Relé de Proteção: Funções ANSI, Ajustes e Seletividade

Relé de proteção em sistemas elétricos: funções ANSI 50/51, 27/59, 67, 81 e 87, ajustes, TC/TP, seletividade, IED, IEC 61850, testes e governança.

Confira!

Relé de proteção é o equipamento responsável por supervisionar grandezas elétricas e lógicas, reconhecer condições anormais e comandar ações destinadas a limitar danos, preservar a segurança e manter a continuidade do sistema. Em aplicações modernas, o relé normalmente é um IED — Intelligent Electronic Device — que reúne múltiplas funções de proteção, registros de eventos, oscilografia, automonitoramento, lógica programável e comunicação com outros sistemas.

O relé não atua sozinho. Sua resposta depende da cadeia completa formada por transformadores de corrente e potencial, entradas digitais, alimentação auxiliar, ajustes, lógica, circuitos de trip, disjuntor, comunicação e condições reais do sistema elétrico. Um equipamento corretamente especificado pode oferecer proteção inadequada se os TC saturarem, os ajustes não forem coordenados, a bobina de abertura não estiver disponível ou o modelo de curto-circuito não representar a instalação.

As funções de proteção são normalmente identificadas por números ANSI/IEEE, como 50 para sobrecorrente instantânea, 51 para sobrecorrente temporizada, 27 para subtensão, 59 para sobretensão, 67 para sobrecorrente direcional, 81 para frequência e 87 para diferencial. Esses números representam funções, não modelos de equipamento. Um único relé digital pode executar dezenas de funções, mas a filosofia de proteção deve selecionar apenas aquelas necessárias à zona, ao componente e ao risco analisado.

Por isso, engenharia de relés de proteção envolve muito mais que parametrização. Exige estudo de curto-circuito, definição de zonas, critérios de sensibilidade e seletividade, análise de retaguarda, escolha de relações e classes de TC/TP, revisão de lógicas, documentação de ajustes, testes e controle de mudanças. O objetivo é demonstrar que a função correta detectará a falta correta e acionará o dispositivo correto dentro do tempo requerido.

Como funciona um relé de proteção moderno

Relés eletromecânicos e estáticos foram durante décadas a base da proteção de sistemas elétricos. Hoje, grande parte das novas aplicações utiliza relés digitais ou numéricos, capazes de amostrar sinais, processar algoritmos e combinar proteção, controle, registro e comunicação em um mesmo IED.

A cadeia funcional pode ser simplificada como:

aquisição: TC, TP, sensores, entradas digitais ou Sampled Values fornecem grandezas ao IED;
processamento: algoritmos calculam fasores, sequências, frequência, impedância e outras grandezas;
comparação: os valores são avaliados contra pickups, curvas, zonas, restrições e lógicas;
decisão: a função identifica condição de partida, alarme, bloqueio ou disparo;
saída: contatos, GOOSE ou outros meios comandam disjuntores e lógicas associadas;
registro: eventos, oscilografias, flags e grandezas ficam disponíveis para análise posterior.

A IEC 60255-1 estabelece requisitos comuns para relés de medição e equipamentos de proteção. As partes específicas da família IEC 60255 tratam desempenho funcional, segurança, compatibilidade eletromagnética e diferentes funções. Em sistemas digitais, a proteção também se relaciona com IEC 61850 e requisitos de comunicação determinística.

Função de proteção não é a mesma coisa que relé

É importante separar três conceitos:

Conceito	Significado
Relé / IED	equipamento físico ou lógico que executa funções
Função de proteção	algoritmo ou princípio usado para detectar determinada condição
Esquema de proteção	combinação de funções, medições, lógica, comunicação, trip e retaguarda aplicada a uma zona

Essa distinção evita uma prática comum: selecionar um relé pela quantidade de funções disponíveis sem definir primeiro a filosofia do sistema. Em engenharia, a pergunta correta não é “qual relé tem mais recursos?”, mas quais faltas precisam ser detectadas, em que zona, com que velocidade, sensibilidade, seletividade e redundância.

O artigo de Proteção de Sistemas Elétricos de Potência aprofunda essa visão sistêmica.

