ApostilaDeProtecao

AAssssoocciiaaççããoo ddee EEnnssiinnoo ee CCuullttuurraa PPiiooddéécciimmoo

Departamento de engenharia elétrica

PPRROOTTEEÇÇÃÃOO DDEE SSIISSTTEEMMAASS EELLÉÉTTRRIICCOOSS

CURSO: ENGENHARIA ELÉTRICA

PPrrooff.. EElleenniillttoonn TTeeooddoorroo DDoommiinngguueess e-mail: [email protected]

Ano – 2003

ÍNDICE

Faculdade Pio Décimo – Proteção de Sistemas Elétricos -Elenilton T. Domingues

i

ÍNDICE

1 - INTRODUÇÃO DA PROTEÇÃO .................................................................................. 01

1.1 - FILOSOFIA DA PROTEÇÃO ........................................................................................ 02

1.1.1 - PROGRAMAS DE GERAÇÃO................................................................................... 02

1.1.2 - ESQUEMAS DE INTERCONEXÃO .......................................................................... 02

1.1.3 - CONJUNTO COERENTE DE PROTEÇÕES ............................................................. 02

1.2 - PROVÁVEIS CAUSAS DE FALHAS OU DEFEITOS NA OPERAÇÃO ................... 03

1.2.1- ISOLAÇÃO DO AR...................................................................................................... 03

1.2.2 - ISOLAÇÃO DE MATERIAIS DE ALTA RESISTIVIDADE .................................... 03

1.3 - PRINCIPAIS GRUPOS DE FALTAS............................................................................. 04

1.4 - TRATAMENTO ESTATÍSTICO DOS DEFEITOS....................................................... 05

1.5 – ANÁLISE DA PROTEÇÃO........................................................................................... 06

1.6 - CARACTERÍSTICAS GERAIS DOS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO ................ 07

1.6.1 - ZONAS DE PROTEÇÃO............................................................................................. 08

1.7 - CARACTERÍSTICAS FUNCIONAIS DO RELEAMENTO......................................... 09

1.8 - SUBSISTEMAS DE PROTEÇÃO...................................................................................11

1.8.1 - RELÉS .......................................................................................................................... 12

1.8.2 - BANCO DE BATERIAS.............................................................................................. 12

1.8.3 - DISJUNTOR................................................................................................................. 12

1.8.4 - REDUTORES DE MEDIDAS (TRANSDUTORES) ................................................. 13

1.9 - ESQUEMA FUNCIONAL EM CA DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO .................... 14

1.9 - ESQUEMA FUNCIONAL EM DC DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO .................... 14

2 - REDUTORES DE MEDIDAS ......................................................................................... 17

2.1 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE ......................................................................... 17

2.1.1 – INTRODUÇÃO ........................................................................................................... 17

2.1.2 - FINALIDADES DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE (TC) .......................... 18

2.1.3 - LIGAÇÃO DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE............................................. 18

2.1.4 - SÍMBOLO E MARCA DE POLARIDADE................................................................. 19

2.1.5 - RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO DO TC (RTC) ............................................... 20

ÍNDICE


ii

2.1.6 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE DE ALTA RELUTÂNCIA.......................... 21

2.1.7 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE DE BAIXA RELUTÂNCIA........................ 22

2.1.8 - CIRCUITO EQUIVALENTE DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE............... 23

2.1.9 - ERRO DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE.................................................... 24

2.1.10 - FATOR DE SOBRECORRENTE TC (F.S) .............................................................. 25

2.1.11 - CLASSE DE EXATIDÃO DO TC PELA ASA......................................................... 26

2.1.12 - CARGA NO SECUNDÁRIO DO TC ........................................................................ 28

2.1.13 - CLASSE DE EXATIDÃO DO TC PELA ABNT...................................................... 28

2.1.14 - CLASSE DE EXATIDÃO EQUIVALENTE EM ASA E ABNT ............................. 29

2.1.15 - DIFERENÇA ENTRE TC DE MEDIÇÃO E PROTEÇÃO....................................... 30

2.1.16 - FATOR TÉRMICO DE UM TC................................................................................. 32

2.1.17 - LIMITE TÉRMICO DE UM TC ................................................................................ 32

2.1.18 - IMPEDÂNCIA DA FIAÇÃO..................................................................................... 33

2.1.19 - CARGAS TÍPICAS DA MEDIÇÃO.......................................................................... 34

2.1.20 - CARGAS DOS RELÉS .............................................................................................. 35

2.1.21 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE EM ABERTO ............................................ 37

2.2 - TRANSFORMADOR DE POTENCIAL (TP) ............................................................... 43

2.2.1 - CARGA NOMINAL DO TP ........................................................................................ 44

2.2.2 - FREQÜÊNCIA NOMINAL ......................................................................................... 44

2.2.3 - CLASSE DE TENSÃO DE ISOLAMENTO ............................................................... 45

2.2.4 - POTÊNCIA TÉRMICA DO TP ................................................................................... 45

2.2.5 - DIFERENÇA ENTRE TRANSFO DE FORÇA E TRANSFO DE POTENCIAL ..45

2.2.6 - DIVISOR CAPACITIVO DE POTENCIAL................................................................ 45

2.2.7 - TRANSMISSOR E RECEPTOR “CARRIER” .......................................................... .46

3 - PRINCÍPIOS FUNDAMENTAIS DOS RELÉS............................................................ 47

3.1 - DEFINIÇÃO DE RELÉ................................................................................................... 47

3.2 - CLASSIFICAÇÃO DOS RELÉS .................................................................................... 47

3.3 - O RELÉ ELEMENTAR .................................................................................................. 50

3.4 - QUALIDADES REQUERIDAS DE UM RELÉ. ........................................................... 52

3.5 - CRITÉRIOS DE EXISTÊNCIA DE FALTA E SEUS EFEITOS................................... 52

ÍNDICE


iii

4 - RELÉS DE SOBRECORRENTE.................................................................................... 55

4.1 - RELÉ DE SOBRECORRENTE ...................................................................................... 55

4.2 - CLASSIFICAÇÃO DOS RELÉS DE SOBRECORRENTE........................................... 56

4.3 - RELÉS ELETRO-MECÂNICOS .................................................................................... 57

4.3.1 - INDUÇÃO ELETROMAGNÉTICA............................................................................ 57

4.3.2 - AJUSTE DE TEMPO DO RELÉ DE SOBRECORRENTE DE TEMPO

INVERSO..................................................................................................................... 64

4.3.3 - AJUSTE DA CORRENTE DE ATUAÇÃO DO RELÉ DE

SOBRECORRENTE DE TEMPO INVERSO............................................................. 68

4.3.4 - RELÉ DE SOBRECORRENTE INSTANTÂNEO...................................................... 71

4.3.5 - RELÉ DE SOBRECORRENTE TEMPORIZADO...................................................... 72

4.3.6 - RELÉ DE SOBRECORRENTE TEMPORIZADO

COM ELEMENTO INSTANTÂNEO .......................................................................... 72

4.3.7 - RELÉ DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO............................................................ 75

4.3.8 - TEMPO DE RESTABELECIMENTO DO RELÉ DE SOBRECORRENTE.............. 78

4.3.9 – RELIGAMENTO ......................................................................................................... 80

4.3.10 - RELÉ DE RELIGAMENTO ...................................................................................... 81

4.3.11 - SISTEMA ELÉTRICO RADIAL............................................................................... 83

4.3.12 - SISTEMA ELÉTRICO EM ANEL RADIAL ............................................................ 84

4.3.13 - COORDENAÇÃO DE RELÉS DE SOBRECORRENTE......................................... 86

4.3.14 - TEMPO DE COORDENAÇÃO................................................................................. 86

4.3.15 - COORDENAÇÃO DE RELÉ DE SOBRECORRENTE DE TEMPO DEFINIDO .. 90

4.3.16 - COORDENAÇÃO DE RELÉ DE SOBRECORRENTE DE TEMPO

DEFINIDO COM ELEMENTO INSTANTÂNEO ................................................... 93


INVERSO.................................................................................................................... 95


INVERSO COM ELEMENTO INSTANTÂNEO...................................................... 99

5 – BIBLIOGRAFIA............................................................................................................ 105

Capítulo 1

1 - Introdução à proteção

Neste capítulo apresenta-se uma introdução sobre a proteção dos Sistemas Elétricos de

Potência.

1.1 - FILOSOFIA DA PROTEÇÃO

Os objetivos de um Sistema Elétrico de Potência são suprir a demanda com qualidade e

confiabilidade. Para isto deve-se ter:

• Tensão constante;

• Freqüência constante;

• Continuidade de serviço;

Em oposição ao intento de garantir economicamente a qualidade e a continuidade do

serviço e assegurar uma vida razoável às instalações, as concessionárias dos Sistemas de

Energia E1étrica defrontam-se com as perturbações e anomalias de funcionamento que afetam

as redes e1étricas e seus órgãos de controle.

Se admitirmos, que, na fixação do equipamento global, já foi considerada a previsão de

crescimento do consumo, três outras preocupações persistem para o concessionário:

• Elaboração de programas ótimos de geração;

• Constituição de esquemas de interconexão apropriados;

• Utilização de um conjunto coerente de proteções;

INTRODUÇÃO


2

1.1.1 - PROGRAMAS DE GERAÇÃO

Devem realizar o compromisso ótimo entre:

a) a utilização mais econômica dos grupos geradores disponíveis;

b) a repartição geográfica dos grupos em serviço, evitando as sobrecargas permanentes

de transformadores e linhas de transmissão, e assegurando, nos principais nós de consumo

uma produção local suficiente ao atendimento dos usuários prioritários, na hipótese de um

grave incidente sobre a rede.

1.1.2 - ESQUEMAS DE INTERCONEXÃO

Mesmo fugindo, por vezes, á condição ideal de realizar da rede em malha, devido a

razões como a extensão territorial e o custo, deve-se tentar atingir os objetivos seguintes:

a) limitação do valor da corrente de curto-circuito entre fases a um valor compatível

com a salvaguarda do material constitutivo da rede; por exemplo, 40 kA em 380 kV, 30 kA

em 220 kV, etc.;

b) evitar, em caso de incidente, inadmissível transferência de carga sobre as linhas ou

instalações que permanecerem em serviço, impedindo-se com isso:

• Sobreaquecimento;

• Funcionamento anárquico das proteções;

• Ruptura de sincronismo entre as regiões ou sistemas interligados.

1.1.3 - CONJUNTO COERENTE DE PROTEÇÕES

Para atenuar os efeitos das perturbações, o sistema de proteção deve:

a) assegurar, o melhor possível, a continuidade de alimentação dos usuários;

b) salvaguardar o material e as instalações da rede. No cumprimento dessas missões ele

deve:

• Tanto alertar os operadores em caso de perigo não imediato,

• Como retirar de serviço a instalação se há, por exemplo, um curto-circuito, que

arriscaria deteriorar um equipamento ou afetar toda a rede.

Verifica-se, assim, que ha necessidade de dispositivos de proteção distintos para:

INTRODUÇÃO


3

a) as situações anormais de funcionamento, do conjunto, interconectado, ou de

elementos isolados da rede (perdas de sincronismo, por exemplo);

b) os curto-circuitos e os defeitos de isolamento.

1.2 - PROVÁVEIS CAUSAS DE FALHAS OU DEFEITOS NA OPERAÇÃO

A isolação confina o percurso das correntes e pode ser danificada, tendo como causas

mais comuns às relacionadas a seguir.

1.2.1 - ISOLAÇÃO DO AR

•••• Acidentes físicos provocados por:

Animais (cobras, pássaros, etc ..)

Vegetais (galhos de arvores, etc ..)

•••• Redução da resistência por ionização

Descargas atmosféricas

Fogo (queimadas)

1.2.2 - ISOLAÇÃO DE MATERIAIS DE ALTA RESISTIVIDADE

1.2.2.1 - MATERIAL ORGÂNICO

•••• Acidentes físicos provocados por:

Animais (roedores)

•••• Envelhecimento e elevação de temperatura:

Sobrecarga

•••• Descargas atmosféricas:

Sobretensões

1.2.2.2 - PORCELANA E/OU VIDRO (ISOLADORES)

•••• Umidade;

•••• Deposição de sujeira e/ou material condutor;

•••• Quebras ou rachaduras de isoladores.

INTRODUÇÃO


4

1.3 - PRINCIPAIS GRUPOS DE FALTAS

As causas descritas anteriormente e possivelmente outras não citadas podem provocar

faltas e estão contidas em cinco grupos principais:

• Sobrecarga;

• Retorno de corrente;

• Subtensão;

• Sobretensão;

• Curto-circuito.

O curto-circuito é um dos mais comuns dos tipos de faltas e alguns dos seus efeitos

indesejáveis causados, são citados abaixo:

• Redução da margem de estabilidade;

• Danos aos equipamentos vizinhos à falta;

• Explosões;

• Efeito cascata.

Pode-se prevenir o Sistema Elétrico de Potência de alguns defeitos tomando-se algumas

medidas de precaução, como:

• Manutenção preventiva e operação adequada;

• Isolação adequada;

• Uso de cabo pára-raios e baixa resistência de pé de torre;

• Apropriadas instruções de operação e manutenção;

• Coordenação adequada dos pára-raios;

• Proteger da ação destruidora de animais, lixo , etc...

Pode-se diminuir a ação dos defeitos no Sistema Elétrico de Potência através de:

• Limitando a magnitude da corrente de curto-circuito (Reatores);

• Protegendo elementos dos circuitos mais resistentes;

• Isolando com presteza o elemento defeituoso;

• Aumentando a estabilidade do sistema;

• Analise do funcionamento sistema e estatísticas.

INTRODUÇÃO


5

1.4 - TRATAMENTO ESTATÍSTICO DOS DEFEITOS

As estatísticas conhecidas nem sempre são completamente coerentes, segundo as

diversas fontes consultadas. No entanto, algumas informações são particularmente úteis, por

exemplo, nas fases de planejamento. No entanto, deve-se ter cuidado de lembrar nas análises,

por exemplo, que a incidência de certos tipos particulares de defeito dependem da localização,

assim, em lugares extremamente secos, como áreas desérticas, as faltas à terra são mais raras,

ao passo que em outros locais elas constituem maioria.

É fácil verificar-se que para um sistema com boa coleta de dados estatísticos,

devidamente tratados, pode-se prever um sistema de proteção adequado, dentro de riscos

razoáveis.

A titulo de ilustração alguns resultados da compilação de dados são mostrados a seguir

nas tabelas a seguir:

Tabela 1.1- Tipos de falta

Tipo da falta % do total

Fase-terra 83,0

Fase-fase 9,0

Dupla fase terra 5,0

Trifásica terra 1,5

Trifásica 1,5

Tabela 1.2- Tipos de equipamento

Equipamento % do total

Linhas aéreas e cabos 70,0

Transformadores de potência 20,0

Geradores/ transformadores 6,5

Mecanismo de chaveamento e barramentos 3,5

INTRODUÇÃO


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A Tabela 1.3 Ocorrências de faltas sobre os componentes através de um levantamento estatístico ocorrido na Central Electricity Generating Board – Inglaterra

Equipamento Defeito % do total

Linhas aéreas 31,3

Proteção 18,7

Transformadores 13,0

Cabos 12,0

Seccionadores 11,7

Geradores 2,1

Diversos 2,1

TC’s e TP’s 1,8

Equipamento de controle 1,4

Deve ser notado que a maior ocorrência de defeitos ocorreu nas Linhas de transmissão.

A Tabela 1.4 - Llevantamento dos tipos de faltas sobre linhas de transmissão fornecido pela Boneville Power Association (BPA) e Swedish State Power Boord (1951 – 1975)

Tipo dos defeitos BPA SSPB

500KV 400 KV 200 KV

Fase - Terra 93% 70% 56%

Fase - Fase 4% 23% 27%

Fase – Fase - Terra 2%

Trifásico 1% 7% 17%

1.5 - ANALISE DA PROTEÇÃO

Na analise da proteção devem ser levadas em contas as seguintes considerações:

• Elétricas: características do sistema de potência;

• Econômicas: custo do equipamento principal versus custo relativo do sistema de

proteção;

• Físicas: facilidades de manutenção, distância entre os pontos de ação dos relés, etc.

INTRODUÇÃO


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1.6 - CARACTERÍSTICAS GERAIS DOS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO

Os relés de proteção devem provocar, sem demora, o desligamento total do elemento

defeituoso. Porém, há dois princípios gerais a serem obedecidos, em seqüência:

1. Em nenhum caso a proteção deve dar ordens, se não existe defeito na sua zona de

controle (desligamentos intempestivos podem ser piores que a falha de atuação);

2. Se existe defeito nessa zona, as ordens devem corresponder exatamente àquilo que se

espera, considerada que seja a forma, intensidade e localização do defeito.

