Proteção de Sistemas Elétricos: Filosofia e Seletividade

Proteção de sistemas elétricos de potência: filosofia, zonas, proteção principal e retaguarda, seletividade, redundância, curto-circuito, IED, teleproteção e comissionamento.

Confira!

A proteção de sistemas elétricos de potência é a disciplina de engenharia responsável por detectar faltas e condições anormais, comandar a eliminação do defeito no tempo adequado e limitar seus efeitos sobre pessoas, equipamentos e continuidade do serviço. O objetivo não é simplesmente interromper correntes elevadas, mas decidir qual parte do sistema deve ser isolada, por qual função, em quanto tempo e com qual retaguarda.

Um sistema de proteção precisa equilibrar requisitos que podem competir entre si. Deve ser sensível o suficiente para detectar faltas dentro da zona protegida, seletivo para evitar desligamentos desnecessários, rápido para limitar danos e energia liberada, confiável para atuar quando necessário e seguro contra operações indevidas. Quanto mais interligado, crítico ou variável for o sistema elétrico, maior é a necessidade de uma filosofia de proteção explicitamente projetada.

A proteção também depende da arquitetura física e lógica que a suporta. Transformadores de corrente e potencial, relés ou IED, alimentação auxiliar, circuitos de disparo, disjuntores, telecomunicações, sincronismo, lógicas, registros e documentação fazem parte do mesmo sistema. Uma função corretamente ajustada pode falhar como proteção se qualquer elemento dessa cadeia estiver inadequado, indisponível ou desatualizado em relação ao projeto.

Por isso, a engenharia de proteção deve ser tratada ao longo do ciclo de vida. Ela começa na definição da arquitetura e dos estudos de curto-circuito, passa por especificação, coordenação e parametrização, precisa ser comprovada por testes e comissionamento e deve ser revisada sempre que mudanças de fontes, transformadores, topologia, cargas, geração ou critérios operacionais alterarem as condições originais.

O que um sistema de proteção precisa alcançar

A finalidade primária é eliminar faltas de forma compatível com a segurança e a integridade do sistema. Isso exige mais do que velocidade absoluta. Uma proteção que abre grande parte da instalação para qualquer anomalia pode ser rápida, mas pouco seletiva. Uma proteção excessivamente temporizada pode preservar coordenação, porém aumentar danos térmicos, mecânicos e energia incidente.

Os principais atributos de desempenho podem ser resumidos assim:

Atributo	Pergunta de engenharia
Sensibilidade	A proteção detecta a menor falta relevante dentro da zona?
Seletividade	Apenas a parte necessária do sistema será retirada?
Velocidade	A falta será eliminada antes de produzir danos inaceitáveis?
Confiabilidade	O esquema atuará quando for solicitado?
Segurança de atuação	O esquema evita disparos quando não deveria atuar?
Estabilidade	Faltas externas e transitórios não provocarão operação indevida?
Retaguarda	Existe caminho alternativo para eliminar a falta se a proteção principal falhar?

Esses atributos precisam ser analisados em conjunto. A Engenharia Elétrica transforma esses critérios em estudos, especificações, ajustes e requisitos de teste para cada instalação.

Faltas e condições anormais que a proteção precisa reconhecer

As faltas variam conforme o componente e o sistema. Em redes CA podem ocorrer curtos trifásicos, bifásicos, fase-terra, duas fases-terra, falhas internas de transformadores, faltas em barramentos, perda de fase, sobrecarga, subtensão, sobretensão, desequilíbrio, perda de excitação, frequência anormal e falha de disjuntor.

A ABNT NBR 14039:2021 estabelece, para instalações de média tensão entre 1,0 kV e 36,2 kV, a necessidade de proteção contra sobrecorrentes, sobretensões e outras condições, além de exigir que a instalação suporte os efeitos térmicos e mecânicos das correntes de curto-circuito previstas. A norma também exige coordenação entre proteção, aterramento e características da instalação.

Nem toda anormalidade deve produzir trip imediato. Algumas exigem alarme, supervisão ou temporização. A engenharia define quais condições ameaçam segurança, integridade ou continuidade e qual ação é apropriada em cada caso.

