Coordenograma e curvas tempo-corrente: leitura, curvas inversas, relés, disjuntores, fusíveis, margens, curto-circuito, seletividade e comissionamento.

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Um coordenograma de proteção é a representação gráfica utilizada para comparar, no mesmo plano corrente × tempo, as características de atuação de relés, disjuntores, fusíveis e os limites térmicos ou mecânicos dos equipamentos protegidos. Ele permite verificar se a proteção elimina faltas dentro da zona prevista, mantém margem de coordenação entre dispositivos em série e respeita curvas de dano, partida, energização e suportabilidade.

Na prática, o coordenograma é uma das principais ferramentas de um estudo de seletividade porque transforma múltiplos ajustes em uma visão sistêmica. Uma curva de relé analisada isoladamente pode parecer adequada, mas apenas quando sobreposta às demais proteções e aos limites do equipamento é possível avaliar se existe sensibilidade suficiente, se a retaguarda está coordenada e se o tempo total de eliminação permanece aceitável.

O gráfico, porém, não é uma prova automática de seletividade. Tolerâncias, tempos de abertura dos disjuntores, saturação de transformadores de corrente, energia passante de dispositivos limitadores, tabelas de seletividade de fabricantes, intertravamentos por zona e lógicas digitais podem produzir comportamentos que não aparecem integralmente em uma simples linha tempo-corrente. Por isso, coordenograma precisa ser interpretado como parte de um estudo de engenharia, não como uma imagem gerada por software.

Em instalações industriais, subestações, Data Centers, sistemas com motores, geração própria ou múltiplos níveis de distribuição, a qualidade do coordenograma depende da mesma disciplina aplicada ao restante dos estudos elétricos: dados rastreáveis, cenários operacionais, curvas corretas, critérios documentados e conexão entre cálculo, parametrização, testes e condição As-Built.

Como ler um coordenograma de proteção

O coordenograma tradicional utiliza escalas logarítmicas nos dois eixos. No eixo horizontal está a corrente; no eixo vertical, o tempo. A escala logarítmica permite representar em um único gráfico correntes desde a região de carga até dezenas de quiloampères e tempos desde milissegundos até centenas ou milhares de segundos.

A leitura mais básica segue duas perguntas:

  • Para determinada corrente, qual proteção atua primeiro?
  • A atuação ocorre antes de ultrapassar o limite do equipamento protegido?

Essa leitura aparentemente simples ganha complexidade quando entram curvas com faixas de tolerância, funções instantâneas, unidades eletrônicas de disjuntores, fusíveis, limites térmicos, partidas e diferentes bases de corrente.

O coordenograma deve ser construído a partir do Estudo de Curto-Circuito e da filosofia definida no Estudo de Proteção e Seletividade. Ele não deve criar premissas próprias incompatíveis com o modelo elétrico aprovado.

Corrente primária, corrente secundária e relação de TC

Relés de proteção normalmente recebem correntes secundárias fornecidas por transformadores de corrente. O coordenograma, entretanto, pode ser apresentado em corrente primária ou secundária. É essencial saber qual base está sendo utilizada.

Se um relé conectado a um TC 600/5 A possui pickup de 1,0 A secundário, o valor correspondente no primário é 120 A. Se o software apresenta o gráfico em ampères primários, a relação do TC precisa ser aplicada corretamente; se apresenta em múltiplos do pickup, a interpretação é diferente.

Erros de relação de TC são especialmente perigosos porque podem produzir uma curva visualmente coerente, mas deslocada horizontalmente. O mesmo vale para TCs residuais, toroidais e proteção de neutro, em que a relação pode não coincidir com a dos TCs de fase.

Além da relação, o estudo precisa considerar saturação, burden e classe quando a criticidade justificar. O relé pode estar matematicamente ajustado para atuar com determinada corrente, mas um TC saturado durante a falta pode reproduzir uma grandeza secundária menor ou distorcida.

Pickup e múltiplo de pickup

O pickup é o limiar a partir do qual uma função de proteção inicia sua lógica de atuação conforme a característica definida. Para curvas inversas, o tempo é normalmente calculado em função da razão entre a corrente medida e o pickup.

Essa razão é frequentemente expressa como múltiplo do pickup:

M = I / Is

em que I é a corrente considerada e Is é a corrente de pickup.

