Proteção de Alimentadores: 50/51, 67, 79, seletividade, geração distribuída e ajustes

Proteção de alimentadores: 50/51, terra, 67/67N, 79, seletividade, geração distribuída, grupos de settings, FAT/SAT e comissionamento.

Confira!

A proteção de alimentadores é a engenharia destinada a detectar e eliminar faltas em circuitos que distribuem energia a cargas, painéis, transformadores, motores ou ramais, preservando o maior trecho possível do sistema em serviço. Em redes radiais simples, funções de sobrecorrente 50/51 e terra podem parecer suficientes. À medida que surgem anéis, fontes em paralelo, geração distribuída, motores de grande porte, transferência automática ou múltiplos níveis de proteção, a filosofia precisa incorporar direção, religamento, grupos de settings, comunicação e critérios mais sofisticados de seletividade.

O desafio central é posicionar cada proteção entre duas fronteiras: não atuar para carga e transitórios admissíveis, mas atuar com sensibilidade e velocidade para a menor falta relevante da zona. O ajuste precisa ainda respeitar capacidade térmica dos condutores, curvas de transformadores e motores, fusíveis, disjuntores a jusante, limites da concessionária e tempo de retaguarda.

A IEEE C37.230-2020 é a referência ativa da IEEE para aplicações e coordenação de proteção de linhas de distribuição. A IEC 60255-151:2009 estabelece requisitos funcionais para proteção de sobre e subcorrente. A IEEE C37.104-2022 aborda religamento automático em linhas de distribuição e transmissão. Em instalações brasileiras de média tensão, a ABNT NBR 14039:2021 também estabelece requisitos que afetam a proteção geral e sua coordenação com o sistema da concessionária.

Um alimentador bem protegido não é aquele com o maior número de funções habilitadas. É aquele em que cada função possui propósito definido, setting demonstrado, coordenação verificada e comportamento testado no sistema real.

O que é um alimentador no contexto de proteção

Alimentador é o circuito que transfere potência de uma barra ou fonte para uma região de carga ou outro ponto do sistema. Pode ser:

• circuito de média tensão entre subestação e transformador;
• alimentador industrial de motores e centros de carga;
• feeder de distribuição aérea ou subterrânea;
• circuito radial para instalações remotas;
• alimentador em anel;
• circuito com geração distribuída conectada a jusante;
• ligação entre barramentos com função de distribuição.

A proteção precisa ser desenhada conforme a topologia e não apenas segundo a designação “feeder”.

Rede radial: ponto de partida

Em uma rede radial convencional, a energia flui predominantemente da fonte para a carga. Isso simplifica a coordenação porque a corrente de falta também tende a seguir uma direção previsível.

A proteção pode ser organizada em cascata:

fonte → alimentador principal → ramais → cargas

O dispositivo mais próximo da falta deve atuar primeiro. Os dispositivos a montante permanecem como retaguarda.

Esse princípio é a base da seletividade temporal e amperimétrica.

Quando a rede deixa de ser radial

A inclusão de uma segunda fonte muda a filosofia. Geração distribuída, geradores de emergência em paralelo, acoplamento entre barras ou redes em anel permitem correntes em mais de uma direção.

Uma proteção de sobrecorrente não direcional pode:

• atuar para uma falta em circuito adjacente;
• perder seletividade;
• enxergar contribuição reversa;
• apresentar sensibilidade diferente por cenário.

Nesses casos, funções 67/67N, grupos de settings ou esquemas de comunicação podem ser necessários.

Função 51 — sobrecorrente temporizada

A função 51 é uma das proteções mais utilizadas em alimentadores. Ela atua quando a corrente supera um pickup durante um tempo definido por curva inversa ou tempo definido.

O pickup deve ficar acima de:

• carga máxima normal;
• crescimento de carga previsto;
• sobrecargas admissíveis;
• erros de TC e relé;
• transitórios que precisam ser tolerados.

Ao mesmo tempo, deve permanecer abaixo da corrente mínima de falta que precisa ser detectada.

Essa janela precisa ser demonstrada, não presumida.

Curvas inversas

Curvas inversas reduzem o tempo de atuação à medida que a corrente aumenta. IEC e fabricantes disponibilizam famílias como normal inverse, very inverse e extremely inverse.

A escolha depende do dispositivo coordenado. Very inverse e extremely inverse podem apresentar vantagens na coordenação com fusíveis em determinadas faixas, enquanto outras características podem se adequar melhor a relés em cascata.

O Coordenograma e Curvas Tempo-Corrente mostra como avaliar as margens ao longo da faixa de correntes.

