TCC PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS

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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO 
PRÓ-REITORIA DE GRADUAÇÃO 
CENTRO DAS ENGENHARIAS 
CURSO DE ENGENHARIA DE ENERGIA 
 
 
 
 
 
 
WIGOR BRENO ALMEIDA DA SILVA 
 
 
 
 
 
 
 
COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DE SISTEMAS DE PROTEÇÃO: 
ESTUDO DE CASO EM UMA UNIDADE DE BOMBEIO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MOSSORÓ 
2016 
 
 
 
 
WIGOR BRENO ALMEIDA DA SILVA 
 
 
 
 
 
 
 
COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DE SISTEMAS DE PROTEÇÃO: 
ESTUDO DE CASO EM UMA UNIDADE DE BOMBEIO 
 
 
 
 
 
 
Monografia apresentada à Universidade 
Federal Rural do Semi-Árido como 
requisito para obtenção do título de 
Bacharel em Engenharia de Energia. 
 
 
Orientador: Isaac Barros Tavares da 
Silva, Prof. Msc. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MOSSORÓ 
2016 
http://www.niemeyer.org.br/
 
 
 
 
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literária para novas pesquisas, desde que a obra e seu (a) respectivo (a) autor (a) seja devidamente citado e mencionado 
os seus créditos bibliográficos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Setor de Informação e Referência 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
O serviço de Geração Automática de Ficha Catalográfica para Trabalhos de Conclusão de Curso (TCC´s) foi 
desenvolvido pelo Instituto de Ciências Matemáticas e de Computação da Universidade de São Paulo (USP) e 
gentilmente cedido para o Sistema de Bibliotecas da Universidade Federal Rural do Semi-Árido (SISBI-UFERSA), 
sendo customizado pela Superintendência de Tecnologia da Informação e Comunicação (SUTIC) sob orientação dos 
bibliotecários da instituição para ser adaptado às necessidades dos alunos dos Cursos de Graduação e Programas de 
Pós-Graduação da Universidade. 
 
 
 
 A586c Almeida da Silva, Wigor Breno. 
Coordenação e Seletividade de Sistemas de 
Proteção: Estudo de Caso em uma Unidade de 
Bombeio / Wigor Breno Almeida da Silva. - 2016. 
 74 f. : il. 
 
Orientador: Isaac Barros Tavares da Silva. 
Monografia (graduação) - Universidade Federal 
Rural do Semi-árido, Curso de Engenharia de 
Energia, 2016. 
 
1. Curto-circuito. 2. Sobrecorrente. 3. 
Coordenação. 4. Seletividade. 5. Relés. 
I. Barros Tavares da Silva, Isaac , orient. II. 
Título. 
 
 
 
 
WIGOR BRENO ALMEIDA DA SILVA 
 
 
COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE DE SISTEMAS DE PROTEÇÃO: 
ESTUDO DE CASO EM UMA UNIDADE DE BOMBEIO 
 
 
 
 
Monografia apresentada à Universidade 
Federal Rural do Semi-Árido como 
requisito para obtenção do título de 
Bacharel em Engenharia de Energia. 
 
 
 
 
 
Aprovada em: 09 / 11 / 2016. 
 
 
BANCA EXAMINADORA 
 
_________________________________________ 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
 
Agradeço primeiramente a Deus por não ter me deixado para traz num momento irregular 
da minha vida acadêmica, num momento em que até eu estava desacreditado, ele me 
ajudou a se recuperar e me fez voltar acreditar que esse sonho poderia ser realizado; 
Agradeço a minha Vó “Dona Lourdes” por ser a pessoa que me criou, como ela diz, “te 
criei sem preguiça”, que me deu todo o amor do mundo, todo o apoio, toda a dedicação 
todos os cuidados e foi fundamental na minha formação como pessoa e minha vida, enfim, 
TE AMO VÓ; 
Aos meus pais, Canindé e Josefa, por sempre me apoiarem em todos os momentos, pelos 
carões, pela educação, pelos cuidados mas principalmente por serem dois batalhadores, 
que embora separados, tenham um sonho em comum, que é ver o seu filho formado como 
engenheiro; 
A minha amiga, namorada, companheira, resumindo, a mulher que eu nasci para amar, 
Emile Stefanine, por todo o apoio, aguentar minhas chocuras, todos os conselhos, 
entendimento, ensinamentos e principalmente por me fazer “muito, muito, muito feliz”; 
A minha Tia Sandra que também foi responsável direta na minha formação como pessoa, 
ajudando na minha criação e por sempre ter me dado todo o apoio do mundo; 
Agradeço aos meus Tios Carlinho e Antônio José, por me darem todo o apoio, conselhos, 
toda a disponibilidade e pelo carinho que sentem por mim; 
A todos os meus amigos verdadeiros e que gostam de mim, também a todos os meus 
colegas de faculdade em especial a todos os que me ajudaram de forma direta nessa 
formação e a todos os meus colegas do curso de engenharia; 
Ao meu orientador Isaac Barros por ter feito parte deste trabalho ajudando na orientação 
e sempre estando disponível para ajudar independentemente da hora ou dia. Obrigado 
Isaac! 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RESUMO 
 
A grande extensão do sistema elétrico de potência, bem como sua complexidade, 
submete-o a condições de operação danosas, como os curtos-circuitos. Por isso, uma das 
grandes preocupações das concessionárias de energia diz respeito à eficácia dos sistemas 
de proteção. Preocupação essa que também é apresentada pelos consumidores, pois 
paradas na produção geram grandes prejuízos. Este trabalho trata de um estudo de 
coordenação e seletividade, da proteção contra sobrecorrente, de uma Estação de 
Bombeamento de Água. O estudo consiste, basicamente, em dividir a instalação em zonas 
de proteção, calcular os ajustes de corrente e as curvas de atuação dos relés. Durante os 
cálculos dos ajustes, foram consideradas as características de acionamento, de 
funcionamento nominal e de curto-circuito, afim de garantir que os dispositivos não 
atuassem de maneira indevida. A partir disso, foi possível gerar gráficos de “tempo versus 
corrente”, que mostram as curvas de todos os elementos protegidos, bem como dos 
dispositivos de proteção. No caso dos motores foi possível simular as suas curvas de 
partida e o seu ponto de rotor bloqueado, já para o transformador foi possível mostrar seu 
ponto de inrush, bem como a sua curva de suportabilidade térmica. A partir disso, 
utilizou-se das recomendações da IEEE 242 para estabelecer critérios de coordenação 
entre as curvas. Desta forma, notou-se na maioria dos casos que a coordenação foi 
alcançada, embora devido a inflexibilidade de alguns dispositivos, como os fusíveis, 
houve situações em que não foi possível alcançá-la completamente. 
 
Palavras-chave: Curto-circuito, sobrecorrente, coordenação, seletividade, relés. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
The great extension of the electric power system and its complexity, submit it to harmful 
operating conditions, such as short-circuits. So one of the great concerns of utilities is 
about the effectiveness of protection systems. Consumers also present that concern, 
because production stoppages generate big losses. This work is a study of coordination 
and selectivity, of the overcurrent protection, in a Water Pumping Station. The study is 
basically in to divide the installation in protection zones, calculate the current settings and 
the performance curves of the relays. During the calculation of adjustments, it was 
considered the starting characteristics, rated operating and short-circuit in order to ensure 
that devices not acted improperly. From this, it was possible to plot graphs of time versus 
current", that showing the curves of all protected elements, as well as the protection 
devices. In the case of engines it was possible to simulate their starting curves and its 
locked rotor point, as for the transformer it was possible to show its inrush point and its 
damage curve. From this, it was used the IEEE 242 recommendations toestablish 
coordination criteria between the curves. So, it was observed in most cases that the 
coordination is achieved, although due to inflexibility of some devices, such as fuses, 
there were cases where it was not possible to reach it completely. 
 
Keywords: Short-circuit, overcurrent, coordination, selectivity, relays. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1 - Visão global de um sistema elétrico de potência. ...................................................... 16 
Figura 2 – Curto-circuito trifásico. .............................................................................................. 19 
Figura 3 – Circuito equivalente série do curto-circuito trifásico. ................................................ 20 
Figura 4 – Curto-circuito bifásico. .............................................................................................. 21 
Figura 5 – Circuito equivalente série do curto-circuito bifásico. ................................................ 21 
Figura 6 – Curto-circuito fase-terra. ............................................................................................ 23 
Figura 7 – Circuito equivalente série para o curto-circuito fase-terra. ........................................ 23 
Figura 8 - Curto-circuito Fase-Terra-Mínimo ............................................................................. 24 
Figura 9 - Circuito equivalente série do curto-circuito Fase-Terra mínimo. ............................... 25 
Figura 10 - Característica de suportabilidade contra curto-circuito de um transformador delta-
estrela. ......................................................................................................................................... 28 
Figura 11 – Chave fusível. ........................................................................................................ 31 
Figura 12 - Transformador de corrente tipo barra. ...................................................................... 32 
Figura 13 - Transformador de corrente tipo enrolado. ................................................................ 33 
Figura 14 - Transformador de corrente tipo janela. ..................................................................... 33 
Figura 15 - Transformador de corrente tipo bucha. ..................................................................... 34 
Figura 16 - Transformador de corrente tipo núcleo dividido. ..................................................... 34 
Figura 17 - Transformador de corrente com vários enrolamentos primários. ............................. 35 
Figura 18 - Transformador de corrente com vários núcleos secundários. ................................... 35 
Figura 19 - Transformador de corrente com vários enrolamentos secundários. ......................... 36 
Figura 20 - Relé de sobrecorrente microprocessado. .................................................................. 37 
Figura 21 – Curva de tempo definido. ......................................................................................... 38 
Figura 22 - Curvas IEC para o mesmo valor de DT. ................................................................... 40 
Figura 23 – Zonas de proteção e seus dispositivos ..................................................................... 43 
Figura 24 - Localização do município de Mossoró. .................................................................... 46 
 
 
 
