas dos transformadores de corrente (TC), dos 
transformadores de potencial (TP) e dos relés de proteção de acordo com o seu tipo 
(eletromecânicos, estáticos e digitais), além das principais funções de proteção que 
serão utilizadas no Capítulo 4 para a formatação do arquivo que descreve a subestação 
baseada na norma IEC 61850. 
 
2.2 – Proteção de Sistemas Elétricos de Potência 
 
Os sistemas elétricos de potência são constituídos por conjunto de equipamentos 
como geradores, transformadores, disjuntores, linhas de transmissão, subtransmissão e 
distribuição cujo principal objetivo é fornecer energia elétrica aos consumidores de 
forma confiável, econômica e ininterrupta [6]. 
A proteção dos sistemas elétricos tem por objetivo isolar o equipamento 
defeituoso de formarápida e confiável, prejudicando apenas uma pequena parcela da 
rede elétrica, evitando perdas de carga, além de proteger os equipamentos e também 
preservar a condição física de pessoas. Para isso, certos requisitos devem ser 
preenchidos: 
 
 
 
 
3 
‒ Confiabilidade; 
‒ Sensibilidade; 
‒ Velocidade; 
‒ Seletividade. 
 
As causas básicas dos defeitos encontrados são [6]: 
 
‒ Sobrecarga: é o aumento da corrente de carga acima de seu valor nominal e que 
provoca o aumento da temperatura dos equipamentos do sistema elétrico; 
‒ Curto–circuito: são provocados geralmente por descargas atmosféricas, mas 
podem ocorrer ainda por causa de falhas no isolamento e galhos de árvores, 
entre outras causas. 
‒ Surtos: são tensões ou correntes elevadas provocadas principalmente por 
corrente de magnetização de transformador, partida de motor, chaveamento, 
rejeição repentina de carga, etc. 
 
A proteção geralmente é implementada através de esquemas de proteção, que 
são basicamente comandados por relés que tem como função primordial identificar os 
defeitos, localizá-los da maneira mais precisa possível e emitir alerta ao operador do 
sistema, promovendo o isolamento do defeito (abrindo os disjuntores). 
 Os primeiros relés de proteção utilizados eram de tecnologia eletromecânica, 
normalmente do tipo unifunção [1]. O sistema de controle e supervisão associado, por 
sua vez, era constituído por chaves de controle e chaves seletoras, lâmpadas 
indicadoras, barramento mímico, instrumentos de medição indicativa e por um ou mais 
anunciadores de alarme. 
Os dispositivos de controle eram distribuídos em painéis de controle e os relés 
em painéis de proteção. Em tensões de 138 kV até 345 kV utilizava-se, em geral, um 
painel de controle e um painel de proteção para cada saída de linha ou transformador, 
além de um ou mais painéis para as funções comuns. Nas subestações de 500 kV e 765 
kV, a quantidade de relés e dispositivos de controle era tal que cada saída requeria, 
muitas vezes, 2 painéis de controle e 2 painéis de proteção. Todos estes painéis eram 
localizados numa casa de controle que, em alguns casos, precisava ser ampliada para 
comportar mais painéis e cabos. 
 
 
4 
Nas SEs e usinas de maior porte, um grande espaço era necessário para 
acomodar todos estes painéis, aumentando o custo das edificações necessárias para 
abrigá-los. Adicionalmente, o fato de as diferentes lógicas utilizadas nos circuitos de 
controle e intertravamentos serem implementadas por ligação física de contatos (em 
série ou em paralelo) através de fios, era requerido que um conjunto independente de 
contatos auxiliares dos disjuntores e chaves seccionadoras fosse utilizado para cada uma 
das diferentes lógicas necessárias, aumentando muito a cablagem. Como alternativa, 
podiam-se utilizar relés auxiliares que, porém, aumentavam a fiação interna e o custo 
dos painéis. 
Em vista das distâncias envolvidas e do grande número de cabos por vão, estas 
subestações e usinas requeriam, muitas vezes, dezenas ou até centenas de quilômetros 
de cabos de controle, bem como as respectivas estruturas para contê-los (eletrodutos, 
dutos, canaletas e bandejas). Todos estes fatores oneravam o custo das instalações e 
dificultavam muito a manutenção. 
Como os níveis de tensão em um sistema elétrico são normalmente elevados, os 
relés operam com mais segurança quando energizados por transformadores de tensão e 
corrente. Os transformadores de potencial (TP) e de corrente (TC) são transformadores 
destinados apenas a alimentar os equipamentos de medição, controle e proteção. Os 
equipamentos de proteção encontrados em um sistema elétrico de potência são 
basicamente, os relés, TCs, TPs, banco de baterias, disjuntores e contatos 
auxiliares. 
Esses equipamentos exigiam cuidados na instalação e no seu ajuste, pois 
pequenas peças mecânicas eram utilizadas na sua montagem, além dos relés suportarem 
apenas uma ou duas funções de proteção, o que exigia a utilização de vários relés para 
funções de retaguarda, mais cabos e mais espaço físico nos painéis. Na figura 1 podem 
ser vistos alguns relés eletromecânicos. 
 
 
 
5 
 
Figura 1 – Relés Eletromecânicos 
 
Estes relés ainda são muito encontrados em uso em diversas concessionárias no 
Brasil. Porém aos poucos estão sendo substituídos por equipamentos mais modernos 
devido à falta de peças de reposição. 
Com o desenvolvimento dos semicondutores surgiram os primeiros relés 
eletrônicos, também conhecidos como relés estáticos por não possuírem partes móveis. 
Estes relés exigiam cuidados de instalação, como por exemplo, um melhor controle de 
temperatura, umidade, e das interferências eletromagnéticas. 
Os elementos básicos que constituem um relé eletrônico são a unidade 
conversora, as unidades de medição e de saída e a fonte de alimentação. Eles foram 
utilizados por pouco tempo no setor elétrico devido a pouca aceitação e ao aparecimento 
posterior dos relés digitais. 
Com a melhoria dos microprocessadores, surgiram os primeiros relés digitais. 
Esses equipamentos utilizam em seus algoritmos os princípios dinâmicos dos relés 
eletromecânicos e a evolução da eletrônica digital [1]. Os relés digitais atuais são 
chamados de Dispositivos Eletrônicos Inteligentes que, além das funções de proteção, 
possuem funcionalidades adicionais de outros equipamentos, como medição de 
grandezas analógicas, monitoramento de disjuntores, comutadores de tap, monitores de 
qualidade de energia, PMUs, CLPs, reguladores de tensão, alarmes, etc. 
 
 
6 
Os relés digitais estão hoje sendo bastante utilizados em novos projetos de 
Sistemas Elétricos de Potência e na substituição de relés eletromecânicos e estáticos. 
Algumas de suas vantagens são a velocidade, confiabilidade, integração digital e 
flexibilidade funcional. 
2.3 – Panorama Geral da Proteção de um Sistema 
No momento crítico de um defeito, a continuidade da distribuição de energia 
depende muito do correto funcionamento dos dispositivos de proteção existentes. Tem 
sido fabricado um grande número de esquemas de proteção destinados às partes e 
equipamentos das instalações. Nesse item será feito um esboço geral das zonas de 
proteção e as proteções usuais relativas a transformadores, barramentos e linhas de 
transmissão. 
 
2.3.1 – Zonas de proteção 
A atuação da Proteção de Sistemas Elétricos se encontra em três níveis que são 
conhecidos como proteção principal, proteção de retaguarda e proteção auxiliar [6]. 
Proteção principal: Em caso de faltas dentro da zona protegida, é quem deverá 
atuar primeiro; 
Proteção de retaguarda: proteção que só deverá atuar quando houver falha na 
proteção principal; 
Proteção auxiliar: é constituída por funções auxiliares das proteções principal e 
de retaguarda, cujos objetivos são sinalização, alarme, temporização, intertravamentos, 
etc. 
Podem ser observados na figura 2 os diversos níveis da proteção de um sistema 
elétrico (geração, transmissão e distribuição) e possível posição dos disjuntores para 
cada zona de proteção [13]. 
 
 
 
 
 
 
7 
 
Figura 2 - Zonas de Proteção 
 
 
2.3.2 – Proteção de Geradores 
Os dispositivos usuais de proteção de geradores podem ser classificados em duas 
categorias principais e que compreendem: a) medidas preventivas e dispositivos de 
proteção contra os defeitos externos ao gerador, e b) proteção contra defeitos internos 
dos mesmos. 
Ao lado de alguns dispositivos não associados diretamente a operação dos relés, 
tais como para-raios, indicadores de circulação de óleo, termostatos, etc., os seguintes 
elementos fazem parte do primeiro grupo [16]: 
 Relés térmicos, contra as sobrecargas; 
 Relés temporizados, a máximo de corrente, contra os curtos-circuitos; 
 Relés a máximo de tensão contra as elevações de tensão devidas às manobras 
normais do sistema; 
 Relés sensíveis a corrente de sequencia negativa, para proteção contrafuncionamento sob carga assimétrica ou desequilibrada; 
 Relés de potência inversa, para impedir o funcionamento do gerador como 
motor, etc. 
No grupo de proteção contra os defeitos internos, os seguintes dispositivos são 
basicamente encontrados: 
 
 
8 
 Proteção diferencial contra os curtos-circuitos entre elementos de enrolamentos 
de fases diferentes; 
 Proteção contra os defeitos à massa do estator; 
 Proteção contra os defeitos à massa do rotor; 
 Proteção contra os curtos-circuitos entre espiras da mesma fase; 
 Proteção contra a abertura acidental ou não dos circuitos de excitação. 
Além desses, há os dispositivos intimamente ligados à proteção do gerador: dis-
positivos de rápida desexcitação, que evitam uma destruição maior dos enrolamentos 
devido à sua própria tensão interna, e a proteção contra incêndio, que atua na extinção 
de fogo iniciado pelos arcos voltaicos dos defeitos. 
 
 
2.3.3 – Proteção de Transformadores 
Deve-se considerar basicamente as proteções contra as sobrecargas e os curto-
circuitos. 
Na proteção contra curto-circuito encontram-se [16]: 
 Para grandes transformadores desempenhando papel importante na 
continuidade do serviço, 
 Proteção diferencial; 
 Proteção Buchholz. 
 
 Para unidades menores que 1000 kVA, e para transformadores de média 
potência em sistemas radiais, 
 Relés de sobrecorrente temporizados; 
 Fusíveis. 
Na proteção contra sobrecargas usam-se: 
 Imagens térmicas; 
 Relés térmicos. 
Embora a construção dos transformadores tenha atingido um nível técnico bas-
tante elevado, devem ser consideradas duas causas principais de defeito nos seus isola-
 
 
9 
mentos resultantes de: sobretensões de origem atmosférica e aquecimento inadmissível 
dos enrolamentos devido a sobrecargas permanentes ou temporárias repetitivas, mas 
que, mesmo sendo toleráveis na operação do sistema, conduzem ao envelhecimento 
prematuro do isolante dos enrolamentos e, finalmente, aos curto-circuitos entre espiras 
ou mesmo entre fases. 
 
2.3.4 – Proteção dos Barramentos 
De um modo geral, é muito importante uma rápida proteção das barras pois, 
frequentemente, produzem-se grandes concentrações de energia nesses locais, o que 
conduz, em caso de defeito, a grandes prejuízos materiais e sérias perturbações à 
operação do sistema elétrico. 
Diversos fatores dificultam a generalização da proteção de barramentos [16]: 
‒ Exigência absoluta de segurança de serviço e seletividade, já que os 
desligamentos intempestivos podem ter repercussões desagradáveis sobre a 
distribuição da energia e sobre as interconexões; 
‒ No caso de barras múltiplas e/ou seccionadas, a comutação a ser feita 
automaticamente nos circuitos dos serviços auxiliares, em caso de defeito 
numa seção, torna-se complexa. A considerar a exigência de manutenção da 
seletividade, para cada forma de acoplamento. 
Assim, a estrutura da proteção depende das particularidades de cada caso. 
Basicamente há, entre outras, as seguintes possibilidades: 
‒ Colocação de relés temporizados, tipo impedância mínima, nas linhas de 
alimentação conectadas ao barramento; 
‒ Uso de relés de sobrecorrente em conexão diferencial, ou relés diferenciais 
compensados, enxergando o somatório das correntes que saem da barra; 
 
2.3.5 – Proteção das Linhas 
O defeito mais importante nas linhas é o curto-circuito, mas a sobrecarga 
também deve ser considerada. Por mais que nas redes de alta ou extra-alta tensão se 
deva obter rapidez máxima de desligamento por motivo de manutenção da característica 
de estabilidade eletromecânica, pode-se admitir, para redes menos sensíveis, tempos de 
 
 
10 
desligamento maiores. Quanto menor for a exigência de alta velocidade no 
desligamento, mais simples serão os equipamentos de proteção, e a simplicidade é um 
objetivo muito procurado neste caso. Os recursos listados abaixo são os mais usuais 
nesse tipo de proteção [16]: 
 
‒ Proteção temporizada, com relés de sobrecorrente de tempo definido – nos 
casos de redes radiais ou redes em anel com disjuntor de acoplamento abrindo 
instantaneamente; 
‒ Proteção temporizada, com relés de sobrecorrente de tempo inverso – nos 
casos de média tensão onde a corrente de curto-circuito é largamente superior 
à corrente nominal do relé; 
‒ Proteção direcional de sobrecorrente temporizada – usadas nas redes de até 
20 kV com alimentação unilateral; 
‒ Proteção com relés de distância – para redes de alta ou extra-alta tensão; 
‒ Proteção diferencial longitudinal, por fio-piloto – usadas nas linhas aéreas e 
em cabos de média e alta tensão. 
A proteção contra sobrecarga deve permitir a máxima utilização da linha, sem 
que o aquecimento resultante a danifique. Para isso, são utilizados relés térmicos com 
tempo de operação igual ou inferior àquele do cabo a proteger. 
2.4 – Principais Equipamentos de Proteção 
2.4.1 – Disjuntores 
A principal função dos disjuntores é a interrupção de correntes de falta tão 
rapidamente quanto possível, de forma a limitar a um mínimo os possíveis danos 
causados aos equipamentos pelos curto-circuitos [6]. 
Além das correntes de falta, o disjuntor deve ser capaz de interromper correntes 
normais de carga, correntes de magnetização de transformadores e reatores e as 
correntes capacitivas de bancos de capacitores e de linhas em vazio. 
Ele deve também ser capaz de fechar circuitos elétricos não só durante 
condições normais de carga como na presença de curtos-circuitos. As funções mais 
utilizadas por eles são, em primeiro lugar, a condução de correntes de carga na posição 
fechada, seguindo-se o isolamento entre duas partes de um sistema elétrico [10]. 
 
 
11 
Os disjuntores devem ser mecanicamente capazes de abrir em tempos muito 
curtos, após terem permanecido na posição fechada por vários meses. Esta exigência 
impõe cuidados especiais no projeto do equipamento, no sentido de reduzir a um 
mínimo as massas das partes móveis e de garantir a mobilidade das válvulas, ligações 
mecânicas, etc. 
Eles são classificados como mostrado na figura 2 [11]: 
 
 
Figura 3 - Classificação dos disjuntores 
 
2.4.1.1 – Disjuntores a Óleo 
 
São disjuntores cujos contatos principais operam imersos em óleo isolante que 
serve tanto para extinção do arco elétrico como para isolar as partes energizadas no 
contato com o tanque. Nesses disjuntores, o meio isolante e de extinção é o óleo mineral 
isolante onde os contatos móveis, de forma cilíndrica ou retangular com a ponta 
formada por uma pastilha de liga de tungstênio resistente à ação corrosiva do arco 
elétrico, podem sofrer ação corrosiva. Isto pode resultar na necessidade de substituição 
dos contatos após determinado período de operação [10]. 
 
 
12 
Nos disjuntores a óleo pode-se distinguir dois efeitos principais de extinção do 
arco voltaico: o efeito de hidrogênio e o efeito de fluxo líquido [11]. O efeito de 
hidrogênio consiste no fato de que em elevada temperatura, o arco elétrico decompõe o 
óleo, liberando de tal modo vários gases onde o hidrogênio predomina. Já o efeito de 
fluxo líquido consiste em liberar óleo mais frio sobre o arco elétrico de maneira que 
grandes quantidades de calor possam ser retiradas pelos gases resultantes. 
Os disjuntores a óleo estão basicamente divididos em: disjuntores de grande 
volume de óleo (GVO) e de pequeno volume de óleo (PVO) (ver figura 4). No caso 
dos GVO de pequena capacidade, as fases ficam imersas em um único recipiente 
contendo óleo, que é usado tanto para a interrupção das correntes quanto para prover o 
isolamento. Nos disjuntores de maior capacidade, o encapsulamento é monofásico. Já 
nos PVO, é projetada uma câmara de extinção com fluxo forçado sobre o arco, 
aumentando-se a eficiência do processo de interrupção da corrente e diminuindo-se 
drasticamente o volume de óleo do disjuntor. A manutenção dos disjuntores a PVO 
requer cuidados especiais quanto ao óleo isolante,contatos, buchas, atuador 
mecânico e circuitos auxiliares. 
A maior vantagem do disjuntor GVO sobre o PVO é a grande capacidade de 
ruptura em curto-circuito em tensões de 138 kV [10]. 
 
