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TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
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2.1.4.1.3.5.3 – Selado com N2 
 
No Brasil, menos de 5% dos transformadores de médio e grande porte se utilizam de 
selagem com nitrogênio. Os chamados transformadores com o colchão de N2 não foram 
muito disseminados no sistema elétrico brasileiro. 
Por outro lado, tem sido razoavelmente executado a selagem com nitrogênio em 
transformadores projetados para operarem com sílica-gel. Essa modificação visa garantir 
a preservação do papel contra a agressão do oxigênio. 
A modificação consiste em acrescentarmos um reservatório externo ao transformador 
com pressão de nitrogênio, conforme figura. 
 
 
Esquema de Transformador Selado com Nitrogênio 
 
2.1.4.1.3.5.4 – Drycol 
 
Um outro sistema de preservação do óleo isolante é feito pelo equipamento chamado 
Drycol. Se instalado em transformadores projetados para sílica-gel exige a confecção de 
apenas mais um furo no conservador, e por isso, a modificação para a mudança de 
sistema é muito simples e a experiência das empresas que o tem utilizado tem sido 
positiva. 
 
 
Esquema de um Drycol 
 
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2.1.4.1.3.6 – Papel Isolante 
 
Os transformadores de potência imersos em óleo isolante utilizam dois tipos de papel 
Kraft para isolamento dos condutores nas bobinas: o comum e o termoestabilizado. 
Quando a especificação exigir transformador com 55 ºC de elevação média de 
temperatura, o papel comum atende a esse requisito. 
Quando na especificação a exigência for para 65 ºC de elevação média de temperatura, o 
papel a ser utilizado será o termoestabilizado. 
Na aparência eles diferem na cor e suas estruturas químicas são diferentes. 
A deterioração do papel se dá basicamente por três fatores: 
 
 Hidrólise: a ponte de oxigênio entre os anéis é afetada pela água, causando a 
ruptura de cadeias; 
 Oxidação: o oxigênio ataca o átomo de carbono da celulose para formar aldeídos e 
ácidos, além de monóxidos e dióxidos de carbono; 
 Pirólise: calor excessivo resulta em envelhecimento do papel, são liberados os 
gases, principalmente vapor de água, hidrogênio e monóxidos e dióxidos de 
carbono. 
 
 
 
Transformador Trifásico com Papel Kraft Comum 
 
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2.1.4.1.3.7 – Cromatografia 
 
É uma tecnologia de análise do óleo isolante com o propósito de diagnosticar falhas 
internas no transformador. Essa técnica se baseia na separação, em laboratório, de gases 
característicos que vão se formando e se solubilizando no óleo isolante, dependendo do 
tipo de falha. 
Nos dias de hoje, a gás-cromatografia tornou-se um instrumento fundamental para o 
acompanhamento da manutenção. Isto porque, em não se tendo necessidade de desligar 
o equipamento sob teste, e ainda, com um grau de precisão excelente na análise da falha, 
pode-se preditivamente programar intervenções, minimizando desligamentos que iriam 
reduzir a produção da empresa, além de não se ter garantia que na inspeção visual a 
falha seja localizada. 
 
2.1.4.1.3.8 – Gases Gerados por Falha Interna 
 
Combustíveis: 
 
 H2 = hidrogênio; 
 CH4 = metano; 
 C2H6 = etano; 
 C2H4 = etileno; 
 C2H2 = acetileno; 
 CO = monóxido de carbono. 
 
Não combustíveis: 
 
 N2 = nitrogênio; 
 O2 = oxigênio; 
 CO2 = dióxido de carbono. 
 
Existem vários métodos para a análise de uma amostragem de gás-cromatografia. A 
ABNT, o IEC e diversos pesquisadores independentes propõem metodologias com essa 
finalidade. 
Como cautela, uma empresa não deve analisar por apenas uma metodologia, e sim, por 
pelo menos três métodos distintos. 
Conhecer históricos de famílias de equipamentos é fundamental para uma análise 
conclusiva acerca dos resultados de laboratório. 
 
2.1.4.1.4 – Degradação da Celulose 
 
Uma grande preocupação, que gera invariavelmente calorosa discussão, é o 
estabelecimento do fim de vida-útil dos transformadores. 
Não existe discussão mais inútil do que a de tentar associar tempo cronológico com fim 
de vida do equipamento. Isto porque, tudo depende de como a manutenção cuidou do 
transformador. Os agentes agressivos são conhecidos e devem sempre ser eliminados o 
quanto antes. 
Não existe atualmente no Brasil um consenso em relação aos critérios que apontam o fim 
de vida do equipamento. São eles: 
 
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 Concentração de Óxido de Carbono: a relação entre dióxido e o monóxido de 
carbono tem sido estudada por algumas empresas, e atualmente, considera-se que 
para valores que excedem o intervalo abaixo, o equipamento é considerado em fim 
de vida, não justificando mais investimento de manutenção. 
472 ±=
CO
CO 
 Grau de Polimerização: este método, que exige a retirada de amostra do material 
isolante, não se mostra prático, apesar de ser preciso. No Brasil, a NBR-5416 
recomenda que com G.P.≤150, o equipamento seja considerado fim de vida. 
 Compostos de Furano (cromatografia líquida de alta resolução): o envelhecimento 
da celulose gera compostos de furano que se dissolvem no óleo. 
 
 
Deterioração do Papel Isolante 
 
2.1.4.2 – Transformadores de Corrente 
 
Os transformadores de corrente são equipamentos que permitem aos instrumentos de 
medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuírem 
correntes nominais de acordo com a corrente de carga do circuito ao qual estão ligados. 
Na sua forma mais simples eles possuem um primário, geralmente de poucas espiras, e 
um secundário, no qual a corrente nominal transformada é, na maioria dos casos, igual a 
5 A. Dessa forma, os instrumentos de medição e proteção são dimensionados em 
tamanhos reduzidos com as bobinas de corrente constituídas de fios de pouca quantidade 
de cobre. 
Os transformadores de corrente são utilizados para suprir aparelhos que apresentam 
baixa resistência elétrica, tais como amperímetros, relés, medidores de energia, de 
potência, etc. 
 
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Os TC's transformam, através do fenômeno de conversão eletromagnética, correntes 
elevadas, que circulam no seu primário, em pequenas correntes secundárias, segundo 
uma relação de transformação. 
A corrente primária a ser medida, circulando nos enrolamentos primários, cria um fluxo 
magnético alternado que faz induzir forças eletromotrizes Ep e Es, respectivamente, nos 
enrolamentos primário e secundário. 
Dessa forma, se nos terminais primários de um TC, cuja relação de transformação 
nominal é de 20, circular uma corrente de 100 A, obtém-se no secundário a corrente de 5 
A, ou seja: 100/20 = 5 A. 
O TC opera com tensão variável, dependendo da corrente primária e da carga ligada no 
seu secundário. A relação de transformação das correntes primária e secundária é 
inversamente proporcional à relação entre o número de espiras dos enrolamentos 
primário e secundário. 
 
2.1.4.2.1 – Características Construtivas 
 
Os transformadores de corrente podem ser construídos de diferentes formas e para 
diferentes usos, ou seja: 
 
a) TC tipo barra 
 
É aquele cujo enrolamento primário é constituído por uma barra fixada através do núcleo 
do transformador. 
Os transformadores de corrente de barra fixa em baixa tensão são extensivamente 
empregados em painéis de comando de elevada corrente, tanto para uso em proteção 
quanto para medição. 
Os transformadores de corrente do tipo barra fixa são os mais utilizados em subestações 
de potência de média e alta tensões. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Barra 
 
 
Tipo Barra Fixa 
 
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Vista externa de um TC da classe 230 KV 
 
 
 
Detalhes Construtivos de um TC 
 
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b) TC tipo enrolado 
 
É aquele cujo enrolamento primário é constituído de uma ou mais espiras envolvendo o 
núcleo do transformador, conforme ilustrado na figura. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Enrolado 
 
c) TC tipo janela 
 
É aquele que não possui um primáriofixo no transformador e é constituído de uma 
abertura através do núcleo, por onde passa o condutor que forma o circuito primário, 
conforme se apresenta na figura. 
São muito utilizados em painéis de comando de baixa tensão em pequenas e médias 
correntes, ou quando não se deseja seccionar o condutor para instalar o transformador de 
corrente. Dessa forma empregada, consegue-se reduzir os espaços no interior dos 
painéis. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Janela 
 
d) TC tipo bucha 
 
É aquele cujas características são semelhantes ao TC do tipo barra, porém sua instalação 
é feita na bucha dos equipamentos (transformadores, disjuntores, etc.), que funcionam 
como enrolamento primário, de acordo com a figura. 
São empregados em transformadores de potência para uso, em geral, na proteção 
diferencial, quando se deseja restringir ao próprio equipamento o campo de ação desse 
tipo de proteção. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Bucha 
 
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e) TC tipo núcleo dividido 
 
É aquele cujas características são semelhantes às do TC do tipo janela, em que o núcleo 
pode ser separado para permitir envolver o condutor que funciona como enrolamento 
primário, conforme se mostra na figura. 
São basicamente utilizados na fabricação de equipamentos de medição de corrente e 
potência ativa ou reativa, já que permite obter resultados esperados sem seccionar o 
condutor ou barra sob medição. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo Núcleo Dividido 
 
f) TC tipo com vários enrolamentos primários 
 
É aquele constituído de vários enrolamentos primários montados isoladamente e apenas 
um enrolamento secundário, conforme a figura. 
Neste tipo de transformador, as bobinas primárias podem ser ligadas em série ou e 
paralelo, propiciando a obtenção de várias relações de transformação. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo com Vários Enrolamentos Primários 
 
g) TC tipo com vários núcleos secundários 
 
É aquele constituído de dois ou mais enrolamentos secundários montados isoladamente, 
sendo que cada um possui individualmente o seu núcleo, formando juntamente com o 
enrolamento primário, um só conjunto, conforme se mostra na figura. 
Neste tipo de transformador de corrente, a seção do condutor primário deve ser 
dimensionada tendo e vista a maior das relações de transformação dos núcleos 
considerados. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo com Vários Núcleos Secundários 
 
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h) TC tipo vários enrolamentos secundários 
 
É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelo enrolamento primário e vários 
enrolamentos secundários, conforme se mostra na figura, e que podem ser ligados em 
série ou em paralelo. 
 
Transformador de Corrente do Tipo Vários Enrolamentos Secundários 
 
i) TC tipo derivação no secundário 
 
É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelos enrolamentos primário e 
secundário, sendo este provido de uma ou mais derivações. Entretanto, o primário pode 
ser constituído de um ou mais enrolamentos, conforme se mostra na figura do “TC tipo 
com vários enrolamentos primários”. Como os ampères-espiras variam em cada relação 
de transformação considerada, somente é garantida a classe de exatidão do equipamento 
para a derivação que contiver o maior número de espiras. A versão deste tipo de TC é 
dada na figura. 
 
 
Transformador de Corrente do Tipo com Derivação no Secundário 
 
2.1.4.2.2 – Representação Gráfica e Polaridade de um TC 
 
Convencionalmente, é adotada a representação mostrada na figura a seguir e a maneira 
como as bobinas primárias e secundárias são enroladas no núcleo magnético são 
simbolicamente indicadas pelas marcas de polaridade (pontos); 
 
 
Representação de TC e Polaridades 
 
Como regra, temos que a corrente primária I1 entra pela polaridade e a corrente 
secundária I2 sai pela polaridade e assim, temos I1 e I2 em fase. 
 
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2.1.4.2.3 – Caracterização de um Transformador de Corrente 
 
De acordo com a ABNT, os valores nominais principais que caracterizam os 
transformadores de corrente são os seguintes: 
 
 Corrente nominal e relação nominal; 
 Nível de isolamento; 
 Freqüência nominal; 
 Carga nominal; 
 Classe de exatidão; 
 Fator de sobrecorrente nominal (somente para TC de proteção); 
 Fator térmico nominal; 
 Corrente térmica nominal; 
 Corrente dinâmica nominal. 
 
Os TC's para serviço de medição devem retratar fielmente a corrente a ser medida. É 
imprescindível que apresentem erros de fase e de relação mínimos dentro de suas 
respectivas classes de exatidão. Segundo as normas da ABNT e ANSI, os 
transformadores de corrente devem manter sua exatidão na faixa de 10 a 100% da 
corrente nominal, ou seja: 
 
0,1Inominal ≤ Icarga ≤ InominalTC 
 
Os TC’s de medição devem manter sua precisão para correntes de carga normal, 
enquanto os TC’s de proteção devem ser precisos até o seu erro aceitável para corrente 
de curto-circuito de 20 x In. 
Para medição, em caso de curto-circuito, não há necessidade que a corrente seja 
transformada com exatidão. É até melhor que em condições de curto-circuito, o TC 
sature, proporcionando assim, uma auto-proteção aos equipamentos de medição 
conectados no seu secundário. 
Os núcleos magnéticos dos TC’s de medição são de seção menor que os de proteção 
para propositadamente saturarem durante o curto-circuito quando a corrente atinge 
valores altos. Essa saturação limita o valor da sobretensão aplicada nos equipamentos de 
medição. 
Outro detalhe muito importante é que quando o secundário de um TC se abre, tendo 
corrente no primário, o TC rapidamente satura, e gera uma sobretensão que pode chegar 
ao nível de milhares de volts. 
 
2.1.4.3 – Transformador de Potencial 
 
Os transformadores de potencial são equipamentos que permitem aos instrumentos de 
medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuir 
tensão de isolamento de acordo com a da rede à qual estão ligados. 
Na sua forma mais simples, os transformadores de potencial possuem um enrolamento 
primário de muitas espiras e um enrolamento secundário através do qual se obtém a 
tensão desejada, normalmente padronizada em 115 V ou 115 / √3 V. Dessa forma, os 
instrumentos de proteção e medição são dimensionados em tamanhos reduzidos com 
bobinas e demais componentes de baixa isolação. 
Os transformadores de potencial são equipamentos utilizados para suprir aparelhos que 
apresentam elevada impedância, tais como voltímetros, relés de tensão, bobinas de 
 
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tensão de medidores de energia, etc. São empregados indistintamente nos sistemas de 
proteção e medição de energia elétrica. 
Os transformadores para instrumentos (TP e TC) devem fornecer corrente e/ou tensão 
aos instrumentos conectados nos seus enrolamentos secundários de forma a atender às 
seguintes prescrições: 
 
 O circuito secundário deve ser galvanicamente separado e isolado do primário a 
fim de proporcionar segurança aos operadores dos instrumentos ligados ao TP; 
 A medida da grandeza elétrica deve ser adequada aos instrumentos que serão 
utilizados, tais como relés, medidores de energia, medidores de tensão, corrente, 
etc. 
 
 
Instalação de um Conjunto TC-TP 
 
2.1.4.3.1 – Características Construtivas 
 
Os transformadores de potencial são fabricados de conformidade com o grupo de ligação 
requerido, com as tensões primárias e secundárias necessárias e com o tipo de 
instalação. 
O enrolamento primário é constituído de uma bobina de várias camadas de fio, submetida 
a uma esmaltação, em geral dupla, enrolada em um núcleo de ferro magnético sobre o 
qual também se envolve o enrolamento secundário. 
Já o enrolamento secundário ou terciário é de fio de cobre duplamente esmaltado e 
isolado do núcleo e do enrolamento primário por meio de fitas de papel especial. 
 
2.1.4.3.2 – Tipos de Transformadores de Potencial 
 
Os transformadores de potencialpodem ser construídos a partir de dois tipos básicos: 
TP's indutivos e TP’s capacitivos. 
 
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2.1.4.3.2.1 – Transformadores de Potencial do Tipo Indutivo 
 
São dessa forma, construídos basicamente todos os transformadores de potencial para 
utilização até a tensão de 138 KV, por apresentarem custo de produção inferior ao do tipo 
capacitivo. Os transformadores de potencial indutivo são dotados de um enrolamento 
primário envolvendo um núcleo de ferro-silício que é comum ao enrolamento secundário, 
conforme se mostra na figura. 
 
 
Representação de um Transformador de Potencial 
 
 
Transformador de Potencial da Classe 230 KV 
 
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Transformador de Potencial Indutivo 
 
2.1.4.3.2.2 – Transformadores de Potencial do Tipo Capacitivo 
 
Os transformadores deste tipo são construídos basicamente com a utilização de dois 
conjuntos de capacitores que servem para fornecer um divisor de tensão e permitir a 
comunicação através do sistema carrier. São construídos normalmente para tensões 
iguais ou superiores a 138 KV e apresentam como esquema básico a figura. 
O transformador de potencial capacitivo é constituído de um divisor capacitivo, cujas 
células que formam o condensador são ligadas em série e o conjunto fica imerso no 
interior de um invólucro de porcelana. O divisor capacitivo é ligado entre fase e terra. Uma 
derivação intermediária alimenta um grupo de medida de média tensão que compreende, 
basicamente, os seguintes elementos: 
 
 Um transformador de potencial ligado na derivação intermediária, através de um 
ponto de conexão e fornecendo as tensões secundárias desejadas; 
 Um reator de compensação ajustável para controlar as quedas de tensão e a 
defasagem no divisor capacitivo, na freqüência nominal, independentemente da 
carga, porém nos limites previstos pela classe de exatidão considerada; 
 Um dispositivo de amortecimento dos fenômenos de ferro-ressonância. 
 
A não ser pela classe de exatidão, os transformadores de potencial não se diferenciam 
entre aqueles destinados à medição e à proteção. Contudo, são classificados de acordo 
com o erro que introduzem nos valores medidos no secundário. 
A figura mostra um transformador de potencial capacitivo, detalhando as suas partes 
componentes. 
 
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Transformador de Potencial Capacitivo 
 
2.1.4.3.2.3 – Caracterização de um Transformador de Potencial 
 
Os valores nominais que caracterizam um transformador de potencial são: 
 
 Tensão primária nominal e relação nominal; 
 Nível de isolamento; 
 Freqüência nominal; 
 Carga nominal; 
 Classe de exatidão; 
 Potência térmica nominal. 
 
Os TP’s são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 0,3 – 0,6 – 1,2. 
Considera-se que um TP está dentro de sua classe de exatidão, nas condições 
especificadas (tensão compreendida na faixa de 90 a 110% de nominal, com freqüência 
nominal, para todos os valores de fator de potência indutivo da carga, medida no primário 
do TP, compreendidos entre 0,6 e 1,0) quando nestas condições, os pontos determinados 
pelos fatores de correção relação (FCR) e pelos ângulos de fase (γ) estiverem dentro do 
“paralelogramo de exatidão” correspondente as suas classes de exatidão. 
 
2.1.4.4 – Banco de Reatores 
 
São indutâncias com núcleo magnético muito similar aos transformadores de potência. 
São utilizados para compensar a potência capacitiva gerada por linhas longas (>200 km), 
realizando-se desta maneira uma regulação da tensão, pois, o contrário, em ausência de 
uma compensação indutiva, alcançaria valores muito elevados de tensão no extremo da 
carga. 
 
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Principais componentes 
 
Os principais componentes foram enumerados de acordo com a figura de um reator da 
ABB: 
 
 
Reator (ABB) 
 
1) Bucha de AT: Realiza a conexão da bobina do reator com o barramento de primário. 
 
