Funções ANSI de Proteção: 50/51, 27/59, 81 e 87

Funções ANSI de proteção: 50/51, 27/59, 81, 87, 67, 21, 46, 49, 32, 40, 24, 25, 79, 86 e aplicação em relés e sistemas elétricos.

Confira!

As funções ANSI de proteção são designações numéricas usadas para identificar funções de dispositivos em sistemas elétricos de potência. Números como 50, 51, 27, 59, 81 e 87 descrevem a finalidade funcional de uma proteção ou dispositivo dentro do esquema elétrico, permitindo que diagramas, filosofias, folhas de ajustes, testes e documentação utilizem uma linguagem técnica consistente entre projetistas, fabricantes, operadores e equipes de comissionamento.

A referência moderna para essas designações é a IEEE C37.2. O número ANSI não define, sozinho, como uma função deve ser ajustada nem garante que diferentes fabricantes a implementem exatamente da mesma forma. Ele identifica a função. Pickup, temporização, polarização, restrição, lógica, filtros, supervisões, algoritmos e critérios de medição dependem da aplicação, da norma funcional correspondente e do equipamento utilizado.

Por isso, interpretar corretamente os números de função é uma competência de engenharia de proteção, não apenas uma questão de memorizar uma tabela. Uma função 51 aplicada a um alimentador, por exemplo, pode utilizar curva inversa e critérios muito diferentes de uma 51 usada como retaguarda de um transformador. Uma 87 de transformador exige compensações e estabilidade distintas de uma 87 de barramento. Uma 27 pode gerar apenas alarme, bloquear uma transferência ou comandar desligamento dependendo da filosofia.

Em sistemas modernos, essas funções são implementadas principalmente em IEDs digitais que concentram proteção, medição, automação, lógica, registro de perturbações e comunicação. A correta seleção das funções precisa considerar o ativo protegido, tipos de falta, criticidade, redundância, dados disponíveis, transformadores de instrumentos, arquitetura de comando e requisitos de operação.

O que são os números de função ANSI/IEEE

A IEEE C37.2 padroniza números de função, acrônimos e designações utilizadas em sistemas elétricos de potência. O objetivo é permitir que uma função seja reconhecida de forma compacta em diagramas, listas de sinais, filosofias, desenhos de controle e documentação técnica.

A designação não deve ser interpretada como modelo de equipamento. Um único relé digital pode implementar dezenas de funções ANSI simultaneamente. Da mesma forma, uma função pode ser distribuída entre diferentes dispositivos, lógicas e sistemas de comunicação.

Na prática, um código como 50/51 comunica que o esquema possui elementos de sobrecorrente instantânea e temporizada. 87T indica diferencial de transformador; 87B, diferencial de barramento; 67N, sobrecorrente direcional de neutro ou terra conforme a convenção adotada. Sufixos e acrônimos ajudam a especializar a função, mas a documentação do projeto precisa declarar seu significado.

O artigo sobre Relé de Proteção trata do IED como equipamento. Aqui, o foco é diferente: entender as funções de proteção, sua lógica e como elas são combinadas em uma filosofia.

Função não é ajuste

Dizer que um relé possui função 50 não informa qual corrente a sensibiliza. Dizer que possui 51 não informa qual curva foi escolhida. Dizer que possui 87 não informa slope, pickup, restrições ou compensações.

Essa distinção é crítica em especificações. Um requisito como “relé com 50/51/87” é insuficiente quando o desempenho depende de:

número de elementos disponíveis;
faixas de ajuste;
curvas suportadas;
precisão e tempo de operação;
número de grupos de settings;
entradas de corrente e tensão;
lógica programável;
recursos de bloqueio ou restrição;
registro de oscilografia e eventos;
protocolos e comunicação;
entradas e saídas binárias;
sincronismo de tempo;
capacidade de teste e diagnóstico.

A função ANSI ajuda a comunicar o que o dispositivo deve fazer. O projeto e a especificação precisam definir como e com que desempenho.

Visão geral das principais funções de proteção

Função	Designação usual	Aplicação típica
21	distância	linhas e circuitos de transmissão/distribuição
24	volts por hertz / sobreexcitação	transformadores e geradores
25	verificação de sincronismo	fechamento entre fontes ou sistemas
27	subtensão	supervisão, transferência, motores, geração
32	potência direcional	geradores, fluxo reverso, importação/exportação
40	perda de excitação	geradores síncronos
46	sequência negativa / desequilíbrio	motores e geradores
49	térmica	motores, transformadores e equipamentos
50	sobrecorrente instantânea	alimentadores, transformadores, motores, retaguarda
50BF	falha de disjuntor	retaguarda local após comando de abertura
51	sobrecorrente temporizada	alimentadores, transformadores, retaguarda
59	sobretensão	barras, geradores, supervisão de sistemas
67	sobrecorrente direcional	redes com múltiplas fontes, anéis e geração
74	supervisão/alarme	circuitos de trip e outras supervisões conforme aplicação
79	religamento automático	linhas e alimentadores onde aplicável
81	frequência	geração, ilhamento, estabilidade e cargas
86	lockout	bloqueio e sequência de desligamento
87	diferencial	transformadores, barramentos, geradores, motores e linhas

Essa tabela é uma porta de entrada. A engenharia da proteção exige compreender o fenômeno medido, a zona protegida e as condições que podem produzir atuação indevida.