A filosofia de proteção

A filosofia de proteção é o documento ou conjunto de critérios que descreve como o sistema deverá responder às faltas e anomalias. Ela precede os ajustes individuais e deve permanecer válida independentemente do fabricante de relé escolhido.

Uma filosofia bem estruturada define:

fronteiras e zonas de proteção;
componentes e funções protegidas;
faltas consideradas;
funções principais e de retaguarda;
critérios de sensibilidade e seletividade;
tempos máximos ou margens de coordenação;
circuitos e disjuntores comandados;
requisitos de redundância e independência;
intertravamentos, bloqueios e permissivos;
religamento e sincronismo, quando aplicáveis;
comunicação e teleproteção;
critérios de alarme, registro e oscilografia;
condições degradadas e manutenção;
responsabilidade por ajustes, aprovação e alterações.

O conteúdo de Relés de Proteção aprofunda a implementação dessas decisões em funções ANSI, IED e settings.

Zonas de proteção

Uma zona delimita a parte do sistema para a qual determinado esquema deve detectar faltas internas. Transformadores, barramentos, linhas, geradores, motores e alimentadores podem possuir zonas próprias. A fronteira normalmente está associada à posição de transformadores de corrente e aos disjuntores capazes de isolar o componente.

A definição de zonas busca minimizar trechos não protegidos. Em sistemas de maior criticidade, é comum sobrepor zonas adjacentes para evitar zonas mortas. Os Procedimentos de Rede do ONS, por exemplo, exigem nas instalações sob sua abrangência que a disposição dos TC permita superposição entre zonas de proteção de equipamentos primários adjacentes ou que existam funções capazes de tratar eventuais zonas mortas.

A zona também determina quais disjuntores precisam abrir. Uma falta interna de transformador pode exigir abertura em mais de um lado; uma falta em um alimentador normalmente deve ser isolada pelo seu disjuntor; uma falta em barramento pode demandar abertura simultânea de diversos vãos.

Proteção principal e proteção de retaguarda

A proteção principal é projetada para eliminar rapidamente as faltas em sua zona. A retaguarda cobre falhas do esquema principal, do disjuntor ou de outros elementos da cadeia.

A retaguarda pode ser:

local, quando outro esquema na mesma instalação consegue eliminar a falta;
remota, quando uma proteção a montante ou em outro terminal atua depois de um tempo de coordenação;
por falha de disjuntor, quando o sistema detecta que o disjuntor comandado não eliminou a corrente e abre dispositivos adjacentes.

Retaguarda remota tende a retirar uma parte maior do sistema e atuar mais lentamente. Por isso, em instalações críticas, proteção de falha de disjuntor e redundância local podem reduzir a dependência de esquemas remotos.

Falha de disjuntor e função 50BF

O relé pode detectar corretamente uma falta, emitir o trip e ainda assim a corrente permanecer se o disjuntor não abrir. A proteção de falha de disjuntor verifica essa condição e, após critérios de corrente, estado e temporização, comanda nova tentativa ou abertura de disjuntores adjacentes.

Nos requisitos do ONS para instalações de transmissão, o esquema de falha de disjuntor usa detecção 50BF e temporização 62BF, promove retrip e, confirmada a falha, comanda a abertura dos disjuntores necessários para eliminar a corrente.

Em instalações industriais, a aplicação precisa ser definida pela criticidade, arquitetura e consequências da falha. O princípio, contudo, permanece: uma proteção completa precisa considerar não apenas a capacidade de detectar o defeito, mas também a possibilidade de falha do elemento interruptor.

Seletividade é um requisito de continuidade, não apenas uma comparação de curvas. A coordenação precisa ser verificada para níveis máximos e mínimos de falta, diferentes topologias e limites térmicos dos equipamentos protegidos.

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

Seletividade e coordenação de proteção

Seletividade busca retirar a menor porção do sistema necessária para eliminar a falta. A NBR 14039 estabelece que, quando dispositivos de proteção contra sobrecorrente estão em série e a segurança ou necessidade de utilização justificam, suas características devem ser escolhidas para seccionar apenas a parte onde ocorreu o defeito.

A coordenação pode ser obtida por diferentes princípios:

discriminação por corrente;
discriminação por tempo;
curvas inversas;
funções direcionais;
proteção diferencial;
zonas de distância;
intertravamento seletivo;
comunicação entre IED;
teleproteção.