 
Figura 25 - Estação de Bombeamento II da adutora Jerônimo Rosado. ..................................... 47 
Figura 26 - Diagrama unifilar da Estação de Bombeamento II da adutora Jerônimo Rosado. ... 48 
Figura 27 - Relé de proteção de sobrecorrente Pextron URP 2000. ............................................ 49 
Figura 28 - Coordenograma de fase da zona de proteção I. ........................................................ 54 
Figura 29 - Coordenograma de fase da zona de proteção II. ....................................................... 58 
Figura 30 - Coordenograma de fase entre o RELE_ENTRADA e RELÉ_SEC_TRAFO. ......... 61 
Figura 31 - Coordenograma de neutro entre o RELIGADOR_21V2_COSERN e o RELÉ_SEC 
TRAFO. ....................................................................................................................................... 64 
Figura 32 - Coordenograma de neutro entre as zonas I e II. ....................................................... 66 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 1 – Percentagens médias de ocorrência de curto-circuito. ............................................... 19 
Tabela 2 - Constantes para curvas de atuação estabelecidas pelo padrão IEC. ........................... 39 
Tabela 3 – Intervalos de coordenação entre os dispositivos........................................................ 44 
Tabela 4 - Valores das correntes de curto-circuito, em Amperes, na zona I e na zona II. .......... 51 
Tabela 5 – Tempos de abertura dos equipamentos para os curtos circuitos na zona I. ............... 55 
Tabela 6 - Tempos de abertura dos equipamentos, da zona II, para os curtos-circuitos nos 
terminais dos motores. ................................................................................................................ 59 
Tabela 7 - Tempos de abertura, dos equipamentos, para os curtos-circuitos barramento do CCM.
 ..................................................................................................................................................... 62 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 13 
1.1. OBJETIVOS ............................................................................................................. 14 
1.1.1 Geral ...................................................................................................................... 14 
1.1.2 Específicos ............................................................................................................. 14 
2 REFERENCIAL TEÓRICO ..................................................................................... 16 
2.1 PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS ............................................................ 16 
2.2 CURTO-CIRCUITO ................................................................................................ 18 
2.2.1 Curto-circuito trifásico ........................................................................................ 19 
2.2.2 Curto-circuito bifásico ......................................................................................... 21 
2.2.3 Curto-circuito fase-terra ..................................................................................... 22 
2.2.4 Curto-circuito fase-terra mínimo ....................................................................... 24 
2.3 PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES ............................................................. 25 
2.3.1 Ponto de inrush ..................................................................................................... 26 
2.3.2 Curva de suportabilidade térmica ...................................................................... 27 
2.4 DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO ........................................................................... 28 
2.4.1 Fusíveis .................................................................................................................. 29 
2.4.2 Transformador de corrente (TC) ....................................................................... 31 
2.4.3 Relé de sobrecorrente .......................................................................................... 36 
2.5 COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE .................................................................. 41 
3 MATERIAIS E MÉTODOS ......................................................................................45 
3.1 CARACTERIZAÇÃO DA CIDADE DE MOSSORÓ E DO SEU SISTEMA DE 
ABASTECIMENTO ....................................................................................................... 45 
3.2 ESTAÇÃO DE BOMBEAMENTO DE ÁGUA II (EB2) ........................................ 46 
3.3 CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO ................................................ 47 
4 ANALISE E RESULTADOS ..................................................................................... 50 
 
 
 
 
4.1 NIVEIS DE CURTO CIRCUITO ............................................................................ 50 
4.2 PROTEÇÃO DE FASE ............................................................................................ 51 
4.2.1 Zona de proteção I: Ajustes do dispositivo “RELÉ_ENTRADA” .................. 52 
4.2.2 Zona de proteção II: Ajustes do dispositivo “RELÉ_SEC_TRAFO” ............. 56 
4.3 PROTEÇÃO DE NEUTRO ..................................................................................... 63 
4.3.1 Coordenação de neutro na zona de proteção I .................................................. 63 
4.3.2 Coordenação de neutro entre as zonas de proteção I e II ................................ 65 
5 CONCLUSÃO ............................................................................................................. 68 
REFERÊNCIAS ............................................................................................................ 69 
ANEXO I – Dados referentes ao ponto de entrega ..................................................... 73 
ANEXO II – Faixa de ajustes do relé PEXTRON URP 2000 .................................... 74 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
13 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
A partir da revolução industrial ocorrida no século XIII, estimulou-se um 
desenvolvimento acentuado das tecnologias de produção, visando a redução da mão de 
obra por maquinários capazes de reproduzir os processos, onde se utilizavam água e 
carvão como fontes de energia. Inicialmente a energia elétrica foi aplicada no uso das 
lâmpadas incandescentes e, posteriormente, se mostrou uma melhor condição de 
transmissão do que o vapor utilizado na época. 
Com o passar dos anos, a população das cidades aumentou, aumentando ainda, de 
forma exponencial, a demanda de energia elétrica solicitada pelas grandes indústrias, bem 
como dos consumidores residenciais. Essa grande quantidade de energia é produzida nas 
usinas geradoras e é transmitida, posteriormente, até o centro da carga por meio de um 
conjunto de instalações que se designa sistema elétrico de potência. A fim de evitar que 
essas instalações sofram danos, são aplicados esquemas de proteção que têm como 
principal objetivo preservar a integridade física dessas instalações e manter a segurança 
de todos que usufruem da energia elétrica direta ou indiretamente (HEWITSON et al., 
2004 apud MATTOS, 2010). 
Atualmente a qualidade e a continuidade no fornecimento de energia elétrica são 
de fundamental importância, uma vez que paradas indevidas podem gerar prejuízos 
elevados. Assim, a proteção dos sistemas elétricos também tem como responsabilidade 
manter a continuidade no fornecimento e consequentemente a qualidade da energia. Para 
que esse objetivo seja alcançado, é necessário que os sistemas de proteção obedeçam aos 
critérios de coordenação entre os dispositivos de sobrecorrente, pois ao atingir esse 
objetivo, as interrupções ocorreram de maneira seletiva, ou seja, apenas os trechos onde 
estão localizadas as faltas serão desenergizados. 
Para que os sistemas de proteção sejam projetados de maneira adequada, é 
necessário conhecer os componentes do sistema elétrico, pois a continuidade do sistema 
pode ser afetada em casos onde os ajustes não respeitarem as condições transitórias ou de 
regime permanente de equipamentos como transformadores e motores. Além disso, deve 
14 
 
 
 
garantir a segurança dos equipamentos quando estes estiverem submetidos a condições 
de operação extrema ou de curto-circuito. 
 Assim, o presente trabalho aplicou os conceitos de coordenação e seletividade a 
uma Unidade de Bombeio de Água na cidade de Mossoró/RN, que é responsável por 
bombear cerca de 800 m³/h de água para os reservatórios espalhados dentro da cidade. 
Desta forma, é notório que uma parada indevida na estação afetará diretamente milhares 
de pessoas. 
 
1.1. OBJETIVOS 
 
Os objetivos do presente trabalho estão divididos em geral e específicos. 
 
1.1.1 Geral 
 
Realizar um estudo dos critérios de proteção de sobrecorrente, a partir dos 
conceitos de coordenação e seletividade, entre os equipamentos de proteção da instalação, 
bem como entre a proteção em média tensão da estação, com o dispositivo de proteção 
da concessionária. 
 
1.1.2 Específicos 
 
Para atingir o objetivo geral, os seguintes objetivos específicos foram 
desenvolvidos: 
 Calcular os níveis de curto-circuito nos pontos de instalação dos 
dispositivos de proteção; 
 Propor a divisão do circuito em zonas de proteção; 
15 
 
 
 
 Realizar os ajustes das unidades instantâneas e temporizadas dos relés de 
sobrecorrente; 
 Realizar a coordenação dos dispositivos presentes em cada zona de 
proteção; 
 Realizar a coordenação da proteção de média tensão da instalação, com o 
dispositivo da concessionária; 
 Realizar a coordenação entre as zonas de proteção propostas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
16 
 
 
 
2 REFERENCIAL TEÓRICO 
 
Esse capítulo fará uma apresentação geral sobre proteção de sistemas elétricos. 
Inicialmente, mostra-se um breve histórico sobre energia elétrica e sobre a importância 
da utilização dos sistemas de proteção. Em seguida, aborda-se sobre curto-circuito, onde 
serão mostrados os principais tipos e os principais equipamentos de proteção utilizados 
atualmente. Por fim, esta fase será concluída através de uma abordagem sobre 
coordenação e seletividade. 
 
2.1 PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS 
 
 De acordo com Garcia e Duzzi Junior (2012), a estrutura de um sistema elétrico 
de potência compreende os sistemas de geração, transmissão, distribuição e suas 
subestações de energia elétrica (com transformadores, disjuntores e seccionadores das 
mais variadas tensões e correntes), em geral, cobrindo uma grande área geográfica. 
O sistema elétrico de potência pode ser visto como um conjunto de equipamentos 
destinados a geração, transmissão e distribuição que, ao operarem conjuntamente, 
fornecem energia elétrica para o consumidor. O mesmo pode ser ilustrado conforme a 
Figura 1. 
 
Figura 1 - Visão global de um sistema elétrico de potência. 
 
Fonte: Borges, 2016. 
 