Função 50: sobrecorrente instantânea

A função 50 atua quando a corrente ultrapassa um valor configurado, normalmente sem a característica inversa de uma função 51. Dependendo do relé, pode existir um pequeno tempo definido ou atraso intencional, mas o objetivo é eliminar rapidamente faltas de alta corrente.

A principal vantagem é a velocidade. O principal desafio é a seletividade. Se o pickup for baixo demais, a 50 de um relé a montante pode atuar para faltas em circuitos a jusante antes que a proteção local elimine o defeito.

O ajuste precisa considerar:

corrente máxima de carga e sobrecarga;
partida de motores;
energização de transformadores;
curto-circuito mínimo e máximo dentro da zona;
faltas em barras e alimentadores a jusante;
tolerância do elemento;
saturação de TC;
tempo do disjuntor;
coordenação com outros instantâneos.

Em alguns sistemas, é possível definir elementos 50 em diferentes níveis, como 50-1 e 50-2, ou utilizar um estágio rápido supervisionado por direção ou lógica.

A ABNT NBR 14039 prevê a utilização de funções 50 e 51 na proteção geral de instalações de média tensão em condições definidas pela norma.

Função 51: sobrecorrente temporizada

A função 51 introduz dependência temporal entre corrente e atuação. Pode utilizar curva inversa ou tempo definido conforme o equipamento e a aplicação.

Em curvas inversas, quanto maior a corrente acima do pickup, menor o tempo de operação. Isso permite coordenar vários níveis radiais e acompanhar melhor limites térmicos.

Os principais parâmetros incluem:

pickup ou corrente de partida;
família da curva;
time multiplier, time dial ou parâmetro equivalente;
tempo mínimo, quando disponível;
reset;
habilitação de elementos adicionais.

A IEC 60255-151 estabelece requisitos funcionais para proteção de sobre e subcorrente. Os coeficientes e características exatas precisam ser verificados no relé utilizado.

O Coordenograma e as Curvas Tempo-Corrente são a ferramenta natural para verificar a coordenação entre funções 51 e demais dispositivos.

50N/51N, 50G/51G e a proteção de neutro ou terra

A letra adicionada ao número costuma identificar a aplicação da grandeza, mas convenções variam entre fabricantes e projetos. Funções de neutro ou terra podem usar:

soma residual dos três TCs de fase;
TC instalado no neutro;
sensor toroidal envolvendo os condutores;
corrente calculada a partir de grandezas digitais.

O estudo deve declarar a fonte da corrente. Isso é particularmente importante porque erros de relação, polaridade ou saturação dos TCs de fase podem aparecer no residual mesmo sem uma falta real.

Em sistemas aterrados por resistência, a proteção de terra pode trabalhar com correntes deliberadamente baixas. A sensibilidade precisa ser compatível com o resistor, o tempo admissível e a filosofia de continuidade.

Função 67: sobrecorrente direcional

A função 67 acrescenta um critério de direção à sobrecorrente. É utilizada quando a magnitude isolada não permite determinar em qual lado do relé está a falta.

Aplicações típicas incluem:

sistemas em anel;
barramentos com múltiplas fontes;
geração distribuída;
paralelismo com concessionária;
alimentadores com fluxo reverso;
proteção de retaguarda direcional.

O relé utiliza corrente e uma grandeza de polarização, normalmente tensão, para determinar a direção. Ajustes podem envolver ângulo característico, sequência utilizada, memória de tensão e lógica para faltas próximas com tensão deprimida.

Uma função 67 mal polarizada pode bloquear uma falta interna ou atuar para uma falta externa. Por isso, a verificação de sequência de fases, polaridade de TC/TP e convenção de direção faz parte do comissionamento.

Função 27: subtensão

A função 27 opera quando a tensão cai abaixo de um limiar durante o tempo configurado. É usada em aplicações muito diferentes, portanto o número sozinho diz pouco sobre a ação final.

Pode ser usada para:

desligamento de motores após perda de alimentação;
supervisão de transferência automática;
bloqueio ou permissivo de fechamento;
detecção de condição anormal de barras;
proteção de geração;
shedding de carga;
supervisão de sistemas auxiliares.

O ajuste precisa considerar afundamentos de tensão decorrentes de faltas, partida de grandes motores, transferências e eventos transitórios que não devem provocar desligamento.

A IEC 60255-127 trata requisitos funcionais para proteção de sobre e subtensão.

Função 59: sobretensão

A função 59 atua para tensão acima do limite configurado. Pode proteger equipamentos ou indicar condições sistêmicas como regulação inadequada, rejeição de carga, falha de controle, ferroressonância ou problemas de geração.

Assim como na 27, o tempo é decisivo. Uma sobretensão transitória curta pode ser admissível enquanto uma condição sustentada exige atuação.

Podem existir elementos de fase, sequência ou neutro, conforme o relé. 59N é frequentemente associada à sobretensão residual/neutro para detecção de condições de terra em determinadas topologias.