Pickup e margem de carga

Adotar um multiplicador fixo da corrente nominal sem avaliar a instalação é uma simplificação perigosa.

A carga pode possuir:

• motores com partidas frequentes;
• transformadores com inrush;
• cargas cíclicas;
• expansão prevista;
• harmônicas;
• transferência de circuitos;
• operação contingencial.

O pickup precisa ser compatível com o regime máximo que o alimentador foi projetado para suportar.

Função 50 — sobrecorrente instantânea

A função 50 fornece atuação rápida para correntes elevadas. Ela pode reduzir dano e energia incidente em faltas próximas ao relé.

Seu setting deve considerar:

• maior transitório admissível;
• inrush de transformadores;
• partida de motores;
• maior falta a jusante que deveria ser eliminada por outro dispositivo;
• menor falta interna próxima que se deseja eliminar rapidamente;
• tolerância e saturação de TC.

Se não houver faixa segura, o elemento instantâneo pode precisar ser desabilitado ou supervisionado por lógica adicional.

50 e seletividade

Um 50 ajustado muito baixo pode ultrapassar a seletividade temporal da 51 e abrir o alimentador principal antes do dispositivo local.

A análise deve sobrepor as correntes máximas de falta nos pontos downstream. O setting instantâneo upstream deve ser comparado à falta máxima além da fronteira de seletividade.

Em redes de baixa impedância, essa separação pode ser pequena.

Função 51N e proteção de terra

Faltas à terra podem produzir correntes muito diferentes das faltas entre fases, especialmente em sistemas aterrados por resistência.

A proteção de terra pode utilizar:

• residual dos três TCs de fase;
• TC no neutro;
• sensor toroidal de sequência zero;
• componente calculada 3I0.

A escolha afeta sensibilidade e erro residual.

TC toroidal e alta sensibilidade

Um core-balance CT envolvendo todas as fases mede diretamente a soma vetorial das correntes e pode detectar pequenas correntes de fuga ou falta à terra com maior sensibilidade.

Em sistemas onde a corrente de falta à terra é limitada, essa solução pode ser decisiva.

O setting precisa permanecer acima de desequilíbrios e correntes capacitivas normais.

Aterramento por resistor

Um resistor de aterramento limita a corrente de falta. Isso reduz dano, mas exige proteção sensível.

Se a corrente máxima de terra foi projetada em dezenas ou centenas de ampères, uma 51N baseada no pickup típico de fase pode não detectar adequadamente.

O estudo deve considerar:

• valor do resistor;
• tempo admissível;
• corrente capacitiva do sistema;
• proteção do resistor;
• coordenação entre feeders.

Função 67 — sobrecorrente direcional

A função 67 atua quando corrente acima do pickup flui na direção configurada.

Ela é importante em:

• sistemas em anel;
• barras com duas fontes;
• geração distribuída;
• paralelismo de transformadores;
• alimentadores interligados;
• redes industriais com cogeração.

O relé utiliza tensão de polarização e relação angular para decidir forward ou reverse.

Ajuste do ângulo da 67

O ângulo característico deve refletir o comportamento da impedância de falta e o método de polarização do IED.

A memória precisa registrar:

• direção positiva;
• referência de corrente;
• tensão de polarização;
• ângulo característico;
• comportamento com tensão reduzida;
• memória de tensão;
• sequência utilizada.

Uma simples injeção de corrente sem fasor de tensão não testa a direção.

Função 67N

Direcional de terra pode utilizar 3I0 e 3V0, sequência negativa ou outras grandezas conforme o relé.

Ela é particularmente útil quando fontes em diferentes pontos contribuem para faltas à terra.

Transformadores delta e esquemas de aterramento alteram como sequência zero se propaga; por isso, direção deve ser baseada no modelo real.

Coordenação entre feeders

Em uma barra com diversos alimentadores, uma falta em um feeder deve retirar apenas esse circuito. A proteção geral da barra/entrada atua como retaguarda.

Isso exige coordenação entre:

• feeder;
• disjuntor principal;
• transformador;
• proteção da concessionária;
• dispositivos a jusante.

O Estudo de Proteção e Seletividade integra esses níveis.

Margem de coordenação

A margem entre duas proteções precisa cobrir erros e tempos físicos.

Pode incluir:

• tolerância do relé downstream;
• tempo da saída;
• tempo do disjuntor;
• interrupção do arco;
• overtravel quando aplicável;
• tolerância do relé upstream;
• margem de engenharia.

Não existe um intervalo universal aplicável a qualquer tecnologia.

Fusíveis em ramais

Fusíveis são comuns em distribuição e proteção de transformadores. A coordenação precisa usar curvas de mínima fusão e total clearing.