 
(a) Disjuntor GVO 
 
 
 
 
 
(b) Disjuntor PVO 
Figura 4 - Disjuntores do tipo (a) GVO e (b) PVO 
 
 
 
13 
Podemos ver nas figuras 5 e 6, um exemplo de um disjuntor do tipo GVO 
encontrado em uma SE da Light [15]. 
 
 
Figura 5 - Disjuntor GVO Light 
 
 
Figura 6 - Interior do Disjuntor a Óleo 
 
 
14 
2.4.1.2 – Disjuntores a Ar Comprimido 
 
Neste tipo de disjuntor, o mecanismo eletropneumático preenche duas funções 
simultaneamente, ou seja, proporcionar a operação mecânica do disjuntor através da 
abertura e fechamento dos contatos e também a de efetuar a extinção do arco, 
fornecendo ar na quantidade e pressão necessárias para tal. O principio da extinção é 
basicamente simples, consistindo em criar-se um fluxo de ar sobre o arco, fluxo este 
provocado por um diferencial de pressão, quase sempre descarregando o ar comprimido 
após a extinção para a atmosfera após a extinção [10]. 
Praticamente todos os modelos mais recentes de disjuntores a ar comprimido 
usam o principio de sopro axial, ou seja, o arco é distendido e “soprado” axialmente em 
relação aos bocais e contatos, sendo que, dentro deste principio geral, pode-se 
classificar ainda o sistema de extinção (bocais) em duas categorias: o sistema de sopro 
unidirecional e o sistema de sopro bidirecional. 
No sistema unidirecional, somente um dos contatos é oco, permitindo a saída do 
ar após a extinção somente em uma direção. No segundo, ambos os contatos, fixo e 
móvel, são ocos e o arco expande-se em ambas as direções, como se pode observar na 
figura 7 abaixo: 
 
Figura 7 - Disjuntor a Ar Comprimido 
 
Na figura 8 podemos ver a unidade interruptora e a descrição do seu 
funcionamento: 
 
 
 
15 
 
Figura 8 - Unidade interruptora 
 
A haste principal de acionamento (1) é movimentada para cima, acionando a 
válvula de controle (2) que liberta o ar comprimido para o êmbolo da válvula de sopro 
(3) e para o tubo de comando (4). Esse tubo irá acionar o disco da válvula de escape (5) 
que ativa o contato móvel (7) abrindo-o e, ao mesmo tempo, libertando o ar comprimido 
do interior da câmara para a atmosfera através de (6). Neste mesmo período de tempo, o 
êmbolo da válvula de sopro (3) também liberta o ar do interior da câmara para a 
atmosfera. 
Cria-se, assim, uma diferença de pressão dentro da câmara, que irá provocar um 
fluxo de ar desionizado e frio entre os contatos das duas direções (pois ambos os 
escapes (2) e (3) estão em sentidos opostos), extinguindo-se o arco voltaico. Deste 
modo, o movimento de abertura dos contatos é feito em duas etapas, a primeira para a 
extinção do arco e, após um pequeno retardo e fecho das válvulas de escape e sopro, a 
segunda etapa em que os contatos atingem a sua posição final de abertura [10]. 
A fim de que o ar comprimido possa cumprir com êxito as funções de meio 
acionador, de meio extintor e de meio isolante do disjuntor, ele deve ter características 
de pureza, ausência de unidade e pressão adequadas para tal. Isto é conseguido através 
de unidades centrais de ar comprimido, compostas de compressores, filtros, desumidi-
ficadores, etc. 
Embora possam ser usados em toda a gama de tensões, os disjuntores de ar 
comprimido encontram a sua gama de aplicação em AT e em EAT, ou seja, acima de 
245 kV. As suas características de rapidez de operação (abertura e fechamento) aliadas 
 
 
16 
às boas propriedades extintoras e isolantes do ar comprimido, assim como a segurança 
de um meio extintor não inflamável quando comparado ao óleo, garantem uma posição 
de destaque a estes disjuntores nos níveis extremos de tensão. 
 
Vantagens dos disjuntores de ar comprimido [10]: 
‒ Disponibilidade total do meio extintor; 
‒ A mobilidade do meio extintor, que é também o meio de acionamento, com alta 
velocidade de propagação, permite que ele seja canalizado para acionar contatos 
principais, a abertura e o fechamento, com mecanismos relativamente leves, o 
que torna estes disjuntores bastante rápidos e, portanto, aptos a atuar em EAT; 
‒ Pode-se ajustar a capacidade de interrupção e propriedades de isolação, 
variando-se a pressão de operação; 
‒ A compressibilidade do meio extintor, ao contrário do óleo, permite que as 
estruturas estejam isentas das ondas de choque transitórias geradas pelo arco 
voltaico; 
 
Desvantagens dos disjuntores a ar comprimido: 
‒ Alto custo do sistema de geração de ar comprimido, principalmente em 
pequenas instalações onde cada disjuntor tem que ter a sua própria unidade 
geradora, bem como reservatórios de alta pressão; 
‒ A distribuição do ar comprimido em alta pressão por toda a SE no caso de 
unidades centrais de geração, além de ter um alto custo, requer uma constante 
manutenção; 
‒ No caso de operação junto a áreas residenciais onde existem limitações de nível 
de ruído, é obrigatório o uso de silenciadores para estes disjuntores; 
2.4.1.3 – Disjuntores a Vácuo 
 
As propriedades do vácuo como meio isolante são mais conhecidas e as 
primeiras tentativas de se obter a interrupção de uma corrente alternada em câmara de 
vácuo datam de 1926, quando foi interrompida com sucesso uma corrente de 900 A em 
40 kV. No entanto, as dificuldades técnicas da época referentes à técnica de vácuo, 
disponibilidade de materiais e métodos de fabricação, que garantissem uma câmara com 
vácuo adequado, isenta de impurezas e vazamentos, fez com que a introdução destes 
 
 
17 
disjuntores fosse postergada para a da década de 60, com sua produção em grandes 
volumes para média tensão começando realmente no início dos anos 70. 
‒ Arco voltaico a vácuo: esta expressão, a principio, pode parecer contraditória, 
pois a existência de um arco voltaico pressupõe a existência de íons positivos e 
elétrons que, por assim dizer, lhe sirvam de caminho. No vácuo não existe, a 
principio, possibilidade de se encontrar estas partículas. No caso dos disjuntores 
a vácuo, os íons positivos e elétrons são fornecidos pela nuvem de partículas 
metálicas provenientes da evaporação dos contatos, formando assim o substrato 
para o arco voltaico [10]. 
Após a interrupção de corrente, estas partículas depositam-se rapidamente na 
superfície dos contatos, recuperando-se, assim, a rigidez dielétrica entre os 
mesmos. Esta recuperação da rigidez dielétrica é muito rápida nos disjuntores a 
vácuo, o que permite altas capacidades de ruptura em câmaras relativamente 
pequenas. O arco voltaico no vácuo pode ser de dois tipos: 
‒ Arco difuso: quando se interrompem pequenas correntes, até aproximadamente 
10 kA, tem-se a formação do arco difuso, ou seja um arco distribuído por toda a 
superfície dos contatos. A superfície dos contatos, apesar de lisa, possui uma 
micro-rugosidade responsável pela formação de últimos pontos de contato que 
irão aquecer-se na separação galvânica dos mesmos, devido à alta densidade de 
corrente (10
4
A/cm a 10
9
A/cm). 
Formam-se focos de emissão iónica que irão irradiar os íons e elétrons 
responsáveis pela formação de um pequeno arco voltaico. Em toda a superfície 
dos contatos, tem-se, da mesma maneira, a formação de inúmeros arcos 
paralelos, dando origem ao chamado arco difuso. 
‒ Arco contraído: A partir de um determinado valor de corrente 
(aproximadamente 10 kA), o arco voltaico se contrai, tornando possível localizar 
um foco de emissão iónica sobre os contatos de alguns milímetros de diâmetro. 
A transição do arco difuso para o arco contraído é provocada pelo aumento do 
campo magnético dos vários arcos paralelos com o aumento de corrente cujas 
forças de atração começam a superar as forças termodinâmicas do plasma que 
sustentavam estes arcos. Com isto, os focos de emissão iônica se deslocam e se 
juntam, formando um foco único e contraindoo arco. A ação deste foco sobre os 
contatos seria prejudicial, em termos de extinção. Um foco destas dimensões, 
fixo sobre os contatos, possui uma constante de tempo de resfriamento muito 
 
 
18 
grande (de alguns milissegundos) devido à grande quantidade de vapor emitido. 
Portanto, resulta uma deposição muitíssimo mais lenta das partículas metálicas 
sobre os contatos, após o zero de corrente, com consequente redução da 
capacidade de ruptura até valores inadmissíveis. A fim de se evitar essa ação 
prejudicial do arco contraído, usa-se o efeito do campo magnético gerado pelo 
próprio arco, a fim de fazê-lo percorrer todo o contato, atuando assim sempre 
sobre a camada de metal frio. Com isto, elimina-se o efeito da erosão sobre os 
contatos e evita-se a formação de uma coluna de plasma estável, difícil de 
extinguir. Para obter este efeito, é comum efetuar o corte da base dos contatos 
em ângulos pré–determinados, como mostra a figura 9. 
 
Figura 9 - Corte de base dos contatos 
 
O disjuntor a vácuo possui uma grande segurança de operação, pois não 
necessitam de suprimento de gases ou líquidos e não emite chamas ou gases. 
Praticamente não requerem manutenção, possuindo uma vida extremamente longa em 
termos de número de operações a plena carga e em curto. 
A relação capacidade de ruptura/ volume é grande, tornando estes disjuntores 
bem apropriados para o uso em cubículos. Devido à ausência de meio extintor gasoso 
ou líquido, podem ser aplicados para religamentos automáticos múltiplos. Na figura 10 
pode ser visto a câmara de interrupção de um disjuntor a vácuo. 
 
 
 
19 
 
Figura 10 - Câmara de interrupção de um disjuntor a vácuo 
 
2.4.1.4 – Disjuntores a SF6 
 
Antes de apresentar as características deste tipo de disjuntor, algumas 
propriedades do gás SF6 são ressaltadas. Este gás possui uma série de propriedades 
físicas e químicas que o torna um meio isolante e extintor por excelência. O SF6 é um 
gás incombustível, não venenoso, incolor, inodoro. Devido à sua estrutura molecular 
simétrica, é extremamente estável e inerte até cerca de 5000ºC, comportando-se, 
portanto, como um gás nobre. O SF6 é armazenado em um sistema fechado e fica 
praticamente isento de umidade por toda a vida útil do equipamento [13]. 
Além disso, existe a presença de filtros com elementos desumidificadores para 
qualquer eventualidade, de maneira que, o problema de umidade e de suas 
consequências seja praticamente inexistente. Com um peso especifico de 6,14g/l, ele é 
cinco vezes mais pesado que o ar. As características isolantes do SF6 variam em função 
da pressão (na realidade em função da densidade) e são bastante superiores aquelas dos 
meios isolantes mais comuns usados em disjuntores que são o óleo mineral e o ar 
 
 
20 
comprimido. A figura 11 mostra uma comparação de rigidez dielétrica entre esses meios 
isolantes. 
 
Figura 11 - Rigidez Dielétrica x Pressão do SF6 e do ar 
 
‒ Disjuntores a SF6 de dupla pressão [10]: Estes disjuntores constituem a 1ª 
geração de disjuntores a SF6. Hoje, praticamente não são mais fabricados, 
cedendo o seu lugar aos disjuntores de pressão única (2ª geração) de construção 
extremamente mais simples. 
Como o próprio nome indica, o disjuntor de pressão dupla incorpora no seu 
interior um circuito de alta pressão de SF6 (20 bar) e um de baixa pressão (2,5 
bar). Através da válvula de descarga, o gás é injetado do reservatório 
intermediário de pressão para os bocais dos contatos, extinguindo-se assim o 
arco. 
‒ Disjuntores a SF6 de pressão única: Nestes disjuntores o gás está num sistema 
fechado de pressão única de 6 a 8 bar, dependendo do modelo. O diferencial de 
pressão é adquirido criando uma sobrepressão transitória durante a manobra de 
abertura dos contatos. A figura 12 mostra o esquema de operação. 
 
 
 
21 
 
Figura 12 - Esquema de operação do disjuntor a SF6 
 
 
A trajetória da corrente é formada pelas placas de contato (1), o primeiro contato 
fixo (2), os segmentos de contato (3) montados sob molas dentro do tubo de contato 
móvel e o segundo contato fixo (2). Os dois contatos fixos, quando ocorre a posição 
“fechado”, são ligados entre si pelos segmentos de contato, ou seja pelo contato 
móvel. Este é rigidamente acoplado ao cilindro de sopro (4) e entre ambos está um 
êmbolo fixo de forma anelar (5). Ao se dar o comando de abertura ao disjuntor, o 
contato móvel e o cilindro começam a movimentar-se, comprimindo o gás contra o 
êmbolo fixo. A pressão neste espaço vai aumentando com a diminuição do volume 
até ao momento em que os contatos se separam. Verifica-se então o aparecimento 
do arco e, ao mesmo tempo, a descarga da sobrepressão para o resto do sistema, 
ocasionando o fluxo de gás sobre o arco, extinguindo-o [10]. 
 
 
22 
Desta maneira torna-se desnecessária toda a geração de alta pressão e injeção 
temporizadora do gás sobre o arco que existiam nos disjuntores a dupla pressão, ou 
seja, o sistema de compressor, válvulas e registros, mecanismos de válvula de sopro, 
reservatório de alta pressão, sistema de monitorização do lado de alta pressão, etc. 
‒ Disjuntores a SF6 de dois ciclos: Para as redes com tensões nominais de 420kV 
[10] ou maiores, é de extrema importância ter tempos de interrupção bastante 
curtos para grandes correntes de curto-circuito, visando a manutenção da 
estabilidade entre as usinas geradoras. Para isto, especificam-se, geralmente, os 
chamados disjuntores de dois ciclos, ou seja, disjuntores que manobram com a 
rapidez e eficiência suficientes para cortar correntes de curto-circuito em apenas 
dois ciclos (aproximadamente 33,33 ms para rede de 60 Hz). A câmara 
interruptora desse tipo de disjuntor pode ser vista na figura 13. 
 
 
Figura 13 - Câmara Interruptora do Disjuntor a SF6 
 
 
23 
 
Assim sendo, no disjuntor de SF6 o requisito de dois ciclos é atingindo a partir 
de um artificio mecânico na unidade interruptora através da qual o cilindro insuflador se 
move não contra um embolo fixo, mas um contra-êmbolo móvel, que se movimenta 
durante a fase de compressão do gás no sentido contrário ao do ciclo. No final da 
manobra de abertura, este contra-êmbolo desliza de volta para a sua posição inicial. 
 
2.4.1.5 – Seleção do Disjuntor Segundo o Tipo de Aplicação 
 
As caraterísticas técnicas do disjuntor devem ser escolhidas segundo o tipo de 
aplicação, ou seja, cada tipo específico de aplicação gera um determinado conjunto de 
características técnicas particulares. Essas características devem ser obtidas através de 
vários estudos, como o de regime permanente, de sobrecorrente, sobretensões 
dinâmicas, sobretensões transitórias, entre outros. 
Os equipamentos de manobra podem, a princípio, ser subdivididos em três 
grupos: equipamentos de interrupção, equipamentos de manobra sem carga e 
equipamentos intermediários. O disjuntor se encontra no primeiro grupo referido, como 
equipamentos capazes de interromper e estabelecer as correntes nominais e as de curto-
circuito. Um conjunto de características mínimas para o disjuntor de cada tensão é 
estabelecido pela ABNT NBR 7118, além das normas da IEC e ANSI, definidas para 
cobrir as necessidades do sistema brasileiro [16]. 
 