Próximo de M = 1, muitas curvas apresentam tempos elevados e maior sensibilidade a tolerâncias. À medida que M aumenta, o tempo de atuação diminui. Por isso, a mesma curva pode produzir respostas muito diferentes para faltas próximas e remotas.

O pickup não deve ser reduzido apenas para “ganhar sensibilidade”. Ele precisa permanecer acima das correntes normais, sobrecargas permissíveis e transitórios que não devem provocar trip. A margem entre carga máxima e pickup faz parte da filosofia da proteção.

Curva de tempo definido e curva inversa

Uma função de tempo definido atua após um intervalo aproximadamente constante quando a grandeza ultrapassa o pickup. É útil quando se deseja uma temporização previsível independentemente da magnitude da corrente dentro da região configurada.

Uma função de tempo inverso reduz o tempo conforme a corrente aumenta. Essa característica aproxima a resposta da proteção ao comportamento térmico de muitos equipamentos e facilita coordenação em sistemas radiais.

De forma genérica, famílias normalizadas podem ser representadas por equações do tipo:

t = TMS × k / ((I/Is)^α − 1)

em que TMS ou grandeza equivalente ajusta a escala de tempo, I/Is é o múltiplo do pickup e k e α dependem da família de curva definida pelo padrão ou pelo fabricante.

Os coeficientes não devem ser copiados de memória ou de outra marca sem validação. O engenheiro precisa consultar a norma aplicável e o manual do IED, porque fabricantes podem implementar curvas normalizadas, curvas próprias, tempos mínimos e particularidades de reset.

Curvas normal inversa, muito inversa e extremamente inversa

Relés digitais costumam disponibilizar diferentes famílias de curvas. A nomenclatura pode incluir normal/standard inverse, very inverse, extremely inverse, long-time inverse e outras variações.

A escolha precisa estar ligada ao objeto protegido e ao dispositivo com o qual se busca coordenação. Uma curva mais inversa produz maior diferença de tempo entre baixas e altas correntes. Isso pode ser útil para coordenar com fusíveis, proteger alimentadores cuja corrente de falta varia fortemente ao longo do percurso ou acompanhar limites térmicos específicos.

Uma curva extremamente inversa não é “melhor” por atuar mais rápido em correntes altas. Ela pode ser inadequada se o sistema precisar de uma margem diferente em correntes médias ou se os transitórios admissíveis atravessarem sua região de atuação. A decisão deve ser feita no gráfico e validada contra os cenários.

A IEC 60255-151 estabelece requisitos funcionais para proteção de sobre e subcorrente e é uma referência importante para características temporizadas implementadas em relés de medição e proteção.

Faixa de tolerância: a curva real não é uma linha infinitamente fina

Um dos erros mais comuns é representar cada dispositivo por uma única linha e considerar qualquer separação visual como margem disponível. Na prática, relés, disjuntores e fusíveis possuem tolerâncias de corrente e tempo.

Para relés, a documentação do fabricante informa precisão do pickup e do tempo. Para disjuntores termomagnéticos ou eletrônicos, a curva pode ser apresentada como uma faixa. Fusíveis normalmente possuem limites de mínima fusão e interrupção total, não uma única trajetória.

A coordenação deve considerar as bordas desfavoráveis das faixas. A proteção a jusante deve estar concluindo sua atuação antes que a proteção a montante entre na região em que pode operar, respeitando a margem necessária ao sistema.

Por isso, coordenogramas profissionais devem evitar a falsa precisão gráfica. Quando a fonte do dado fornece uma banda, a banda deve ser mantida.

Curvas de disjuntores de baixa tensão

Disjuntores de baixa tensão podem combinar diferentes regiões de proteção. Em unidades eletrônicas, são comuns ajustes de longa duração, curta duração, instantânea e falta à terra. Cada região possui pickup, tempo e, em certos casos, opção de I²t on/off ou características equivalentes.

A região de longa duração protege contra sobrecarga e precisa coordenar com a capacidade dos condutores e com a carga máxima. A região de curta duração permite atrasar a abertura para coordenação com dispositivos a jusante. A região instantânea busca eliminar rapidamente faltas elevadas. A proteção de falta à terra pode ter pickup e temporização próprios.