Disso resulta que a proteção por meio de re1és, ou o releamento, tem duas funções:

a) Função principal - que é a de promover uma rápida, retirada de serviço de um

elemento do sistema, quando esse sofre um curto-circuito, ou quando ele começa a operar de

modo anormal que possa causar danos ou, de outro modo, interferir com a correta operação do

resto do sistema.

b) Função secundária - promovendo a indicação da localização do tipo do defeito,

visando mais rápida reparação e possibilidade de análise da eficiência e características de

mitigação da proteção adotada.

Dentro dessa idéia geral, os chamados princípios fundamentais do releamento

compreendem (Fig. 1.1 e Fig. 1.2):

• Releamento primário ou de primeira linha;

• Releamento de retaguarda ou de socorro;

• Releamento auxiliar.

a) O releamento primário é aquele em que: uma zona de proteção separada é

estabelecida ao redor de cada elemento do sistema, com vistas à seletividade, pelo que

disjuntores são colocados na conexão de cada dois elementos; há uma superposição das zonas,

em torno dos disjuntores, visando ao socorro em caso, de falha da proteção principal; se isso

de fato ocorre, obviamente, prejudica-se a seletividade, mas esse é o mal menor.

b) O releamento de retaguarda, cuja finalidade é a de atuar na manutenção do

releamento primário ou falha deste, só é usado, por motivos econômicos, para determinados

INTRODUÇÃO


8

elementos do circuito e somente contra curto-circuito. No entanto, sua previsão deve-se a

probabilidade de ocorrer falhas, seja, na corrente ou tensão fornecida ao re1é; ou na fonte de

corrente de acionamento do disjuntor; ou no circuito de disparo ou no mecanismo do

disjuntor; ou no próprio re1é, etc.

Nestas condições, é desejável que o releamento de retaguarda seja arranjado

independentemente das possíveis razões de falha do releamento primário. Uma observação

importante é que o releamento de retaguarda não substitui uma boa manutenção, ou vice-

versa.

c) O releamento auxiliar tem função como multiplicador de contatos, sinalizador ou

temporizador, etc.

1.6.1 - ZONAS DE PROTEÇÃO

A responsabilidade de proteção de uma porção do SEP é definida por uma linha

pontilhada limite chamado de zona de proteção.

Usualmente as zonas de proteção são definidas por disjuntores. Em casos especiais o

sistema abre um disjuntor remoto.

IMPORTANTE: As zonas de proteção se interpõem (Eliminação de pontos cegos).

Exemplo – 01

Fig. 1.1 - Zoneamento da proteção do SEP-1

INTRODUÇÃO


9

Exemplo – 02

Fig. 1.2 - Zoneamento da proteção do SEP-2

1.7 - CARACTERÍSTICAS FUNCIONAIS DO RELEAMENTO

Sensibilidade, seletividade, velocidade e confiabilidade são termos comumente usados

para descrever as características funcionais do releamento.

Por vezes há certas contradições na aplicação conjunta desses termos; assim, por

exemplo, a velocidade de operação dos relés pode ter que ser controlada devido a razões de

coordenação com a velocidade de operação de outros relés em cascata, etc.

INTRODUÇÃO


10

a) A velocidade ou rapidez de ação, na ocorrência de um curto-circuito, visa a:

• Diminuir a extensão do dano ocorrido (proporcional a RI2 t);

• Auxiliar a manutenção da estabilidade das máquinas operando em paralelo;

• Melhorar as condições para re-sincronização dos motores;

• Assegurar a manutenção de condições normais de operação nas partes sadias do

sistema;

• Diminuir o tempo total de paralização dos consumidores de energia;

• Diminuir o tempo total de não liberação de potência, durante a verificação de dano,

etc.

Evidentemente, relés rápidos devem ser associados a disjuntores rápidos, de modo a dar

tempo de operação total pequeno. De fato, com o aumento da velocidade do releamento, mais

carga pode ser transportada sobre um sistema, do que resulta economia global aumentada

(evita-se, ás vezes, a necessidade de duplicar certas linhas: ver Fig. 1.3).

Fig. 1.3 - Relacionamento da potencia transmitida e velocidade do releamento

b) Por sensibilidade entende-se a capacidade da proteção responder às anormalidades nas

condições de operação, e aos curto-circuitos para os quais foi projetada.

É apreciado por um fator de sensibilidade, da forma:

Ipp(min)Icc

K = ................................................................................................(1.1)

onde, e por exemplo:

Icc(min)→ calculada para o curto-circuito franco no extremo mais afastado da seção da

linha, e sob condição de geração mínima.

INTRODUÇÃO


11

Ipp → Corrente primária de atuação da proteção (valor mínimo da corrente de

acionamento ou de picape, exigida pelos fabricantes do relé).

O valor de K ≥ 1,5 a 2,0, é usual.

c) Define-se por confiabilidade com a probabilidade de um componente, um equipamento ou

um sistema satisfazer a função prevista, sob dadas circunstâncias.

A longa inatividade, seguida de operação em condições difíceis, exige do equipamento

de proteção simplicidade e robustez, e isso traduz-se em fabricação empregando matéria

prima adequada com mão-de-obra não só altamente capaz, mas também experimentada.

d) Por seletividade entende-se a propriedade da proteção em reconhecer e selecionar entre

aquelas condições para as quais uma imediata operação é requerida, e aquelas para as quais

nenhuma operação ou um retardo de atuação é exigido.

1.8 - SUBSISTEMAS DE PROTEÇÃO

A seguir, na Fig. 1.4, esta apresentada de modo geral à configuração geral dos

subsistemas da proteção de um Sistema Elétrico.

Fig. 1.4 - Subsistemas da proteção

Os elementos que compõem o esquema da Fig 1.4 tem cada um uma função bem

especifica. Os elementos são sinoptamente, descritos a seguir:

INTRODUÇÃO


12

1.8.1 - RELÉS

Relés são elementos lógicos do sistema de proteção. Normalmente respondem a tensão

(V) e corrente (I) e determinam ou não da abertura de disjuntores. Um re1é é provido de um

ou mais contatos. Quando o re1é opera, fecha o seu contato, energizando o circuito DC que

irá comandar a operação de abertura do disjuntor.

1.8.2 - BANCO DE BATERIAS

Consiste de várias baterias formando uma associação até chegar à tensão nominal de

operação do circuito de corrente contínua (DC). Esta tensão é geralmente de 115 Volts. O

circuito de comando de abertura ou fechamento do disjuntor é feito em corrente contínua. Isto

torna o controle independente das tensões e correntes do sistema e1étrico que estão sofrendo

constantemente variações e mudança no seu estado.

Carregador de Bateria: Consiste de uma ponte retificadora projetada especialmente

para carregar a bateria do banco.

1.8.3 - DISJUNTOR

Disjuntor é o dispositivo projetado e especializado em providenciar o fechamento ou

abertura do circuito em carga ou em curto circuito. Na proteção, o comando do disjuntor é

feito pelo relé. O re1é supervisiona o circuito e o disjuntor comandado pelo re1é opera

abrindo ou fechando o circuito. O disjuntor, dependendo do local e da importância do sistema

e1étrico, pode ter a abertura dos seus contatos feita por ação de mola ou ar comprimido. A sua

abertura é feita em uma câmara de extinção do arco e1étrico que pode ser de:

• Ar

• Vácuo

• Óleo

• Gás SF6

Obs: O disjuntor isola o circuito faltoso interrompendo uma corrente de ordem de até 100 kA

e 800 kV.

INTRODUÇÃO


13

1.8.3.1 - BOBINA DE DISPARO DO DISJUNTOR

É a bobina projetada adequadamente para que quando, energizada produza com garantia

o destravamento do dispositivo de liberação da abertura do disjuntor. A liberação do

destravamento, pode ser de diversos tipos, tais como a produzida por um jogo de engrenagem

e alavancas que liberam a ação:

• Da mola;

• Da válvula do ar comprimido.

1.8.3.2 - CONTATOS AUXILIARES

Todo o sistema é provido de um conjunto de contatos, objetivando secundariamente

outras funções tais como:

• Sinalização luminosa, mecânica e sonora;

• Intertravamento para bloquear outras operações;

• Caracterização do estado atual;

• Energizar outros dispositivos, tais como chaves magnéticas, re1és auxiliares, relés de

temporização, etc.

• Transferir comandos, etc.

1.8.4 - REDUTORES DE MEDIDAS (TRANSDUTORES)

Os redutores de medidas tem a finalidade de reduzir fielmente a magnitude do sinal de

tensão e de corrente. Os redutores de medidas são:

a) Transformadores de corrente (TCs): destinados a fornecer o sinal de corrente a

instrumentos de medição, controle e proteção. Padrão secundário do TC: 5 A ou 1 A

(Europa).

b) Transformadores de potencial (TPs): destinados a fornecer o sinal de tensão a

instrumentos de medição, controle e proteção. Padrão secundário do TP: 67 volts (Fase-

neutro).

INTRODUÇÃO


14

1.9 - ESQUEMA FUNCIONAL EM CA DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO

Esquema funcional ou esquemático em C.A. de um sistema de proteção, é uma

representação onde se apresenta somente os circuitos percorridos por corrente alternada

(C.A.) em representação trifásica.

Por exemplo, no caso do esquema da Fig. 1.4, isolando-se apenas o circuito de em C.A.,

obtém-se o circuito trifásico, conforme mostra a Fig. 1.5.

Fig. 1.5 - Diagrama funcional em CA

1.10 - ESQUEMA FUNCIONAL EM DC DE UM SISTEMA DE PROTEÇÃO

Esquema funcional ou esquemático DC, é uma representação do sistema de proteção,

onde se apresenta somente os circuitos envolvidos por corrente contínua (DC), juntamente

com os contatos dos relés.

Nesta apresentação os barramentos + e -, são sustentados pelo banco de bateria.

Nas configurações, as representações dos contatos dos relés seguem a notação como

indicado a seguir:

INTRODUÇÃO


15

Contato normalmente aberto (NA) com relé desenergizado;

Contato normalmente fechado (NF) com relé desenergizado;

Deste modo, por exemplo, o esquema funcional em DC da configuração proposta da

Fig. 1.4 é o da Fig. 1.6.

Fig. 1.6 - Diagrama funcional em DC

Capítulo 2

2 - Redutores de medidas

Neste capítulo apresenta-se os redutores de medidas: transformadores de corrente e

transformadores de potencial.

2.11 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE

2.11.1 - INTRODUÇÃO

A proteção de Sistemas E1étricos de Potência é feita pelos relés. Os relés são sensores

que, estrategicamente colocados no sistema, efetuam a proteção do mesmo. Quando há urna

perturbação ou defeito no sistema que sensibilize o relé, o mesmo atua, isolando o defeito do

resto do sistema.

Como os níveis de tensões e de correntes em um sistema e1étrico são grandes, os relés

operam com mais segurança quando energizados por transformadores de tensão e de corrente.

Os transformadores de potencial e de corrente são transformadores destinados apenas a

alimentar os equipamentos de medição, controle e proteção.

REDUTORES DE MEDIDAS


18

2.11.2 - FINALIDADES DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE (TC)

Um transformador destinado a reproduzir proporcionalmente em seu circuito secundário

a corrente de seu circuito primário com sua posição fasorial mantida, conhecida e adequada

para uso em instrumentos de medição, controle e proteção.

Isto é, o transformador de corrente (TC) deve reproduzir, no seu secundário, uma

corrente que é uma réplica em escala reduzida da corrente do primário do sistema.

O transformador de corrente tem basicamente três finalidades, que são:

• Isolar os equipamentos de medições, controle e re1és do circuito de Alta Tensão.

• Fornecer no seu secundário uma corrente proporcional á do primário.

• Fornecer no secundário uma corrente de dimensões adequadas para serem usadas

pelos medidores e pelos re1és.

Por exemplo, o TC fornece no seu secundário uma corrente nominal de 5A, com o

objetivo de padronizar os equipamentos de medição e proteção (relés). Na Europa a corrente

secundária é normalizada em 1A.

2.11.3 - LIGAÇÃO DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE

A bobina primária do TC é ligada em série com a carga, exatamente como está

apresentado na Fig. 2.1.

Fig. 2.1 - Ligação do Transformador de corrente



19

A corrente de carga passa pela bobina primária do TC. Portanto para que o TC não

produza queda de tensão e seu consumo de energia seja insignificante, sua bobina primária

deve ter:

• Fios grossos, para que sua resistência e1étrica seja bem pequena;

• Poucas espiras, para que sua reatância seja a menor possível.

Note que, como a bobina primária do TC esta em série com a carga, sua corrente varia

de acordo com a solicitação da mesma. Por isso, o TC deve ser dimensionado para ter bom

desempenho para um grau bem variado no valor da corrente. Esta corrente varia desde zero

até a máxima corrente de curto-circuito no local da instalação do TC.

Os instrumentos ligados no secundário do TC estão todos em série.

2.11.4 - SÍMBOLO E MARCA DE POLARIDADE:

Para simplificar evitar o núcleo magnético e os enrolamentos primários e secundários do

TC, adota-se convencionalmente o símbolo da Fig. 2.2.

Fig. 2.2 - Símbolo do TC

O modo como as bobinas primárias e secundárias estão enroladas no núcleo magnético,

são simbolicamente expressas pelas marcas de polaridade como indicado na Fig. 2.3.

Fig. 2.3 - Marca de polaridade e sentido das correntes •

Ip e •Is

REGRA: A: corrente primária •

Ip entra pela marca de po1aridade e a corrente

secundária •Is sai pela marca de polaridade; assim,

•Ip e

•Is estão em FASE.



20

2.11.5 - RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO DO TC (RTC)

Dentro da precisão adequada requerida, considera-ser o TC um transformador operando

dentro das características ideais. Deste modo, vale a Lei similar à Lei de Ohm, aplicada a

circuitos eletromagnéticos:

φℜ=−••

Fs Fp (2.1)

Onde: •

Fp → Força magnetomotriz da bobina primária do TC

• Fs → Força magnetomotriz da bobina secundária do TC

ℜ → Relutância do circuito magnético do TC

φ → Fluxo magnético no núcleo do TC

Desenvolvendo a eq.(2.1), tem-se:

φℜ=−••IsNs IpNp (2.2)

Supondo transformador ideal, a sua relutância magnética vale zero (ℜ =0). Então:

0IsNs IpNp =−••

••

= IsNs IpNp

••

= IpNsNp

Is

••

= Ip

NpNs1

Is (2.3)



21

Define-se a relação de transformação do TC, como sendo o termo designado pela expressão:

NpNs

RTC = (2.4)

RTC

IpIs

••

= (2.5)

Como os equipamentos de proteção são padronizados pa ra 5A, as relações de

transformação do TC são convencionalmente denotadas por X/5A, como mostra a Fig. 2.4.

Fig. 2.4 - Relação de transformação 5x

Assim pela P-EB-251 da ABNT, as correntes primárias do TC são de:

5, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60, 75, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 400,500, 600, 800,

1000, 1200, 1500, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000 e 8000 A.

E pela ASA (American Standard Association) são de:

10, 15, 25, 40, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 600, 800, 1200, 3000 e 4000 A.

2.11.6 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE DE ALTA RELUTÂNCIA

São transformadores de corrente que tem a bobina primária enrolada sobre o seu núcleo

magnético. Ver Fig. 2.5.



22

Fig. 2.5 – TC de alta relutância

Para melhorar a sensibilidade e qualidade do TC, a sua bobina primária é enrolada sobre

o seu núcleo magnético. Isto aumenta a sua força magnetomotriz.

Pelas normas, o TC de alta relutância de dispersão é conhecido como:

• Tipo A pela ABNT, norma P-EB-251. A letra A vem da palavra Alta do TC de alta

relutância de dispersão.

• Tipo H pela ASA (American Standard Association). A letra H vem da designação de

High.

2.11.7 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE DE BAIXA RELUTÂNCIA

Devido a alta corrente primária, a bitola do cabo (fio) é grande, ficando impraticável

construtivamente fazer espiras no núcleo magnético do TC. Deste modo, o primário é apenas

uma barra que transpassa o núcleo do TC. Ver Fig. 2.6.

Fig. 2.6 – TC de baixa relutância



23

Este TC é também conhecido como tipo bucha. É o mesmo princípio usado no TC de

medição tipo alicate. Neste caso, a relação de transformação vale Ns/1.

O secundário é enrolado com muitas espiras para produzir o máximo acoplamento

possível, diminuindo consideravelmente a reatância de dispersão.

Pelas normas sua designação é feita por:

• Tipo B: ABNT - norma P-EB-251, a letra B é abreviatura de Baixa.

• Tipo L: ASA, a letra L vem de Low.