 Atuação do Disjuntor em Banco de Capacitores 
 
Com o advento das chaves e disjuntores e a descrição já realizada de seu 
desempenho durante a operação de abertura, a preocupação com suas características 
especiais fica restrita a transitórios originados durante o fechamento. Esses transitórios 
são as correntes de alta frequência que o equipamento de manobra deve suportar na 
energização de bancos de capacitores e cujo valor pode ser limitado através de 
instalação de reator série. 
 
 
 
24 
 Atuação do Disjuntor em Manobra de Reatores, 
Transformadores ou Motores 
 
Neste caso, a preocupação fica circunscrita à operação de abertura. O dispositivo 
mais utilizado para limitara sobretensão devida à interrupção de uma corrente indutiva 
é o resistor de pré-inserção de abertura. Esse dispositivo, contudo, normalmente só é 
encontrado em disjuntores para tensões mais elevadas (EAT), e que utilizam principal-
mente ar comprimido como meio de extinção do arco. 
 
 Atuação do Disjuntor em LT 
 
O disjuntor, quando aplicado para manobrar LTs, deverá ter as seguintes 
características: 
 
 Necessidade de resistor de pré-inserção de fechamento – para diminuição das 
sobretensões transitórias de manobra (energização e religamento) de linhas de 
transmissão. Sua utilização propicia grande economia na construção de LTs, pois, 
com a diminuição da sobretensão de impulso de manobra, as distâncias fase-terra e 
fase-fase dessas linhas podem ser reduzidas. A especificação do disjuntor deverá 
estabelecer uma faixa de valores da resistência ôhmica, do tempo de inserção e da 
dissipação de energia desse resistor, obtidos através de estudos. 
 Necessidade de resistor de pré-inserção de abertura – para facilitar a interrupção 
e limitar as sobretensões de manobra aplicadas aos equipamentos chaveados 
 Manobra monopolar – essa prática exige a utilização de disjuntores próprios para o 
religamento monopolar, o que pode ser obtido com polos controlados 
independentemente. O controle dos polos é de fácil implementação nos disjuntores 
do tipo tanque vivo. A manobra monopolar permite melhorar a confiabilidade do 
sistema com relação à estabilidade transitória. 
 Abertura de correntes capacitivas – o disjuntor destinado à manobra de LT deverá 
ter capacidade de manobra de corrente capacitiva proveniente da linha energizada em 
vazio. A pior condição envolve o disjuntor interrompendo uma corrente capacitiva 
por ocasião de um curto-circuito monofásico, quando simultaneamente ocorre 
rejeição de carga. Nessa condição, os polos do disjuntor referentes às fases em 
 
 
25 
funcionamento devem interromper uma corrente aumentada sob condição de 
sobretensão dinâmica (temporária). Essa sobretensão e a corrente aumentada 
dependem do tipo de aterramento do sistema, e seus valores devem ser fornecidos na 
especificação. 
 Abertura de faltas – todo disjuntor utilizado para manobra de linha de transmissão 
deve ter valores de TRT especificados para faltas quilométricas (faltas na linha) e 
faltas terminais, etc. 
 Atuação do Disjuntor em Interligações 
 
Os disjuntores utilizados em pontos correspondentes à interligação de dois 
sistemas elétricos devem ter especificadas as características de manobra em oposição de 
fases. 
 
 Atuação do Disjuntor em Geradores (ou Compensador 
Síncrono) 
 
Os projetos de disjuntores atualmente existentes são adequados às necessidades 
da geração. No futuro, à medida que a capacidade do gerador cresce, os projetos desses 
disjuntores devem ser reavaliados ou substituídos, de forma a permitir sua operação 
com níveis mais elevados de corrente nominal e de curto-circuito. 
 
 Esquemas de Disjuntores em SEs 
 
O esquema de manobra de uma SE apresenta o arranjo elétrico e físico dos 
equipamentos de manobra e do barramento. Denomina-se arranjo a configuração dos 
equipamentos eletromecânicos que constituem um pátio pertencente a um mesmo nível 
de tensão, de tal forma que sua operação permita dar à subestação diferentes graus de 
confiabilidade, segurança ou flexibilidade de manobra, transformação e distribuição de 
energia. Os esquemas de manobras mais utilizados são [16]: 
 
 
 
 
 
26 
 Esquema de Barra Simples 
 
Corresponde ao esquema mais básico de uma SE. Neste esquema, todos os 
circuitos se conectam à mesma barra de forma que, na ocorrência de alguma falta, estes 
circuitos são desligados. A figura 14 apresenta um exemplo do diagrama unifilar desta 
configuração. Devido à perda dos circuitos na presença de uma falta ou na manutenção 
do disjuntor, esse arranjo é utilizado em SEs de pequeno porte. Esse tipo de 
configuração apresenta as seguintes características: 
 Área necessária para construção reduzida; 
 Baixa confiabilidade; 
 Baixa disponibilidade; 
 Perda do circuito durante a manutenção do disjuntor; 
 Instalação simples; 
 Custo reduzido. 
A ampliação do barramento não pode ser realizada sem a completa 
desenergização da SE. Sua utilização não é aconselhada para a alimentação de cargas 
que não possam ser interrompidas. 
 
52 52 52
52
 
Figura 14 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE com Barra Simples 
 
 
 
27 
 
 Esquema de Barra Simples com Bypass 
O arranjo de barra simples com bypass difere do esquema anterior por possuir 
uma chave seccionadora que realiza o bypass e que permite a manutenção no disjuntor 
sem interromper o fornecimento de energia. Este esquema está representado na figura 
15. 
 
Figura 15 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE de Barra Simples com Bypass 
 
As características apresentadas por um sistema barra simples com a utilização de 
uma chave de bypass é a mesma apresentada pela configuração barra simples. Esta 
configuração se diferencia da configuração barra simples por possui um custo um pouco 
mais elevado devido à utilização de chaves de bypass. 
 
 Esquema de Barra Simples Seccionada 
 
O esquema de Barra Simples Seccionada é utilizado quando se deseja alguma 
seletividade. O barramento da SE é seccionado utilizando um disjuntor e duas chaves 
seccionadoras. 
 
 
28 
52 52
52
52
52 52
52
 
Figura 16 - Exemplo de Diagrama Unifilar de uma SE de Barra Seccionada 
 
A presença das chaves seccionadoras e do disjuntor tem a finalidade de isolação 
na necessidade da manutenção do disjuntor. Uma limitação desse esquema é que na 
manutenção do disjuntor o circuito associado a ele tem de ser desenergizado. Este 
esquema apresenta as seguintes características: 
 Maior continuidade no fornecimento de energia quando comparado ao esquema 
Barra Simples; 
 Maior facilidade na execução dos serviços de manutenção; 
 Em caso de falha da barra, somente são desligados os circuitos conectados à seção 
afetada; 
 O esquema de proteção é mais complexo; 
 Apresenta um baixo custo de implementação, porém maior que o esquema de barra 
simples; 
 A manutenção de um disjuntor desliga o circuito correspondente; 
 A ampliação do barramento é realizada desligando um dos alimentadores, o outro 
permanece ligado. 
 
 
 
 
 
29 
 Esquema de Barra Principal e Transferência 
 
Neste esquema, representado pela figura 17, utilizam-se duas barras e um 
disjuntor reserva. As linhas são normalmente ligadas à barra de operação (principal) e, 
em caso de manutenção no disjuntor, à barra de transferência. 
A efetividade do arranjo requer a instalação de um disjuntor especial, o disjuntor 
de transferência, que é utilizado como reserva para qualquer disjuntor que esteja fora de 
operação. Com esta configuração, não teremos a interrupção de energia em nenhum vão 
por ocasião da manutenção no disjuntor. 
52 52
52 52 52 52 52 52
 
Figura 17 - Exemplo do Diagrama Unifilar de uma SE com Barra Principal e Transferência 
 
A seguir será descrita uma breve síntese da operação deste esquema elétrico. Na 
necessidade de manutenção e/ou desligamento da barra principal, os seguintes 
procedimentos devem ser adotados: 
 
 A proteção do sistema é colocada na posição intermediária, ou seja, o disjuntor dos 
alimentadores e o disjuntor de transferência irão atuar na presença de uma falta; 
 
 
30 
 O disjuntor de transferência é fechado, de modo à barra de transferência e a barra 
principal terão o mesmo potencial; 
 A chave seccionadora dos alimentadores ligada à barra de transferência é fechada e o 
mesmo potencial é transferido para o final do disjuntor; 
 Abrimos o disjuntor ligado à barra principal; 
 A proteção é colocada na posição transferida. 
 
Este esquema apresenta as seguintes características: 
 
 Custo inicial e final relativamente baixo; Requer um disjuntor extra para a conexão com a outra barra; 
 A ampliação da SE é realizada sem afetar a alimentação dos circuitos; 
 Qualquer disjuntor pode ser retirado de serviço para a manutenção; 
 Equipamentos podem ser retirados ou adicionados à SE sem maiores dificuldades; 
 Uma possível falha no barramento ou em um dos disjuntores resulta no desligamento 
da SE. 
 Esquema de Barra Dupla 
 
O esquema de barra dupla é uma evolução do arranjo barra principal e 
transferência, onde os circuitos são divididos entre as duas barras. Possui uma maior 
flexibilidade e maior segurança que o arranjo anterior quanto a falhas nas barras pois, 
como a carga está dividida, parte da SE continuará operando mesmo que ocorra uma 
falha em uma das barras. No projeto é necessário considerar que as barras devem ter a 
mesma capacidade e, por sua vez, a capacidade total da SE. 
O exemplo básico do esquema de barra dupla pode ser visto na figura 18. 
 
 
 
31 
52
52
 
Figura 18 - Esquema de Barra Dupla com um Disjuntor 
 
 Esquema de Barra Dupla com Dois Disjuntores 
 
O diagrama elétrico de operação de uma SE no esquema de barra dupla com 
dois disjuntores é uma adaptação do esquema barra dupla, de modo a apresentar uma 
maior confiabilidade dos circuitos, como pode ser visto na Figura 19. 
52
52 52
52
 
Figura 19 - Exemplo de um Diagrama Unifilar do Esquema de Barra Dupla com dois Disjuntores 
 
 
 
32 
Este esquema apresenta as seguintes características: 
 Apresenta um arranjo mais completo que a barra dupla; 
 Mais flexível; 
 Maior confiabilidade; 
 Apresenta um custo mais elevado; 
 Apresenta as mesmas características do esquema de barra dupla. 
 
 Esquema Disjuntor e Meio 
 
Este esquema é outra adaptação do esquema de barra dupla tradicional. É uma 
evolução do esquema de barra dupla, com dois disjuntores, apresentado no item anteri-
or. Tem como objetivo reduzir o custo de implementação, além de manter todas as 
vantagens daquele esquema. Este arranjo é adotado no Brasil para SEs com classes de 
tensão em torno de 525 kV e 750 kV. Este esquema elétrico é apresentado na figura 20. 
 
52
52 52
52
52 52
 
Figura 20 - Exemplo do Esquema de Disjuntor e Meio 
 
 
33 
 
O esquema Barra Dupla com Disjuntor e Meio apresenta as seguintes características: 
 Maior flexibilidade de manobra; 
 Rápida recomposição; 
 Falha nos disjuntores adjacentes às barras retira apenas um circuito de serviço; 
 Chaveamento Independente por disjuntor; 
 Apresenta a desvantagem de apresentar um disjuntor e meio por circuito; 
 Chaveamento e religamento automático envolvem demasiado número de operações; 
 Apresenta um custo de implementação alto, comparado aos outros esquemas; 
 Apresenta um grande índice de confiabilidade e disponibilidade. 
 Esquema de Barramento em Anel 
 
Este esquema apresenta as seguintes características: 
 
 Necessita apenas de um disjuntor por circuito; 
 Apresenta uma confiabilidade relativamente boa, com custo de implementação 
reduzido; 
 Não utiliza a barra principal; 
 Se uma falta ocorre durante a manutenção de um dos disjuntores, o anel pode ser 
separado em duas seções; 
 Religamento automático e circuitos complexos; 
 Para efetuar a manutenção e/ou ampliação de um circuito, a proteção deixará de atuar 
durante esse período. 
 
 
 
34 
52 52
52 52
 
Figura 21 - Exemplo do Diagrama Unifilar de um Barramento em Anel 
 
 
2.4.2 – Transformadores de Corrente 
O transformador de corrente é um transformador para instrumentos cujo 
enrolamento primário é ligado em série a um circuito elétrico e cujo enrolamento 
secundário se destina a alimentar instrumentos elétricos de medição, proteção e controle 
[6]. A figura 22 mostra um TC utilizado em uma SE da Light [16]. 
 
 
35 
 
Figura 22 - TC de uma SE da Light 
 
 
O enrolamento primário dos TCs é normalmente é constituído de poucas espiras 
feitas de condutores de cobre de grande seção. 
 
Figura 23 - Esquema básico de um Transformador de Corrente 
 
Eles são classificados de acordo com sua construção e podem ser do tipo [14]: 
 
 
36 
 
‒ Primário Enrolado: Tipo de TC cujo enrolamento primário constituído de uma 
ou mais espiras envolve mecanicamente o núcleo do transformador. O TC do 
tipo primário enrolado é mais utilizado para serviços de medição, mas pode ser 
usado para serviços de proteção onde pequenas relações são necessárias. 
 
 
Figura 24 - TC do tipo Enrolado 
 
‒ Barra: TC cujo primário é constituído por uma barra, montada 
permanentemente através do núcleo do transformador. Este TC é adequado para 
resistir aos esforços de grandes correntes. A figura 25 mostra o esquema básico 
de um TC deste tipo. 
 
Figura 25 - TC do tipo Barra 
 
‒ Janela: É aquele que não possui primário próprio e é constituído de uma 
abertura através do núcleo, por onde passa o condutor do circuito primário. A 
figura 26 mostra o esquema deste tipo de TC. 
 
 
 
37 
 
Figura 26 - TC do tipo janela 
 
‒ Bucha: é um tipo especial de TC do tipo janela e é construído e projetado para 
ser instalado sobre a bucha de algum equipamento elétrico, fazendo parte 
integrante do fornecimento deste. Pelo seu tipo de construção e instalação, o 
circuito magnético desses TCs é maior que o normal, sendo melhor utilizados 
para correntes altas, pois possuem menor saturação. 
 
 
Figura 27 - TC do tipo bucha 
 
‒ Núcleo Dividido: possui enrolamento secundário completamente isolado e 
permanentemente montado no núcleo, porém não possui enrolamento primário. 
Parte do núcleo é separável ou articulado para permitir o enlaçamento do 
condutor primário. Destina-se ao uso em circuito constituído de condutor 
completamente isolado ou um condutor nu. 
 
 
 
38 
 
Figura 28 - TC de núcleo dividido 
 
 Vários Enrolamentos Primários: É aquele constituído de vários enrolamentos 
primários montados isoladamente e apenas um enrolamento secundário, 
conforme abaixo. 
 
 
Figura 29 - TC com vários Enrolamentos Primários 
 
 Vários Núcleos Secundários: É aquele constituído de dois ou mais 
enrolamentos secundários montados isoladamente, sendo que cada um possui 
individualmente o seu núcleo, formando, juntamente com o enrolamento 
primário, um só conjunto, conforme se vê na figura abaixo. 
Neste tipo de transformador de corrente, a seção do condutor primário deve ser 
dimensionada tendo em vista a maior das relações de transformação dos núcleos 
considerados. 
 
 
 
39 
 
Figura 30 - TC com Vários Núcleos Secundários 
 
 Vários Enrolamentos Secundários: É aquele constituído de um único núcleo 
envolvido pelo enrolamento primário e vários enrolamentos secundários, 
conforme se mostra na figura abaixo e que podem ser ligados em série ou 
paralelo. 
 
Figura 31 - TC com Vários Enrolamentos Secundários 
 
 Derivação no Secundário: É aquele constituído de um único núcleo envolvido 
pelos enrolamentos primário e secundário, sendo este último provido de uma ou 
mais derivações. Entretanto, o primário pode ser constituído de um ou mais 
enrolamentos. Como os amperes-espira variam em cada relação de 
transformação considerada, somente é garantida a classe de exatidão do 
equipamento para a derivação que tiver o maior número de espiras. A figura 32 
mostra o esquema de um TC com derivação no secundário. 
 
 
40 
 
Figura 32 - TC do Tipo Derivação no Secundário 
 
 
2.4.3 – Transformador de Potencial 
O TP é um transformador de instrumentos cujo enrolamento primário é ligado 
em derivação a um circuito elétrico e cujo enrolamento secundário se destina a 
alimentar bobinas de potencial de instrumentos elétricos de medição, proteção e 
controle. A figura 33 mostra um exemplo de um TP em uma Subestação [17]. 
 