Pode haver estratégias de fuse saving ou fuse blowing em redes aéreas com religamento.

A filosofia deve ser explícita: preservar o fusível diante de faltas transitórias ou permitir sua atuação para isolar ramais.

Religadores

Reclosers combinam interrupção e ciclos de religamento. Podem possuir curvas rápidas e lentas para coordenação com fusíveis e outros dispositivos.

A quantidade de shots, dead times e sequência rápida/lenta precisa ser definida conforme:

• natureza das faltas;
• confiabilidade desejada;
• coordenação;
• equipamentos conectados;
• geração distribuída.

A IEEE C37.104-2022 fornece orientação para religamento automático.

Função 79 em alimentadores

A função 79 tenta restabelecer o circuito após uma falta presumivelmente transitória.

É especialmente relevante em redes aéreas, onde descargas atmosféricas, vegetação e contatos temporários podem desaparecer após a abertura.

Em circuitos subterrâneos, faltas tendem a ser permanentes com maior frequência; a estratégia pode ser diferente.

Dead time

Dead time é o intervalo entre abertura e tentativa de religamento. Precisa permitir desionização do arco e respeitar capacidade do disjuntor/religador.

Tempos muito curtos podem religar sobre arco ainda ativo; tempos longos aumentam duração da interrupção.

A decisão deve considerar processo e tipo de rede.

Número de tentativas

Várias tentativas sobre uma falta permanente aumentam esforços sobre equipamento e podem agravar dano.

O número de shots e a sequência de lockout precisam ser definidos conscientemente.

Em instalações industriais críticas, uma única tentativa ou nenhum religamento pode ser a filosofia apropriada.

Bloqueio de 79

Religamento deve ser bloqueado quando o trip indica condição que não deve ser reenergizada automaticamente, como:

• falta interna de transformador;
• falta de barramento;
• falha de disjuntor;
• atuação de lockout 86;
• trip manual;
• manutenção;
• falha de cabo subterrâneo conforme política;
• condição de segurança de processo.

A causa do trip precisa chegar à lógica de 79.

Função 25 e fechamento entre fontes

Quando o alimentador interliga sistemas energizados, o fechamento pode exigir verificação de sincronismo.

A função 25 avalia diferença de tensão, frequência e ângulo.

Em sistemas com geradores, transferência fechada ou anéis, esse permissivo evita fechamento fora de fase.

Transferência automática

Sistemas industriais podem possuir fonte normal e emergência com transferência automática.

A proteção precisa coordenar com estados de fontes e acoplamentos. Correntes de curto-circuito podem variar significativamente entre rede e gerador.

Grupos de settings podem ser necessários para manter sensibilidade no modo emergência e seletividade no modo normal.

Alimentadores de motores

Grandes motores apresentam corrente de partida elevada. Uma 50/51 genérica pode atuar indevidamente se o coordenograma não incluir a curva de partida e o limite térmico.

A Proteção de Motores e Geradores detalha funções 49, 46, 87M, stall e partida.

A proteção do feeder deve coordenar com o relé dedicado da máquina.

Alimentadores de transformadores

Inrush de magnetização pode sensibilizar elementos instantâneos. A proteção precisa permitir energização e ainda manter retaguarda adequada.

Curvas de dano e through-fault do transformador também entram no coordenograma.

A Proteção de Transformadores aprofunda 87T, REF e proteções próprias do ativo.

Alimentadores com bancos de capacitores

Energização de capacitores pode produzir correntes transitórias elevadas e de alta frequência. Back-to-back switching intensifica o fenômeno.

A proteção precisa evitar operação indevida durante chaveamento normal e ainda detectar faltas no circuito.

O estudo deve considerar especificações de disjuntores, inrush e proteção do banco.

Cabos de média tensão

Cabos possuem limites térmicos e características de curto-circuito que precisam ser protegidos.

O coordenograma deve verificar:

• ampacidade;
• corrente admissível de curto-circuito;
• tempo de suportabilidade;
• tela metálica e aterramento;
• faltas à terra;
• terminação e emendas.

A proteção deve atuar antes de ultrapassar a capacidade térmica do cabo.

Redes aéreas

Redes aéreas apresentam maior incidência de faltas transitórias, tornando religamento e coordenação com fusíveis relevantes.

Vegetação, descargas atmosféricas e animais podem provocar eventos temporários.

Indicadores de falta e automação de seccionadores podem reduzir tempo de localização e isolamento.

Redes subterrâneas

Faltas em cabos subterrâneos tendem a exigir reparo físico. Religamento repetitivo pode aumentar dano.