Principais funções ANSI de proteção

As funções ANSI são uma linguagem técnica consolidada para identificar funções de dispositivos e esquemas. Alguns números recorrentes em sistemas industriais e de potência são:

ANSI	Função	Aplicação típica
21	distância	linhas e alimentadores, proteção por impedância aparente
27	subtensão	perda ou redução anormal de tensão
32	potência direcional	fluxo de potência e proteção de geração
40	perda de excitação	geradores e compensadores síncronos
46	sequência negativa / desequilíbrio	motores, geradores e outros equipamentos
49	térmica	proteção por modelo térmico
50	sobrecorrente instantânea	faltas de alta magnitude sem temporização intencional
51	sobrecorrente temporizada	sobrecorrentes com curva ou tempo definido
50N/51N	sobrecorrente de neutro	faltas à terra medidas no neutro
50G/51G	sobrecorrente de terra	faltas à terra por medição residual ou específica
50BF	falha de disjuntor	detecção de falta de abertura após comando de trip
59	sobretensão	tensão acima do limite definido
63	pressão/gás	proteção intrínseca de transformadores e reatores
67	sobrecorrente direcional	redes com múltiplas fontes e necessidade de direção
81	frequência	sub/sobrefrequência
87	diferencial	transformadores, barramentos, linhas, geradores e outras zonas

Os sufixos e nomenclaturas variam conforme equipamento, concessionária, norma e filosofia. Por isso, a matriz de funções deve ser acompanhada por uma descrição funcional inequívoca.

Funções 50 e 51: sobrecorrente instantânea e temporizada

As funções 50 e 51 são fundamentais em sistemas de distribuição e média tensão. A função 50 atua quando a corrente ultrapassa um pickup definido e normalmente não possui temporização intencional. A função 51 aplica uma temporização, que pode ser de tempo definido ou seguir curvas inversas.

A ABNT NBR 14039:2021 prevê, em condições específicas de subestações de entrada, proteção por disjuntor acionado por relés secundários com funções 50 e 51 de fase e neutro. Para instalações com capacidade instalada superior a 300 kVA, a norma determina proteção geral em média tensão por disjuntor acionado por esses relés.

A escolha do pickup não pode ser feita apenas acima da corrente de carga. É necessário considerar:

máxima corrente operacional;
sobrecargas admissíveis;
correntes de partida e inrush;
corrente mínima de falta na zona protegida;
suportabilidade térmica de cabos e equipamentos;
proteção a montante e a jusante;
curva do equipamento protegido;
margem de coordenação;
modos operativos diferentes.

A Seletividade de Disjuntores introduz a lógica de coordenação em baixa tensão; em média tensão, relés tornam o problema mais flexível, mas também mais dependente de modelagem e critérios.

Ajuste de relé não deve nascer de um valor isolado. Pickup, curva e temporização precisam ser verificados contra correntes máximas e mínimas de falta, limites dos equipamentos e dispositivos a montante e a jusante.

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

Curvas de tempo inverso e coordenação

Em proteção temporizada, o tempo de atuação pode diminuir à medida que a corrente aumenta. Curvas inversas, muito inversas ou extremamente inversas são escolhidas conforme características do sistema e dos equipamentos.

O coordenograma reúne curvas dos dispositivos e limites dos componentes protegidos. Ele permite verificar se, para diferentes níveis de corrente, o dispositivo mais próximo da falta atua primeiro e se existe margem entre a eliminação da falta e os limites térmicos do sistema.

A coordenação não deve ser analisada apenas em um único nível de curto-circuito. A corrente varia conforme ponto da falta, impedâncias, configuração, fontes em serviço e contribuição de motores ou geração própria. Por isso, o ajuste depende do Estudo de Curto-Circuito, Seletividade e Coordenação de Proteções.

Sensibilidade: o relé precisa enxergar a menor falta relevante

Um erro comum é verificar apenas a maior corrente de curto-circuito. Essa corrente é importante para capacidade de interrupção e suportabilidade, mas a proteção também precisa detectar a menor corrente de falta dentro de sua zona.

A NBR 14039 exige que o dispositivo de proteção contra curto-circuito atue para todas as correntes de falta previstas, inclusive a corrente mínima presumida. Em sistemas com alta impedância, alimentadores longos, geração reduzida ou determinados esquemas de aterramento, faltas podem produzir correntes significativamente menores.

Isso exige verificar a relação entre pickup e corrente mínima, além da precisão dos TC, da medição residual e das condições operativas que reduzem a contribuição das fontes.

Seletividade: eliminar a menor parte possível do sistema

Seletividade significa coordenar dispositivos de modo que uma falta seja eliminada pelo elemento mais próximo capaz de isolá-la, preservando o restante da instalação quando tecnicamente possível.

A NBR 14039 estabelece que, quando dois ou mais dispositivos de proteção contra sobrecorrente estão em série e a segurança ou as necessidades de utilização justificam, suas características devem ser escolhidas para seccionar somente a parte da instalação onde ocorreu a falta.