Função 81: frequência

A função 81 supervisiona frequência. É comum subdividi-la em 81U para subfrequência e 81O para sobrefrequência. Alguns sistemas utilizam ainda funções associadas à taxa de variação da frequência, dependendo do equipamento e do esquema.

Aplicações incluem:

proteção de geradores;
shedding de carga por subfrequência;
separação de sistemas;
proteção anti-ilhamento;
supervisão de redes isoladas;
atuação após perda de geração ou rejeição de carga.

A IEC 60255-181 estabelece requisitos funcionais para proteção de frequência. A escolha dos limiares e tempos precisa respeitar requisitos de estabilidade e conexão. Ajustar 81 apenas com base na frequência nominal pode causar separações indevidas durante eventos recuperáveis.

ROCOF e medição da taxa de variação de frequência

ROCOF — Rate of Change of Frequency — mede a velocidade de variação da frequência. Pode ser usado em determinadas estratégias de detecção de ilhamento ou estabilidade.

Entretanto, ROCOF é sensível à dinâmica do sistema, qualidade da medição e eventos transitórios. Uma mudança rápida de ângulo ou perturbação pode influenciar a estimativa.

A IEC/IEEE 60255-118-1 trata requisitos de desempenho para medições sincronizadas de fasores, frequência e ROCOF em aplicações pertinentes. Para proteção, os critérios precisam ser alinhados ao equipamento e à finalidade do esquema.

Função 87: proteção diferencial

A função 87 protege uma zona comparando grandezas elétricas em seus limites. Em condição normal ou falta externa, as correntes compensadas que entram e saem devem permanecer compatíveis dentro de tolerâncias. Em uma falta interna, surge corrente diferencial significativa.

A grande vantagem é a seletividade por zona e a possibilidade de atuação muito rápida. O desafio é manter estabilidade diante de:

erros e saturação de TCs;
relações diferentes;
defasagem de transformadores;
corrente de magnetização;
sobreexcitação;
faltas externas de alta corrente;
mudanças de tap;
transitórios.

A IEC 60255-187-1 estabelece requisitos funcionais para proteção diferencial longitudinal de motores, geradores e transformadores.

87T: diferencial de transformador

A 87T compara correntes nos lados do transformador após compensar relação e deslocamento angular. Em IEDs modernos, essa compensação costuma ser implementada matematicamente.

A característica diferencial pode utilizar duas grandezas principais:

corrente diferencial, que indica desequilíbrio entre os lados;
corrente de restrição, utilizada para aumentar estabilidade durante faltas externas e erros de medição.

A curva percentual possui regiões ou slopes definidos pelo fabricante. O estudo escolhe pickup e restrições considerando sensibilidade para faltas internas e estabilidade para saturação de TC.

Durante energização, a corrente de inrush pode produzir grande diferencial sem defeito interno. Relés empregam restrição ou bloqueio por harmônicas e algoritmos de forma de onda para distinguir o fenômeno.

87B: diferencial de barramento

A proteção diferencial de barramento soma correntes de todos os circuitos conectados à zona. Uma falta interna em barra exige atuação muito rápida porque o nível de curto-circuito é elevado e vários alimentadores podem contribuir.

Os desafios incluem saturação severa de TCs em faltas externas, réplica da topologia de chaves e definição dinâmica das zonas em arranjos com acoplamentos ou seccionamentos.

Em esquemas digitais, estados de seccionadoras e disjuntores podem determinar quais correntes pertencem a cada zona. Erros de posição ou lógica precisam ser considerados no projeto e nos testes.

87G e 87M: geradores e motores

Geradores e motores de maior porte podem usar diferencial para detectar faltas internas no estator. A zona é definida pelos TCs instalados nos terminais e no lado neutro quando a construção permite.

O diferencial oferece alta velocidade e sensibilidade, mas não cobre todas as condições anormais. Proteção térmica, sequência negativa, terra, frequência e outras funções continuam necessárias conforme o ativo.

Função 21: proteção de distância

A função 21 estima impedância aparente entre o relé e a falta a partir de tensão e corrente. É amplamente utilizada em linhas de transmissão e subtransmissão, onde a impedância do trecho se relaciona aproximadamente à distância elétrica até o defeito.

O esquema pode utilizar múltiplas zonas:

zona 1 para trecho principal com alta velocidade;
zona 2 como extensão temporizada;
zona 3 como retaguarda remota, conforme filosofia.

Carregamento, oscilação de potência, resistência de falta, acoplamento mútuo e fontes intermediárias podem afetar a impedância aparente. A IEC 60255-121 estabelece requisitos funcionais para proteção de distância.

Função 46: sequência negativa e desequilíbrio

Correntes de sequência negativa produzem campo magnético contrário à rotação e podem aquecer rotores de máquinas. A função 46 é utilizada para proteger motores e geradores contra desequilíbrio de corrente, perda de fase e condições associadas.

O ajuste pode considerar magnitude de I2 em relação à corrente nominal e característica térmica temporal. Em geradores, limites de sequência negativa são importantes porque o aquecimento do rotor pode ocorrer rapidamente.