A filosofia pode privilegiar trip definitivo e localização rápida da falta.

Sistemas em anel com RMUs podem permitir recomposição isolando apenas o trecho defeituoso.

Alimentador em anel

Em um anel fechado, a falta recebe contribuição por dois sentidos. 67/67N permitem distinguir direção e isolar o trecho apropriado.

A coordenação pode utilizar:

• direção;
• temporização;
• comunicação entre IEDs;
• diferencial de linha em trechos críticos;
• automação de recomposição.

A filosofia precisa ser testada para diferentes pontos de abertura do anel.

Operação com anel aberto

Redes em anel frequentemente operam com um ponto normalmente aberto. A condição é radial, mas o ponto de abertura pode mudar em contingência.

Settings devem permanecer válidos para todas as configurações autorizadas ou mudar de grupo conforme a topologia.

A operação não pode criar uma configuração não estudada.

Geração distribuída

Geração conectada a jusante transforma o alimentador. A corrente de falta pode circular da carga para a fonte e alterar coordenação existente.

Efeitos incluem:

• contribuição reversa;
• aumento ou redução aparente de corrente no relé da subestação;
• perda de coordenação com fusíveis;
• ilhamento;
• alterações de tensão;
• necessidade de 67;
• mudança de religamento.

A proteção deve ser revisada sempre que a geração modifica materialmente os cenários.

Fontes baseadas em inversores

Fotovoltaico, BESS e eólico com conversores podem limitar corrente de falta e controlar suas componentes.

Uma falta mínima pode ser menor do que em sistemas dominados por máquinas síncronas, reduzindo sensibilidade de 50/51.

Modelos adequados e dados do fabricante são necessários. Não se deve assumir múltiplos de corrente típicos de geradores convencionais.

Anti-ilhamento e interface

Geração distribuída possui proteções de interface com requisitos específicos da concessionária. O feeder precisa coordenar com essas funções.

Durante perda da fonte principal, a GD não deve manter energizada uma ilha de forma não autorizada.

Funções de tensão, frequência, direção e esquemas de comunicação podem participar da estratégia.

Reclosing com geração distribuída

Religamento automático sobre uma ilha energizada pode produzir fechamento fora de fase.

A presença de GD pode exigir:

• bloqueio de 79;
• dead line check;
• sync check;
• DTT para desconexão da geração;
• tempos específicos.

A filosofia de religamento deve ser revista quando nova geração é conectada.

Proteção de barramento a montante

Uma falta interna de barra deve ser eliminada por proteção própria quando existente. O feeder não deve disparar indevidamente para uma falta fora de sua zona, salvo retaguarda prevista.

O artigo Proteção de Barramentos detalha 87B e 50BF.

A posição do TC define a fronteira entre as zonas.

50BF do disjuntor do feeder

Se o feeder recebe trip e o disjuntor não interrompe a corrente, a falha pode exigir abertura do disjuntor principal ou de outras fontes da barra.

O timer 50BF deve considerar tempo real de abertura e margem.

A lógica precisa evitar BF durante corrente de carga residual ou em condição de disjuntor aberto.

Arc flash e tempo de atuação

Retardar proteção para obter seletividade pode elevar energia incidente em painéis.

A solução precisa equilibrar continuidade e segurança. Alternativas incluem:

• ZSI;
• proteção de arco;
• manutenção com grupo rápido;
• diferencial de barramento;
• lógica de bloqueio;
• disjuntores de menor clearing time.

O Estudo de Energia Incidente e Risco de Arco Elétrico deve usar os settings finais aprovados.

Maintenance mode

Alguns relés/disjuntores possuem modo de manutenção que reduz temporizações durante trabalho energizado.

Esse recurso precisa ser controlado para evitar perda de seletividade permanente.

A governança deve definir:

• quem habilita;
• quando;
• indicação visível;
• retorno automático/manual;
• registro de eventos;
• impacto no estudo.

ZSI em alimentadores

Zone Selective Interlocking permite que dispositivos troquem bloqueios para acelerar atuação quando a falta está em sua própria zona.

Um feeder downstream que detecta falta bloqueia atuação instantânea do upstream. Sem bloqueio, o dispositivo principal pode atuar rapidamente.

A comunicação precisa ser testada sob falha de canal.

Lógica de bloqueio entre IEDs

Em média tensão, feeders podem enviar sinais ao relé geral para diferenciar falta de barra de falta downstream.

A lógica oferece seletividade de alta velocidade sem 87B em algumas aplicações.

Entretanto, depende de todos os relés e do canal. O fail-safe deve ser definido.