 
Figura 33 – Transformador de Potencial 
 
 
 
41 
 
O desenho esquemático equivalente do TP pode ser visto na figura 34: 
 
 
Figura34 – Representação Esquemática do TP 
 
 
2.4.4 – Relés 
A Proteção de Sistemas Elétricos de Potência é feita por zonas de proteção já 
descritas anteriormente e que, por sua vez, são basicamente comandados por relés. A 
função primordial desses relés é identificar os defeitos, localizá-los e alertar o operador 
do sistema, promovendo o disparo de alarmes, sinalizações e também, dependendo do 
caso, promovendo a abertura de disjuntores de modo a isolar o circuito ou equipamento 
sob defeito [6]. O isolamento do defeito deve permitir a operação normal do resto do 
sistema. Em caso de defeitos em linhas aéreas, a abertura e o religamento rápidos 
podem preservar o equipamento e o retorno rápido do circuito à operação normal. 
O princípio de funcionamento dos relés evolui, mas a filosofia da proteção é 
sempre a mesma, ou seja, o objetivo do relé é proteger com garantia de [6]: 
 Sensibilidade; 
 Seletividade; 
 Rapidez; 
 Confiabilidade; 
 Robustez; 
 
 
42 
 Vida útil; 
 Estabilidade; 
 Operacionalidade; 
 Funcionalidade; 
 Etc. 
Os relés podem ser classificados de acordo com a grandeza com a qual atuam, como 
tensão, corrente ou frequência, e até mesmo segundo o princípio de atuação. 
 
‒ Relés Eletromecânicos: Relés eletromecânicos são os pioneiros da proteção, 
elaborados, projetados e construídos com predominância dos movimentos 
mecânicos proveniente dos acoplamentos elétrico e magnéticos. Os movimentos 
mecânicos acionam o relé, fechando os contatos correspondentes. Em relação ao 
princípio básico do funcionamento, o relé eletromecânico atua 
fundamentalmente de dois modos: atração eletromagnética ou indução 
eletromagnética [6]. 
Os relés de atração eletromagnética são mais simples, seu princípio de 
funcionamento é idêntico ao do eletroímã. Neste caso, sempre um êmbolo ou 
uma alavanca será movimentada. Estes relés se dividem em duas categorias: 
relés de êmbolo e de alavanca (ver figura 35). 
Os relés de indução eletromagnética são relés que usam o princípio de um motor 
de indução, onde um conjugado gira o rotor que produz o fechamento de 
contatos NA de relés que ativam o circuito ou mecanismo que provoca a 
abertura do disjuntor. Eles operam somente em correntes alternadas. Alguns 
tipos de relés que utilizam a interação eletromagnética de dois ou mais fluxos 
magnéticos para a produção de conjugado são: relé de disco de indução por 
bobina de sombra (ver figura 36); relé tipo medidor de kWh; relé tipo cilindro de 
indução, relé tipo duplo laço de indução. 
 
. 
 
 
 
43 
 
Figura 35 - (a) Relé de Embolo; (b) Relé de Alavanca 
 
 
 
 
Figura 36 - Relé de Indução por Bobina de Sombra 
 
Na Figura 37, pode ser visto um exemplo de relé eletromecânico de sobrecorrente 
em uma SE da Light [15]. 
 
 
 
44 
 
Figura 37 - Relé de Sobrecorrente Eletromecânico 
 
‒ Relés Estáticos: sua utilização se deu no início da década de 60 e surgiram com 
a evolução da eletrônica. Esses tipos de relés não possuem movimentação 
mecânica no seu mecanismo de atuação. 
Por não possuírem partes móveis, são extremamente rápidos comparados com os 
relés eletromecânicos, e construídos com dispositivos eletrônicos, próprios e 
específicos aos objetivos da proteção. Nestes relés, não há nenhum dispositivo 
mecânico em movimento e todos os comandos e operações são implementados 
eletronicamente (hardware). Qualquer regulagem é efetuada pela mudança 
física no parâmetro de algum componente, tal como variação em reostato, 
variação na capacitância, etc. A maioria dos relés estáticos acaba sempre, ao 
final, operando mecanicamente um relé auxiliar que, ao fechar o seu contato, 
provoca a abertura ou ativa à abertura do disjuntor. Muitos são chamados de 
relés semi-estáticos porque há alguns componentes mecânicos associados. O 
termo estático foi originado em confronto aos relés eletromecânicos, já que o 
relé estático é caracterizado, a princípio, pela ausência de movimento 
mecânicos. 
 
‒ Relés Digitais: São relés eletrônicos gerenciados por microprocessadores. São 
específicos a este fim, com os sinais de entrada das grandezas e parâmetros 
 
 
45 
digitados sendo controlados por um software que processa a lógica da proteção 
através de um algoritmo [1]. 
O relé digital pode simular um relé ou todos os relés existentes num só 
equipamento, produzindo ainda outras funções tais como medições de suas 
grandezas de entradas e/ou associadas e realizando outras facilidades. É por isto 
designado relé multifunção. 
A tecnologia digital tem se tornado a base da maioria dos sistemas de proteção 
de uma SE, atuando nas funções de proteção, medição, controle e comunicação. 
Desta forma, além das funções de proteção, o relé digital pode ser programado 
para desempenhar outras tarefas de apoio. 
Outra importante função deste tipo de relé é o autodiagnóstico ou auto teste. 
Esta função faz com que o relé realize uma supervisão contínua de seu hardware 
e software, detectando anormalidades que venham a surgir e que possam ser 
reparadas antes que o relé opere incorretamente ou deixe de fazê-lo na ocasião 
certa. Podemos citar algumas vantagens dos relés digitais: Oscilografia e análise 
de sequência de eventos, localização de defeitos, detecção de defeitos 
incipientes em transformadores, monitoração de disjuntores, entre outros. O 
diagrama de blocos básico de um relé digital [1] pode ser visto na figura 38. 
 
 
 
46 
 
Figura 38 - Diagrama de Blocos Típico de um Relé Digital 
 
Algumas funções de proteção dos relés podem ser vistas na tabela 1: 
 
Número Função Descrição 
21 Função de Distância Dispositivo que atua quando a impedância ou 
reatância da linha, desde o ponto de localização 
do relé até o ponto de defeito, é menor que o 
valor de ajuste. 
50/51 Função de Sobrecorrente 
Instantânea/Temporizada 
Atuam para uma corrente maior do que a de seu 
ajuste, podendo agir de maneira instantânea ou 
temporizada. Os relés temporizados podem ope-
rar com característica de tempo definido, 
quando o tempo de atuação é fixo desde que ul-
trapassado o valor da corrente de operação; e 
com característica inversa, isto é, quanto maior 
o nível de corrente, menor o tempo de operação 
dos mesmos. 
 
 
47 
79 Função de Religamento 
Automático 
Função que controla o religamento automático 
de um disjuntor, aberto durante uma falta. Ge-
ralmente é configurado para atuar três ou quatro 
vezes em religadores antes de se abrir o dis 
juntor de maneira definitiva ou apenas uma vez 
em aplicações de AT e EAT 
87 Função Diferencial O relé diferencial é um dispositivo de proteção 
de equipamentos que se baseia no princípio da 
comparação de suas correntes elétricas de 
entrada e saída, para diferentes conexões. 
Tabela 1 - Funções de Proteção Segundo a ANSI 
 
 
 
 
 
 
48 
Capítulo 3 
A Norma IEC 61850 
 
3.1 – Introdução 
 
A construção de SE é uma atividade que vem se desenvolvendo desde o final do 
século XIX. E automatizar uma subestação significa, de uma forma geral, monitorar e 
controlar as grandezas elétricas envolvidas no processo de transmissão e distribuição de 
energia: tensões, correntes, potências ativa e reativa e posições aberta/fechada de 
seccionadoras e disjuntores. 
Equipamentos de épocas e tecnologias diferentes atuam juntos nas subestações. 
Estas vêm sendo ampliadas à medida que a demanda cresce. Cada geração de tecnologia 
resolve uma determinada necessidade. Estas necessidades resultaram em funções que 
foram agregadas às instalações, criando o que foi chamado de “ilhas de dados” [3] 
dentro da subestação, como pode ser visto na tabela 2. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
49 
Ilhas de Dados 
 Medidor digital de faturamento; 
 Relés de Proteção; 
 Controle de Vãos; 
 Oscilografia; 
 Monitoração para otimização do uso 
de ativos; 
 Monitoração de qualidade de 
energia; 
 Unidades TerminaisRemotas 
(UTRs); 
 Monitoramento de equipamentos 
auxiliares (no–breaks e 
telecomunicações); 
 Imagens – Informação para 
operação, manutenção e segurança 
empresarial; 
 Alarmes 
 Registro de eventos – Data Logger. 
Tabela 2 – "Ilhas de Dados" 
 
Esses sistemas são limitados e complexos, utilizam um grande número de fios de 
cobre para se obter sinais de processo, interligações e para a comunicação dos relés de 
proteção e possuem um custo de compra de equipamentos, de instalação e manutenção 
muito elevados. 
Entre os muitos problemas apresentados pelos sistemas convencionais, pode ser 
feita as seguintes considerações [1]: 
 
‒ Possuíam um grande número de circuitos, condutores e componentes 
necessários à execução das diversas funções e lógicas, aumentando a 
probabilidade de falhas e dificultando a manutenção; 
 
 
50 
‒ Grande número de cabos entre a subestação e os diversos painéis, exigindo o uso 
de galerias para cabos, bandejas, canaletas, dutos etc., os quais representam, 
juntamente com os cabos, um item importante de custo; 
‒ Custos elevados de engenharia e de fabricação dos painéis e cubículos, em 
virtude da diversidade de filosofias e equipamentos, dificuldade de padronização 
e complexidade dos circuitos. 
‒ Grande número de relés auxiliares e temporizadores, bem como uso de chaves 
de controle com muitos estágios e contatos, agravando os problemas de 
manutenção e de estoque de peças e dispositivos de reposição; 
‒ Grande número de painéis de proteção, controle, supervisão, oscilografia, 
alarmes, intertravamentos, relés auxiliares etc., acarretando a necessidade de sala 
de controle e sala de relés de grandes dimensões, aumentando grandemente o 
custo de construção destas edificações; 
‒ Dificuldade e maior custo de engenharia nas expansões, pela necessidade de 
realizar alterações nos diagramas, na cablagem e na fiação dos painéis e 
cubículos existentes, além dos transtornos para instalar novos painéis de 
proteção e controle numa sala de controle ou sala de relés, muitas vezes já 
congestionadas; 
‒ Os contatos auxiliares dos disjuntores e chaves seccionadoras, em geral, não são 
supervisionados, possibilitando transferências automáticas, intertravamentos ou 
indicações erradas; 
‒ Dificuldade na pesquisa, localização e reparação de defeitos, em razão do 
número de dispositivos e da cablagem e fiação envolvidos; 
‒ É necessário efetuar testes e recalibração periódica dos relés, uma vez que suas 
características se alteram com o tempo. Para uma empresa que possua grande 
número de relés em serviço, isto pode representar um esforço significativo das 
equipes de manutenção. 
 
Nas áreas de supervisão, controle e monitoramento surgiram vários protocolos 
de comunicação. Os mais conhecidos, por serem protocolos abertos, são o Modbus, 
DNP3 e a IEC 60870–5–101. Isso fez com que os equipamentos não operassem entre si 
e que tivessem dificuldade de integração. 
 
 
 
51 
 
Figura 39 – Exemplo de Arquitetura de Comunicação Convencional de uma Subestação 
 
3.2 – Razões para se Utilizar a IEC 61850 
 
Com a modernização dos equipamentos eletro/eletrônicos, surgiram os relés 
digitais que, em um primeiro momento, não modificaram a filosofia de atuação em 
relação aos relés eletromecânicos – que tinham unicamente função de proteção e não 
comunicavam entre si. 
Os primeiros equipamentos digitais instalados em SEs e usinas na área de 
supervisão e controle foram as UTRs. Inicialmente, estas unidades eram meros 
equipamentos de aquisição de dados e execução de comandos e constituíam a interface 
entre o processo elétrico e os sistemas SCADA (Supervisory, Control And Data 
Acquisition) [1]. 
Toda a inteligência para processamento das informações e para supervisão e 
controle do processo elétrico ficava localizada nos centros de operação e controle 
(CORs e COSs). Estes centros eram dotados de computadores de grande porte e de 
IHM, uma vez que, durante perturbações envolvendo desligamentos múltiplos, era 
necessário processar e apresentar ao operador uma grande massa de informações. 
Posteriormente, as UTRs passaram a serem capazes de executar diversas funções 
como testes automáticos, autodiagnóstico, validação de medidas e estado dos 
equipamentos, histórico de dados (registro do instante de ocorrência) e armazenamento 
de alarmes e eventos [1], assim como pré-processamento da medição e dos dados de 
 
 
52 
alarmes e eventos antes de seu envio ao nível hierárquico superior. Com essas novas 
funcionalidades e pelo fato de possuírem processamento próprio, as UTRs passaram a 
ser denominadas UACs em algumas empresas. 
Os sistemas digitais de controle local surgiram com a finalidade de oferecer 
maiores recursos ao pessoal de operação e manutenção na própria SE. Possuíam uma 
UCP interligada com as UTRs ou UACs. Estes sistemas permitiam um processamento 
dos dados e possuíam uma IHM local. 
Com o desenvolvimento expressivo da comunicação digital, foi possível utilizar 
redes de comunicação local (LAN) e remota (WAN) confiáveis e mais rápidas. E, ao 
mesmo tempo, havia uma crescente demanda por informações sobre o sistema elétrico e 
seus equipamentos, combinados com a redução dos custos em razão do ambiente 
competitivo entre as empresas. 
Os relés digitais ficaram mais modernos – chamados de IEDs –, inteligentes, 
executando funções proteção, controle e automação, podendo se conectar as redes de 
comunicação local e fornecendo diversos tipos de informações, como: 
 
‒ Valores de tensão, corrente e potência; 
‒ Linhas de eventos e alarmes; 
‒ Oscilografia; 
‒ Relatórios de faltas; 
‒ etc. 
 
Com o uso da norma IEC 61850 será possível modernizar, aumentar a rapidez e 
confiabilidade na comunicação dos dados de um SAS, promover uma sensível redução 
da cablagem e uso do hardware de interface com o processo, possibilidade de 
compartilhamento das informações do processo entre os IEDs, etc [5]. 
Será possível também estender a redundância da proteção para as funções de 
proteção e controle, além de aumentar as funções de automação e monitoração com 
redução de custo, além de reduzir o tamanho das salas de controle e de relés. 
Como as UTRs passaram a operar como CLPs, passaram a realizar funções 
como automatismos, intertravamentos, processamento de medição, promovendo a 
eliminação de chaves de controle e relés auxiliares, além de que as funções críticas 
passaram a ser realizadas por mais de uma UTR, fazendo o processamento ser mais 
inteligente, distribuído e redundante. 
 
 
53 
 
SE – 440 kV
Proteção da Alta
Controle de Bay
Oscilografia
COS
UTR
Servidor de Subestação
Supervisório Local
TC
TP
138 kV
Proteção de Baixa
Fibra Ótica
TC
TP
 
Figura 40 – Exemplo de Arquitetura de Comunicação de uma Subestação baseada na IEC 61850 
3.3 – Conceitos Básicos 
 
Iniciando em 1994, um grupo de funcionários do IEC TC 57 da área de Controle 
e Proteção de Subestações elaborou propostas para uma padronização da comunicação 
dos SAS. Os seguintes tópicos foram apresentados [4]: 
 
‒ Elaboração de uma norma sobre a arquitetura funcional, estrutura de 
comunicação e requisitos gerais; 
‒ Elaboração de uma norma sobre a comunicação dentro e entre as camadas de 
uma subestação; 
‒ Elaboração de uma norma companheira para a interface informativa dos 
equipamentos de proteção. Essa norma companheira criada foi a IEC 60870–
5–103. 
 
Nas figuras 41 e 42, pode ser visto como era a configuração atual de 
comunicação do TC 57 e a meta estabelecida. 
 