2) Bucha de Neutro: Realiza a conexão da bobina do reator com o barramento de neutro. 
 
3) Relé Buccholz: São usados em reatores para proteção contra geração de gases 
provocados por descargas internas ou sobreaquecimentos e aumentos anormais de 
fluxo de óleo entre o tanque de expansão e o tanque do reator. 
 
 Possui 2 estágios: 1º grau (alarme) e 2º grau (disparo ou trip). 
 
 
Esquema Relé Buccholz 
 
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4) Radiadores: Realiza o resfriamento do óleo isolante através de circulação natural por 
diferença de temperatura. São usados radiadores em chapa estampada montados 
através de válvulas de seccionamento do tipo borboleta para permitir a desmontagem 
dos mesmos, em caso de necessidade, sem retirar o óleo do tanque principal do 
reator. 
 
5) Válvula de Alívio de Pressão: Quando a pressão interna do reator está abaixo da 
pressão de abertura que é de 70±7Kpa, a pressão das molas comprime o diafragma 
contra o flange exercendo assim uma vedação através das gaxetas. Quando a 
pressão interna atingir a pressão de abertura da Válvula, isto fará com que os gases e 
parte do óleo isolante passe através da gaxeta “4”, atuando sobre a área total do 
diafragma que, então, abre-se instantaneamente, uma vez que a força exercida no 
diafragma pelo óleo isolante é superior a força exercida pela mola. O tempo de 
abertura é de aproximadamente 2 ms, a válvula fecha-se automaticamente quando a 
sobrepressão é aliviada. 
 
 Em caso de sua atuação deverá ser realizado o rearme no próprio equipamento 
através da alavanca de rearme “10”. Como assim também o rearme do pino 
sinalizador “8” que indica a atuação da válvula. 
 Caso este contato venha a atuar, não deve ser religado o reator sem antes realizar 
todos os testes necessários. 
 
 
Válvula de Alívio 
 
6) Tanque de Expansão ou Conservador: É montando acima do ponto mais alto do 
sistema de resfriamento do óleo através de um conjunto de tubos de conexão com o 
tanque principal. 
 
 A sua capacidade é adequada para permitir a expansão do volume total do óleo em 
todo o possível campo de variação de temperatura durante a operação. Dentro 
dele contém uma membrana que protege o óleo isolante contra a absorção de 
umidade e conseqüentemente oxidação. 
 A membrana de borracha é projetada de maneira a acomodar as variações do 
volume de óleo em função das variações de temperatura sem resultar em vácuo ou 
sobrepressão no reator. 
 O contato com o meio externo é realizado através do filtro de óleo e secador de ar. 
 
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7) Carcaça do reator: Estrutura onde se aloja o núcleo, armaduras e óleo isolante. 
 
8) Painel de passagem de condutores do TC: Interligação dos TC’s de bucha com as 
proteções diferencial, sobrecorrente, imagem térmica. 
 
9) TC’s de Bucha: Transformadores de corrente que estão localizados dentro do reator. 
 
10) Válvula para “By-pass”: utilizada para a troca do relé de “Buccholz”. 
 
11) Painel do Monitor de Temperatura: Tal monitor realiza o monitoramento da 
temperatura do óleo e do enrolamento do reator. Possui dois estágios: 1º grau 
(alarme) e 2º grau (trip). 
 
 Temperatura do óleo: 
• 1º grau: 85º. 
• 2º grau: 95º. 
 Temperatura do enrolamento: 
• 1º grau: 105º. 
• 2º grau: 120º. 
 
12) Reservatório de Sílica: Tem por finalidade de secar o ar aspirado pelos reatores 
resfriados a óleo, quando a temperatura cai, causando a contração do óleo. 
O Secador é abastecido com sílica gel, que a propriedade de absorver umidade até 
40% do seu próprio peso. 
No estado ativo a sílica gel tem a cor laranja e quando saturada com umidade 
apresenta a cor branca. A umidade pode, entretanto, ser extraída e a sílica gel ser 
reaproveitada. 
A tampa inferior do secador é provida de um reservatório (copo) de óleo, que possui a 
função de um filtro hidráulico, que tem como finalidade de reter as partículas em 
suspensão no ar. 
O nível de óleo deverá estarentre as duas linhas vermelhas do reservatório e deverá 
estar com o próprio óleo do reator. 
 
13) Dispositivo coletor de gás: Possui a função de tornar acessível “a altura de homem” os 
gases recolhidos no relé “Buccholz”, para facilitar o exame e a válvula (1) para permitir 
o teste de funcionamento dos contatos mediante a introdução de ar ou nitrogênio pela 
válvula (7). 
Quando houver a atuação do relé desligando o reator seguir o procedimento abaixo: 
 
 Anotar a cor e o volume do gás coletado; 
 Verificar se o gás é combustível através da aproximação de uma chama; 
 Para uma análise completa, enviar uma amostra de gás para um laboratório 
credenciado; 
 Soltar todo o gás coletado antes de religar o reator . 
 
Informações que podem ser obtidas através do estado dos gases coletados: 
 
 Gás incolor, não combustível: indica presença de ar puro; 
 Gás branco, combustível: indica combustão de papel ou papelão; 
 Gás amarelo, combustível: indica combustão de madeira; 
 Gás cinza, combustível: indica combustão de aço; 
 Gás preto, combustível: indica combustão de óleo. 
 
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Os componentes foram enumerados de acordo com a figura: 
 
 
Dispositivo Coletor de Gás 
 
 
1) Válvula no relé “Buccholz” (ver figura no item do referido relé) 
2) Válvula para retirada de amostra ou conexão do aparelho para exame dos 
gases; 
3) Conexão para relé “Buccholz”; 
4) Janelas de inspeção, uma das quais possui escala graduada em cm3 para 
permitir a avaliação da quantidade de gases recolhidos; 
5) Corpo metálico; 
6) Válvula em comunicação um sistema de sifão que limita a saída do óleo 
impedindo o escape dos gases; 
7) Válvula para drenagem do óleo contido no recolhedor e introdução de ar ou 
nitrogênio para os testes de funcionamento dos contatos. 
 
14) Válvula de separação tipo borboleta: São usadas para retenção de óleo isolante no 
tanque do reator. A abertura e fechamento da válvula são feitos liberando-se o parafuso 
de travamento e girando-se a borboleta através da porca sextavada, com o auxílio de uma 
chave fixa. 
 
15) Indicador de nível de óleo: É utilizado para sinalizar continuamente a posição do nível 
de óleo no conservador. A variação do volume implica em movimentação da membrana 
que por sua vez movimenta a haste da bóia do indicador atuante sobre o ponteiro do dial 
do indicador de nível de óleo. 
 
2.1.4.5 – Disjuntor 
 
Os disjuntores são equipamentos destinados à interrupção e ao restabelecimento das 
correntes elétricas num determinado ponto do circuito. 
Os disjuntores sempre devem ser instalados acompanhados da aplicação dos relés 
respectivos, que são os elementos responsáveis pela detecção das correntes elétricas do 
circuito que, após analisadas por sensores previamente ajustados, podem enviar ou não a 
ordem de comando para a sua abertura. Um disjuntor instalado sem os relés 
 
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correspondentes transforma-se apenas numa excelente chave de manobra, sem qualquer 
característica de proteção. 
A função principal de um disjuntor é interromper as correntes de defeito de um 
determinado circuito durante o menor espaço de tempo possível. Porém, os disjuntores 
são também solicitados a interromper correntes de circuitos operando a plena carga e em 
vazio, e a energizar os mesmos circuitos em condições de operação normal ou em falta. 
O disjuntor é um equipamento cujo funcionamento apresenta aspectos bastantes 
singulares. Opera, continuamente, sob tensão e corrente de carga muitas vezes em 
ambientes muito severos, no que diz respeito à temperatura, à umidade, à poeira, etc. Em 
geral, após longo tempo nestas condições, às vezes até anos, é solicitado a operar por 
conta de um defeito no sistema. Neste instante, todo o seu mecanismo, inerte até então, 
deve operar com todas as suas funções, realizando tarefas tecnicamente difíceis, em 
questão de décimos de segundo. 
 
2.1.4.5.1 – Arco Elétrico 
 
O arco elétrico é um fenômeno que ocorre quando se separam dois terminais de um 
circuito que conduz determinada corrente de carga, de sobrecarga ou de defeito. Pode ser 
definido também como um canal condutor, formado num meio fortemente ionizado, 
provocando um intenso brilho e elevando, consideravelmente, a temperatura do meio em 
que se desenvolve. 
 
2.1.4.5.2 – Princípios de Interrupção da Corrente Elétrica 
 
A operação de qualquer interruptor se faz separando-se os seus respectivos contatos, 
que permitem, quando fechados, a continuidade elétrica do circuito. Durante esta 
separação, em virtude da energia armazenada no circuito, há o surgimento do arco 
elétrico que precisa ser prontamente eliminado, sob pena de conseqüências danosas ao 
sistema. 
O arco formado dessa forma torna-se agora o meio de continuidade do circuito 
mencionado, até que a corrente atinja o seu ponto zero, durante o ciclo senoidal, quando, 
nesse momento, se dá a interrupção da chave. Porém, se o meio em que se dá a abertura 
dos contatos permanecer ionizado, durante o meio ciclo seguinte, a corrente poderá ter a 
sua continuidade elétrica restabelecida com a formação de um novo arco. 
Como princípio básico para a extinção de um arco elétrico qualquer, necessário que se 
provoque o seu alongamento por meios artificiais, reduza-se a sua temperatura e 
substitua-se o meio ionizado entre os contatos por um meio isolante eficiente que pode 
ser o ar, o óleo ou o gás, o que permite, assim, classificar o tipo do meio extintor, 
consequentemente, as características construtivas dos disjuntores. 
Porém, se durante a interrupção de uma corrente elétrica ela é reduzida abruptamente a 
zero, surgem sobretensões no circuito, tendo como resultado a liberação da energia 
armazenada no momento da interrupção. Essas sobretensões são capazes de provocar 
danos ao sistema e aos aparelhos consumidores correspondentes. 
Para se conhecer o princípio da interrupção elétrica, é necessário se estudar 
separadamente os meios extintores, que são: 
 
 Interrupção no Ar sob Condição de Pressão Atmosférica; 
 Interrupção no Óleo; 
 Interrupção no Gás SF6; 
 Interrupção no Vácuo. 
 
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CURSO BÁSICO 
 
 50
2.1.4.5.3 – Características Construtivas dos Disjuntores 
 
Os tipos construtivos dos disjuntores dependem dos meios que utilizam para extinção do 
arco. Existe no mercado uma grande quantidade de marcas e tipos de disjuntores 
empregando as mais diversas técnicas, às vezes particulares para certas aplicações. 
Independentemente das características elétricas disponíveis entre os vários disjuntores 
comercializados, estes podem ser estudados de duas formas básicas: o sistema de 
interrupção do arco e o sistema de acionamento. 
Será apresentado a título de exemplo, o disjuntor a gás SF6 de fabricação ABB. 
 
 Finalidade: ligar ou desligar um circuito quando acionado pelas proteções (eliminar 
alimentação em caso de falha na linha ou em outro equipamento da SE) ou pelos 
equipamentos de controle quando solicitado pelo operador; 
 Pode ser aberto com carga; 
 Possui alta velocidade e potência de ruptura; 
 Utiliza SF6 para extinção de arco; 
 Não permite visualizar a abertura dos contatos de potência, interrompendo o 
circuito elétrico; 
 Pode ser acionado por comando executado na: 
 
• IHM (Interface Homem Máquina) 
• UAC (Unidade de Aquisição e Controle) 
• Cubículo Central do DJ. 
 
2.1.4.5.4 – Componentes 
 
Os componentes foram enumerados de acordo com a figura do disjuntor ABB: 
 
 
 
Disjuntor ABB 
 
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 51
1) Resistor de pré-inserção: Os resistores estão destinados a limitar as sobretensões de 
manobra, em particular, no momento das operações de interligação de linhas em 
vazio. Eles se inserem alguns milésimos de segundo antes do fechamento dos 
contatos principais do disjuntor, sendo utilizados somente no fechamento dos contatos 
do disjuntor. Os seus contatos de inserção estão diretamente unidos ao sistema de 
embielagem(mecanismo superior) e de contato da câmara. 
 
 
 
2) Capacitor Equalizador: É utilizado para repartir a tensão nas câmaras de interrupção. 
 
 
 
 
 
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 52
3) Câmara de Interrupção: É onde se localiza os contatos de potência do disjuntor 
(compostos por um contato fixo e um contato móvel), utilizada para realizar a abertura 
e fechamento destes e injeção de hexafloreto de enxofre (SF6) para extinção do arco 
elétrico. 
 
 
 
 
 
4) Isolador de Poste: Internamente movimenta uma haste de comando que transmite a 
movimentação produzida pelas molas para o fechamento e abertura dos contatos 
principais. 
 
5) Mecanismo de Desarme: Onde está localizada a mola de abertura do disjuntor. 
 
 
 
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 53
6) Caixa de Mecanismo Operacional: 
 
1) Motores elétricos: M1.1 e M1; 
2) Contatos auxiliares do disjuntor BG1; 
3) Chave motor manual; 
4) Relé de mínima tensão de disparo 1 (K18.1), disparo 2 (K18.2) e motor (K18.3); 
5) Termomagnéticas dos motores: F1.1 e F1; 
6) Manivela para acionamento manual; 
7) Relés auxiliares para supervisão de gás (k10 e K9) e antipumping (K3); 
8) Termomagnética para alimentação e aquecimento: F2; 
9) Contatores para alimentação dos motores: Q1.1 e Q1. 
 
 
 
Caixa de Mecanismo Operacional 
 
 
 
 Molas: consiste em uma bateria de molas, que é carregada por dois motores 
dotados de uma barra de parafuso, e um mecanismo para atuação da abertura e 
fechamento. A bateria de molas é carregada automaticamente após cada operação 
de fechamento. 
 Caixa de equipamentos: onde se localiza os motores que farão o carregamento das 
molas. 
 
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 54
 
 
 
 Contatos Auxiliares: São encarregados de transmitir as informações dos 
disjuntores. Possui a haste de contato auxiliar que está em conexão direta com a 
alavanca do mecanismo operacional, seguindo o movimento dos contatos do 
disjuntor. Realizam funções tais como: 
 
• Informar o estado do disjuntor aos níveis superiores de supervisão, controle 
e proteção; 
• Intertravamentos com seccionadoras; 
• Vigilância do sistema de discordância de pólos. 
 
 Informação visual da posição dos disjuntores: informa se disjuntor está desligado 
ou ligado através de um indicador visual (bandeirola) exposto em cada pólo do 
disjuntor. 
 
 
 
 
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 55
7) Cubículo Central: Onde se localiza o nível operacional mais baixo de comando do 
disjuntor (pátio de manobras). 
 
 Níveis Operacionais 
 
• Nível 0: Equipamento no pátio de manobras. 
• Nível 1: Unidade de aquisição e controle da subestação (UAC). 
• Nível 2: IHM da subestação. 
• Nível 3: IHM do COS. 
 
 Realiza a interligação de cada um dos pólos com a sala de controle; 
 Chave S4 indicará a posição de comando do disjuntor (local ou remoto); 
 Chave S1 para execução de comandos de fechamento e abertura; 
 Caso de um fechamento local do disjuntor não poderá ser feito se estiver 
alguma das seccionadoras adjacentes fechadas. 
 Botoeira SR para executar o “reset” de discordância de pólos: 
 
• Caso haja a atuação da discordância de pólos, deverá ser realizado o 
rearme neste local antes de tentar manobrar o disjuntor. 
 
 
 
 
 Termomagnéticas: 
 
• F2: Alimentação 220Vca do circuito de iluminação, aquecimento e tomadas; 
• F7: Alimentação 460Vca do circuito do motor elétrico (primário do 
transformador 460/220Vca); 
• F7.1: Alimentação 220Vca do circuito motor (secundário do transformador 
460/220Vca); 
• F8: Alimentação 125Vcc do circuito de fechamento do disjuntor. 
 
 
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 56
 
 
 Contadores de manobras de fechamento mono (BNA, BNB, BNC) e tripolares 
(BN); 
 Aloja o transformador de 480-220V para alimentação dos motores de 
carregamento de molas. 
 Contatores (K20, K21 , K22, K23) e temporizadores (K7) para vigilância de SF6; 
 Chaves termomagnéticas do sistema de trip: Q31 (circuito de trip 1) e Q32 
(circuito de trip 2); 
 Relé de bloqueio por discordância de pólo: K18; 
 Relé de supervisão de tensão do circuito de fechamento: K15; 
 Relé de supervisão de tensão do circuito de trip: K16 (trip 1), K17 (trip 2); 
 Relé de disparo por discordância de pólo: Q7 (trip 1), Q8 (trip 2). 
 
8) Mecanismo Superior: Realiza a conexão da haste de acionamento com os contatos de 
potência, transmitindo assim os movimentos necessários para as manobras dos 
mesmos. 
 
 
 
 
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 57
9) Monitor de densidade: Utilizado para registrar os valores de pressão de SF6 em cada 
pólo. Possui uma compensação para a temperatura, ficando seus valores mais exatos. 
 
 
 
2.1.4.5.5 – Proteções Internas 
 
 Discordância de Pólos: causado pelo fechamento ou abertura de apenas um ou 
dois dos três pólos do disjuntor, ou seja, é a situação em que os três pólos não 
cumprem com o mesmo estado (abertos ou fechados) acionando o 
temporizador que provocará a abertura do disjuntor. 
 Sistema Antipumping: É um sistema de proteção pelo qual durante uma ordem 
sustenida de fechamento e ocorrer a aparição de uma ordem simultânea de 
abertura, o disjuntor irá fechar, abrir e não voltará a fechar até que não 
desapareça a ordem de fechamento original, e se dê um novo comando. 
 Sistema de Controle de SF6: Possui um manostato que controla a pressão de 
SF6 em cada um dos pólos do disjuntor. 
 
• Pressão nominal do disjuntor é 0,7 Mpa; 
• Ajuste de 1º estágio 0,62 Mpa onde gerará alarme de baixa pressão e 
coloca em funcionamento um sistema de temporização prevendo uma 
possível queda rápida da pressão de gás, e neste caso irá abrir o 
disjuntor e em seguida as seccionadoras, quando se cumprir a contagem 
de tempo fechará disjuntor e bloqueará a sua abertura; 
• Ajuste de 2º estágio 0,6 Mpa, nesta situação, se não transcorreu o tempo 
ajustado no temporizador de 1º estágio, acionará a abertura do disjuntor 
e das seccionadoras, quando se cumprir a contagem de tempo fechará 
disjuntor e bloqueará a sua abertura. 
 
 Transcorreu-se o tempo ajustado irá fechar o disjuntor e bloqueará a abertura 
do mesmo. 
 
