ANÁLISE DA MODERNIZAÇÃO DO ESQUEMA DE PROTEÇÃO DA USINA DE BARIRI

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UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ 
DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETROTÉCNICA 
CURSO DE ENGENHARIA INDUSTRIAL ELÉTRICA - ÊNFASE ELETROTÉCNICA 
 
 
 
 
RÔMULO FABRÍCIO CORNA 
WAGNER ELIAS TAIATELLA 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISE DA MODERNIZAÇÃO DO ESQUEMA DE PROTEÇÃO DA 
UNIDADE GERADORA DOIS DA USINA HIDROELÉTRICA DE 
BARIRI: substituição de relés eletromecânicos por relés digitais 
multifunção 
 
 
 
 
 
 
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO 
 
 
 
 
 
CURITIBA 
2009
 
RÔMULO FABRÍCIO CORNA 
WAGNER ELIAS TAIATELLA 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISE DA MODERNIZAÇÃO DO ESQUEMA DE PROTEÇÃO DA 
UNIDADE GERADORA DOIS DA USINA HIDROELÉTRICA DE 
BARIRI: substituição de relés eletromecânicos por relés digitais 
multifunção 
 
 
 
Trabalho de Projeto Final apresentado à disciplina de 
Projeto Final I, do curso de Engenharia Industrial 
Elétrica – ênfase em Eletrotécnica do Departamento 
Acadêmico de Eletrotécnica (DAELT) da 
Universidade Tecnológica Federal do Paraná 
(UTFPR), como requisito parcial para obtenção do 
título de Engenheiro Eletricista. 
 
Orientador: Prof. MS Wanderley Szlichta 
Co-orientador: Eng. Fernando Bourges 
 
 
 
 
 
CURITIBA 
2009 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Este trabalho é dedicado àqueles que o 
tornaram possível, especialmente aos 
nossos pais e familiares. 
 
AGRADECIMENTOS 
 
 
 
A Deus, que tornou essa realização possível. 
Aos nossos pais, que foram nossos verdadeiros amigos e nos apoiaram em todas as 
fases de nossas vidas, nos provendo o mais valioso bem: A educação. 
Aos nossos familiares e amigos, por compreenderem nossa ausência em alguns 
momentos importantes durante a realização deste trabalho. 
Aos nossos amores, pela paciência e pelo carinho que nos foi demonstrado nos 
momentos de dificuldade. 
Aos nossos mestres pelo conhecimento transmitido ao longo do curso. 
Em especial as pessoas que acreditaram na importância do nosso trabalho. Prof. 
Wanderley Szlichta pela orientação e pela confiança depositada na equipe; Sr. Fernando 
Bourges, pelo apoio na elaboração da proposta e pelas idéias sugeridas para o 
desenvolvimento; Sr. Valdir Fernandes e Sr. Valderis Botura, pelas sugestões e pelo 
empréstimo de materiais de estudo, que muito agregaram no desenvolvimento do projeto; Sr. 
Paulo Teixeira Roque, por ter cedido o espaço que nos permitiu a realização deste trabalho. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“A mente que se abre com uma nova idéia, 
jamais voltará ao seu tamanho original” 
Albert Einstein 
 
RESUMO 
 
 
TAIATELLA, Wagner Elias; CORNA, Rômulo Fabrício; Análise da Modernização do 
esquema de Proteção da Unidade Geradora Dois da Usina Hidroelétrica de Bariri: 
substituição de relés eletromecânicos por relés digitais. 2009. 114 f TCC (Trabalho de 
Conclusão de Curso) – Engenharia Industrial Elétrica – ênfase em eletrotécnica, Universidade 
Tecnológica Federal do Paraná. Curitiba, 2009. 
 
 
Este trabalho tem como objetivo apresentar uma análise da modernização do sistema de 
proteção de um gerador elétrico reunindo um conteúdo focado em um caso real com 
informações pertinentes a essa análise. Baseando-se na unidade geradora dois da usina 
hidroelétrica de Bariri, de propriedade da AES Tietê. Esta unidade era protegida por relés 
eletromecânicos desde a sua fundação em dezenove de novembro de mil novecentos e 
sessenta e cinco tendo sua modernização realizada no período entre dois mil e quatro e dois 
mil e cinco. Serão apresentadas comparações entre os esquemas de proteções digitais e 
eletromecânicos, análise de falhas e manutenções ocorridas antes e depois da modernização 
assim como a diferença na execução de ensaios para os dois tipos de relés. 
 
 
Palavras-chave: relé eletromecânico, relé digital, gerador, usina hidroelétrica, funções de 
proteção. 
 
ABSTRACT 
 
 
TAIATELLA, Wagner Elias; CORNA, Rômulo Fabrício; Analysis of the modernization of 
protection scheme of generator two of the hydroeletric plant Bariri: replacement os 
electromechanical relay for digital relay. 2009. 114 f TCC (Trabalho de Conclusão de 
Curso) – Engenharia Industrial Elétrica – ênfase em eletrotécnica, Universidade Tecnológica 
Federal do Paraná. Curitiba, 2009. 
 
 
This study has as object to introduce an analysis of the modernization of the system of 
protection of an electric generator, incorporating a content focus on a real case with relevant 
information to this analysis. It was based on unit two of Bariri hydroelectric powerhouse, 
property of AES Tietê. This unit was protected by eletromechanic relay since its foundation 
on nineteenth of November, 1965. Its modernization was accomplished in the period between 
2002 and 2005. It will be presented comparisons between digital protection and 
eletromechanics schemes, analysis of failures and maintenance occurred before and after of 
the modernization as well as the difference in the practice execution to the two relays types. 
 
 
 
Key words: eletromechanic relay, digital relay, generator, powerhouse, protection 
functions. 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
 
 
Figura 1 - Relé eletromagnético com disco de indução............................................................22 
Figura 2 - Relé eletromagnético com cilindro de indução........................................................24 
Figura 3 - Relé eletromagnético de atração..............................................................................24 
Figura 4 - Curvas da corrente e da força eletromagnética na armadura ...................................25 
Figura 5 - Fluxo eletromagnético em um relé eletromecânico.................................................26 
Figura 6 - Proteção diferencial básica ......................................................................................33 
Figura 7 - Aterramento do neutro de baixa impedância ...........................................................35 
Figura 8 - Tensão de fase durante uma falta à terra..................................................................36 
Figura 9 - Conexão de sobretensão do neutro ..........................................................................37 
Figura 10 - Curva de proteção para 100% do estator ...............................................................38 
Figura 11 - Curva de sobrecorrente com tensão controlada .....................................................40 
Figura 12 - Curva de sobrecorrente com restrição de tensão ...................................................41 
Figura 13 - Distribuição do fluxo em um rotor com curto parcial do enrolamento .................48 
Figura 14 - Proteção de falta a terra do campo com injeção de a.c. .........................................49 
Figura 15 - Esquema de proteção eletromecânico da unidade .................................................51 
Figura 16 - Esquema de proteção digital da unidade ...............................................................53 
Figura 17 - Circuito equivalente proteção diferencial ..............................................................55 
Figura 18 - Curva de operação de relé diferencial percentual..................................................57 
Figura 19 - Curva de funcionamento proteção diferencial do relé digital................................57 
Figura 20 - Atuação sobrecorrente dependente da tensão ........................................................61 
Figura 21 - Circuito equivalente da proteção do rotor no relé eletromecânico .......................62 
Figura 22 - Circuito equivalente da proteção do rotor no relé digital ......................................63Figura 23 - Lógica de funcionamento da proteção de energização inadvertida. .....................67 
Figura 24 - Curvas de coordenação da função Volts/Hertz......................................................69 
Figura 25- Comportamento do gerador com perda de excitação..............................................70 
Figura 26 - Região de atuação do relé por perda de excitação.................................................71 
Figura 27 - Operação por perda de excitação...........................................................................72 
Figura 28 - Região de atuação de perda de sincronismo ..........................................................73 
Figura 29 - Oscilografia do Relé de Proteção...........................................................................78 
Figura 30 - Diagrama unifilar da UHE Bariri – Geradores ....................................................110 
Figura 31 - Diagrama unifilar da UHE Bariri – Subestação...................................................111 
 