O Estudo de Curto-Circuito, Seletividade e Coordenação de Proteções Elétricas integra os níveis de falta com curvas, pickups, temporizações e limites dos equipamentos.

Sensibilidade e correntes mínimas de falta

A maior corrente de curto-circuito verifica capacidade de interrupção e esforços. Para a proteção, porém, a corrente mínima é igualmente importante: o dispositivo precisa reconhecer faltas que ocorram no extremo da zona ou em configurações com menor contribuição das fontes.

A NBR 14039 exige atuação dos dispositivos para todas as correntes de curto-circuito previstas, inclusive a mínima presumida. Isso pode ser crítico em alimentadores longos, sistemas aterrados por impedância, redes com diferentes modos de geração ou instalações que operam com fontes temporariamente indisponíveis.

A sensibilidade deve ser analisada sem comprometer segurança contra atuações indevidas provocadas por carga, partida, inrush ou transitórios.

O estudo de curto-circuito como base da proteção

Os ajustes não podem ser definidos de forma independente dos níveis de falta. O estudo de curto-circuito determina correntes máximas e mínimas em diferentes barras e cenários, permitindo avaliar:

pickup das funções;
capacidade de interrupção;
suportabilidade de cabos, barramentos e equipamentos;
sensibilidade das proteções;
coordenação a montante e a jusante;
energia incidente;
comportamento em contingências.

A IEC 60909-0 fornece metodologia para cálculo de correntes de curto-circuito em sistemas CA. A NBR 14039 referencia essa família para exemplos de cálculo e efeitos em instalações de média tensão.

O Guia de Estudos Elétricos em Sistemas de Potência mostra como curto-circuito, fluxo de carga, proteção, qualidade de energia e outros estudos compartilham o mesmo modelo elétrico.

Proteção de alimentadores e redes de distribuição

Em alimentadores radiais, sobrecorrente temporizada e instantânea são frequentemente os princípios predominantes. Redes com múltiplas fontes, anéis ou geração distribuída podem exigir direção, comunicação ou filosofia mais sofisticada.

A proteção precisa considerar carga máxima, partida de motores, inrush, corrente de falta mínima, capacidade térmica do cabo, curvas de dispositivos a jusante e proteção a montante. Em circuitos longos, uma falta no extremo pode produzir corrente relativamente baixa, exigindo especial atenção à sensibilidade.

Em média tensão, a coordenação também precisa respeitar os requisitos e ajustes da concessionária no ponto de conexão.

Proteção de transformadores

Transformadores requerem tratamento distinto entre faltas internas, faltas externas, sobrecargas e fenômenos transitórios. Funções usuais podem incluir diferencial 87, sobrecorrente 50/51, proteção de neutro, temperatura e proteções intrínsecas como gás e pressão.

A proteção diferencial precisa permanecer estável durante inrush e faltas externas. Relações de TC, defasagem dos enrolamentos, saturação e restrição percentual influenciam diretamente o desempenho.

Os requisitos ONS para transformadores de potência em instalações de transmissão incluem proteção principal e alternada, diferencial, sobrecorrente e proteções intrínsecas. Em instalações industriais, a filosofia deve ser dimensionada ao risco e ao porte, sem copiar automaticamente requisitos de transmissão.

O conteúdo sobre Transformadores de Potência em Subestações complementa a visão do equipamento protegido.

Proteção de barramentos

Faltas em barramentos podem envolver correntes elevadas e afetar diversos circuitos simultaneamente. Em instalações onde as consequências justificam, proteção diferencial de barramento permite detecção rápida e seletiva da zona interna.

A engenharia deve tratar saturação de TC em faltas externas, configuração variável do barramento, zonas de cheque, transferência de circuitos e lógica de seleção dos disjuntores a abrir.

O Arranjo e a Topologia da Subestação influenciam diretamente a complexidade dessa proteção.

Proteção de linhas e teleproteção

Linhas podem utilizar distância, diferencial de linha, sobrecorrente direcional e esquemas de comunicação. Quando dois terminais precisam compartilhar informação para acelerar ou tornar seletiva a atuação, entra a teleproteção.

Em sistemas de transmissão, o ONS prevê funções de distância, direcionais, sobretensão, lógicas de oscilação de potência, religamento e esquemas de teleproteção, com requisitos específicos de velocidade e redundância.