2.11.8 - CIRCUITO EQUIVALENTE DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE

Do ponto de vista eletromagnético, o TC é um transformador comum. Portanto o seu

circuito equivalente é apresentado na Fig. 2.7.

Fig. 2.7 – Circuito Equivalente do TC

Onde:

PZ Impedância do primário referida ao secundário

PI Corrente no primário

SI Corrente no secundário do TC, isto é, a que passa pela carga (geralmente relés)

eI Corrente de magnetização do núcleo do TC. É a corrente necessária para suprir a

magnetização do núcleo do TC.



24

fR Resistência equivalente às perdas no ferro do núcleo do TC. Estas perdas são

devidas às correntes parasitas e as do laço de histerese no núcleo do TC.

mX Reatância equivalente à magnetização do núcleo do TC. Esta é a reatância

equivalente que produz o mesmo fluxo magnético de núcleo do TC.

Pela Fig. 2.7 o transformador de corrente real é em termos de circuito equivalente,

composto por um transformador ideal associado a um circuito. Portanto, o transformador real

tem o seu circuito e1étrico equivalente representado pelo circuito tracejado mostrado na

figura acima.

2.11.9 - ERRO DO TRANSFORMADOR DE CORRENTE

As correntes verdadeiras do primário e secundário do TC são as apresentadas na

Fig. 2.7. A corrente que passa pela carga (equipamentos e re1é conectados no secundário do

TC), é a corrente sI da Fig. 2.7.

Portanto, aplicando a Lei de Kirchhoff do nó na Fig. 2.7, obtém-se a expressão:

eIIsRTC

Ip+=

••

(2.6)

eIRTC

IpIs −=

••

(2.7)

Deste modo eI , é a corrente responsável pelo erro causado pelo TC. Ou seja, erro de

relação e ângulo de fase. O TC para proteção deve mandar ao seu secundário uma corrente sI

com bastante fidelidade, principalmente durante os curtos-circuitos.

Os re1és de sobrecorrente devem atuar adequadamente para correntes de curtos-

circuitos. Não há necessidade de obter precisão absoluta na corrente secundária sI do re1é,

mas apenas ter um valor aproximado de sua grandeza.

A proteção atua para correntes de curto-circuito elevadas e estas podem levar à

saturação o núcleo magnético do TC. A curva de magnetização do TC é apresentada na Fig.

2.8.



25

Fig. 2.8 – Curva de magnetização do núcleo do TC:

Na operação normal do sistema a corrente de carga é pequena, e o fluxo magnético do

núcleo do Transformador de Corrente opera com valor pequeno, dentro da região linear da

curva de magnetização. Neste caso, o erro do TC é pequeno, compatível com os equipamentos

de medição do sistema.

Durante o defeito, isto é, durante o período onde a corrente de curto-circuito e alta, a

preocupação não é fazer medições, mas sim, fazer a proteção atuar adequadamente o mais

rápido possível dentro das limitações operativas e de coordenação. Portanto, neste caso, o

importante é a rapidez e não a precisão. Usa-se na proteção durante os curtos-circuitos erros

de 2,5% ou 10% nas correntes secundários do TC.

Admite-se uma corrente máxima de curto- circuito, de modo que o fluxo magnético

fique 2,5 ou 10 % dentro da região não linear da curva de magnetização do TC. Este limite é

definido no item seguinte.

2.11.10 - FATOR DE SOBRECORRENTE TC (F.S)

O fator de sobrecorrente (F.S.) do TC é definido pela relação da máxima corrente de

curto-circuito que pode passar pelo primário do TC e a sua corrente primária nominal, para

que o erro de sua classe seja mantido.

Ip

Ip.S.F

TC NOMINAL

CIRCUITO- CURTO MÁX= (2.8)

Os erros do Transformador de Corrente para proteção são 2,5% ou de 10%. O valor



26

mais comumente utilizado é o de 10%.

Os valores máximos das correntes de curto-circuito que podem passar pelo primário do

TC para que o seu erro seja mantido é padronizado de acordo com as normas do país ao qual o

sistema e1étrico pertence. Os valores do fator de sobrecorrente (F.S.), padronizados são:

• Pela ASA F.S. = 20

• Pela ABNT F.S. = 5, 10, 15 e 20

Por exemplo, um TC com relação de Transformação de 600/5, só pode ser usado em um

sistema e1étrico, se a máxima corrente de curto-circuito no local da instalação do TC não

ultrapassar o valor de:

12kA60020Ip CIRCUITO- CURTO MÁX =×=

Isto significa que para corrente de curto-circuito menor que 12 kA o erro que o TC

envia ao seu secundário é menor ou igual que 10%.

Construtivamente, o F.S. produz uma limitação no TC quanto ao seu erro produzido

pela não linearidade da curva de magnetização do núcleo. Esta limitação é dada pela

expressão 2.9:

TC DO NOMINAL CIRCUITO- CURTO Ip .S.FI ×≤ (2.9)

A limitação acima é a garantia do TC de não ultrapassar o seu erro de sua classe de

exatidão. Os erros do TC são expressos por classe de exatidão definidos de varias maneiras de

acordo com a norma empregada.

2.11.11 - CLASSE DE EXATIDÃO DO TC PELA ASA

Pela ASA, define-se o erro do TC, pela limitação da máxima tensão que pode aparecer

no secundário do TC no instante da máxima corrente de curto-circuito, de acordo com o seu

fator de sobrecorrente. Ou seja, é a máxima tensão no secundário do TC para uma corrente no

primário de NOMINALIp 20 × para que o erro não ultrapasse 2,5 ou 10%. A Fig. 2.9 mostra os

termos desta classe de exatidão do TC.



27

Fig. 2.9 - Classe de exatidão do TC pela ASA

Note pela Fig. 2.9 que quando o curto-circuito no primário for 20X, no secundário do

TC a corrente é de 20 x 5=100A. Portanto no secundário do TC a corrente não pode

ultrapassar 100 A, sob pena de exceder o erro de sua classe de exatidão.

Pela ASA, as combinações possíveis das classes de exatidão dos TC são dadas pela

expressão abaixo.

800400200100502010

HL

10

5,2 (2.10)

Por exemplo um TC-Classe 10H400 é um TC de alta relutância, tal que quando

ocorrer um curto-circuito cuja corrente secundária for 20 x 5A=100A, no máximo poderá ter

no secundário 400 Volts, para que o erro devido a saturação do núcleo não ultrapasse 10%.

Ver Fig. 2.10.

Fig. 2.10 – TC classe 10 H 400



28

2.11.12 - CARGA NO SECUNDÁRIO DO TC

É a máxima carga que se pode conectar no secundário do TC, de modo a não ultrapassar

a máxima tensão dada pela sua classe de exatidão.

A carga deve ser limitada pela eq.(2.9) e também pela máxima tensão de sua classe de

exatidão.

A carga no secundário do TC de acordo com a Fig. (2.9) é dada pela expressão:

SaargCMÁX IZV ∗= (2.11)

2.11.13 - CLASSE DE EXATIDÃO DO TC PELA ABNT

A ABNT define a classe de exatidão do TC, como sendo a máxima potencia

aparente (VA) consumida pela carga conectada no secundário para uma corrente nominal no

secundário de 5A. Ver Fig. 2.11.

Fig. 2.11 - Classe de exatidão do TC pela ABNT

Ou seja, é a máxima potência aparente (VA) que se pode conectar em regime

permanente no secundário do TC, para que durante o máximo curto-circuito limitado pelo seu

fator de sobrecarga, o seu erro não ultrapasse o da sua classe de exatidão.

As combinações possíveis da classe de exatidão do TC pela ABNT, são dadas pela

expressão (2.12).



29

8004002001005025

5,12

C

2015105

F 102,5

BA

(2.12)

POR EXEMPLO, A NOMENCLATURA DO TC - CLASSE A10F20C50, É

EXPLICITAMENTE COMO SEGUE:

A TC Alta Relutância;

10 Erro admissível da sua classe de exatidão (10%);

F Fator de sobrecorrente;

20 20*IN = 20*5 = 100 A no secundário;

C Carga no secundário do TC em VA definido para a IN = 5A do TC;

50 50VA, carga do TC para uma IN = 5A do TC.

Examinando a Fig. (2.11) pode-se explicitar diversas combinações expressas pela

eq.(2.13).

SS2

SCARGACARGA IVIZS ∗=∗= (2.13)

CARGA2

CARGACARGA Z255ZS ∗=∗= (2.14)

2.11.14 - CLASSE DE EXATIDÃO EQUIVALENTE EM ASA E ABNT

Pode se analisar as equivalências pela Fig. 2.12.

Fig. 2.12 – Equivalência entre ASA e ABNT



30

Pela ASA tem se a eq.(2.15):

100ZV CARGAMÁX ∗= (2.15)

100

VZ MÁX

CARGA = (2.16)

Pela ABNT tem se a eq.(2.17):

2CARGACARGA 5ZS ∗= (2.17)

CARGACARGA Z25S ∗= (2.18)

Substituindo a eq.(2.16) na eq.(2.18), tem-se:

100

V25S MÁX

CARGA = (2.19)

CARGAMÁX S*4V = (2.20)

Note-se que, MÁXV foi definido para A100IS = e CARGAS para A5IS = . A eq.(2.20),

faz a equivalência de TC classe de exatidão ASA para ABNT e vice-versa. A equivalência só

é compatível se estiver dentro das combinações possíveis dadas pelas eqs.(2.10 e 2.12).

2.11.15 - DIFERENÇA ENTRE TC DE MEDIÇÃO E PROTEÇÃO

Os TC's de medição devem manter o seu erro de sua classe de exatidão para correntes

de carga na faixa indicada pela expressão abaixo:

TC NOMINALCARGANOMINAL I I I1,0 ≤≤∗ (2.21)

Suas classes mais usuais são de 0,3; 0,6 e 1,1%.



31

Isto é, os TC's de medição devem manter sua precisão para correntes de carga nominal.

Já os TC's de proteção devem ser precisos até o seu erro aceitável para corrente de curto-

circuito de 20 x IN. Portanto o núcleo magnético do TC de proteção deve ter seção transversal

grande, para não saturar no instante do curto circuito.

Os núcleos magnéticos dos TC's de medição são de seção menor que os de proteção,

para propositadamente saturarem durante o curto-circuito. Isto é benigno, porque a saturação

limita o valor da sobretensão aplicada nos equipamentos de medição.

Portanto, a saturação é uma proteção evitando a perfuração por tensão da isolação dos

TC's de medição.

Então, para o TC poder complementar estas duas características, o braço do núcleo

magnético da bobina secundária de medição deve ser fino, e o braço da bobina de proteção

deve ser grosso. Para atender esse propósito, pode-se:

• Usar dois TC's, um para medição e outro para a proteção, ou

• Usar Um TC com 3 enrolamentos, com braço de medição fino e o braço do

enrolamento de proteção grosso, exatamente como está na Fig. 2.13.

Fig. 2.13 – TC com 3 enrolamentos



32

2.11.16 - FATOR TÉRMICO DE UM TC

Definido como sendo a relação entre a máxima corrente primária admissível em regime

permanente e a sua corrente nominal

Ip

Ip.T.F

NOMINAL

MÁX= (2.22)

Valores usuais do transformador de corrente são: 1,0; 1,3; 1,5; e 2,0.

Um transformador de corrente pode operar carregado plenamente e permanentemente

até o limite térmico sem prejuízo no desempenho, vida útil e nível de isolação.

2.11.17 - LIMITE TÉRMICO DE UM TC

Limite Térmico (L.T.) é a máxima corrente de curto circuito simétrica que o transformador de

corrente pode suportar durante o tempo de 1s com o secundário em curto. Ver Fig. 2.14.

Fig. 2.14 – Ensaio do Limite Térmico do TC

Esta limitação é causada pela máxima limitação de temperatura dada pela sua Classe de

Isolação. Neste ensaio, durante o curto, os esforços eletromecânicos e de aquecimento não

deverão de nenhum modo comprometer a integridade do TC.

Se a proteção juntamente com o disjuntor demorar um tempo maior que 1s para

eliminar o curto-circuito, a sua corrente limite fica determinada pela eq.(2.23):

θ=∗ DEFEITOCURTO2 TI (2.23)



33

Onde:

DEFEITOT tempo de abertura do disjuntor;

CURTOI Corrente limite de curto-circuito que persiste durante o tempo defeitoT ;

θ Constante que depende das características construtivas.

2.11.18 - IMPEDÂNCIA DA FIAÇÃO

Os TC´s estão instalados na subestação e os equipamentos de medição, controle e relés

estão na sala de operação, como mostra a Fig. 2.15.

Fig. 2.15 – Instalação dos TC´s e relés

Como a distância do Transformador de Corrente aos equipamentos da sala de proteção é

grande, deve-se considerar a carga adicional da fiação no carregamento do TC.

Portanto a impedância dos fios de cobres é dada por:

[ ]Ωρ=COBRE

cobreFIAÇÃO SZ

(2.24)

Onde:

Comprimento total da fiação de cobre (m);

COBRES Seção da fiação de cobre (mm2);

m

mm82,58

1 2

COBREΩ=ρ Resistividade do cobre.



34

Carga total conectada no secundário do TC é dada pela eq.(2.25).

+ρ= RELÉSCOBRE

cobreTC DO CARGA Z S

Z

(2.25)

A fiação que interliga os TC's aos equipamentos na sala de operação percorre um

caminho longo, passando e compartilhando os mesmos dutos e canaletas com fiações de

outros circuitos. Deste modo, a fiação dos TC's sofre várias perturbações e efeitos assim

discriminados:

• Resistência e reatância considerável devido ao seu comprimento;

• Aquecimento proveniente dos outros circuitos;

• Acoplamento com outros circuitos, canalizando transitórios, harmônicos, induções e

quaisquer outras perturbações;

Estes elementos acima podem interferir no desempenho do re1é, comprometendo a

qualidade da proteção.

Atualmente, para atenuar o problema acima referido, utiliza-se de acordo com a

tendência tecnológica mundial, o "Sistema de Proteção Distribuído". Ou seja, os re1é e outros

equipamentos de proteção devem estar localizados fisicamente próximos aos TC's e TP's que

os alimentam. Para a sala de comando da subestação, vão apenas os dados dos estados dos

relés, através de um sistemas de fibras óticas. Esta situação é mais imperativa em subestações

de EAT (Extra Alta Tensão), principalmente no que se refere as induções eletromagnéticas

2.11.19 - CARGAS TÍPICAS DA MEDIÇÃO

Algumas cargas típicas dos aparelhos de medição são apresentadas na tabela 2.1. As

potências estão de acordo com a ABNT, isto é, quando passam 5A no secundário do TC e nos

aparelhos de medição.



35

Tabela 2.1 – Cargas típicas dos aparelhos de medição da G.E. (General Eletric)

para 5A no secundário do TC

TIPO Imped. Z (ohms)

Resist. R (ohms)

Indut. L(mH)

VA W VAR cos φφφφ

Amperímetros CD-3, CD-4,

CD-27, CD-28

AB-10, AB-12, AB-13

AH-11

0,515

0,116

0,090

0,140

0,055

0,085

1,310

270

92

12,8

2,9

2,3

3,5

1,4

2,1

12,3

2,5

0,9

0,27

0,48

0,92 Wattímetros

AB-10, AB-12, AB-13

AB-15, AB-16,

AB-18

P-3

0,102

0,063

0,160

0,023

0,019

0,145

260

160

150

2,5

1,6

4,0

0,6

0,5

3,6

2,5

1,5

1,5

0,22

0,30

0,92 Medidores de watt-hora

I-30 V-65 IB-10

0,106 0,007 0,042

0,052 0,005 0,030

245 13 80

2,60 0,17 1,10

1,30 0,12 0,80

2,30 0,12 0,80

0,50 0,69 0,70

Fasímetros AB-10, AB-12,

AB13

P-3

0,144

0,100

0,100

0,090

260

110

3,6

2,5

2,6

2,2

2,5

1,0

0,72

0,90

2.11.20 - CARGAS DOS RELÉS

Os relés são os principais elementos da proteção. Estes representam uma carga

considerável no carregamento do TC. Eles estão assim distribuídos:

• Relés de carga fixa: São os re1és em que o ajuste não é feito através de derivações da

sua bobina magnetizante. Sua impedância conectada no secundário do TC é fixa, isto é, não

varia com a mudança no ajuste do re1é.

Estes relés são do tipo armadura atraída, na qual o ajuste pode ser feito do seguinte

modo:

- Mudança no entreferro do seu circuito magnético;

- Tracionamento na mola de braço móvel do relé.



36

• Relés de carga variável: são os relés em que o ajuste é feito, pela mudança do Tap na

sua bobina de magnetização. O estudo e análise destes re1és será visto adiante. Como a

impedância do re1é depende do Tap escolhido e para facilitar a obtenção deste valor, o

fabricante publica sempre a maior impedância do re1é correspondente ao menor Tap. Os

valores da impedância do re1é correspondentes ao menor Tap, são apresentados na tabela 2.2.