LISTA DE QUADROS 
 
 
Quadro 1 - Lista de relés eletromecânicos................................................................................52 
Quadro 2 - Funções proteção digital.........................................................................................54 
Quadro 3 - Relé comuns nos esquemas de proteções...............................................................55 
Quadro 4 – Funções específicas do esquema de proteção digital.............................................65 
Quadro 5 - Ocorrências com relés eletromecânicos .................................................................76 
Quadro 6 - Ocorrências com Relés Digitais .............................................................................76 
Quadro 7 - Histórico de Eventos ..............................................................................................77 
Quadro 8 - Ocorrências de manutenção em relés eletromecânicos em 1999 ...........................81 
 
LISTA DE SIGLAS 
 
 
 
AES Applied Energy Services 
CKD Kolben Checa Danek 
GE General Electric 
DSP Digital Signal Processor 
UHE Usina Hidroelétrica 
IRIG-B Inter-Range Instrumentation Group 
GPS Global Position System 
ANSI Americal National Standarts Institute 
SE Subestação 
SIN Sistema Interligado Nacional 
NBR Norma Brasileira Regulamentada da ABNT 
IEC International Electrotechnical Commission 
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. 
 
 
 
 
LISTA DE SIMBOLOS 
 
 
maxI Corrente alternada no relé de atração 
t Tempo 
Fe Força eletromagnética 
Fr Força de resistência 
Ip Corrente do primário 
Ie Corrente no secundário 
TC Transformador de corrente 
MD Transformador diferencial 
MS Transformador somador 
I∆ Corrente diferencial 
D Bobina do relé 
RT Retificador 
Rk Potenciômetro 
X Reatância 
dX Reatância síncrona 
dX ` Reatância transitória 
Z Zona de atuação do relé 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
 
1 INTRODUÇÃO ..........................................................................................................13 
1.1 TEMA...........................................................................................................................13 
1.2 PROBLEMA ................................................................................................................15 
1.3 JUSTIFICATIVA .........................................................................................................15 
1.4 OBJETIVOS.................................................................................................................16 
1.4.1 Objetivo Geral ..........................................................................................................16 
1.4.2 Objetivos Específicos ...............................................................................................16 
1.5 MÉTODO DE PESQUISA...........................................................................................17 
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO .................................................................................17 
2 RELÉS DE PROTEÇÃO...........................................................................................18 
2.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS ..................................................................................18 
2.1.1 Critérios de projeto ...................................................................................................19 
2.2 RELÉS ELETROMECÂNICOS ..................................................................................21 
2.2.1 Relés de indução magnética .....................................................................................22 
2.2.2 Relés de atração eletromagnética .............................................................................24 
2.2.3 Desvantagens dos Relés Eletromecânicos................................................................26 
2.3 RELÉS DIGITAIS........................................................................................................26 
2.3.1 Características adicionais dos relés digitais .............................................................28 
3 PROTEÇÃO DE GERADORES...............................................................................31 
3.1 FALTAS NO ENROLAMENTO DO ESTATOR .......................................................32 
3.1.1 Falta fase - fase .........................................................................................................32 
3.1.2 Proteção diferencial (ANSI 87) ................................................................................32 
3.1.3 Falta fase - terra ........................................................................................................33 
3.2 ATERRAMENTO DE GERADORES.........................................................................34 
3.3 PROTEÇÃO DE FALTAS NO ATERRAMENTO DO ESTATOR...........................36 
3.3.1 Proteção de sobretensão do neutro (ANSI 59N) ......................................................37 
3.3.2 Proteção de subtensão de terceiro harmônico de neutro (ANSI 27TN) ...................37 
3.4 PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE........................................................................39 
3.4.1 Proteção de sobrecorrente (ANSI 50/51)..................................................................39 
3.4.2 Proteção de sobrecorrente dependente da tensão (ANSI 51V).................................39 
3.5 PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO (ANSI 59) ...........................................................41 
3.6 PROTEÇÃO DIRECIONAL DE POTÊNCIA (ANSI 32)...........................................42 
3.7 PROTEÇÃO DE CARGA DESIQUILIBRADA (ANSI 46) .......................................43 
3.8 PROTEÇÃO DE PERDA DE EXCITAÇÃO (ANSI 40) ............................................44 
3.9 PROTEÇÃO DE SOBRE EXCITAÇÃO OU VOLTS POR HERTZ (ANSI 24) .......45 
3.10 PROTEÇÃO DE SOBRECARGA (ANSI 49).............................................................45 
3.11 PROTEÇÃO CONTRA FALTA DE SINCRONISMO (ANSI 78).............................46 
3.12 PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA (ANSI 21) ..................................................................47 
3.13 PROTEÇÃO DE FALHAS DO ROTOR (ANSI 64)...................................................47 
4 ESTUDOS GERAIS ...................................................................................................50 
4.1 ESQUEMA DE PROTEÇÃO ELETROMECÂNICO.................................................50 
4.2 ESQUEMA DE PROTEÇÃO DIGITAL .....................................................................52 
4.3 FUNÇÕES COMUNS ENTRE OS ESQUEMAS DE PROTEÇÃO...........................54 
 
4.3.1 Relé diferencial (ANSI 87G)....................................................................................55 
4.3.2 Proteção direcionalde potência (ANSI 32)..............................................................58 
4.3.3 Proteção sobrecarga (ANSI 49)................................................................................59 
4.3.4 Proteção de sobrecorrente dependente da tensão (ANSI 51V).................................60 
4.3.5 Proteção falta terra do rotor (ANSI 64) ....................................................................62 
4.3.6 Proteção de sobretensão (ANSI 59)..........................................................................63 
4.3.7 Proteção sobretensão do neutro (ANSI 59N) ...........................................................64 
4.4 FUNÇÕES ESPECÍFICAS DO ESQUEMA DE PROTEÇÃO DIGITAL..................65 
4.4.1 Proteção subtensão de terceiro harmônico do neutro (ANSI 27TN)........................66 
4.4.2 Proteção de energização inadvertida (ANSI 50/27) .................................................67 
4.4.3 Proteção de sobreexcitação ou volts por hertz (ANSI 24)........................................68 
4.4.4 Proteção de perda de campo (ANSI 40) ...................................................................70 
4.4.5 Proteção de perda de sincronismo (ANSI 78) ..........................................................73 
4.4.6 Proteção de carga desequilibrada (ANSI 46) ...........................................................74 
4.4.7 Proteção de energização inadvertida (ANSI 21) ......................................................75 
4.5 ANÁLISE DE PERTUBAÇÃO OCORRIDA NA UNIDADE GERADORA DOIS..75 
4.6 ENSAIOS DE INSTALAÇÃO ....................................................................................79 
4.6.1 Relés eletromecânicos ..............................................................................................79 
4.6.2 Relés digitais ............................................................................................................80 
4.7 MANUTENÇÃO DO SISTEMA.................................................................................80 
5 CONCLUSÃO.............................................................................................................83 
6 REFERÊNCIAS .........................................................................................................85 
ANEXO A - RELATÓRIO TÉCNICO DAS PRINCIPAIS OCORRÊNCIAS NA “UG-
02” DA USINA HIDRELÉTRICA BARIRI. .......................................................................87 
ANEXO B – RAP- BAR.001/2009 - RELATÓRIO DE ANÁLISE DE PERTURBAÇÃO 
COM A UG – 2 .......................................................................................................................95 
ANEXO C – DIAGRAMA UNIFILAR DA USINA HIDROELÉTRICA ......................110 
ANEXO D – TABELA PADRÃO ANSI C37-2 .................................................................112 
 