IEC 61850 e GOOSE

GOOSE permite transportar bloqueios, trips e estados com baixa latência dentro da subestação.

A proteção passa a depender também de:

• configuração SCL;
• datasets;
• publicadores/assinantes;
• qualidade;
• perda de comunicação;
• prioridade de rede;
• redundância.

O teste funcional precisa verificar o esquema completo.

TCs de alimentadores

TCs precisam ser adequados simultaneamente à carga e às correntes de falta.

Critérios incluem:

• relação;
• classe;
• burden;
• saturação;
• corrente nominal secundária;
• núcleo dedicado;
• capacidade térmica.

Relação excessivamente alta pode reduzir resolução para faltas sensíveis; relação baixa pode levar a saturação em faltas severas.

Relação de TC e expansão de carga

Escolher relação apenas pela corrente presente pode limitar futura expansão. Escolher valor muito alto para “deixar folga” pode prejudicar sensibilidade.

A decisão deve equilibrar:

• carga atual;
• crescimento planejado;
• faixa do IED;
• curto-circuito;
• classe do TC;
• funções de terra.

O TC e TP em Subestações aprofunda a seleção.

Saturação de TC

Durante faltas elevadas, saturação pode distorcer a corrente e aumentar tempo de atuação ou afetar direção.

A análise deve considerar X/R e burden. A IEEE C37.110-2023 é referência para aplicação de TCs em proteção.

Elementos instantâneos e 50BF dependem de medição confiável nos primeiros ciclos.

Curto-circuito máximo

A falta máxima é usada para verificar:

• capacidade de interrupção;
• saturação de TC;
• esforço térmico/eletrodinâmico;
• seletividade do 50;
• energia incidente.

O valor precisa corresponder à topologia de maior contribuição plausível.

Curto-circuito mínimo

A falta mínima é igualmente importante para proteção. Ela define se o pickup possui sensibilidade.

Pode ocorrer em:

• extremidade do feeder;
• geração mínima;
• fonte de emergência;
• falta à terra resistiva;
• sistema com GD limitada por conversor.

Um estudo que calcula apenas máximo não é suficiente para settings.

Relação entre pickup e sensibilidade

Uma métrica útil é comparar corrente mínima de falta ao pickup efetivo. A margem deve ser suficiente para garantir operação considerando erros e variações.

Se a margem é pequena, a solução pode envolver proteção de terra mais sensível, função direcional, redução da relação de TC ou proteção unitária.

Não se deve simplesmente reduzir pickup abaixo da carga máxima.

Coordenação com a concessionária

Em entradas de média tensão, a proteção do consumidor deve coordenar com critérios da distribuidora.

A ABNT NBR 14039:2021 estabelece, em suas condições de aplicação, requisitos de coordenação da proteção geral com a concessionária.

O estudo deve registrar:

• corrente de curto-circuito informada;
• limites de pickup;
• curvas da concessionária;
• tempos máximos;
• demanda e transformadores;
• geração própria.

Mudanças da rede podem exigir revisão.

Coordenograma

O coordenograma reúne em uma base comum:

• curvas 51;
• instantâneas 50;
• fusíveis;
• disjuntores eletrônicos;
• limites térmicos de cabos;
• transformadores;
• partidas de motores;
• correntes de curto-circuito.

Ele permite visualizar cruzamentos e margens, mas deve ser complementado por tabela de cenários e settings.

Seletividade total e parcial

Seletividade total existe quando o dispositivo downstream elimina todas as faltas dentro de determinada faixa sem atuação do upstream.

Seletividade parcial é garantida apenas até certo nível de corrente.

O projeto deve declarar a condição obtida. Não é correto afirmar “seletivo” sem indicar limites.

Seletividade lógica

Comunicação pode permitir seletividade sem grandes atrasos. ZSI e bloqueios entre relés são exemplos.

O benefício é reduzir tempo de clearing; o custo é dependência adicional de sinais e lógica.

A filosofia precisa incluir retaguarda caso a comunicação falhe.

Coordenação com disjuntores de baixa tensão

Um feeder MT pode alimentar transformador e quadro BT com disjuntores eletrônicos. A proteção MT precisa permitir que disjuntores BT eliminem faltas locais quando possível.

Curvas precisam ser referidas à mesma base de tensão/corrente.

A relação do transformador deve ser usada corretamente na conversão.

Coordenação com proteção de transformador

Se o transformador possui 87T, a proteção de feeder MT pode atuar como retaguarda. Isso permite maior seletividade para faltas downstream sem sacrificar rapidez em faltas internas do transformador.

Sem diferencial, a 50/51 precisa proteger também o transformador e sua curva de dano.