Função 49: proteção térmica

A função 49 representa proteção térmica, frequentemente implementada por modelo que estima estado térmico a partir de corrente, temperatura medida, constantes de aquecimento/resfriamento e outros parâmetros.

É particularmente útil em motores, transformadores e cabos, onde a capacidade térmica acumula efeito ao longo do tempo. Diferentemente de uma simples 51, o modelo pode manter memória térmica após redução da corrente ou parada.

O ajuste precisa representar o equipamento real. Uma constante térmica genérica pode produzir falsa sensação de proteção.

Função 32: potência direcional

A função 32 supervisiona potência ativa em uma direção definida. É usada, por exemplo, como potência reversa em geradores para detectar motorização após perda da fonte mecânica.

Também pode ser usada em controle de importação/exportação, esquemas de geração distribuída e lógicas de transferência. O ajuste depende de potência nominal, perdas, erro de medição e condições transitórias.

Função 40: perda de excitação

Geradores síncronos dependem de excitação adequada. A perda de excitação pode levar a absorção de reativos, aquecimento e problemas de estabilidade.

A função 40 é frequentemente implementada com elementos baseados em impedância ou admitância no plano elétrico, não simplesmente por uma corrente ou tensão isolada.

O ajuste exige parâmetros da máquina e estudos de operação. É um exemplo de função que demonstra por que o número ANSI identifica o objetivo, mas não descreve o algoritmo completo.

Função 24: volts por hertz / sobreexcitação

A relação V/Hz se relaciona ao fluxo magnético em transformadores e geradores. Tensão alta ou frequência baixa pode levar à sobreexcitação e saturação do núcleo.

A função 24 supervisiona essa relação e pode utilizar múltiplos estágios temporizados. O ajuste precisa respeitar curvas de capacidade do fabricante e condições transitórias permitidas.

Função 25: verificação de sincronismo

Antes de fechar um disjuntor entre duas fontes energizadas, é necessário verificar compatibilidade de tensão, frequência e ângulo. A função 25 — sync-check — fornece permissivo quando as condições estão dentro de uma janela definida.

Em transferência entre fontes, paralelismo de geradores e fechamento de barramentos, a função evita fechamento fora de fase. O estudo precisa definir limites, tempo de supervisão e comportamento para barras mortas ou linhas mortas quando aplicável.

Função 79: religamento automático

A função 79 comanda nova tentativa de fechamento após abertura por determinadas proteções. É comum em linhas aéreas, onde muitas faltas são transitórias.

Parâmetros incluem tempo morto, número de tentativas, sequência de religamento, condição de sincronismo e bloqueios.

Religamento não é apropriado para todas as instalações. Em cabos, transformadores ou ambientes industriais, a reenergização automática de uma falta permanente pode aumentar danos. A filosofia precisa indicar quais trips iniciam e quais bloqueiam 79.

Função 86: lockout

A função 86 representa um bloqueio de proteção que normalmente exige rearme intencional. É utilizada quando determinada atuação indica condição que não deve permitir religamento imediato.

Pode receber comandos de diferencial de transformador, Buchholz, pressão, falha grave e outros eventos. Em IEDs digitais, a lógica de 86 pode ser implementada internamente, mas o princípio de bloqueio e rearme precisa permanecer claro na documentação.

50BF: falha de disjuntor

A função de falha de disjuntor supervisiona se a corrente foi efetivamente interrompida após um comando de abertura. Se o disjuntor não elimina a falta, o esquema abre disjuntores adjacentes ou fontes para isolar uma zona maior.

O tempo precisa ser cuidadosamente ajustado: deve exceder o tempo normal de interrupção mais margens, mas ser curto o suficiente para não prolongar excessivamente a falta.

A lógica pode utilizar corrente, contatos auxiliares, comando de trip e diferentes critérios de reset. O comissionamento deve testar casos de sucesso e falha.

Supervisão do circuito de trip

Circuitos de trip dependem de alimentação auxiliar, bobina, fiação, contatos e caminho completo até o disjuntor. Esquemas de supervisão detectam falhas antes que uma proteção precise atuar.

A designação pode utilizar acrônimos ou convenções específicas além dos números clássicos. A IEEE C37.2 contempla também acrônimos padronizados. O projeto deve evitar assumir que toda função auxiliar possui um número único universal.

A NBR 14039 estabelece requisitos para fonte de energia e operação de relés em aplicações de proteção geral, incluindo condições de reserva e registros em relés digitais nas situações abrangidas pela norma.

Como escolher funções para um alimentador

Um alimentador radial simples pode usar 50/51 de fase e 50N/51N de terra. Em uma rede com múltiplas fontes, 67/67N pode ser necessário. Se a continuidade for crítica, falha de disjuntor e lógicas de intertravamento podem ser acrescentadas.

A decisão depende de:

nível de tensão;
aterramento;
curto-circuito mínimo/máximo;
direção das fontes;
criticidade da carga;
possibilidade de religamento;
comunicação disponível;
retaguarda a montante.