O artigo de Teleproteção em Subestações e Linhas de Transmissão aprofunda canais, esquemas permissivos, transferência direta de disparo e integração com telecomunicações operacionais.

Proteção de motores e geradores

Motores de maior porte podem exigir proteção contra sobrecarga térmica, curto-circuito, falta à terra, desequilíbrio, partida excessiva, rotor bloqueado, subtensão e outras condições. Geradores adicionam perda de excitação, potência reversa, frequência, diferencial, sobreexcitação e condições de sincronismo.

A filosofia deve considerar o comportamento transitório normal do equipamento. Uma corrente de partida de motor não pode ser confundida com falta; uma oscilação transitória de geração não deve provocar atuação indevida se estiver dentro das condições suportáveis.

Esses temas são aprofundados em conteúdos técnicos específicos porque demandam critérios próprios e interface estreita com processo e operação.

TC, TP e cadeia de medição

Proteção depende da qualidade das grandezas medidas. Transformadores de instrumentos definem relação, precisão, saturação, polaridade e fronteira das zonas. Um erro nessa camada pode comprometer vários IED simultaneamente.

O artigo TC e TP em Subestações explica os fundamentos desses equipamentos. Para proteção, é necessário ainda verificar desempenho durante faltas e compatibilidade com os algoritmos aplicados.

Em subestações digitais, LPIT, Merging Units e Sampled Values podem substituir parte da cadeia convencional, transferindo requisitos adicionais para arquitetura de rede, sincronização e integridade de comunicação.

Redundância só agrega confiabilidade quando reduz modos de falha comum. Proteções críticas precisam considerar não apenas IED duplicados, mas medições, fontes auxiliares, circuitos de trip, comunicação e governança de configuração.

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Redundância e independência

Redundância só reduz risco quando os elementos redundantes não compartilham os mesmos modos de falha. Dois relés instalados no mesmo painel, alimentados pela mesma fonte CC e usando o mesmo núcleo de TC podem oferecer menos independência do que a simples contagem de equipamentos sugere.

Em sistemas de alta criticidade, a análise pode abranger:

IED distintos;
núcleos de TC e secundários de TP independentes;
fontes CC separadas;
circuitos de trip independentes;
bobinas distintas do disjuntor;
redes ou canais de comunicação redundantes;
algoritmos ou princípios de proteção complementares;
rotas físicas distintas.

Os Procedimentos de Rede do ONS exigem, para componentes de transmissão sob sua abrangência, proteção principal e alternada independentes em hardware e software e cadeias auxiliares redundantes. Esse padrão ilustra o nível de assurance exigido em infraestrutura de alta consequência.

Dependabilidade e segurança contra atuação indevida

Uma proteção pode falhar de duas formas relevantes: não atuar quando deveria ou atuar quando não deveria. A engenharia precisa controlar ambos os riscos.

Aumentar sensibilidade indiscriminadamente pode produzir trips por carga, transitórios ou erros de medição. Aumentar restrições e temporizações pode impedir atuação ou prolongar faltas. Esse equilíbrio precisa ser demonstrado por estudos e testes.

Automonitoramento, supervisão de circuitos, registros de evento, lógica de perda de potencial e diagnósticos de comunicação ajudam a tornar falhas latentes visíveis antes que coincidam com uma falta no sistema.

Proteção e energia incidente

O tempo de eliminação de uma falta influencia diretamente a energia incidente de um arco elétrico. A busca por seletividade frequentemente aumenta temporizações, enquanto a mitigação de arc flash pode exigir atuação mais rápida.

Isso cria um problema de otimização entre segurança do trabalhador, continuidade e coordenação. Soluções podem envolver ajustes adaptativos, proteção diferencial, redução temporária de energia, intertravamento seletivo ou mudanças de arquitetura.

O Estudo de Energia Incidente e Risco de Arco Elétrico deve utilizar os tempos e settings realmente aplicáveis ao sistema, e não valores genéricos.

Proteção em múltiplos modos operativos

Paralelismo de transformadores, operação com geradores, transferência entre barras, acoplamentos e contingências alteram correntes e direções de fluxo. Um ajuste adequado para uma configuração pode perder sensibilidade ou seletividade em outra.