A arquitetura do ativo muda a função do feeder.

Coordenação com proteção de motor

Para motor com relé dedicado, a proteção do feeder deve permanecer acima das curvas de partida e do relé da máquina, exercendo retaguarda.

Para motores menores sem proteção dedicada sofisticada, o dispositivo do feeder pode assumir mais funções.

O escopo de proteção precisa declarar essa fronteira.

Grupos de settings

Um feeder pode operar em diferentes topologias:

• rede normal;
• gerador de emergência;
• barra acoplada;
• barra separada;
• GD conectada;
• anel aberto/fechado.

A corrente de curto-circuito muda. Múltiplos grupos podem preservar sensibilidade e seletividade.

A seleção de grupo precisa ser governada.

Grupo errado como modo de falha

Um ótimo setting no grupo errado é um setting inadequado.

O projeto deve definir:

• condição de seleção;
• prioridade;
• fallback;
• indicação ao operador;
• alarme de inconsistência;
• teste de transição.

Mudança automática depende da confiabilidade dos estados de topologia.

Memória de cálculo dos settings

Para cada feeder, a memória deve incluir:

• carga máxima;
• ampacidade;
• TC;
• curto-circuito máximo/mínimo;
• transitórios;
• pickup 51;
• curva e TMS/Time Dial;
• pickup 50;
• terra 50N/51N;
• 67/67N quando aplicável;
• 79;
• 25;
• 50BF;
• grupos;
• margens de coordenação;
• cenários.

O Ajustes de Relés de Proteção detalha como estruturar essa rastreabilidade.

Folha de settings

A folha deve usar os nomes reais dos parâmetros do IED, com unidade e grupo.

É importante registrar:

• tag;
• modelo/firmware;
• relação de TC/TP;
• função;
• pickup;
• curva;
• tempo;
• direção;
• lógica;
• grupo;
• origem na memória.

O arquivo nativo deve ser preservado junto à folha.

FAT de proteção de feeders

O FAT pode verificar:

• 50/51;
• terra;
• 67/67N;
• 79;
• 25;
• 50BF;
• grupos;
• lógica de transferência;
• GOOSE/ZSI;
• entradas e saídas;
• alarmes;
• oscilografia.

Os casos precisam refletir cenários reais da instalação.

Injeção secundária

Testes por injeção devem confirmar pickup e tempo em pontos representativos da curva.

Para 67, deve-se variar ângulo. Para 79, simular trip e estados de linha. Para 50BF, simular corrente persistente.

O relatório deve registrar valores aplicados, medidos e tolerâncias.

Teste primário

Injeção primária ou métodos equivalentes verificam TCs, polaridade, relação e parte da fiação.

É útil para detectar erros que o teste direto no relé não vê.

Em feeders com TC toroidal, a prova também confirma o sentido e a passagem correta dos condutores.

Teste funcional ponta a ponta

O Comissionamento e Aceite Técnico de Instalações Elétricas deve verificar o caminho completo:

corrente → TC → relé → lógica → saída → disjuntor → retorno → SCADA.

Em ZSI ou GOOSE, incluir comunicação e bloqueios.

Teste de religamento

O ensaio deve comprovar:

• quais trips iniciam 79;
• dead time;
• número de tentativas;
• bloqueios;
• lockout;
• posição do disjuntor;
• 25 quando aplicável;
• retorno ao estado normal.

Não basta testar o timer isoladamente.

Teste de transferência de fonte

Em instalações com ATS ou lógica de barra, simular perda da fonte normal, partida/entrada da emergência e retorno.

A proteção precisa permanecer adequada durante cada etapa.

O grupo de settings ativo deve ser conferido e registrado.

Energização e carga

Após energização, é possível verificar:

• corrente por fase;
• sequência;
• potência;
• direção 67;
• residual;
• relação de TC;
• equilíbrio de carga;
• grupo ativo.

Essas verificações detectam erros de fiação antes de uma falta real.

Oscilografia e SOE

Após trip, os registros ajudam a determinar:

• função iniciada;
• magnitude da falta;
• direção;
• tempo;
• atuação downstream;
• abertura do disjuntor;
• religamento;
• 50BF;
• grupo de settings.

O histórico deve retroalimentar a engenharia e a manutenção.

Indicadores de falta e localização

Em redes extensas, indicadores de passagem de falta ajudam a reduzir tempo de localização.

Podem ser locais ou integrados ao SCADA. Direção e detecção de terra precisam ser compatíveis com a topologia.

Eles não substituem proteção, mas melhoram resposta operacional.