A lista de funções precisa nascer do ativo, das faltas possíveis e da filosofia do sistema. Em subestações, seleção de IEDs, TC/TP, disjuntores e recursos de proteção deve ser definida antes do procurement e compatibilizada com os estudos elétricos.

Conheça o Projeto de Subestação de Média Tensão e Cabine Primária →

Como escolher funções para transformadores

Transformadores podem combinar:

50/51 de fase;
50N/51N ou proteção de neutro;
87T diferencial;
49 térmica;
24 V/Hz em aplicações relevantes;
27/59 em supervisões;
funções mecânicas de gás, pressão e temperatura integradas à lógica de trip;
50BF no disjuntor associado.

O porte e a criticidade determinam a complexidade. A seleção deve considerar também proteção de retaguarda a montante e a jusante.

Como escolher funções para motores

Motores podem requerer:

49 térmica;
50 curto-circuito;
51 retaguarda;
46 sequência negativa;
27 subtensão;
proteção de terra;
87M em grandes máquinas;
proteção de rotor bloqueado e número excessivo de partidas, que podem usar funções ou acrônimos específicos do relé.

O tempo de partida precisa ser conhecido para evitar atuação térmica ou de sobrecorrente durante aceleração normal.

Como escolher funções para geradores

Geradores possuem uma das filosofias mais completas. Dependendo do porte e da conexão, podem ser utilizados:

87G diferencial;
32 potência reversa;
40 perda de excitação;
46 sequência negativa;
49 térmica;
27/59 tensão;
81 frequência;
24 V/Hz;
proteção de terra do estator/rotor;
25 sincronismo;
50/51 retaguarda;
50BF no disjuntor.

A seleção não deve ser copiada de outro gerador sem considerar aterramento, transformador elevador, sistema de excitação e requisitos de conexão.

Como escolher funções para barramentos

Barramentos críticos podem utilizar 87B diferencial e 50BF. Em instalações menos complexas, a proteção pode depender da coordenação de alimentadores e da retaguarda a montante.

A vantagem do diferencial é eliminar rapidamente faltas de barra sem depender de grandes temporizações. Isso pode reduzir energia incidente e preservar seletividade.

A desvantagem é maior complexidade de TCs, zonas, topologia e testes.

Como escolher funções para linhas

Linhas podem usar 21 distância, 67/67N, 87L diferencial de linha, 79 religamento, 25 sincronismo e esquemas de teleproteção.

A Teleproteção em Subestações e Linhas de Transmissão permite acelerar atuação entre terminais por canais de comunicação e lógicas permissivas, bloqueio ou transferência de trip.

Funções ANSI e IEC 61850

IEEE C37.2 e IEC 61850 resolvem problemas diferentes. C37.2 fornece designações funcionais; IEC 61850 estrutura modelos de dados, serviços e comunicação para automação de subestações.

Uma função 50/51 pode ser implementada em um logical node de proteção e gerar mensagens GOOSE para trip ou intertravamento. A nomenclatura ANSI continua útil em diagramas e filosofia, enquanto IEC 61850 descreve a estrutura digital da função e da comunicação.

A Subestação Digital e IEC 61850 aprofunda GOOSE, Sampled Values e arquitetura de IEDs.

Proteção principal e retaguarda por funções distintas

Uma filosofia robusta não depende necessariamente de duas funções idênticas. Um transformador pode ter 87T como principal e 50/51 como retaguarda. Uma linha pode ter 21 ou 87L como principal e sobrecorrente direcional como retaguarda.

Usar princípios diferentes reduz a chance de uma mesma limitação de algoritmo, medição ou comunicação comprometer todas as camadas.

A Proteção de Sistemas Elétricos de Potência detalha essa arquitetura.

Funções e transformadores de instrumentos

A função só é tão confiável quanto a medição que recebe. 50/51 dependem de TCs; 27/59 dependem de tensão; 67 precisa de corrente e polarização; 21 combina tensão e corrente; 87 depende de TCs em diferentes terminais.

O projeto de TC/TP precisa considerar:

relação;
classe e precisão;
saturação;
burden;
polaridade;
ligação;
localização;
circuitos secundários;
redundância, quando exigida.

A NBR 14039 possui requisitos específicos sobre a posição de transformadores de instrumentos associados a relés da proteção geral em média tensão.

Funções e grupos de settings

IEDs digitais permitem múltiplos grupos. Isso possibilita adaptar funções a diferentes topologias, por exemplo:

paralelo com concessionária;
operação ilhada;
transformadores em paralelo;
um transformador fora de serviço;
acoplamento aberto ou fechado;
modo de manutenção.

Cada grupo pode alterar pickups, tempos, direção, funções habilitadas e lógicas. A troca precisa ser controlada e o estado ativo deve ser conhecido pela operação.

Bloqueios, permissivos e supervisões

A função de proteção raramente atua sozinha. Lógicas podem bloquear ou permitir trip conforme estado de disjuntores, comunicação, condição de tensão, modo de operação ou sinais externos.

Exemplos:

bloquear 79 após atuação de 87;
bloquear instantâneo durante condição específica;
supervisionar 67 por tensão;
habilitar grupo de settings conforme topologia;
utilizar 25 como permissivo de fechamento;
iniciar 50BF após trip de proteção principal.