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 58
2.1.4.5.6 – Possíveis Alarmes 
 
 Baixa pressão SF6: 
• Contato BD1 atuado e temporizador K7 contando: baixa pressão SF6 1º 
estágio (0,62 Mpa). 
 Bloqueio Fechamento/Abertura 1: 
• Relé K9 atuado: baixa pressão SF6 2º estágio (0,6 Mpa). 
 Bloqueio Abertura 2: 
• Relé K10 atuado: baixa pressão SF6 2º estágio (0,6 Mpa). 
 Mola de fechamento descarregada: 
• Contato BW1 atuado: motor sem funcionamento, deve-se verificar as chaves 
termomagnéticas ou alimentação e poderá estar acompanhada pelos 
seguintes alarmes: 
o Falta Vca Motor: relé K18.3 atuado, deve-se verificar tensão nos 
circuitos; 
o Disjuntor auxiliar motor aberto: F1 ou F1.1 atuados (cubículo do pólo), 
deve-se verificar as termomagnéticas e/ou possível causa do 
desligamento. 
 Disjuntor Auxiliar+Aquecimento Aberto: 
• F2 atuado: deve-se verificar as termomagnéticas e/ou possível causa do 
desligamento. 
 Discrepância ou discordância de pólos: 
• Q7 atuado: falha de um ou mais pólos durante o fechamento ou abertura do 
disjuntor, deverá verificar o pólo com discordância e realizar o rearme na 
botoeira “SR” do cubículo central antes de tentar manobrar o disjuntor. 
 Chave S4 – Cubículo Centra (Local/Remoto): 
• A chave S4 deverá estar na posição (Local ou Remota) segundo o local de 
onde a manobra será realizada pelo operador. 
 
Observação: Caso seja detectado a falta de Vcc no cubículo central do disjuntor, deverá 
ser verificada a termomagnética no painel de proteções correspondente ou no painel de 
alimentação geral de contínua na sala de equipamentos. 
 
2.1.4.6 – Chave Seccionadora 
 
Segundo a NBR 6935, chave é um dispositivo mecânico de manobra que na posição 
aberta assegura uma distância de isolamento, e na posição fechada mantéma 
continuidade do circuito elétrico nas condições específicas. 
A mesma norma define o seccionador como sendo um dispositivo mecânico de manobra 
capaz de abrir e fechar um circuito, quando uma corrente de intensidade desprezível é 
interrompida, ou restabelecida, quando não ocorre variação de tensão significativa através 
dos seus terminais. 
Os seccionadores são utilizados em subestações para permitir manobras de circuitos 
elétricos, sem carga, isolando disjuntores, transformadores de medida, de proteção e 
barramentos. Podem ainda desempenhar várias e importantes funções dentro de uma 
instalação, ou seja: 
 
• Manobrar circuitos, permitindo a transferência de carga entre barramentos de 
uma subestação; 
 
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 59
• Isolar um equipamento qualquer da subestação, tais como transformadores, 
disjuntores, etc. para execução de serviços de manutenção ou outra utilidade; 
• Propiciar o by-pass de equipamentos, notadamente dos disjuntores da 
subestação. 
 
2.1.4.6.1 – Seccionadoras para Subestações de Potência 
 
São normalmente de fabricação tripolar e apresentam diferentes tipos construtivos, ou 
seja: 
 
• Seccionadora de Abertura Lateral Singela (ALS); 
• Seccionadora de Abertura Central (AC); 
• Seccionadora de Dupla Abertura Lateral (DAL); 
• Seccionadora de Abertura Vertical (AV); 
• Seccionadora Pantográfica; 
• Seccionadora de Haste Vertical; 
• Seccionadora de Uso Específico. 
 
2.1.4.6.2 – Características Construtivas das Chaves Seccionadoras 
 
São os mais diversos os tipos de construção das chaves seccionadoras, dependendo da 
finalidade e da tensão do circuito em que serão instaladas. 
Os seccionadores podem ser constituídos de um só pólo (chaves seccionadoras 
unipolares) ou de três pólos (chaves seccionadoras tripolares). Os seccionadores 
tripolares são dotados de mecanismo que obriga a abertura simultânea dos três pólos, 
quando impulsionado manualmente ou por ação de um motor. 
Será apresentada a título de exemplo, uma chave seccionara de fabricação Hapam. 
 
 Finalidade: Isolar o equipamento a que esteja ligado, eliminando a possibilidade da 
existência de tensão no campo delimitado por elas e garantindo a realização de 
trabalho sem riscos de acidente com tensão. 
 Não deve ser aberta com carga. 
 Permite visualizar a interrupção do circuito elétrico. 
 Pode ser acionado por comando executado na: 
 
• IHM (Interface Homem Máquina); 
• UAC (Unidade de Aquisição e Controle); 
• Cubículo da seccionadora mestre. 
 
2.1.4.6.3 – Componentes 
 
Os componentes foram enumerados de acordo com a figura da chave seccionadora 
Hapam: 
 
 
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CURSO BÁSICO 
 
 60
 
Chave Seccionadora Hapam 
 
1) Estrutura de Sustentação: Estrutura metálica com a função de suportar 
mecanicamente os isoladores, contatos móveis e fixos, e o mecanismo de operação. 
 
2) Isolador Suporte: Possui a finalidade de suportar os contatos fixos e móveis, além de 
isolar eletricamente os contatos da estrutura. 
 
3) Isolador de Transmissão: É o mecanismo de acionamento do contato móvel 
encarregado de transmitir movimento da haste de transmissão ao contato móvel. 
 
4) Contato Móvel: Lâmina com a função de abrir ou fechar o circuito elétrico de alta 
tensão. 
 
5) Contato Fixo: É destinado a receber o contato móvel. 
 
6) Haste de Transmissão de Comando: Possui a função de transmitir o movimento 
produzido pelo motor elétrico no armário de comando ou manualmente pelo operador, 
para o isolador de transmissão. 
 
7) Armário de Comando: Onde se localiza o motor de acionamento do contato móvel e os 
componentes destinados a operação elétrica e manual da seccionadora. 
 
 Armário de comando mestre: onde se pode realizar o comando elétrico local 
e/ou manual para manobra das seccionadoras. 
 
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 61
1) Motor trifásico; 
2) Freio elétrico do motor; 
3) Chave seletora de comando (local/remoto): S8 
4) Botoeira de fechamento: S6; 
5) Botoeira de abertura: S7; 
6) Botoeira de intertravamento: S10; 
7) Chave fim de curso para iluminação: S11; 
8) Bocal de encaixe da manivela para operação manual: be; 
9) Relé de falta e de seqüência de fase: F2; 
10) Contatos de intertravamento para operação manual: S9; 
11) Relé térmico do motor: F1; 
12) Contatos auxiliares; 
13) Contatores: 
 
• K5: temporizador de discordância de pólos; 
• K4: falta de fase ou seqüência invertida no circuito motor; 
• K3: desbloqueio para fechamento manual; 
• K2: circuito de abertura; 
• K1: circuito de fechamento. 
 
14)Chave para desbloqueio de freio do motor. 
 
 
Armário de Comando Mestre 
 
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 62
 Armário de comando escravo: são os armários dos pólos das seccionadoras 
acionadas pela mestre ou manualmente. 
 
1) Motor trifásico; 
2) Freio elétrico do motor; 
3) Botoeira de intertravamento: S10; 
4) Chave fim de curso para iluminação: S11; 
5) Bocal de encaixe da manivela para operação manual: be; 
6) Contatos de intertravamento para operação manual: S9; 
7) Relé térmico do motor: F1; 
8) Contatos auxiliares; 
9) Contatores: 
 
• K3: desbloqueio para fechamento manual; 
• K2: circuito de abertura; 
• K1: circuito de fechamento. 
 
10)Chave para desbloqueio de freio do motor. 
 
 
Armário de Comando Escravo 
 
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 63
2.1.4.6.4 – Tipos de Seccionadoras 
 
 Seccionadora de reator e disjuntores; 
 Seccionadoras de linha com lâmina de terra: 
• Lâmina de terra: 
o Realiza o aterramento da linha de transmissão. 
o Não possui comando remoto, somente elétrico local e/ou manual. 
• Intertravamento mecânico entre a seccionadora de linha e de terra: não 
deixará que ambas estejam fechadas. 
• Possui um contato para alojar a lâmina de terra próxima ao contato fixo. 
 
2.1.4.6.5 – Possíveis Alarmes 
 
 Relé térmico: 
• Atuação do relé F1: possível sobrecarga no motor, necessário efetuar o 
“reset” do mesmo. 
 Falta de fase no circuito motor: 
• Atuação do relé F2: indica falta de uma ou mais fases ou inversão do 
sentido de rotação, necessário para normalizá-lo realizar a reposição da 
alimentação ou a inversão. 
 Discordância de Pólos: 
• Atuação do relé temporizado K5: causado pelo fechamento ou abertura 
de apenas um ou dois dos três pólos da seccionadora, ou seja, é a 
situação em que os três pólos não cumprem com o mesmo estado 
(abertos ou fechados), será necessário normalizar os três pólos e 
detectar a possível falha. 
 Chave S8 em posição local: 
• Impossibilita a manobra remota desde a IHM (SE ou COS) e UAC (SE), 
deverá ser passada para posição remota’. 
 Não aceitação de ordem elétrica (remota ou local) de abertura ou fechamento: 
• Para manobra elétrica da seccionadora (local ou remota), não poderá 
estar acionado o eixo de acoplamento de manobra manual em nenhum 
dos três pólos, o que ocasionaria a falta do negativo de comando. 
 
Observação: Caso seja detectado a falta de Vcc no cubículo central do disjuntor, deverá 
ser verificada a termomagnética no painel de proteções correspondente ou no painel de 
alimentação geral de contínua na sala de equipamentos. 
 
2.1.4.7 – Pára-raios 
 
Aparelho que tem por fim proteger as instalações elétricas contra o efeito de sobretensões 
excessivas de causas internas da instalação ou externas, descarregando-as para a terra. 
Apresentam um comportamento automático, onde seu valor ôhmico muda de acordo com 
o valor da tensão, chegando a ficar em curto-circuito com uma tensão superior a tensão 
disruptiva. 
Realiza a proteção do sistema elétrico dos surtos de tensão originados por descargas 
atmosféricas nas linhas de transmissão ou nas proximidades, sobretensões no sistema 
causados por manobras mal feitas ou por operação automática de equipamentos, sejam 
eles disjuntores e/ou banco de capacitores, reatores e compensadores. 
Está locado na entrada da subestação e antes do reator. 
 
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 64
 
Pára-raios 
 
O pára-raios possui: 
 
 Protetor contra sobrepressão: É um dispositivo destinado a aliviar as pressões 
internas devido a falhas ocasionais dos pára-raios e cuja ação permite, através 
de bocas, o escape dos gases quentes permitindo que o arco continue por fora 
do descarregador até que a linha desligue; 
 Contador de descargas que informará o número de atuações deste 
equipamento; 
 Indicador de corrente de fuga a terra (mili-amperímetro). 
 
 
 
Contador de Descargas 
 
 
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 65
2.1.4.8 – Serviço Auxiliar 
 
Os serviços auxiliares de uma subestação têm por finalidade prover o suprimento em 
baixa tensão dos dispositivos ou equipamentos essenciais à manobra, controle, proteção 
e supervisão da instalação. 
A seleção do esquema a ser adotado para os serviços auxiliares depende portanto, da 
importância atribuída à instalação no contexto do sistema elétrico a que ela pertence, e 
por conseguinte os seguintes fatores, entre outros, são usualmente considerados: 
 
 Nível da tensão e potência total instalada, destacando-se como importantes as 
subestações a partir de 145 kV com potências superiores a 30 MVA; 
 Graus de continuidade de serviço e de confiabilidade requeridos, tendo em vista 
principalmente a função da subestação; 
 Aspectos econômicos, que devem considerar principalmente as alternativas de 
duplicação dos esquemas em função da importância da instalação; 
 Facilidades locais de recursos para manutenção e/ou reparos; 
 Qualificação das cargas a suprir. 
 
Desta forma, a seleção do esquema a ser adotado, bem como as especificações dos 
equipamentos associados, deve ser feita em função de um ou mais fatores acima 
mencionados. 
Por outro lado, as especificações dos equipamentos dos serviços auxiliares devem ser 
adequadas para eventualmente permitir a evolução de um esquema mais simplificado 
para outro mais sofisticado. 
 
Classificação das Cargas 
 
A classificação mais usual das cargas a serem supridas é feita em função da análise das 
conseqüências acarretadas sobre a capacidade de transmissão do sistema de uma 
eventual perda de suprimento à carga, como pode depreender das definições que se 
seguem: 
 
 Cargas Essenciais (ou de emergência): são cargas cujo não funcionamento 
afeta capacidade de transmissão do sistema ou ainda limita as condições 
operacionais da instalação, devido a um colapso de energia no barramento 
principal de serviços auxiliares. A alimentação é feita em corrente alternada, 
através da mesma fonte com que são supridas as cargas não essenciais, mas 
com a previsão de uma fonte geradora alternativa (usualmente um gerador 
síncrono acionado por um motor diesel) que é ligada sempre que é perdido o 
suprimento normal, ocasião em que o barramento do qual derivam os circuitos 
de alimentação das cargas essenciais é isolado de modo a operar 
independentemente e associado à fonte geradora referida. 
 Cargas não Essenciais (ou normais): são cargas cujo não funcionamento não 
acarreta restrições à capacidade de transmissão do sistema, ou ainda não 
restringem condições operacionais. 
 Cargas Permanentes: São cargas que devem ser mantidas em funcionamento 
mesmo que ocorram faltas nos circuitos, ou ainda quando eles estejam 
inoperantes por outros motivos, de modo a propiciar condições para proteção, 
controle, sinalização e supervisão do sistema, o que significa dizer que essas 
cargas permitem, por exemplo, a eliminação das faltas através da atuação dos 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 66
relés. A alimentação é feita em corrente contínua, a partir de conversores 
retificadores (carregadores de bateria de acumuladores), os quais são 
alimentados em corrente alternada a partir de um circuito essencial, e em cujos 
lados de corrente contínua são ligadas baterias de acumuladores em regime de 
flutuação para suprir energia em caso de perda da fonte. 
 
As cargas essenciais e não essenciais são alimentadas em baixa tensão, a partir do 
secundário de transformadores denominados de serviços auxiliares (TSA). 
 
 
Banco de Baterias do Serviço Auxiliar 
 
 
3 – Proteção de Sistemas Elétricos 
 
3.1 – Requisitos e Conceitos de Proteção 
 
3.1.1 – Finalidades de uma Proteção 
 
Uma proteção é aplicada para detectar as anomalias que ocorrem na instalação 
protegida, desligando-a e protegendo-a contra os efeitos da deterioração que poderiam 
ocorrer da permanência da falha ou defeito por tempo elevado. 
Além dos defeitos da deterioração, podem ocorrer também instabilidades no Sistema de 
Potência no caso de falhas sustentadas por tempos acima de determinados limites. 
Assim, o Sistema de Proteção deve detectar a anomalia e remover o componenete do 
Sistema Elétrico sob falha, o mais rápido possível e de preferência, somente o 
componente sob falha. 
 
3.1.2 – Terminologia 
 
3.1.2.1 – Relés ou Dispositivos de Proteção 
 
São equipamentos ou instrumentos especialmente projetados e devidamente aplicados 
para detectar condições anormais, indesejáveis e intoleráveis no sistema elétrico e prover, 
simultânea ou parcialmente, os seguintes eventos: 
 
 Pronta remoção de serviço (desligamento) dos componentes sob falha, ou dos 
componentes sujeitos a danos, ou ainda dos componentes que de alguma 
forma possam interferir na efetiva operação do restante do sistema; 
 Adequadas sinalizações, alarmes e registros para orientação dos 
procedimentos humanos posteriores; 
 Acionamentos e comandos complementares para se garantir confiabilidade, 
rapidez e seletividade na sua função de proteção. 
 
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CURSO BÁSICO 
 
 67
3.1.2.2 – Sistemas de Proteção 
 
Conjuntos de relés e dispositivos de proteção, outros dispositivos afins, equipamentos de 
teleproteção, circuitos de corrente alternada e corrente contínua, circuitos de comando e 
sinalização, disjuntores, etc. que associados, têm por finalidade proteger componentes ou 
partes do sistema elétrico de potência quando de condições anormais, indesejáveis ou 
intoleráveis. 
Quando se fala em Sistemas de Proteção, usualmente se entende tal sistema como “Relé 
de Proteção”. Na realidade um Sistema de Proteção consiste, além dos relés de proteção, 
também de outros subsistemas que participam do processo de remoção da falha. Tais 
subsistemas são mostrados na figura a seguir: 
 
 
Sistema de Proteção 
 
3.1.2.3 – Funções de Proteção 
 
Entende-se como função de proteção um conjunto de atributos desempenhados por um 
sistema de proteção, para fins previamente estabelecidos e definidos, dentro de uma 
determinada categoria ou modalidade de atuação. 
Um relé ou dispositivo de proteção pode ter uma ou mais funções de proteção 
incorporadas (a chamada proteção “multifuncional”). 
 
Requisitos Básicos de um Sistema de Proteção 
 
 Seletividade: É a capacidade do Sistema de Proteção prover a máxima 
continuidade de serviço do Sistema Protegido com um mínimo de desconexões 
para isolar uma falta no sistema. 
 Confiabilidade: É a habilidade do relé ou do Sistema de Proteção atuar 
corretamente quando necessário (dependabilidade) e evitar operações 
desnecessárias (segurança). 
 Velocidade: Característica que garante o mínimo tempo de falha, para um mínimo 
de danos ou instabilidade no componente ou sistema protegido. 
 Economia: No sentido de se ter máxima proteção ao menor custo, considerando 
sempre o aspecto custo X beneficio, que é a essência da Engenharia. 
 Simplicidade: Característica que considera a utilização mínima de equipamentos e 
circuitos na execução da Proteção. 
 Mantenabilidade: É a capacidade da proteção permitir manutenção rápida e 
precisa, reduzindo-se ao mínimo o tempo fora de serviço e os custos de 
manutenção. 
 
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 68
3.1.3.1 – Preceitos 
 
Os seguintes preceitos são generalizados para qualquer Sistema de Proteção: 
 
 A Proteção deve desligar o mínimo necessário de componentes para isolar a 
falha ou anormalidade,no mínimo de tempo possível (seletividade velocidade); 
 A Proteção deve ter sensibilidade suficiente para cobrir a maior parte possível 
do universo de possibilidade de falhas e anormalidades no componente ou 
sistema protegido (dependabilidade); 
 A Proteção não deve atuar desnecessariamente (segurança); 
 Deve haver, sempre, uma segunda Proteção, local ou remota, para a detecção 
de uma mesma anormalidade (dependabilidade); 
 Um esquema mais simples de proteção, desde que cobertos os requisitos 
básicos, apresenta uma menor probabilidade de atuação desnecessária 
(simplicidade incrementando a segurança, com economia); 
 Quanto mais caro o Sistema de Proteção, mais se justifica o investimento na 
confiabilidade (dependabilidade) do Sistema de Proteção (economia = custo X 
beneficio). 
 
3.1.4 – Zonas de Proteção 
 
A filosofia geral de proteção de um sistema elétrico é dividi-lo em “zonas de proteção” de 
modo que, quando da ocorrência de uma anormalidade, haja o mínimo de desligamentos 
possível, preservando o máximo de continuidade dos serviços. 
O sistema é dividido em zonas de proteção para: 
 
 Geradores; 
 Transformadores; 
 Barras; 
 Linhas de Transmissão e Subtransmissão; 
 Dispositivos e Sistemas de Compensação Reativa; 
 Circuitos de Distribuição; 
 Transformadores de Distribuição; 
 Motores; 
 Outras cargas. 
 