 13
1 INTRODUÇÃO 
 
 
1.1 TEMA 
 
 
Para a operação apropriada de um sistema de potência, um efetivo, eficiente e 
confiável esquema de proteção é desejado. O sistema elétrico de potência, composto por 
máquinas síncronas, barras, transformadores, linhas de transmissão e distribuição, capacitores 
e reatores, é desenvolvido para operar em condições normais de tensão, freqüência e fator de 
potência. Ocorrendo distúrbios no sistema como curto-circuito, sobrecarga ou perda de 
sincronismo, uma ou mais grandezas podem tornar-se anormais, por exemplo, uma tensão que 
se tornou baixa ou a corrente que se tornou muito alta. Deste modo é necessário que algum 
dispositivo detecte esta condição anormal para que o elemento ou equipamento que está 
causando a falta seja removido do sistema o mais breve possível. 
Um esquema destinado a preservar uma região do sistema elétrico de potência é 
formado por relés de proteção e circuitos de chaveamento como os disjuntores. O relé de 
proteção é um equipamento muito importante para o sistema elétrico, pois detecta uma falta, 
determina sua localização e envia um comando para o disjuntor apropriado, atuando em sua 
bobina de abertura. O disjuntor, após receber o comando do relé de proteção, desconecta 
apenas o equipamento com falha. Sendo assim, os relés de proteção devem ser confiáveis e de 
rápida operação (SINGH, 1994). 
Os relés eletromecânicos, usados desde o surgimento dos sistemas elétricos, provêem 
proteção adequada contra muitos defeitos e condições anormais; eram, porém, complexos 
equipamentos mecânicos que possuíam tempos de atuação extremamente curtos em 
determinadas condições, exigindo calibrações rotineiras, para garantir os valores e os tempos 
de atuação, que consumiam grandes quantidades de horas de trabalho por ano. Os relés 
digitais substituíram os eletromecânicos com grandes vantagens, tanto em custo quanto em 
desempenho. 
Nas últimas duas décadas os relés digitais vêm se popularizando no mercado e 
oferecem vantagens sobre os relés eletromecânicos, seja no custo, na facilidade de 
parametrização das funções ou na execução de manutenções corretivas. 
 14
Relés digitais podem ser usados em todas as aplicações de relés eletromecânicos, 
além de permitirem mais flexibilidade nos esquemas de proteção, redução da manutenção, 
obtenção de informações para melhorar o entendimento de faltas ocorridas no sistema de 
potência e aumento da confiabilidade do sistema de proteção com custo reduzido se 
comparado ao modelo predecessor (MOONEY, 1998). 
O advento da tecnologia do processador de sinais digitais permitiu que múltiplas 
funções de proteção fossem integradas em uma única plataforma de processamento e que os 
esquemas de proteção fossem desenvolvidos em um único relé de proteção de multifunção a 
baixo custo. 
A tecnologia dos relés de proteção evoluiu de discretos relés eletromecânicos e relés 
estáticos para sistemas de proteção digital multifunção. Existem atualmente esquemas de 
proteção que utilizam tanto relés eletromecânicos como relés estáticos, ambos com 
característica de fornecimento de proteção confiável. Entretanto, com a introdução dos relés 
de proteção digital, a engenharia incorporou esta tecnologia em seus esquemas de proteção e, 
atualmente, realizam modernizações em esquemas de proteção que utilizam relés 
eletromecânicos e estáticos (YALLA, 1999). 
 Considerando o cenário atual de desenvolvimento tecnológico dos equipamentos de 
proteção e da grande dificuldade de executar atividades de manutenção corretiva, seja pela 
falta de mão de obra especializada, pela escassez de peças de reposição dos antigos relés 
eletromecânicos, ou ainda pela dificuldade de se programar paradas de máquinas para 
manutenção, o grupo AES1 Tietê executou a modernização da Usina Hidroelétrica Ministro 
Álvaro de Souza Lima, conhecida popularmente como Usina Hidroelétrica de Bariri. 
A usina, inaugurada no dia dezenove de novembro de mil novecentos e sessenta e 
cinco, é composta por três unidades geradoras, acionadas por turbinas do tipo kaplan 
fabricadas pela empresa tcheca CKD (Kolben Checa Danek). Localizadas entre os municípios 
de Bariri e Boracéia, ao longo do rio Tietê, cada unidade é capaz de gerar de 41,4MW. 
A modernização foi executada em duas etapas. A primeira engloba somente a 
modernização da unidade geradora um e foi realizada pela Voith Siemens no ano de dois mil 
e dois. A etapa subseqüente consiste da modernização das unidades geradoras dois e três e foi 
executada no período entre dois mil e cinco e dois mil e sete pelo grupo das empresas GE 
 
1 A empresa AES, originalmente denominada Applied Energy Sevices (Serviços de Energia Aplicada), foi 
fundada em 1981 por Roger Sant e Dennis Bake. Inicialmente fornecendo serviços de consultoria para a 
indústria de energia. Hoje a empresa é proprietária de usinas de energia elétrica em vários países do mundo e 
trabalhano ramo de venda de energia elétrica. 
 15
(General Electric) Hydro Inepar, responsável pela mecânica do gerador, e pela Arteche EDC 
Equipamentos e Sistemas, responsável pelo fornecimento dos sistemas auxiliar, de proteção e 
supervisão e de controle. 
Este trabalho terá como alvo de estudo a modernização realizada na unidade 
geradora dois da usina hidroelétrica de Bariri, abrangendo a comparação das funções de 
proteção utilizadas pelo relé digital e pelo eletromecânico, a verificação das técnicas de 
ensaio, da manutenção dos relés e a avaliação de ocorrências das falhas antes e depois da 
modernização. A unidade geradora um não será analisada, pois sua adaptação foi baseada na 
utilização de relés estáticos; já a unidade geradora três não será abordada devido a sua 
semelhança no uso de relés digitais de proteção com unidade geradora dois. 
 
 
1.2 PROBLEMA 
 
 
Dificuldade de encontrar documentos que apresentam um quadro comparativo em 
um caso real de modernização do esquema de proteção de gerador, que inicialmente era 
composto por esquema de proteção com tecnologia de relés eletromecânicos e posteriormente 
substituído com tecnologia de relés digitais, apontando as principais diferenças, vantagem e 
desvantagens. 
 