O estudo precisa definir explicitamente os cenários e verificar a proteção em cada um deles. Quando diferenças são grandes, podem ser utilizados grupos de ajustes ou lógicas adaptativas, desde que a mudança de grupo seja controlada e testável.

O problema é particularmente importante em instalações críticas com redundância e fontes de emergência, como Data Centers, hospitais e plantas industriais.

IEC 61850, GOOSE e proteção baseada em comunicação

A IEC 61850 permite que IED troquem sinais por mensagens padronizadas. GOOSE pode transportar intertravamentos, permissivos, bloqueios e trips; Sampled Values podem transportar medições digitalizadas; SCL estrutura a configuração da subestação.

Essa evolução não elimina a engenharia de proteção. Ela adiciona uma camada de engenharia de rede e configuração. Latência, sincronismo, redundância, VLAN, qualidade de serviço, cybersecurity e testes de interoperabilidade passam a fazer parte do desempenho do esquema.

A Engenharia de Telecomunicações Operacionais em Subestações e a teleproteção tornam-se interfaces críticas com a disciplina elétrica.

Registro de perturbações e análise pós-falta

Um sistema de proteção maduro precisa explicar o que aconteceu depois de uma atuação. Oscilografia, sequência de eventos, estados digitais, grandezas de pré e pós-falta e sincronização de tempo permitem reconstruir o evento.

Esses dados sustentam a Análise de Falhas e ajudam a distinguir falta real, falha de equipamento, erro de ajuste, problema de medição, atuação indevida ou falha de comunicação.

Os requisitos ONS para registro de perturbações mostram uma abordagem estruturada de retenção de sinais, sincronização e documentação para instalações de transmissão.

Memória de cálculo e documentação de ajustes

Ajustes não deveriam existir apenas dentro do arquivo proprietário do fabricante. A memória de cálculo deve explicar por que cada valor foi escolhido, quais dados sustentam o ajuste, quais cenários foram usados e quais margens foram verificadas.

Uma cadeia documental robusta conecta:

diagrama → modelo elétrico → estudos → filosofia → memória de cálculo → folha de ajustes → arquivo do IED → ensaio → configuração As-Built.

Soluções de Governança Documental e Gestão de Requisitos, Evidências e Critérios de Aceite ajudam a preservar essa rastreabilidade em projetos e instalações com grande número de dispositivos.

Revisão independente e autoridade técnica

Em proteções críticas, a mesma equipe que calculou os ajustes não deveria ser a única camada de assurance. Revisão independente pode detectar premissas inadequadas, erros de transcrição, conflitos de seletividade e inconsistências entre filosofia, memória e arquivo implantado.

A Technical Authority em Engenharia estrutura direitos de decisão técnica, enquanto Project Assurance trata a revisão independente de decisões e evidências relevantes.

Em projetos conduzidos para o proprietário, a Engenharia do Proprietário pode preservar critérios, validar entregáveis de fornecedores e manter coerência entre estudo, aquisição, implantação e aceite.

Testes, SAT e comissionamento do sistema de proteção

Comissionar proteção significa comprovar a cadeia completa, não apenas verificar que o relé liga. Dependendo do sistema, os testes podem incluir:

conferência de ajustes e firmware;
injeção secundária;
teste de pickup e temporização;
lógica de trip e bloqueio;
entradas e saídas;
supervisão de circuito;
trip até o disjuntor;
falha de disjuntor;
GOOSE e comunicação;
testes ponta a ponta;
sincronismo;
oscilografia e sequência de eventos;
grupos de ajustes;
comportamento em condição degradada.

O Comissionamento e Aceite Técnico de Instalações Elétricas fecha a ligação entre a engenharia calculada e a configuração efetivamente entregue.

Proteção em projetos brownfield

Instalações existentes apresentam um desafio adicional: settings ativos podem divergir da documentação, TC podem ter sido substituídos, disjuntores podem ter mudado, novas cargas podem ter sido incorporadas e diagramas podem não representar a condição real.

Antes de revisar a proteção, pode ser necessário levantar:

diagramas e topologia atual;
dados de equipamentos;
settings ativos de cada IED;
relações de TC/TP;
arquivos de configuração;
registros de atuações;
histórico de modificações;
condições de operação praticadas.