Zonas de Proteção 
 
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 69
A separação das zonas se dá através da localização de Disjuntores e Transformadores de 
Corrente que alimentam os relés de proteção. As figuras a seguir mostram detalhes dessa 
fronteira de zonas: 
 
 
Limites de Zona – Exemplo 1 
 
 
Limites de Zona – Exemplo 2 
 
No exemplo 1 tem-se a utilização de TC’s de ambos os lados do disjuntor. No exemplo 2 
os TC’s de um lado apenas do disjuntor. 
Nesse segundo caso, verifica-se uma “zona morta” entre o disjuntor e o equipamento TC 
sem aparente cobertura. Há esquemas especiais para cobrir essa zona morta, para 
instalações importantes (geralmente em Extra Alta Tensão ≥ 345 KV). 
 
3.1.5 – Proteção Principal e Proteção de Retaguarda 
 
Para se garantir o requisito básico de confiabilidade (dependabilidade) para o Sistema de 
Proteção, há necessidade para a maioria dos casos, da existência de uma segunda 
proteção, pelo menos, para a detecção da mesma falha no componente protegido. 
Resultam deste aspecto os conceitos de Proteção Principal e Proteção de Retaguarda: 
 
3.1.5.1 – Proteção Principal 
 
É aquela que, por especificação e escolha de projeto, tem condição de detectar uma 
anormalidade para a qual foi concebida, no componente protegido, contemplando os 
requisitos de seletividade, confiabilidade e de velocidade. 
Dependendo da importância do componente protegido, pode existir projeto com duas 
proteções principais, que no caso de serem iguais são denominadas “duplicadas” ou 
“primária + alternada”. O que caracteriza o fato de serem “principais” é o atendimento aos 
requisitos básicos de velocidade, seletividade e confiabilidade. 
Mais recentemente no Brasil optou-se por duplicar relés ou funções principais para 
proteção de linhas de transmissão de Extra Alta Tensão (níveis de tensão iguais ou 
superiores a 345 KV) como exigência da Aneel para novas instalações. 
 
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 70
3.1.5.2 – Proteção de Retaguarda 
 
É aquela que, também por especificação e escolha de projeto, tem a finalidade de ser a 
segunda ou terceira proteção a detectar uma mesma anormalidade em um dado 
componente do sistema de potência, atuando o respectivo disjuntor quando da falha da 
proteção principal. 
Para garantia da seletividade a proteção de retaguarda utiliza temporização intencional 
para que se aguarde a atuação da proteção principal. Apenas no caso de falha da 
principal, após uma temporização ajustada, é que atuaria a proteção de retaguarda. 
 
Retaguarda Local 
 
Uma proteção de retaguarda pode estar instalada no mesmo local da proteção principal. 
Neste caso é denominada de “retaguarda local”. 
 
Retaguarda Remota 
 
Ou pode estar instalada em um outro componente adjacente àquele original. Neste caso é 
denominada de “retaguarda remota”: 
 
 
Conceito de Proteção Principal e Proteção de Retaguarda 
 
3.2 – Funções de Proteção 
 
3.2.1 – Função de Seqüência Negativa 
 
Qualquer desbalanço num sistema trifásico, com ou sem terra, faz com que apareça 
componentes simétricas de seqüência negativa. 
O surgimento da componente de seqüência negativa I2 significa que há desbalanço da 
corrente através do circuito onde está aplicada a proteção e pode ser causada por: 
 
 Uma fase aberta; 
 Duas fases abertas; 
 Carga equilibrada (comum para circuitos primários de Distribuição); 
 Curto-circuito fase-terra; 
 Curto-circuito bifásico; 
 Curto-circuito bifásico-terra. 
 
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 71
O desbalanço de corrente é um fator grave para máquinas rotativas, uma vez que induz 
correntes de freqüência dupla no rotor (ferro), causando aquecimento. 
Portanto a função de seqüência negativa é utilizada principalmente para proteção de 
motores e geradores. Seu código ANSI é 46. 
Para Linhas de Transmissão, esta função é utilizada em casos especiais onde há 
dificuldades de detecção de curtos-circuitos, como por exemplo uma linha longa em alta 
ou média tensão, onde as faltas se confundem com as cargas e as funções de 
sobrecorrente e de distancia têm dificuldades. Lembrando que a seqüência negativa de 
corrente aparece sempre que há desbalanço, com ou sem terra, e ela pode ser utilizada 
para detectar curto-circuito. A exigência é que a carga, em condições normais, deve ser 
equilibrada o suficiente para não atingir limite de atuação da proteção. 
 
 
Função de Desbalanço de Corrente 
 
3.2.2 – Função Direcional de Sobrecorrente 
 
A diferença entre uma função de sobrecorrente e uma função direcional de sobrecorrente 
é que esta última tem uma característica extra associada à direção da corrente medida, e 
não apenas ao modulo da corrente medida. 
Para que isto seja possível, devera haver, para cada relé, uma referência de Tensão. Isto 
é, os mesmos devem ser Polarizados. 
Há duas funções direcionais de terra: aquela para corrente de fase e aquela para corrente 
de terra. O código ANSI para a função direcional de sobrecorrente é (67). Pode ter, 
também, elemento instantâneo, porem não há código específico para esse elemento 
instantâneo. 
Para a proteção, há necessidade de informações de tensão através de TP’s de linha ou 
de barra. As correntes e tensões residuais podem ser calculadas, ao invés de medidas, 
como mostra a figura a seguir: 
 
 
Conexão para Proteção Digital – Direcional de Sobrecorrente 
 
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 72
A função direcional de sobrecorrente deve atuar apenas se duas condições forem 
satisfeitas: 
 
a) Intensidade de corrente acima do limite mínimo de ajuste; 
b) Corrente em um determinado sentido. 
 
 
Conceito da Função 67 
 
Os relés são conectados para atuar, por exemplo, para correntes saindo da barra para a 
linha. Caso haja corrente no sentido inverso, mesmo que de grande intensidade (condição 
de curto circuito), essa função direcional de sobrecorrente não atua: 
 
 
Atuação Direcional da Função 67 
 
 
Falta na Direção Reversa da Função 67 
 
3.2.3 – Função de Tensão 
 
Como o próprio nome menciona, é uma função para detectar condições de tensão 
superiores ou inferiores aos valores normalmente aceitos para a Operação do Sistema ou 
do Equipamento. 
São realizados através de relés específicos conectados nos lados secundários dos 
Transformadores de Potencial. 
 
 
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 73
Proteção de Sobretensão – Código 59 
 
Para detectar condições de tensão superior a um valor aceitável. Pode ser de dois tipos: 
Função de Sobretensão Instantânea ou Função de Sobretensão Temporizada. 
A função instantânea não possui temporização intencional, isto é, seu tempo deatuação 
depende apenas de suas características construtivas e inerentes ou do seu algoritmo (no 
caso de ser digital). Por outro lado, a função temporizada é construída para introduzir uma 
temporização intencional e ajustável. Os relés de sobretensão temporizados são, 
geralmente, de característica definida de tempo (não inversa): 
 
 
Função 59, de Tempo Definido, para Funções de Linha 
 
Dependendo do nível de sobretensão esperado, utiliza-se função instantânea ou 
temporizada. 
Utiliza-se a função de sobretensão na proteção de Transformadores, Reatores e 
Máquinas Rotativas, isto é, na proteção de equipamentos que podem ter sua isolação 
deteriorada no caso de exposição a condições de sobretensão. 
Em Extra-Alta Tensão é aplicada em Linhas de Transmissão para que tenha uma função 
sistêmica, isto é, para desligar trechos do sistema afetados por sobretensão (excesso de 
reativos na região). 
 
Proteção de Subtensão ou Relé de Subtensão – Código 27 
 
A função atua quando a tensão cair abaixo de um valor ajustado. Esta função pode ser 
utilizada como proteção para equipamentos que não podem operar com tensão abaixo de 
um certo limite (geralmente máquinas rotativas), ou pode ser utilizada apenas como relé 
de subtensão para desligamento automático de circuito quando de falta de tensão (relé de 
manobra). 
 
3.2.4 – Função de Distância 
 
A função de distância mede, através da leitura das correntes e tensões do circuito 
protegido, a impedância entre o ponto de aplicação da proteção e o ponto onde ocorreu o 
curto-circuito. 
A dimensão da grandeza calculada é Ohms: Impedância = Tensão / Corrente. 
Como a impedância da linha de transmissão protegida é proporcional ao seu 
comprimento, (ohms/km), pode-se associar a impedância medida com a distância até o 
ponto de curto-circuito. Daí a denominação “distância” quando a função de impedância é 
utilizada para proteção de linha de transmissão. O código ANSI para a função de 
impedância é 21. 
 
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 74
Considerando o princípio, torna-se evidente que uma função de distância deve ser 
alimentada por TC’s (correntes) e TP’s (tensões). 
 
 
A Proteção de Distância Necessita de Dados dos TC’s e dos TP’s 
 
Ajustes são realizados e aplicados de modo que os critérios de coordenação adotados 
garantam os itens de seletividade e velocidade da proteção. 
Como a impedância da linha protegida é conhecida, pode-se ajustar a proteção de modo 
que para cada ponto de curto-circuito esperado se tenha um critério previamente inserido 
na proteção, como parâmetro de desempenho esperado. 
 
Zonas de Alcance 
 
Uma proteção de distancia não possui apenas uma zona de alcance. Ela possui várias 
zonas, sendo que cada zona pode ser ajustada com seus respectivos valores de alcance 
e tempo. 
As figuras a seguir ilustram o caso de uma proteção com três zonas de alcance no sentido 
direcional e uma zona de alcance não direcional. 
 
 
Zonas de Alcance 
 
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 75
Isto é, temporizando adequadamente cada zona de proteção, pode-se obter seletividade e 
garantir uma proteção de retaguarda para faltas em outros componentes ou linhas 
adjacentes. 
Uma maneira simplificada de representar as zonas de alcance de uma proteção de 
distância está mostrada na figura a seguir: 
 
 
Representação Simplificada das Zonas de Alcance 
 
3.2.5 – Oscilação de Potência 
 
A oscilação de potência entre dois centros geradores em decorrência de severas 
variações de carga ou condição de operação ou de curto-circuito, pode fazer com que a 
impedância medida pela proteção de distância entre na zona de atuação da mesma. 
Para evitar atuações não desejadas da proteção, a função de oscilação de potência 
(código 78) mede o tempo que o vetor impedância medido pela proteção leva para cruzar 
duas características, como mostrado a seguir: 
 
 
Função “Out of Step” 
 
Se o tempo medido for superior a um valor pré-determinado (ordem de ms), a função 
pode bloquear o “trip” da proteção. Deve-se observar que é relativamente grande o tempo 
que o vetor carga leva para cruzar a característica tracejada até atingir a característica de 
proteção (linha cheia), ao contrário do caso de um curto-circuito quando esse tempo é 
quase instantâneo. 
Pode-se ajustar ∆R, ∆X ou ∆Z para um tempo fixo, pré-estabelecido. 
 
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 76
3.2.6 – Fechamento sobre Falta (“Switch on to fault protection”) – Função 50/27 
 
O fechamento de um disjuntor pode inadvertidamente a um curto-circuito trifásico pleno, 
por exemplo, quando um aterramento de linha feito quando de manutenção da mesma 
não é removido. 
A função de “Fechamento sobre Falta” proporciona uma atuação instantânea da proteção 
(sem temporização intencional) durante um intervalo de tempo ajustável após um 
fechamento manual do respectivo disjuntor. Não deve haver tensão na LT, antes do 
fechamento manual (supervisionado pela função 27). 
Há diferentes tipos de lógica para a execução dessa função, dependendo do tipo da 
proteção ou do fabricante. Por exemplo, durante um período de tempo após um 
fechamento manual de disjuntor, a proteção poderia dar trip instantâneo apenas com a 
partida da mesma. 
Há proteção que aplica essa lógica também para o religamento automático. 
 
3.2.7 – Proteção STUB Bus 
 
Quando numa configuração disjuntor e meio, a seccionadora de linha está aberta com 
pelo menos um disjuntor do terminal fechado, há possibilidade de ocorrer curto-circuito 
entre o(s) disjuntor(es) e a seccionadora de linha. A figura a seguir ilustra o mencionado. 
 
 
Função STUB 
 
A proteção de linha, para este esquema de barras, deve ter uma função denominada 
“STUB Bus” que detecta esta condição. A proteção de linha deve ter a informação de 
seccionadora aberta (deve haver cablagem para tanto, para uma entrada digital da 
proteção). 
A proteção STUB é proporcionada por uma função de Sobrecorrente (50-STUB) que atua 
instantaneamente para o curto e desliga o(s) disjuntor(es) quando a seccionadora está 
aberta. 
 
3.2.8 – Função Comparação de Fase 
 
A função de proteção conhecida genericamente como “comparação de fase” funciona 
comparando os ângulos de fase (polaridades) das correntes dos 2 terminais de uma linha 
de transmissão. Para um curto-circuito interno à LT, as correntes nas duas extremidades 
são aproximadamente opostas, como mostra a figura a seguir: 
 
 
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 77
 
 
Comparação de Fase para Curto Interno à LT 
 
Em cada extremidade, se faz a comparação das polaridades das correntes das duas 
extremidades e se efetua uma verificação lógica a cada meio ciclo. Na figura acima se 
observa sinal constante A ou B, o que dá uma condição de “trip”. 
Quando o curto-circuito for externo à LT, tem-se o mostrado na figura a seguir: 
 
 
 
Comparação de Fase para Curto Externo à LT 
 
 
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 78
3.2.9 – Função Diferencial 
 
Na proteção de sistemas elétricos de potência, uma das funções mais utilizadas na 
proteção de equipamentos, máquinas, barras ou na proteção de linhas é a função 
Diferencial. Como o próprio nome indica, seu princípio de funcionamento baseia-se na 
comparação entre grandezas (ou composição de grandezas) que entram no circuito 
protegido e grandezas de mesma natureza que saem do circuito protegido. 
 
 
Princípio da Proteção Diferencial 
 
A função Diferencial é utilizada na proteção de transformadores, equipamentos de 
compensação reativa, máquinas rotativas, sistemas de barramentos, cabos e linhas de 
transmissão. 
 
Requisitos de uma Proteção de Linha 
 
Os seguintes são os requisitos básicos de qualquer proteção diferencial de uma LT: 
 
 Deve considerar os efeitos de erros de precisão nos TC’s utilizados para 
conexão da proteção; 
 Deve manter a estabilidade (não atuar) para curto-circuito externo à área 
protegida, mesmo com saturação de TC; 
 Deve ter recursos para compensara diferença de tempo na transmissão de 
sinal de uma extremidade para a outra, da LT; 
 Deve ter recursos para manter a sensibilidade da proteção, não atuando para 
energização de linhas longas ou de cabos, devido a capacitância da LT; 
 Deve ter rápida atuação para curto-circuito interno, mesmo para aquelas faltas 
de baixa corrente. 
 
 
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 79
Proteção de Linha Aéreas ou Linhas de Cabos (87L) 
 
As correntes das duas extremidades da linha de transmissão são comparadas através do 
uso de um meio de comunicação que une as duas subestações. Parece evidente que 
esse meio de comunicação deve ser de alta confiabilidade quanto ao desempenho, de 
alta velocidade. Também a segurança desse meio de comunicação é um aspecto 
importante considerando que esse meio de comunicação pode passar por ambientes não 
controlados e relativamente expostos. 
Esse é o aspecto que faz com que a proteção diferencial de linha de transmissão seja 
tratada de modo diferenciado do caso de equipamentos ou barras que estão confinados 
em ambientes de subestações. 
Os seguintes meios podem ser utilizados: 
 
 Par de fios telefônicos: Neste caso, a proteção é chamada de “Fio Piloto”. Neste 
caso, a extensão máxima está limitada a cerca de 12 km, e mesmo assim, em 
rota de alta confiabilidade; 
 Equipamento OPLAT (Carrier): Apesar de utilizado em algumas pouca linhas, 
não se trata de um meio adequado para a proteção diferencial; 
 Rádio microondas; 
 Rede de comunicações, pública ou privada: Geralmente digital. Tanto uma rede 
privada de microondas como uma rede alugada de comunicações poderia 
servir, mas também não são indicadas para proteção diferencial; 
 Dielétrico – fibra óptica: Dielétrico específico para comunicação direta entre os 
relés das duas extremidades. Trata-se do meio adequado para a proteção 
diferencial de LT. Há, entretanto, limitação na distancia (varia de 1,5 a 35 km), 
dependendo do tipo de fibra e do tipo de tecnologia de comunicação. 
 Fibra óptica em OPGW: Meio bastante adequado para proteção diferencial de 
LT, com a vantagem de não haver limitação da extensão da LT, uma vez que há 
repetidoras para a comunicação OPGW. 
 
Com o advento da tecnologia de comunicação através de fibra óptica, geralmente 
associada a cabo pára-raios (OPGW), tem havido grande impulso na aplicação da função 
diferencial para linhas. Há países onde a função diferencial é utilizada, como regra geral, 
como a principal proteção da linha, sendo a proteção de distancia apenas retaguarda. 
 
 
Proteção Diferencial de Linha 
 
Vantagens e Desvantagens da Função 87L 
 
Vantagens: 
 
 Proteção inerentemente seletiva; 
 Alta sensibilidade para faltas de alta impedância; 
 Ideal para linhas de transmissão curtas, onde a proteção de distância exigiria 
providências que encareceriam a aplicação e dificultariam os ajustes; 
 
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 80
 Não necessita de TP’s para proteção. TP’s são geralmente conectados ao relé 
para fins de medição, oscilografia e verificação de tensão para o religamento 
automático; 
 Imune a oscilações de potência; 
 Facilita a proteção de linhas com compensação série; 
 Poucos ajustes e alta confiabilidade. 
 
Desvantagens 
 
 Exige comunicação de alta velocidade e confiabilidade entre as subestações; 
 Exige proteção de retaguarda, pois quando da falha de comunicação, a 
proteção deixa de estar operacional. 
 
3.2.10 – Função de Sobrecarga Térmica 
 
Uma proteção de sobrecarga, de equipamentos, máquina rotativa ou de cabos ou linhas 
tem a ver, sempre, com a temperatura que pode chegar o componente protegido em 
função de carga excessiva. 
Qualquer equipamento ou instalação não se aquece instantaneamente em função de 
carga excessiva. Para um determinado degrau de corrente, para mais, a temperatura 
desse componente variará exponencialmente em função da sua constante de tempo de 
aquecimento. 
A figura a seguir mostra o conceito de constante de tempo para o aquecimento de um 
corpo homogêneo, para uma variação exponencial: 
 
 
Definição de Constante de Tempo de Aquecimento 
 
Uma proteção de sobrecarga (proteção térmica – Código 49) deve, portanto, emular as 
condições de aquecimento do componente protegido em função da corrente através 
desse componente. 
 