Deslocar uma região no coordenograma altera mais do que seletividade. Aumentar o short-time delay do disjuntor geral pode exigir que o conjunto possua Icw suficiente para suportar a corrente pelo tempo de retardo. Bloquear ou elevar o instantâneo pode aumentar energia incidente. Reduzir o pickup de longa duração pode interferir em sobrecargas operacionais admissíveis.

A edição vigente da IEC 60947-2 estabelece requisitos para disjuntores de baixa tensão e suas características de desempenho. Para seletividade entre modelos específicos, devem ser utilizadas também tabelas e dados de ensaio dos fabricantes.

Curvas de fusíveis: mínima fusão e interrupção total

Fusíveis possuem comportamento particular. A curva de mínima fusão representa o limite a partir do qual o elemento fusível começa a fundir; a curva de interrupção total inclui o tempo necessário para efetivamente interromper a corrente após o início da fusão.

Para coordenar dois fusíveis, ou um fusível com outro dispositivo, é importante comparar as fronteiras corretas. A proteção a montante não deve atingir sua região de mínima fusão antes que o dispositivo a jusante conclua a interrupção para a faixa em que se deseja seletividade.

Em correntes muito elevadas, fusíveis limitadores podem reduzir significativamente a corrente de pico e a energia I²t que atravessa o circuito. Esse comportamento pode não ser totalmente representado por uma curva tempo-corrente convencional. Dados de energia passante e associação do fabricante tornam-se necessários.

Curvas de dano de transformadores

O transformador precisa suportar transitórios normais, como energização, mas não deve permanecer exposto a correntes de falta externas por tempo superior à sua capacidade térmica e mecânica.

Um coordenograma de transformador pode incluir:

  • corrente nominal;
  • região de sobrecarga admissível, quando aplicável;
  • corrente de magnetização/inrush;
  • curva ou ponto de dano térmico;
  • limites associados a through-fault;
  • proteção primária;
  • proteção secundária;
  • proteção diferencial, quando existente.

A proteção de retaguarda deve permanecer abaixo da região de dano, ao mesmo tempo em que evita atuação durante a energização. Esse compromisso frequentemente influencia o pickup e a curva 51.

Em transformadores com proteção diferencial, o coordenograma de sobrecorrente continua importante porque 50/51 pode exercer retaguarda para faltas internas e externas e proteger circuitos associados.

Corrente de magnetização e inrush

Ao energizar um transformador, a corrente de magnetização pode alcançar múltiplos elevados da corrente nominal por um intervalo curto. Esse fenômeno não é uma falta e precisa ser distinguido pela proteção.

No coordenograma, é comum representar um ponto ou faixa aproximada de inrush quando os dados estão disponíveis. A proteção instantânea a montante deve ser ajustada ou supervisionada para não atuar indevidamente.

Em relés diferenciais, a distinção pode utilizar conteúdo harmônico, waveform-based methods ou algoritmos proprietários. O coordenograma de 50/51, por si só, não representa toda a lógica de restrição diferencial.

Curvas de partida de motores

Motores de indução podem demandar correntes elevadas durante a aceleração. A curva de partida descreve como a corrente evolui durante esse intervalo e precisa permanecer à esquerda ou abaixo das regiões de atuação que não devem interromper o processo normal.

Ao mesmo tempo, o motor possui limites térmicos para rotor bloqueado, partidas sucessivas e sobrecarga. Um coordenograma de motor pode incluir:

  • corrente nominal;
  • corrente e duração de partida;
  • curva térmica do estator/rotor;
  • limite de rotor bloqueado;
  • função 49;
  • sobrecorrente 50/51;
  • proteção de sequência negativa 46;
  • proteção de falta à terra.

Em cargas de alta inércia, o tempo de aceleração pode se aproximar das regiões de proteção. Nesses casos, escolher pickup e tempo apenas pela corrente nominal é inadequado.

Limite térmico de cabos e a relação I²t

Condutores precisam suportar o aquecimento produzido pela corrente de falta até sua eliminação. Em condições adiabáticas simplificadas, a suportabilidade é relacionada à corrente, tempo, seção do condutor e constante dependente do material e da isolação.

No coordenograma, o limite térmico do cabo pode ser representado para verificar se a proteção atua antes da região de dano. Entretanto, a aplicação deve respeitar o método normativo pertinente, a faixa de tempo e as condições do cabo.