 
 
54 
Proteção, Controle e Medição
UTR SAS
Disjuntores, Transformadores, TCs e TPs, etc.
Subestação
SCADA
Barramento de Comunicação
6
0
8
7
0
-5
-1
0
2
6
1
3
3
4
1
0
1
 o
u
 1
0
4
TA
SE.2
6
1
8
5
0
60870-5-102 61850
Subestação
60834
 
Figura 41 – Configuração Atual da TC 57 
 
Proteção, Controle e Medição
UTR SAS
Disjuntores, Transformadores, TCs e TPs, etc.Subestação
SCADA
Barramento de Comunicação
6
1
8
5
0
61850
Subestação
61850
61850
 
Figura 42 – Meta da TC 57 
 
 
O objetivo da norma IEC 61850 é especificar requisitos e fornecer uma estrutura 
para alcançar a interoperabilidade entre os IEDs de diferentes fabricantes. A alocação de 
funções para os IEDs e os níveis de controle não são fixos. Essa alocação normalmente 
depende dos requisitos de desempenho, restrições de orçamento e tecnológicos, filosofia 
das distribuidoras, entre outros. 
Por isso, a norma deve receber qualquer alocação de funções. A fim de permitir 
uma atribuição gratuita de funções para os IEDs, a interoperabilidade deve ser fornecida 
entre as funções a serem executadas em uma subestação, mas residente em 
equipamentos (dispositivos físicos) de diferentes fabricantes. 
As funções devem ser divididas em partes, realizadas em diferentes IEDs, porém 
se comunicando uns com os outros (função distribuída). O comportamento da 
 
 
55 
comunicação entre as partes, chamado de nó lógico (LN), tem que manter a 
interoperabilidade dos IEDs. 
As funções de um SAS – funções de aplicação – são o controle e supervisão, 
assim como proteção e monitoramento dos equipamentos principais e da rede. Outras 
funções – funções do sistema – são relacionadas ao próprio sistema, como por exemplo, 
a supervisão da comunicação. As funções são classificadas em três níveis: 
 
‒ Nível de Estação – é o nível em que serão instalados os equipamentos que são 
comuns aos diversos vãos e níveis de tensão, como os IHMs, os UPCs, os 
processadores de comunicação, gateways, switches gerais, roteadores, etc, É 
também responsável pelo envio de dados para os sistemas de controle remoto. 
Os equipamentos do nível de estação que se comunica com os equipamentos do 
nível Vão deverão, obrigatoriamente, ser compatíveis com a norma IEC 61850. 
 
‒ Nível Vão – é o nível dos IEDs de proteção e das UACs. É interligado aos 
equipamentos através de cablagem metálica convencional. É o nível que realiza 
a interface com o processo (correntes, tensões, temperaturas, estado dos 
equipamentos de manobra, alarmes, etc.), Pertencem também a este nível os 
“switches” localizados nos painéis de proteção e automação dos vãos; 
‒ Nível de Processo – I/Os remotos, sensores inteligentes e atuadores. 
 
 
 
56 
Função A Função B
1,6 1,6
3 3
8
2 2
4,5 4,5
Equipamentos AT
10 7
Controle Remoto Serviços Técnicos
Controle 
Remoto
Controle 
Remoto
Nível de 
Processo
Nível de 
Unidade/Vão
Nível de 
Estação
Proteção Controle Controle Proteção
Interface Remota de Processo Sensores Atuadores
 
Figura 43 – Modelo de Interface de um SAS pela norma IEC 61850 
 
 
Os números da figura 43 [8] são notações usadas em outros capítulos da IEC 
61850 e são chamados de interfaces. Os seus significados são: 
 
‒ IF 1: troca de dados de proteção entre os níveis de vão e de estação; 
‒ IF 2: troca de dados de proteção entre o nível de vão e a proteção remota 
(além do escopo desta norma); 
‒ IF 3: troca de dados dentro do nível de vão; 
‒ IF 4: troca de dados instantânea do TC e TP entre os níveis de processo e vão; 
‒ IF 5: troca de dados de controle entre os níveis de processo e de vão; 
‒ IF 6: troca de dados de controle entre os níveis de vão e estação; 
‒ IF 7: troca entre a subestação (nível) e a Engenharia; 
‒ IF 8: troca de dados direto entre os vãos, especialmente para funções rápidas 
como intertravamento; – Uso do GOOSE 
‒ IF 9: troca de dados dentro do nível de estação; 
‒ IF 10: troca de dados de controle entre a subestação (equipamentos) e o COS 
(além do escopo desta norma); 
 
 
57 
3.3.1 – Conceito de Nó Lógico (LN) 
3.3.1.1 – Nós Lógicos e Conexões lógicas 
 
Para preencher os requisitos necessários para distribuição e alocação de funções 
de um SAS, todas elas têm que ser decompostas em nós lógicos que podem estar 
relacionados a um ou mais equipamentos. Nó lógico é a menor parte de uma função que 
troca dados e representa uma função dentro de um equipamento. 
Porém nem todos os dados que serão enviados se referem a alguma função 
específica , mas sim de um equipamento, como as informações da placa do nome dele, 
ou o resultado da auto–supervisão do mesmo, por exemplo. Esses dados são necessários 
e são chamados inicialmente de função LLN0. 
Os LNs são alocados em funções e equipamentos e são conectados através das 
conexões lógicas (LC), e os equipamentos pelas conexões físicas (PC). Todo LN é parte 
de um equipamento; todo LC é parte de um PC (Ver a figura 44). 
Como é impossível descrever todas as funções para uso presente e futuro, ou sua 
distribuição e interação, é muito importante especificar e normalizar a interação entre os 
LNs de uma maneira genérica. 
 
Função 1 Função 2
LN 3
LN 1
LN 2
LN 0
LN 4
LN 0
LN 5
LN 6
LN 0
Equipamento 1
Equipamento 2
Equipamento 3
Legenda:
Conexões Lógicas
Conexões Físicas
 
Figura 44 – Conceito de LN e Conexão Lógica 
 
 
 
58 
 
A figura 45 mostra alguns exemplos que explicam a relação entre as funções, 
nós lógicos e nós físicos (equipamentos). 
Uma função é chamada distribuída quando é executada por dois ou mais LN que 
são alocados em diferentes dispositivos físicos. 
 
HMI
Com. Sinc.
Relé Dist.
Relé de Sobre.
Disjuntor
TC – no Vão
TP – no Vão
Barram.TP
X
X
X
X
X
Chaveamento 
do Disjuntor 
Sincronizado
Relé de 
Distância
X
X
X
X
X
Relé de 
Sobrecorrente
X
X
X
X
Funções
7
6
5
4
1
2
3
Nós 
 Lógicos (LN)
D
isp
o
sitivo
s Físico
s
 
Figura 45 – Exemplos de Relações entre as Funções, LNs e Nós Físicos 
 
Todas as funções conhecidas são descritas na IEC 61850–5, e são classificadas 
através do(a) [8]: 
 
‒ Tipo de função; 
‒ Critério inicial da função; 
‒ Resultado ou impacto da função; 
‒ Desempenho da função; 
‒ Decomposição da função; 
‒ Interação com outras funções. 
Todos os LN conhecidos também são descritos na IEC 61850–5, e são 
classificados através do(a): 
 
 
 
59 
‒ Agrupamento de acordo com a sua área de aplicação mais comum; 
‒ Curta descrição da funcionalidade; 
‒ Número da função do equipamento pela IEEE se aplicável (para proteção e 
alguns LN de proteção referidas à norma IEEE C.37.2,1996); 
‒ Relação entre as funções e os LN em tabelas e na descrição das funções; 
‒ PICOMs trocados descritos nas tabelas. 
Para simplificar o método, tem sido atribuídos aos PICOMs sete diferentes tipos 
de mensagens, de acordo com os requisitos para o SAS: 
 
 
 
 
Tipo Nome Exemplos 
1a Mensagens rápidas – trip Trips
1
 
1b Outros tipos de mensagens rápidas Comandos, mensagens simples 
2 Mensagens de velocidade media Dados medidos 
3 Mensagens de velocidade baixa Parâmetros 
4 Mensagens de dados brutos Dados de saída de transdutores e 
transformadores de instrumentos 
5 Funções de transferência de arquivos Arquivos grandes 
6a Tempo de sincronização de mensagens a Tempo de sincronização; barra da estação 
6b Tempo de sincronização de mensagens b Tempo de sincronização; barra do processo 
7 Mensagens de comando com controle de 
acesso 
Comandos do CMOS (HMI) 
Tabela 3 – Tipos de Mensagens 
 
3.4 – Sistema de Comunicação 
 
Conforme mostrado na tabela 3, os tipos de mensagem 1a e 1b são chamadas de 
GSE, e são divididas em GSSE (que não é mais utilizada) e GOOSE (ver figura 47), um 
 
 
60 
tipo de mensagem onde é utilizado um grupo de dados tendo sua informação totalmente 
configurável, diferentemente do GSSE que possui estrutura fixa e pré–definida. 
EngenhariaSCADA
Firewall
Barra de Estação
Nível Supervisório
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
MU MU
B
ar
ra
 
d
e
 
P
ro
ce
ss
o
GOOSE (Comunicação Horizontal)
Nível de Vão
 
Figura 46 – Visão geral de uma rede IEC 61850 
 
As mensagens GOOSE utilizam um esquema de retransmissão especial para 
alcançar um nível de confiabilidade adequado, que consiste emrepetir a mensagem por 
diversas vezes. A cada nova tentativa o tempo de espera é dobrado, de modo a 
minimizar colisões até atingir um valor máximo, definido como timeAllowedToLive 
(da ordem de vários segundos). Após atingido esse intervalo máximo, a mensagem é 
repetida indefinidamente, mantendo este último intervalo. Se o envio do sinal é 
descontinuado, o receptor assume que a conexão foi perdida. 
O tempo de comunicação não é determinístico, porém, na maior parte dos casos, 
as mensagens são muito rápidas, com tempos de transmissão em torno de 3 a 8 ms. Os 
switches devem ser do tipo gerenciável, possibilitando o estabelecimento de prioridade 
para a retransmissão das mensagens GOOSE recebidas. 
A comunicação entre os IEDs e entre estes e o computador da estação é 
realizada através de uma rede LAN Ethernet de 100 Mb/s ou 1 Gb/s. A topologia da 
LAN é definida em função de vários fatores como a disponibilidade desejada, o número 
de IEDs a serem interligados etc. 
 
1
 Ponto em que o relé de proteção fecha os contatos de saída. Ocorre quando o valor da corrente ou 
tensão de pick-up permanece no sistema por um período de tempo especificado pelo usuário ou por 
um tempo definido por uma curva, também pré-determinada pelo usuário. 
 
 
61 
Um exemplo de mensagem GOOSE é a informação de estado de um disjuntor 
(cujo LN é XCBR). Esta informação é empacotada, juntamente com outros atributos, 
em uma mensagem GOOSE, a qual é encaminhada para os demais IEDs e para os 
clientes, no nível estação. Dependendo da aplicação, os switches podem ser 
programados para estabelecer redes virtuais ou VLANs, que possibilitam a interligação 
apenas entre um subconjunto dos IEDs, obtendo-se maior velocidade de comunicação. 
É interessante observar que as características das mensagens GOOSE 
possibilitam aplicações adicionais, como por exemplo, a transmissão de informação de 
grandezas analógicas da temperatura do enrolamento e óleo de transformadores, desde o 
cubículo de controle destes equipamentos, onde estaria localizada uma MU, até o IED 
de proteção respectivo. 
Na figura 47 pode ser visto um exemplo de mensagens GOOSE encontradas 
pelo única [9], um software da DNV KEMA que é muito utilizado para testes de 
mensagens dos IEDs e de toda a comunicação de uma SE, para garantir o correto 
funcionamento das transmissões e retransmissões dos dados. 
 
 
Figura 47 – Mensagem GOOSE 
 
 
 
62 
 
 
 
3.5 – Estrutura e Conteúdo da Norma 
 
A IEC 61850 é dividida nas seguintes partes [8]: 
 
‒ IEC 61850–1: Introdução e Visão Geral 
 Introdução e visão Geral da Norma IEC 61850. 
‒ IEC 61850–2: Glossário 
 Conjunto de termos. 
 
‒ IEC 61850–3: Requisitos Gerais 
 Requisitos de Qualidade (confiabilidade, manutenção, disponibilidade do 
sistema, portabilidade e segurança); 
 Condições Ambientais; 
 Serviços Auxiliares; 
 Outras especificações. 
 
‒ IEC 61850–4: Gerenciamento do Projeto e do Sistema 
 Requisitos para a Engenharia (classificação de parâmetros, ferramentas 
para a engenharia, documentação) 
 Tempo de vida do Sistema (versões do produto, interrupção, suporte 
após a interrupção) 
 Garantia da Qualidade (Quality Assurance) – responsabilidades, testes do 
equipamento, tipos de testes, testes do sistema, FAT e SAT 
 
‒ IEC 61850–5: Requisitos de Comunicação para Funções e Modelos de 
Equipamentos 
 Requisitos Básicos 
 Abordagem dos LNs 
 Conexão da Comunicação Lógica 
 
 
63 
 Conceito de PICOM 
 LNs relacionados ao PICOM 
 Desempenho 
 Funções 
 “Cenários Dinâmicos” – informação dos requisitos do fluxo para as 
diferentes condições operacionais 
 
‒ IEC 61850–6: Descrição da Linguagem de Configuração para Comunicação 
em Subestações relacionadas aos IEDs 
 Visão geral sobre o processo destinado aos sistemas de engenharia 
 Alocação do nó lógico do IED ao sistema principal 
 Capacidades do IED 
 Definição do sistema e configuração do parâmetro de troca de formato 
do arquivo baseado em XML, contendo: 
 Descrição esquemática do sistema principal (uma linha); 
 Descrição da conexão da comunicação; 
 
‒ IEC 61850–7–1: Estrutura básica de comunicação para a Subestação e 
alimentadores – Princípios e Modelos 
 Introdução a IEC 61850–7–x 
 Princípios e modelos de comunicação 
 
‒ IEC 61850–7–2: Estrutura básica de comunicação para a Subestação e 
Alimentadores – Interface de Serviço de Comunicação Abstrato (ACSI) 
 Descrição do ACSI 
 Especificação dos serviços de comunicação abstratos 
 Modelo da estrutura do banco de dados do equipamento 
 
‒ IEC 61850–7–3: Estrutura básica de comunicação para a Subestação e 
Alimentadores – Classes de Dados Comuns 
 Classes de dados comuns e atributos relacionados 
 
 
 
64 
‒ IEC 61850–7–4: Estrutura básica de comunicação para a Subestação e 
Alimentadores – Classes dos Dados e dos LNs Compatíveis 
 Definições de classes dos LNs e dados; 
 
‒ IEC 61850–8–1: Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico 
(SCSM) – Mapeamento para MMS 
 Mapeamentos dos serviços comumente utilizados para comunicação 
dentro de toda a Subestação 
 
‒ IEC 61850–9–1: Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico 
(SCSM) – Link serial, ponto a ponto, multidrop, unidirecional 
 Mapeamentos dos serviços utilizados para a transmissão de valores 
analógicos amostrados 
 
‒ IEC 61850–9–2: Mapeamento do Serviço de Comunicação Específico 
(SCSM) – Barramento do Processo 
 Mapeamentos dos serviços utilizados para a transmissão de valores 
analógicos amostrados 
As partes 8 e 9 descritas acima definem e mapeiam toda a estrutura de 
comunicação e são encontrados nos níveis de Estação e de Processos. 
 
‒ IEC 61850–10: Teste de Conformidade 
 Procedimentos do Teste de Conformidade 
 Garantia e Teste de Qualidade 
 Documentação necessária 
 Teste de conformidade relacionado ao equipamento 
 Certificação das instalações de testes, e requisitos e validação dos 
equipamentos de testes 
3.6 – Requisitos para um Sistema Físico de Comunicação 
 
As interfaces lógicas (IF) podem ser mapeadas para as interfaces físicas de 
diversas maneiras. Conforme mostrado acima, o barramento da estação geralmente 
 
 
65 
implementa as IF 1,3,6 e 9; os barramentos de processos podem abranger as interfaces 
lógicas 4 e 5. A IF 8 (“comunicação entre vãos”) pode ser mapeada para um barramento 
apenas ou para os dois. O mapeamento vai ter um maior impacto no resultado de 
desempenho necessário do sistema de comunicação. 
 
1,3,6,9
8
4,5 4,5 4,5
Interfaces Lógicas Interfaces Físicas 
(a) 
1,3,6,9
8
4,5 4,5 4,5
Interfaces Lógicas Interfaces Físicas 
(b) 
Figura 48 – (a) Mapeamento de interfaces lógicas para interfaces físicas, utilizando a IF 8 no barramento da 
estação, e , (b) utilizando a IF 8 no barramento de processos. 
 