 
1.3 JUSTIFICATIVA 
 
 
Apesar da existência de publicações técnicas com informações específicas sobre 
relés, tanto eletromecânicos quanto digitais, há a necessidade de um material que traga um 
conteúdo focado em um caso real de modernização da proteção do gerador e que reúne todas 
as informações pertinentes a essa análise, as diferenças e ganhos que efetivamente ocorreram. 
Este trabalho irá contribuir para orientar outros profissionais que poderão utilizá-lo 
para justificar projetos de modernização em unidades geradoras, pois trará estudos, 
comparações, análises e informações para demonstrar porque foi necessário a AES Tietê 
realizar melhoramentos em suas unidades geradoras, além da consolidação dos conhecimentos 
teóricos adquiridos durante o Curso de Engenharia Elétrica. 
 16
1.4 OBJETIVOS 
 
 
1.4.1 Objetivo Geral 
 
 
Analisar a modernização realizada na unidade geradora dois da usina hidroelétrica de 
Bariri, observando e descrevendo as diferenças entre os sistemas de proteção anterior e o 
atual, baseadas na comparação entre os diagramas unifilares de proteção e no funcionamento 
dos relés eletromecânicos e digitais. E nas informações de ocorrências e análise de faltas 
disponibilizadas pelos operadores e responsáveis de manutenção da usina. 
 
 
1.4.2 Objetivos Específicos 
 
 
• Comparar as funções utilizadas disponibilizadas nos relés eletromecânicos e nos 
relés digitais baseado nos diagramas unifilares de proteção; 
• Analisar ocorrências de falhas levantadas em históricos pelos operadores do 
sistema antes da modernização do sistema; 
• Avaliar as ocorrências de falhas levantadas pelos eventos registrados no sistema 
supervisório, e entender quais foram os avanços tecnológico que possibilitaram 
uma melhor análise dessas ocorrências; 
• Verificar o método de ensaio e testes do sistema de proteção do sistema, 
mostrando suas diferenças quanto às técnicas; 
• Como é tratada a manutenção no relé eletromecânico e no relé digital; 
• Realizar um estudo dos benefícios oriundos da substituição da proteção 
eletromecânica pela digital. 
 
 
 
 
 17
1.5 MÉTODO DE PESQUISA 
 
 
O trabalho inicia-se através de revisões bibliográficas sobre os diversos assuntos 
envolvidos, a saber: característica geral do relé de proteção, relé eletromecânico e relé digital. 
Após esta fase são apresentadas as condições anormais que um gerador pode encontrar, e as 
funções de proteção utilizadas para detectar e isolar essas anomalias. 
Depois disso às atividades do projeto demandarão a análise e comparação das 
funções utilizadas pelo relé digital e eletromecânico, a avaliação de ocorrências das falhas 
antes e depois da modernização, a verificação do método de ensaio e como é realizada a 
manutenção em cada relé. 
Tendo como base as analises realizadas, serão feitas as conclusões pertinentes, 
compondo assim o texto final do trabalho. 
 
 
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO 
 
 
Neste primeiro capítulo é apresentado à introdução, o problema e a justificativa. São 
descritos tanto o objetivo geral quanto os objetivos específicos, além do método de pesquisa 
da monografia. 
No capítulo dois será feita a pesquisa do modo de operação e atuação dos relés 
eletromecânicos e digitais. 
No capítulo três será feito o estudo sobre as funções de proteção que um gerador 
pode ter num sistema elétrico de potência. 
No capítulo quatro serão comparadas as funções dos relés eletromecânicos e dos 
relés digitais, verificando os diagramas unifilares antes e depois da modernização, os ensaios 
dos relés de proteção, a análise das ocorrências de faltas e como eram feiras as manutenções 
nos relés. 
No capítulo cinco serão feitas as considerações e análises finais. 
 
 18
2 RELÉS DE PROTEÇÃO 
 
 
2.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS 
 
 
Relés de proteção ou sistemas de proteção não são requeridos para o funcionamento 
durante a operação normal do sistema de potência, mas devem estar disponíveis para agir em 
condições intoleráveis para o sistema e evitar sérios prejuízos e interrupções. Assim, a real 
função destes relés pode ser na ordem de alguns segundos, mesmo conectados ao sistema por 
muitos anos. Na prática, os relés operam muito mais nos testes e na manutenção do que na 
resposta para condições de serviço adversas. Um sistema composto de relés, teoricamente, 
deveria ser capaz de responder a um infinito número de anormalidades que podem possibilitar 
ocorrências num sistema de potência; já na prática, o relé projetado deve alcançar um 
compromisso baseado em quatro fatores que influenciam alguma aplicação do relé: 
(ELMORE, 2003). 
Econômico: Inicial, operação e manutenção. 
Disponibilidade de medidas de falta ou defeitos: Grandeza da falta e situação dos 
transformadores de corrente e tensão. 
Operações práticas: Semelhanças nos padrões e práticas aceitas, assegurando um 
eficiente sistema de operação. 
Experiência anterior: Histórico e previsão de tipos de ocorrências prováveis de 
serem encontradas dentro de um sistema. 
Devido ao fato da impossibilidade de projetar um sistema com relés de proteção 
capaz de se adequar a qualquer problema de potência, algumas considerações devem ser 
feitas. Em geral, somente aqueles problemas que de acordo com a experiência do passado, 
com probabilidade de ocorrência recebiam as devidas considerações. Diversos engenheiros 
projetistas irão planejar diferentes sistemas de proteção para um mesmo sistema de potência e, 
como resultado, haverá uma pequena padronização na proteção com relés, podendo variar o 
tipo de proteção e cobertura aplicada ao sistema. 
Como o relé de proteção é uma tecnologia altamente especializada, requerendo um 
entendimento holístico, engenheiros que projetam relés devem saber, não apenas o conjunto 
de conhecimentos da anormalidade, mas ter um entendimento básico de todos os componentes 
 19
e sua operação no sistema. Por estas razões a comunicação entre os departamentos de 
planejamento, desenvolvimento e operação são essenciais. Revisões do sistema de proteção 
devem ser prioritárias, desde que ocorra o crescimento do sistema de potência ou que as 
condições operacionais se alterem. 
Um complexo sistema de relés pode ser resultado de um sistema de potência simples 
ou de um projeto econômico, usando poucos disjuntores. Apesar do uso de poucos disjuntores 
e a aplicação de um sistema mais complexo de relésgarantirem uma economia considerável, 
são necessárias, também, avaliações cautelosas, pois uma boa aplicação com relés nem 
sempre compensa a ausência de um disjuntor no sistema (ELMORE, 2003). 
 
 
2.1.1 Critérios de projeto 
 
 
A lógica da aplicação de relés de proteção consiste em dividir o sistema de potência 
em várias zonas, cada uma requerendo seu próprio grupo de relés. Em todos os casos, os 
quatro critérios de projetos listados a seguir são comuns para qualquer sistema de proteção 
eficiente. Antigamente era impraticável satisfazer todos os critérios do projeto 
simultaneamente e a necessidade era avaliada na base da comparação dos riscos (ELMORE, 
2003). 
 