17 
 
 
 
O grande número de consumidores, bem como sua diversidade, gera uma 
complexidade no sistema elétrico de potência, uma vez que o mesmo varia de forma 
dinâmica e depende tanto da solicitação de energia por meio das cargas quanto das 
intempéries externas ou diversos tipos de sinistro, como o curto-circuito. Essas variações 
podem ser vistas ainda como uma perturbação ao sistema, uma vez que mudanças bruscas 
no estado das cargas podem gerar danos a rede elétrica, a segurança dos usuários e 
operadores, além de afetar a qualidade no fornecimento dos consumidores. A partir desta 
premissa, surge a necessidade de proteger o sistema contra essas perturbações utilizando 
estudos e dispositivos capazes de manter a qualidade e a segurança no fornecimento de 
energia. 
Para Mamede Filho e Mamede (2011), na operação dos sistemas elétricos surgem, 
com certa frequência, falhas nos seus componentes que resultam em interrupções no 
fornecimento de energia aos consumidores, reduzindo assim a qualidade do serviço 
prestado. Ainda para Mamede Filho e Mamede (2011), a falha mais comum em qualquer 
sistema de potência é o curto-circuito, que dá origem a correntes elevadas circulando em 
todos os equipamentos energizados, tendocomo resultado severos distúrbios de tensão 
ao longo de todo o sistema elétrico. Além desse fator, existe ainda outros dois fenômenos 
que podem ocorrer nos sistemas elétricos: as sub e sobretensões com diferentes origens, 
como descargas atmosféricas e manobras. 
A proteção dos sistemas elétricos de potência é uma área de extrema importância 
para a manutenção do fornecimento da energia elétrica aos consumidores, bem como para 
a segurança dos equipamentos altamente dispendiosos que compõem o sistema elétrico. 
Essa área desenvolveu-se, e vem se desenvolvendo muito nos últimos anos, devido ao 
surgimento de novas tecnologias que possibilitaram a introdução da proteção digital 
através de relés microprocessados (COTOSCK, 2007). 
De acordo com Ferreira (2011), os sistemas de potência estão constantemente 
sujeitos a perturbações das mais variáveis origens, tais como descargas atmosféricas, 
grandes variações de carga, curtos-circuito entre outros. Portanto, deve haver um sistema 
para protegê-lo dessas anomalias. 
18 
 
 
 
Os sistemas de proteção detectam anomalias e iniciam uma ação corretiva para 
que o sistema de potência não saia da sua operação normal. Caso isto ocorra, o tempo de 
atuação do sistema de proteção deve ser o menor possível para evitar danos aos 
equipamentos e, também, a menor parte do sistema deve ser isolada para que 
consumidores em outras regiões não sejam afetados (FERREIRA, 2011). 
 
2.2 CURTO-CIRCUITO 
 
Um curto-circuito pode ser definido como uma conexão intencional ou acidental, 
em geral de baixa impedância, entre dois ou mais pontos que normalmente estão em 
diferentes potenciais elétricos. Como consequência, resulta uma corrente elétrica que 
pode atingir valores elevados, dependendo do tipo do curto-circuito. A esta corrente dá-
se o nome de corrente de curto-circuito ou corrente de falta (SANTOS, 2009). 
 A determinação das correntes de curto-circuito é de fundamental importância na 
elaboração do projeto de proteção das instalações, uma vez que esses valores de corrente 
são utilizados para determinar tanto as características dos equipamentos quanto os ajustes 
para uma proteção bem coordenada entre as diversas zonas de atuação. Essas correntes, 
inicialmente, passam por um período de transitório e têm natureza assimétrica e, ao 
atingirem a condição de regime permanente, passam a ter natureza simétrica. As correntes 
assimétricas são utilizadas para a determinação das capacidades de ruptura ou de 
interrupção dos equipamentos, enquanto as correntes simétricas na escolha das 
características térmicas. 
Pela própria natureza física dos tipos de curtos-circuitos, o trifásico é o mais raro. 
Em contrapartida, é o curto-circuito monofásico à terra o mais corriqueiro 
(KINDERMANN, 1997). A Tabela 1 mostra as percentagens médias de ocorrência de 
cada tipo de curto-circuito. 
 
19 
 
 
 
Tabela 1 – Percentagens médias de ocorrência de curto-circuito. 
Tipos de Curtos-Circuitos Ocorrências em % 
Trifásico 6 
Bifásico 15 
Bifásico – Terra 16 
Fase – Terra 63 
Fonte: Kindermann, 1997. 
 
No estudo do cálculo de curto-circuito é necessário utilizar alguns princípios, 
como a modelagem da impedância equivalente de Thévenin e o artificio matemático dos 
componentes simétricos, sendo importante ressaltar que o presente trabalho não abordará 
essas teorias. A seguir serão listados os principais tipos de curtos-circuitos, bem como 
uma breve descrição de como efetuar seus cálculos. 
 
2.2.1 Curto-circuito trifásico 
 
O curto-circuito trifásico ocorre quando se há um ponto comum entre as três fases 
do sistema de potência, ou seja, quando as mesmas estão em contato direto conforme 
mostra a Figura 2. 
Figura 2 – Curto-circuito trifásico. 
 
Fonte: Vianês, 2009. 
20 
 
 
 
A Figura 3 ilustra o circuito equivalente série para uma falta trifásica: 
 
Figura 3 – Circuito equivalente série do curto-circuito trifásico. 
 
Fonte: Adaptado de Kindermann, 1997. 
 
A partir do circuito apresentado na Figura 3, é possível obter a corrente de falta 
trifásica, que é dada pela Equação 1. Um fato a importante é que os valores calculados 
são dados em pu (por unidade). 
 
 𝐼𝑎₁ = 1
𝑍𝑡ℎ₁
 (1) 
 
Onde: 
Zth1  Impedância de Thévenin de sequência positiva referente ao ponto de ocorrência 
da falta; 
Ia₁  Corrente do curto-circuito trifásico. 
 
21 
 
 
 
2.2.2 Curto-circuito bifásico 
 
O curto-circuito bifásico ocorre quando há um contato entre duas fases do sistema 
elétrico de potência. De acordo com Hermanns (2013) apud Bock (2010), o curto-circuito 
bifásico não possui ligação a terra, portanto não possui componente de sequência zero. A 
Figura 4 exemplifica uma falta entre as fases b e c. 
 
Figura 4 – Curto-circuito bifásico. 
 
Fonte: Vianês, 2009. 
 
A Figura 5 mostra o circuito equivalente série para uma falta bifásica. 
 
Figura 5 – Circuito equivalente série do curto-circuito bifásico. 
 
Fonte: Adaptado de Kindermann, 1997. 
22 
 
 
 
A partir do circuito apresentado na Figura 5, é possível obter a corrente de falta 
bifásica, que é dada pela Equação 2. 
 
𝑍𝑡ℎ₁ = 𝑍𝑡ℎ₂ 
 𝐼𝑎₁ = − 𝐼𝑎₂ =
1
𝑍𝑡ℎ₁+𝑍𝑡ℎ₂
 (2) 
Logo, 
𝐼𝑏 = −𝐼𝑐 =
√3
2𝑍𝑡ℎ₁
 
 
Onde: 
Zth₁ e Zth₂  São respectivamente as impedâncias de Thévenin de sequência positiva e 
negativa no ponto de falta; 
Ib e Ic  São as correntes de curto-circuito na fase b e na fase c. 
 
2.2.3 Curto-circuito fase-terra 
 
O curto-circuito fase-terra ocorre quando há um contato entre uma das fases do 
sistema elétrico de potência com a terra, conforme mostra a Figura 6. Um fato importante 
é que nesse tipo de curto não se leva em consideração a resistência de contato entre a fase 
e a terra, por isso também é conhecido como curto-circuito fase-terra franco. A Figura 7 
mostra o circuito equivalente série para um curto-circuito Fase-Terra. 
23 
 
 
 
Figura 6 – Curto-circuito fase-terra. 
 
Fonte: Vianês, 2009. 
Figura 7 – Circuito equivalente série para o curto-circuito fase-terra. 
 
Fonte: Adaptado de Kindermann, 1997. 
 
A partir do circuito apresentado na Figura 7, é possível obter a corrente da falta 
fase-terra, que é dada pela Equação 3. 
 
 𝐼𝑎 = 3𝐼𝑎₀ = 3
2Zth₁+Zth₀
 (3) 
 
Onde: 
Zth₀ e Zth₁  São as impedâncias de Thévenin de sequência zero e de sequência positiva 
respectivamente; 
24 
 
 
 
Ia₀  É a corrente de sequência zero; 
Ia  É a corrente de curto-circuito que circula na fase a. 
 
2.2.4 Curto-circuito fase-terra mínimo 
 
O curto-circuito fase-terra mínimo ocorre quando há um contato entre uma das 
fases do sistema elétrico de potência com a terra, levando-se em consideração a 
impedância de contato entre o meio condutor e a terra, como mostra a Figura 8. O valor 
de Zd representa a impedância de contato entre o meio condutor e o solo, sendo um 
parâmetro de difícil obtenção, pois as impedâncias do solo são diversificadas. A Figura 9 
mostra o circuito equivalente série para a obtenção do curto-circuito Fase-Terra mínimo. 
 
Figura 8 - Curto-circuito Fase-Terra-Mínimo 
 
Fonte: Vianês, 2009. 
 
25 
 
 
 
Figura 9 - Circuito equivalente série do curto-circuito Fase-Terra mínimo. 
 
Fonte: Adaptado de Kindermann, 1997. 
 
A partir do circuito apresentado na Figura 9, é possível obter a corrente da falta 
fase-terra, que é dada pela Equação 4. 
 𝐼𝑎 =
3
2𝑍𝑡ℎ₁+𝑍𝑡ℎ₀+3𝑍𝑑
 (4) 
Em (4): 
Zth₀ e Zth₁ são as impedâncias de Thévenin de sequência zero e de sequência positiva 
respectivamente; 
Ia é a corrente de curto-circuitoque circula na fase a; 
Zd = 
100
3
 Ω. 
 
2.3 PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES 
 
 Os transformadores podem ser considerados como um dos principais 
componentes do sistema elétrico de potência. Desta forma é muito importante assegurar 
que o mesmo esteja trabalhando em condições seguras, impedindo a redução da vida útil, 
avarias indesejadas e ainda manter a continuidade do fornecimento. 
26 
 
 
 
 Assim como os demais equipamentos, os transformadores têm algumas 
características que devem ser respeitadas ao fazer sua proteção, para que ela não atue de 
forma indevida, prejudicando o desempenho ideal do transformador. As características 
que devem ser respeitadas são a corrente nominal de operação, sua corrente de 
energização (tempo e intensidade de corrente de energização), os limites de 
suportabilidade às correntes de curto-circuito tanto no lado primário quanto no lado 
secundário (MATTOS, 2010). 
 Independentemente do esquema de proteção utilizado, os ajustes devem ser 
definidos de forma a permitir a operação do transformador em condições nominais, não 
atuar para corrente de energização do mesmo e promover a atuação dos dispositivos de 
proteção antes que a condição anormal do sistema elétrico provoque a violação dos limites 
térmico e mecânico do transformador. Estes limites são definidos pela característica de 
suportabilidade térmica do transformador contra curtos-circuitos (IEEE, Std. C57.109, 
199; IEEE Std. C57.12.00, 2006; IEEEStd. 242, 2001 apud SOARES, 2009). 
 