3.7 – Independência de Comunicação por Aplicação 
 
A IEC 61850 especifica uma série de serviços e objetos abstratos que permitem 
que as aplicações sejam escritas de diferentes maneiras de um protocolo específico. Esta 
abstração permite que tanto os fabricantes quanto as concessionárias mantenham a 
funcionalidade da aplicação e aperfeiçoem sua funcionalidade quando necessário. O 
modelo de aplicação especificado nesta norma consiste em: uma aplicação gerada pelo 
usuário/fabricante escrita para responder à configuração apropriada dos serviços ACSI. 
Ela padroniza a configuração de serviços abstratos que serão utilizados entre as 
aplicações e os “objetos das aplicações”, permitindo uma troca de informações 
compatíveis entre os componentes de um SAS. Entretanto, esses objetos/serviços 
abstratos precisam ser instanciados através do uso de protocolos de aplicação de 
concreto e perfis de comunicação. 
 
 
66 
A implementação definitivada interface interna do equipamento para os 
serviços de ACSI é uma questão local e está além do escopo da IEC 61850. A ACSI 
local é mapeada sobre o conjunto apropriado de aplicação definitiva dos serviços do 
perfil de protocolo/comunicação, conforme especificado pelo SCSM específico. O 
estado ou mudanças dos objetos dos dados são transmitidos como dados concretos. 
A norma fornece uma variedade de mapeamentos que podem ser utilizados para 
a comunicação dentro da subestação; a seleção de um mapeamento apropriado depende 
dos requisitos funcionais e de desempenho. 
 
Aplicação
SCSM 1 SCSM 2
SCSM n
CA 1 CA 2
CA n
Mapeamento do Serviço de Comunicação 
Específico
ACSI
Interfaces Específicas
Barras de Comunicação
CA = Camada de Aplicação
Somente os Componentes da Aplicação que são implementados pelos mesmo SCSM serão interoperáveis 
Figura 49 – Modelo de Referência Básico 
 
3.8 – Serviços e Modelagem de Dados 
 
Os LNs apenas podem ser interoperáveis entre si se eles forem capazes de 
interpretar e processar os dados recebidos (sintaxes e semânticas) e os serviços de 
comunicação utilizados. Assim, é necessário normalizar os objetos de dados designados 
para os LNs e sua identificação dentro dos LNs. 
 
 
67 
Os dados e serviços de uma aplicação podem ser modelados em três níveis (ver 
Figura 50): 
‒ O primeiro nível descreve os modelos abstratos e serviços de comunicação 
utilizados para trocar informação entre os nós lógicos; 
‒ Os níveis dois e três definem o modelo de objeto específico de domínio da 
aplicação. Isto inclui uma especificação das classes de dados com os atributos e 
sua relação com os LNs. 
 
Nível 1: Interface do Serviço Abstrato de Comunicação (ACSI) 
A ACSI especifica os modelos e serviços utilizados para acessar os elementos 
(automação de subestação) dos serviços do modelo de objeto específico de domínio. Os 
serviços de comunicação fornecem os mecanismos não somente para escrita ou leitura 
dos valores dos objetos, mas também para outras operações, por exemplo para controlar 
os equipamentos principais. 
 
 
 Nivel 2: Classes de Dados Comuns 
 O segundo nível define Classes de Dados Comuns (CDC). Uma classe de dado 
comum define as informações estruturadas, compostas por um ou mais atributos. O tipo 
de dado de um atibuto é definido na IEC 61850–7–1. Outros tipos de dados são 
definidos como atributos de dados comuns no nível dois. Classes de dados definidas no 
nível três são especializações dos CDCs de acordo com seu uso específico no contexto 
de aplicação. 
 
 Nível 3: Classes de LNs Compatíveis e Classes de dados 
 O terceiro nível define as classes de LNs especificadas pelos modelos de objetos 
compatíveis e classes de dados. Não é necessária especificação adicional já que são 
definidos a identificação e o significado do LN e classes de dados. Um exemplo de 
classe de dados é a posição da chave com qualidade e tempo. 
 
 
68 
 
Figura 50 – A abordagem de modelagem da série IEC 61850 
 
3.9 – Padrões das Ferramentas para Engenheiros 
 
Os componentes de um SAS contêm parâmetros de configuração e de operação. 
Os parâmetros de configuração são, normalmente, configurados de maneira off–line e 
necessitam reiniciar a aplicação após cada mudança; os parâmetros operacionais devem 
ser configurados e mudados em tempo real sem provocar distúrbios na operação do 
sistema. 
Os parâmetros do sistema determinam a cooperação entre os IEDs incluindo as 
estruturas internas e os procedimentos de um SAS em relação a sua limitação 
tecnológica e equipamentos disponíveis. Esses parâmetros têm que ser consistentes, de 
outra maneira as funções distribuídas não irão funcionar corretamente. Os parâmetros 
do processo descrevem a informação trocada entre o ambiente de processo e o SAS. 
Os parâmetros de função descrevem os recursos qualitativos e quantitativos da 
funcionalidade utilizados pelo cliente. Normalmente esses parâmetros são modificados 
em tempo real. As ferramentas têm que ser aptas a trocar ao menos parâmetros de 
configuração e sistema e detectar (e prevenir) violações de consistência. A sintaxe e a 
 
 
69 
semântica da troca dos parâmetros do sistema são especificadas pelo capítulo 6 da IEC 
61850. 
 
Figura 51 – Troca de Parâmetros do Sistema 
 
 As ferramentas de engenharia determinam e documentam as funcionalidades da 
aplicação específica e integram os equipamentos em um SAS. Eles podem ser 
classificados como: 
 
‒ Ferramentas de Desenvolvimento de Projetos; 
‒ Parametrização e Ferramentas de Configuração; 
‒ Ferramentas de Documentação. 
 
3.10 – Linguagem de Configuração de um SAS 
 
A engenharia de um sistema normalmente começa antes do sistema estar 
fisicamente disponível. Em adição, os IEDs mais modernos já conseguem desempenhar 
diversas funções. Entretanto, isto não significa que todas as tarefas serão realizadas em 
paralelo, ao mesmo tempo, o que leva à necessidade de definir várias subconfigurações 
de capacidade para o mesmo equipamento, cada uma delas para iniciar 
instantaneamente cada uma das funções contidas. 
 
 
70 
Portanto, embora os equipamentos sejam auto–descritivos, as capacidades deles 
assim como sua configuração de projeto específico em geral, e também em relação aos 
parâmetros do sistema, devem ser normalizados antes que o IED esteja disponível e 
fabricado. Para permitir a troca das descrições do equipamento e parâmetros do sistema 
entre ferramentas de diferentes fabricantes de maneira compatível o capítulo 6 da IEC 
61850 define uma linguagem de configuração de uma subestação (SCL). 
Esta linguagem permite descrever as capacidades e todos os dados necessários 
para definir os parâmetros do sistema de um IED. Isto inclui especialmente a conexão 
entre um IED e suas funções para a subestação, em termos do diagrama unifilar, e a sua 
localização no sistema de comunicação. 
A linguagem é baseada em XML. Ela contém as seguintes subseções: 
 
‒ Subseções de Subestação: descreve o diagrama unifilar de uma subestação e 
sua conexão com os LNs, assim como a configuração destes nos IEDs. É 
definida também a conexão com os IEDs com as partes e equipamentos de uma 
subestação. 
‒ Subseção de Comunicação: descreve as conexões de comunicação entre os 
IEDs. 
‒ Subseção do IED: descreve as capacidades (configuração) de um ou mais IEDs, 
e a conexão para os LNs em outros IEDs. 
‒ Subseção LNType: define quais objetos de dados estão, na verdade, contidos 
nas instâncias dos LNs definidos para os IEDs. 
 
3.11 – Topologia e Funções de Comunicação de um SAS 
 
Como pode ser visto na figura 53, um dos focos da IEC 61850 é atender às 
funções de automação de uma subestação pela comunicação para: 
 
‒ Troca de valores de amostra para TCs e TPs; 
‒ Troca rápida de dados para proteção e controle; 
‒ Sinais de Controle e Trips; 
‒ Engenharia e Configuração; 
‒ Monitoramento e Supervisão; 
 
 
71 
‒ Comunicação com o Centro de Controle; 
‒ Sincronização do tempo; 
‒ etc. 
 
Muitas funções são implementadas nos IEDs, e estas se comunicam com outras 
funções em outros IEDs, através dos mecanismos de troca de informações padrão dos 
equipamentos. Isso permite que funções distribuídas em outros IEDs possam ser 
implementados. As diferentes topologias serão vistas no item 3.14. 
 
Controlador de Bay
Relé
A
Relé
B
TC e TP Equipamento de 
Seccionamento
Controlador de Bay Relé
B
TC e TPEquipamento de 
Seccionamento
Outros Equip.
Outros Equip.
Outros Equip.
Roteador
Switch Ethernet
Relé
A
Centro de 
Controle
HMI Engenharia
Barramento
de
Processo
Barramento
de
Estação
 
Figura 52 – Exemplo da Topologia de Automação de Subestação 
 
 
3.12 – Os Modelos de Informação de um SAS 
 
Os mecanismos de troca de informações se baseiam principalmente em modelos 
de informação bem definidos. Esses modelos de informação e os métodos de 
modelagem são a essência da IEC 61850. A norma utilizaa aproximação ao modelo de 
informação comum encontrado nos equipamentos. O modelo fornece para o SAS uma 
virtualização do modelo real (processo do sistema de potência, equipamentos de 
seccionamento). 
 
 
72 
A norma quer decompor as funções de aplicação em funções menores que serão 
usadas para a troca de informação. A granularidade é dada por uma alocação distribuída 
razoável dessas funções menores para os IEDs. 
Como já discutido na seção anterior, essas funções menores são os nós lógicos 
(por exemplo, a representação virtual da classe de um disjuntor é o termo XCBR). 
Vários nós lógicos configuram um dispositivo lógico (por exemplo, a representação de 
uma unidade de Vão). Um dispositivo lógico sempre é implementado em um IED. 
Portanto, os dispositivos lógicos não são distribuídos. 
Os equipamentos reais são desenhados como modelos virtuais. Os nós lógicos 
definidos no dispositivo lógico correspondem às funções bem conhecidas dos 
equipamentos reais, ou seja, funciona como o equipamento em si. 
Baseado nessa funcionalidade, um LN pode conter uma lista de dados (por 
exemplo, posição), com dados de atributos dedicados. O dado tem uma estrutura e uma 
semântica bem–definida. Os serviços são implementados por meio de comunicação 
específica e concreta (por, exemplo, SCSM utilizando MMS, TCP/IP, Ethernet e 
outros). 
Os LNs e dados contidos nos dispositivos lógicos são cruciais para a descrição e 
troca de informação para o SAS chegar a interoperabilidade e necessitam ser 
configurados. 
 
3.13 – Funções Modeladas pelos LNs 
 
A tabela 4 lista todos os grupos dos LNs definidos pela norma. Foram definidos 
cerca de 90 LNs na primeira edição da IEC 61850, cobrindo as aplicações mais comuns 
de uma SE. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
73 
Grupos Nomes dos Nós Lógicos 
Números de 
Nós Lógicos 
L Nós Lógicos do Sistema 3 
P Funções de Proteção 28 
R Funções Relacionadas a Proteção 10 
C Controle Supervisório 5 
G Referências Genéricas 3 
I Interfaceamento e Arquivamento 4 
A Controle Automático 4 
M Medição 8 
S Sensores e Monitoramento 4 
X Funções de Seccionamento 2 
T Transformador Instrumental 2 
Y Transformador de Potência 4 
Z Outros Equipamentos de Potência 15 
Total 92 
Tabela 4 – Grupos de LNs definidos pela IEC 61850 
 
3.14 – Topologias de Rede de um SAS baseado na IEC 61850 
 
 Os requisitos de Confiabilidade, Disponibilidade e Manutenção (RAM - 
Reliability, Availability and Maintainability) são os fatores principais para a 
determinação da arquitetura do SAS, assim como para a seleção dos equipamentos e a 
hierarquia funcional do sistema. Para estes itens, o capítulo IEC 61850-3 da norma deve 
ser aplicado. 
O Fornecedor deve prover cálculos e dados que comprovem o atendimento dos 
requisitos RAM acima. Os cálculos devem ser fornecidos na forma de uma 
especificação de RAM, que inclua os seguintes cálculos estatísticos, baseados em dados 
práticos: 
 
‒ Probabilidade de falha de um dos componentes do SAS; 
‒ Confiabilidade do SAS; 
‒ Disponibilidade do SAS; 
 
 
74 
‒ Manutenção do SAS. 
 
Não deverá haver falhas de qualquer tipo no SAS que façam com que a 
subestação fique inoperável. Pelo menos, deverão ser mantidos o controle e 
monitoramento confiáveis e seguros dos equipamentos da subestação a partir do prédio 
de controle da subestação. A interface do SCADA do Centro de Operação deverá 
continuar a operar se o computador principal da SE falhar. 
Um projeto seguro deverá ser fornecido (ou seja, não deverá haver modo de 
falha que faça com que o SAS inicie uma ação de controle indesejada, tal como disparo 
ou fechamento de um disjuntor ou chave seccionadora). Além disso, as falhas do SAS 
não deverão desativar o medidor local e as funções de controle da subestação. 
O fabricante deverá esclarecer sobre a capacidade de permitir uma 
reinicialização do sistema. Todos os programas deverão ser ativados e/ou programados 
de acordo com uma sequência de inicialização pré-determinada, independentemente de 
quais programas estiverem sendo executados antes de um reinício. Não deverá ser 
necessária qualquer intervenção manual. 
A definição da arquitetura deverá considerar aspectos como: custo, segurança operação, 
manutenção e facilidade de intervenção/liberação do vão (para manutenção). 
Um dos objetivos da norma IEC 61850 é a diminuição ou quase eliminação dos 
cabos de controle que conduzem os sinais de estados, alarmes e comandos, transferindo 
esta função e responsabilidade para a rede de comunicação e para os próprios IEDs. Um 
dos princípios básicos para a definição da topologia da rede em SEs de maior 
importância é: a falha de qualquer dos elementos da rede ou mesmo de um dos IEDs de 
proteção não deve afetar as funcionalidades consideradas essenciais para a operação dos 
equipamentos primários (vão de linha, transformador, etc.) com segurança. 
As UACs, através dos seus respectivos módulos de entradas e saídas, deverão se 
conectar aos circuitos de comando, alarmes e demais sinais do vão. Os dados de 
aquisição analógica provenientes do processo devem ser armazenados e tratados pela 
UAC do vão respectivo. 
Cada setor da subestação deverá possuir uma rede de comunicação local (LAN-
P) para conduzir as informações da proteção principal (P) e de controle e outra rede de 
comunicação local (LAN-A) para conduzir as informações da proteção alternada (A) e 
de controle. As redes LAN-P e LAN-A deverão ser completamente independentes, de 
 
 
75 
maneira que uma falha ou indisponibilidade em um elemento de uma rede não afete o 
funcionamento da outra. 
As redes LAN deverão ser constituídas por um conjunto de switches 
gerenciáveis adequadas para trabalhar no ambiente adverso de uma subestação e utilizar 
o protocolo IEC 61850. Deverão ser utilizados cabos de fibra óptica para a interconexão 
entre os switches e entre estes e os IEDs respectivos. 
As UACs e os Registradores Digitais de Perturbação - RDPs deverão possuir 
fontes de alimentação redundantes independentes, chaveadas por relé auxiliar, de forma 
que, na indisponibilidade da fonte principal, a fonte alternada seja conectada 
automaticamente. 
 Em geral, a topologia de rede é relacionada ao nível de tensão e, na sua 
aplicação, tem que ser levado em conta a posição física dos IEDs e o layout dos 
equipamentos principais. Idealmente é esperado conectar um grupo de IEDs por vão a 
um único switch e um segmento de rede por nível de tensão. Os tipos de topologia serão 
apresentados abaixo [4]: 
 
 Topologia com Switch Único: possui como característica um único roteador 
que faz a comunicação de todos os equipamentos (um único ponto de falha), 
como pode ser visto na figura 53. 
 
P
C
Vão Vão Vão Vão
C
P2
P1 P
C
C
P2
P1
 
Figura 53 – Exemplo de Topologia com Switch Único 
 
 
 
 
76 
 Topologia Estrela: esse tipo de topologia diminui a probabilidade de isolar a 
comunicação, criando vários pontos, com vários roteadores. Mais seguro, porém 
mais caro (ver figura 54). 
 