 
2.1.1.1 Confiabilidade 
 
 
Confiança e segurança são os dois elementos que caracterizam um sistema adequado 
de proteção. Confiança é o grau de precisão da operação correta em resposta ao sistema 
desordenado, enquanto que segurança é o grau da certeza que o relé não operará 
incorretamente. Infelizmente, estes dois aspectos tendem a desestabilizar um ao outro; o 
aumento da confiança tende a diminuir a segurança e vice versa. Em geral, sistemas modernos 
de proteção com relés possuem alta confiabilidade e fornecem um ajuste prático entre 
segurança e confiança. É possível, utilizando técnicas numéricas, oferecer um aprimoramento 
 20
em confiabilidade e segurança, afinal, sistemas com relés de proteção devem realizar 
corretamente suas ações mesmo sob sistemas e condições adversas. 
A confiança pode ser facilmente verificada em um laboratório ou durante a 
instalação pela simulação de testes de falta. A segurança, por outro lado, é muito mais difícil 
de verificar. Um verdadeiro teste de segurança do sistema teria a capacidade de responder a 
quase infinitas variedades de transitórios potenciais e a simulação da indicação de distúrbios 
no sistema de potência e no ambiente. Um sistema seguro é, normalmente, o resultado de um 
bom trabalho realizado no projeto, combinado a ensaios em um grande modelo do sistema de 
potência ou em um programa de transitórios eletromagnéticos, e pode ser confirmado na 
aplicação no próprio sistema de potência (ELMORE, 2003). 
 
 
2.1.1.2 Velocidade 
 
 
Relés que podem antecipar uma falta são utópicos. Mas, se existissem, seriam 
altamente questionados quanto à necessidade de desligamento do disjuntor. A necessidade do 
desenvolvimento de relés mais rápidos deve ser medida em relação ao aumento da 
probabilidade de situações inexplicadas ou indesejadas ocorrerem. O tempo é um excelente 
critério para distinguir entre problemas reais e aparentes. 
O termo instantâneo indica que nenhum atraso está introduzido propositadamente na 
operação do relé e na prática, os termos de alta velocidade e instantâneos são freqüentemente 
utilizados para identificar este tipo de operação (ELMORE, 2003). 
 
 
2.1.1.3 Desempenho versus Economia 
 
 
Relés que têm uma clareza da zona de proteção definida oferecem melhor 
seletividade, mas geralmente custam mais. Relés de alta velocidade, apesar de apresentarem 
um alto custo inicial, oferecem maior continuidade nos serviços reduzindo dessa forma os 
danos e perigos das falhas ao pessoal de operação. O alto desempenho e o alto custo nem 
 21
sempre podem ser justificados na aplicação do projeto e, conseqüentemente, relés de alta e 
baixa velocidade de atuação são usados para proteger os sistemas de potência. Sendo que 
ambos os tipos possuem alta confiabilidade (ELMORE, 2003). 
 
 
2.1.1.4 Simplicidade 
 
 
Como em qualquer outra área da engenharia, a simplicidade de um sistema com 
proteção de relés é sempre a indicação de um bom projeto. O mais simples sistema de relés, 
no entanto, não é sempre o mais econômico. Como indicado anteriormente, as maiores 
economias podem ser obtidas com um sistema de relés complexo, utilizando o mínimo de 
disjuntores. A simplicidade do projeto aumenta a confiabilidade do mesmo, pois existe um 
número menor de equipamentos que podem gerar falhas (ELMORE, 2003). 
 
 
2.2 RELÉS ELETROMECÂNICOS 
 
 
Estes relés foram a primeira forma usada para proteção do sistema de potência e 
continuaram sendo durante um período de quase 100 anos. Trabalham no princípio de uma 
força mecânica, gerada com o fluxo da corrente em um ou vários enrolamentos em um núcleo 
magnético, que causa a operação de um contato do relé em resposta a um estímulo. A 
principal vantagem destes relés é fornecer isolação galvânica entre as entradas e as saídas de 
uma forma simples, barata e de grande confiabilidade. 
Os relés eletromecânicos podem ser classificados quanto ao seu princípio básico de 
funcionamento, indução ou atração eletromagnética. 
 
 
 
 
 22
2.2.1 Relés de indução magnética 
 
 
Os relés de indução são os mais comuns dos relés eletromecânicos e podem ter uma 
ou mais bobinas de excitação no núcleo magnético. Devido ao fluxo da corrente na bobina de 
excitação, um torque eletromagnético é produzido, girando o rotor (tambor ou disco), 
aproximando os contatos dos relés e, dessa forma, energizando a bobina de abertura do 
disjuntor. Dois tipos de relés de indução são comumente usados: o relé com disco de indução 
e o relé tipo cilindro de indução (SINGH, 1994). 
 
 
2.2.1.1 Relé com disco de indução 
 
 
O relé de indução eletromagnética ou relé motorizado funciona baseado na ação de 
campos magnéticos alternados sobre as correntes induzidas por esses campos em um condutor 
móvel constituído por um disco. 
 
 
Figura 1 - Relé eletromagnético com disco de indução 
Fonte: Ravindranath, 1988 
 
A circulação da corrente na bobina produz um torque eletromecânico o qual tenta 
girar o disco colocado entre os pólos. A rotação do disco aproxima os contatos do relé e 
assim, energiza as bobinas de abertura do disjuntor. Normalmente um peso ou uma mola que 
 23
exerce uma força contrária à rotação do eixo é colocado no disco fazendo com que o mesmo 
rotacione se o torque ativo superar a força contrária imposta pela mola ou pelo peso. O relé é 
muito lento quando está em operação (RAVINDRANATH. 1988). 
Em outro tipo de relé com disco de indução existem dois circuitos eletromagnéticos e 
um disco posicionado entre eles. O circuito eletromagnético superior é composto por um 
enrolamento primário, que é responsável pela produção de um fluxo magnético que induz 
uma tensão em um segundo enrolamento que, por sua vez, está conectado a um enrolamento 
no circuito magnético inferior, produzindo, dessa forma, um fluxo magnético neste circuito. 
Por causa da interação dos campos e, devido à corrente nestes, um torque eletromecânico é 
produzido, tentando girar o disco colocado entre os dois circuitos eletromagnéticos (SINGH, 
1994). 
 
 
2.2.1.2 Relé de indução com cilindro. 
 
 
O relé de indução com disco na sessão anterior é relativamente lento e ineficiente. Na 
tentativa de melhorar a eficácia do sistema e fazer um relé mais rápido, em uma primeira 
tentativa, o disco foi substituído por um copo invertido com um cilindro oco. O resultado 
desta experiência resultou no conhecido relé de indução com cilindro e, nesta composição, a 
velocidade do relé melhora consideravelmente devido a sua inércia reduzida; outro 
aperfeiçoamento foi a construção de multi-pólos com entreferros muito pequenos. Por causa 
dessas modificações o relé de indução com cilindro é muito mais rápido na operação, tem um 
torque superior e mais uniforme e menos vibração no contato. Este relé, como mostrado na 
Figura 2, foi muito popular em linhas de transmissão de alta tensão (RAVINDRANATH. 
1988). 
 
 24
 
Figura 2 - Relé eletromagnético comcilindro de indução 
Fonte: Ravindranath, 1988 
 
 
2.2.2 Relés de atração eletromagnética 
 
 
Estes relés podem ser do tipo êmbolo ou alavanca e são ilustrados na Figura 3. 
 