Essas relações precisam aparecer em diagramas lógicos e matriz causa-efeito, não apenas no arquivo do relé.

Funções em esquemas de teleproteção

Em linhas com terminais separados, a comunicação pode acelerar a decisão. Funções 21 ou 67 podem gerar permissivos ou bloqueios transmitidos ao terminal remoto.

A proteção deixa de depender apenas da medição local e passa a depender de canal, latência, disponibilidade, lógica e segurança da comunicação. Testes end-to-end tornam-se relevantes.

Especificação de relés por função e desempenho

Uma especificação tecnicamente madura deve ir além da lista de números ANSI. Para cada função crítica, convém definir:

quantidade de elementos;
faixa de ajuste;
precisão;
característica temporal;
tempo de operação;
entradas necessárias;
lógica e supervisões;
registros e oscilografia;
grupos de settings;
comunicação;
requisitos de alimentação auxiliar;
segurança cibernética e controle de acesso, quando aplicável.

Essa abordagem reduz o risco de adquirir um IED que “possui a função” mas não atende à aplicação prevista.

Design Review da filosofia de funções

Durante revisão de projeto, é necessário conferir se as funções escolhidas correspondem às faltas e riscos do sistema. Uma lista excessiva de funções não significa maior proteção; pode aumentar complexidade, manutenção e possibilidade de atuações indevidas.

O Design Review pode verificar coerência entre unifilar, estudo de curto-circuito, filosofia, funções, TC/TP, disjuntores, automação e requisitos operacionais.

Número ANSI identifica a função; o estudo de engenharia define se ela deve existir e como deve operar. Pickups, tempos, curvas, polarização, restrição e retaguarda precisam ser calculados e coordenados sobre o modelo real do sistema.

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

Da função ao ajuste: memória de cálculo

Cada função habilitada deve possuir justificativa. A memória de cálculo precisa informar:

objetivo da função;
zona protegida;
grandeza medida;
dados de entrada;
critério de pickup;
critério de tempo ou característica;
coordenação com outras funções;
bloqueios e permissivos;
cenários avaliados;
settings finais.

Para 87, entram parâmetros de restrição e compensação. Para 67, direção e polarização. Para 27/59, limiares e tempos. Para 81, frequência e lógica associada.

Curvas e coordenogramas para funções de sobrecorrente

50/51 e 67 temporizadas podem ser representadas no Coordenograma. Funções diferenciais, distância, tensão e frequência exigem outras representações e diagramas para demonstrar seu comportamento.

Isso é importante: não existe um único gráfico capaz de provar toda a filosofia de proteção.

Testes de funções por injeção secundária

A injeção secundária permite aplicar correntes e tensões controladas ao relé para verificar pickup, tempo, direção, característica diferencial, lógica e saídas.

Exemplos de ensaio:

50: aplicar corrente acima do pickup e medir tempo;
51: testar múltiplos pontos da curva;
67: variar ângulo entre tensão e corrente;
27/59: variar tensão e confirmar limiar/tempo;
81: variar frequência;
87: aplicar correntes de operação e restrição;
25: simular diferença de tensão, frequência e ângulo;
50BF: simular persistência de corrente após trip.

O plano de teste deve declarar tolerâncias e critérios de aceite.

Função parametrizada não é função comissionada. A cadeia completa precisa provar medição, algoritmo, lógica, comunicação, saída de trip, atuação do disjuntor e registros de evento conforme a filosofia aprovada.

Conheça Comissionamento e Aceite Técnico de Instalações Elétricas →

Testes de lógica e trip

Confirmar a medição não basta. É necessário verificar se a atuação da função produz o comando correto, se o disjuntor abre, se intertravamentos funcionam, se sinais chegam ao SCADA e se eventos são registrados.

O Comissionamento e Aceite Técnico de Instalações Elétricas fecha a cadeia entre filosofia, settings, lógica e comportamento real.

Sequence of Events e oscilografia

IEDs digitais registram eventos e formas de onda que permitem reconstruir perturbações. Após uma atuação, a análise deve verificar:

qual função iniciou;
qual função disparou;
valores medidos;
tempos relativos;
estados de entradas/saídas;
comando de disjuntor;
retorno de posição;
grupos de settings ativos;
mensagens de comunicação relevantes.

Esses registros são fundamentais para Análise de Falhas e revisão de proteção.

Funções ANSI como linguagem de documentação

Números de função devem ser usados de forma coerente em:

diagramas unifilares;
diagramas funcionais;
diagramas de proteção e controle;
filosofia de proteção;
matriz causa-efeito;
folhas de ajustes;
lista de sinais;
FAT/SAT;
procedimentos de comissionamento;
As-Built.

Se um diagrama mostra 87T, mas a folha de settings chama a função apenas por nome proprietário, a documentação deve criar equivalência clara.

Sufixos e convenções: evitar ambiguidade

Sufixos como N, G, T, B, L, M e G podem indicar neutro/terra ou o objeto protegido dependendo do contexto. Fabricantes utilizam ainda abreviações próprias.