Tabela 2.2 – Cargas dos relés

Modelo do Relé Faixa der Tap´s (A) Imped. do menor Tap (ΩΩΩΩ)

IAC51A101A 4 – 16 0,35 IAC51A2A 1,5 - 6 2,40 IAC51A3A 0,5 – 2 22,0

IAC51B101A 4 – 16 0,38 IAC51B2A 1,5 - 6 2,43 IAC51B3A 0,5 - 2 22,2

IAC51B22A 0,5 - 2 23,0 IAC52B3A 0,5 - 2 22,2

IAC52B101A 4 – 16 0,38 IAC53101A 4 – 16 0,12 IAC53B33A 1,5 - 6 4,62 IAC53B3A 0,5 - 2 4,19

IAC53B35A 0,5 - 2 16,8 IAC53B32A 0,1 – 0,4 107,5 IAC55B18A 0,5 - 2 54,2 IAC53B3A 0,5 - 2 54,4 IAC77A3A 0,5 - 2 1,60 IAC77A2A 1,5 - 6 0,20

CO2 0,5 - 2 19,2 CO2 2 - 6 1,26 CO2 4 – 12 0,30 CO5 0,5 - 2 15,68 CO5 2 - 6 0,97 CO8 0,5 - 2 9,52 CO8 2 - 6 0,60 CO8 4 – 12 0,15 CO9 0,5 - 2 9,52 CO9 2 - 6 0,60 CO9 4 – 12 0,15

CO11 0,5 - 2 2,88 CO11 2 - 6 0,18 CO11 4 – 12 0,05 ICM2 0,5 - 2 16,4 CM2 4 – 16 0,25



37

O menor Tap representa a maior impedância do re1é. Em outro Tap a impedância

diminui, tendo o seu menor valor no Tap máximo. Se foi utilizado o menor Tap do re1é no

cálculo do carregamento do TC, o mesmo está bem dimensionado em relação a sua classe de

exatidão. Qualquer mudança de Tap do re1é corresponde a um alivio de carga do TC.

A potência aparente do re1é relativa ao seu Tap é sempre a mesma. Está afirmativa só

será esclarecida mais adiante.

Para achar a impedância do re1é, correspondente a outro Tap, basta usar a equação de

equivalência da potência aparente. A equivalência é feita pela eq.(2.26).

)(I Z)(I Z 2MÍN TAPMÍN TAP

2TAPTAP = (2.26)

Onde:

MIN TAPZ Impedância do Tap de menor corrente;

MIN TAPI Corrente do menor do Tap;

TAPZ Impedância do novo Tap;

TAPI Corrente do novo Tap;

Na proteção por re1és, é praxe confundir o termo Tap como corrente de Tap ou corrente

de ajuste do re1é. Deste modo a eq.(2.26) fica sendo a eq.(2.27).

I

I Z Z

2

TAP

MÍN TAPMÍN TAPTAP

= (2.28)

2.11.21 - TRANSFORMADOR DE CORRENTE EM ABERTO

Para verificar o comportamento do TC com o secundário aberto, vamos fazer a seguinte

análise obtida da operação em regime permanente do TC e Transformadores de Potencial

(TP), como mostra a Fig. 2.16.



38

Fig. 2.16 - TC e TP em operação normal

A equação que rege o comportamento do TC e do TP é idêntica. Este comportamento é

de acordo, com a eq.(2.29), que está novamente reescrita abaixo:

φℜ=−••

Fs Fp (2.29)

Onde:

• F → Força magnetomotriz na respectiva bobina;

ℜ → Relutância do circuito magnético do TC;

φ → Fluxo magnético no núcleo do TC;

Logo:

φℜ=−••IsNs IpNp (2.30)

A força magnetomotriz de ação (••

= IpNp Fp ) sofre reação da força magnetomotriz

(••

= IsNs Fs ), cuja diferença, isto é, a resultante é contra balanceada pelo φℜ . O diagrama

fasorial que expressa a eq.(2.30), está na Fig. 2.17.



39

Fig. 2.17 - Diagrama fasorial do TC e TP

O φℜ do TC e TP é na verdade bem pequeno, apenas o necessário e suficiente para

contra balancear a força magnetomotriz resultante dentre, do núcleo magnético.

Utilizando a eq.(2.30) no circuito eletromagnético do TP, da Fig. 2.17, tem-se:

φℜ=−••

)TP(IsNs )TP(IpNp (2.31)

Abrindo o secundário do TP da Fig. 2.16, a corrente secundária é zero (Is=0). Levando

este valor na eq.(2.31), tem-se:

φℜ=−•

0 . Ns )TP(IpNp

φℜ=•

)TP(IpNp (2.32)

Na eq.(2.32), o termo φℜ permanece praticamente com o mesmo valor indicado na

Fig. 2.17. Ou seja, a Ip(TP) diminui rapidamente, adaptando-se ao novo valor

φℜ=•

)TP(IpNp . Ver diagrama fasorial da Fig. 2.18.

Fig. 2.18 - Diagrama fasorial do TP com secundário em aberto



40

Isto acontece porque o TP está conectado em paralelo com a carga. No TP com carga no

seu secundário ou com o seu secundário aberto, a sua tensão primária permanece fixa

(constante).

Obs: A explicação é a mesma para o TP ou para o transformador de força.

2.11.21.1 - ABRINDO O SECUNDÁRIO DO TC

No TC é a carga do circuito que impõe a Icarga que passa pelo primário do TC. Com o

TC funcionando normalmente com carga, ou com o seu secundário em curto-circuito, vale a

equação geral (2.30), cujo diagrama fasorial é o da Fig. 2.16. A equação geral aplicada ao TC

fica:

φℜ=−••

)TC(IsNs)TC(pINp (2.33)

Onde:

aargcI)TC(pI = (2.34)

Quando o secundário abre, 0)TC(sI = , e a eq.(2.33) fica:

φℜ=−•

0 . Ns)TC(pINp

φℜ=•

aargcI Np (2.35)

Note que neste caso o termo aargcI Np•

fica fixo (constante), porque a carga no

circuito não mudou. Assim o valor φ′ℜ′ aumenta para ficar com o mesmo valor. Ver

diagrama fasorial na Fig. 2.19 .



41

Fig. 2.19 - Diagrama fasorial do TC com secundário em aberto

Assim o fluxo magnético ( φ′ ) dentro do núcleo é enorme, entrando na região de

saturação do TC, provocando distorção na sua forma de onda de fluxo.

A relutância ( ℜ ) também muda, porque ela dependa da permeabilidade do material do

núcleo, como indica a eq.(2.36).

A µ

=ℜ (2.36)

→ Comprimento médio do núcleo do material ferromagnético do TC;

A →Área da secção transversal do núcleo do TC.

µ → Permeabilidade do material ferromagnético do TC.

Neste caso, a permeabilidade ( µ ) é obtida na região de saturação do núcleo do TC. Ver Fig.

2.20.

Fig. 2.20 - Saturação do núcleo do TC



42

Neste caso, a permeabilidade ( µ ) é obtida na região de saturação com um valor muito

pequeno, fazendo aumentar o valor da relutância ( ℜ ). Deste modo o fluxo magnético φ′

cresce para satisfazer a expressão (2.35).

O fluxo magnético )t(φ , a corrente primaria Ip(t) e a tensão es(t) induzida no secundário

do TC estão na Fig. 2.21 .

Fig. 2.21 - Diagrama de ondas de )t(φ , Ip(t) e es(t) do TC

Este excessivo aumento do fluxo magnético no núcleo do TC, causa os seguintes

efeitos:

a) Excessivas perdas por histerese e correntes parasitas no núcleo do TC, aquecendo-o

rapidamente e queimando o TC;

b) Produção de elevadas tensões no terminal secundário do TC perfurando sua isolação

e produzindo elevados riscos no sistema e na segurança humana.

A tensão induzida no secundário do TC depende da taxa de variação do fluxo magnético

concatenado. Seu valor é obtido pela eq.(2.37).

dt

)t(dNs)t(es

Φ= (2.37)

Pela Fig. 2.21, verifica-se que o fluxo magnético devido a saturação não é senoidal,

produzindo deste modo uma onda de tensão es(t) distorcida. No ponto de alternância, a

variação do fluxo magnético )t(φ é grande, produzido tensões elevadas no secundário do TC.

Estas tensões induzidas geralmente são maiores que o nível de isolamento do TC, perfurando-

o.



43

2.12 - TRANSFORMADOR DE POTENCIAL (TP)

É um transformador destinado apenas a transmitir o sinal de tensão a instrumentos de

medição, controle e proteção.

O TP deve reproduzir no seu secundário uma tensão com o menor erro possível. A

tensão no secundário do TP deverá ser urna réplica da tensão na linha do sistema elétrico.

Os TP's são unidades monofásicas. Seus agrupamentos podem produzir as mais diversas

configurações. Uma configuração bastante utilizada é da Fig. 2.22.

Fig. 2.22 - TP´s ligados em Y-Y

A Alta Tensão (AT) será a tensão nominal do barramento da linha de transmissão ou

outro alimentador no qual o TP está conectado. Já a rede 3φ, formada pelas saídas secundárias

do TP, são geralmente normalizadas na tensão de 115 Volts.

O cálculo da relação de transformação do TP (RTP) do esquema da Fig. 2.22 é dado

por:

neutro-fase de nominal Vsneutro-fase de nominal Vp

NsNp

RTP == (2.38)

onde:

Vp - Tensão nominal do barramento;

Vs – Geralmente normalizadas na tensão de 115V;

Np – Número de espiras do enrolamento primário;

Vs – Número de espiras do enrolamento secundário.



44

2.12.1 - CARGA NOMINAL DO TP

Carga nominal do TP é definida como sendo a máxima potencia aparente em VA que se

pode conectar no seu secundário, para que o TP não ultrapasse o erro de relação de sua classe

de exatidão.

A soma das potências aparentes em VA solicitadas pelos diversos instrumentos ligados

em paralelo ao secundário do TP, não deve ultrapassar a carga nominal de placa do TP, sob

pena de exceder o erro admissível de sua classe de exatidão.

As classes de exatidão para os TP's são: 0,3; 0,6 e 1,2%.

As classes 0,3 e 0,6% destinam-se a aparelhos de medição e faturamento.

A classe 1,2%, é usada para proteção.

A tabela 2.3 dá as cargas nominais (de placa) mais comuns de TP, pela ABNT e ASA.

Tabela 2.3 – Cargas nominais dos TP´s

ABNT ASA Carga Nominal em VA do TP

P 12,5 W 12,5 P 25 X 25 P 50 - 50

- Y 75 P 100 - 100 P 200 Z 200 P 400 ZZ 400

- ZZZ 800

Os instrumentos alimentados pelo TP são de altíssima impedância e baixa corrente.

Portanto, é baixo o consumo em VA.

O consumo do equipamento, conectado em paralelo no secundário do TP, é pequeno.

Esta limitação de consumo se deve ao erro admissível e não a queima do TP.

2.12.2 - FREQÜÊNCIA NOMINAL

Os TP’s são fabricados para 50 e/ou 60 Hz



45

2.12.3 - CLASSE DE TENSÃO DE ISOLAMENTO

A seleção da classe de tensão de isolamento de um TP depende da máxima tensão de

linha do circuito ao qual será ligado.

2.12.4 - POTÊNCIA TÉRMICA DO TP

É a máxima potência aparente que o TP pode fornecer em regime permanente, sob

tensão e freqüência nominais, sem exceder os limites de elevação de temperatura especificado

pela sua isolação. Por exemplo, a Potência Térmica comum de TP é de 3000 VA.

Este dado só é útil quando se utiliza o TP para serviços rápidos de emergência, tais

como iluminação, furadeiras, esmerilhos, pequenos motores, carregadores de bateria,

alimentação de rádios transmissores, etc.

Ou então, quando o TP não está sendo utilizado na medição, proteção ou controle e o

mesmo está operando como um precário transformador de forca com limitação na sua

potência, porque construtivamente objetivou-se a conversão fiel do sinal de tensão.

Em principio, a potencia térmica nominal não deve ser inferior a 1,33 vezes a carga

mais alta referente á exatidão do TP.

2.12.5 - DIFERENÇA FUNDAMENTAL ENTRE TRANSFORMADORES DE FORÇA

E TRANSFORMADOR DE POTENCIAL

O que limita a máxima potência que se pode transferir por um transformador de força é

o seu aquecimento, que é fixado pela classe isolação do material empregado na sua

fabricação. Colocando ventiladores no radiador pode-se aumentar a capacidade de

transmissão de potência pelo transformador.

Já no TP o que limita a sua máxima potência é o seu erro de transformação dado pela

sua classe de exatidão.

2.12.6 - DIVISOR CAPACITIVO DE POTENCIAL

No sistema E1étrico com tensões elevadas, a utilização do TP eletromagnético fica

construtivamente proibitivo devido a classe de isolação, que torna o TP muito grande e

pesado.



46

Em linhas de transmissão com tensão de até 69 kV, o TP comum eletromagnético pode

ser utilizado. Com o aumento do nível da tensão já compensa usar um dispositivo auxiliar.

Este dispositivo auxiliar é o Divisor Capacitivo de Potencial (DCP'S), como mostra a

Fig. 2.23.

Fig. 2.23 - DCP´s e TP eletromagnético

O Divisor Capacitivo de Potencial (DCP´s) é um banco de capacitores em serie usado

com dupla finalidade:

a) Divisor de tensão, para usar um TP eletromagnético com tensão primária menor que a

tensão da L.T. em relação à terra.

b) Acoplamento do transmissor e receptor “CARRIER” para a transmissão e

recebimento de dados informativos do sistema elétrico

2.12.7 - TRANSMISSOR E RECEPTOR “CARRIER”

É um aparelho transmissor receptor que utiliza um pequeno sinal com freqüência na

faixa de 10kHz à 20kHz. O sinal é transmitido pelo próprio condutor da linha de transmissão.

A energia elétrica do sistema é transmitida na freqüência de 60 Hz. O sinal Carrier é

transmitido numa freqüência bem maior. O receptor, no outro lado da linha de transmissão

recebe somente o sinal Carrier.

Capítulo 3

3 - Princípios fundamentais dos relés

Neste capítulo apresenta-se os princípios fundamentais dos relés: definição,

classificação, qualidades, etc...

3.13 - DEFINIÇÃO DE RELÉ

Segundo a ABNT, o relé é um dispositivo por meio do qual um equipamento elétrico

é operado quando se produzem variação nas condições deste equipamento ou do circuito

em que ele esta ligado, ou em outro, equipamento ou circuito associado.

Outras normas definem o relé como um dispositivo cuja função é detectar nas linhas

ou aparelhos faltosos, perigosas ou indesejáveis condições do sistema, e iniciar

convenientes manobras de chaveamento ou dar aviso adequado.

3.14 - CLASSIFICAÇÃO DOS RELÉS:

Há uma grande variedade de relés, atendendo as diversas aplicações, porém eles

podem ser reduzidos a um pequeno número de tipos. Assim, podemos classificar os relés

como:

PRINCÍPIOS FUNDAMENTAIS DOS RELÉS


48

a) Quanto a grandezas físicas de atuação:

1 - Elétricas;

2 - Mecânicas

3 - Térmicas;

4 - Óticas;

5 - Etc.

b) Quanto ao tipo da grandeza de atuação:

1 - Corrente;

2 - Tensão;

3 - Potência;

4- Freqüência;

5 - Pressão;

6 - Temperatura;

7 - Etc.

c) Quanto ao tipo construtivo:

1 - Eletromecânicos (indução);

2 - Mecânicos (centrífugos);

3 - Eletrônicos (fotoelétricos);

4 - Estáticos (efeito Hall);

5 - Etc.

d) Quanto à função:

1 - Sobre e subcorrente;

2 - Tensão ou potência;

3 - Direcional de corrente ou potência;

4 - Diferencial;

5- Distância;

6 - Etc.



49

e) Quanto à forma de conexão do elemento sensor

1 - Direto no circuito primário;

2 - Através de redutores de medida.

f) Quanto ao tipo de fonte para atuação do elemento de controle:

1 - Corrente alternada;

2 - Corrente continua.

g) Quanto ao grau de importância:

1 - Principal (51 ASA);

2 - Intermediário (86 ASA).

h) Quanto ao posicionamento dos contatos (com circuito desenergizado):

1 - Normalmente aberto (NA);

2 - Normalmente fechado (NF).

i) Quanto à aplicação:

1 - Máquinas rotativas (gerador);

2 - Máquinas estáticas (transformadores);

3 - Linhas aéreas ou subterrâneas;

4 - Aparelhos em geral.

j) Quanto ao tempo de atuação:

1 - Instantâneos (sem retardo proposital);

2 - Temporizados (mecânica, elétrica ou eletronicamente).

k) Quanto ao principio de funcionamento:

1 - Atração eletromagnética;

2 - Indução eletromagnética.