Em sistemas críticos, a seletividade deve ser tratada como requisito de continuidade. Ela pode envolver:

seletividade por corrente;
seletividade por tempo;
curvas inversas;
lógica de bloqueio ou intertravamento;
funções direcionais;
proteção diferencial;
comunicação entre IED;
transferência de trip;
zonas de distância.

A solução depende da arquitetura. Tentar obter seletividade apenas aumentando temporizações pode aumentar energia incidente e exposição dos equipamentos à falta.

Função 67: quando a direção da corrente importa

Em sistemas radiais simples, magnitude de corrente pode ser suficiente para identificar uma falta. Em redes com duas ou mais fontes, paralelismo, geração distribuída ou anéis, a corrente pode circular em direções diferentes. A função 67 combina sobrecorrente com uma referência direcional para distinguir faltas em uma direção definida.

Ela é comum em redes de distribuição mais complexas, linhas e esquemas de proteção de retaguarda. O ajuste exige tensão de polarização ou outro princípio direcional, conhecimento da topologia e análise do comportamento durante faltas.

O ONS utiliza funções direcionais em requisitos de proteção de linhas de transmissão, como sobrecorrente direcional residual ou de sequência negativa, combinadas com esquemas de teleproteção. Esses requisitos são específicos da Rede Básica, mas mostram como direção e comunicação tornam-se essenciais à medida que o sistema deixa de ser radial.

Função 87: proteção diferencial

A função diferencial compara grandezas que entram e saem de uma zona. Em condições normais ou faltas externas, a diferença ideal é próxima de zero. Em falta interna, surge uma corrente diferencial que pode produzir atuação rápida e seletiva.

Aplicações incluem transformadores, barramentos, geradores, motores e linhas. O princípio é simples, mas a implementação precisa considerar:

relações e classes de TC;
polaridade;
defasagem de transformadores;
saturação de TC;
inrush;
sobreexcitação;
correntes de sequência zero;
restrição percentual;
estabilidade para faltas externas;
comunicação e sincronismo, em esquemas de linha.

Nos requisitos de transmissão, o ONS especifica proteção diferencial para transformadores e barramentos, além de redundância e independência entre sistemas principal e alternado.

Funções 27, 59 e 81: tensão e frequência

Subtensão, sobretensão e frequência são grandezas de sistema, não apenas de um equipamento. A função 27 pode detectar perda de alimentação, condições anormais ou suportar lógicas de transferência. A função 59 pode atuar em sobretensões permanentes ou temporárias. Funções 81 monitoram desvios de frequência.

O ajuste precisa distinguir eventos toleráveis de condições que exigem alarme, bloqueio ou disparo. Temporizações evitam operações indevidas durante transitórios que o processo ou equipamento suporta.

Em sistemas de geração e infraestrutura crítica, essas funções podem integrar lógicas de sincronismo, rejeição de carga, transferência e proteção de fontes.

TC e TP: a proteção começa antes do relé

Transformadores de corrente e potencial condicionam as grandezas que chegam ao IED. Relação inadequada, saturação, polaridade incorreta, burden excessivo ou conexão errada podem comprometer completamente a proteção.

O artigo sobre Transformadores de Corrente e de Potencial em Subestações apresenta a função desses equipamentos. Para proteção, o estudo deve ir além da relação nominal e verificar classe, desempenho para faltas e compatibilidade com o princípio aplicado.

A localização dos TC também define zonas. Nos requisitos ONS, por exemplo, sua disposição deve favorecer superposição entre zonas adjacentes para evitar zonas mortas.

Circuito de trip e alimentação auxiliar

Detectar a falta não é suficiente: o sistema precisa abrir o disjuntor. Entre a decisão do IED e a interrupção da corrente existem saídas, relés auxiliares, fiação, fonte CC, bobina de abertura e mecanismo do disjuntor.

A NBR 14039 determina, para determinados relés microprocessados, fonte de reserva que preserve sinalização e memória de eventos na falta de energia e exige dispositivo que garanta energia ao acionamento da bobina de abertura do disjuntor.

Em instalações críticas, é comum supervisionar circuitos de trip e alimentação CC. O ONS exige independência de bancos de baterias, retificadores, circuitos de corrente contínua e circuitos de disparo para proteções principal e alternada em instalações de transmissão.

Proteção principal e proteção de retaguarda

A proteção principal é aquela destinada a eliminar faltas dentro de sua zona com o desempenho previsto. A retaguarda atua quando a proteção principal, o disjuntor ou outro elemento não consegue eliminar a falta.