2.3.1 Ponto de inrush 
 
 A corrente de magnetização do transformador, também conhecida como “corrente 
de inrush”, é o valor de corrente atingido no momento que o transformador é energizado, 
no momento de ocorrência de uma falta externa ou ainda durante a tensão de 
reestabelecimento após uma falta externa. É válido ressaltar que este valor de corrente se 
localiza apenas nos terminais secundários do transformador. 
A energização de um transformador provoca um pico transitório da corrente, que 
pode atingir até 20 vezes a corrente nominal com constantes de tempo de 0,1 a 0,7 
segundos. Este fenômeno acontece devido à saturação do circuito magnético, que provoca 
o aparecimento de uma corrente de magnetização elevada. O valor de pico da corrente 
ocorre quando a energização for efetuada na passagem a zero da tensão e com indução 
remanente máxima na mesma fase. A forma de onda contém uma quantidade substancial 
de harmônicos de 2ª ordem. Este fenômeno é uma manobra normal de operação da rede. 
27 
 
 
 
Logo, não deve ser detectado como uma falha pelas proteções, que deverão permitir o 
pico de energização (SOUZA, 2013). 
 
2.3.2 Curva de suportabilidade térmica 
 
 A vida útil dos transformadores e a probabilidade de o mesmo sofrer avarias 
durante o seu funcionamento depende da curva de suportabilidade térmica do 
equipamento. Estas características levam em consideração tanto os elevados níveis de 
corrente atuantes por um determinado período (curva de suportabilidade térmica), quanto 
o número de vezes que o transformador será submetido as condições extremas de curto-
circuito. Desta forma, a proteção deverá ser previamente ajustada de modo a impedir que 
o equipamento permaneça em funcionamento durante essas ocasiões. 
O principal objetivo da proteção é garantir que o equipamento funcione 
normalmente e que, em caso de faltas, não seja danificado - nem termicamente, nem 
mecanicamente. Por estes motivos, existem limites que definem a curva de 
suportabilidade do transformador aos efeitos térmicos e mecânicos das correntes de curto-
circuito. Estes devem ser respeitados ao efetuar a proteção. Tais curvas definem os limites 
térmico e mecânico do transformador. Elas dependem das normas que regulam a 
fabricação e da potência nominal do equipamento, dentre outros fatores (SOUZA, 2013). 
A proteção do transformador, portanto, deve garantir que essa região de 
suportabilidade não seja atingida em nenhuma ocasião de operação, intermitente ou não 
do equipamento (SOUZA, 2013). 
A Figura 10 detalha um exemplo de curva de suportabilidade térmica, também 
conhecida como curva da American National Standards Constituinte (ANSI), mostrando ainda 
o valor de corrente nominal, o ponto da corrente de magnetização, limite mecânico e a 
curva ANSI. 
 
 
28 
 
 
 
Figura 10 - Característica de suportabilidade contra curto-circuito de um transformador 
delta-estrela. 
 
Fonte: Soares, 2009. 
Segundo o Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) Std. 242 
(2001) apud Soares (2009) a curva ANSI (58%) é utilizada quando o transformador em 
análise é do tipo delta-estrela com neutro solidamente aterrado. Neste tipo de 
transformador, um curto circuito fase-terra no lado secundário provoca uma circulação 
de corrente nas outras duas fases do lado primário igual a 58% da corrente total de defeito 
no secundário referida ao primário. 
 
2.4 DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO 
 
 Os dispositivos de proteção são encontrados em todas as partes dos sistemas 
elétricos de potência, uma vez que sua funcionalidade impacta diretamente na qualidade 
e na continuidade do fornecimento de energia. 
29 
 
 
 
 Segundo Mamede Filho e Mamede (2011), existem dois dispositivos básicos na 
proteção dos sistemas elétricos de qualquer natureza: fusíveis e relés. Vale ressaltar ainda 
que outros equipamentos, como os TCs e disjuntores, se fazem importantes no âmbito de 
permitir o funcionamento integral dos relés dentro do sistema de proteção, pois sem o 
auxílio dos mesmos os relés não teriam funcionalidade. Neste tópico serão abordados os 
principais equipamentos utilizados atualmente, onde serão detalhados sua forma 
construtiva e dimensionamento. 
 
2.4.1 Fusíveis 
 
 Os fusíveis podem ser classificados como um dos elementos de proteção com 
forma construtiva mais simples, uma vez que não necessitam de nenhuma eletrônica e seu 
acionamento se deve a fusão do elo fusível, que por sua vez abrirá o circuito. Pode-se 
dizer ainda que os fusíveis podem ser divididos em uma parte ativa (elo fusível) e em uma 
parte passiva (chave fusível), ou seja, a partir da fusão do elo a chave abrirá o circuito. 
 
 
2.4.1.1 Elos fusíveis 
 
 Pode-se descrever o elo fusível como o elemento sensor e atuador da chave 
fusível, pois, em condições normais, a corrente fluirá continuamente, mas em caso de 
sobrecarga ou curto-circuito, o elo sentirá essa elevação e se fundirá, atuando assim para 
que chave interrompa o circuito. Vale ressaltar que o tempo de ocorrência da fusão 
completa do elo depende de forma inversamente proporcional a intensidade da corrente 
de sobrecarga ou curto-circuito, ou seja, quanto maior a corrente, menor será o tempo de 
fusão do mesmo. 
De acordo com IEEE 100 (2000) apud Mattos (2010), o elo fusível é um 
dispositivo de proteção contra sobrecorrente que é caracterizado por um filamento ou 
30 
 
 
 
placa metálica com um ponto de fusão baixo, tornando-o sensível às elevações na 
corrente, uma vez que, por efeito Joule, o filamento se funde e interrompe a circulação da 
corrente elétrica. 
Os elos fusíveis são classificados de acordo com suas características de atuação, 
onde se leva em consideração as características de corrente x tempo de atuação e de 
acordo com Mamede Filho e Mamede (2011) esse fato permite que sejam codificados nas 
seguintes classificações: 
 Tipo H: denominados fusíveis de alto surto, apresentam tempo de atuação lento e são 
utilizados somente na proteção de transformadores de distribuição. Esta característica 
lenta se dá devido o mesmo ter que suportar as correntes de magnetização sem que o 
circuito seja aberto (MAMEDE FILHO; MAMEDE, 2011); 
 Tipo K: apresentam um tempo de atuação rápido, sendo utilizados normalmente na 
proteção de ramais de alimentadores de distribuição ou mesmo instalados ao longo 
desses alimentadores (MAMEDE FILHO; MAMEDE, 2011); 
 Tipo T:apresentam tempo de atuação lento, sendo utilizados na proteção de 
alimentadores de distribuição e seus ramais correspondentes, não sendo estes muito 
difundidos no Brasil (MAMEDE FILHO; MAMEDE, 2011). 
 
 
2.4.1.2 Chaves fusíveis 
 
De acordo com Almeida (2000), as chaves fusíveis podem ser descritas como 
dispositivos eletromecânicos que abrem o circuito no momento que há a fusão do elo 
fusível. Seu princípio de abertura se baseia na extinção do arco elétrico por meio de gases 
desionizantes que surgem no momento da combustão do tubinho e das paredes da porta 
fusível, onde esses gases geram um empuxo para cima e faz com que a porta fusível se 
desconecte, abrindo assim o circuito. Outro detalhe que também ajuda no momento da 
abertura é o fato da chave possuir uma inclinação de cerca de 70° com a cruzeta. As 
Figuras 11a e 11b detalham, respectivamente, cada componente da chave fusível e da 
porta fusível. 
31 
 
 
 
 
Figura 11a – Chave fusível. 
 
Fonte: Adaptado de EMD, 2016. 
Figura 11b – Porta fusível. 
 
Fonte: Adaptado de EMD, 2016. 
 
O tópico 2.4.2 dá início aos transformadores de corrente e cita alguns dos principais 
tipos. 
 
2.4.2 Transformador de corrente (TC) 
 
 Os transformadores de corrente têm como principal função possibilitar que outros 
equipamentos de leitura e de proteção desempenhem suas funções, já que as correntes que 
circulam nos circuitos são geralmente elevadas e este fato impossibilita sua conexão direta no 
circuito. Desta forma, os TCs trabalham como um intermediário entre equipamentos e o circuito 
principal, onde nos seus terminais secundários são geradas correntes inferiores e proporcionais 
as que fluem nos circuitos principais. 
32 
 
 
 
Os transformadores de corrente na sua forma mais simples possuem um primário, 
geralmente de poucas espiras, e um secundário, no qual a corrente nominal transformada é, na 
maioria dos casos, igual a 5 A. Desta forma, os instrumentos de medição e proteção são 
dimensionados em tamanhos reduzidos devido aos baixos valores de correntes secundárias para 
os quais são projetados (MAMEDE FILHO; MAMEDE, 2011). 
 O TC é destinado a reproduzir proporcionalmente em seu circuito secundário a corrente 
de seu circuito primário com sua posição fasorial mantida, conhecida e adequada para o uso em 
instrumentos de medição, controle e proteção. Assim, o transformador de corrente deve 
reproduzir, no seu secundário, uma corrente que é réplica em escala da corrente do primário do 
sistema elétrico (KINDERMANN, 2005). Os TCs podem ser construídos de diferentes 
formas e para diversas finalidades, dentre os tipos construtivos destacam-se: 
 
 Tipo barra – Neste tipo de TC o primário é uma barra fixada ao núcleo do 
transformador. Ele é comumente utilizado na medição e na proteção de quadros de 
comando de motor ou em circuitos de baixa tensão com elevados valores de corrente. A 
Figura 12 mostra um transformador do tipo barra. 
 