Em faltas de curtíssima duração e dispositivos limitadores, energia passante do dispositivo pode ser mais apropriada do que uma simples comparação de linhas. Em faltas de duração maior, a curva térmica oferece visão importante da margem disponível.

Coordenograma sem curto-circuito máximo e mínimo é uma comparação gráfica sem referência à instalação real. O modelo elétrico precisa definir a faixa de correntes sobre a qual sensibilidade, seletividade e ratings serão efetivamente avaliados.

Conheça o Estudo de Curto-Circuito, Seletividade e Coordenação de Proteções →

Inserindo as correntes de curto-circuito no coordenograma

O gráfico precisa indicar os valores de falta relevantes para a zona analisada. Normalmente são marcadas correntes máximas e mínimas em pontos específicos.

A corrente máxima mostra até onde a coordenação precisa permanecer válida e onde dispositivos entram em regiões instantâneas ou limitadoras. A corrente mínima ajuda a verificar sensibilidade e a posição da falta remota em relação ao pickup.

Um coordenograma sem marcadores de curto-circuito pode mostrar curvas elegantes, mas não informa qual faixa será efetivamente percorrida pelo sistema. A engenharia precisa ligar o gráfico à física da instalação.

Relé a relé: coordenação entre curvas 51

Quando dois relés de sobrecorrente temporizada estão em série, a coordenação envolve pickups, famílias de curva, dials de tempo, correntes de falta e tempos dos disjuntores associados.

Uma abordagem consistente verifica a margem em diferentes níveis de corrente, não apenas em um ponto. Em curvas inversas, a distância temporal pode variar ao longo da faixa. Uma margem adequada para uma falta elevada pode desaparecer em correntes próximas ao pickup.

A proteção a montante também precisa exercer retaguarda para a zona a jusante. Isso significa que sua curva deve permanecer suficientemente sensível para atuar se a proteção local ou o disjuntor falhar.

Relé a disjuntor

Em sistemas de média tensão alimentando quadros de baixa tensão, é comum coordenar um relé no primário com unidades de disparo no secundário. A conversão entre lados do transformador precisa considerar a relação de tensão e a base utilizada no gráfico.

O engenheiro deve ainda representar o comportamento de energização, o limite térmico do transformador e a atuação do disjuntor secundário. Uma aparente separação em ampères de cada lado pode desaparecer quando as curvas são referidas à mesma base.

Relé a fusível

A coordenação relé-fusível exige comparar a característica inversa do relé com a banda de mínima fusão/eliminação total do fusível. Em redes de distribuição e transformadores protegidos por fusíveis, pode ser necessário permitir que o fusível elimine faltas locais mantendo o relé a montante como retaguarda.

A família de curva do relé influencia fortemente essa coordenação. Curvas muito ou extremamente inversas podem oferecer geometria favorável em algumas faixas, mas precisam ser validadas contra o comportamento real do fusível e as correntes de falta disponíveis.

Disjuntor a disjuntor

Em baixa tensão, coordenação entre disjuntores pode ser baseada em curvas nas regiões temporizadas e em dados de fabricante nas regiões de alta corrente. Para dispositivos limitadores, o comportamento durante os primeiros milissegundos pode depender da interação eletrodinâmica e da energia passante.

Por isso, uma sobreposição ou separação aparente nas curvas não deve substituir as tabelas de seletividade do fabricante quando elas são necessárias. O artigo sobre Seletividade de Disjuntores aprofunda essa aplicação específica.

Fusível a fusível

Coordenação entre fusíveis depende da razão de correntes nominais, classes e comportamento energético. Fabricantes frequentemente fornecem critérios ou tabelas para garantir seletividade entre modelos de uma mesma família.

Misturar famílias, fabricantes ou classes sem dados específicos aumenta incerteza. A análise deve utilizar curvas e dados oficiais dos modelos efetivamente especificados.

Seletividade total e parcial no coordenograma

A seletividade é total quando o dispositivo a jusante é capaz de eliminar sozinho toda a faixa de sobrecorrente relevante até o limite aplicável. É parcial quando existe um valor acima do qual a atuação do dispositivo a montante também pode ocorrer.

No coordenograma, esse limite pode aparecer como o ponto onde curvas ou bandas se aproximam, mas em baixa tensão ele também pode ser definido por ensaio e tabela de fabricante. O valor declarado deve ser comparado à corrente máxima no ponto.