Retaguarda pode ser local ou remota. Sua atuação normalmente é menos seletiva e mais lenta, pois precisa aguardar a oportunidade de atuação do sistema principal. Em instalações de alta criticidade, mecanismos como falha de disjuntor permitem retaguarda local rápida.

A função 50BF, por exemplo, verifica se a corrente permanece ou se o estado do disjuntor não mudou após um trip. Confirmada a falha, o esquema pode abrir disjuntores adjacentes para eliminar a falta.

Filosofia de proteção e zonas

Uma filosofia de proteção documenta como o sistema responde a diferentes faltas e anomalias. Ela deve definir, por equipamento ou zona:

faltas consideradas;
funções principais;
funções de retaguarda;
medições utilizadas;
disjuntores comandados;
bloqueios e intertravamentos;
comunicação necessária;
critérios de religamento;
alarmes e registros;
condições de manutenção e indisponibilidade.

Essa documentação evita que ajustes sejam tratados como números independentes. A Proteção de Sistemas Elétricos de Potência será o conteúdo central dessa camada de arquitetura.

Relés, IEC 61850 e subestações digitais

Em arquiteturas IEC 61850, IED podem trocar sinais por mensagens GOOSE e receber grandezas digitalizadas por Sampled Values. Isso reduz determinadas interfaces convencionais, mas cria dependência da arquitetura de comunicação, sincronismo e engenharia de rede.

O ONS estabelece requisitos específicos para redes utilizadas por proteção em instalações de transmissão, incluindo redundância, independência, monitoramento, latência e segurança cibernética. Para mensagens de trip em determinadas redes locais, define requisitos temporais de transferência.

O conteúdo de Teleproteção em Subestações e Linhas de Transmissão complementa a discussão quando os terminais protegidos estão geograficamente separados.

Oscilografia, sequência de eventos e análise pós-falta

Relés digitais funcionam também como importantes fontes de evidência. Oscilografias registram correntes, tensões e estados; logs mostram partidas, atuações e mudanças; sequência de eventos permite reconstruir a cronologia.

Esses registros são fundamentais para Análise de Falhas e investigação de disparos. Sem sincronismo de tempo, identificação de sinais e retenção adequada, porém, o volume de dados pode não produzir uma conclusão confiável.

Em sistemas de transmissão, os Procedimentos de Rede estabelecem requisitos específicos para registro de perturbações, canais, pré-falta, pós-falta e sincronização.

Grupos de ajustes e modos operativos

Uma instalação pode ter condições tão diferentes que um único grupo de ajustes não seja adequado para todos os estados. Relés modernos permitem grupos de settings associados a configurações, geração, manutenção ou topologia.

Essa flexibilidade aumenta a responsabilidade de governança. É necessário definir:

gatilho para troca de grupo;
condição permissiva;
indicação do grupo ativo;
tratamento de falha de comunicação ou automação;
revisão dos estudos para cada grupo;
teste dos grupos e transições;
controle de versão.

Um grupo de ajustes incorreto pode transformar um sistema tecnicamente bem estudado em proteção inadequada.

Entre a memória de cálculo e o IED em serviço existe uma cadeia de configuração que precisa ser auditável. Revisões, arquivos, parâmetros, grupos ativos e evidências de teste devem permanecer vinculados ao requisito técnico aprovado.

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Engenharia de ajustes: do estudo ao arquivo implantado

O processo de parametrização deveria manter uma linha rastreável:

diagrama e dados → estudo de curto-circuito → filosofia → memória de cálculo → folha de ajustes → arquivo do IED → teste → As-Built.

Cada etapa pode introduzir divergência. O valor calculado pode ser transcrito incorretamente, o arquivo pode ser de revisão anterior, o relé pode estar usando outro grupo ou a configuração final pode não voltar para a documentação.

Soluções de Governança Documental e Gestão de Requisitos, Evidências e Critérios de Aceite ajudam a controlar esse ciclo em projetos com grande quantidade de IED, revisões e evidências.

Testes de relés e comissionamento

Teste secundário de relé injeta correntes e tensões controladas para verificar pickup, temporização, lógica, entradas/saídas e comportamento das funções. Testes ponta a ponta podem verificar proteção de linha e teleproteção. Testes funcionais confirmam a cadeia até o disjuntor.

O escopo precisa distinguir:

teste do equipamento;
teste da função;
teste da lógica;
teste do circuito de trip;
teste integrado do esquema;
teste ponta a ponta;
validação do ajuste contra a memória aprovada.