Figura 12 - Transformador de corrente tipo barra. 
 
 
Fonte: Gonçalves, 2012. 
 
 Tipo enrolado – O enrolamento primário deste TC é composto de, no mínimo, uma 
espira. Este é comumente utilizado em sistemas de medição, mas também pode ser 
33 
 
 
 
utilizado em sistemas de proteção. A Figura 13 mostra um transformador do tipo 
enrolado. 
 
Figura 13 - Transformador de corrente tipo enrolado. 
 
 
Fonte: Gonçalves, 2012. 
 
 Tipo janela – Neste tipo de TC não existe um primário fixo no mesmo, desta forma há 
uma abertura no equipamento (por isso o nome janela) que possibilita a passagem do 
meio condutor (cabo, barramento etc.). A Figura 14 mostra um transformador do tipo 
janela. 
Figura 14 - Transformador de corrente tipo janela. 
 
 
Fonte: Gonçalves, 2012. 
 
34 
 
 
 
 Tipo bucha – Pode-se dizer que este TC é parecido com o do tipo barra, diferenciando-
se apenas no fato de que seu primário é a própria bucha do equipamento (transformador, 
disjuntor etc.). A Figura 15 mostra um transformador do tipo bucha. 
 
Figura 15 - Transformador de corrente tipo bucha. 
 
Fonte: Gonçalves, 2012. 
 
 Tipo núcleo dividido – Este tipo de TC é parecido com o do tipo janela, onde não detém 
de um primário fixo, diferencia-se no fato de seu núcleo ter a capacidade de se abrir 
para facilitar a medição de corrente. A aplicação mais conhecida desse TC são os 
alicates amperímetros. A Figura 16 mostra um transformador do tipo núcleo dividido. 
 
 
Figura 16 - Transformador de corrente tipo núcleo dividido. 
 
Fonte: Gonçalves, 2012. 
 
35 
 
 
 
 TC com vários enrolamentos primários – Sua principal característica é possuir vários 
enrolamentos primários de forma isolada e apenas um enrolamento secundário. A 
Figura 17 mostra um transformador do tipo vários enrolamentos primários. 
 
Figura 17 - Transformador de corrente com vários enrolamentos primários. 
 
Fonte: Mamede Filho; Mamede, 2011. 
 
 TC com vários núcleos secundários – Esse tipo de TC tem seu secundário formado 
por vários enrolamentos, mas cada um contém um núcleo individual. A Figura 18 
mostra um transformador do tipo vários núcleos secundários. 
 
Figura 18 - Transformador de corrente com vários núcleos secundários. 
 
Fonte: Mamede Filho; Mamede, 2011. 
 
 TC com vários enrolamentos secundários – Este tipo de TC contém vários 
enrolamentos secundários embora só se tenha um único enrolamento primário. A Figura 
19 mostra um transformador do tipo vários enrolamentos secundários. 
36 
 
 
 
 
Figura 19 - Transformador de corrente com vários enrolamentos secundários. 
 
Fonte: Mamede Filho; Mamede, 2011. 
 
Depois de descritos os tipos de transformadores de corrente, é possível dar início a 
explanação sobre os relés de sobrecorrente. 
 
2.4.3 Relé de sobrecorrente 
 
 O relé de sobrecorrente, como o próprio nome sugere, tem como grandeza de atuação a 
corrente elétrica do sistema. Este pode ser aplicado para proteger qualquer elemento de um 
sistema de energia, como, por exemplo, linhas de transmissão, transformadores, geradores ou 
motores, entre outros dispositivos, equipamento e sistemas (COURY, 2007 apud BREDA, 
2009). 
 O relé pode ser descrito como um dos principais componentes do sistema de elétricos 
de potência, pois o mesmo executa tanto funções de monitoramento das diversas grandezas 
elétricas (tensão, corrente, frequência etc.) como participa ativamente do sistema de proteção. 
Este equipamento funciona a partir do acompanhamento, em tempo real, de todas as grandezas 
durante o período em que o sistema se encontra em regime permanente. A partir do instante que 
ocorre alguma anomalia ou curto-circuito, o relé identifica a mesma e posteriormente envia um 
comando para que o disjuntor abra o circuito, isolando somente o trecho defeituoso, visando a 
melhor forma de suprir a demanda e restaurar a normalidade do sistema o mais rápido possível. 
De acordo com Soares (2009), a aplicação do relé abrange desde a proteção de motores em 
37 
 
 
 
sistemas elétricos industriais, transformadores, linhas de transmissão de energia elétrica e 
geradores de grande porte podendo ser empregados como proteção primária ou de retaguarda. 
É importante ressaltar que a função de um relé, aplicado a um sistema de proteção, é de 
remover de serviço alguns elementos ou componentes que estão operando de maneira 
inadequada, o que caracteriza uma situação de falta. Logo, estes não previnem situações 
perigosas aos equipamentos, mas somente atuam tão rápido quanto possível após algumas 
anomalias terem sido detectadas, buscando manter a integridade e estabilidade do sistema 
remanescente. Neste contexto, os relés devem propiciar determinadas características funcionais 
essenciais a um sistema de proteção (GONDIM, 2010). A Figura 20 mostra um modelo de relé 
de sobrecorrente. 
 
Figura 20 - Relé de sobrecorrente microprocessado. 
 
Fonte:Pextron, 2016. 
A característica dos relés de sobrecorrente é representada pelas suas curvas tempo versus 
corrente. Estas curvas variam em função do tipo do relé (disco de indução, estático, digital). 
Antigamente, na época dos relés de disco de indução, a escolha da característica do 
equipamento era feita no momento da compra e, assim, não era possível alterá-la. Atualmente 
fabricam-se praticamente somente os relés digitais e a maior parte deles permite escolher a 
característica tempo corrente apenas alterando-se os parâmetros no próprio relé (MARDEGAN, 
2010). As operações dos relés de sobrecorrente se baseiam em curvas com características de: 
 Tempo Definido – Esta curva tem como característica a necessidade de se 
efetuar os ajustes de tempo de atuação e de corrente de atuação. Desta forma, o relé enviará um 
sinal de comando para que o disjuntor abra o circuito sempre que a corrente de atuação for 
atingida e permaneça no circuito pelo tempo pré-ajustado no relé. Segundo Mattos (2010) os 
38 
 
 
 
parâmetros de tempo de atuação (TUP) corrente de atuação (IUP) indicam os valores em que o 
relé irá atuar, ou seja, o dispositivo atuará para valores maiores ou iguais à corrente mínima de 
atuação, em um tempo igual ao TUP, conforme mostra a Figura 21. 
 
Figura 21 – Curva de tempo definido. 
 
Fonte: Soares, 2009 apud Mattos, 2010. 
 
 Tempo dependente – Os tempos de atuação dos relés são inversamente proporcionais as 
intensidades de corrente elétrica, ou seja, o relé irá atuar mais rapidamente quão maior for o 
valor da corrente elétrica. Segundo Soares (2009) apud Mattos (2010), existem diversos tipos 
de curvas de tempo dependente, que podem seguir padrões norte-americanos (ANSI), europeus 
da International Electrotechnical Commission (IEC) ou padrões próprios de determinado 
fabricante de relé. Neste trabalho serão utilizadas as curvas do padrão IEC, e com isso se faz 
importante apresentar as mais comuns, sendo elas: Normal Inversa (NI), Muito Inversa (MI) e 
Extremamente Inversa (EI). Os valores de tempo destas curvas são determinados com base na 
Equação 5 que é apresentada a seguir. 
 𝑡 = 𝐾₁∗𝐷𝑇
𝑚𝑘₂−1
 (5) 
39 
 
 
 
 
Onde, 
K₁ e K2  Constantes definidas pelo tipo da curva (estão mostradas na Tabela 2); 
m  Múltiplo de corrente; 
DT  Multiplicador de tempo (Dial time). São ajustes utilizados para denotar as características 
de tempo do relé. 
 
Tabela 2 - Constantes para curvas de atuação estabelecidas pelo padrão IEC. 
CONSTANTES DE SOBRECORRENTE 
Curva K₁ K₂ 
Extremamente Inversa 80 2 
Muito Inversa 13.5 1 
Normal Inversa 0.14 0.02 
Fonte: IEEE Std C37.112, 1996. 
 
 De posse desses dados é possível estabelecer as curvas a serem utilizadas nos relés. A 
Figura 22 mostra um exemplo de curvas IEC para o mesmo DT. 
 
40 
 
 
 
Figura 22 - Curvas IEC para o mesmo valor de DT. 
 
Fonte: Mardegan, 2010. 
 Explicadas as curvas de operação dos relés, é possível agora falar das duas unidades que 
os desenvolvem, sendo elas: unidade instantânea e unidade temporizada. 
 
2.4.3.1 Função de sobrecorrente (50/51, 50N/51N) 
 
 Os relés que implementam esta função atuam para uma corrente maior do que a corrente 
que foi parametrizada inicialmente. Caso ocorra alguma falha no sistema e o parâmetro sensível 
do relé ultrapasse o seu ajuste, o mesmo atua (OLIVEIRA JÚNIOR, 2009). 
 De acordo com Kindermann (2005), os relés instantâneos não são na essência da palavra 
instantâneos, mas o seu tempo é o correspondente ao da movimentação de seus mecanismos de 
atuação. Ainda para Kindermann (2005), a unidade instantânea pode atuar instantaneamente ou 
de acordo com um tempo previamente definido. 
 Segundo Kindermann (2005), a unidade 51 tem na sua própria funcionalidade 
característica temporizada, ou seja, a sua atuação ocorre após um certo tempo. Ainda para 
Kindermann (2005) a unidade 51 opera através das curvas de tempo definido ou de tempo 
dependente. 
41 
 
 
 
 De acordo com Mamede Filho e Mamede (2011), os ajustes da unidade 50/51 e 
50N/51N devem obedecer às seguintes condições: 
 
 UNIDADE INSTANTANEA 50 
 
o A corrente mínima de acionamento deve ser inferior à menor corrente simétrica 
de curto-circuito no trecho protegido pelo relé; 
o A corrente mínima de acionamento deve ser superior a corrente de magnetização 
do transformador. 
 