Se o limite de seletividade é 20 kA e o estudo de curto-circuito calcula 32 kA, a associação não pode ser declarada seletiva para toda a faixa, mesmo que a probabilidade de uma falta máxima seja baixa.

Coordenação temporal e margem entre dispositivos

A margem de coordenação não deve ser tratada como um número universal. Ela precisa absorver tempos e incertezas reais do sistema.

Uma decomposição conceitual inclui:

  • erro e tolerância do dispositivo a jusante;
  • tempo de operação do relé a jusante;
  • tempo de abertura e interrupção do disjuntor a jusante;
  • overtravel ou reset, quando relevante;
  • erro e tolerância do dispositivo a montante;
  • incerteza da medição/TC;
  • tempo de comunicação ou lógica, quando aplicável;
  • margem de segurança de engenharia.

Relés numéricos modernos podem ter elevada precisão, mas o disjuntor continua sendo um equipamento eletromecânico com tempo de abertura próprio. A coordenação precisa considerar o conjunto.

Por que tempo do relé e clearing time são diferentes

Se o relé possui tempo de atuação de 200 ms e o disjuntor leva 60 ms para interromper a corrente, a falta não termina aos 200 ms. O dispositivo a montante precisa enxergar margem suficiente em relação ao tempo total de eliminação.

Além do tempo mecânico, podem existir atrasos de saída, relés auxiliares, bobinas, comunicação e lógica. Para estudos de energia incidente, o clearing time também é fundamental.

No Comissionamento e Aceite Técnico de Instalações Elétricas, esses tempos podem ser verificados e comparados com premissas de estudo.

Saturação de TC e seu efeito no coordenograma

O coordenograma tradicional pressupõe que a grandeza medida corresponde à corrente calculada depois da transformação. Em faltas severas, um TC pode saturar e deformar a corrente secundária.

Isso pode atrasar funções de sobrecorrente, afetar elementos instantâneos e comprometer estabilidade de diferenciais. A influência depende da classe, burden, relação, remanência, componente contínua e algoritmo do relé.

Por isso, em sistemas de alta criticidade, a coordenação gráfica deve ser complementada por verificação de desempenho dos TCs para as funções relevantes.

Ajustar curvas para ganhar seletividade pode alterar diretamente a energia incidente. A temporização da proteção precisa ser compatibilizada com segurança, Icw, suportabilidade e a estratégia de mitigação de arco elétrico.

Conheça o Estudo de Energia Incidente e Risco de Arco Elétrico →

Energia incidente: quando “mais seletivo” pode significar “mais energia”

Aumentar a temporização de uma proteção a montante melhora a chance de a proteção a jusante atuar sozinha, mas prolonga a falta quando o defeito está na própria barra a montante. Em arco elétrico, esse tempo adicional pode aumentar significativamente a energia incidente.

Esse é um conflito clássico entre continuidade e segurança. O engenheiro precisa avaliar alternativas como:

  • proteção diferencial de barramento;
  • intertravamento seletivo por zona;
  • modo de manutenção;
  • relés de arco;
  • funções instantâneas supervisionadas;
  • revisão da topologia;
  • redução de tempos com comunicação.

O Estudo de Energia Incidente e Risco de Arco Elétrico deve usar exatamente os ajustes aprovados no estudo de proteção.

ZSI e seletividade lógica

Zone Selective Interlocking permite coordenar proteções por sinais lógicos em vez de depender apenas de degraus temporais. Quando um dispositivo a jusante detecta a falta, envia sinal de restrição ou bloqueio ao dispositivo superior. Se o superior detecta a falta sem receber indicação a jusante, pode atuar rapidamente.

Isso permite reduzir o tempo para faltas no barramento principal mantendo seletividade para faltas em alimentadores. Entretanto, cabeamento, comunicação, lógica e condições de falha precisam ser testados. O coordenograma representa apenas parte do comportamento.

Coordenogramas em sistemas com múltiplos modos de operação

Uma instalação pode ter diferentes fontes, acoplamentos, geração e estados de manutenção. Cada configuração altera correntes de falta e, às vezes, o caminho de coordenação.