O Comissionamento e Aceite Técnico de Instalações Elétricas deve verificar que a configuração instalada corresponde à engenharia aprovada e que a cadeia de atuação funciona de forma reproduzível.

Controle de mudanças em ajustes e firmware

Ajuste de relé é uma configuração de engenharia e precisa de controle de mudança. Alterações emergenciais feitas em campo podem ser necessárias, mas devem posteriormente ser reconciliadas com estudos e documentação.

Mudanças relevantes incluem:

pickup e temporização;
curvas;
relações de TC/TP;
equações lógicas;
matriz de trip;
grupos de ajustes;
mapeamento de GOOSE;
firmware;
configuração de comunicação;
sincronismo;
bloqueios e permissivos.

A Gestão de Processos, Workflows e Aprovações Técnicas pode estruturar revisão, aprovação, implantação e evidência da mudança.

Quando revisar os ajustes de relés de proteção

A revisão é recomendável quando há alteração de transformador, gerador, motor relevante, concessionária, topologia, relação de TC/TP, disjuntor, filosofia, nível de curto-circuito, carga significativa ou geração distribuída.

Também é necessária quando falhas ou disparos mostram comportamento diferente do esperado, quando os arquivos existentes não correspondem ao campo ou quando estudos antigos não representam a configuração atual.

A Manutenção, Diagnóstico e Modernização de Subestações de Média Tensão frequentemente exige tratar proteção como parte da modernização, e não apenas substituir o IED por outro mais novo.

Um ajuste só está concluído quando a engenharia calculada foi reproduzida e comprovada no sistema instalado. Testes funcionais e de trip fecham a rastreabilidade entre memória, arquivo do IED, lógica e disjuntor.

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Como especificar um serviço de estudo e parametrização de relés

Uma contratação tecnicamente definida deve estabelecer:

diagramas e fronteiras do sistema;
equipamentos e IED envolvidos;
dados de fontes e curto-circuito;
filosofia de proteção requerida;
cenários operativos;
critérios de seletividade;
funções e lógicas a revisar;
memória de cálculo;
folhas e arquivos de ajustes;
testes e critérios de aceite;
documentação As-Built;
responsabilidades por implantação e energização.

Em sistemas existentes, pode ser necessário começar por levantamento dos settings ativos e comparação com a documentação. O objetivo deve ser garantir coerência entre modelo, decisão de engenharia e configuração efetivamente em serviço.

Relés de proteção como parte da governança de sistemas críticos

Relés digitais acumulam proteção, automação, registros e comunicação. Isso os transforma em ativos críticos de engenharia e informação. A gestão madura precisa saber qual lógica está em serviço, quem aprovou, com base em qual estudo, quando foi testada e quais evidências demonstram seu desempenho.

A engenharia de proteção, portanto, não termina no cálculo. Ela atravessa projeto, procurement, FAT, implantação, SAT, comissionamento, operação, manutenção, análise de falhas e modernização. É essa continuidade que permite transformar funções ANSI e parâmetros em um sistema de proteção confiável e auditável.

Referências técnicas

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

[2] IEC. IEC 60255-26:2023 — Measuring relays and protection equipment — Part 26: Electromagnetic compatibility requirements. Geneva: IEC, 2023.

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

[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 um relé de proteção?

É um equipamento que supervisiona grandezas e condições do sistema elétrico e executa funções destinadas a detectar anormalidades e comandar ações como alarme, bloqueio ou abertura de disjuntores.

O que significam as funções ANSI 50 e 51?

A função 50 representa sobrecorrente instantânea e a função 51 sobrecorrente temporizada. Seus ajustes precisam ser definidos considerando carga, correntes de falta, equipamentos protegidos e seletividade.

Qual a diferença entre relé de proteção e função de proteção?

O relé ou IED é o equipamento que executa uma ou várias funções. A função é o princípio de detecção, como 50, 51, 27, 59, 67 ou 87.

Por que é necessário estudo de curto-circuito para ajustar relés?

Porque os ajustes precisam ser comparados às correntes máximas e mínimas de falta previstas para garantir sensibilidade, seletividade e proteção adequada dos equipamentos.

O que é proteção diferencial 87?

É um princípio que compara grandezas nas fronteiras de uma zona protegida. Uma diferença incompatível com faltas externas pode indicar falta interna e comandar atuação rápida.

Quando os ajustes de relés devem ser revisados?

Quando mudanças de fontes, transformadores, geradores, motores, topologia, TC/TP, disjuntores ou condições operativas podem alterar os níveis de falta ou a filosofia de proteção.

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