A documentação deve possuir legenda. Não é prudente assumir que “G” significa a mesma coisa em todos os documentos ou que uma denominação de software é diretamente equivalente à nomenclatura de outro fabricante.

IEEE C37.2 e acrônimos

A edição 2022 da IEEE C37.2 mantém os números de função e inclui acrônimos padronizados para funções e dispositivos que não são bem representados apenas pelos números clássicos.

Isso reflete a evolução de sistemas digitais. A engenharia deve usar a padronização como linguagem comum, mas preservar descrições textuais suficientes para evitar interpretações equivocadas.

IEC 60255 e os requisitos funcionais das proteções

A família IEC 60255 complementa a nomenclatura funcional com requisitos de desempenho para relés e equipamentos de proteção.

Exemplos relevantes:

Tema	Referência IEC
requisitos comuns	IEC 60255-1
sobre/subcorrente	IEC 60255-151
sobre/subtensão	IEC 60255-127
distância	IEC 60255-121
frequência	IEC 60255-181
diferencial	IEC 60255-187-1

Assim, o número ANSI identifica a função no esquema; a norma funcional estabelece requisitos de desempenho e ensaio para categorias de proteção.

Proteção em subestações digitais

Em uma subestação digital, medições podem chegar ao IED via Sampled Values e comandos podem ser transmitidos por GOOSE. A função ANSI continua existindo conceitualmente, mas sua cadeia física muda.

Uma 50/51 pode deixar de receber corrente por fios de TC convencionais e passar a receber amostras digitais. Um trip pode ser enviado por rede em vez de contato dedicado. Isso introduz requisitos de sincronismo, comunicação, arquitetura, redundância e cibersegurança.

A IEC TS 60255-216-1:2025 trata requisitos para funções de proteção que utilizam interfaces digitais baseadas em IEC 61850, incluindo sampled values, GOOSE e sincronismo de tempo.

Governança dos settings

A organização precisa controlar quem pode alterar parâmetros, qual revisão está aprovada, quais arquivos estão em campo e quando um estudo precisa ser refeito.

Boas práticas incluem:

arquivos nativos em GED/EDMS;
controle de versão;
aprovação técnica antes da implantação;
comparação de settings antes/depois;
backup antes de mudanças;
registro do firmware;
testes após alteração;
reconciliação As-Built.

A Governança Documental e a Gestão de Processos, Workflows e Aprovações Técnicas ajudam a transformar settings em informação controlada de engenharia.

Funções ANSI em instalações brownfield

Instalações existentes frequentemente possuem uma mistura de relés eletromecânicos, digitais de gerações diferentes, disjuntores antigos e lógicas modificadas ao longo dos anos.

Uma modernização deve começar por inventário:

função existente;
equipamento;
TC/TP;
ajustes ativos;
lógica;
circuitos de trip;
registros históricos;
compatibilidade com filosofia atual.

Substituir o relé por um modelo novo sem reconstruir essa base pode remover lógicas antigas importantes ou replicar ajustes que já eram inadequados.

O serviço de Manutenção, Diagnóstico e Modernização de Subestações de Média Tensão pode integrar levantamento, estudos e substituição de proteções.

Funções ANSI em projetos greenfield

Em projeto novo, a filosofia deve ser definida antes do procurement. Isso permite especificar IEDs, TCs, TPs, disjuntores, comunicação, redundância e alimentação auxiliar corretamente.

O Projeto de Subestação de Média Tensão e Cabine Primária deve incluir essas decisões na documentação de projeto, reduzindo mudanças tardias na fase de comissionamento.

Matriz função × ativo

Uma matriz é útil para visualizar cobertura sem transformar a seleção em checklist automático.

Ativo	Funções que podem ser relevantes
Alimentador	50/51, 50N/51N, 67/67N, 79 conforme aplicação
Transformador	50/51, terra, 87T, 49, 24, 50BF e funções mecânicas
Motor	49, 50/51, 46, 27, terra, 87M em grande porte
Gerador	87G, 32, 40, 46, 49, 24, 27/59, 81, terra, 25
Barramento	87B, 50BF, retaguarda de alimentadores
Linha	21, 67/67N, 87L, 79, teleproteção, 25 conforme arquitetura

A matriz orienta a discussão, mas não substitui estudos de curto-circuito, estabilidade, aterramento e requisitos do sistema.

Erros comuns ao trabalhar com números ANSI

Os erros mais frequentes incluem:

tratar o número como ajuste universal;
copiar funções de outro empreendimento;
especificar relé apenas pela lista de números;
ignorar sufixos e convenções do fabricante;
habilitar funções sem finalidade definida;
deixar funções habilitadas com settings default;
não documentar bloqueios e permissivos;
confundir alarme com trip;
não considerar TC/TP e saturação;
não testar lógica completa;
não revisar settings após mudança de topologia.

Uma função desnecessária também pode aumentar risco. Quanto mais lógicas habilitadas, maior a necessidade de documentação, teste e manutenção.