3.2.11 – Relé de Bloqueio 
 
A proteção é concebida e ajustada de modo a identificar o tipo de distúrbio e suas ações 
dependem de sua severidade (permanente ou transitória). Caso seja do tipo 
“permanente”, a proteção faz operar um Relé de Bloqueio (86), cuja função é impedir que 
qualquer dos disjuntores associados ao equipamento desligado possa ser religado por 
acionamento direto do operador. Sempre será necessário desoperar o relé de bloqueio. 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 81
As instruções de operação definem, neste caso, a forma de atuação dos operadores que 
podem ser: acionamento das equipes de manutenção, isolação do equipamento 
defeituoso, etc. 
Os distúrbios identificados como transitórios, simplesmente não atuam este tipo de relé, 
ficando os disjuntores livres para acionamento. 
 
3.3 – Religamento Automático 
 
3.3.1 – Função Religamento Automático (79) 
 
Trata-se de uma função que tem a finalidade de acionar, automaticamente, o fechamento 
do disjuntor desligado pela proteção, após temporização ajustável. 
O esquema de religamento automático é implementado segundo esquema mostrado a 
seguir: 
 
 
Religamento Automático com Check Sincronismo – Diagrama Unifilar 
 
O processamento de religamento automático é iniciado pela atuação da proteção de linha, 
conforme ilustrado na figura a seguir: 
 
 
Religamento Automático – Sinais de Controle 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 82
O religamento deve ocorrer para: 
 
 Faltas internas na linha de transmissão protegida; 
 Atuação da proteção principal (ou alternada) na primeira zona ou pela 
Teleproteção; 
 Todos os tipos de falta na linha (ou para alguns tipos, a escolher – ajustável). 
 
O religamento não deve ocorrer para: 
 
 Faltas externas à linha, com atuação de proteção de retaguarda; 
 Para atuação de outras proteções como falha de disjuntor e diferencial de barra; 
 Para atuações temporizadas da proteção principal. 
 
Terminologia: 
 
Tempo Morto: Tempo e que a linha de transmissão ou alimentador de distribuição fica 
sem transportar energia; 
Tempo de Extinção de Arco: Tempo em que a linha de transmissão ou alimentador de 
distribuição fica sem tensão; 
Tempo de Religamento Automático: Tempo da função 79, desde o instante do 
acionamento (pela atuação) da proteção até o instante do comando de fechamento do 
respectivo disjuntor; 
Tempo de Guarda: Tempo ajustado no esquema de religamento automático de modo que, 
caso haja nova atuação da proteção dentro desse tempo (tentativa de religamento sobre 
falta permanente), haverá bloqueio do religamento. 
 
3.3.2 – Função “Check de Sincronismo” (25) 
 
A função (25), de verificação de sincronismo, é utilizada quando de religamento 
automático tripolar e executa um dos seguintes itens, dependendo de uma chave seletora: 
 
 Permite religamento com tensão na linha e sem tensão na barra (linha viva / 
barra morta); 
 Permite religamento com tensão na barra e sem tensão na linha (linha morta / 
barra viva); 
 Permite religamento com tensão em ambos os lados, com: 
 
• Verificação da diferença de módulos das tensões comparadas 
(ajustável); 
• Verificação do ângulo de fase entre as tensões comparadas (ajustável); 
• Verificação do escorregamento (diferença de freqüência) entre as 
tensões comparadas (ajustável). 
 
3.3.3 – Religamento Automático de Linhas de Transmissão 
 
Linhas aéreas em alta tensão são um dos componentes do sistema elétrico que 
apresentam maior vulnerabilidade a ocorrências que provocam curtos-circuitos, com 
conseqüentes desligamentos forçados de circuitos de LT através da atuação das 
proteções. 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO83
A maior parte desses desligamentos forçados está associada a faltas de natureza fugitiva, 
isto é, faltas que se extinguem ao se desligar a LT, permitindo que a mesma seja religada 
sem problemas imediatamente após o desligamento inicial, restabelecendo a continuidade 
do sistema elétrico. Esse restabelecimento pode ser feito: 
 
 Através de comando manual de fechamento executado pelo operador, ou 
 Através de relés ou funções de religamento automático (79). 
 
A maior diferença entre o restabelecimento manual e o automático é o tempo de 
indisponibilidade do circuito da LT. Enquanto no religamento manual o tempo mínimo 
envolvido é de cerca de 1 minuto, o religamento automático permite intervalos de tempo 
inferiores a 1 segundo. 
Curtos-circuitos internos à LT e de natureza fugitiva têm uma freqüência de ocorrência 
suficientemente elevada para justificar a implantação de esquemas de religamento 
automático. Para as linhas de transmissão de Alta e Extra-Alta Tensão essa freqüência 
pode estar em torno de 85% dos desligamentos forçados. 
O exemplo mais típico e representativo de ocorrência causadora de curto-circuito de 
natureza fugitiva é a descarga atmosférica. Esse fenômeno natural é considerado como 
parâmetro de projeto de linhas de transmissão. 
São dois os tipos de religamento automático de linha de transmissão: o religamento 
Tripolar e o religamento Monopolar. 
O religamento tripolar consiste em religar automaticamente a linha após desligamento 
tripolar (para curto-circuito interno à LT), com um tempo de espera apenas o suficiente 
para a extinção e desionização do arco de curto-circuito fugitivo na linha. Geralmente é 
feita apenas uma tentativa de religamento e é utilizado em linhas de alta e extra-alta 
tensão. 
O religamento monopolar consiste em religar automaticamente a linha após desligamento 
monopolar, quando de ocorrência de curto-circuito monofásico e fugitivo na linha, com um 
tempo de espera o suficiente para extinção e desionização do arco de curto-circuito e do 
arco secundário que é mantido pelo acoplamento capacitivo das fases não desligadas. 
O impacto do desligamento monopolar seguido de religamento monopolar sobre a 
estabilidade do sistema é menor que aquele do desligamento tripolar com religamento 
tripolar. Mas essa diferença só se faz notar ou se faz necessária em sistemas de 
transmissão muito específicos quanto às condições de transferência de potência e 
estabilidade transitória. 
 
3.4 – Teleproteção 
 
A Teleproteção é um método de proteção de linha, através de relés de proteção e meios 
de comunicação, no qual um defeito interno é detectado e determinado comparando-se as 
condições do Sistema nos terminais do circuito protegido, utilizando-se canal ou canais de 
comunicação. 
A teleproteção é aplicada em linha de transmissão com a finalidade de atender os 
seguintes requisitos desejáveis e necessários para a Operação do Sistema de Potência. 
 
 Seletividade e Rapidez na Proteção; 
 Confiabilidade; 
 Religamento Automático. 
 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 84
3.4.1 – Meios de Comunicação 
 
Os meios de comunicação utilizados para esquemas de teleproteção são: 
 
 Fio Piloto (Conexão por cabos de cobre, entre os terminais da linha de 
transmissão); 
 Carrier (OPLAT – Onda Portadora sobre Linhas de Alta Tensão); 
 Rádio Micro-Ondas; 
 Rádio UHF; 
 Fibra óptica em cabo OPGW; 
 Fibra óptica em cabo dielétrico; 
 Rede de comunicações, pública ou privada. Geralmente digital. 
 
Tanto uma rede privada como uma rede alugada de comunicações poderia servir, mas 
também não são indicadas para teleproteção. 
 
3.4.2 – Esquemas de Teleproteção 
 
A escolha de um esquema de teleproteção depende de vários aspectos, como o 
comprimento da linha a ser protegida, tipo de proteção da linha, tempo de desligamento 
requerido para a linha, tipo de canal de comunicação e características do Sistema de 
Potência. 
Geralmente o esquema de teleproteção é escolhido quando da escolha da proteção de 
linha. Há relés que são mais adequados para um esquema e menos para outro. 
O próprio meio de comunicação depende do tipo de proteção, do comprimento da linha, 
do grau de confiabilidade desejado e do limite de investimento para a LT. 
Podem-se classificar os esquemas de teleproteção em 5 (cinco) grandes grupos: 
 
 Esquemas de comparação de fase; 
 Esquemas diferenciais; 
 Esquemas de transferência de sinal de “trip”; 
 Esquemas de comparação direcional; 
 Esquemas de aceleração ou prolongamento de zona. 
 
3.4.2.1 – Esquemas de Comparação de Fase 
 
Esta proteção é imune a oscilações de potência e a variações de níveis de tensão no 
Sistema. Deve-se notar que a seletividade para a proteção de comparação de fase é 
inerente. 
 
Necessidade de funções de retaguarda 
 
Considerando que a proteção só opera para faltas internas à linha de transmissão, há 
necessidade de outros tipos de função de proteção para a mesma linha (como de 
distância, por exemplo) para servirem de retaguarda. 
A necessidade de retaguarda local é reforçada quando se observa que a proteção de 
comparação de fase ficará inoperante sem o canal de comunicação. 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 85
Aplicação de Proteção de Comparação de Fase 
 
Ela pode ser utilizada principalmente quando há dificuldades na aplicação de proteção de 
distância: 
 
 Linhas curtas, com baixa impedância série; 
 Linhas onde há alta possibilidade de curtos-circuitos com alta impedância; 
 Linhas de extra-alta tensão, com insuficiência ou inexistência de TP’s; 
 Linhas com compensação série, inclusive as com capacitores nas extremidades 
(apenas algumas categorias de comparação de fase); 
 Linhas onde se exige maior rapidez na proteção para defeitos internos à linha, 
desde que haja meio de comunicação rápido e confiável. 
 
3.4.2.2 – Esquemas Diferenciais 
 
Verifica-se, pelos princípios já mostrados, que também esta proteção é imune a 
oscilações de potência e a variações de níveis de tensão no Sistema. Como já 
mencionado, é uma proteção inerentemente seletiva. 
 
Necessidade de Funções de Retaguarda 
 
Considerando que a proteção opera apenas para faltas internas, há necessidade de 
outros tipos de função de proteção para a mesma linha (como de distância, por exemplo) 
para servirem de retaguarda, e também como uma segunda proteção para melhor 
confiabilidade. 
A necessidade de retaguarda local é reforçada quando se observa que a proteção 
diferencial ficará inoperante sem o canal de comunicação. 
 
Aplicação da Proteção Diferencial 
 
Ela pode ser utilizada, principalmente quando há dificuldades na aplicação de proteção de 
distância. Entretanto, há filosofias de utilização (outros países) onde esta função é sempre 
considerada principal para a LT de Alta ou Extra-Alta Tensão, sendo a função de distância 
apenas uma retaguarda. 
No Brasil, usa-se essa função diferencial para: 
 
 Linhas curtas, com baixa impedância série e dificuldades de ajustes para a 
função de distância; 
 Linhas onde há alta possibilidade de curtos-circuitos com alta impedância; 
 Linhas de EAT, com insuficiência ou inexistência de TP’s; 
 Linhas com compensação série, inclusive as com capacitores nas extremidades 
(com recursos adequados para essa finalidade); 
 Linhas onde se exige maior rapidez na proteção para defeitos internos à linha, 
desde que haja meio de comunicação rápido e confiável. 
 
3.4.2.2.1 – Fio Piloto 
 
Quando o ambiente é controlado (para evitar aspectos de vandalismo e meio ambiente 
hostil), como por exemplo, dentro das instalações de uma usina hidroelétrica, e quando há 
rotas que não sejam afetadas pela interferência eletromagnética, ainda pode haver uso de 
esquema de fio piloto com cabos telefônicos, principalmente quando o fator econômico 
tem influência. 
Deve-se, entretanto, observar que a comunicação por fibra óptica está cada vez mais 
disponível e viável do ponto de vista econômico, principalmente para curtas distâncias. 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICACURSO BÁSICO 
 
 86
3.4.2.2.2 – Outros Meios de Comunicação 
 
O meio ideal para a proteção diferencial de linha de transmissão é a fibra óptica, 
preferencialmente por fibras dedicadas e comunicação de relé a relé (rapidez e 
confiabilidade). 
Entretanto, mesmo que a fibra não seja dedicada, com uso de multiplex e outras 
interfaces de telecomunicações, os sistemas digitais com fibra óptica constituem-se em 
excelente opção. 
A duplicação do meio de comunicação é um fator preponderante, para linhas de 
importância (por exemplo, a Rede Básica no sistema interligado brasileiro). Essa 
duplicação não necessita ser, obrigatoriamente, feita com meios idênticos de 
comunicação. 
Deve-se evitar meios de comunicação com enlaces diversos entre a origem e destino do 
sinal transmitido. 
O OPLAT pode ser usado, mas é altamente desejável que se tenha meio alternativo de 
comunicação. 
 
3.4.2.3 – Esquemas de Transferência de Sinal de Trip (“TRANSFERRED TRIPPING”) 
 
Tipos de Esquemas 
 
Nestes esquemas, a informação da existência de sinal de “trip” pela proteção, em uma 
das extremidades da linha de transmissão, é transmitida através de canal de 
comunicação a outra(s) extremidade(s). Dependendo do aproveitamento que se faz do 
sinal recebido, um dos seguintes esquemas pode ser utilizado: 
 
 “Transferência Direto de Trip com Subalcance” (Direct Underreaching 
Transferred Tripping); 
 “Transferência de Trip Permissivo com Subalcance” (Permissive Underreaching 
Transferred Tripping); 
 “Transferência de Trip Permissivo com Sobrealcance” (Permissive Overreaching 
Transferred Tripping); 
 “Transferência de Trip Direto” (Direct Transferred Tripping). 
 
Serão mostradas a seguir as filosofias desses esquemas através de esquemas 
analógicos, apenas para facilitar a compreensão. Deve-se atentar para o fato que, com a 
base nas idéias básicas descritas, estão disponíveis proteções digitais que incorporam 
muitos recursos (aqui não descritos) que melhoram tanto a rapidez como também a 
confiabilidade de cada esquema apresentado. 
 
3.4.2.3.1 – Esquema de Transferência Direta de Trip com Subalcance (DUTT) 
 
A figura a seguir mostra o princípio de funcionamento deste esquema. Há necessidade de 
transceptor para cada terminal de linha. Para cada terminal de linha o trip local não 
depende da recepção do sinal e a recepção do sinal desliga diretamente o disjuntor. Por 
isso mesmo, a proteção deve ser ajustada com subalcance (proteção de distância) para 
se ter seletividade. 
 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 87
 
Transferência Direta de Trip com Subalcance 
 
Para um curto-circuito em F1, há desligamento das duas extremidades da linha pelos 
respectivos relés de distância (21) em primeira zona, sem necessidade da teleproteção. 
Ocorrerá recepção em cada extremidade, mas o sinal de trip será redundante. 
Para um curto-circuito em F2, o disjuntor da extremidade B será desligado pela própria 
proteção de distância. O disjuntor da extremidade A será desligado pela recepção do sinal 
de transferência de trip. No caso eventual de falha do Canal de Comunicação, o disjuntor 
em A será desligado pela sua proteção de distância com o tempo de 2a zona. 
Para um curto-circuito em F3, o relé em B não atuará, pois a falta está na sua direção 
reversa. O relé em A atuará na sua 2ª zona apenas se houver falha da proteção da outra 
linha adjacente. 
Considerando que neste esquema a recepção do sinal desliga diretamente o disjuntor, há 
riscos de desligamentos intempestivos devido a sinal espúrio no canal de comunicação, 
apesar de lógicas de segurança. Mas isso depende do meio de comunicação utilizado. O 
risco maior seria para o caso do OPLAT. Portanto este esquema é pouco utilizado (há 
alternativa como mostrado a seguir). 
 
3.4.2.3.2 – Esquema de Transferência de Trip Permissivo com Subalcance (PUTT) 
 
Este esquema é uma variação do anterior, para evitar falsos desligamentos quando de 
recepções espúrias. No circuito de desligamento pela recepção é colocada uma 
supervisão (“permissão”), de tal maneira que o trip é efetuado apenas quando de curto-
circuito com direção e alcance detectados por um elemento de partida direcional. 
Com isso, a confiabilidade é aumentada, diminuindo a probabilidade de falsos 
desligamentos. Este esquema é bastante sugerido por fabricantes europeus, para linhas 
de transmissão de comprimentos médio e longo. Uma falha do canal de comunicação não 
compromete a proteção da linha, a menos do tempo de desligamento: 
 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
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 88
 
Filosofia do Esquema PUTT 
 
3.4.2.3.3 – Esquema de Transferência de Trip Permissivo com Sobrealcance (POTT) 
 
Principalmente para linhas de transmissão curtas, não é possível o ajuste preciso de 
distância para 80 ou 85% da linha de transmissão. Neste caso, ao se utilizar um esquema 
com subalcance, haveria grande probabilidade de atuação incorreta da própria proteção 
de distância devido aos erros de medição. 
O esquema de transferência de trip permissivo com sobrealcance mostrado a seguir é 
feito de tal modo a resolver este problema. 
Todo trip local (instantâneo) só será possível com a permissão recebida da outra 
extremidade da linha. Nestas condições, pode-se ajustar a proteção com sensibilidade 
suficiente para ultrapassar os limites (em alcance) da própria linha, isto é, com 
sobrealcance. 
O defeito F1 (ou F2) será detectado de imediato pelas proteções das duas extremidades, 
que irão transmitir permissões. Em cada extremidade, a própria atuação e a recepção irão 
possibilitar o desligamento do disjuntor. 
Um defeito F3 será detectado pelo relé em A, mas não pelo relé em B. Não haverá 
desligamento em A pelo fato de não existir recepção (permissão de B): 
 
 
Filosofia do Esquema POTT 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
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 89
Deve-se observar que neste tipo de esquema, uma falha no canal de comunicação 
compromete a proteção rápida da linha. 
Um outro aspecto muito importante a observar é que este esquema pode ser utilizado 
com Relés de Sobrecorrente Direcionais (fase e terra) ao invés de relés de distância. Isto 
decorre do fato de que o ajuste do alcance não é criterioso para o esquema. Apenas a 
direção é crítica. 
 
3.4.2.3.4 – Esquema de Transferência de Trip Direto (DTT) 
 
Neste esquema, o sinal de trip de uma extremidade é utilizado para desligamento direto 
na outra extremidade, sem supervisão. 
Às vezes é inevitável a necessidade de uso do esquema de transferência direta de 
disparo, apesar do risco de desligamentos indevidos, para determinados casos. 
Por exemplo, a proteção do Reator Shunt diretamente conectado na linha, sem disjuntor 
local exige esquema DTT. Também no caso da proteção de falha disjuntor é necessária a 
transferência direta de trip para a outra extremidade da linha. 
Na figura a seguir mostra-se um exemplo do esquema: 
 
 
Filosofia do Esquema DTT 
 
Neste esquema, uma falha do canal de comunicação compromete totalmente a proteção 
do Reator Shunt. Assim sendo, a duplicação de canais de comunicação é obrigatória. 
 
3.4.2.4 – Esquemas de Comparação Direcional (“DIRECTIONAL COMPARISON”) 
 
Nestes esquemas, a informação da direção é transmitida de um terminal para o outro 
através do canal de comunicação. Dependendo do aproveitamento que se faz do sinal 
recebido e dependendo também de como e qual a direção que é detectada por cada 
terminal, um dos esquemas seguintes pode ser utilizado: 
 
• Esquema de comparação direcional com bloqueio (“Directional Comparasion 
Blocking System”); 
• Esquema de comparação direcional com desbloqueio (“Directional Comparation 
Unblocking System”). 
 