Vão
C
P2
P1
Vão
C
P2
P1
Vão
C
P2
P1
Vão
C
P2
P1
Vão
C
P2
P1
Vão
C
P2
P1
 
Figura 54 – Exemplo de Topologia Estrela 
 
 
 
 Topologia de Dupla Estrela: o uso dessa topologia tem como objetivo alcançar 
alta disponibilidade e aumenta o número de ponto de falhas. Cada equipamento 
principal é conectado a duas redes redundantes, garantindo uma maior 
confiabilidade (ver figura 55). 
 
 
77 
LAN A
Vão
C P2 P1
Vão
CP2 P1
Vão
CP2 P1
LAN B
 
Figura 55 – Topologia Dupla Estrela 
 
 
 
 Topologia em Anel Simples: 
Vão
MU
C
P
Vão
MU
C
P
Vão
MU
C
P
 
Figura 56 – Topologia em Anel Simples 
 
 
 
 
78 
3.15 – Requisitos de Testes 
 
A principal vantagem que nos oferece a norma IEC 61850 é a facilidade de 
expansão dos Sistemas de Automação de Subestações (SAS), em razão da característica 
de interoperabilidade entre os IEDs interligados, o quereduz drasticamente o custo das 
expansões. Entretanto, a simples inclusão na especificação do sistema da necessidade de 
ser compatível com a norma está longe de ser suficiente para garantir sua expansão 
futura sem problemas. 
O trabalho de desenvolvimento do software interno de um IED de proteção e 
controle envolve tarefas de extrema complexidade, sendo feito por equipes 
especializadas que poderão interpretar ou implementar certos detalhes definidos na 
norma de maneira diferente de outras equipes. Há também a possibilidade de que certas 
aplicações específicas não tenham sido consideradas pela norma. 
A especificação do SAS, além de requerer que o mesmo seja compatível com a 
norma IEC 61850, deve fornecer um mínimo de definições que são fundamentais para 
facilitar as expansões futuras. 
Entre estas definições, podemos citar: a identificação precisa dos equipamentos 
primários indicada no diagrama unifilar, o grau de redundância desejado para a proteção 
e a rede LAN (alternativamente, pode-se fornecer o índice de confiabilidade desejado), 
a lista das funcionalidades que serão utilizadas, juntamente com sua descrição sucinta, 
informações sobre o desempenho das funções (tempo de resposta etc.), além de outras. 
Por outro lado, mesmo que cada IED tenha sido exaustivamente submetido aos 
testes de conformidade com a norma, a probabilidade de que dois ou mais IEDs não 
consigam interoperar para certas aplicações não deve ser desconsiderada, 
principalmente durante os primeiros anos de aplicação da norma ou sempre que for 
desejada uma nova aplicação. 
Como consequência, a realização de testes funcionais e de interoperabilidade 
envolvendo um conjunto integrado de IEDs, de preferência em ambiente 
comercialmente neutro, é fundamental para garantir a expansibilidade do sistema com 
IEDs de fabricantes diferentes daquele que forneceu a instalação inicial. 
 
 
 
79 
3.15.1 – Teste de Conformidade 
 
No capítulo 10 da IEC 61850 são estabelecidos requisitos para os testes de 
conformidade a serem realizados em um IED ou em um SAS. O objetivo destes testes é 
verificar se o dispositivo sob teste obedece aos requisitos de comunicação definidos 
pela norma IEC 61850. 
Geralmente, os testes de conformidade para cada um dos IEDs que fazem parte 
do SAS são da responsabilidade do respectivo fabricante e, em geral, são realizados por 
uma organização independente. Deve ser fornecido o certificado de homologação como 
parte da documentação do IED. 
Adicionalmente, devem também ser fornecidos pelo fabricante do IED os 
arquivos MICS – detalha o padrão dos elementos do objeto de dados suportado pelo 
IED ou SAS a ser testado – PICS – resumo das possibilidades de comunicação do IED 
ou SAS a ser testado – e PIXIT – contêm informações específicas relativas ao IED ou 
SAS a ser testado e que estão fora do escopo do IEC 61850. Estes arquivos são 
implementados em linguagem SCL e contém informações importantes sobre as 
possibilidades de comunicação e teste dos IEDs, assim como sobre a arquitetura interna 
e o SCSM, ou seja, o mapeamento de comunicação específico. Para realizar os testes de 
conformidade e os testes funcionais, é necessário dispor de um conjunto de testes 
adequados, incluindo, pelo menos um equipamento de teste baseado na norma IEC 
61850, uma rede Ethernet, um computador e as ferramentas computacionais necessárias. 
A Figura 57 mostra as conexões que devem ser realizadas [9]. 
 
 
Figura 57 – Conexões Realizadas para o Teste de Conformidade 
 
 
 
80 
O equipamento de teste deve ser capaz de simular a comunicação vertical, como 
por exemplo, as informações de configuração e operacionais (SCADA) transferidas no 
modo cliente-servidor, assim como a comunicação horizontal, incluindo as mensagens 
GOOSE ou GSSE, no modo editor-assinante (publisher-subscriber). O editor realiza 
publicações de mensagens, ou seja, envia para o IED sob teste mensagens GOOSE. O 
assinante realiza subscrições, ou seja, recebe e armazena as mensagens enviadas pelo 
IED, avaliando o estado dos atributos nessas mensagens. 
O sistema de teste deve ser composto por um equipamento capaz de simular o 
processo de um SAS, com fontes de corrente e de tensão e simulação de comandos do 
processo (bobina de trip do disjuntor, estado do disjuntor e chaves, etc.). Este 
equipamento também deve possuir comunicação Ethernet para interagir com a rede 
LAN sob teste. Ainda fazem parte do sistema um conversor eletro-ótico, switch para 
conexão dos componentes do sistema de teste simulando a rede LAN do SAS e um 
conjunto de ferramentas de teste para análise e simulação, em linguagem SCL. Essas 
ferramentas deverão ser integradas em uma Interface Homem Máquina (IHM). 
Os objetivos dos Testes de Conformidade são: 
‒ Reduzir os riscos de não interoperabilidade a um nível aceitável; 
‒ Fornecer o máximo de confiança à transmissora ou distribuidora de que o 
dispositivo interoperará com outros dispositivos certificados; 
‒ Realizar um teste de tipo da interface de comunicação de um SAS. 
É sempre recomendável realizar o Teste de Conformidade antes da integração do 
sistema no campo a fim de descobrir, ainda em tempo, possíveis diferenças de 
interpretação e possíveis erros de software, bem como a exata funcionalidade da 
implementação do protocolo. 
 
3.15.2 – Teste de Interoperabilidade 
 
Para o teste de interoperabilidade devem ser conectados à LAN dois ou mais 
IEDs, devendo ser geradas e transmitidas mensagens no padrão IEC 61850. Quando 
possível, uma solução mais realista será utilizar os próprios equipamentos do SAS para 
gerar as mensagens, desde que se disponha de um analisador compatível com a norma 
IEC 61850 capaz de analisar as mensagens GOOSE e demais mensagens geradas pelos 
IEDs [9]. 
 
 
81 
Não é prático nem possível testar todas as possibilidades de comunicação de um 
relé com todos os demais IEDs de um SAS, uma vez que o número de possibilidades é 
muito grande e cresce exponencialmente com o número de IEDs. O que é prático e pode 
ser realizado, de forma realista, é estabelecer cenários de teste prováveis e que 
representem as condições mais desfavoráveis esperadas. As situações de tráfego 
carregado poderão ser simuladas por um computador adicional conectado à rede. 
Considera-se que cada IED tenha sido previamente testado com relação à 
conformidade com a norma e os requisitos funcionais e que a operação das funções não 
distribuídas tenha sido também previamente verificada, sendo observadas as mensagens 
geradas e recebidas pelo IED relativamente a sinais de status, comandos, alarmes e 
informações para a IHM. 
Diante da grande complexidade representada por um SAS com funções 
distribuídas, sugere-se começar pelas situações mais simples e ir aumentando, pouco a 
pouco, o grau de complexidade. Iniciar com dois IEDs, testando as funções distribuídas 
menos complexas e com a rede sem tráfego. Prosseguir com os testes até que todas as 
funções distribuídas que envolvam os dois IEDs tenham sido testadas. Somente então 
acrescentar um terceiro IED e, depois outro, até que todo o SAS tenha sido testado. 
Lembrar que a situação mais crítica para a interoperabilidade ocorre quando temos IEDs 
de fabricantes diferentes operando com funções distribuídas. 
Como exemplo, pode-se simular uma falta envolvendo dois ou mais IEDs de 
proteção ou controle e analisar as mensagens trocadas por estes IEDs, incluindo as 
mensagens verticais para o IHM (status, alarmes e comandos) e as mensagens GOOSE. 
Cada uma das funções distribuídas deve ser testada, simulando-se as diversas situações 
que possam ocorrer. Os IEDs futuros, ou aqueles que não estiverem disponíveis por 
ocasião do teste, podem ser simulados por uma ferramenta computacional adequada. 
Um conjunto de IEDs conectados a uma rede LAN, juntamente com simulador de 
mensagens GOOSE, analisador de protocolo, IHM, armazenamento, captura e 
visualizaçãodos dados de teste, além de uma fonte controladora e geradora dos sinais 
analógicos, está mostrado na Figura 58. O equipamento de GPS, embora não mostrado, 
também faz parte do conjunto. 
 
 
 
82 
 
Figura 58 - Sistema para Teste de Interoperabilidade de Vários IEDs 
 
Mesmo considerando que todos os IEDs componentes de um SAS foram 
aprovados nos testes de conformidade de responsabilidade do fabricante, poderão 
ocorrer diferenças entre IEDs que irão dificultar os testes de interoperabilidade. É 
importante lembrar que a realização dos testes funcionais e de interoperabilidade no 
ambiente controlado de um laboratório é muito superior à busca de defeitos e sua 
correção no campo. No laboratório, os testes são feitos passo a passo e se dispõe de 
ferramentas computacionais de análise que facilitam a identificação de problemas. No 
campo, poderão aparecer defeitos simultâneos, que irão dificultar muito sua localização 
e reparo, podendo prolongar de forma não controlada o prazo de realização dos testes de 
campo. 
3.15.3 – Teste de Desempenho 
 
Os testes de desempenho de um SAS destinam-se a verificar se o desempenho de 
cada função se mantém dentro dos limites especificados, mesmo quando a rede de 
comunicação é submetida a condições críticas de trafego de mensagens ou ruído. 
Aplicam-se tanto às funções distribuídas quanto às não distribuídas. Durante os testes de 
 
 
83 
desempenho, são verificados os tempos máximos de operação de funções, assim como 
os tempos máximos que cada mensagem (especialmente as mensagens GOOSE) irá 
levar desde sua geração em um IED até que seja recebida pelos IEDs subscritores que 
irão utilizar a informação [1]. 
 
 
84 
Capítulo 4 
Descrição do Arquivo SSD 
 
4.1 – Introdução 
 
Este capítulo irá apresentar incialmente a linguagem utilizada pela norma IEC 
61850 que descreve todos os arquivos necessários para a comunicação entre o IHM, os 
IEDs e os equipamentos de proteção de uma SE. Em seguida será mostrado como foi 
feita a formatação do arquivo de descrição de uma SE (arquivo SSD) que descreve o 
diagrama unifilar da subestação e seus nós lógicos exigidos a partir do diagrama unifilar 
de uma SE com o uso do software Visual SCL. 
 
4.2 – Formatação do Arquivo SSD 
 
Para atender ao padrão IEC 61850, uma especificação deve conter, pelo menos, 
uma descrição das interconexões entre as funções e entre estas e os equipamentos no 
campo. Isto pode ser obtido com o auxílio da linguagem SCL. O resultado da aplicação 
desta linguagem é chamado de arquivo de descrição da especificação do sistema 
Entretanto, os arquivos SSD não definem detalhes específicos da implementação das 
funções e a interação entre funções. Isto deve ser descrito conforme é feito hoje, com 
diagramas e texto. 
Os arquivos SSD permitem, porém, a inclusão de pequenas partes de texto ou 
referências a arquivos contendo informações sobre o diagrama unifilar e a definição dos 
LNs e LDs, o que facilita a compreensão da especificação do sistema. 
Primeiramente, para ser feita toda a modelagem do arquivo SSD, é necessário 
ter o diagrama unifilar da subestação que se deseja modelar. Lembrando que o que será 
especificado serão os LDs e LNs, ou seja, a virtualização do sistema de proteção de uma 
subestação, nesse caso uma subestação de distribuição primária de 34,5 kV–13,8 kV. 
 
 
85 
A linguagem utilizada será a CIM XML, uma linguagem baseada em XML. 
Essa linguagem alcançou grande aceitação para facilitar a troca de informação entre 
empresas e seu uso está se expandindo. Em razão de sua flexibilidade e extensibilidade, 
a troca de documentos XML fornece uma abordagem adequada para possibilitar a 
integração de sistemas díspares. O modelo CIM está, também, ganhando aceitação 
como um padrão na indústria elétrica. A combinação destes dois padrões conduz a uma 
abordagem poderosa no sentido de satisfazer às necessidades das concessionárias de 
energia elétrica. 
O SCL é usado com o objetivo de se diminuir custos e tempo para a engenharia, 
por ser menos dependente do fabricante, com possibilidade de se importar os arquivos 
SCL, e melhora o requisito de especificação da concessionária. Todo o processo de 
engenharia envolvido no uso do SCL pode ser visto na figura 59 [9]. 
 
*.SSD *.SSD
*.ICD
*.ICD
*.ICD
*.SSD
*.ICD
*.ICD
*.ICD
*.CID
*.CID
*.CID
Ferramenta de 
Especificação da Subestação
Configurador da Subestação
2
1
Fabricante
3
4
Configurador 
de IEDs
 
Figura 59 – Processo de Engenharia 
 
1 – Descrição das Capacidades do IED – É desenvolvido pelos fabricantes o 
arquivo .ICD que descreve as capacidades dos IEDs que serão utilizados nas 
subestações e (opcional) os dados pré configurados dos modelos de dados do IED, 
como os tipos de LDs, LNs e blocos de controle. 
 
 
86 
2 – Modelagem da Subestação – o arquivo .SSD que descreve o diagrama uni-
filar de toda a SE com seus respectivos LNs é desenvolvido através de alguma ferra-
menta (neste projeto o Visual SCL). 
3 – Combinação dos arquivos SSD e ICD – com a combinação dos arquivos 
SSD e ICD, é criado o arquivo .SCD que descreve a configuração completa da 
subestação incluindo o diagrama unifilar, rede de comunicação, configuração dos IEDs, 
informação de conexão. 
4 – Arquivo SCD – a partir do arquivo .SCD e uma ferramenta configuradora 
de IEDs, é criado o arquivo .CID, que descreve a função atual de um IED, com todos os 
parâmetros relevantes para ele nesse momento. O uso desse arquivo é opcional, e pode 
ser usado o arquivo .ICD determinado pelo fabricante. 
A figura 60 mostra o diagrama unifilar da SE que será utilizado para descrever o 
arquivo SSD no padrão IEC 61850. 
 