Como revisar uma folha de ajustes

Uma revisão técnica deve confrontar cada linha com a filosofia:

a função deveria estar habilitada?
qual ativo e zona ela protege?
qual grandeza alimenta a função?
o pickup é compatível com carga e falta mínima?
o tempo é coordenado?
existem bloqueios ou permissivos?
o grupo de settings está correto?
a função gera alarme, trip ou ambos?
o arquivo do IED coincide com a folha?
há ensaio que comprova o comportamento?

O Estudo de Proteção e Seletividade organiza essa revisão sobre uma base de cálculo formal.

Entregáveis de engenharia para proteção por funções

Um pacote profissional pode incluir:

filosofia de proteção;
diagrama funcional;
matriz função × equipamento;
memória de cálculo;
coordenogramas;
folhas de settings;
arquivos nativos dos IEDs;
lógica e matriz causa-efeito;
lista de sinais;
plano de FAT/SAT;
procedimentos de injeção;
registros de testes;
As-Built de proteção.

O valor está na coerência entre esses documentos.

Owner’s Engineering e proteção

Em projetos com diversos fornecedores, a responsabilidade por relés, painéis, transformadores, automação e estudos pode estar distribuída. O Owner’s Engineering verifica interfaces e garante que a filosofia do proprietário permaneça coerente entre pacotes.

Isso evita, por exemplo, que o fornecedor do transformador assuma uma função que o integrador não implementou, ou que um relé possua recurso necessário mas o projeto de TC/TP não forneça as grandezas adequadas.

Como contratar engenharia de proteção baseada em funções

O escopo não deve pedir apenas “parametrização das funções ANSI”. Precisa definir:

sistema e ativos abrangidos;
filosofia existente ou necessidade de elaborá-la;
estudos elétricos disponíveis;
funções e esquemas a revisar;
dados de TC/TP;
relés e firmware;
cenários operacionais;
coordenação com concessionária;
entregáveis;
parametrização;
testes e comissionamento;
documentação final.

A A3A estrutura esse trabalho por meio do Estudo de Curto-Circuito, Seletividade e Coordenação de Proteções, podendo integrar projeto, revisão independente, comissionamento e modernização.

O que caracteriza uma filosofia tecnicamente madura

Uma filosofia madura não é aquela que utiliza o maior número de funções. É aquela em que cada função possui uma razão explícita, uma zona definida, dados de entrada adequados, ajustes justificados, interação documentada com outras funções e evidência de teste.

Os números ANSI oferecem a linguagem para descrever essa arquitetura. A engenharia transforma essa linguagem em desempenho real: função → critério → ajuste → lógica → atuação → evidência. Quando essa cadeia é controlada, a proteção deixa de ser uma configuração de equipamento e passa a ser um sistema técnico governado ao longo do ciclo de vida.

Referências técnicas

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

[2] IEC. IEC 60255-1:2022 — Measuring relays and protection equipment — Part 1: Common requirements. Geneva: IEC, 2022.

[3] IEC. IEC 60255-151:2009 — Functional requirements for over/under current protection. Geneva: IEC, 2009.

[4] IEC. IEC 60255-127:2010 — Functional requirements for over/under voltage protection. Geneva: IEC, 2010.

[5] IEC. IEC 60255-121:2014 — Functional requirements for distance protection. Geneva: IEC, 2014.

[6] IEC. IEC 60255-181:2019 — Functional requirements for frequency protection. Geneva: IEC, 2019.

[7] IEC. IEC 60255-187-1:2021 — Functional requirements for differential protection. Geneva: IEC, 2021.

[8] IEC. IEC TS 60255-216-1:2025 — Digital interface — General requirements and tests for protection functions using digital communication as input and output. Geneva: IEC, 2025.

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

Perguntas frequentes

O que são funções ANSI de proteção?

São designações numéricas padronizadas para identificar funções de dispositivos e proteções em sistemas elétricos, como 50 para sobrecorrente instantânea, 51 para sobrecorrente temporizada e 87 para diferencial.

Qual a diferença entre função 50 e 51?

A 50 atua rapidamente quando a corrente ultrapassa o pickup; a 51 utiliza temporização, frequentemente com curva inversa, para permitir coordenação com outras proteções.

O que significam 27 e 59?

27 é subtensão e 59 é sobretensão. Os limiares, tempos e ações dependem da aplicação e da filosofia de proteção.

O que significa a função 81?

É a função de frequência, normalmente subdividida em subfrequência e sobrefrequência, utilizada em geração, shedding, estabilidade e outros esquemas.

O que é a função 87?

É proteção diferencial. Ela compara correntes nos limites de uma zona e busca identificar faltas internas com alta seletividade e velocidade.

O número ANSI define o ajuste do relé?

Não. O número identifica a função; pickup, temporização, curvas, restrições, polarização e lógica precisam ser definidos pelo estudo e pelo equipamento.

Quais funções são usadas em transformadores?

Conforme porte e criticidade, podem ser usadas 50/51, proteção de terra, 87T, 49, 24, tensão, falha de disjuntor e funções mecânicas integradas ao esquema.

Como comprovar que uma função foi implantada corretamente?

É necessário confrontar memória de cálculo, folha de settings, arquivo carregado no IED e resultados de testes de injeção, lógica e trip.

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