 
Figura 3 - Relé eletromagnético de atração 
Fonte: Ravindranath, 1988 
 25
O princípio de funcionamento deste relé é idêntico a um eletroímã. Uma força 
eletromagnética, proporcional ao quadrado do fluxo no entreferro ou no quadrado da corrente, 
é produzida por um fluxo magnético e é responsável pelo movimento de algum elemento. Em 
circuitos operados em corrente contínua, esta força é constante e o relé opera 
instantaneamente. Em circuitos com corrente alternada, a corrente é dada por e seu 
quadrado por . Isto mostra que a força eletromagnética é formada por dois 
componentes, uma constante independente do tempo e outra dependente do tempo e pulsante 
com o dobro da freqüência da corrente alternada aplicada. A Figura 4 mostra o gráfico da 
força resultante eletromagnética pela corrente alternada (RAVINDRANATH. 1988). 
tsenI ωmax
)2cos( 2max
2
max tII ω−
eF
 
 
Figura 4 - Curvas da corrente e da força eletromagnética na armadura 
Fonte: Ravindranath, 1988 
 
Se a força de resistência produzida com a ajuda de uma mola, for constante, a 
armadura do relé atuará em e desatuará em , conseqüentemente a armadura irá vibrar 
com o dobro da freqüência da corrente produzindo zumbido e dano aos contatos do relé. Isto 
acarreta em faíscas e uma operação não confiável em circuitos com corrente alternada, sendo 
que, para compensar este problema, o fluxo responsável pela produção da força 
eletromagnética é dividido em dois fluxos que atuam simultaneamente em diferentes fases de 
tempo. Desta maneira, a força resultante será sempre positiva e, se esta força for sempre 
maior que a da resistência mecânica imposta pela mola , a armadura não irá mais vibrar. O 
fluxo é demonstrado na Figura 5 (RAVINDRANATH. 1988). 
rF
1t 2t
rF
 26
 
Figura 5 - Fluxo eletromagnético em um relé eletromecânico 
Fonte: Ravindranath, 1988 
 
 
2.2.3 Desvantagens dos Relés Eletromecânicos. 
 
 
Os relés eletromecânicos, discutidos anteriormente, têm partes e contatos móveis, por 
causa disto, cada relé apresenta várias desvantagens como listado a seguir: 
• Carga elevada em transformadores, tanto de potencial como de corrente. 
• Elevado tempo para operar o relé, devido à inércia dos movimentos das partes e 
lentidão da operação. Por essa razão, a coordenação dos relés pode se tornar 
muito difícil. 
• Contatos danificados e com má operação. 
• Exige freqüente manutenção por causa do movimento das peças e da abertura e 
fechamento dos contatos dos relés. 
 
 
2.3 RELÉS DIGITAIS 
 
 
Os relés digitais introduziram um passo na mudança de tecnologia. Os processadores 
passaram a ser utilizados, os primeiros modelos começaram a ser fabricados nos anos 80 e 
com o avanço da capacidade de processamento, foi considerada a tecnologia indicada para 
 27
aplicações que utilizassem relés de proteção. O que era um conjunto de processadores 
utilizados para atingir o desempenho computacional necessário, agora pode ser utilizado em 
apenas um processador. 
Os relés digitais atuais utilizam um processador do tipo (Digital Signal 
Processor – Processador de Sinal Digital) como a base de processamento. A entrada 
analógica é convertida para uma representação digital e processado de acordo com o 
algoritmo matemático desenvolvido. O microprocessador é projetado especialmente 
para aplicações que utilizam o tratamento de sinais analógicos se tornando um poderoso 
processador em tempo real, um requisito essencial para relés de proteção (NETWORK ..., 
2002). 
DSP
DSP
A seguir segue uma lista com funções disponíveis em um relé digital. 
• Execução de varias funções de proteção; 
• Armazenamento de vários grupos de ajustes das proteções; 
• Proteção de falha de atuação do disjuntor; 
• Localização de faltas; 
• Supervisão dos transformadores de corrente e tensão; 
• Verificação de sincronismo; 
• Religamento automático; 
• Monitoração do estado do disjuntor; 
• Detecção de condutor quebrado; 
• Medição das quantidades analógicas do sistema como corrente, tensão, potências; 
• Registrador de eventos e faltas; 
• Comunicação remota integrada; 
• Diagnose de falhas internas; 
• Uso de lógicas internas. 
O relé digital pode agrupar várias funções de proteção, entretanto a falha de um relé 
digital pode causar a perda de muito mais funções se comparado com aplicações onde 
diferentes funções são aplicadas em diferentes equipamentos. Comparar a confiabilidade e 
disponibilidade entre os dois métodos é complexo, pois a dependência mutua dos elementos 
da aplicação que disponibiliza os relés de forma separada devem ser levados em conta. 
 
 
 28
2.3.1 Características adicionais dos relés digitais 
 
 
Em um processador de um relé digital, o cálculo de uma função de proteção 
ocupa apenas parte da capacidade total de processamento do microprocessador. O excesso de 
capacidade consequentemente disponibiliza outras funções. As funções típicas que podem ser 
encontradas em um relé digital além das funções de proteção serão descritas nesta secção. 
DSP
 
 
2.3.1.1 Display de Medidas 
 
 
Esta é a função mais simples a ser desenvolvida, que envolve o menor tempo de 
processamento do microprocessador. Os valores que o relé deve mensurar para executar as 
funções de proteção já foram processados. portanto, é uma tarefa simples disponibilizá-las em 
um display na parte frontal do relé ou transmiti-las para um computador remoto. 
Dependendo das medições executadas, diferentes medidas estarão disponíveis. Segue 
uma lista das possíveis medições: 
• Seqüência positiva, negativa e zero; 
• Potência ativa, reativa e fator de potência; 
• Energia ativa e reativa; 
• Harmônicos; 
• Frequência; 
• Temperaturas; 
• Distância da falta; 
A exatidão das medições realizadas depende diretamente da precisão dos 
transformadores de corrente e de tensão. 
 
 
 
 
 29
2.3.1.2 Registro de Perturbação 
 
 
A memória de relé digital pode ser facilmente expandida para armazenar um grande 
período de dados de entrada, tanto digital como analógicos. Além dos estados dos contatos de 
saída do próprio relé de proteção, o relé tem a capacidade de atuar como um registrador de 
perturbações do circuito monitorado, armazenando as medidas do momento em que a falta 
ocorreu. O registro do distúrbio fica disponível para a realização de um download 
(carregamento) do relé para um computador podendo ser feita uma análise posterior 
(NETWORK ..., 2002). 
 