 
87 
Relé Relé
Relé Relé
Relé Relé
Relé Relé
Relé Relé
Relé Relé
Relé Relé
Relé
Relé
Relé
Relé
34,5 kV
13,8 kV
Relé
Relé
Relé
Relé
 
Figura 60 – Diagrama Unifilar da Subestação 
 
 
88 
Inicialmente no arquivo XML são colocadas as seguintes linhas de comando: 
 
<?xml version="1.0" encoding="utf–8"?> 
<SCL xmlns:xsi="http://www.w3.org/2001/XMLSchema–instance" 
xmlns:xsd="http://www.w3.org/2001/XMLSchema" 
xmlns="http://www.iec.ch/61850/2003/SCL"> 
 <Header toolID="Exemplo1" nameStructure="FuncName"> 
 <History /> 
 </Header> 
 
Após esse procedimento, é definida a subestação e seu nome com a expressão 
<Substation name="S1">. Esse termo define o início de toda a configuração do 
esquema da subestação. Depois é definido o nível de tensão, que pode ser visto na 
expressão abaixo para o lado de 34,5 kV, por exemplo: 
 
<VoltageLevel sxy:x="143" sxy:y="101" name="V34–5k" 
xmlns:sxy="http://www.iec.ch/61850/2003/SCLcoordinates"> 
 
 Para o diagrama unifilar ser montado na linguagem SCL, é necessário dividir os 
diversos equipamentos em vãos que, para o CIM XML, são chamados de bays (vãos). 
Para se escolher os vãos da melhor maneira, é necessário pegar os equipamentos 
principais e traçar uma área no entorno. No caso da subestação que será modelada, os 
vãos foram divididos da seguinte maneira: 
 
 
 
89 
52
Relé
52
Relé
52
Relé
52
Relé
Relé Relé
52
Relé
52
Relé
Relé Relé
52
Relé
52
Relé
Relé Relé
52
Relé
Relé
52
Relé
Relé
34,5 kV
13,8 kV
52
Relé
Relé
52
Relé
Relé
 
Figura 61 – Divisão dos Vãos da Subestação 
A entrada de cada vão é feita de maneira análoga à da definição da subestação, 
com a expressão <Bay sxy:x="–67" sxy:y="–72" name="Q2"> , por exemplo. Dentro 
de cada vão são colocados os LNs e LDs dos equipamentos de proteção, medição e 
controle, e das funções de proteção de cada equipamento. Pode–se perceber na 
expressão abaixo um exemplo da entrada de cada LD e os LNs correspondentes: 
 
<ConductingEquipment sxy:x="183" sxy:y="15" name="TP1" type="VTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TVTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L1" 
substationName="S1" voltageLevelName="V34–5k"bayName="Q2" 
cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L2" 
substationName="S1" voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" 
 
 
90 
cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L4" 
substationName="S1" voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" 
cNodeName="L4" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L5" 
substationName="S1" voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" 
cNodeName="L5" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
</ConductingEquipment> 
 
Inicialmente é escolhido o equipamento que neste caso é do tipo VTR, que 
significa Voltage Transformer – Transformador de Potencial – e seus nós lógicos 
correspondentes. O TVTR, por exemplo, significa que o LN está no grupo T [ver item 
2.9], e tem a função de ser VTR, ou TP. Depois disso são escolhidos os pontos de 
conexão, e para onde eles estão endereçados. 
Qualquer outra descrição de equipamento é feita de maneira análoga, e as 
proteções foram colocadas acopladas aos TCs da subestação que alimentam os relés. 
Melhor descrição está no item 3.2. O arquivo SSD criado para a subestação proposta 
está descrito no anexo A deste projeto. 
Produzir o arquivo inteiro de descrição de uma SE mais complexa, ou maior do 
que a de distribuição primária, iria demandar muito tempo. Pensando nisso, algumas 
empresas desenvolveram softwares em que os arquivos de configuração e especificação 
de uma SE são produzidos diretamente através de uma interface gráfica, de modo que 
conforme são inseridos os desenhos dos equipamentos e as linhas, o arquivo vai sendo 
escrito automaticamente em paralelo. 
Neste projeto foi utilizado o software Visual SCL, que torna mais amigável a 
criação do SSD, além de possibilitar a visualização e comparar com o diagrama unifilar 
original da SE. Na figura 62 é mostrada a interface do Visual SCL. 
 
 
 
91 
 
Figura 62 – Visual SCL 
 
O software permite a criação do diagrama unifilar, incorporando todos os 
equipamentos (LD) e permitindo também incluir suas respectivas proteções (LNs). 
Portanto, pode ser vista na figura 63 uma parte da SE definida no software, com seu 
arquivo SSD escrito ao lado. 
 
 
 
92 
 
Figura 63 – Modelagem da Subestação / Arquivo SSD 
Na figura 64 se encontra toda a descrição do diagrama unifilar da SE produzido 
no Visual SCL, com suas respectivas funções, descritas abaixo. 
 
 
 
93 
 
Figura 64 – Subestação 
 
 
 
 
 
94 
4.3 – Descrição dos LNs Utilizados: 
4.3.1 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Controle: C 
 
 CILO – Função de Intertravamento 
 CSWI – Controlador do Chaveamento 
 
4.3.2 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Proteção: P 
 
 PDIR – Proteção Direcional 
 PTOC – Proteção de Sobrecorrente 
 PTRC – Condicionamento de Envio da Proteção; tem a função de conectar 
várias funções em um ponto em comum para enviar para o XCBR 
(disjuntor). 
 PTOV – Proteção de Sobretensão 
 
4.3.3 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Medição: M 
 
 MMXU – Medição; calcula correntes, tensão, potência e impedância de um 
sistema trifásico de potência. 
 
4.3.4 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Função Relacionada: 
R 
 
 RREC – Religamento automático 
 
4.3.5 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Chaves: X 
 
 XCBR – Disjuntor 
 
 
95 
 
4.3.6 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Transformadores 
Instrumentais: T 
 
 TCTR – Transformadores de Corrente 
 TVTR – Transformadores de Potencial 
 
 
4.3.7 – Nós Lógicos Utilizados dos Grupos de Transformadores de 
Potência: Y 
 
 YPTR – Transformador de Potência 
 YPSH – Potência Shunt 
 YLTC – Trocador de Tap 
 YEFN – Aterramento 
 
 
 
96 
 
Capítulo 5 
Conclusões 
 
Conforme apresentado neste trabalho, a norma IEC 61850 apresenta grandes 
vantagens em relação aos SAS convencionais ainda predominantes no Brasil. Uma 
vantagem é a redução do número de cabos de comunicação e a introdução do uso de 
fibra ótica, através de uma rede mais rápida e confiável utilizando protocolo TCP/IP. 
A IEC 61850 trouxe uma série de possibilidades para o desenvolvimento de 
novas soluções em automações de subestações no que se refere ao uso dos recursos 
mais modernos disponíveis. 
Uma característica extremamente positiva da norma referida é sua aceitação 
mundial, diferentemente do que ocorreu com os diversos protocolos de comunicação 
anteriores. Acredita-se que, em poucos anos, os demais protocolos de comunicação 
serão substituídos pelo IEC 61850, em vista dos seus muitos benefícios. Novas 
instalações que não estiverem considerando o uso deste padrão estarão 
tecnologicamente ultrapassadas em relação ao futuro próximo. 
Outra evolução tecnológica que está começando a ser considerada pelas 
empresas de distribuição no Brasil é o conceito de Smart Grid, o qual implica em uma 
utilização muito maior de informações sobre o processo elétrico que é facilitado pelo 
uso do padrão IEC 61850. 
Outra vantagem é a garantia de interoperabilidade entre IEDs de fabricantes 
diferentes, permitindo assim o compartilhamento rápido de informações entre eles 
através do uso das mensagens GOOSE. 
Finalmente, este trabalho mostra a importância do uso da linguagem SCL, 
baseada em XML, que permite que o diagrama unifilar com as características da 
subestação, os LNs com as principais funções de proteção, controle e especificações de 
um SAS e a especificação dos IEDs sejam descritos em arquivos, essencial em um 
projeto de automação de uma Subestação.Uma vez criados, esses arquivos podem ser 
importados facilmente pela engenharia, reduzindo o custo e esforço na configuração dos 
dispositivos compatíveis com a IEC 61850. 
 
 
 
97 
 
Bibliografia 
 
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de Subestações e Usinas - Estado da Arte e Tendências. 
 
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IEC 61850 – A Practical Application Primer for Protection Engineers. 
 
[3] EQUIPE DE ENGENHARIA DA SEL (2010). Redes de comunicação em 
subestações de energia elétrica – Norma IEC 61850. Revista Setor Elétrico, pp. 56–61. 
 
[4] MARK A., DREW B. & RALPH M. (2009). IEC 61850 Communication Networks 
and Systems in Substations – An Overview for users. 
 
[5] JIANQING Z. & CARL A. G. IEC 61850 – Communication Networks and Systems 
in Substations: An Overview of Computer Science. Universidade de Illionis 
 
[6] GERALDO K. (1999). Proteção de Sistemas Elétricos de Potência. Vol. 1 e 2. 
 
[7] ALLAN C. P., EDUARDO Z., RICARDO A., RODOLFO P.& DAVID C. (2009) 
Sistemas de Proteção e Automação de Subestações de Distribuição e Industriais 
Usando a Norma IEC 61850. XIII ERIAC 
 
[8] Norma IEC 61850 1
a 
Edição. (2003). 
 
[9] BAS MULDER. (2013). NIEUW DNV STIJL – IEC 61850 Training. 
 
[10] ANTONIO C. C. DE CARVALHO, ANTONIO P. PUENTE, ARTUR FUCHS, 
CARLOS M. PORTELA, DUÍLIO D. FIGUEIREDO, EDELBERTO JOSÉ 
GUERATTO, FRANCISCO M. S. CARVALHO, GLYCON G. JUNIOR, IVAN S. 
MORAIS, JORGE A. FILHO, JOÃO B. DE ALMEIDA, JULIO S. TEIXEIRA, LUIZ 
 
 
98 
DA P. S. DA SILVA, MANABU ASANO, MÁRCIO A. G. DRUMMOND, MARTA 
LACORTE, MICHEL A. VORPE, OSCAR K. FILHO, ROBERTO COLOMBO, 
SEBASTIÃO V. F. JÚNIOR, SÉRGIO DE A. MORAIS, SÉRGIO DE O. FRONTIN & 
WILSON J. FRANÇA (1995). Disjuntores e Chaves – Aplicação em Sistemas de 
Potência. 
 
 
[11] ARY D’AJUZ, FABIO M. RESENDE, F. M. SALGADO CARVALHO, 
IRAPOAN G. NUNES, JORGE A. FILHO, L. E. NORA DIAS, MARCO P. PEREIRA, 
OSCAR K. FILHO & SÉRGIO DE A. MORAIS (1985) Equipamentos Elétricos – 
Especificação e Aplicação em Subestações de Alta Tensão 
 
 
[12] CEFET–RJ (1990). Apostilade Subestações. 
 
 
[13] Marcos A. Dias de Almeida Natal (2000). Apostila de Proteção de Sistemas 
Elétricos. 
 
[14] SENAI-SC (2010). Transformador de Corrente. 
 
[15] Aula de Distribuição de Energia Elétrica (2013). Visita à Subestação da Light-RJ 
no Rio Comprido. 
 
[16] AMADEU C. CAMINHA. (1978). Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos 
de Potência. 
 
[17] CARLOS R. S. FILHO. Transformadores para Instrumentos.
99 
 
Anexo A 
Arquivo SSD da Subestação 
 
A.1 – Objetivo: 
Este anexo tem o intuito de mostrar todo o arquivo SSD da subestação modelada 
no Capítulo 4. 
A.2 – Detalhamento do Arquivo SSD: 
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<SCL xmlns:xsi="http://www.w3.org/2001/XMLSchema–instance" 
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 <History /> 
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 <Substation name="S1"> 
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 <TransformerWinding name="W2"> 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </TransformerWinding> 
 </PowerTransformer> 
 <PowerTransformer sxy:x="302" sxy:y="309" name="T2"> 
 
 
100 
 <LNode lnInst="1" lnClass="YEFN" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="YLTC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="YPSH" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="YPTR" /> 
 <TransformerWinding name="W1"> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q5/L2" substationName="S1" 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
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 <Bay sxy:x="–67" sxy:y="–72" name="Q2"> 
 <ConductingEquipment sxy:x="183" sxy:y="15" name="TP1" type="VTR"> 
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 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="183" sxy:y="39" name="DIS1" type="CBR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CSWI" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CILO" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="XCBR" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L1" substationName="S1" 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 
 
101 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L2" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q2" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L3" substationName="S1" 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L5" substationName="S1" 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="183" sxy:y="80" name="TC1" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q2/L3" substationName="S1" 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
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voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q1" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConnectivityNode name="L1" /> 
 <ConnectivityNode name="L2" /> 
 <ConnectivityNode name="L3" /> 
 <ConnectivityNode name="L4" /> 
 <ConnectivityNode name="L5" /> 
 </Bay> 
 <Bay sxy:x="10" sxy:y="100" name="Q1"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TVTR" /> 
 <LNode lnInst="2" lnClass="TVTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <ConnectivityNode name="L1" /> 
 </Bay> 
 <Bay sxy:x="–72" sxy:y="–72" name="Q3"> 
 <ConductingEquipment sxy:x="376" sxy:y="15" name="TP2" type="VTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TVTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 
 
102 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L2" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions"/> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L4" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L4" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L5" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L5" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="376" sxy:y="40" name="DIS2" type="CBR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CSWI" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CILO" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="XCBR" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L2" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L3" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L3" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L4" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L4" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L5" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L5" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="376" sxy:y="81" name="TC2" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q3/L3" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q3" cNodeName="L3" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V34–5k/Q1/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q1" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConnectivityNode name="L1" /> 
 <ConnectivityNode name="L2" /> 
 
 
103 
 <ConnectivityNode name="L3" /> 
 <ConnectivityNode name="L4" /> 
 <ConnectivityNode name="L5" /> 
 </Bay> 
 <Bay sxy:x="–280" sxy:y="180" name="Q4"> 
 <ConductingEquipment sxy:x="398" sxy:y="–44" name="TC3" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q1/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q1" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V34–5k/Q4/L1" substationName="S1" 
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systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="398" sxy:y="52" name="TC4" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOV" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V34–5k/Q4/L2" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q4" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="398" sxy:y="11" name="DIS3" type="CBR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CSWI" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CILO" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="XCBR" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q4/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q4" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConnectivityNode name="L1" /> 
 <ConnectivityNode name="L2" /> 
 </Bay> 
 <Bay sxy:x="–75" sxy:y="122" name="Q5"> 
 <ConductingEquipment sxy:x="377" sxy:y="14" name="TC5" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 
 
104 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V34–5k/Q5/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q5" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q1/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q1" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="377" sxy:y="70" name="DIS4" type="CBR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CSWI" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CILO" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="XCBR" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V34–5k/Q5/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q5" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="377" sxy:y="111" name="TC6" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOV" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V34–5k/Q5/L2" substationName="S1" 
voltageLevelName="V34–5k" bayName="Q5" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConnectivityNode name="L1" /> 
 <ConnectivityNode name="L2" /> 
 </Bay> 
 </VoltageLevel> 
 <VoltageLevel sxy:x="124" sxy:y="454" name="V13–8k" 
xmlns:sxy="http://www.iec.ch/61850/2003/SCLcoordinates"> 
 <Bay sxy:x="10" sxy:y="10" name="Q6"> 
 <ConductingEquipment sxy:x="127" sxy:y="15" name="TC7" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V13–8k/Q6/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q6" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 
 
105 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V13–8k/Q6/L2" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q6" cNodeName="L2" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V13–8k/Q6/L3" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q6" cNodeName="L3" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions"/> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V13–8k/Q6/L4" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q6" cNodeName="L4" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="127" sxy:y="73" name="DIS5" type="CBR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CSWI" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CILO" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="XCBR" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V13–8k/Q6/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q6" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="127" sxy:y="114" name="TC8" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="RREC" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V13–8k/Q3/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q3" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V13–8k/Q8/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q8" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConnectivityNode name="L1" /> 
 <ConnectivityNode name="L2" /> 
 <ConnectivityNode name="L3" /> 
 <ConnectivityNode name="L4" /> 
 </Bay> 
 <Bay sxy:x="228" sxy:y="53" name="Q7"> 
 <ConductingEquipment sxy:x="93" sxy:y="–28" name="TC9" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 
 
106 
 <Terminal ease:origin="B" connectivityNode="S1/V13–8k/Q7/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q7" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V13–8k/Q7/L2" substationName="S1" 
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107 
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108 
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 <Bay sxy:x="–255" sxy:y="250" name="Q10"> 
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109 
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110 
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 </ConductingEquipment> 
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 </Bay> 
 <Bay sxy:x="266" sxy:y="250" name="Q13"> 
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111 
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 </ConductingEquipment> 
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 </ConductingEquipment> 
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 <ConnectivityNode name="L2" /> 
 <ConnectivityNode name="L3" /> 
 <ConnectivityNode name="L4" /> 
 <ConnectivityNode name="L5" /> 
 <ConnectivityNode name="L6" /> 
 </Bay> 
 <Bay sxy:x="156" sxy:y="250" name="Q14"> 
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112 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
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 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V13–8k/Q8/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q8" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
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 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="377" sxy:y="81" name="DIS12" type="CBR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CSWI" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="CILO" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="XCBR" /> 
 <Terminal ease:origin="A" connectivityNode="S1/V13–8k/Q14/L1" substationName="S1" 
voltageLevelName="V13–8k" bayName="Q14" cNodeName="L1" xmlns:ease="http://www.ase–
systems.com/61850/2003/SCLextensions" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="377" sxy:y="122" name="TC22" type="CTR"> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="TCTR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PDIR" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTRC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="RREC" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="PTOV" /> 
 <LNode lnInst="1" lnClass="MMXU" /> 
 </ConductingEquipment> 
 <ConductingEquipment sxy:x="377" sxy:y="149" name="ALIM6" type="IFL" /> 
 <ConnectivityNode name="L1" /> 
 </Bay> 
 </VoltageLevel> 
 </Substation> 
</SCL>