Não existe garantia de que um único grupo de ajustes seja ótimo para todos os modos. O estudo pode precisar gerar coordenogramas separados ou utilizar grupos de settings específicos.

A matriz de cenários deve indicar:

  • fontes conectadas;
  • estados dos acoplamentos;
  • geração em operação;
  • grupo de ajustes ativo;
  • curto-circuito máximo e mínimo;
  • cadeia de proteções relevante.

Coordenogramas de fase e de terra

Proteções de fase e de terra devem ser analisadas separadamente quando suas grandezas e pickups são diferentes. A falta mínima fase-terra pode ser muito inferior à falta trifásica, especialmente em sistemas com aterramento por impedância.

Um coordenograma de fase pode mostrar boa sensibilidade enquanto a proteção de terra permanece inadequada. O inverso também pode ocorrer se uma função residual estiver excessivamente sensível e sujeita a desequilíbrios ou erros de TC.

Coordenograma de transformador em média e baixa tensão

Quando um transformador conecta dois níveis de tensão, todas as curvas precisam ser referidas a uma base comum para comparação. Isso inclui proteções primárias e secundárias, fusíveis, disjuntores, curvas de dano e correntes de energização.

A relação de transformação desloca horizontalmente as grandezas quando convertidas entre lados. O software pode fazer essa transformação automaticamente, mas o relatório deve informar a base utilizada.

O Projeto de Subestação de Média Tensão e Cabine Primária deve integrar esse estudo antes da especificação definitiva de TCs, relés e disjuntores.

Coordenograma de motor em sistemas industriais

A análise de motores de maior potência deve confrontar a curva de partida com a proteção térmica e de curto-circuito. Uma partida longa pode atravessar a região de uma curva 51 mal selecionada.

Também é necessário avaliar coordenação com o alimentador a montante e com dispositivos de controle. Em centros de controle de motores, a associação entre disjuntor/fusível, contator e relé térmico possui critérios específicos e pode depender de categorias de coordenação definidas por normas de produto.

Coordenograma de geradores

Geradores apresentam contribuição de curto-circuito variável no tempo. O uso de uma única corrente constante no gráfico pode não representar adequadamente o fenômeno em toda a duração.

Proteção de geradores envolve funções adicionais, como diferencial, potência reversa, perda de excitação, frequência, sobretensão e V/Hz. O coordenograma de sobrecorrente é apenas uma parte do estudo e deve ser interpretado em conjunto com a filosofia completa.

Curvas de proteção de cabos em paralelo

Cabos em paralelo compartilham corrente, mas a divisão pode ser desigual dependendo de impedâncias, comprimento, disposição e conexões. A curva térmica total não deve ser construída supondo distribuição ideal quando a instalação não garante simetria.

Além disso, uma falta em um único cabo do conjunto pode produzir condição diferente de uma falta a jusante de todos os paralelos. O ponto de instalação da proteção e a arquitetura física importam.

Dispositivos limitadores e as limitações do gráfico TCC

Fusíveis limitadores e alguns disjuntores limitadores atuam antes do pico prospectivo da corrente. Nessas condições, energia passante e corrente de pico limitada são variáveis essenciais.

O coordenograma continua útil para visualizar regiões temporizadas, mas não substitui dados I²t, curvas de limitação e tabelas de associação. Essa é uma das razões pelas quais a seletividade em alta corrente não pode ser julgada apenas pela distância entre linhas no gráfico.

ETAP e DIgSILENT PowerFactory na construção de coordenogramas

Softwares de estudos elétricos permitem vincular dispositivos do modelo a bibliotecas de curvas, aplicar relações de TC, inserir marcadores de curto-circuito e gerar coordenogramas por cenário.

O ganho principal é manter o gráfico conectado ao modelo elétrico. Entretanto, bibliotecas precisam ser verificadas contra documentos vigentes dos fabricantes e ajustes reais. Uma curva de modelo semelhante não deve substituir a curva do equipamento instalado.

ETAP e DIgSILENT serão tratados em conteúdos específicos; no coordenograma, o software é ferramenta de visualização e cálculo, não fonte de critérios de engenharia.

Curvas produzidas por EPCistas, integradores ou fabricantes precisam ser revisadas contra a mesma baseline do owner. Relações de TC, equipamentos, settings, curto-circuito, tolerâncias e cenários não podem ser validados isoladamente.