A lógica de Projetos Brownfield mostra por que levantamento e reconciliação de configuração são parte do trabalho de engenharia.

Quando revisar a filosofia e os estudos de proteção

Gatilhos típicos incluem:

expansão de carga;
novo transformador ou alteração de potência;
nova geração ou gerador de emergência;
mudança de topologia;
troca de disjuntor;
mudança de TC/TP;
retrofit de relés;
alterações da concessionária;
aumento do nível de curto-circuito;
disparos recorrentes ou atuações indevidas;
falhas não eliminadas como previsto;
mudança de processo ou criticidade;
modernização de subestação.

A Manutenção, Diagnóstico e Modernização de Subestações de Média Tensão deve incorporar essa revisão quando a modernização altera premissas da proteção existente.

Proteção não termina na memória de cálculo. O serviço precisa preservar a continuidade entre modelo, filosofia, settings, implantação, testes e documentação As-Built para que a configuração em campo permaneça tecnicamente defensável.

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Como estruturar um estudo de proteção como serviço de engenharia

Um escopo profissional pode seguir esta sequência:

levantamento e validação de dados;
definição da fronteira e cenários;
modelagem elétrica;
estudo de curto-circuito;
revisão ou elaboração da filosofia;
definição de zonas e funções;
coordenação e seletividade;
memória de cálculo de ajustes;
revisão independente;
folhas e arquivos de settings;
apoio à implantação;
testes e comissionamento;
documentação As-Built e controle de configuração.

O nível de profundidade depende do sistema. Uma instalação radial de média tensão e uma subestação de transmissão não exigem a mesma arquitetura, mas ambas se beneficiam de critérios explícitos e rastreabilidade entre cálculo, ajuste e teste.

Proteção como sistema de governança da continuidade elétrica

A proteção é frequentemente percebida apenas no instante em que ocorre uma falta. Na realidade, sua confiabilidade é construída durante anos por projeto, documentação, testes, manutenção, análise de eventos e controle de mudanças.

A organização precisa saber quais funções estão em serviço, quais estudos sustentam os ajustes, qual revisão de arquivo está implantada, quais exceções existem e como uma mudança técnica é aprovada. Quando isso não é controlado, o sistema pode manter aparente normalidade enquanto acumula falhas latentes.

Tratar proteção de sistemas elétricos de potência como disciplina de engenharia e governança permite conectar segurança, disponibilidade e ciclo de vida. O resultado esperado não é apenas que um relé opere, mas que o sistema isole a falta correta, no ponto correto, pelo motivo correto, dentro do tempo previsto e com evidência suficiente para demonstrar o desempenho da proteção.

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

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

[4] ONS. Procedimentos de Rede — Módulo 2 — Submódulo 2.11: Requisitos mínimos para os sistemas de proteção, de registro de perturbações e de teleproteção. Operador Nacional do Sistema Elétrico.

Perguntas frequentes

O que é proteção de sistemas elétricos de potência?

É a disciplina que define como detectar faltas e condições anormais, quais dispositivos devem atuar, em que tempo e quais partes do sistema devem ser isoladas para limitar danos e preservar segurança e continuidade.

O que é uma zona de proteção?

É a parte do sistema cuja falta interna deve ser detectada por determinado esquema. Suas fronteiras são definidas pela arquitetura, posição de TC e dispositivos capazes de isolar o componente.

Qual a diferença entre proteção principal e retaguarda?

A proteção principal é destinada a eliminar rapidamente faltas em sua zona. A retaguarda atua quando a proteção principal, o disjuntor ou outro elemento da cadeia não elimina a falta como previsto.

Por que o estudo de curto-circuito é necessário para proteção?

Porque os ajustes precisam ser verificados contra correntes máximas e mínimas de falta para garantir capacidade de interrupção, sensibilidade, seletividade e proteção dos equipamentos.

O que significa seletividade na proteção elétrica?

É a coordenação destinada a retirar somente a menor parte necessária do sistema quando ocorre uma falta, preservando o restante da instalação quando tecnicamente possível.

Quando a proteção deve ser revisada?

Quando mudanças em fontes, transformadores, geradores, cargas, topologia, TC/TP, disjuntores, concessionária ou condições operativas podem alterar os níveis de falta ou a filosofia original.

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