 UNIDADE INSTANTANEA 50 N 
o A corrente mínima de acionamento deve ser inferior à menor corrente 
assimétrica de curto-circuito monopolar no trecho protegido pelo relé. 
 
 UNIDADE TEMPORIZADA 51 
 
o O relé não deverá atuar para as condições de carga máxima admitidas; 
o O relé deve operar de acordo com a curva temporizada para o múltiplo de 
corrente ajustado. 
 
 UNIDADE TEMPORIZADA 51 N 
 
o A corrente ajustada deve ser multiplicada por um fator K, compreendido entre 
0,1 e 0,3, que representa a taxa de desequilíbrio máximo admitida. 
 
2.5 COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE 
 
Em regime permanente, o sistema de potência deve se encontrar em condições normais, 
mas no momento que ocorre alguma anormalidade, por exemplo o curto-circuito, o sistema de 
proteção deve abrir o circuito através do equipamento de interrupção mais próximo da área de 
42 
 
 
 
ocorrência do sinistro. Existe ainda um fator que demarca a ordem de abertura dos dispositivos, 
ele é conhecido como o nível de atuação, este se divide em proteção principal, que é a primeira 
proteção a atuar em um curto na zona protegida, e em proteção de retaguarda, que atuará apenas 
em caso de falha da proteção principal. 
Para garantir que a falta em um determinado ponto do sistema seja detectada e que todos 
os elementos do sistema estejam protegidos, é necessário que os elementos desse sistema 
estejam em pelo menos uma zona de proteção, região do sistema em que o dispositivo de 
proteção é responsável pela detecção e atuação em caso de falta. Essas zonas são definidas pelo 
posicionamento dos dispositivos de proteção, como exemplificado na Figura 23. Nela são 
mostradas em tracejado as zonas de proteção, e os quadros em preto adjacentes à barra são os 
locais onde os dispositivos de proteção estão instalados. Como é possível notar, sempre há uma 
sobreposição nas zonas de proteção, isto é feito para elevar a confiabilidade do sistema de 
proteção, de forma que o dispositivo de proteção do elemento protegido esteja em mais de uma 
zona de proteção. Quando existe a sobreposição de zonas de proteção, é preciso que essas zonas 
sejam classificadas por ordem de atuação. A região que tem a responsabilidade de atuar 
primeiro, em caso de falta é definida como zona de proteção primária, já a região que tem uma 
atuação mais demorada e menos seletiva é denominada zona de proteção de retaguarda. Esta se 
torna responsável pela proteção da zona primária quando o dispositivo de proteção por qualquer 
motivo falhe (MATTOS, 2010). 
 
43 
 
 
 
Figura 23 – Zonas de proteção e seus dispositivos 
 
Fonte: Mattos, 2010. 
 
O principal objetivo dos estudos de coordenação e seletividade de dispositivos de 
proteção contra sobrecorrente é minimizar os efeitos que os curtos-circuitos podem causar no 
sistema elétrico. Isso é feito eliminando-se o curto-circuito rapidamente por meio do 
desligamento do menor número de equipamentos possível. Quando um sistema é capaz de 
detectar um comportamento faltoso e garantir que somente essas partes faltosas são tiradas de 
operação é possível denominar esse circuito como seletivo (HEWITSON et al., 2004 apud 
MATTOS, 2010). 
De acordo com Medeiros (2010), o termo “seletividade” é uma expressão associada ao 
arranjo dos dispositivos de proteção de forma que somente o elemento em falta seja retirado do 
sistema. Isto é, os demais elementos devem permanecer conectados ao sistema. A característica 
de seletividaderestringe a interrupção somente dos componentes que estão em falta. 
A seletividade está atrelada ao conceito de coordenação, sendo que um sistema elétrico 
de proteção é dito seletivo quando, diante da ocorrência da falta em um ponto, apenas a menor 
parte do sistema de potência ao redor deste ponto é isolada pela proteção, garantindo assim que 
44 
 
 
 
o restante do sistema (e suas respectivas cargas) continue a funcionar de forma satisfatória 
(RODRIGUES, 2013). 
Segundo Medeiros (2010), a coordenação determina os ajustes com o objetivo de 
conseguir a sensibilidade de coordenação entre os dispositivos de proteção, de forma que as 
proteções adjacentes só atuem no caso de falha das proteções responsáveis por prover proteção 
à zona específica. 
 A coordenação da proteção de um circuito elétrico tem como principal objetivo garantir 
a seletividade no sistema elétrico: somente os dispositivos instalados mais próximos ao local 
da falta devem atuar. Atinge-se tal objetivo aplicando-se os critérios de coordenação entre os 
dispositivos de proteção (Mattos, 2010). Segundo IEEE Std 242 (2001), os intervalos de 
coordenação, que são aplicados entre os dispositivos de proteção, são definidos conforme 
mostra a Tabela 3. 
 
Tabela 3 – Intervalos de coordenação entre os dispositivos. 
 
Dispositivo a 
Jusante 
Dispositivo a montante 
Fusível Disjuntor de baixa 
tensão 
Relé digital 
Fusível 120 ms 120 ms 120 ms 
Disjuntor de baixa 
tensão 
120 ms 120 ms 120 ms 
Relé digital 250 ms 250 ms 250 ms 
Fonte: IEEE Std 242, 2001. 
 
 
 
 
45 
 
 
 
3 MATERIAIS E MÉTODOS 
 
Este capítulo tem como ponto de partida mostrar os detalhes da Estação de 
Bombeamento de Água II, local onde o estudo de proteção foi realizado, sendo citados os 
principais equipamentos que compõem o sistema elétrico potência do recinto, as características 
nominais de funcionamento das máquinas, bem como as principais características dos 
dispositivos de proteção já instalados. Além disso, o capítulo serve de embasamento para que 
seja iniciada a etapa de cálculos de curto-circuito e posteriormente dos ajustes dos dispositivos 
de proteção. 
 
3.1 CARACTERIZAÇÃO DA CIDADE DE MOSSORÓ E DO SEU SISTEMA DE 
ABASTECIMENTO 
 
A cidade de Mossoró está localizada no interior do estado do Rio Grande do Norte, 
encontrando-se a uma distância de aproximadamente 280 km da capital do estado, Natal. Mais 
precisamente, está próxima a linha do equador, com 05 ° 13’ de latitude e 37 ° 18’ de longitude, 
além de possuir altitude média de 16 m acima do nível do mar (IBGE, 2014). De acordo com o 
Instituo Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), a população de Mossoró é estimada em 
cerca de 291 mil habitantes. A Figura 24 mostra a localização do município em relação ao país 
e ao estado. 
 
46 
 
 
 
Figura 24 - Localização do município de Mossoró. 
 
Fonte: Simonsen, 2010. 
 
O sistema de abastecimento de água da cidade de Mossoró é composto basicamente por 
duas fontes, são elas: subterrânea e superficial. É importante ressaltar que a captação 
subterrânea é a mais utilizada, correspondendo a 70% do abastecimento, devido à grande 
abundância do lençol freático presente na região. 
A captação superficial é realizada na Barragem Engenheiro Armando Ribeiro 
Gonçalves que pertence a bacia hidrográfica do rio Piranhas-Assu. A água é enviada para o 
município de Mossoró a partir do sistema adutor Jeronimo Rosado, que é composto pelas 
Estações de Bombeamento e pela adutora. A Estação de Bombeamento I é o ponto de envio da 
água e se localiza no município de Assu/RN. Posteriormente, a adutora entrega à água 
diretamente na Estação de Bombeamento II, que se localiza no município de Mossoró/RN, 
sendo responsável por 30% do abastecimento da cidade e ainda por beneficiar diversas 
comunidades localizadas entre as duas cidades. 
 
3.2 ESTAÇÃO DE BOMBEAMENTO DE ÁGUA II (EB2) 
 
A Estação de Bombeamento ou EB2, localiza-se nas margens da BR 304, é responsável 
por receber, tratar e bombear, à água que chega através da adutora, para os reservatórios 
47 
 
 
 
localizados na cidade. A Figura 25 mostra a Estação de Bombeamento II da adutora Jerônimo 
Rosado. 
 
Figura 25 - Estação de Bombeamento II da adutora Jerônimo Rosado. 
 
Fonte: Autoria Própria, 2016. 
 
O funcionamento da estação acontece da seguinte forma: a agua recebida é direcionada 
para grandes reservatórios localizados no pátio do terreno e posteriormente é bombeada, através 
de 2 motores de 150 kW, até os reservatórios espalhados dentro da cidade. O tópico 3.3, a 
seguir, dará início ao estudo de proteção proposto através, inicialmente, de um detalhamento 
sobre a composição do sistema elétrico da estação. 
 
3.3 CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO 
 
 É importante ressaltar que o estudo foi realizado em um circuito já existente, não sendo 
objetivo deste trabalho escolher os dispositivos de proteção, e sim aplicar os critérios de 
coordenação e seletividade estudados de modo a propiciar uma maior confiabilidade ao mesmo. 
A Figura 26 mostra um diagrama unifilar que detalha os equipamentos da estação. 
 
 
48 
 
 
 
Figura 26 - Diagrama unifilar da Estação de Bombeamento II da adutora Jerônimo Rosado. 
 
Fonte: Autoria Própria, 2016. 
 