Para estes esquemas pode-se utilizar, também, qualquer canal de comunicação. 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 90
3.4.2.4.1 – Esquema BLOCKING de Comparação Direcional 
 
A figura a seguir mostra como funciona o esquema: 
 
 
Filosofia do Esquema Blocking 
 
O aspecto principal deste esquema é evitar que uma informação crucialpara a proteção 
seja transmitida sobre uma linha em defeito. Assim, a transmissão é efetuada sobre a 
linha apenas para “informar” a outra extremidade que o defeito é externo à linha. 
Os relés de proteção S são conectados de tal maneira a detectar defeitos “para trás”. 
Quando de defeito em F3, a proteção S da extremidade B ativará o Carrier e transmitirá 
sinal para bloqueio da outra extremidade. A proteção P na extremidade A detectará 
também o defeito F3. Porém, seu trip é retardado de 13 a 16 ms para que haja tempo 
para chegada do sinal de bloqueio. 
Para curtos-circuitos em F1 e F2, nenhuma proteção S atuará. Mesmo que haja uma 
eventual atuação de um relé S, a atuação da proteção P bloqueará a transmissão. Após 
as temporizações CS, os disjuntores serão desligados. O Carrier, neste caso, não tem 
influência na proteção. 
Evidentemente, as proteções P e S devem ser direcionais. Podem ser utilizados relés de 
distância ou relés direcionais de sobrecorrente. 
Observa-se, finalmente, que os relés de proteção P deverão ser ajustados com 
sobrealcance. 
 
3.4.2.4.2 – Esquema UNBLOCKING de Comparação Direcional 
 
O esquema mostrado a seguir é bastante semelhante ao esquema de transferência de 
disparo permissivo com sobrealcance. 
 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 91
 
Filosofia do Esquema Unblocking 
 
É evidente que o esquema de transferência de trip permissivo com sobrealcance se 
confunde com o esquema de comparação direcional tipo unblocking. Para diferenciá-los, 
pode-se estabelecer o seguinte: 
 
 Se uma informação de trip da proteção é utilizada para a transmissão e se a 
lógica é mostrada na figura XXX, o esquema é de transferência de trip; 
 Se uma informação de direção ou elemento de partida da proteção é utilizado, e 
se a lógica é a mostrada na figura YYY, o esquema é de comparação direcional. 
 
Porém, é melhor compreender que tudo é questão de terminologia e o que importa é o 
entendimento do princípio de funcionamento e as limitações de cada esquema. 
 
3.4.2.5 – Esquemas de Aceleração ou Prolongamento de Zona de Proteção de Distância 
 
O grau de confiabilidade desse esquema é semelhante ao de transferência de trip com 
subalcance. Isto é, no caso de falha de comunicação, as proteções de linha irão atuar 
normalmente, apenas com atraso no tempo de atuação para defeitos em alguns trechos 
da linha protegida (2ª zona). 
A figura a seguir mostra o funcionamento do esquema. 
 
 
Filosofia de Prolongamento ou Aceleração de Zona 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 92
Para um defeito na linha, pelo menos um dos relés detecta o mesmo na sua 1ª zona. Este 
relé desliga o respectivo disjuntor e envia sinal para a outra extremidade da linha. Na 
extremidade receptora, o sinal é utilizado no relé de distância para uma das duas 
alternativas: 
 
 Para cancelar a temporização de 2ª zona. A seguir o relé irá atuar (trip). Este 
esquema é o chamado Aceleração de Zona; 
 Para prolongar o alcance de 1ª zona. A seguir o relé atuar (trip). Este esquema 
é o chamado de Prolongamento de Zona. 
 
O sinal transmitido pela primeira extremidade e recebido na segunda pode ser o sinal de 
“trip” ou o sinal de “direção”. 
 
3.5 – Proteção de Barramentos 
 
A finalidade de uma proteção de barras ou de um sistema de barramentos é detectar 
curtos-circuitos que possam ocorrer no ponto que, eletricamente, pode ser considerado 
como um nó em um sistema elétrico de potência, desligando automaticamente os 
disjuntores que estejam conectados a esse nó e somente esses. 
Observa-se, portanto, que uma proteção de barramento tem os seguintes aspectos 
importantes relativos à Proteção: 
 
 Sensibilidade para detectar curto-circuito em barra; 
 Seletividade para determinar o nó elétrico onde ocorre a falta; 
 Estabilidade para faltas externas, mesmo com saturação de TC; 
 Rapidez no desligamento dos disjuntores. 
 
3.5.1 – Modos de Proteção 
 
A proteção de barras pode ser feita através de dois modos distintos, quanto à filosofia: 
 
 Proteção Remota; 
 Proteção Local. 
 
3.5.1.1 – Proteção Remota 
 
Nesta filosofia, a falta na barra é detectada pelas proteções de distância ou direcionais de 
sobrecorrente das outras extremidades das linhas de transmissão que estão conectadas 
ao barramento, ou através das proteções de sobrecorrente dos transformadores que 
estejam diretamente conectados a esse barramento. 
A seletividade é obtida através de temporização. Isto é, as proteções dos terminais 
opostos das linhas conectadas ao barramento atuam com um tempo equivalente ao 
tempo da segunda zona das respectivas proteções de distância (0,5 s em média) ou um 
pouco maior caso a proteção atuante é do tipo direcional de sobrecorrente, de fase ou de 
terra. 
Trata-se de um modo econômico e aceitável de proteção, quando: 
 
 O barramento em questão não seja um ponto significativo no Sistema Interligado, 
no sentido de que um curto-circuito nessa barra, sendo eliminado com tempo entre 
0,4 e 0,7 s, não traga conseqüências para o sistema, como por exemplo, uma 
instabilidade. Isto é, não deve haver risco em potencial de que isso venha a 
ocorrer; 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 93
 O barramento em questão não esteja localizado em um ponto do sistema 
(topologia da rede), de tal modo que o uso de proteção remota leve ao 
desligamento de muitos consumidores ou suprimentos quando de falta nesse 
barramento. 
 
A figura a seguir ilustra o mencionado: 
 
 
Proteção Remota para Barra 
 
3.5.1.2 – Proteção Local (Diferencial) 
 
A proteção local de barras é feita através de proteção diferencial (87B). Neste caso, para 
qualquer curto-circuito na barra, a mesma é desconectada do sistema sem temporização 
intencional. 
O esquema de barramentos de uma subestação é feito com base em um determinado 
índice de confiabilidade desejada para essa subestação. Assim sendo, diversas 
configurações são possíveis. 
A proteção diferencial deve discriminar o local da falta e desligar os disjuntores 
estritamente necessários para isolar o ponto em curto-circuito. 
 
3.5.1.2.1 – Tipos Básicos de Função Diferencial para Barras 
 
3.5.1.2.1.1 – Simples Balanço de Corrente 
 
Uma proteção que utilizasse um simples relé de sobrecorrente para medir a corrente 
diferencial seria chamada de “simples balanço de corrente”. A corrente diferencial seria a 
soma de todas as correntes medidas com base numa referência única (polaridades 
coerentes): 
 
IDiferencial = Σ (IA + IB + IC + ... + IX) 
 
Observa-se que mesmo em condições normais de carga, sem curto-circuito, haveria 
corrente diferencial devido a erros nos TC’s. Chamando de IA a corrente que “entra” num 
trecho protegido e IB a corrente que “sai”, a corrente diferencial (ID) seria: 
 
 
Corrente Diferencial 
 
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 94
Em condição normal de carga, o erro pode não ser muito grande, mas numa condição de 
curto-circuito, esse erro seria amplificado. 
Assim, esse relé de sobrecorrente que mediria ID teria que ser ajustado com um valor 
relativamente alto, o que impediria que a proteção tivesse sensibilidade para curtos 
internos de baixa corrente. 
Esse esquema de simples balanço de corrente foi tentado apenas nos primórdios da 
tecnologia de Proteção (primeira metade do século 20), ou adotado apenas em esquemas 
improvisados na falta de outros melhores. 
 
3.5.1.2.1.2 – Diferencial Percentual 
 
O chamado princípio “diferencial percentual” tem a finalidade de permitir uma proteção 
sensível para curtos-circuitos internos à área protegida, apresentando, ao mesmo tempo, 
uma boa estabilidade para curtos-circuitos externos, mesmo com erros de transformação 
nos TC’s (em condições de curto pode chegar a 10% cada TC). O princípio está ilustrado 
na figura a seguir: 
 
 
Princípio da Função Diferencial Percentual 
 
As correntes |IA| + |IB| no circuito de restrição (r) tendem a restringir a atuação do relé. A 
corrente diferencial (IA + IB) pelo circuito de operação (o) tendea operar o relé e é 
ajustado num valor percentual com relação à restrição. 
Para um curto externo, com grande corrente diferencial, a restrição também seria grande, 
com o valor percentual da corrente diferencial não atingindo o valor de atuação. Para um 
curto interno, a restrição continuaria grande, mas percentualmente a corrente diferencial 
seria grande, e a proteção atuaria. 
O esquema acima foi desenhado para uma “barra” com dois circuitos e com uma 
representação eletromecânica, apenas para mostrar o princípio. 
O módulo da soma das correntes seria a corrente de Operação e a soma dos módulos da 
corrente seria a corrente de Restrição. Num gráfico, teríamos: 
 
 
Característica da Proteção Diferencial Percentual 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 95
Em condições onde há possibilidade de saturação, total de um TC (por exemplo, em 
sistema de EAT próximo a grande SE Geradora), uma proteção diferencial percentual 
sem maiores recursos para detectar essa condição de saturação poderia apresentar 
problemas de estabilidade. 
Nos relés digitais, foram implementadas medidas especiais para detecção de saturação, 
fazendo com que a saturação de TC para um esquema diferencial percentual deixe de ser 
problema. 
 
3.5.1.2.1.2 – Diferencial de Alta Impedância 
 
A chamada proteção de “alta impedância” é indicada onde há possibilidade de saturação 
completa de TC e se deseja, mesmo assim, estabilidade da proteção diferencial para 
curto-circuito externo à área protegida. 
Seu princípio de funcionamento se baseia nas seguintes premissas: 
 
 Quando um TC está totalmente saturado, o seu circuito secundário pode ser 
representado por um circuito resistivo, sem imposição de corrente pelo seu lado 
primário; 
 A corrente diferencial resultante da situação percorre o circuito diferencial e 
também o circuito secundário desse TC saturado. 
 
Nessas condições, haveria uma divisão de corrente, em circuitos resistivos. A figura a 
seguir ilustra o mencionado: 
 
 
Princípio da Proteção de Alta Impedância 
 
Instala-se uma resistência ajustável no circuito diferencial, de modo que a tensão através 
desse circuito diferencial tenha um determinado valor para um TC totalmente saturado 
como mostrado na figura. 
Se a proteção for ajustada para operar com valor de I para que a tensão através do 
circuito diferencial seja > ∆V, então ela será estável para curto externo, mesmo com um 
TC totalmente saturado. Para ajuste dessa proteção há necessidade de se conhecer: 
 
 Valor das resistências dos cabos secundários dos TC’s até a proteção (adota-se 
a maior resistência); 
 Valor da resistência do secundário do TC (valor de fábrica); 
 “Burden” (carga) imposta pelo relé. 
 
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 96
Para curto interno à área protegida, a possibilidade de saturação de TC é mínima. Então 
haverá grande corrente diferencial e a tensão através do circuito diferencial será sempre 
maior que o ∆V ajustado. 
Esse tipo de proteção é muito utilizado para proteção de barras que não exija adequação 
para várias configurações de seccionadoras e barras. Isto é, é utilizado para barramentos 
dos tipos “disjuntor e meio”, “dois disjuntores” e “barra simples com disjuntor de 
seccionamento (com TC’s)”, sendo uma proteção (trifásica ou três monofásicas) para 
cada zona de proteção. 
 
3.5.2 – Configurações de Barras e Zonas de Proteção 
 
São apresentados a seguir, algumas das configurações típicas de barramentos e 
comentários sobre a proteção diferencial, com suas zonas de proteção. 
 
3.5.2.1 – Barra Simples 
 
A figura a seguir mostra o esquema de uma barra simples: 
 
 
Barra Simples e Zona de Proteção 
 
 
Observa-se que há apenas uma zona de proteção delimitada por disjuntores. Neste caso, 
utiliza-se uma proteção diferencial trifásica ou três monofásicas (uma por fase). É a 
configuração mais simples possível numa subestação que exige proteção diferencial de 
barras. 
Nota-se que há um espaço, entre os TC’s dos circuitos e os respectivos disjuntores que é 
chamada de zona morta. Para detecção de curto-circuito nesse ponto, apesar de baixa 
probabilidade de sua ocorrência, há necessidade de esquema ou lógicas específicas. 
Trata-se de um problema comum na área de proteção. 
 
3.5.2.2 – Barra Simples com Seccionamento 
 
A figura a seguir mostra um esquema de barramento, cuja barra simples é seccionada 
através de seccionadora. 
 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
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 97
 
Barra Simples com Seccionamento 
 
Para essa situação, tem-se uma única zona de proteção com a seccionadora fechada, e 
duas zonas de proteção com a seccionadora aberta. 
Uma proteção diferencial aplicada para proteção dessa barra simples (seccionada) deve-
se adequar (automaticamente) a essa possibilidade de operação com seccionadora 
aberta. 
 
3.5.2.3 – Barra Simples com Disjuntor de Seccionamento 
 
A figura a seguir mostra um esquema de barramento, cuja barra simples é seccionada 
através de disjuntor. Para essa situação, têm-se duas zonas distintas de proteção 
delimitadas por disjuntores. 
 
 
Barra Simples com Seccionamento por Disjuntor 
 
Observa-se uma zona morta entre os TC’s e o disjuntor de seccionamento. 
Neste caso, pode-se utilizar uma única proteção diferencial para o sistema, ou 
alternativamente uma proteção para cada trecho (zona), cada proteção com os 
respectivos TC’s delimitando a zona. 
 
 
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 98
3.5.2.4 – Barra Dupla 
 
A figura a seguir mostra um esquema denominado “barra dupla”. Esse esquema possui, 
sempre, um disjuntor de acoplamento de barras (que alguns denominam “paralelo de 
barras”). 
 
 
 
Barra Dupla e Zona de Proteção 
 
Nota-se que há, sempre, duas zonas distintas delimitadas por disjuntores. 
Uma proteção diferencial (constituída de um ou mais relés) aplicada para proteção desse 
barramento duplo deve adequar-se à configuração e ser seletiva para faltas em cada uma 
das zonas. 
 
3.5.2.5 – Barra Dupla com Barra e Disjuntor de Transferência 
 
A figura a seguir mostra em esquema de barramento com barra dupla e barra de 
transferência, havendo adicionalmente um disjuntor de transferência (que pode substituir 
qualquer dos disjuntores dos circuitos, no caso de manutenção desse último). 
 
 
 
Barra Dupla com Barra e Disjuntor de Transferência 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
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 99
Observa-se que esta situação é bastante semelhante à anterior, sendo que a Barra de 
Transferência pode ser incluída na Zona A ou na Zona B, dependendo da barra à qual 
está conectada na ocasião. 
Uma proteção diferencial (constituída de um ou mais relés) aplicada para proteção desse 
barramento duplo deve adequar-se automaticamente à configuração, dependendo da 
posição das chaves seccionadoras. E deve ser seletiva para faltas em cada uma das 
zonas. 
 
3.5.2.6 – Barra Dupla com Seccionamento de Barras e Dois Disjuntores de Acoplamento 
 
A figura a seguir mostra um esquema de barramento relativamente complexo e oneroso. 
 
 
 
Barra Dupla com Seccionamentos e Disjuntores de Acoplamento 
 
Observa-se que há quatro zonas distintas de proteção, delimitada por disjuntores. 
Uma proteção diferencial (constituída de um ou mais relés) aplicada para proteção desse 
esquema de barras deve se adequar automaticamente à configuração, dependendo da 
posição das chaves seccionadoras. E deve ser seletiva para faltas em cada uma das 
zonas. 
 
3.5.2.7 – Esquema Disjuntor e Meio 
 
A figura a seguir mostra um esquema de barramento disjuntor e meio, geralmente 
utilizado para sistemas de Extra Alta Tensão. Com a utilização de 0,5 disjuntor a mais por 
circuito, atingem-se vários objetivos: 
 
 Possibilidade de efetuar manutenção de disjuntor sem interrupção dos fluxos de 
energia; 
 Zonas distintas de proteção, com facilidade de aplicação de proteção 
diferencial; 
 Sem interrupção dos fluxos de energia, mesmo falta em uma barra e 
desligamento dos respectivos disjuntores. 
 
Pode-seafirmar que é um esquema que exige proteção diferencial para o pleno 
aproveitamento de suas vantagens e do investimento adicional. 
 
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 100
 
Esquema Disjuntor e Meio 
 
Observam-se duas zonas distintas de proteção delimitadas pelos respectivos disjuntores. 
Pode-se aplicar uma proteção para cada zona, com os respectivos TC’s. 
 
3.5.2.8 – Esquema com Dois Disjuntores por Circuito 
 
A figura a seguir mostra um esquema com dois disjuntores por circuito. É raramente 
utilizado, mas é possível encontrar esse esquema em sistemas de Extra Alta Tensão. No 
Brasil existe na subestação de 500 kV da UHE Água Vermelha, nas interligações com 
Furnas e Cemig. 
 
 
 
Esquema com Dois Disjuntores 
 
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 101
Evidentemente, todas as vantagens do esquema disjuntor e meio são aqui observadas e 
também há duas zonas distintas de proteção delimitadas pelos respectivos disjuntores. 
Pode-se aplicar uma proteção para cada zona, com os respectivos TC’s. 
 
3.5.2.9 – Esquema Anel 
 
O esquema oferece rotas alternativas ao fluxo de energia, sobretudo para os circuitos de 
saída, mas o resultado imediato de uma falta na barra é a perda imediata de todos os 
circuitos. No entanto é possível isolar a região atingida pela falta com a abertura das 
seccionadoras da barra, medida que permite a retomada ao serviço da maior parte de 
circuitos. 
Enquanto no esquema de barra única uma manutenção de barra envolve a perda de 
todos os circuitos, nesse caso o serviço é realizado com a perda de dois circuitos 
adjacentes, podendo tal inconveniente ser realizado com o emprego de duas chaves de 
seccionamento por trecho de barramento. 
 
 
Esquema Anel 
 
3.6 – Proteção de Falha de Disjuntor 
 
Trata-se de uma função que tem a finalidade de detectar falha de abertura de disjuntor 
quando de um comando automático de desligar. O disjuntor é parte integrante do sistema 
de proteção, sendo que sua função é, através do seu desligamento, isolar o componente 
ou trecho sob falha ou sob anormalidade. 
No caso de ocorrência de não desligamento quando um comando dado por uma proteção, 
haverá necessidade imediata de desconectar outros disjuntores cujos circuitos alimentam 
diretamente o disjuntor defeituoso. Estes outros disjuntores ordem estar na mesma 
subestação ou em uma subestação remota. 
Na figura a seguir, ocorrendo falha de abertura do disjuntor A, o esquema desliga os 
disjuntores D, B e C da subestação e deve, obrigatoriamente, transmitir sinal de disparo 
direto para o disjuntor X da subestação remota. 
 
 
Esquema Falha de Disjuntor 
 
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 102
Na figura a seguir, ocorrendo falha de abertura do disjuntor A, o esquema desliga os 
disjuntores de todas as máquinas geradoras e o disjuntor B da subestação e transmite 
sinal de disparo para o disjuntor X da subestação remota. 
 