 
2.3.1.3 Tempo de sincronismo 
 
 
Os registros de perturbações e dados relacionados com consumo de energia 
necessitam de uma estampa de tempo. Apesar de um relógio interno estar sempre presente, ele 
apresenta uma precisão limitada e o uso deste relógio pode causar problemas caso seja 
necessário a comparação com informações proveniente de outros relés de proteção. Os relés 
digitais têm a facilidade de sincronizar o tempo com um relógio externo. Normalmente 
utiliza-se o sinal (Inter-Range Instrumentation Group – Grupo de Instrumentação 
Entre Faixas) disponibilizado por equipamentos que recebem o sinal de data e hora dos 
satélites (Global Positioning System - Sistema de Posicionamento Global). 
BIRIG −
GPS
 
 
2.3.1.4 Lógica Programável 
 
 
Funções lógicas são bem adaptadas quando utilizando microprocessadores. As 
lógicas sempre foram usadas em relés de proteção. Algumas funções requerem uma 
quantidade grande de lógica. Por exemplo, um relé de sobrecorrente na saída de um 
transformadoralimentador poderia utilizar entradas analógicas para monitorar a temperatura 
 30
dos enrolamentos e atracar saídas digitais para acionar alarmes luminosos ou sonoros para 
avisar o operador, ou a abertura de um disjuntor, eliminando assim, a necessidade de um relé 
adicional para monitoração das temperaturas do enrolamento do transformador. 
 
 
2.3.1.5 Grupos de Parametrização 
 
 
Historicamente, relés eletromecânicos e estáticos permitem que apenas um grupo de 
parâmetros seja aplicado ao relé. Os sistemas de potência mudam suas topologias devido a 
razões operacionais e as diferentes configurações podem requerer parâmetros variados para 
manterem o nível desejado de proteção para a rede. Este problema pode ser superado com a 
utilização de um número de grupo de parâmetros, utilizando apenas um de cada vez. 
Alterações entre grupos de parametrização podem ser realizadas por comando remoto pelo 
operador ou através de lógica programável. 
 
 31
3 PROTEÇÃO DE GERADORES 
 
 
A freqüência de falhas em máquinas rotativas é baixa devido a projetos e 
equipamentos mais modernos. Porém existe ainda há a possibilidade de ocorrerem falhas e o 
atraso de atuação de desligamento do disjuntor ou a falta de sensibilidade da proteção 
podendo resultar em graves danos ao gerador. Por estas razões, condições anormais de 
funcionamento devem ser reconhecidas atentamente e rapidamente isoladas para evitar 
maiores danos ou ainda, uma combinação de problemas. 
As condições anormais de funcionamento que podem ocorrer com máquinas 
rotativas são as seguintes: 
• Faltas no enrolamento; 
• Sobrecarga; 
• Sobre aquecimento dos enrolamentos ou dos mancais; 
• Sobrevelocidade; 
• Perda de excitação; 
• Motorização; 
• Energização inadvertida; 
• Corrente desbalanceada; 
• Perda de sincronismo. 
Estas situações são sinalizadas por alarmes e a grande maioria deles pede a remoção 
da máquina, ainda assim alguns problemas são passíveis de correção mesmo com máquina 
ainda em serviço. 
O custo do esquema e grau de proteção que será gasto deve ser pesado 
cuidadosamente em relação aos riscos onde a proteção não será aplicada. A quantidade de 
proteção que será aplicada irá variar de acordo com o tamanho e a importância na máquina 
(ELMORE, 2003). 
 
 
 
 
 
 
 32
3.1 FALTAS NO ENROLAMENTO DO ESTATOR 
 
 
Defeitos no enrolamento do estator ou falhas de isolamento de conexões podem 
resultar em grandes danos ao enrolamento e ao núcleo do estator. A extensão deste dano irá 
depender da magnitude e do tempo de duração da falta. 
 
 
3.1.1 Falta fase - fase 
 
 
A ocorrência de falta fase-fase sem o envolvimento do aterramento é menos comum 
e pode ocorrer na parte final do enrolamento do estator, entre espiras próximas uma da outra, 
e envolvendo, posteriormente, o aterramento em um período muito curto. 
 
 
3.1.2 Proteção diferencial (ANSI 87) 
 
 
Faltas internas em equipamentos geralmente começam com o aterramento em um dos 
enrolamentos do estator e podem ocasionalmente evoluir para faltas que envolvem mais de 
uma fase. A proteção diferencial é o esquema mais eficiente contra faltas de múltiplas fases. 
Esta proteção baseia-se na primeira lei de Kirchhoff, a qual postula que a somatória das 
correntes que entram no gerador é igual à somatória das correntes que dele saem, sendo assim, 
é feita uma comparação entre as correntes de entrada e as de saída e eventuais diferenças entre 
elas são indícios de condições anormais no equipamento protegido. A Figura 6 mostra o 
circuito do relé para apenas uma fase. Para a condição normal de operação ou para uma falta 
que ocorra fora dos dois conjuntos dos transformadores de correntes, a corrente que entra 
na máquina é igual ao que sai em todas as fases, desprezando as pequenas perdas internas 
de correntes. 
pI
pI
 
 33
 
Figura 6 - Proteção diferencial básica 
Fonte: ELMORE, 2003 
 
A corrente do secundário de cada transformador de corrente é igual à corrente do 
primário transformada pela relação. A corrente do relé 21 ee II − é a diferença das correntes do 
secundário. Com o mesmo tipo de transformador de corrente sendo utilizada nos dois lados do 
gerador, a corrente será nula em condições normais de carga e o relé não opera. Se uma falta 
ocorrer entre os dois conjuntos de transformadores de correntes, uma ou mais das correntes do 
lado esquerdo irão aumentar, considerando que as correntes do lado oposto podem fluir na 
direção oposta do fluxo normal. De qualquer modo, toda a corrente da falta irá fluir através no 
relé causando sua operação, pois a corrente diferencial não será mais nula. 
 
 
3.1.3 Falta fase - terra 
 
 
O modo mais provável de falha de isolação é de fase para a terra. O uso de uma 
impedância de aterramento limita a corrente de falta a terra e, conseqüentemente, os danos no 
estator. Uma falta para a terra pode atingir somente o enrolamento, entretanto, quando o 
núcleo do estator é afetado, o ferro das lâminas aquece ao ponto de soldá-las. A área 
danificada pode às vezes ser reparada, mas se o dano for muito grande, parte do núcleo deverá 
ser reconstruído. Uma situação parecida ocorre na região final do enrolamento onde o esforço 
elétrico é maior. As forças resultantes nos condutores podem ser bem maiores e resultar em 
desgastes extensivos, necessitando a substituição parcial ou total do enrolamento. 
 34
Além da queima do núcleo, o maior perigo que pode ocorrer com a falha é o fogo, 
pois grande parte do material de isolação é inflamável e, neste caso, o ar de refrigeração da 
máquina, gerado por uma ventilação forçada faz com que o fogo se espalhe rapidamente pelo 
enrolamento. Nas máquinas onde o sistema de resfriamento é à base de hidrogênio, o fogo não 
existirá porque o estator se mantém selado. Neste caso, quando ocorrer uma falha, um longo 
tempo de indisponibilidade deve ser considerado, resultando em um maior impacto financeiro. 
 