O sistema elétrico da estação é composto de uma subestação ao tempo de 500 kVA, com 
transformador de primário conectado em delta e secundário conectado em estrela aterrado, que 
recebe energia em média tensão (13,8 kV) diretamente da concessionária e posteriormente 
reduz o potencial para 380/220 V. No interior da subestação se encontram instalados um 
cubículo de medição, um cubículo de proteção e um cubículo de transformação, sendo o 
segundo dotado de um disjuntor comandado por relé através das funções 50/51 e 50N/51N. Na 
média tensão, o sistema ainda é protegido por um elo fusível de 25K. O equipamento 
RELIGADOR_21V2_COSERN, mostrado na figura 26, não faz parte do circuito da estação, 
mas foi adicionado com o intuito de se mostrar a coordenação dos dispositivos do consumidor 
com o dispositivo da concessionária. Na baixa tensão, três cabos de 120 mm²/fase alimentam o 
barramento principal do Centro de Comando de Motor (CCM), sendo a proteção do mesmo 
realizada através de um disjuntor comandado por um relé através das funções 50/51 e 50N/51N. 
49 
 
 
 
As cargas conectadas diretamente no barramento são três motores de 150 kW, onde 
apenas dois funcionam continuamente e o outro fica na reserva para o caso de quebra, desta 
forma, para simplificar o diagrama se optou por representar apenas os dois que operam em 
tempo integral. A proteção dos circuitos terminais dos motores é realizada através de fusíveis 
do tipo SITOR de 500 A nominais. 
Os dois relés no circuito de proteção da estação são do modelo Pextron URP 2000 que 
é um relê de proteção de sobrecorrente trifásico, com religador automático, falha de disjuntor e 
relê de alta impedância. Entre as diversas funções se faz importante ressaltar as proteções 
utilizadas nesse trabalho, que são as funções 50/51 e 50N/51N (As informações sobre os ajustes 
permitidos pelo relé estão mostradas no Anexo II deste trabalho). A Figura 27 mostra o relé 
Pextron URP 2000. 
 
Figura 27 - Relé de proteção de sobrecorrente Pextron URP 2000. 
 
Fonte: Pextron, 2016. 
 
 
 
50 
 
 
 
4 ANALISE E RESULTADOS 
 
Descrito todo o sistema elétrico onde o estudo foi realizado, o presente capítulo tem como 
objetivo apresentar os resultados obtidos na realização dos ajustes da proteção, bem como 
mostrar os coordenogramas entre as zonas de proteção delimitadas. 
 
4.1 NÍVEIS DE CURTO CIRCUITO 
 
 As correntes de curto-circuito foram calculadas a partir dos dados informados pela 
concessionária (os mesmos estão descritos no Anexo I) e das características dos equipamentos 
instalados no sistema, como transformador e condutores. Vale salientarque não é objetivo deste 
estudo demonstrar o passo a passo dos cálculos de curto-circuito, e sim de detalhar todos os 
critérios utilizados na obtenção dos ajustes dos equipamentos de proteção. 
 Para uma melhor compreensão, o circuito foi dividido em duas partes e de acordo com 
o seu nível de tensão. Desta forma, foram propostas duas zonas de proteção, são elas: zona I, 
que se localiza no lado de média tensão, em 13,8 kV, e a zona II, que se localiza no lado de 
baixa tensão, em 380 V. Os valores de curto-circuito da zona I podem ser considerados, 
aproximadamente, iguais aos valores de corrente no ponto de entrega fornecidos pela 
concessionária, já que as distancias entre os mesmos é pequena, ou seja, a impedância dos cabos 
que conectam os dois pontos é praticamente nula. 
Na zona II, decidiu-se calcular os níveis de curto-circuito no barramento do CCM, pois 
os mesmos serão importantes na coordenação do dispositivo RELÉ_SEC_TRAFO com o 
equipamento RELÉ_ENTRADA, e nos terminais do motor, que por sua vez serão importantes 
na coordenação do fusível, que protege cada motor, com o equipamento RELÉ_SEC_TRAFO. 
A Tabela 4 mostra todos os valores de curto-circuito calculados, onde as correntes da zona II 
são dadas tanto ao nível de tensão de 380 V, quanto seus respectivos valores refletidos para os 
terminais primários do transformador, em 13,8 kV. 
 
51 
 
 
 
Tabela 4 - Valores das correntes de curto-circuito, em Amperes, na zona I e na zona II. 
Tipo do curto-
circuito 
Zona I Zona II 
Primário 
Transformador 
Barramento CCM Terminal do Motor 
- 13,8 kV 380/220 V 13,8 kV 380/220 V 13,8 kV 
Trifásico 1.469,54 A 11.315,6 A 311,5 A 6.663,5 A 183,48 A 
Bifásico 1.272,66 A 9.799,6 A 269,8 A 5.770,7 A 158,90 A 
Fase-Terra 685,52 A 11.931 A 190,2 A 6.024,2 A 96,03 A 
Fase-Terra-Mínimo 180,76 A 6.207 A 98,95 A 3.851,9 A 61,39 A 
Fonte: Autoria Própria, 2016. 
 
De acordo com a Tabela 4, é possível observar que no barramento do CCM o maior 
valor calculado foi o do curto-circuito fase-terra (11.931 A), embora quando os valores foram 
refletidos para o lado de alta tensão, notou-se que o mesmo (190,2 A) foi superado pela falta 
trifásica (311,5 A). Já nos terminais dos motores a falta trifásica (6.663,5 A) teve a maior 
intensidade. 
De posse dos valores de curto-circuito, é possível descrever os ajustes efetuados nos 
relés de proteção. Desta forma o tópico 4.2 detalhará os critérios utilizados na definição dos 
parâmetros. 
 
4.2 PROTEÇÃO DE FASE 
 
 A proteção de fase foi realizada com o auxílio dos gráficos de tempo versus corrente 
(coordenogramas de proteção) produzidos computacionalmente. Os mesmos possibilitam uma 
melhor visualização das regiões protegidas e das particularidades adotadas na configuração de 
cada um dos relés. As curvas de dano do transformador e a curva de partida dos motores serão 
plotadas com o intuito de mostrar a eficácia do sistema. 
52 
 
 
 
 A finalidade desta proteção é assegurar que as faltas envolvendo as fases do sistema 
sejam eliminadas antes que os equipamentos sofram algum dano. É importante ressaltar que, os 
ajustes efetuados foram adotados de forma a permitir que se tenha uma continuidade no serviço 
durante os elevados valores de corrente transitória, normais ao funcionamento da unidade 
(como a corrente de magnetização do transformador e a corrente de partida dos motores), mas 
que fosse eficaz na presença das correntes de curto-circuito. 
As subseções seguintes apresentam os resultados obtidos no estudo de coordenação e 
seletividade para as zonas de proteção propostas. 
 
4.2.1 Zona de proteção I: Ajustes do dispositivo “RELÉ_ENTRADA” 
 
 A proteção da zona I é realizada pelo elo fusível de 25K e pelo dispositivo 
RELÉ_ENTRADA, sendo que os mesmos devem atuar de maneira coordenada com o 
equipamento de proteção da concessionária. Como o elo fusível é normatizado pela 
concessionária, de acordo com a potência do transformador utilizado na subestação, o ajuste 
efetuado na zona I se limita a configuração do relé. Assim, o dispositivo RELÉ_ENTRADA 
teve sua unidade de sobrecorrente 50/51 ajustada com base nas características do transformador 
e dos níveis de curto-circuito em seus terminais primários. 
A unidade temporizada foi ajustada em 1,57 A para uma curva 1.4 EI IEC de modo que 
o relé atue para qualquer valor superior a 120% da corrente de carga nominal, ou seja, 
permitindo-se ainda uma folga de 20%. A unidade instantânea foi ajustada em 22 A, valor este 
escolhido de forma a impedir que o relé atue durante a magnetização do transformador (para 
uma corrente máxima de doze vezes a corrente nominal). Assim, para qualquer valor de corrente 
superior a este (inclusive para a menor corrente de falta no ponto de instalação), o relé atuará 
instantaneamente. 
É importante ressaltar que os valores de correntes informados são correntes oriundas de 
um TC 80/5, ou seja em valores nominais, a unidade temporizada foi ajustada em 25,12 A e a 
unidade instantânea em 352 A. Desta forma, o ajuste da unidade temporizada é superior a 
corrente de carga máxima (25 A), do transformador, e o ajuste da unidade instantânea é maior 
53 
 
 
 
que a corrente de magnetização (251 A) e inferior a menor corrente de curto-circuito (1272 A) 
no ponto de instalação do relé, ou seja, obedece aos critérios estabelecidos. A Figura 28 mostra 
o coordenograma de fase da zona I. 
 
 
 
 
 
54 
 
 
 
Figura 28 - Coordenograma de fase da zona de proteção I. 
 
Fonte: Autoria Própria, 2016. 
55 
 
 
 
A aplicação dos conceitos de coordenação e seletividade do equipamento ELO_25K 
com os demais dispositivos de proteção da estação se mostrou inviável, uma vez que o fato de 
coordena-lo com o dispositivo à sua jusante, torna impraticável a coordenação entre os demais 
equipamentos. Desta forma, a seletividade entre o ELO_25K e o RELÉ_ENTRADA não foi 
atingida. Assim, o mesmo atuará de forma seletiva apenas no trecho compreendido entre o 
ponto de entrega da concessionária e o ponto de instalação do relé. 
A partir do coordenograma da Figura 28 é notório que os dispositivos não atuam durante 
a corrente de magnetização do transformador. É possível visualizar que o elo fusível está 
violando a curva de dano do transformador, sendo esse fato desconsiderado, pois durante o 
intervalo de tempo que ocorre essa violação, a região é totalmente protegida pela curva 
temporizada do relé. A Tabela 5 mostra os tempos de abertura, dos dispositivos de proteção, 
para as correntes de curto-circuito calculadas na zona I, onde o equipamento 
RELIGADOR_21V2_COSERN atua em sua curva temporizada tanto para a falta bifásica 
quanto para a falta trifásica, enquanto o dispositivo RELÉ_ENTRADA atua para estas correntes 
em sua curva instantânea, que de acordo com o manual do relé tem tempo de atuação de 
aproximadamente 0,02 segundos. 
 
Tabela 5 – Tempos de abertura dos equipamentos para os curtos circuitos na zona I. 
Corrente de curto-
circuito 
Tempo de abertura dos equipamentos 
RELIGADOR_21V2_COSERN RELÉ_ENTRADA 
Bifásico (1273 A) 1,05 s 0,02 s 
Trifásico (1470 A) 0,84 s 0,02 s 
Fonte: Autoria Própria, 2016. 
 