 
Esquema Falha de Disjuntor 
 
Observa-se que a configuração dos disjuntores influi diretamente nas conseqüências da 
falha de um disjuntor. A configuração, mais favorável entre as mostradas nos exemplos é 
aquela denominada “disjuntor e meio”, que preserva, em grande parte, a continuidade do 
serviço. 
Há, evidentemente, situações onde não é necessária a transmissão de sinal de disparo 
direto como mostram as figuras a seguir: 
 
 
 
 
Esquema Falha de Disjuntor 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 103
3.6.1 – Esquemas de Falha de Disjuntor 
 
O esquema básico de falha de disjuntor é mostrado na figura a seguir: 
 
 
 
 
Esquema Básico de Falha de Disjuntor 
 
Após a atuação da proteção, desde que o sensor de corrente 50BF ainda detecte a 
existência de corrente (disjuntor não abriu), conta-se um tempo através do temporizador 
62BF (geralmente 0,3 s) e se aciona o esquema de desligamentos na subestação e a 
transferência direta de sinal para o disjuntor da outra extremidade (se for o caso). 
No caso de proteção de reator shunt de LT, há possibilidade de atuação de proteção do 
mesmo para faltas insipientes ou por dispositivo de proteção inerente. Neste caso, não 
haveria corrente suficiente para acionar o sensor 50BF. Nesse caso se utiliza uma 
variação do esquema anterior, acrescentando contato tipo NA (tipo a) do disjuntor 
supervisionado, conforme se mostra funcionalmente a seguir: 
 
 
Esquema Funcional de Falha de Disjuntor com Reator Shunt de LT 
 
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 104
O mesmo esquema pode ser representado de modo lógico, como mostra a figura a 
seguir: 
 
 
Esquema Lógico de Falha de Disjuntor com Reator Shunt de LT 
 
3.6.2 – O Sensor de Corrente 50BF 
 
É sempre desejável que o sensor de corrente 50BF detecte correntes de fase e também 
de terra, para que o mesmo tenha sensibilidade suficiente para curtos a terra com baixa 
corrente. 
Para linhas de transmissão, há necessidade de haver segregação de fases para o sensor 
50BF, isto é, tenha um para cada fase, de modo que a eventual falha de disjuntor seja 
discriminada por fase. Isso é necessário para linhas onde se deseja utilizar esquema de 
religamento automático monopolar. 
A unidade 50BF necessita ser ajustada de tal modo que detecte todas as condições de 
curto-circuito que possam estar associadas ao disjuntor respectivo. Em algumas 
instalações, essas correntes podem ser inferiores à corrente de carga (para sensores de 
fase). Neste caso, pode-se até manter esses ajustes inferiores à carga, portanto com o 
elemento 50BF constantemente atuado em condições de carga. 
 
4 – Operação do Sistema Elétrico 
 
4.1 – Sistemas de Potência 
 
A maior parte da energia elétrica consumida no Brasil é gerada através da conversão da 
energia hidráulica e da energia térmica. Essas fontes de energia são responsáveis em 
promover o acionamento das turbinas e consequentemente dos geradores de eletricidade. 
A energia é gerada em corrente alternada trifásica e transmitida para os centros de 
consumo através de linhas de transmissão também trifásicas. 
Existe ainda a possibilidade da energia elétrica ser transmitida em corrente contínua. 
Neste caso, pelo fato de que toda a energia é gerada em corrente alternada, este tipo de 
transmissão requer a utilização de equipamentos especiais (retificadores e inversores) 
que fazem a transformação da energia gerada para corrente contínua e depois de 
transmitida a fazem retornar para sua forma original. Esta modalidade de transmissão 
ainda permite interligar sistemas com freqüências diferentes como é o caso do Elo CC 
que interliga Itaipu 50 Hz com o sistema elétrico brasileiro que opera na freqüência de 60 
Hz. 
 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
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 105
4.1.1 – Esquema da Utilização da Energia Elétrica 
 
A energia elétrica deve chegar aos consumidores dentro de determinados padrões de 
continuidade, confiabilidade e qualidade. 
Em sua representação mais simplificada, um sistema de energia elétrica pode ser dividido 
em: Produção, Transporte e Consumo. 
 
 
 
Produção: Compreende os meios necessários para a geração da energia elétrica (usinas 
de geração de energia); 
Transporte: Compreende as linhas de transmissão, as subestações elevadoras e 
abaixadoras, os transformadores, as chaves de controle (disjuntores e seccionadoras), 
etc.; 
 Distribuição: Compreende as instalações que proporcionam meios para que a energia 
elétrica chegue até as residências, fábricas, lojas, em níveis de tensão compatíveis com 
sua utilização. 
 
Num sistema elétrico, geralmente os equipamentos de geração (usinas) estão localizados 
distante dos centros de consumo, daí a necessidade de elevarmos a tensão de geração a 
níveis que favoreçam a transmissão (kilovolts) até os centros de consumo com a menor 
perda possível. Nos centros de consumo a tensão da energia elétrica tem de ser reduzida 
até valores que possibilitem a sua utilização a níveis seguros. 
Todo este processo necessita ser supervisionado e controlado para que as especificaçõestécnicas e de segurança sejam sempre observadas. Este controle é feito nos Centros de 
Operação do Sistema. 
No sistema elétrico brasileiro temos várias empresas e podemos classificar os centros de 
operação dentro da seguinte ordem hierárquica: 
 
Centro Nacional (CNOS); 
Centros de Operação Regionais do ONS (COSR); 
Centros das empresas de geração e/ou transmissão (COS/COG/COT); 
Centro das empresas de distribuição (COD). 
 
Principais funções dos centros de operação do ONS: 
 
 Controle de Geração: Consiste em fazer cumprir o programa de geração 
previamente definido pelos órgãos do planejamento energético; 
 Controle de Tensão: Consiste, com a utilização dos recursos existentes, em 
manter as tensões nos troncos de transmissão e nos pontos de entrega para as 
empresas de distribuição dentro das faixas de operação; 
 Controle do Nível dos Reservatórios: Consiste em manter o nível dos 
reservatórios, através da geração das máquinas e do vertedouro dentro dos 
valores pré-estabelecidos, com o objetivo de otimizar a operação e conseguir 
com isto o melhor aproveitamento possível desses reservatórios; 
 
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 106
 Controle de Cheias: Na estação chuvosa, onde a quantidade de água 
precipitada é muito grande e pode elevar o nível dos reservatórios até valores 
perigosos, o controle deste nível deve ser feito com muito mais cuidado, pois 
grandes descargas para jusante desses aproveitamentos podem provocar 
danos na calha do rio e nas cidades ribeirinhas; 
 Controle do Carregamento em Linhas e Transformadores: Este controle é feito 
com o objetivo de controlar o fluxo de energia por estes equipamentos evitando 
sobrecargas desnecessárias com possíveis danos aos mesmos; 
 Controle dos Intercâmbios e da Freqüência: Através da operação do Controle 
Automático de Geração (CAG) manter a programação definida entre os centros 
controladores de área, além de manter a freqüência do sistema nos valores de 
projeto; 
 Coordenação das Intervenções no Sistema: Consiste na coordenação e 
liberação para manutenção dos equipamentos existente na rede de operação 
de forma a manter a integridade do sistema e o atendimento às necessidades 
de geração e transmissão; 
 Recomposição após Perturbações: Havendo uma perturbação no sistema 
(Blecaute), fazer a recomposição da rede de forma segura, restabelecendo o 
fornecimento de energia para os consumidores. 
 
4.1.2 – Sistemas Interligados 
 
Como o próprio nome define são sistemas oriundos da interligação de sistemas menores. 
 
Sistema Isolado: É um sistema composto, em sua etapa mais primitiva, por um gerador, 
uma linha de transmissão e equipamentos de consumo. 
No passado, quando do início da utilização da energia elétrica com fins de proporcionar 
algum tipo de conforto (iluminação, aquecimento), cada cidade instalava seu próprio 
sistema de produção de energia. Com o passar do tempo, e o crescimento da utilização 
da energia elétrica, estes sistemas primitivos foram aumentando de tamanho e, por 
conveniência ou necessidade, foram se interligando e se tornando cada vez maiores. 
 
Fatores que Influenciaram na Interligação de Sistemas 
 
Hidraulicidade 
 
Existem no Brasil oito bacias hidrográficas. As cinco maiores são: Bacia do rio Amazonas, 
do rio Paraná, do rio São Francisco, do rio Paraguai e do rio Uruguai. 
Diferenças nos regimes de chuva fazem com que períodos de cheias em uma região 
correspondam a períodos de seca em outra e vice-versa. A interligação de sistemas 
elétricos situados em bacias hidrográficas diferentes faz com que na escassez de água 
em uma determinada bacia, as empresas situadas nesta possam ser socorridas pelas 
empresas situadas em outra bacia que esteja em melhores condições de 
armazenamento. 
 
Crescimento de Carga 
 
Com o crescimento econômico e o conseqüente aumento do consumo de energia elétrica, 
os pequenos sistemas existentes iam atingindo sua capacidade máxima de geração. Para 
atender ao aumento da demanda, novas usinas necessitavam serem construídas. A 
interligação dos sistemas isolados permitiu que uma empresa que tivesse sobras de 
energia pudesse vender esta energia excedente para a empresa que estivesse com 
déficit. 
 
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 107
Vantagens e Desvantagens da Interligação de Sistemas 
 
Vantagens 
 
Ajuda de um sistema para outro durante manutenção de geradores; 
Possibilidade de venda de energia de um sistema com superávit para outro com 
déficit; 
Ajuda de um sistema para outro em caso de perturbações; 
Melhoria na estabilidade do conjunto e consequentemente no controle da freqüência. 
 
Desvantagens 
 
 Repercussão de perturbações de um sistema nos outros; 
 Necessidade de instalação de medição para faturamento e supervisão; 
 Instalação de equipamentos automáticos para controle de intercâmbio. 
 
4.2 – Recomposição do Sistema Elétrico 
 
Os estados de um Sistema Elétrico são: 
 
 Normal Seguro: suporta perda; 
 Normal Inseguro: não suporta uma perda; 
 Emergência: limite violado; 
 Restaurativo: carga interrompida. 
 
Recompor é trazer o sistema do estado restaurativo para o estado normal de operação. 
A evolução dos processos de recomposição adotados pelas empresas está intimamente 
ligada ao crescimento do Sistema Elétrico Brasileiro. 
Historicamente, as ações de recomposição em todas as empresas eram efetuadas 
através dos seus Centros de Operação de maneira centralizada. Os operadores das 
subestações somente executavam as instruções emanadas de seus Centros de Operação 
e se reportavam ao mesmo para comunicar qualquer ocorrência. 
Em função da fragilidade do Sistema Elétrico, na década de 70, as empresas da região 
Sul sentiram necessidade de descentralizar os procedimentos operativos de 
recomposição, para agilizar o restabelecimento da carga. Com a entrada em operação do 
sistema de 525 KV do Sul, a filosofia de recomposição continuou descentralizada, porém, 
por segurança, o tronco de 525 KV permaneceu sendo recomposto por atuação direta dos 
Centros de Operação envolvidos. 
Com relação às empresas das demais regiões, o processo continuou centralizado nos 
Centros de Operação, à exceção de Furnas que iniciou um processo de descentralização 
em 1982, pois já sentia os inconvenientes da complexidade da operação centralizada com 
o crescimento do sistema. 
Nos anos de 1984 e 1985, ocorreram três grandes blecautes na região Sudeste, 
causando desligamento em áreas metropolitanas importantes com conseqüências 
econômicas e sociais de grande vulto. Houve interrupção de mais de 10.000 MW por um 
tempo médio de 1 hora. 
Durante a normalização, após estas perturbações, foram verificadas diversas dificuldades 
operativas, tais como: 
 
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 108
 Fluxo elevado com estrangulamento de comunicação nos Centros de Operação; 
 Dificuldade de conhecimento, pelos operadores de sistema, da configuração 
pós-perturbação; 
 Parada nos sistemas de supervisão devido ao elevado processamento de 
alarmes; 
 Falta de alimentação em alguns Centros de Operação de Sistema, ficando os 
operadores de sistema somente com o sistema telefônico para coordenar a 
recomposição; 
 Ocorrência de sobretensões elevadas nos troncos de alta tensão impedindo seu 
restabelecimento; 
 Recuperação demorada dos serviços auxiliares das usinas; 
 Perda de comunicação entre os Centros de Operação das empresas 
interligadas; 
 Inexistência de um plano estratégico de recomposição do sistema. 
 
Embora a probabilidade de que blecautes generalizados ocorram seja reduzida, eles têm 
acontecido algumas vezes, seja no Sistema Elétrico Interligado Brasileiro ou em outros 
países, trazendo graves conseqüências à sociedade, hoje em dia tão dependente da 
eletricidade. Esse risco, todas as empresas de energia elétrica estão correndo por mais 
bem planejado, construído e operado que seja seu sistema elétrico. 
Desse modo, em 1989 foi elaborado um trabalho que gerou o relatório GTEO 01-89, 
estabelecendoa filosofia e os critérios para a recomposição da malha principal do 
Sistema Interligado Brasileiro. 
Esse trabalho foi, posteriormente, implantado em todas as empresas que compõe o 
Sistema Sul/Sudeste/Centro-Oeste na época. 
Em 1996, um novo blecaute voltou a atingir a região Sudeste do Brasil, fato que motivou a 
criação de uma nova comissão no âmbito do SCO, com o objetivo de revisar e atualizar a 
estratégia de recomposição para o Sistema Interligado Brasileiro. Essa comissão elaborou 
o relatório GTEO 01/97. 
Em 1º de março de 1999 Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) assumiu a 
coordenação da operação do Sistema Interligado Nacional e passou a fazer esta 
coordenação através dos centros de Operação da Eletrobrás (CNOS) e dos centros das 
empresas estatais: Furnas, Chesf, Eletronorte e Eletrosul. 
Em 11 de março de 1999 tivemos o primeiro grande blecaute da era ONS, e esta filosofia 
de recomposição adotada foi peça fundamental na recuperação do sistema interligado 
brasileiro. Os tempos gastos na recomposição foram considerados bastantes pequenos 
por empresas de consultoria internacional que analisou o desempenho das equipes de 
operadores e a filosofia adotada. 
Em 21 de janeiro de 2002, tivemos outro grande blecaute no Sistema Elétrico Brasileiro e 
novamente a estratégia de recomposição foi bastante eficiente. 
Após um blecaute, as instalações operativas procuravam se comunicar com os seus 
respectivos Centros de Operação e instalações adjacentes, a fim de fornecer a 
configuração da estação no momento e solicitar orientações para o seu restabelecimento. 
A falta de uma estratégia levava a um aumento excessivo dessas comunicações e, 
consequentemente, ao estrangulamento do processo de recomposição, além dos 
problemas decorrentes da centralização das responsabilidades, por parte dos Centros de 
Operação. 
Desenvolveu-se então, uma filosofia na qual os agentes que possuem recursos de 
geração desencadeiam a recomposição de forma planejada, estruturada para que as 
energizações dos circuitos indiquem aos operadores das subestações da possibilidade e 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
CURSO BÁSICO 
 
 109
do montante de carga que estes poderão utilizar para alimentar as cargas essenciais 
desatendidas. 
Esse processo de recomposição poderá fluir sem a necessidade de comunicação entre os 
locais envolvidos até o momento em que restrições operativas impeçam sua continuidade, 
ou nos casos em que para atender determinados estágios impliquem em certas condições 
de sistema, onde as informações deverão estar concentradas nos Centros de Operação, 
assumindo estes, a coordenação das demais etapas. 
Para que a proposta de recomposição atenda suas expectativas, torna-se necessário que 
sejam observadas pelos agentes envolvidos, as fases da recomposição e as diretrizes 
gerais da filosofia que serão apresentadas a seguir. 
 
Fases de Recomposição 
 
A recomposição do sistema se processará em duas fases, denominadas de 
Recomposição Fluente e Recomposição Coordenada. 
Na primeira fase, Recomposição Fluente, os procedimentos operacionais previamente 
definidos permitirão a recomposição de áreas geoeletricamente definidas, com 
compatibilização de carga e geração em uma configuração mínima de rede. 
Parte-se do pressuposto que o sistema está totalmente desenergizado, com exceção dos 
ilhamentos programados, e inicia-se o processo de restabelecimento a partir das usinas 
hidráulicas de auto-restabelecimento, que são aquelas que independem de fonte externa 
para alimentar seus serviços auxiliares e colocar em operação suas unidades geradoras. 
Áreas geoelétricas são configurações mínimas de rede, que contêm uma ou mais usinas 
de auto-restabelecimento, e que permitem a recomposição de cargas consideradas 
prioritárias da forma mais rápida e segura possível. 
A recomposição se processará a partir dessas usinas através da partida e sincronização 
de unidades geradoras, energizacao de circuitos de transmissão e alimentação de cargas 
prioritárias, com o mínimo de comunicação possível. 
Estas usinas podem partir suas unidades geradoras independentemente de suprimento 
externo para alimentar seus serviços auxiliares e, através de uma configuração mínima de 
transmissão preferencial, são capazes de restabelecer um grande centro de carga 
prioritária, de forma independente das restantes áreas de auto-restabelecimento, 
perdendo o menor tempo possível com comunicações entre as instalações (via sistema 
telefônico). 
A partir do número mínimo de unidades geradoras em cada usina de auto-
restabelecimento, se determina a disponibilidade inicial de carga em cada uma das áreas 
geoelétricas. O montante máximo de tomada de carga que poderá ser restabelecido em 
cada área geoelétrica vai depender também de outras avaliações de estudos elétricos. 
Cabe ressaltar que a fase fluente da recomposição não se inviabiliza pelo fato de usinas e 
subestações estarem sendo desassistidas, tendência esta que tem se verificado cada vez 
mais nas empresas do setor elétrico. Mesmo que as ações para recomposição das áreas 
geoelétricas sejam feitas remotamente pelos centros de controle, ou automatizadas 
localmente, sem a presença de operadores nas unidades operativas (usinas e/ou 
subestações), filosoficamente a idéia de dividir o processo de recomposição em duas 
etapas básicas permanece. 
Um dos grandes benefícios desta nova filosofia de recomposição é justamente permitir 
que cada área de auto-restabelecimento execute isoladamente as ações de restauração 
de importantes centros de carga de forma simultânea e independente das demais áreas, 
minimizando o trabalho de coordenação. 
A fase de recomposição fluente tem como princípio analisar a área geoelétrica, dentro de 
áreas geoelétricas, compatibilizando os montantes de carga e geração, dentro dos limites 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
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 110
de energização de equipamentos, estabelecendo procedimentos prévios para execução 
descentralizada, evitando improvisos nas emergências (blecautes). 
Na segunda fase, Recomposição Coordenada, os Centros de Operação do Sistema 
coordenarão a liberação de carga adicional e, quando for o caso, o fechamento de 
paralelos ou anéis entre os sistemas geoeletricamente estruturados na primeira fase de 
recomposição. 
O processo de recomposição também passa a ser coordenado quando um impedimento 
no processo preferencial de recomposição motiva a intervenção de um órgão 
hierarquicamente superior ao que efetuava a recomposição fluente. 
A transição entre a fase fluente e a fase coordenada ocorre na medida que os agentes 
controladores da geração e da rede de uma área geoelétrica, executam os procedimentos 
estabelecidos para a fase fluente, disponibilizando os montantes de carga previamente 
estipulados. 
Os Centros de Operação do NOS acompanharão a evolução da recomposição e, após o 
término dos procedimentos relacionados à fase fluente, farão interações para interligar 
áreas geoelétricas. 
Os agentes de distribuição conectarão as cargas, dentro dos valores definidos, e farão 
contato com o Centro Regional do ONS da área, informando do término da recomposição 
fluente e aguardando liberação de carga adicional. 
 