FLISR e automação de distribuição

Fault Location, Isolation and Service Restoration utiliza estados de rede e automação para identificar trecho defeituoso, abrir dispositivos e recompor áreas sadias.

A proteção precisa ser coordenada com a automação. Uma ação de recomposição pode alterar topologia e, portanto, os settings válidos.

Regras de operação e grupos precisam ser consistentes.

Self-healing e proteção

Redes autorrecuperáveis aumentam número de configurações possíveis. O benefício de continuidade exige maior governança do modelo elétrico.

Não é aceitável recompor automaticamente para uma topologia cuja seletividade nunca foi estudada.

A automação precisa respeitar limites de carregamento, tensão e proteção.

Confiabilidade e posicionamento de dispositivos

A IEEE 1806-2021, com corrigendum de 2024 publicado em 2025, trata técnicas baseadas em confiabilidade para posicionar dispositivos de manobra e proteção de sobrecorrente até 38 kV.

A decisão de onde instalar religadores, seccionadores e proteção afeta frequência e duração das interrupções.

Proteção e confiabilidade devem ser analisadas em conjunto.

Criticidade de cargas

Nem todos os feeders possuem a mesma consequência de desligamento. Hospitais, data centers, processos contínuos e serviços essenciais podem exigir:

• fontes redundantes;
• transferência rápida;
• seletividade elevada;
• monitoramento;
• redundância de relés;
• testes periódicos.

A criticidade não deve levar a desabilitar proteção, mas a melhorar arquitetura.

Disponibilidade versus seletividade

Uma proteção muito lenta pode manter seletividade e aumentar dano. Uma proteção muito rápida pode ampliar desligamentos.

O projeto precisa otimizar:

• segurança;
• integridade do ativo;
• continuidade;
• energia incidente;
• confiabilidade.

Esquemas lógicos e proteção unitária podem reduzir esse conflito.

Brownfield: feeders existentes

Em instalações antigas, o levantamento deve identificar:

• relés e settings reais;
• TCs;
• disjuntores;
• cabos;
• cargas;
• transformadores;
• geração;
• topologia;
• curvas existentes;
• alterações de campo;
• histórico de trips.

O setting encontrado deve ser tratado como condição existente, não como critério validado.

Modernização de relés

Migrar relés eletromecânicos ou digitais antigos para IEDs modernos exige revisar a coordenação inteira.

Novas funções podem incluir:

• oscilografia;
• 67;
• 79;
• 50BF;
• comunicação;
• GOOSE;
• grupos.

Habilitar recursos sem filosofia apenas aumenta complexidade.

Design Review de proteção de alimentadores

O Design Review deve confrontar:

• unifilar;
• cargas;
• curto-circuito;
• TCs;
• cabos;
• disjuntores;
• settings;
• coordenogramas;
• geração;
• lógica;
• FAT/SAT.

Em projetos de expansão, a revisão também verifica impacto sobre feeders existentes.

Owner’s Engineering

Quando painéis, transformadores, geração e automação são fornecidos por diferentes pacotes, a coordenação pode se perder nas interfaces.

O Owner’s Engineering mantém uma baseline única de proteção e critérios de aceite sob a ótica do proprietário.

Isso é especialmente relevante quando novos feeders alteram seletividade de uma instalação existente.

Governança de settings

Cada feeder deve possuir arquivo nativo, memória e revisão aprovados.

Mudanças de carga, topologia ou geração precisam acionar revisão técnica.

A Governança Documental mantém settings e evidências sincronizados.

As-Built

O As-Built deve registrar:

• relé/firmware;
• TCs/TPs;
• settings;
• grupos;
• lógica;
• GOOSE/ZSI;
• disjuntor;
• cabos;
• cargas relevantes;
• relatórios de teste.

Sem isso, futuras expansões podem partir de uma base incorreta.

Erros comuns em proteção de alimentadores

Entre os erros recorrentes estão:

• pickup calculado apenas pela corrente nominal;
• não verificar falta mínima;
• 50 sobrealcançando circuitos downstream;
• curva 51 cruzando proteção a jusante;
• ignorar tempo real do disjuntor;
• terra sem sensibilidade para aterramento resistivo;
• 67 com direção ou polarização incorreta;
• manter settings após entrada de GD;
• religamento habilitado em cabo ou processo inadequado;
• não bloquear 79 para trips graves;
• grupo incorreto na fonte de emergência;
• TCs superdimensionados em relação;
• não testar GOOSE/ZSI;
• As-Built divergente.