50

3.15 - O RELÉ ELEMENTAR

Seja um circuito monofásico, contendo uma fonte de tensão (U) alimentando uma

carga (Z), do que resulta uma corrente circulante (I).Ver Fig. 3.1)

Fig. 3.1 - Relé elementar

Nesse circuito foi introduzido, um relé elementar, do tipo eletromecânico: uma

estrutura em charneira, composta de um núcleo fixo e uma armadura móvel à qual estão

solidários o contato móvel e uma mola, o que obriga o circuito magnético ficar aberto em

uma posição regulável. O núcleo é percorrido, por um fluxo, proporcional à corrente do

circuito, circulando na bobina do relé, e isso faz com que seja possível que o contato móvel

feche um circuito operativo, auxiliar. (fonte de corrente continua, nesse caso), alimentando

um alarme (lâmpada) e/ou o disparador do disjuntor colocado no circuito principal sempre

que FmFe > .

Por motivos de projeto, o valor I deve ser limitado e assim, sempre que excede um

valor prefixado aI (denominado, corrente de atuação, de picape, de acionamento ou de

operação do relé), o circuito deve ser interrompido, por exemplo, pelo fornecimento de um

impulso de operação ( opI ) enviado, à bobina do disparador do disjuntor, ou pelo menos,

ser assinalada aquela ultrapassagem por um alarme (lâmpada, buzina).

Sabemos dos princípios da conversão eletromecânica que a força eletromagnética

( Fe ) desenvolvida através do entreferro (δ) pelo fluxo do núcleo, é provocada pela

corrente I na bobina do re1é, segundo a formula de Picou, neste tipo de estrutura, é:

2I KFe ≅ (3.1)



51

Onde K leva em conta a taxa de variação da permeância do entreferro, o número de

espiras e ajusta as unidades convenientes.

Por outro lado, a força da mola ( Fm ) opondo-se ao deslocamento da armadura.

No relé há:

-Órgãos motores (bobina);

-Órgãos antagonistas (mola, gravidade);

-Órgãos auxiliares (contatos, amortecedores) do que resulta, no releamento, a

presença de:

a) Elemento sensor - ou detetor - Às vezes chamado elemento de medida que

responde as variações da grandeza atuante (I);

b) Elemento comparador - entre a grandeza atuante (F.) e um comportamento pré-

determinado (Fm);

c) Elemento de controle - efetuando uma brusca mudança na grandeza de controle,

por exemplo, fechando os contatos do circuito da bobina de disparo do disjuntor.

Graficamente, uma função I(t) pode mostrar o funcionamento do relé. Ver Fig. 3.2.

Fig. 3.2 - Gráfico auxiliar

A partir de um instante (t1) em que a corrente de carga inicial (Ii) começa a crescer,

atingindo após certo tempo (t2) o valor da corrente de acionamento (Ia). Durante um

intervalo de tempo (t3-t2) o disjuntor atua abrindo o circuito, com o que em (t3) a corrente

começa a decrescer; ao passar por (t4) onde Fe < Fm, o re1é abre seu circuito magnético.



52

3.16 - QUALIDADES REQUERIDAS DE UM RELÉ

Para cumprir sua finalidade, os relés devem:

a) Ser tão simples (confiabilidade) e robustos (efeitos dinâmicos da corrente de

defeito) o quanto possível;

b) Ser tão rápidos (razões de estabilidade do sistema) o quanto possível,

independentemente do valor, natureza e localização do defeito;

c) Ter baixo consumo próprio (especificação dos redutores de medida);

d) Ter alta sensibilidade e poder de discriminação (a corrente de defeito pode ser

inferior à nominal e a tensão quase anular-se);

e) Realizar contatos firmes (evitando centelhamento e ricochetes que conduzem a

desgaste prematuro);

f) Manter sua regulagem, independentemente da temperatura exterior, variações de

freqüência, vibrações e campos externos, etc.;

g) Ter baixo custo. A titulo de comparação são dados valores tirados de uma

proposta de fabricante, em valores relativos:

Re1é de sobrecorrente, instantâneo, monofásico.........................1,0 pu

Re1é de sobrecorrente, temporizado, trifásico ............................3,5 pu

Re1é de sobrecorrente, temporizado, direcional .........................6,5 pu

Re1é para fio piloto ...................................................................12,0 pu

Re1é de distância, de alta velocidade ........................................56,0 pu

Nas condições acima, obviamente, há aspectos contraditórios que devem ser

considerados em cada caso.

3.17 - CRITÉRIOS DE EXISTÊNCIA DE FALTA E SEUS EFEITOS

Por definição, defeito ou falta é o termo usada para denotar um acidental afastamento

das condições normais de operação. Assim, um curto circuito ou condutor interrompido

constituem uma falta.

Um defeito modifica mais ou menos profundamente as tensões e as correntes



53

próprias ao órgão considerado. Logo as grandezas atuantes sobre os relés deverão ser

ligadas, obrigatoriamente, àquelas alterações de modulo e/ou argumento das correntes e

tensões.

De fato, um curto-circuito traduz-se por:

a) Altas correntes e quedas de tensões. No entanto ambas não são exclusivas do

defeito;

b) Variação da impedância aparente – correspondente à relação tensão/corrente no

local do re1é - e que é brusca e maior na ocasião do defeito do que nas simples

variações de carga.

c) Aparecimento das componentes inversas (seqüência negativa) e homopolar

(seqüência zero) de tensão e/ou de corrente no caso de defeito desequilibrado, e

de valor máximo no lugar do defeito. Recorde-se que o defeito desequilibrado

comporta-se como gerador de seqüência negativa ou zero. Contudo, a presença

de simples desequilíbrio, não obriga tratar-se de defeito, ou pelo menos de um

curto-circuito;

d) Acentuadas diferenças de fase e/ou amplitude entre a corrente de entrada (Ie) e

de saída (Is) de um elemento da rede. Em geral, as correntes derivadas

(magnetizante dos transformadores; capacitiva das linhas) são pequenas

comparativamente com as correntes de trabalho normais, assim, se a corrente

derivada ID=(Ie - Is) é grande, há defeito. Pode-se racionar, analogamente, com

diferença de ângulo de fase entre Ie e Is: cerca de 180 ° indica defeito interno

(inversão de sentido de Is) no elemento controlado.

É baseado nessas indicações que serão indicados os relés aplicáveis a cada caso, na

prática.

Capítulo 4

4 - Relés de sobrecorrente

Neste capítulo apresenta-se os tipos de relés de sobrecorrente, os princípios

fundamentais, ajustes e coordenação...

4.1 - RELÉ DE SOBRECORRENTE

Como o próprio nome já indica, são todos os relés que atuam para uma corrente

maior que a do seu ajuste.

Relés são dispositivos que vigiam o sistema, comparando sempre os parâmetros do

sistema com o seu pré-ajuste.

Ocorrendo uma anomalia no sistema, de modo que o parâmetro sensível do re1é

ultrapasse o seu ajuste, o mesmo atua.

Por exemplo, no caso de re1é de sobrecorrente, quando a corrente de curto-circuito

ultrapassa a corrente de ajuste do sensor do relé, o mesmo atua instantaneamente ou

temporizado, conforme a necessidade.

RELÉS DE SOBRECORRENTE


56

4.2 - CLASSIFICAÇÃO DOS RELÉS DE SOBRECORRENTE

De uma maneira geral, a classificação dos relés, é feita da seguinte forma:

a) Aspectos construtivos:

1 - Relés eletromecânicos;

2 - Relés estáticos;

3 - RELÉS DIGITAIS;

b) Atuação no circuito a proteger:

1 - Atuação direta;

2 - Atuação indireta;

c) Instalação:

1 - Relé primário;

2 - Relé secundário;

d) Corrente de ajuste:

1 - Tracionamento na mola;

2 - Variação de entreferro;

3 - Mudança de tap's na bobina magnetizante;

4 - Variação de elementos no circuito;

5- Controle por software;

e) Tempo de atuação:

1 - Relé instantâneo;

2 - Re1é temporizado: Tempo definido

Tempo inverso

Nos itens a seguir serão examinadas com mais profundidade estas características.



57

4.3 - RELÉS ELETRO-MECÂNICOS

Os relés eletro-mecânicos são os relés tradicionais, os pioneiros da proteção,

elaborados, projetados, projetados e construídos com predominância dos movimentos

mecânicos provenientes dos acoplamentos elétricos e magnéticos.

Os movimentos mecânicos acionam o relé, fechando os contatos correspondentes.

Em relação ao princípio básico do funcionamento, atua de dois modos:

• Atração eletromagnética

• Indução eletromagnética

A analise será realizada apenas no relé de Indução eletromagnética.

4.3.1 - INDUÇÃO ELETROMAGNÉTICA

Relés de indução eletromagnética ou re1é motorizado, funciona utilizando o mesmo

principio de um motor elétrico, onde um rotor (tambor ou disco) gira. O giro do rotor

produz o fechamento do contato NA do re1é, que ativa o circuito ou mecanismo que

provoca a abertura do disjuntor. Ou seja, é baseado sobre a ação exercidas por campos

magnéticos alternativos (circuito indutor fixo) sobre as correntes induzidas por esses

campos em um condutor móvel constituído por um disco. Ver Fig. 4.1.

Há vários tipos de relés que utilizam a interação eletromagnética dos dois fluxos,

produzindo um torque que provoca o giro do rotor. Estes relés são:

• Relé de disco de indução por bobina de sombra;

• Relé tipo medidor de kWh;

• Relé tipo cilindro de indução;

• Relé tipo duplo laço de indução;

• etc...

Internamente os relés deste tipo têm o mesmo principio de funcionamento. Por este

motivo, apenas o primeiro re1é da relação anterior será analisado com mais profundidade

no item a seguir.



58

4.3.1.1 - RELÉ DE DISCO DE INDUÇÃO POR BOBINA DE SOMBRA

A ligação deste relé está apresentado na Fig. 4.1 e Fig. 4.2.

Fig. 4.1 - Relé de indução com bobina de sombra

Fig. 4.2 - Visão espacial do relé de indução com bobina de sombra

O desenho da Fig. 4.1 foi colocado nesta posição para melhorar a distribuição dos

fluxos na região dentada, exatamente onde está a bobina de sombra (anel curto-circuitado),

mas na realidade o núcleo magnético do relé esta a 90° em relação ao desenho. A Fig. 4.2

mostra claramente a posição do núcleo magnético em relação ao disco (rotor).



59

Neste re1é, a corrente secundária (Is) percorre a bobina magnetizante, gerando uma

f.m.m., que cria o fluxo magnético dentro do circuito magnético do núcleo do relé. Como a

corrente secundária (Is) é alternada, com característica senoidal, o fluxo φ terá o mesmo

comportamento. A variação do fluxo φ, de acordo com a Lei de Lenz, provoca no anel de

sombra, uma corrente induzida que cria um novo fluxo magnético de oposição á variação

do fluxo original φ.

Da interação desses dois fluxos, resulta o fluxo φ2(t), que percorre o braço magnético

na qual está contida a bobina de sombra. O fluxo está um pouco defasado em relação ao

fluxo φ1(t). Note que o fluxo φ1(t) está em fase com o fluxo original φ(t).

Os dois fluxos φ1(t) e φ2(t) defasados, agindo no disco (rotor), provocam a rotação

deste. É nesta filosofia que se baseia o funcionamento destes relés.

Para melhorar e compreender todo este processo será necessário seguir a dedução:

Os fluxos podem ser expressos por:

)tsen( )t( 1M1 ωφ=φ (4.1)

)tsen()t( 2M2 θ+ωφ=φ (4.2)

Onde θ é a defasagem de φ2(t) em relação a φ1(t).

Como φ1(t) e φ2(t) variam senoidalmente no tempo, vamos analisar o período em que

os dois fluxos estão crescendo.

Isto é, supor que:

φ1(t) e φ2(t) crescendo

Variações de φ1(t) e φ2(t) no disco (rotor) no criam correntes induzidas, pela lei de

Lens ou pela regra da mão direita tem os sentidos indicados Fig. 4.3.



60

Fig. 4.3 - Correntes induzidas no disco do relé

Variações dos fluxos criam sobre o disco uma infinidade de espiras de correntes

induzidas. Na Fig. 4.3, é mostrada apenas uma espira em particular criada na cabeça do

dente do núcleo, cuja circunferência passa no meio do outro dente do núcleo.

Como as correntes induzidas estão em fase com as tensões induzidas, por esse

motivo elas podem ser expressas por:

)tcos( ~dt

)t(d~I 1M

11 ωφφφ (4.3)

)tcos( ~dt

)t(d~I 2M

22 θ+ωφφφ (4.4)

Na cabeça de cada dente do núcleo, aparece uma força eletromagnética, cujo sentido

está indicado na Fig. 4.3, e são obtidas pelas expressões:

211 I )t(~F φφ (4.5)

122 I )t(~F φφ (4.6)

Como as duas forças são colineares, força resultante é:

12R FFF −= (4.7)



61

Substituindo as expressões (4.5) e (4.6) na expressão (4.7), tem-se:

]I )t(I )t([~F 2112R φφ−φφ (4.8)

)]tcos()tsen()tcos()t[sen( ~F 2M1MR θ+ωω−ωθ+ωφφ (4.9)

Aplicando as propriedades trigonométricas, fica:

θφφ sen ~F 2M1MR (4.10)

Onde:

1Mφ → é o valor máximo da onda senoidal do fluxo φ1(t). Devido a

proporcionalidade, 1Mφ pode ser também trocado pelo valor eficaz.

2Mφ → é o valor máximo da onda senoidal do fluxo φ2(t). Ou o valor eficaz.

φ → defasagem entre os dois fluxos. Ver Fig. 4.4.

Fig. 4.4 - Defasagem entre os dois fluxos

Note que a expressão (4.10), apesar das grandezas serem senoidais, a força resultante

atuante no disco é constante, que produz um Torque (τ) constante, dando um movimento

de giro no disco sem vibrações.

Na verdade a expressão (4.10), representa a equação geral do torque do motor

bifásico, isto é:

θφφ=τ sen K 2M1M1 (4.11)

Pela expressão (4.11) o Torque (τ) é máximo quando θ=90°. Isto seria o ideal para o



62

relé, mas é impossível obter, porque a bobina de sombra consegue apenas produzir uma

defasagem θ de 20° a 33°.

O mecanismo eletromagnéico do funcionamento do relé é:

disco o giraFINII2

1SSP τ→

φφ

θ→→→→

Os dois fluxos φ1(t) e φ2(t) foram obtidos da mesma corrente Is que magnetizou a

bobina do relé. Então pode se dizer o torque (τ) atuante no disco é proporcional a Is x Is,

ou seja,

2SI~τ (4.12)

Cada corrente de curto-circuito produz um torque, e como, a distância entre o contato

fixo e móvel para uma regulagem é fixa, pode-se traduzir uma equação simbólica do relé,

que pode ser dada por:

Kt I2 = (4.13)

Onde:

K Constante que depende da cada posição da alavanca entre os contatos fixo e

móvel do relé.

A alavanca de tempo é mostrada na Fig. 4.5(a).

Fig. 4.5 - (a) Disco de indução e alavanca de tempo (b)Característica tempo inverso



63

Para uma posição da alavanca de tempo, a expressão (4.13) produz no gráfico

tempo x corrente, uma curva com característica inversa. Veja Fig. 4.5(b).

A cada posição da alavanca de tempo, corresponde uma expressão (4.13), onde

apenas muda o valor de K.

O traçado de diversas curvas de tempo x corrente do re1é, pode ser visto na Fig. 4.6.

Na abscissa é colocado o múltiplo(M) em vez da própria corrente de curto-circuito.

Fig. 4.6 - Família de curvas de tempo inverso do relé ICM2 da Brown Boveri

Note que o re1é de indução apresentado na Fig. 4.1 e Fig. 4.2 é energizado através de

uma só bobina magnetizante e por isso ele tem uma só grandeza de atuação. Neste caso ele



64

não é direcional. Isto, também pode ser visto pela expressão (4.12), onde o torque motor

(τ) depende do modulo da corrente, de curto-circuito, e, portanto não é adequado para

proteger um sistema e1étrico em anel.

Este relé ICM2 é largamente usado em sistema radial, ou em tronco radial

proveniente de um sistema radial.

Mesmo assim, ele pode ser utilizado para proteger um sistema em anel, desde que

seja aplicado e monitorado por um relé direcional.

