1. PROTEÇÃO DIGITAL EM
SISTEMAS ELÉTRICOS
Eng. Severino S. R. Macedo
Novembro/2015

2. PROTEÇÃO DIGITAL EM SISTEMAS ELÉTRICOS
 Conceituação de seletividade
 Seletividade Convencional por Corrente
 Proteção por Zona Definida
 Relés Digitais e Seletividade Lógica
 Outras Facilidades oferecidas

3. CONCEITUAÇÃO DE SELETIVIDADE
 É a seleção e o isolamento de um
sistema elétrico ou de parte dele quando
da ocorrência de uma anomalia que
impeça que o mesmo se mantenha
operando.
 Exemplos de anomalias que disparam a
seletividade: Curto circuito fase-terra,
curto circuito trifásico, sobrecarga, falta
de fase, etc.

4. CONCEITUAÇÃO DE SELETIVIDADE
 Os objetivos de um sistema seletivo são:
 Isolar somente a área afetada causando o menor
impacto na produção;
 Desligar a falha no menor tempo possível,
mitigando os danos causados;
 Permitir um rápido diagnóstico reparo e reposição
da planta;
 Manter o sistema operando durante instabilidades
temporárias e suportáveis (partida de motores,
magnetização de transformadores, curtos em áreas
adjacentes, etc.).

5. CONCEITUAÇÃO DE SELETIVIDADE

6. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

7. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

8. Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G
Cargas Auxiliares
Área
Desligada
Gerador
10MVA – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo Prioritário

10. Seletividade convencional por
corrente
 Tradicional meio de distinguir e isolar a
parte do sistema que está com defeito,
onde os dispositivos de proteção
recebem apenas a amostra de corrente
vinda dos TC`s. Não há interação direta
entre os dispositivos de proteção entre
si.

11. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

12. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

13. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

14. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

15. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário
1
2
4
5
34

16. M
138kV - CEMIG
Processo 1
Processo 2
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Processo Prioritário
1
2
5
34 4
1
Corrente
(A)
Tempo
(s)
T1 = 50ms
COORDENOGRAMA
Icc

17. M
138kV - CEMIG
Processo 1
Processo 2
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Processo Prioritário
1
2
4
5
34
1
Corrente
(A)
Tempo
(s)
2
T2 = 350ms
T1 = 50ms
Intervalo de
coordenação = 300ms
COORDENOGRAMA
Icc

18. M
138kV - CEMIG
Processo 1
Processo 2
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Processo Prioritário
1
2
4
5
34
1
Corrente
(A)
Tempo
(s)
2
T2 = 350ms
T1 = 50ms
Intervalo de
coordenação = 300ms
COORDENOGRAMA
Icc

19. M
138kV - CEMIG
Processo 1
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Processo Prioritário
1
2
4
5
34
Tempo
(s)
T2 = 350ms
T1 = 50ms
Intervalo de
coordenação = 300ms
T4 = 950ms
T5 = 1250ms
T3 = 650ms
1
Corrente
(A)
2
3
4
5
COORDENOGRAMA
Icc

20. M
138kV - CEMIG
Processo 1
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Processo Prioritário
1
2
4
5
34
1
Corrente
(A)
Tempo
(s)
2
T2 = 350ms
T1 = 50ms
3
4
5
T4 = 950ms
T5 = 1250ms
T3 = 650ms
COORDENOGRAMA
Icc

21. Proteção por Zona Definida
 Forma de ligação do dispositivo de
proteção pela qual ele não sente faltas
fora de uma determinada zona. Princípio
de atuação pela diferença entre as
correntes que entram e as que saem da
zona protegida. Proteção DIFERENCIAL.
 Atuação instantânea!

22. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

23. 138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
G Gerador
10MVA – 13,8kV
M
440V
Transformador
Departamental
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

24. 138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
G Gerador
10MVA – 13,8kV
M
440V
Transformador
Departamental
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

25. 138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
G Gerador
10MVA – 13,8kV
M
440V
Transformador
Departamental
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

26. PROTEÇÃO DIFERENCIAL
CURTO CIRCUITO NA ZONA DE PROTEÇÃO
Bobina de
operação do relé
i1 + i2 > ioperação
I1
I2
i1
i2
i1
i2
i2
i1
(MODELO ANALÓGICO)

27. PROTEÇÃO DIFERENCIAL
CURTO CIRCUITO FORA DA ZONA DE PROTEÇÃO
Bobina de
operação
do relé
i1 + i2 = 0
I1
I2
i1
i2
i1
i2
i1
i2

28. MOTORES DE INDUÇÃO DE MÉDIA
TENSÃO
(COM PROTEÇÃO DIFERENCIAL AUTO-BALANCEADA)
Y
ALIMENTAÇÃO
BOBINA DO MOTOR
MOTOR
TC
In
In
Irelé = 0

29. MOTORES DE INDUÇÃO DE MÉDIA
TENSÃO
(COM PROTEÇÃO DIFERENCIAL AUTO-BALANCEADA)
Y
ALIMENTAÇÃO
BOBINA DO MOTOR
MOTOR
TC In + Icc
In
icc
Irelé = Icc
Icc
Icc / icc = Relação de
Transformação do TC

30. Relés Digitais e Seletividade Lógica
 A Seletividade Lógica é uma forma de localizar
e isolar a falta por meio de detecção da
sobrecorrente associada à comunicação entre
os dispositivos de proteção.
 Atuação muito rápida!
 O sistema de seletividade convencional
permanece ativo, porém, como forma de
retaguarda.

31. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário

32. M
138kV - CEMIG
Barra “a” – 13,8kV Barra “b” – 13,8kV
Transformador Principal
37MVA – 138-13,8kV
Processo 1
Processo 2 Expedição
440V
Transformador
Departamental
G
Gerador
10MVA – 13,8kV
Motor Principal
7315Kw
2400kVAr
Cargas Auxiliares
Processo Prioritário
150
251
551
451451
351

33. Processo
Prioritário
M
Processo 1
Processo 2
G
351
251
551
451451
150 150
Corrente
(A)
Tempo
(s)
T1 = 50ms
COORDENOGRAMA
Icc
Travamento do relé anterior
com “pick-up”
Desligamento do disjuntor

34. Processo
Prioritário
M
Processo 1
Processo 2
G
351
251
551
451451
150 150
Corrente
(A)
Tempo
(s)
T1 = 50ms
COORDENOGRAMA
Icc
Travamento do relé anterior
com “pick-up”
Desligamento do disjuntor

35. Lógica interna do relé 150
Imedida > I “pick-up” Enviar sinal para relé
a montante, no caso
relé 251

36. Processo
Prioritário
M
Processo 1
Processo 2
G
351
251
551
451451
150 150
Corrente
(A)
Tempo
(s)
T1 = 50ms
COORDENOGRAMA
251
T2 = 150ms
Icc
Travamento do relé anterior
com “pick-up”
Desligamento do disjuntor
Intervalo de
coordenação = 100ms

37. Processo
Prioritário
M
Processo 1
Processo 2
G
351
251
551
451451
150
Corrente
(A)
Tempo
(s)
COORDENOGRAMA
251
T2 = 150ms
Icc
Travamento do relé anterior
Desligamento do disjuntor

38. Lógica interna do relé 251
Imedida > I “pick-up” Ausência de I “pick-up”
relés a jusante+
Desligamento do Disjuntor Local
em t = 150ms
Enviar sinal para relés
a montante

39. Processo
Prioritário
M
Processo 1
Processo 2
G
351
251
551
451451
150 150
Corrente
(A)
Tempo
(s)
T1 = 50ms
COORDENOGRAMA
251
351
451
T2 = 150ms
551
Icc
Travamento do relé anterior
Desligamento do disjuntor

40. Processo
Prioritário
M
Processo 1
Processo 2
G
351
251
551
451451
150 150
Corrente
(A)
Tempo
(s)
T1 = 50ms
COORDENOGRAMA
251
351
451
T2 = 150ms
551
Icc
Travamento do relé anterior
Desligamento do disjuntor