Quando revisar settings de feeders

A revisão é recomendada após:

• aumento significativo de carga;
• troca de cabo;
• inclusão de motor grande;
• substituição de transformador;
• nova geração distribuída;
• mudança de fonte;
• fechamento de anel;
• alteração de disjuntor;
• troca de TC;
• novo relé/firmware;
• mudança da concessionária;
• novo estudo de arco;
• atuação indevida;
• alteração de topologia.

Entregáveis de um estudo de proteção de alimentadores

Entregável	Conteúdo
base de dados	feeders, cargas, cabos, fontes e TCs
curto-circuito	máximos e mínimos por cenário
filosofia	principal, retaguarda, direção e 79
coordenogramas	curvas e limites dos ativos
memória	50/51, terra, 67, 79, 50BF e grupos
folha de settings	parâmetros por IED
arquivos nativos	configuração completa
lógica	transferência, ZSI, GOOSE e bloqueios
FAT/SAT	casos e critérios de aceite
As-Built	condição final energizada

Como contratar um estudo de proteção de feeders

O escopo deve informar quantidade de alimentadores, tensões, cargas, topologia, fontes, geração, relés, TCs, disjuntores e documentação disponível.

Uma contratação completa pode compreender:

1. levantamento e validação; 2. curto-circuito; 3. seletividade; 4. cálculo de settings; 5. análise de GD e modos operacionais; 6. Design Review; 7. parametrização; 8. FAT/SAT; 9. comissionamento; 10. As-Built.

O Estudo de Curto-Circuito, Seletividade e Coordenação de Proteções integra o feeder à proteção geral da instalação.

Proteção de alimentadores como camada de continuidade

A maioria das faltas de uma instalação elétrica ocorre em circuitos e cargas, não necessariamente no barramento principal. A qualidade da proteção dos feeders determina se um defeito local será isolado localmente ou se se transformará em desligamento amplo.

Essa seletividade precisa conviver com segurança e integridade. Não basta atrasar relés em cascata: tempos maiores podem aumentar dano e energia incidente. Direcionalidade, comunicação, grupos de settings, 79 e lógica seletiva permitem respostas mais inteligentes quando a topologia exige.

Uma filosofia madura trata cada alimentador como zona funcional conectada a um sistema, com dados de carga, falta máxima e mínima, limites dos ativos, settings, testes e histórico operacional. Essa visão transforma 50/51 de uma configuração genérica em uma camada controlada de proteção, disponibilidade e governança do sistema elétrico.

Referências técnicas

[1] IEEE. IEEE C37.230-2020 — IEEE Guide for Protective Relay Applications to Distribution Lines.

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

[3] IEEE. IEEE C37.104-2022 — IEEE Guide for Automatic Reclosing on AC Distribution and Transmission Lines.

[4] IEEE. IEEE 1806-2021 — IEEE Guide for Reliability-Based Placement of Overhead and Underground Switching and Overcurrent Protection Equipment up to and Including 38 kV.

[5] IEEE. IEEE C37.110-2023 — IEEE Guide for the Application of Current Transformers Used for Protective Relaying Purposes.

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

Perguntas frequentes

Quais são as principais funções de proteção de um alimentador?

Em redes radiais, 50/51 e proteções de terra são comuns. Conforme topologia, também podem ser necessárias 67/67N, 79, 25, 50BF, grupos de settings e lógicas de comunicação.

Como definir o pickup da função 51?

Ele deve ficar acima da carga máxima e dos transitórios admissíveis, mas abaixo da menor falta que precisa ser detectada, considerando TCs, erros e margem de engenharia.

Quando a função 67 é necessária?

É especialmente útil quando a corrente pode fluir em mais de uma direção, como em anéis, duas fontes, paralelismo ou geração distribuída.

Por que a falta mínima é importante?

Porque ela determina a sensibilidade da proteção. Um pickup que responde bem ao curto-circuito máximo pode não detectar uma falta remota, resistiva ou alimentada por fonte fraca.

Quando usar religamento automático 79?

É comum em redes aéreas com alta incidência de faltas transitórias. A aplicação depende do tipo de circuito, processo, segurança e coordenação.

A geração distribuída muda os settings dos feeders?

Pode mudar significativamente. A GD altera direção e magnitude das correntes de falta, coordenação, ilhamento e religamento, exigindo revisão dos cenários.

O que é seletividade parcial?

É quando a coordenação é garantida apenas até determinado nível de corrente. Acima desse valor, dois dispositivos podem atuar simultaneamente ou perder a ordem seletiva.

Quando revisar a proteção de um alimentador?

Após mudanças de carga, cabo, transformador, motor, geração, fonte, topologia, TC, relé, firmware, disjuntor ou após atuações indevidas e novos estudos de curto-circuito/arco.

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