4.3.2 - AJUSTE DE TEMPO DO RELÉ DE SOBRECORRENTE DE TEMPO

INVERSO

Neste tipo de relé, não se escolhe o tempo de atuação, mas sim a sua curva de

atuação. Esta curva fisicamente é escolhida, dependendo das características e condições da

coordenação dos re1és presentes na proteção na qual estão inter-relacionados.

A coordenação depende de uma cadeia (escada) de tempos diferentes para a mesma

corrente de curto-circuito. Isto garante urna seqüência de seletividade na abertura dos

disjuntores, sempre objetivando a eliminar o defeito, deixando sem energia o menor

número de consumidores.

Por exemplo, no relé eletromecânico, as diferentes curvas apresentada na Fig. 4.6,

são relativas a diferentes posições que dão os distanciamentos dos contatos fixos e móvel,

conforme mostra a Fig. 4.5.

Os fabricantes demarcam as curvas de atuação dos relés em percentagem ou na base

10. Assim as curvas podem ser:

Curva: 0,5 - 1 - 2 - 3 - 4 - 5 - 6 - 7 - 8 - 9 - 10 ou

Curva: 5%, 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, 100%.

Note que todas as curvas são referenciadas a curva de 100%, sendo que as outras

curvas tem o seu tempo referido ao da curva de 100%. Ou seja, para um respectivo curto-

circuito, o tempo de atuação, do re1é corresponde a percentagem em relação ao tempo da

curva 100%. Para melhor compreensão, para um curto-circuito cujo múltiplo é 3,1, no re1é

da Fig. 4.6, teremos os seguintes tempos de atuação:



65

Múltiplo 3,1 tempo curva 100% = 6s

Mú1tiplo 3,1 tempo curva 50% = 3s

Mú1tiplo 3,1 tempo curva 10% = 0,6s

O tempo de atuação do re1é na curva 10%, é de 0,6s que corresponde a 10% do

tempo da curva 100%.

As curvas inversas da Fig. 4.5 E Fig. 4.9 dos relés são dadas a partir de Múltiplos de

1,5 que corresponde a um torque do relé 50% superior ao torque para o do limiar de

operação.

A Fig. 4.7, mostra as zonas especificas de operação do re1é, correspondente a sua

corrente e1étrica.

Fig. 4.7 - Curva tempo inverso do relé de sobrecorrente

Múltiplo igual a 1 (M=1):

Corresponde a uma corrente de operação exatamente igual a corrente do seu Tap.

Portanto, nesta situação, o relé está no seu limiar de operação.

Múltiplo entre 1 e 1,5 (1<M<1,5):

O re1é opera com um pequeno torque, não produzindo um bom desempenho no

fechamento do seu contato e não garantindo eficiência na atuação da proteção. Portanto,

não se tem repetitividade na curva de tempo de atuação, impossibilitando a sua confiança

na coordenação. Estes problemas são decorrentes dos efeitos de:



66

Atrito nos mancais da rotação do disco;

Elasticidade não repetitiva e não perfeita da ação da mola de retenção;

Efeito da temperatura, que produz dilatação diferenciada nos diversos

componentes do re1é;

Pressão atmosférica, que muda a densidade do ar que envolve o relé;

Umidade do ar, provocando, maior aceleração na corrosão dos metais usados no

relé;

Corrosão nos elementos metálicos do re1é;

Envelhecimento dos elementos.

Múltiplo maior que 1,5 (M>1,5):

O fabricante garante que o tempo de atuação ocorre sobre a curva ajustada. Para

evitar que o re1é atue entre os múltiplos 1 e 1,5, deve-se ajustar o relé para que atue

satisfazendo a inequação:

1,5

I I I 1,5) a (1,4 protegido circ. do final min.no curto

relé do ajustecarga de Nominal ≤≤ (4.14)

O re1é de sobrecorrente de tempo inverso pode ter diferentes inclinações nas suas

curvas. As inclinações mais conhecidas estão na Fig. 4.8.

Fig. 4.8 - Diferentes Inclinações das Curvas Tempo x M



67

O ideal na proteção é que todos os re1és tenham a mesma característica de

inclinações das curvas. Desse modo, a coordenação é facilitada e se conseguir a garantia de

coordenação em todas as correntes de curtos-circuitos do sistema.

No sistema e1étrico real, isto não ocorre, devido a vários motivos:

Muita mistura de equipamentos com características diferentes;

Fabricantes diferentes;

Comprimento diferentes das Linhas de Transmissão;

Relés e religadores e fusíveis usados principalmente na distribuição.

No caso elo fusível a coordenação é prejudicada, devido a sua curva de fusão ser

extremamente inversa. As curvas dos re1és tem que ser também extremamente inversas

para coordenar com elos fusíveis, prejudicando a coordenação dos outros re1és a montante.

Em relação ao comprimento das Linhas de Transmissões, as inclinações das curvas

são diferentes. No caso de Linhas curtas (até 40km), onde o nível de curto-circuito é quase

o mesmo em ambas as barras, deve-se usar relés com características extremamente

inversas, a fim de se obter boa margem de coordenação com os relés. Do mesmo modo,

deve-se procurar usar relés com características muito inversas para Linhas de comprimento

médio (até 90km) e re1és com características inversas para Linhas longas (acima de

100km). Ou seja, resumidamente:

Linha de Transmissão curta (até 40 Km): Re1é com curva Extremamente

Inversa

Linha de Transmissão média (entre 40 a 100 Km): Re1é com curva Muito

Inversa

Linha de Transmissão longa: (acima de 100 Km): Re1é com curva Inversa

Exemplo de outro conjunto de curvas de tempo x corrente, do re1é IAC 51 da GE é

mostrada na Fig. 4.9.



68

Fig. 4.9 - Curvas de tempo X Corrente do Relé IAC51 da GE

4.3.3 - AJUSTE DA CORRENTE DE ATUAÇÃO DO RELÉ DE

SOBRECORRENTE DE TEMPO INVERSO

O ajuste da corrente de atuação é feito escolhendo o Tap sobre a bobina

magnetizante do relé. No Tap correspondente, o relé fica no seu limiar de operação, desta

forma a corrente de atuação do relé corresponde ao seu Tap.



69

O ajuste da corrente de atuação do relé corresponde ao seu TAP é novamente

mostrado na Fig. 4.10.

Fig. 4.10 - Ajuste da corrente de atuação do relé de sobrecorrente de tempo inverso

Para este relé, supor que a mínima força mangnetomotriz (f.m.m) necessária para

fazer o relé operar seja 100 A.e.

Assim, se a F é a mesma, gerará dentro do núcleo do relé o mesmo fluxo (φ), que por

sua vez produzirá o mesmo torque motor no disco. Deste modo à mesma F=NI é

conseguida usando vários Tap´s como mostra relação a seguir:

Tap 1A → 1A x 100 espiras = 100 A. e. φ

Tap 1,25A → 1,25A x 80 espiras = 100 A. e. φ


Tap 2,5A → 2,5A x 40 espiras = 100 A. e. φ



Todos os Tap’s com suas respectivas correntes geram a mesma f.m.m., que produz o

mesmo fluxo φ, que faz o disco do relé ficar no limiar de operação, isto é, consumindo a

mesma energia (potência).

Assim, em qualquer Tap o consumo de potência do relé é o mesmo. Portanto o

secundário do TC vê o relé com o mesmo carregamento em VA. Assim, nas mudanças de

Tap's vale o princípio de equiva1ência de potência aparente.



70

Assim a equivalência de potência aparente é dada pela expressão:

222

211 )Tap(Z)Tap(Z = (4.15)

A nova impedância do re1é correspondente á mudança de tap, é dada pela expressão:

2

2

112 Tap

TapZZ

= (4.16)

Note que para qualquer Tap, e para qualquer corrente de curto circuito desde que o

múltiplo M seja o mesmo, o torque atuante no disco tem a mesma intensidade.

Para a adequada proteção, de modo que o relé tenha sensibilidade para detectar todas

as possíveis correntes de curto-circuito no seu trecho, o ajuste da corrente no relé deve

satisfazer a inequação:

1,5

I I I 1,5 protegido circ. do final min.no curto

relé do ajustecarga de Nominal ≤≤× (4.17)

Deve-se sempre escolher a corrente de ajuste do relé o mais próximo possível da

limitação inferior. Deste modo, o relé tem mais sensibilidade na sua atuação, e tem um

alcance a1ém do final do trecho protegido.

A corrente mínima no final do trecho protegido, deverá ser obtida durante a operação

da carga leve do sistema e1étrico em questão.

A maior preocupação é dar sensibilidade nos relés de fase. Por este motivo, o menor

curto-circuito é bifásico.

O cálculo do curto bifásico pode ser efetuado de 2 modos, de acordo com os tipos de

geradores síncronos e o local do curto-circuito. Os cálculos podem ser efetuados levando

em consideração as 2 situações a seguir:

Curto-circuito longe do gerador:

φ=φ 3Icc23

2Icc (4.18)



71

Curto-circuito perto do gerador:

Se os geradores próximos forem de rotor liso, utiliza-se a expressão (4.18). Se forem

de pó1os salientes, deve-se calcular as correntes de curto bifásico utilizando as técnicas das

componentes simétricas aplicadas ao sistema elétrico em questão.

Observação 1: Na eq.(4.17) utilizou-se 1,5 Inominal, mas muitas empresas costumam

usar uma folga maior pensando praticamente só na proteção contra curto-circuito, e por

este motivo adotam de 1,5 a 2,0 Inominal. Já quando o nível de curto-circuito do sistema no

ponto da instalação do relé é muitop alto, este valor pode chegar a 3 ou 5 Inominal.

Observação 2: Dependendo da análise, pode-se ajustar a corrente de atuação do relé

utilizando o limite térmico do alimentador. Isto é:

r Alimentado do Térmico Limite I relé do ajuste ≤ (4.19)

Na prática, produz uma regulagem que dá liberdade no crescimento ou de carga, ou

transferência de energia para este alimentador, sem a preocupação com a mudança no

ajuste do relé.

4.3.4 - RELÉ DE SOBRECORRENTE INSTANTÂNEO

O relé instantâneo atua instantaneamente para qualquer corrente maior que o seu

ajuste.

O nome instantâneo indica que o relé é propositalmente não temporizado e nem tem

característica temporizada.

Os relés instantâneos não são na essência da palavra instantâneos, mas o seu tempo é

o correspondente ao da movimentação dos seus mecanismos de atuação.

O tempo depende do projeto, tipo e fabricação. Os relés eletromecânicos mais

rápidos atingem 2,3 ciclos e os eletrônicos 0,7 ciclos.

Segundo a simbologia padronizada pela ASA, os relés de sobrecorrente instantâneos

são conhecidos pelo numero 50.



72

4.3.5 - RELÉ DE SOBRECORRENTE TEMPORIZADO

É o relé que tem na sua própria funcionalidade característica temporizada, ou seja, a

sua atuação ocorre após um certo tempo.

São conhecidos pelo número 51, segundo a simbologia ASA.

Os relés de sobrecorrente temporizados podem ser:

• Tempo inverso;

• Tempo definido;

4.3.6 - RELÉ DE SOBRECORRENTE TEMPORIZADO COM ELEMENTO

INSTANTÂNEO

É um relé de sobrecorrente temporizado que incorpora no seu circuito uma unidade

instantânea.

Este relé é conhecido pelo numero 50/51.

No caso do relé eletromecânico, no circuito magnético, por exemplo, é incorporada

uma alavanca (charneira, armadura, braço) para a atuação do elemento instantâneo. Ver

Fig. 4.11.

Fig. 4.11 - Relé eletromecânico com elemento instantâneo



73

Na Fig. 4.11 é apresentado um re1é de sobrecorrente eletromecânico de disco de

indução, cuja unidade instantânea é constituída pela alavanca.

No eixo do disco de indução do relé há um contato móvel (Fig. 4.5), cujo contato

fixo está em paralelo com o contato fixo da unidade instantânea.

Qualquer fechamento destes contatos corresponde a atuação do relé, que provoca a

ativação do dispositivo de abertura do disjuntor.

O ajuste da corrente de atuação é exatamente como está explicado anteriormente.

Já o ajuste de corrente da unidade instantânea é feito para uma corrente maior.

Em relação ao esquema apresentado na Fig. 4.11, o ajuste do instantâneo é feito em

relação ao Tap escolhido do re1é correspondente a sua unidade temporizada.

relédoajusteeotanInstândoajuste II −−−− = (4.20)

Portanto o desempenho da atuação do relé 50/51, em função do Tempo x Múltiplo é

mostrado na Fig. 4.12.

Fig. 4.12 - Tempo X corrente do relé de sobrecorrente 50/51

Dependendo do fabricante, muitos relés tem o ajuste do elemento instantâneo de

modo contínuo.

Note que dependendo da corrente de curto-circuito, atuará a unidade 50 ou 51 do

re1é. Isto é:



74

Atuará a unidade temporizada 51 relativo a sua curva de tempo se:

I I I1,5 OINSTÂNTANE AJUSTEcurtoRELÉ DO AJUSTE ≤≤× (4.21)

Neste caso, a corrente de curto (ICC) produz um campo magnético dentro do circuito

magnético que se bifurca parte pelo braço magnético contendo o disco de indução e parte

através do entreferro, da alavanca da unidade instantânea. Este fluxo produz um torque

suficiente para fazer o disco girar, enquanto que a força eletromagnética de atração é

insuficiente para atrair a alavanca, não operando assim a unidade instantânea.

b) Atuará a unidade instantânea 50 se:

I I OINSTÂNTANE AJUSTECURTO ≥ (4.22)

Quando a corrente de curto circuito for maior que a corrente do ajuste instantâneo,

fluxo magnético dentro do circuito magnético é suficiente para atrair a alavanca, fechando

o contato da unidade instantânea antes do fechamento do contato da unidade temporizada.

Como a unidade instantânea não é temporizada, e para evitar atuações de outros

relés, o seu ajuste deve ser de tal maneira que não alcance os outros relés a jusante.

Por esse motivo, a corrente de ajuste instantâneo deve ser calculada, de modo a haver

seletividade do re1é, sem sobreposição de zona de atuação.

Usualmente, ajusta-se a corrente do instantâneo para um curto-circuito trifásico a

85% da linha de transmissão protegida.

LT da 85% a Icc3 I OINSTÂNTANE AJUSTE φ= (4.23)

Portanto, para qualquer curto-circuito trifásico entre o ponto da instalação do relé

50/51 e o ponto de 85% da Linha de Transmissão, atuará a unidade instantânea 50. Ver

Fig. 4.13.



75

Fig. 4.13 - Zona de atuação do relé 50/51

Note que o gráfico da Fig. 4.12, sofreu um giro completo e foi colocado sobre a linha

de transmissão da Fig. 4.13.

A unidade instantânea atende adequadamente a filosofia da proteção, isto é, quanto

maior o perigo, mais rápido é a sua eliminação.

Um relé de sobrecorrente temporizado de tempo definido com elemento instantâneo

tem sua curva tempo x corrente apresentada na Fig. 4.14.

Fig. 4.14 - Curva tempo X corrente do relé de sobrecorrente de tempo definido com

elemento instantâneo

4.3.7 - RELÉ DE SOBRECORRENTE DE NEUTRO

Também conhecido como relé de sobrecorrente de seqüência zero, o esquema mais

utilizado deste relé é mostrado na Fig. 4.15.



76

Fig. 4.15 - Relé de neutro

Neste esquema, as correntes trifásicas primárias formam através do TC um replica de

correntes trifásicas no secundário.

Aplicando – se a lei de Kirchhoff no nó tem-se:

cbaN IIII ++= (4.24)

A soma das correntes corresponde somente à seqüência zero:

0N I 3I = (4.25)

Os 3 TC's em paralelo, formam um filtro onde só passam as componentes de

seqüência zero. Portanto, o traço cheio da Fig. 4.15 corresponde a uma réplica da terra, ou

seja, por este circuito (trecho) passa somente seqüência zero do sistema já referida ao

circuito secundário dos TC´s. Istoé, neste trecho do circuito só passa seqüência zero.

Toda corrente do sistema e1étrico que escoa pela terra tem o seu reflexo no re1é de

neutro.

O re1é de neutro só é sensível as correntes que tem seqüência zero.

No sistema as correntes que geram componentes de seqüência zero são:

• curto-circuito monofásico - terra;

• curto-circuito bifásico - terra;

• cargas desequilibradas aterradas;

• abertura de fase de sistemas aterrados.



77

Note que nestes tipos de defeito, as correntes secundárias do curto-circuito passam

pelos relés de fase é de neutro.

Portanto, a utilização do relé de neutro produziu um avanço na proteção quanto a

sensibilidade para atuar em pequenos curtos-circuitos que envolvem a terra.