Conheça Engenharia do Proprietário — Owner’s Engineering →

Como verificar um coordenograma produzido por terceiros

Uma revisão independente deve checar pelo menos:

  1. verificar se a topologia e os níveis de curto-circuito são os corretos;
  2. confirmar se as relações de TC foram aplicadas corretamente;
  3. verificar se cada curva corresponde ao modelo e à versão do dispositivo;
  4. confrontar os ajustes exibidos com a folha de settings;
  5. confirmar a consideração das tolerâncias e do tempo de disjuntor;
  6. verificar se correntes máximas e mínimas estão marcadas;
  7. confirmar a representação de inrush, partida e limites de dano quando relevantes;
  8. verificar se a seletividade declarada é sustentada por curvas ou dados de fabricante;
  9. confirmar a análise dos diferentes cenários;
  10. verificar compatibilidade dos ajustes com energia incidente e suportabilidade.

O Design Review em Projetos de Engenharia pode exercer essa função quando coordenogramas e settings são entregues por projetistas, integradores ou fabricantes.

Erros comuns na leitura de curvas tempo-corrente

Entre os erros mais recorrentes estão:

  • comparar correntes em bases primária e secundária sem conversão;
  • usar relação de TC errada;
  • ignorar bandas de tolerância;
  • considerar apenas a linha média de um fusível;
  • esquecer tempo de abertura do disjuntor;
  • assumir margem fixa sem decompor incertezas;
  • não marcar curto-circuito máximo e mínimo;
  • ignorar corrente de partida de motor;
  • omitir inrush de transformador;
  • declarar seletividade total com base apenas no gráfico;
  • utilizar curva de equipamento semelhante, mas não idêntico;
  • ignorar saturação de TC;
  • não revisar o gráfico após mudança de settings.

Como documentar o coordenograma

Cada gráfico deve possuir identificação suficiente para ser auditável. Recomenda-se registrar:

  • instalação e trecho analisado;
  • cenário operacional;
  • revisão do modelo;
  • dispositivos e tags;
  • relações de TC/TP aplicáveis;
  • ajustes utilizados;
  • fonte das curvas;
  • correntes de falta indicadas;
  • base de corrente do gráfico;
  • data e revisão;
  • observações sobre limites de seletividade ou tabelas externas.

O gráfico deve estar vinculado à memória de cálculo e à folha de ajustes. Uma imagem exportada sem contexto perde grande parte de seu valor como documento de engenharia.

Do coordenograma ao arquivo de settings

Depois de aprovado, o estudo precisa ser convertido em parâmetros reais nos IEDs e unidades de disparo. Essa transição é uma etapa crítica.

A folha de ajustes deve indicar exatamente os parâmetros, unidades, curvas e grupos a serem configurados. Quando o equipamento utiliza nomenclatura diferente daquela do estudo, a equivalência precisa ser demonstrada.

O arquivo nativo exportado do relé ou disjuntor eletrônico deve ser preservado como evidência. Alterações posteriores precisam gerar nova revisão e, quando necessário, novo coordenograma.

Validação no comissionamento

No comissionamento, ensaios por injeção podem confirmar pickup e tempo em pontos representativos da curva. Não é necessário testar cada ponto do gráfico, mas os testes devem demonstrar que o equipamento implementa os settings aprovados dentro das tolerâncias previstas.

Também devem ser testados trip, bloqueios, intertravamentos, grupos de ajustes e comunicação quando fizerem parte da seletividade.

A sequência de rastreabilidade é:

  1. estudo aprovado;
  2. folha de settings;
  3. arquivo carregado;
  4. teste medido;
  5. registro As-Built.

Qualquer ruptura nessa cadeia cria risco de a proteção real ser diferente daquela demonstrada no coordenograma.

Coordenograma como documento de governança

Em organizações maduras, o coordenograma é uma representação de uma baseline técnica. Ele precisa ser atualizado quando mudam transformadores, cabos, disjuntores, relés, fontes, geração, topologia ou critérios operacionais.

A Governança Documental ajuda a manter ligação entre unifilar, estudo, coordenogramas, settings e testes. A Gestão de Requisitos, Evidências e Critérios de Aceite garante que a condição aprovada possa ser reconstruída posteriormente.