41. Processo
Prioritário
M
Processo 1
Processo 2
G
351
251
551
451451
150
Corrente
(A)
Tempo
(s)
COORDENOGRAMA
351
451
T2 = 150ms
551
Icc
Travamento do relé anterior
Desligamento do disjuntor

42. M
138kV - CEMIG
Processo 1
G Gerador
10MVA – 13,8kV
Processo Prioritário
1
2
4
5
34
1
Corrente
(A)
Tempo
(s)
2
T2 = 350ms
T1 = 50ms
3
4
5
T4 = 950ms
T5 = 1250ms
T3 = 650ms
COORDENOGRAMA
Icc

43. Conexões entre relés
(+)
(-)
Bobina disjuntor
Trip
Pick-up
Entrada
Digital
150 251
(+)

44. Relés Digitais – Outras Facilidades
 A utilização da tecnologia digital nos relés de
proteção introduziu uma série de facilidades,
antes não disponíveis com relés
eletromecânicos e mesmo analógicos.
 Além de manter todas as funções dos relés
anteriores, a utilização da proteção digital veio
a facilitar a implantação de várias delas.

45. Supervisão de bobinas
(+)Trip
Continuidade
da bobina
(+)
Bobina
abertura
disjuntor
(-)
(-)
Estado do
disjuntor
I/O do relé
(+)
(1)
(1)

46. Supervisão de bobinas
(+)Trip
Continuidade
da bobina
(+)
Bobina
abertura
disjuntor
(-)
(-)
Estado do
disjuntor
I/O do relé
(+)
(0)
(1)

47. Função Falha de Disjuntor

48. Função Falha de Disjuntor
 Função que transfere automaticamente o comando
de desligamento para o disjuntor de entrada do
conjunto de manobras, quando o disjuntor
alimentador de saída falha durante ocorrência de
defeitos do circuito.
 Fundamental em CCM`s de MT.
 Visa prover retaguarda para faltas que não geram
altas correntes circulantes, tais como, sobrecargas,
desequilíbrio de fase, subtensão e outras.

49. Lógica interna da função Falha de
Disjuntor
Proteção atuou Corrente permanece > 10%
In+
Desligamento do Disjuntor de
Entrada em t = 80ms

50. M
Barra “b” – 13,8kV
Disjuntor Principal
Entrada do barramento
Processo 2 Expedição
Motor Principal
7315Kw
Faltas com baixa
intensidade de corrente e
que não sensibilizam a
proteção de entrada

51. Relés Digitais e Seletividade Lógica
Potencial dos relés digitais:
 Seletividade Lógica
 Supervisão de bobinas de abertura dos disjuntores
 Função de falha de disjuntor (BF)
 Supervisão da fonte auxiliar cc
 Comunicação em rede
 Análise de faltas e auxilio nos diagnósticos
(oscilografia e registros de tendência de grandezas)

52. Comunicação em rede

53. Comunicação em rede
É muito importante a conexão dos relés
em rede e a extensão desta rede até os
postos de controle das plantas industriais.
Ali, devem ser anunciados de forma
resumida os eventos de cada relé, de
acordo com critérios que facilitem a
intervenção do pessoal de manutenção.

54. Comunicação Local
Conexão Local:
•Parametrização;
•Comissionamento;
•Acompanhamento e registro
de tendência de grandezas
elétricas;
•Oscilografia de eventos;

55. Análise de Faltas e Auxílio no
Diagnóstico
Uma das grandes vantagens dos relés digitais sobre os
analógicos e eletromecânicos, é a capacidade de
armazenar o histórico das ocorrências permitindo obter-se
após um evento:
 Registro de data e hora da ocorrência;
 Valores máximos atingidos;
 Descrição de envolvimento de uma, duas ou três
fases, bem como terra;
 Valores pré-falta;
 Tempo em que o relé operou;
 Tempo em que o disjuntor realmente abriu, se abriu.

56. FIM
Obrigado!
Severino S. R. Macedo
Av. Prudente de Morais, 135 – 6º andar
Belo Horizonte – MG
(31) 3292.5113
severino.macedo@sma-eng.com.br
www.sma-eng.com.br