No sistema de distribuição, por exemplo, os curtos-circuitos monofásicos a terra são,

em uma grande maioria, muito pequeno, de onde a proteção com relé de seqüência zero

nos religadores, produziu uma grande melhoria na qualidade da proteção.

Note que a proteção de neutro do esquema da Fig. 4.15, não atua para:

• curtos-circuitos trifásicos;

• curtos-circuitos bifásicos;

• cargas desequilibradas não aterradas;

• abertura de fase em circuitos não aterrados.

Todas as situações anteriores não geram seqüência zero.

Na operação normal do sistema as cargas estão equilibradas ou levemente

desequilibradas. Portanto não passa corrente ou apenas uma leve corrente atravessa o relé

de neutro. Deste modo, a corrente adequada de ajuste do relé de neutro deve satisfazer as

inequações (4.26) e (4.27)

1,5

I I trechodo final min.no t1CC

neutro de relé do ajuste−φ≤ (4.26)

A corrente de curto circuito monofásico mínima no final do trecho protegido é a

calculada em:

• Carga leve no sistema de potência;

• Carga leve com uma impedância de contato do sistema de distribuição.

Em geral a inequação (4.26) não é levada em consideração, porque a corrente de

ajuste do re1é de neutro deve estar contida na faixa de 10% a 45% da corrente nominal do

circuito, como mostra a expressão(4.27):

I 0,45 I I 0,1 NOMINAL NEUTRO DE RELÉ DO AJUSTE NOMINAL ≤≤ (4.27)



78

Onde:

Inominal corrente nominal de carga do circuito protegido.

Note que o ajuste da corrente do re1é de neutro é bem menor que a corrente nominal

do circuito protegido.

O valor depende do local do sistema e1étrico. A Fig. 4.16 mostra a zona do ajuste da

corrente do relé de neutro.

Fig. 4.16 - Zona de ajuste do relé de neutro

‘Na zona de geração a corrente está mais equilibrada, e não se permite um

desequilíbrio para não danificar o gerador síncrono.

Na distribuição, sendo fim de linha, ou seja, praticamente circuitos terminais estão

distribuídas as cargas trifásicas e monofásicas, o desequilíbrio é maior, dando maior folga

no ajuste de corrente do re1é de neutro.

Na parte intermediaria, isto é, na linha de transmissão, o ajuste é menor perto da

geração e maior mais próximo da distribuição.

De um modo ou de outro, o ajuste de corrente do rele de neutro depende da

característica do sistema, do conhecimento e experiência dos técnicos envolvidos.

4.3.8 - TEMPO DE RESTABELECIMENTO DO RELÉ DE SOBRECORRENTE

Tempo de restabelecimento ou de rearme (reset time) do relé, é o tempo necessário

para após uma atuação o re1é se recompor, isto é, estar pronto para iniciar unia nova

operação completa.

No caso, por exemplo, do relé de disco de indução, é o tempo em que a alavanca de

tempo, retrocedida pela mola de restauração, gasta até atingir sua posição inicial. Ver Fig.

4.17.



79

Fig. 4.17 - Tempo de rearme

No caso, quando o relé atua, instantes após o disjuntor elimina a corrente de curto-

circuito e cessa o torque de operação no disco. Portanto, a partir deste instante, somente o

torque restaurador da mola atua no disco. A ação do torque da mola traz a alavanca de

tempo de volta. O tempo gasto até a alavanca atingir a sua posição inicial (que foi

ajustado), é o tempo de rearme do re1é. Este tempo de restabelecimento é medido pelo

fabricante para cada posição da curva do relé e corresponde a tempos de restabelecimento

diferentes.

O fabricante levanta para cada relé a sua curva de restabelecimento. No caso, por

exemplo, ver a curva da Fig. 4.18.

Fig. 4.18 - Curva tempo de rearme X curva de tempo do relé



80

4.3.9 - RELIGAMENTO

De todos os curtos-circuitos o de maior incidência é o curto circuito monofásico a

terra.

Dependendo do sistema, dos curtos circuitos monofásicos a terra, praticamente 87%

a 92% são do tipo temporário e os restantes permanentes.

Quando o curto circuito é permanente a proteção deve abrir definitivamente o

circuito. O trecho em defeito só poderá ser novamente energizado, se for feito o conserto

do defeito.

Já no caso do defeito temporário não há danos permanentes no sistema. Portanto

não há razão alguma da proteção atuar do mesmo que no defeito permanente. Isto é, não se

deve abrir definitivamente o circuito.

No caso, o procedimento de religamento automático é rápido e vantajoso. Isto é,

quando ocorre um defeito (curto-circuito) a proteção atua, espera-se um certo tempo, e

religa-se o sistema. E então se o:

• Curto-circuito for temporário, o sistema volta a operar normalmente;

• Curto-circuito for permanente a proteção atuara novamente.

No sistema de distribuição, constituído de diversos alimentadores, as cargas

conectadas são pequenas. Neste caso, como a energia envolvida é pequena, permite-se

fazer a abertura e religamento trifásicos. Neste caso, o inrush de energização é menor e não

prejudica tanto o sistema, e dá-se o luxo de até ajustar o religador para produzir 3 a 4

tentativas de religamentos.

Já no sistema de potência, a energia elétrica transmitida é muito grande, e

dependendo do porte do sistema pode-se usar religamento tripolar ou monopolar. Como é

grande a incidência de curtos-circuitos monofásicos temporários, no caso então, a proteção

detecta o curto e abre a fase correspondente. O sistema opera momentaneamente

desequilibrado com só 2 fases energizadas. Após então é feito o religamento monopolar da

fase correspondente. Se o defeito for temporário o sistema volta a operar normalmente. Se

o defeito for permanente, novamente a proteção detecta a corrente de curto-circuito e

provoca a abertura tripolar definitiva do trecho em defeito. Note que a abertura e

energização de um sistema envolvendo muita energia traz as seguintes conseqüências:



81

• Arco e1étrico;

• Transitórios de corrente e tensão;

• Harmônicos;

• Sobretensões de manobras;

• Pré-envelhecimento dos elementos e componentes do sistema, diminuindo

acentuadamente a sua vida útil, notadamente dos contatos dos disjuntores;

• Aceleração nas corrosões.

Por este motivo, se faz uma só tentativa de religamento no sistema de potência de

grande porte.

Também é importante mencionar que todos os religamentos com sucesso, a grande

maioria se dão na primeira tentativa.

4.3.10 - RELÉ DE RELIGAMENTO

Relé de Religamento (79) é um re1é de tempo que providencia (ativa) o dispositivo

de fechamento do disjuntor, após um tempo ajustado (tempo morto).

O re1é de religamento está em série com o contato auxiliar NF do disjuntor.

Portanto, quando o disjuntor está fechado, isto é, na operação normal do sistema elétrico, o

contato NF esta aberto, deixando desativado o relé de religamento (79).

O re1é de religamento, só entra em operação, quando o disjuntor abre. O esquema

funcional em DC da Fig. 4.19 mostra o funcionamento das operações de religamento.

]

Fig. 4.19 - Funcional DC do religamento

No esquema da Fig. 4.19, quando a bobina de fechamento opera, ela desativa uma

trava que libera a ação:



82

♦Da mola de fechamento do disjuntor;

♦ Do ar comprimido que desloca um pistão, provocando o fechamento do disjuntor.

O tempo ajustado no re1é de religamento é chamado de tempo morto, porque durante

este período o sistema ou a fase correspondente fica sem tensão. No caso sistema com

abertura monopolar, a fase correspondente fica com uma tensão resultante devida ao

acoplamento capacitivo das outras duas fases sãs.

O Religamento tem como objetivo eliminar no local do defeito, os seguintes efeitos:

• Arco elétrico;

• Deseionizar o ar no local do arco elétrico.

Portanto o tempo morto é composto dos seguintes tempos:

♦ Tempo de extinção natural do arco elétrico;

♦ Tempo de deseionização (recuperação) da rigidez dielétrica do ar;

♦ Tempo de segurança (folga), para estatisticamente não haver reignição do arco

elétrico neste período.

O uso de um tempo grande de segurança, a garante a não reiginição do arco elétrico,

mas fere a continuidade do fornecimento de energia.

O ideal seria usar o menor tempo morto possível, mas com base nos dados

levantados no campo e laboratório, o tempo morto fica na faixa 0.7 a 1,5 segundos.

O menor tempo desta faixa, produz maior taxa de reignição.

A seguir mostra-se na Fig. 4.20, o espectro de corrente elétrica de um sistema

elétrico, que sofreu um curto-circuito temporário cujo religamento teve sucesso.

Fig. 4.20 - Espectro de corrente elétrica



83

A interrupção do religamento e tempo morto, não são computados como

descontinuidade nos índices de desempenho da avaliação de qualidade do fornecimento de

energia de uma empresa.

Mas hoje, com o avanço da eletrônica nos dispositivos de controle e comando

industriais, o tempo morto do religamento produz perdas e danos sensíveis nestes

equipamentos. As perdas mais significantes são:

• Perdas de dados, programas nos sistemas de computação e redes de micros;

• Na produção de produtos manufaturados, onde não pode haver pico de interrupção;

• Etc....

No sistema de grande porte, com religamento monopolar, durante o tempo morto, o

sistema opera momentaneamente desequilibrado.

O desequilíbrio de corrente provoca sérios danos nos geradores síncronos. Por este

motivo os geradores síncronos estão protegidos com re1és de desequilíbrio.

Os re1és de desequilíbrio de correntes, não devem operar dentro do tempo morto do

religamento monopolar. Portanto o ajuste do tempo de operação do re1é de desequilíbrio

deve ser maior que o tempo morto do religamento:

(79) do morto gerador do riodesequilib de relé tt ≥ (4.28)

4.3.11 - SISTEMA ELÉTRICO RADIAL

Sistema de energia radial é o tipo de sistema em que a energia elétrica trafega num só

sentido. A Fig. 4.21 mostra um exemplo de um sistema radial.

Fig. 4.21 - Sistema elétrico radial



84

Havendo um curto-circuito no sistema radial, a corrente elétrica sempre vem do

sentido da fonte para o local do defeito. Observa-se que em sistemas de distribuição de

energia elétrica, a fonte geradora é representada pela subestação.

Portanto, neste sistema pode-se utilizar relés mais simples sem características

direcionais.

O objetivo geral da proteção é eliminar o defeito o mais rápido possível, de modo a

deixar o menor número de consumidores sem energia.

Neste caso, sempre que atua a proteção, as barras a jusante ficarão desenergizadas.

Conseqüentemente, todos os consumidores conectados As barras ficarão sem energia. Esta

energia não suprida é o grande problema deste sistema.

O sistema radial é mais barato e simples, mas tem alta taxa de descontinuidade de

energia e perdas de consumidores, provocando descontentamento geral. Uma solução

adotada normalmente é a utilização de chaveamentos, denominada de sistema radial com

recursos. Deste modo ao haver uma falha, isola-se o trecho com problemas e são re-

energizadas as partes sãs do sistema através da fonte original de suprimento ou uma fonte

vizinha (alternativa).

De um modo geral, as principais características do sistema e1étrico são:

• Mais barato;

• Mais simples;

• Menor continuidade de serviço;

• Maior quantidade de consumidores sem energia;

• Maior queda de tensão;

• Menos confiável;

• Sistema de proteção mais simples;

• Coordenação mais fácil;

4.3.12 - SISTEMA ELÉTRICO EM ANEL RADIAL

Sistema de energia e1étrico em anel é o tipo de sistema em que a energia pode

trafegar (fluir) em qualquer sentido.

No caso de defeito, o curto-circuito é alimentado por correntes elétricas provenientes

de todos os lados.



85

Sempre a corrente elétrica de curto-circuito converge para o ponto de defeito por

todos os lados. A Fig. 4.22 mostra um sistema em anel.

Fig. 4.22 - Sistema em anel

Neste caso, para haver seletividade, a proteção deve ter características direcionais.

A grande vantagem do sistema em anel é que nos defeitos nas linhas de transmissão,

a proteção atua desconectando a linha sem desenergizar as barras, portanto, sem perda de

consumidores. Tem-se assim, sempre garantido o suprimento de energia nas cargas.

A proteção deste sistema só é possível com re1é de sobrecorrente monitorado com

re1é direcional (67), ou com re1és de distâncias (21).

O sistema em anel é muito mais caro. É também muito mais difícil a coordenação da

sua proteção.

De um modo geral, as principais características do sistema e1étrico em anel são:

• Mais caro;

• Mais complexo;

• Maior continuidade de serviço;

• Menor perda de consumidores;

• Menor queda de tensão;

• Maiores problemas com estabilidade;

• Mais confiável;

• Sistema de proteção mais complexo e mais difícil de coordenar;



86

4.3.13 - COORDENAÇÃO DE RELÉS DE SOBRECORRENTE

Os re1és devem operar o mais rápido possível, dentre, da sua seletividade de

proteção.

Para formar uma cadeia com seqüência de proteção, onde o relé mais próximo do

defeito atue prioritariamente, deve haver uma escada de tempos de atuação sucessivos dos

re1és, garantindo a proteção de vanguarda e sucessivas retaguardas.

Coordenação é uma estratégia de proteção, onde para qualquer corrente de curto-

circuito, há uma escada de tempo no sentido do re1é de vanguarda para os re1és de

retaguarda, de modo a garantir e permitir seletividade no desligamento do sistema.

Deve-se sempre lembrar que o objetivo da operação da proteção é eliminar (isolar) o

defeito mais rápido possível, de modo a deixar o menor número possível de consumidores

sem energia.

A coordenação de re1és é necessária, porque o sistema de proteção também está

sujeito à falhas. Neste caso, a atuação da proteção de retaguarda é imprescindível.

No caso de falha da proteção de vanguarda, pode-se utilizar, dependendo do sistema,

os seguintes esquemas de proteção:

• Proteção primária, onde as proteções são duplicadas. Se houver falha de um re1é o

outro atua. No caso só se exige coordenação quando a falha for no sistema de abertura do

disjuntor.

• Proteção secundária, geralmente adotada em sistema de porte modesto, onde a

falha do sistema de proteção é garantida pela proteção de retaguarda (a montante) de

acordo com a respectiva coordenação.

Neste último esquema, a coordenação dos re1és deve ser uma seqüência de proteção

em que o re1é mais próximo atue primeiro. Se este falhar, deve atuar o relé a montante

mais próximo, ou seja, a primeira proteção de retaguarda. Na conseqüente, falha desta

última, deve atuar segunda retaguarda, ou seja, o próximo relé a montante. E assim

sucessivamente.

4.3.14 - TEMPO DE COORDENAÇÃO

Tempo de Coordenação (∆t) é a mínima diferença de tempo que dois relés mais



87

próximos da cadeia de proteção devem ter para garantir coordenação.

Garantia de coordenação, significa que a proteção mais próxima do defeito elimine o

curto-circuito, com garantia que o re1é a montante não ative o seu circuito de abertura.

Para haver coordenação, os tempos de operação de dois reles sucessivos, devem

satisfazer a inequação:

t t - t jusante relémontante relé ∆≥ (4.29)

Onde:

t jusante relé é o tempo de atuação do relé a jusante.

t montante relé é o tempo de atuação do relé a montante para a mesma corrente de

curto- circuito

t∆ tempo de coordenação

Procura-se sempre numa cadeia de proteção, utilizar o valor da diferença de tempo o

mais próximo possível da igualdade da inequação (4.29).

Para analisar o tempo de coordenação ( t∆ ) com fundamento, utiliza-se o esquema da

Fig. 4.23, onde se supõem que os dois relés possuem mesmas características.

Fig. 4.23 – Tempo de coordenação



88

Inicialmente a alavanca de tempo está na posição 1, e se ocorre um curto-circuito,

aparece torque (τ) nos discos dos dois relés. O re1é a jusante toca o seu contato móvel no

fixo (ponto 2) antes que o relé a montante. Neste momento a alavanca de tempo do re1é a

montante está no ponto 2 da Fig. Fig. 4.23.

A partir deste momento em diante, o tempo de coordenação (∆t) é composto dos

seguintes tempos:

a) Tempo de operação do mecanismo de abertura do disjuntor B.

Quando a alavanca de tempo do re1é B atinge o ponto 2, fecha-se o contato NA do

relé B. Neste memento ativa-se e inicia-se o processo de abertura do disjuntor B. Neste

instante a alavanca de tempo do re1é A esta, na posição 2 (ver Fig. Fig. 4.23).

No processo de ativação do disjuntor B é computado os tempos de:

• Operação da bobina de disparo do disjuntor B;

• Tempo de destrava da trava da liberação da mola de abertura ou da válvula do ar

comprimido do disjuntor B;

• Tempo de ação da mola de abertura ou Pistão a ar comprimido, que imprime o

movimento que processa a abertura mecânica dos contatos elétricos do disjuntor

B, até o seu curso final.