Como contratar análise de coordenogramas e seletividade

Uma contratação deve definir se o objetivo é revisar um estudo existente, construir coordenogramas a partir de dados de campo ou executar um estudo completo de curto-circuito, proteção e seletividade.

O escopo pode incluir:

  • levantamento da instalação;
  • modelagem elétrica;
  • curto-circuito máximo e mínimo;
  • revisão da filosofia;
  • construção de coordenogramas;
  • memória de ajustes;
  • análise de seletividade total/parcial;
  • verificação de curvas de dano;
  • avaliação de energia incidente;
  • revisão de equipamentos;
  • parametrização;
  • testes e comissionamento;
  • documentação As-Built.

A contratação do Estudo de Curto-Circuito, Seletividade e Coordenação de Proteções é adequada quando o coordenograma precisa resultar de uma base elétrica formal e gerar decisões de proteção implementáveis.

Coordenogramas em Owner’s Engineering e assurance

Em empreendimentos complexos, o owner pode não ser o autor do estudo. Projetistas, fabricantes de painéis e EPCistas podem produzir modelos e ajustes em etapas diferentes.

O Owner’s Engineering cria uma camada de verificação transversal: confirma se todos trabalham sobre a mesma topologia, se os critérios contratuais foram respeitados e se os resultados chegam ao campo sem divergências.

Isso é especialmente valioso quando a proteção afeta continuidade operacional, segurança de pessoas ou ativos de alto valor.

O que caracteriza um coordenograma tecnicamente defensável

Um coordenograma tecnicamente defensável não é o gráfico com maior número de curvas. É aquele em que cada curva corresponde a um dispositivo real ou especificado, cada ajuste possui memória, cada limite possui fonte, cada cenário possui justificativa e cada conclusão pode ser relacionada a uma decisão de engenharia.

A qualidade está na rastreabilidade: modelo → corrente de falta → curva → ajuste → decisão → teste → As-Built. Quando essa linha permanece íntegra, o coordenograma deixa de ser apenas uma figura de relatório e passa a funcionar como instrumento de projeto, operação, manutenção e governança da proteção elétrica.

Referências técnicas

[1] ABNT. ABNT NBR 14039:2021 — Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV. Rio de Janeiro: ABNT, 2021.

[2] IEC. IEC 60255-151:2009 — Measuring relays and protection equipment — Functional requirements for over/under current protection. Geneva: IEC, 2009.

[3] IEC. IEC 60947-2:2024 — Low-voltage switchgear and controlgear — Part 2: Circuit-breakers. Geneva: IEC, 2024.

[4] IEEE. IEEE C37.2-2022 — Standard for Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations. New York: IEEE, 2022.

[5] IEC. IEC 60909-0:2026 — Short-circuit currents in three-phase AC systems — Part 0: Calculation of currents. Geneva: IEC, 2026.

Perguntas frequentes
O que é um coordenograma de proteção?

É um gráfico corrente × tempo que compara curvas de relés, disjuntores, fusíveis e limites dos equipamentos para avaliar seletividade, sensibilidade e proteção contra danos.

Por que o coordenograma usa escala logarítmica?

Porque precisa representar em um único gráfico uma faixa muito ampla de correntes e tempos, desde sobrecargas de longa duração até faltas eliminadas em poucos ciclos.

O que deve aparecer em um coordenograma completo?

Curvas e tolerâncias das proteções, curto-circuito máximo e mínimo, tempos de disjuntor e, conforme a aplicação, curvas de dano de transformadores, cabos, partida de motores, inrush e limites de seletividade.

A ausência de cruzamento entre curvas garante seletividade?

Não. Tolerâncias, tempo de abertura, dispositivos limitadores, tabelas de fabricante, saturação de TC e lógicas digitais também precisam ser considerados.

Qual é a margem correta entre duas curvas?

Não existe uma margem universal. Ela deve considerar erros dos dispositivos, tempo de abertura do disjuntor, medição, comunicação e margem de engenharia.

Qual a diferença entre seletividade total e parcial?

Na seletividade total, o dispositivo a jusante atua sozinho em toda a faixa relevante. Na parcial, essa condição é garantida apenas até um limite de corrente.

Quando um coordenograma deve ser atualizado?

Quando mudam fontes, transformadores, cabos, disjuntores, relés, TCs, geração, topologia, ajustes ou níveis de curto-circuito.

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