4.3 – Controle de Tensão 
 
A tensão, os carregamentos (corrente elétrica), freqüência e confiabilidade (capacidade 
do sistema elétrico de suportar contingências), caracterizam a qualidade de um 
fornecimento. 
Praticamente todos os equipamentos, tanto aqueles usados num sistema de potência, 
quanto os que funcionam com a energia suprida por este sistema, são projetados para 
funcionar num dado nível de tensão, a tensão nominal ou tensão de placa. 
Se a tensão utilizada para funcionamento destes equipamentos se afastar deste valor, o 
desempenho bem como a expectativa de vida dos mesmos caem. Por exemplo, o 
conjugado de um motor de indução (amplamente utilizados em compressores: 
refrigeradores, ar condicionado) é proporcional ao quadrado da tensão aplicada; o fluxo 
luminoso de uma lâmpada incandescentevaria fortemente com a tensão, etc. 
As concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm que entregar seu produto dentro 
de faixas de tensão compatíveis com seus consumidores. As empresas que entregam 
energia a essas concessionárias o fazem dentro de faixas pré-estabelecidas. 
As tensões do sistema variam em decorrência das variações de carga e distúrbios, tendo 
por isso que ser controladas. 
Entretanto, não há necessidade de controlá-las, mantendo-as entre estreitos limites, como 
no caso da freqüência. Existem padrões industriais que fixam as variações toleráveis da 
tensão da rede, em valores relativamente amplos. 
Enquanto no caso da freqüência temos variações normais na faixa de poucos cantésimos 
de Hertz (± 0,03 Hz), por exemplo, em barramentos de 138 KV de entrega de energia a 
concessionárias de distribuição são admitidas faixas de variação de até 7 KV (135 – 142 
KV). 
 
4.3.1 – Efeitos Danosos das Variações de Tensão 
 
As variações excessivas de tensão podem ocorrer nos dois sentidos, isto é, os sistemas 
elétricos colocam os equipamentos sujeitos a ocorrência de sobretensões (tensão 
excessivamente altas) e subtensões (tensões excessivamente baixas). 
 
 
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
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 111
Tensões Baixas 
 
Tensões de operação muito baixas (subtensões) podem causar sobrecorrentes em 
motores provocando o desligamento dos mesmos por atuação de sua proteção e, até 
mesmo, queima destes equipamentos. Ainda nestes motores, baixas tensões podem 
impedir a partida dos mesmos em função do baixo conjugado obtido. 
Lâmpadas e equipamentos industriais e residenciais apresentam problemas variados 
quando submetidos à operação sob baixas tensões. Modernos sistemas de controle de 
produção industrial também são afetados. 
A operação com tensões baixas pode acarretar riscos de instabilidade no sistema elétrico. 
Em situações extremas chegamos ao colapso de tensão. Até mesmo o fenômeno da 
instabilidade de tensão já foi experimentado pelo sistema elétrico brasileiro. Esta 
operação, ainda que nos limites mínimos das faixas aceitáveis, pode ter conseqüências 
graves na ocorrência de perda de equipamentos como geradores e linhas de transmissão 
em distúrbio. 
 
Tensões Altas 
 
A operação com tensões altas pode acarretar danos ao isolamento dos equipamentos 
Surgem também as sempre danosas sobrecorrentes, processos de controle industriais 
perdem sua capacidade de operação sob estas condições, pára-raios podem ser 
queimados ou até mesmo levados à explosão, máquinas síncronas podem sofrer os 
danos de sobreexcitação. 
Equipamentos associados ao sistema elétrico de potência podem ser desligados por 
atuação de proteções de sobretensão, causando grandes distúrbios no mesmo. Esta 
operação, ainda que nos limites máximos das faixas aceitáveis, pode ter conseqüências 
graves na ocorrência de rejeições de carga que levem o sistema a níveis insuportáveis de 
tensão. 
 
4.3.2 – Balanço de Potência Reativa e seu Efeito sobre a Tensão do Sistema 
 
Assim com a constância de freqüência do sistema é a nossa melhor garantia de que o 
balanço da potência ativa está sendo mantido no sistema, também um perfil constante de 
tensão na barra garante que o equilíbrio está sendo mantido entre a potência reativa 
produzida e a consumida. Sempre que o módulo de uma dada tensão de barra sofrer 
variações, isso significará que o balanço de potência reativa não está sendo mantido na 
barra em questão. 
Para entender esta situação, considere o sistema de duas barras da figura abaixo. A 
carga P + jQ é alimentada pela barra de carga 2. Como não existe gerador nesta barra, a 
carga deve ser alimentada por meio da linha, com a potência gerada em G1, conectado à 
barra 1. 
 
 
 
Matematicamente é possível mostrar que uma variação de potência ativa P não provoca 
variação apreciável no módulo de V2. 
 
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 112
Da mesma forma, provamos que uma variação de potência reativa Q provoca variação no 
módulo de V2 em proporção direta. 
Logo, se quisermos manter constante o módulo de V2, deveremos fazer com que as 
demandas variáveis de Q sejam compensadas localmente na barra 2, de modo que elas 
não necessitem ser transportadas pela linha, com os fortes efeitos que resultam sobre o 
valor da tensão. 
Sistemas de Extra-Alta Tensão que dependem muito dos geradores como fonte de 
potência reativa (acontece muito no sistema brasileiro) e nos quais os geradores se 
encontram longe dos centros de carga, ficam extremamente susceptíveis a este tipo de 
problema. 
Dado que a carga nos sistemas elétricos é predominantemente indutiva, devido 
principalmente aos motores (enrolamentos), há necessidade de se gerar potência reativa 
para atender ao requisito de carga. Sistemas com déficit de potência reativa apresentam 
tensões baixas. Sistemas com excesso de potência reativa apresentam tensões altas. EM 
resumo, qualquer variação de geração reativa (balanço Q x V) acarretará variações na 
tensão do sistema. 
 
4.3.3 – Controle de Tensão Ideal X Realidade do Sistema 
 
As quedas de tensão são bastante afetadas pelo transporte de potência reativa pelas 
linhas de transmissão. Sendo assim, um Controle de Tensão Ideal seria suprir as 
necessidades de potência reativa próximas às cargas (correção do fator de potência). 
Essa correção, além de reduzir as quedas de tensão nas linhas de transmissão, reduz 
sensivelmente os carregamentos (correntes) nos equipamentos do sistema elétrico em 
geral (linhas, transformadores, etc). 
A situação ideal está simbolizada abaixo: 
 
 
 
No entanto, a realidade é caracterizada por outros aspectos: 
 
 As fontes de potência reativa próximas à carga não suprem essa necessidade 
plenamente; 
 Os geradores hidráulicos são importantes fontes de potência reativa e, no 
sistema brasileiro, se localizam longe da carga; 
 As linhas de transmissão longas, quando muito carregadas, também absorvem 
potências reativas, aumentando assim as dificuldades do Controle de Tensão; 
 Em tempo de planejamento da operação, existe grande dificuldade em as 
Empresas, principalmente as de distribuição, fornecerem previsões precisas de 
cargas reativas a serem supridas nos horizontes de curto, médio e longo prazo; 
 Ainda se encontram em implantação os dispositivos legais que permitirão o 
ressarcimento dos investimentos no fornecimento/absorção de potência reativa 
ao sistema elétrico. 
 
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 113
4.3.4 – Geração e Absorção de Potência Reativa 
 
4.3.4.1 – Máquinas Síncronas 
 
As máquinas síncronas tanto podem fornecer como absorver potência reativa, basta tão 
somente trabalhar com a mesma sobre ou sub-excitada respectivamente. 
Uma máquina síncrona, se usada como compensador síncrono, poderá fornecer ou 
absorver a quantidade de reativos requerida ou gerada pelo sistema, mantendo a tensão 
em um ponto do sistema variando entre limites estabelecidos ou mesmo constante (se a 
máquina tiver capacidade suficiente para isso), a despeito da variação da carga. 
Embora o compensador síncrono apresente esta grande versatilidade, ele tem contra si o 
problema econômico, pois é dentre todos os meios usados para controle de tensão o mais 
caro. 
 
4.3.4.2 – Capacitores Shunt 
 
São muito usados, principalmente em sistemas de distribuição. Sua grande vantagem é o 
baixo custo comparado com o compensador síncrono e o compensador estático. Devem 
ser usados sempre o mais próximo possível da carga e geralmente, dependendo do 
sistema, necessitam ser desligados na carga leve. Sua finalidade é suprir o reativo 
requerido pela carga evitando que este fluxo de reativo circule pelas linhas de 
transmissão, o que ocasionaria queda de tensão e perdas adicionais. 
Uma desvantagem dos capacitores shunt é que a potência reativa que eles fornecem 
varia com a tensão e assim, quando a tensão cai, isto é, quando mais necessitamos de 
reativos a potência fornecida pelo capacitor cai com o quadrado da tensão. O contrário 
acontecequando a tensão sobe. É portanto um elemento de custo relativamente baixo 
mas que não fornece a flexibilidade que os compensadores síncronos/estáticos nos 
oferecem. 
 
CX
VQ
2
= → Potência reativa gerada, em Var. 
 
4.3.4.3 – Capacitores Série 
 
Esses capacitores, como o próprio nome indica, são colocados em série com a linha de 
transmissão com o propósito de reduzir sua impedância e, consequentemente, a queda 
de tensão na mesma. Esses equipamentos não atuam como um gerador de reativos 
propriamente, mas provocando uma redução na impedância da linha terão grande 
influência se o fator limitante do sistema em questão for a instabilidade. Os capacitores 
série são constituídos por um conjunto de unidades capacitivas, as quais possuem, 
basicamente, o mesmo projeto e características construtivas daquelas aplicadas em 
capacitores de derivação, de modo a se alcançar o valor da compensação desejado. 
Os valores da reatância capacitiva e da corrente máxima de operação são conseguidos 
fazendo-se arranjos de unidades capacitivas com ligação série-paralela. 
Os capacitores série são utilizados em sistemas de transmissão para diminuir a reatância 
série das linhas e, por conseguinte, a “distância elétrica” entre as barras terminais. 
As principais vantagens da utilização do capacitor série são: 
 
 
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 114
 Aumento da capacidade de transmissão de potência pela linha; 
 Aumento da estabilidade do sistema; 
 Diminuição das necessidades de controle de tensão, pois propicia menor queda 
de tensão ao longo da linha de transmissão; 
 Melhor divisão de potência entre as linhas, reduzindo as perdas globais do 
sistema; 
 Economia nos custos quando comparadas com alternativas tecnicamente 
possíveis. 
 
Como desvantagens da utilização do capacitor série, podemos destacar: 
 
 Possibilidade de ocorrência de ressonância subsíncrona; 
 Possibilidade de ocorrer sobretensões transitórias aplicadas aos capacitores 
quando houver defeito na rede ou na operação de restabelecimento do banco 
de capacitor série. 
 
Ressonância Subsíncrona: É um fenômeno que pode ocorrer quando se tem uma 
capacitância em série com uma indutância. Se este conjunto for estimulado por um 
transitório, o mesmo pode derivar para uma instabilidade oscilatória em uma determinada 
freqüência. O termo subsíncrona é devido ser esta freqüência, nos casos dos capacitores 
série, menor que a freqüência do sistema. 
 
4.3.4.4 – Linhas Longas 
 
Existe um valor de potência ativa (MW) transmitida pela linha de transmissão que 
corresponde a um carregamento no qual a linha em questão não gera nem absorve 
reativo próprio. Este valor, normalmente denominado “SIL” (iniciais de “Surge Impedance 
Load”), é característico do projeto da linha e serve como referência para analisar o efeito 
desta linha de transmissão no sistema elétrico. 
As linhas longas são predominantemente capacitivas quando operadas com valor de 
potência ativa abaixo do SIL e predominantemente indutivas quando operadas com 
valores de potência ativa acima do SIL. Quanto mais longe deste valor a linha é operada 
maior será o efeito, indutivo ou capacitivo que a mesma representará para o sistema 
elétrico. No primeiro caso necessitamos de compensar este efeito através da inserção de 
capacitores shunt ou compensadores síncronos sobreexcitados e no segundo caso 
através da inserção de reatores shunt ou compensadores estáticos subexcitados. 
Com o uso de valores de tensões cada vez mais elevadas na transmissão de energia 
elétrica, esse problema torna-se de grande importância, pois o montante de reativo 
gerado aumenta com a tensão da linha conforme mostrado na figura a seguir. 
 
 
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4.3.4.5 – Reatores Shunt 
 
Esses elementos são geralmente usados em conjunto com linhas longas com o objetivo 
de evitar tensões altas no extremo oposto quando de energização da mesma ou nos 
casos de rejeição de carga no sistema. 
Com o objetivo de controlar a tensão nos períodos de carga leve, por motivos 
econômicos, são ligados em terciários de transformadores. 
Da mesma forma que os capacitores shunt, a potência reativa que esses equipamentos 
fornecem varia com a tensão, entretanto no caso do reator shunt, quando a tensão sobe, 
isto é, quando necessitamos absorver reativos a potência fornecida pelo reator também 
sobe com o quadrado da tensão, fazendo com que este equipamento seja plenamente 
eficaz quando dele necessitamos. 
 
R
R X
VQ
2
= → Potência reativa gerada, em Var. 
 
4.3.4.6 – Compensadores Estáticos 
 
Os compensadores estáticos surgiram como sucessores dos compensadores síncronos, 
pois proporcionam as mesmas características destes (absorvem e geram potência 
reativa). São mais baratos e não possuem partes rotativas, o que simplifica e reduz os 
custos de manutenção. 
São compostos por um conjunto de indutores e capacitores montados em paralelo, e que 
através de comando eletrônico (tiristores) têm sua potência reativa resultante (reativo x 
reativo indutivo) variável, em função da necessidade do sistema, gerando ou absorvendo 
potência reativa. 
A função do compensador estático é regular a tensão do barramento, pela compensação 
de energia reativa e amortecer oscilações dinâmicas de tensão que possam aparecer 
durante perturbações no sistema. 
Podem operar em modo Automático ou Manual. 
No modo de operação “Automático”, o compensador estático atua, constantemente, 
alterando o ângulo de disparo dos tiristores, que varia a potência de reatores de zero até 
a sua potência máxima, que em composição com a potência fornecida pelos bancos de 
capacitores, resulta em uma potência reativa variável de natureza ora indutiva, ora 
capacitiva, controlando uma tensão de referência de um determinado barramento. 
No modo de operação “Manual”, o compensador irá operar com potência fixa, até que 
seja realizado um comando manual, atuando no ângulo de disparo no sentido de elevar 
ou reduzir o reativo, de modo a permitir uma correção da tensão para o valor de 
referência. 
A potência reativa capacitiva de um compensador estático é geralmente conseguida a 
partir de filtros harmônicos, que evitam que as correntes de harmônicos geradas pelos 
tiristores se propaguem pelo sistema. 
 
4.3.4.7 – Tapes de Transformadores 
 
Os transformadores, normalmente possuem tapes que nos permitem variar a relação de 
transformação. Dois tipos se distinguem: 
 
 Transformador com mudança de tapes sem carga (tapes fixos); 
 Transformador com mudança de tapes em carga (LTC – Load Tap Changer). 
 
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O fato do transformador possuir tapes, nos permite, por exemplo, alcançar 100% do valor 
da tensão no secundário quando tivermos um valor de tensão menor do que a nominal no 
primário, ou no caso de termos um valor maior do que a nominal no primário possamos 
obter um valor de 100% no secundário. 
Os transformadores dotados de tapes com mudança sem carga são equipamentos que 
necessitam de planejamento na escolha da posição do tape a ser usado, pois com uma 
escolha adequada, podemos reduzir, ou mesmo eliminar a necessidade de elementos 
fornecedores de reativos. O estudo para definirmos a melhor posição é importante, pois 
temos sempre, ao longo do dia, que transmitir o valor da potência requerido na carga leve 
até o valor requerido na carga pesada. Uma posição de tape que atenda bem a carga leve 
não deve atender bem a carga pesada e vice-versa. Normalmente, escolhemos um valor 
médio e o ajuste fino é feito com equipamentos de controle de tensão. É importante não 
esquecer que esse tipo de transformador necessita ser desligado do sistema para ter a 
posição do tape alterada, inviabilizando alterações constantes. 
Transformadores dotados de tapes com mudança em carga permitem manter a tensão 
secundária praticamente constante. A figura ilustra o princípio de funcionamentodo LTC. 
Um sistema de controle que utiliza um relé sensível à tensão, controla um motor que fará 
a mudança de tape de modo que a tensão secundária seja sempre igual ao valor de 
referência desejado e ajustado no controle, com isto podemos manter a tensão 
secundária constante dentro do raio de ação do LTC. 
É importante destacar que o LTC não é um equipamento gerador de reativos, o fato de 
manter a tensão secundária constante, a tensão primária apresentará variações com a 
carga e a variação do fluxo de reativo será através da linha de transmissão, o que 
aumentará as perdas na mesma. 
 
 
 
4.3.5 – Uso Combinado dos Diversos Equipamentos de Controle de Tensão 
 
Através do exposto, podemos concluir que os capacitores, reatores, compensadores 
síncronos, geradores síncronos, compensadores estáticos e LTC individualmente não são 
capazes de controlar convenientemente a tensão nas barras do sistema elétrico. 
Partimos então para o uso combinado desses recursos para obtermos uma variação de 
tensão dentro de padrões aceitáveis ao longo do dia, atendendo aos valores previstos 
para os períodos de carga leve, média e pesada. 
O desligamento de linhas de transmissão como recurso de controle de tensão pode ser 
utilizado, mas deve ser evitado ao máximo porque reduz a confiabilidade do sistema. 
 
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REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA 
 
 
 
1. Apostilas: Curso para Operadores. Plena Transmissoras. Janeiro/2008; 
 
2. Apostila: Proteção de Barramento e Proteção de Falha de Disjuntor. Virtus Consultoria 
e Serviços Ltda; 
 
3. Apostila: Proteção de Linhas de Transmissão. Virtus Consultoria e Serviços Ltda; 
 
4. Manual de Disjuntor ABB; 
 
5. Manual de Chave Seccionadora Hapam; 
 
6. Catálogo de Produtos de Transmissão PLP Brasil; 
 
7. Catálogo de Isoladores de Suspensão e Descarregadores de Chifres Santana; 
 
8. Catálogo Eletrônico Ritz do Brasil; 
 
9. João Mamede Filho. Manual de Equipamentos Elétricos. 3ª Edição. Editora LTC. 2005; 
 
10. José Roberto R. Cândido, Carlos André S. Araújo, Flávio Câmara de Souza, et al. 
Proteção de Sistemas Elétricos. 2ª Edição. Editora Interciência.