Quando o contato mecânico do disjuntor B chega no seu curso final, a alavanca de

tempo do relé A está agora na posição 3.

Portanto, o tempo t32 corresponde á soma dos tempos relativos aos itens anteriores.

O tempo total de operação dos mecanismos de abertura do disjuntor está na faixa de

2 a 6 ciclos.

Somente o avanço tecnológico, possibilitará a diminuição deste tempo. Talvez em

pouco tempo teremos disjuntores estáticos de grande potência, isto é, que possa

interromper curtos-circuitos de grande intensidade.



89

b) Tempo de extinção do arco elétrico do disjuntor B.

Durante a abertura dos contatos elétricos do disjuntor B, o arco é1étrico mantém a

condução da corrente de curto-circuito. Quando os contatos mecânicos do disjuntor

chegam no seu percurso final, o arco e1étrico ainda persiste. Ou seja, findada a operação

mecânica do disjuntor B, o curto-circuito ainda persiste através do arco e1étrico. Portanto,

deve-se empregar artifícios para ajudar na extinção do arco e1étrico. Estes artifícios já se

iniciam durante a operação mecânica da abertura dos contatos. Eles são feitos através de

câmaras de extinção de arco, ajudados por processo de alongamento do arco e1étrico. Nas

câmaras são feitos vários compartimentos para fracionar o arco e os alongamentos são

feitos por processos de:

• Sopro de SF6;

• Sopro eletromagnético, que são aplicações adequadas das ações de forças

eletromagnéticas que ajudam a alongar o arco e1étrico.

As ações de alongamento jogam o arco para dentro dos compartimentos da câmara,

produzindo o fracionamento do arco e ajudando na sua extinção.

O tempo de extinção varia e pode ir até 5 ciclos.

Quando o arco se extingue, a alavanca de tempo do re1é A está agora no ponto 4 da

Fig. 4.23.

Neste momento, isto é, no ponto 4, cessa realmente a corrente de curto-circuito e a

ação do torque no disco do re1é A (τ = 0).

c) Tempo de sobrepercurso do relé A

Exatamente no ponto 4, o torque é nulo, mas todo o mecanismo de giro e inclusive a

alavanca de tempo do relé A, ainda tem movimento, isto é, estão com velocidade diferente

de zero.

Deste ponto em diante, só existe no disco, o torque negativo, devido à ação restritiva

da mola de restauração do disco do próprio re1é. Mas devido á inércia mecânica, a

alavanca continua o seu giro, até atingir o ponto 5. No ponto 5, a alavanca tem velocidade

nula, e deste instante em diante a mola restauradora retrocede o movimento do disco até o



90

seu rearme original. Agora, pode-se definir com mais clareza o conceito de tempo de

sobrepercurso.

Tempo de sobrepercurso (over travel) é o tempo t54, ou seja, é o tempo que a

alavanca de tempo gasta até parar o seu movimento devido a sua inércia.

Este tempo depende de cada relé e os valores são medidos pelo fabricante.

Note que a vantagem do re1é eletrônico, e que o seu tempo de sobrepercurso não

existe.

d) Tempo de segurança

Como não há precisão nos tempos anteriores, e para garantir a não operação do relé

A. deve-se deixar uma folga de tempo neste relé.

Note que se a alavanca de tempo toca no ponto 6, inicia-se todo o processo de

abertura do disjuntor A.

Portanto, tempo de segurança, é uma folga de tempo, para garantir a não operação do

re1é A.

Portanto, o tempo de coordenação (∆t) da Eq. (4.29), que depende do tipo de re1é

utilizado e do tipo de disjuntor envolvido, é um valor exclusivamente levantado pelo

fabricante.

Os técnicos e os projetistas de proteção adotam os seguintes valores:

=∆ digitaisestáticos

relés 0,25 a 15,0

mecânicos-eletro relés 0,5 a 4,0t

Nota: Apesar de os relés estáticos e digitais terem o tempo de coordenação menor,

na prática as empresas de energia e1étricas, devido a certeza e garantia, usam o tempo de

coordenação dos re1és eletro-mecânicos, isto é, de 0,4 a 0,5s.


DEFINIDO

A coordenação do relé de sobrecorrente de tempo definido (51), no sistema de



91

energia elétrica é feito com a seguinte regra:

• O relé mais afastado deve ter o menor ajuste de tempo possível. Se a linha der

continuidade, o mesmo deve coordenar com as proteções existentes a jusante;

• Os relés a montante mais próximos, devem ter um tempo de ajuste cuja diferença

de tempo é o ∆t. Isto é:

t t t JUSANTEMONTANTE ∆+= (4.30)

• E assim sucessivamente

Por exemplo, dado o sistema da Fig. 4.24. Efetuar a coordenação supondo que todos

relés tem sensibilidade para atuarem até a barra D.

Fig. 4.24 – Diagrama unifilar

1°°°° passo: Para o relé C mais afastado, adotar um tempo de atuação, por exemplo tC. Ver

Fig. 4.25.

Fig. 4.25 – Ajuste de tempo do relé C



92

2°°°° passo: Para o relé B mais próximo a montante, escolher o tempo tB que coordene com o

relé C. Isto é:

t t t CB ∆+=

A Fig. 4.26 mostra o diagrama com o tempo do relé B.

Fig. 4.26 – Coordenação do relé B e C

3°°°° passo: Para o relé A mais próximo a montante B, escolher o tempo tA que coordene

com o relé B. Isto é:

t t t BA ∆+=

A Fig. 4.27 mostra o diagrama completo da coordenação.

Fig. 4.27 – Coordenação completa dos relés de sobrecorrente com o tempo definido

Note que a coordenação é simples, mas tem a desvantagem de não atender a filosofia

da proteção, ou seja, os curtos-circuitos mais próximos da fonte são os mais perigosos, e

pela característica da coordenação, os seus tempos de atuação estão muito altos.

Para melhorar o desempenho desta proteção, utiliza-se relés de sobrecorrente com

elemento instantâneo.



93


DEFINIDO COM ELEMENTO INSTANTÂNEO

Efetua-se primeiro o ajuste do elemento instantâneo de todos os relés, após então,

efetua-se o procedimento da coordenação.

Neste caso, a regra se resume a:

• Ajustar o elemento instantâneo, utilizando a corrente de curto circuito trifásico (3φ)

a 85% da linha de transmissão a jusante do re1é correspondente.

• Coordenação segue as mesmas regras do Relé de sobrecorrente de tempo definido.

Por exemplo, efetuar a proteção do sistema radial mostrado abaixo, cujo diagrama

unifilar está apresentado na Fig. 4.28. Todos os relés devem proteger até a barra D.

Fig. 4.28 – Diagrama unifilar

l°°°° Passo: Primeiramente, faz-se a proteção da zona de atuação da unidade instantânea (50).

Esta zona vai desde o ponto de instalação do relé até 85% da linha de

transmissão a jusante. Ver Fig. 4.29.

Fig. 4.29 – Zona seletiva da unidade instantânea



94

Note que as zonas do instantâneo não se superpõem, são seletivos, não havendo

problema de coordenação, porque não ha superposição de zonas, isto é, as zonas são

independentes.

2°°°° Passo:: Coordenação das unidades temporizadas (51), segue os mesmos passos da

coordenação do relé de sobrecorrente de tempo definido. Portanto, basta,

efetuar a coordenação no diagrama da Fig. 4.29. O procedimento é:

• Para o relé mais afastado, escolher o menor tempo possível;

• Re1és a montante, escolher o tempo de atuação, deixando uma folga de ∆t sobre o

tempo de atuação do re1é mais próximo a jusante.

\

A Fig. 4.30, mostra a temporização do relé C, que atua no tempo tC.

Fig. 4.30 - Temporizarão do relé C

A Fig. 4.31, mostra a temporização do relé B em relação ao relé C.

Fig. 4.31 - Coordenação do relé B e C



95

A Fig. Fig. 4.32, mostra a temporização do relé A em relação ao relé B.

Fig. 4.32 - Coordenação de relés de sobrecorrente de tempo definido

com elemento instantâneo

Esta proteção é melhor que a proteção do relé de sobrecorrente de tempo definido

(Fig. 4.27), os curtos circuitos próximos às barras são eliminados instantaneamente, mas a

temporização continua igual, apenas houve melhora na sua zona de atuação.


INVERSO

Na coordenação do relé de sobrecorrente de tempo inverso, não se escolhe o tempo,

mas sim a curva de tempo. Deste modo, esta coordenação é um pouco mais complexa e

trabalhosa.

Os re1és a montante, devem coordenar com os relés a jusante em todo o trecho de

superposição de zona. No caso, o ponto crítico, sempre é o curto-circuito no local do TC a

jusante.



96

REGRA PARA A COORDENAÇÃO:

Fazer a coordenação da proteção no esquema unifilar da Fig. 4.24, de modo que

todos os relés tenham atuação até a barra D.

1°°°° Passo:: Para o re1é mais afastado, escolhe-se a menor curva de tempo possível. Por

exemplo, escolher a curva 1/2. Ver Fig. (curvas do relé)

Fig. 4.33 - Curva ½ do relé C

Observação: A curva de tempo escolhida para o re1é C, vai depender do que está ligado

na D. Esta curva escolhida deverá coordenar com a proteção da barra D, do mesmo modo e

procedimento feito no re1é B do 2°°°° Passo a seguir.

2°°°° Passo: Com a corrente de curto-circuito 3φ em C, calcular o múltiplo (MC) do relé C.

Isto é:

Tapc RTCcc3Icc

MC

φ= (4.31)

Onde:

Icc3φc => Corrente de curto-circuito, 3φ na saída do primário do TCc, que é igual ao

curto-circuito na Barra C.

RTCc => Relação de Transformação do TCc.

Tapc => Tap ajustado no re1é C.

Mc => Múltiplo do re1é C.



97

3°°°° Passo:: Com o múltiplo (Mc) e a curva 1/2 obtém-se o tempo (tc) de operação do re1é

C. Ver Fig. 4.34.

Fig. 4.34 - Tempo de operação do relé C

4°°°° Passo: Para a mesma corrente de curto-circuito do 2° Passo, o tempo de operação do

re1é B, para ficar coordenado com o re1é C, deve ser:

t t t CB ∆+=

5°°°° Passo: Para a mesma corrente de curto-circuito do 2° Passo, calcular o múltiplo do re1é

B (MB).

BB

BB Tap RTC

3IccM

φ=

6°°°° Passo: Com o múltiplo MB e o tempo de operação (tB) do re1é B, obtém- se na curva de

tempo x corrente do fabricante, a curva de tempo de operação do re1é B. Na

curva do fabricante, colocando-se MB e tB, obtém-se o ponto 1. Ver Fig. 4.35.



98

Fig. 4.35 - Curva do relé B.

Da família de curvas, escolhe aquela que passa pelo ponto 1.

A curva do relé B, selecionada nesse passo colocada no diagrama da Fig. 4.33, gera a

Fig. 4.36, que dá uma melhor visão da proteção juntamente com sua coordenação.

Fig. 4.36 - Coordenação do relé B.

Note que a coordenação foi feita exatamente no ponto da instalação do TC da barra

C. Dai para frente, as duas curvas de, tempo ficam paralelas ou abrem-se um pouco,

portanto garantindo sempre coordenação.

A coordenação do relé A segue a mesma seqüência do 2° Passo em diante. Neste

caso, o curto-circuito é no ponto da instalação do TC da barra B. A proteção o total está

apresentada na Fig. 4.37.



99

Fig. 4.37 – Proteção e coordenação de relés de sobrecorrente de tempo inverso

Note que devido a curva de tempo ser inversa, produziu-se uma proteção coordenada

e adequada com a filosofia da proteção, ou seja, os curtos circuitos maiores são

rapidamente eliminados.

Pode-se melhorar esta proteção, utilizando elemento instantâneo incorporado nos

re1és de sobrecorrente.


INVERSO COM ELEMENTO INSTANTÂNEO

Esta proteção utilizando relé de sobrecorrente de tempo inverso com elemento

instantâneo é a melhor proteção possível com estes tipos de relé. Porém, ela exige um

pouco mais de trabalho.

A coordenação, por exemplo é feita no mesmo diagrama unifilar da Fig. 4.28.

1°°°° Passo: Ajusta-se as unidades instantâneas de todos relés exatamente como apresentado

na Fig. 4.38.

Fig. 4.38 – Zona seletiva da unidade instantânea



100

2°°°° Passo: Para o re1é mais afastado, escolher a menor curva de tempo. No caso por

exemplo usar a curva 1/2. Ver Fig. 4.39.

Fig. 4.39 – Curva de tempo ½ do relé C

3°°°° Passo:: Com a corrente Icc3φ a 85% da LTCD (ver Fig. 4.40) Calcular o múltiplo do

re1é C e do re1é B.

Tapc RTCcLT%853Icc

M CDC

φ=

BB

CDB Tap RTC

LT%853IccM

φ=

Fig. 4.40 – Curto circuito corrente 3φ a 85% da LTCD



101

4°°°° Passo:: Com o múltiplo (Mc) e a curva 1/2, obter o tempo de atuação do relé C. Ver

Fig. 4.41.

Fig. 4.41 - Curva de atuação do relé C.

5°°°° Passo: Para um curto circuito 3φ no ponto 85% da LTCD, Isto é com o múltiplo MB,

obter o tempo de atuação do relé B, de modo a coordenar com o relé C, assim:

t t t

t t- t

CB

CB

∆+=∆=

6°°°° Passo: Com o tempo do re1é B e múltiplo MB, na curva do relé obter o ponto 1. Pelo

ponto 1 obtém-se a curva do relé B. Ver Fig. 4.42.

Fig. 4.42- Curva do relé B.



102

A curva do relé B escolhida, colocada no diagrama unifilar da Fig. 4.39, obtêm-se a

Fig. 4.43.

Fig. 4.43 – Diagrama unifilar com as curvas dos relés C e B.

Note que esta curva do relé B não é definitiva. Deve-se verificar se a mesma

coordena em todo o trecho com o relé C. O ponto de teste é no local da instalação do TCc.

A verificação é feita de acordo com os passos a seguir:

7°°°° Passo:: Para Icc3φ em C, calcular o múltiplo do re1é B. Isto é:

BBB Tap RTC

3IccM

φ=

8°°°° Passo: Calcular o tempo de atuação do relé B, para a corrente Icc3φ em C. Ver Fig.

4.44.

Fig. 4.44 – Curto circuito em C para verificação da coordenação



103

Com múltiplo M’B e a curva do relé B, obtém-se o tempo de atuação do relé B. Ver Fig.

4.45.

Fig. 4.45- Tempo de atuação do relé B

Observação: Note que para a Icc3φ em C, o tempo de atuação do relé C é zero, isto é, atua

dentro da zona instantânea.

9°°°° Passo: Verificação da coordenação no ponto de instalação do re1é C. A verificação é

feita através da comparação:

t t

t zero - t

B

B

∆≥′∆≥′

• Se SIM, a curva escolhida do re1é B coordena com o re1é C.

• Se NAO, a curva do relé B, não coordena com o re1é C. Vá ao passo seguinte.

10°°°° Passo: Deve-se, então, levantar a curva do relé B, até coordenar com o relé C no ponto

de sua instalação. Portanto, o tempo do re1é B, deve ser:

t tB ∆=′′

Assim, com o múltiplo M’B e o tempo t”B, obtém-se no ponto 2 a nova e definitiva

curva de atuação do re1é B. Ver Fig. 4.46.



104

Fig. 4.46- Curva definitiva do relé B.

Para os relés a montante, basta repetir em seqüência todo o processo. A coordenação

total está mostrado na Fig. 4.47:

Fig. 4.47 – Proteção e coordenação de relés de sobrecorrente de tempo inverso com

elemento instantâneo.

Capítulo 5

5 - Bibliografia

1. CAMINHA, AMADEU C. INTRODUÇÃO À PROTEÇÃO DOS SISTEMAS

ELÉTRICOS. SÃO PAULO. ED. EDGARD BLÜCHER, 1978. 210 P.

2. PHADKE, ARUN, G. COMPUTER RELAYING FOR POWER

SYSTEMS.1998, RESEARCH STUDIES PRESS LTDA, 162 P.

3. STEVENSON, WILLIAM D. ELEMENTOS DE ANÁLISE DE SISTEMAS

DE POTÊNCIA. 2. ED. ED MCGRAW – HILL 388 P. – SP

4. MELLO F. P. À PROTEÇÃO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS. SANTA

MARIA –RS. UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA MARIA 1979.

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5. KINDERMANN, GERALDO. PROTEÇÃ DOS SISTEMAS ELÉTRICOS

DE POTÊNCIA. SANTA CATARINA. ED. GERALDO KINDERMANN,

1999. 231 P.

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