De acordo com os valores observados na Tabela 5 é possível notar que os critérios de 
coordenação dos relés digitais são obedecidos, uma vez que a diferença entre os tempos de 
abertura, do RELIGADOR_21V2_COSERN e do RELÉ_ENTRADA, para as faltas bifásicas 
e trifásicas são respectivamente de 1,02 e 0,82 segundos, ou seja, são superiores aos 0,25 
56 
 
 
 
segundos estabelecidos pela IEEE 242 (2001). Pode-se dizer ainda que a coordenação obtida 
entre os equipamentos da estação e da concessionária é satisfatória, pois tanto para as condições 
de carga nominal quanto as de curto-circuito, os equipamentos ELO_25K e RELÉ_ENTRADA 
operam, no sentido de interromper o circuito, antes do equipamento 
RELIGADOR_21V2_COSERN. 
 
4.2.2 Zonade Proteção II: Ajustes do dispositivo “RELÉ_SEC_TRAFO” 
 
A proteção da zona II é realizada pelo dispositivo RELÉ_SEC_TRAFO (que protege o 
BARRAMMENTO_CCM) e pelos fusíveis que protegem os terminais de motores. Como os 
motores são idênticos, será apresentada apenas a curva de um deles, bem como o seu fusível 
correspondente. O equipamento RELÉ_SEC_TRAFO teve sua unidade de sobrecorrente 50/51 
ajustada com base nas características de funcionamento (em regime permanente), de 
acionamento das maquinas, de rotor bloqueado e de curto-circuito no barramento do CCM. A 
unidade temporizada foi ajustada com base na corrente nominal de 540 A (correspondentes aos 
dois motores que estão diretamente conectados ao barramento), sendo acrescentado ainda uma 
folga de 10%, totalizando assim um valor de 110% da corrente nominal no barramento. Desta 
forma, a corrente da unidade 51 foi ajustada em 3,75 A para uma curva 1,75 EI IEC. A unidade 
instantânea foi ajustada de forma a garantir que o relé não opere indevidamente durante a partida 
dos motores. Desta forma, considerou-se uma situação (pior caso) de acionamento onde um dos 
motores já estivesse operando em regime permanente, para que a partir daí, o outro pudesse ser 
acionado. 
 Considerando-se uma corrente de partida, máxima, de oito vezes a corrente nominal 
somado ao valor de corrente do motor em regime, a corrente de atuação da unidade 50 poderia 
ser ajustada em 16 A, mas para melhorar a seletividade entre o RELÉ_SEC_TRAFO e o 
FUSIVEL_M1_SITOR_500 A, optou-se por adotar o valor de 60 A. É importante ressaltar que 
os valores de correntes informados são correntes oriundas de um TC 800/5, ou seja em valores 
nominais a unidade temporizada foi ajustada em 600 A e a unidade instantânea em 9600 A. 
Desta forma, o ajuste da unidade temporizada é superior a corrente de carga máxima (540 A) e 
o ajuste da unidade instantânea é maior que a corrente de partida dos motores (2160 A) e inferior 
57 
 
 
 
a menor corrente de curto-circuito (9800 A) no ponto de instalação do relé, ou seja, obedece 
aos critérios estabelecidos. A Figura 29 apresenta o coordenograma de fase da zona de proteção 
II. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
58 
 
 
 
Figura 29 - Coordenograma de fase da zona de proteção II. 
 
Fonte: Autoria Própria, 2016. 
59 
 
 
 
O coordenograma da Figura 29 mostra que os equipamentos de proteção não atuam 
durante a corrente de partida dos motores, sendo o intervalo entre a curva de partida e a curva 
do relé, aproximadamente, de 5,7 segundos. Já para o caso de rotor bloqueado, o fusível não 
consegue realizar a proteção, pois sua curva não está totalmente abaixo do ponto de rotor 
bloqueado, ou seja, o motor será danificado antes que o fusível atue. Desta forma, o ponto de 
rotor bloqueado fica protegido pela curva temporizada do relé, pois, como pode ser visto na 
Figura 29, a curva está localizada abaixo do ponto, ou seja, o relé vai atuar antes que a máquina 
seja danificada. Assim, não há seletividade entre FUSÍVEL_M1_SITOR_500A e 
RELÉ_SEC_TRAFO na proteção de rotor bloqueado. A Tabela 6 mostra os tempos de abertura, 
dos dispositivos de proteção, para as correntes de curto-circuito calculadas nos terminais dos 
motores, onde o equipamento RELÉ_SEC_TRAFO atua em sua curva temporizada tanto para 
a falta bifásica, quanto para a falta trifásica, enquanto o FUSÍVEL_M1_SITOR_500A atua para 
estas correntes em sua curva de interrupção. 
 
Tabela 6 - Tempos de abertura dos equipamentos, da zona II, para os curtos-circuitos nos 
terminais dos motores. 
Corrente de curto-
circuito 
Tempo de abertura dos equipamentos 
RELÉ_SEC_TRAFO FUSÍVEL_M1_SITOR_500A 
Bifásico (5.771 A) 1,52 s 0,77 s 
Trifásico (6.664 A) 1,14 s 0,42 s 
Fonte: Autoria Própria, 2016. 
 
Um fato importante de se observar na Figura 29 é que embora o relé esteja ajustado para 
uma curva consideravelmente alta, não foi possível garantir a seletividade de toda a sua curva 
com o fusível. Porém, para faltas localizadas na zona de proteção dos fusíveis é possível 
visualizar (conforme mostra a Tabela 6) que nos terminais dos motores, os intervalos de tempo, 
entre a curva do RELÉ_SEC_TRAFO e o fusível, para as correntes bifásicas e trifásicas são 
respectivamente 0,75 e 0,72 segundos. Assim, o relé atuará apenas como proteção de 
60 
 
 
 
retaguarda, pois os critérios de coordenação estabelecidos pela IEEE 242 (2001) foram 
obedecidos, já que a norma descreve que o intervalo mínimo entre as curvas deve ser de 0,12 
segundos. 
 Após as explanações sobre os ajustes efetuados em cada uma das zonas protegidas, o 
coordenograma apresentado na Figura 30 tem como objetivo abordar a coordenação entre o 
equipamento RELÉ_ENTRADA e o RELÉ_SEC_TRAFO. 
 
 
 
 
 
61 
 
 
 
Figura 30 - Coordenograma de fase entre o RELE_ENTRADA e RELÉ_SEC_TRAFO. 
 
Fonte: Autoria Própria, 2016. 
62 
 
 
 
A partir do coordenograma da Figura 30 foi criada a Tabela 7 que mostra os tempos de 
abertura, dos dispositivos de proteção, para as correntes de curto-circuito calculadas no 
barramento do CCM, onde o equipamento RELÉ_ENTRADA atua em sua curva temporizada 
tanto para a falta bifásica, quanto para a falta trifásica, enquanto o RELÉ_SEC_TRAFO atua 
para estas correntes em sua curva instantânea. 
 
Tabela 7 - Tempos de abertura, dos equipamentos, para os curtos-circuitos barramento do 
CCM. 
Corrente de curto-
circuito 
Tempo de abertura dos equipamentos 
RELÉ_ENTRADA RELÉ_SEC_TRAFO 
Bifásico (9.800 A) 0,98 s 0,02 s 
Trifásico (11.316 A) 0,74 s 0,02 s 
Fonte: Autoria Própria, 2016. 
 
Conforme pode ser visto na Tabela 7, é possível notar que os critérios de coordenação 
dos relés digitais são obedecidos, uma vez que a diferença entre os tempos de abertura, do 
equipamento RELÉ_ENTRADA e do RELÉ_SEC_TRAFO, para as faltas bifásicas e trifásicas 
são respectivamente de 0,96 e 0,72 segundos, ou seja, são superiores aos 0,25 segundos 
estabelecidos pela IEEE 242 (2001). Pode-se dizer ainda que a coordenação obtida entre os 
equipamentos é satisfatória, pois, para as condições estabelecidas, sempre o equipamento 
RELÉ_SEC_TRAFO atua como proteção principal, ficando o RELÉ_ENTRADA responsável 
pela atuação, apenas, em caso de falhas do dispositivo montado a jusante, ou seja, ele atuará 
como proteção de retaguarda. 
Finalizados os ajustes de fase, o próximo tópico tem como finalidade explanar sobre a 
coordenação entre as unidades 50N/51N dos relés utilizados. 
 
 
63 
 
 
 
4.3 PROTEÇÃO DE NEUTRO 
 
A proteção de neutro do sistema foi realizada por meio de relés de sobrecorrente. Uma 
particularidade do sistema é o fato do transformador ter seu enrolamento primário conectado 
em delta (13,8 kV) e o secundário em estrela aterrado (380/220 V), assim o neutro fica isolado 
entre as duas zonas de proteção e a coordenação entre as mesmas é realizada através da unidade 
de neutro do RELÉ_SEC_TRAFO com a unidade de fase do RELÉ_ENTRADA. Inicialmente 
foram mostrados os critérios adotados na coordenação de neutro entre o 
RELIGADOR_21V2_COSERN e o RELÉ_ENTRADA. Em seguida foram mostrados os 
critérios adotados na coordenação de neutro do RELÉ_SEC_TRAFO. Nos coordenogramas de 
neutro apresentados, a seguir, são representadas apenas as faltas fase-terra mínima, uma vez 
que a probabilidade de acontescer um curto-circuito fase-terra franco é muito pequena. 
 
4.3.1 Coordenação de neutro na zona de proteção I 
 
O equipamento RELÉ_ENTRADA foi ajustado com base nas características nominais 
e de magnetização do transformador, bem como os níveis de curto-circuito no seu ponto de 
instalação. Assim, para uma taxa de desequilíbrio de 0,3, a sua unidade temporizada foi ajustada 
para um valor de corrente de 0,5 A para uma curva 0,8 MI IEC e sua unidade instantânea em 6 
A. É importante ressaltar que os valores de correntes informados são correntes oriundas de um 
TC 80/5,