 
3.2 ATERRAMENTO DE GERADORES 
 
 
Uma grande dificuldade para projetistas é desenvolver um gerador que se adeque as 
necessidades térmicas e as forças mecânicas associadas a uma falta. A corrente de falta em 
um gerador não cessa instantaneamente após a operação do relé de proteção e, quando ocorre 
uma falta, a corrente irá demorar em torno de um a dez segundos para chegar a zero, até que a 
energia magnética armazenada no gerador dissipe para a falta. 
Tanto o aquecimento quanto os esforços mecânicos variam com o quadrado da 
corrente de falta, por esta razão, uma pequena redução na corrente de falta reduz 
significativamente os requisitos térmicos e de estrutura no projeto do gerador. Deve-se então, 
incluir no sistema de aterramento uma impedância para limitar a magnitude de falta à terra ao 
valor da falta trifásica ou menos. 
Existem muito métodos de realizar o aterramento do gerador e, também, outros 
modos para realizar a sua proteção. Os aterramentos são classificados em: direto, de baixa 
impedância e de alta impedância. 
O sistema com aterramento direto, como o próprio nome diz, tem uma conexão direta 
entre o neutro do gerador e o aterramento do sistema. Nele, a corrente de falta de fase a terra é 
muito elevada, em muitos casos, maior que a corrente de falta trifásica. 
O sistema com aterramento de baixa impedância tem uma impedância conectada 
entre o neutro do gerador e o aterramento do sistema; a impedância limita a corrente de falta a 
terra para um valor aproximado de 100A. 
No sistema com aterramento de alta impedância, o aterramento entre o neutro do 
gerador e o aterramento do sistema é feito por uma impedância grande o bastante para limitar 
a correntede falta á terra a um valor de 2 a 15A. 
 35
O tipo de aterramento do neutro adotado pelo esquema elétrico da UHE Bariri é a 
configuração de baixa impedância conforme mostrado na Figura 7. 
 
 
Figura 7 - Aterramento do neutro de 
baixa impedância 
Fonte: NETWORK... ,2002 
 
Além de limitar a corrente de falta à terra, outro requisito do esquema de aterramento 
é evitar valores elevados de tensão para que não causem danos ao gerador. A sobretensão 
pode ser gerada em transitórios causados por manobras de equipamentos ou por arcos gerados 
por faltas a terra e sua magnitude é uma função da impedância de aterramento. Quando o 
neutro do gerador esta aterrado diretamente no aterramento do sistema, a baixa impedância irá 
permitir altas correntes de falta a terra, mas irá prevenir as sobretensões. A adição de 
impedâncias no neutro para limitar a corrente de falta a terra irá aumentar as sobretensões 
impostas pelo sistema. A impedância de neutro deve ser escolhida com critérios específicos 
para eliminar a possibilidade de danos por sobretensão no gerador. 
Estados de sobretensão irão aparecer nas fases que não apresentam falta de fase 
durante uma falta a terra. A tensão da fase que não possui a falta é composta pela tensão de 
fase mais a tensão deslocada do neutro. A Figura 8(a) apresenta a relação normal de tensões 
de fase-terra. Em um sistema de aterramento de alta impedância, o deslocamento do neutro é 
aproximadamente igual à tensão de fase na fase com a falta. A Figura 8(b) apresenta a 
elevação da tensão de fase de uma fase sem falta para uma tensão fase-fase. Esta sobretensão 
é de 173%. A falta a terra em um sistema de aterramento eficiente é mostrado na Figura 8(c); 
este sistema possui uma impedância de aterramento baixa o suficiente para causar um 
pequeno deslocamento do neutro e, conseqüentemente, mínima elevação da tensão das fases 
sem falta. 
 
 36
 
Figura 8 - Tensão de fase durante uma falta à terra 
(a) - Sistema trifásico sem falta 
(b) - Sistema trifásico com falta a terra na fase Ea com aterramento 
de alta impedância no neutro 
(c) - Sistema trifásico com falta a terra na fase Ea com aterramento 
de baixa impedância 
Fonte: NETWORK... ,2002 
 
 
3.3 PROTEÇÃO DE FALTAS NO ATERRAMENTO DO ESTATOR 
 
 
O método de aterramento afeta diretamente o grau de proteção dos relés diferenciais. 
Quanto maior a impedância de aterramento, menor é a magnitude da corrente de falta e mais 
difícil fica para identificar a falha. Com a impedância de aterramento, o relé diferencial pode 
não responder para uma falta a terra de uma única fase, por isso, um relé separado é colocado 
no aterramento de neutro que irá fornecer uma proteção sensível a estas correntes. O relé de 
aterramento pode operar, também, se ocorrerem faltas além do gerador. Por esta razão, um 
tempo de retardo pode ser necessário para fazer a coordenação. Um caso típico é um gerador 
conectado a um barramento com outros circuitos que, se falharem, não deveram desconectar a 
máquina do sistema e o relé presente no circuito com a falta deverá isolar a falta. No esquema 
de unidade conectada ao sistema, o transformador elevador limita a operação do relé somente 
para falhas no gerador (ELMORE, 2003). 
 
 
 
 
 
 37
3.3.1 Proteção de sobretensão do neutro (ANSI 59N) 
 
 
Em um sistema balanceado, a soma das três tensões de fase resulta em uma tensão 
residual igual a zero. Qualquer falta a terra irá adicionar uma tensão de seqüência zero e, 
conseqüentemente, o surgimento de uma tensão residual. O sinal de tensão deve ser medido 
por um transformador de tensão apropriado. A Figura 9 mostra a conexão utilizada no 
esquema de proteção da UHE Bariri. 
 
 
Figura 9 - Conexão de sobretensão do 
neutro 
Fonte: NETWORK... ,2002 
 
3.3.2 Proteção de subtensão de terceiro harmônico de neutro (ANSI 27TN) 
 
 
O método de proteção do estator detalhado anteriormente deixa uma parte do 
enrolamento desprotegido. Em grande parte dos casos, a irrelevância desta conseqüência 
decorre da baixa probabilidade de ocorrer uma falta nos 5% do enrolamento do estator 
próximo ao neutro e devido à baixa tensão nesta região. Entretanto, uma falta pode ocorrer em 
qualquer lugar do enrolamento. 
Um método de realizar a proteção nesta região é medindo a tensão de terceiro 
harmônico gerada internamente que aparece através da impedância de aterramento devido a 
uma corrente de terceiro harmônico que flui através da capacitância shunt do estator. Quando 
uma falta ocorre na parte mais próxima do neutro do estator, a tensão de terceiro harmônico se 
aproxima de zero e, conseqüentemente, um relé que responde à tensão de terceiro harmônico 
pode ser usado para detectar esta condição. À medida que a falta ocorre mais distante do 
ponto de neutro, a tensão de terceiro harmônico decai para valores próximos das condições 
 38
normais de operação, isto representa aproximadamente 20-30% da distância do enrolamento. 
Para além desta distância, a tensão não pode ser diferenciada entre uma tensão de falta e uma 
tensão normal de operação, conseqüentemente, uma proteção convencional de falta a terra 
deve ser utilizada em conjunto com o esquema de terceiro harmônico, fornecendo dessa 
forma, a proteção de todo o enrolamento do estator. 
A Figura 10 apresenta as curvas de ajustes das faltas para as tensões na freqüência 
nominal e de terceiro harmônico. Na medida em que a falta se aproxima da região do neutro 
do gerador, a região de atuação da função de sobretensão se sobrepõe com a região de atuação 
da função de terceiro harmônico. 
 
 
 
Figura 10 - Curva de proteção para 100% do estator 
Fonte: BECKWITH, 2004 
 
 
 
 
 
 
 
 39
3.4 PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE 
 
 
3.4.1 Proteção de sobrecorrente (ANSI 50/51) 
 
 
É comum a utilização da proteção de sobrecorrente temporizada para geradores. Para 
geradores menores de 1MVA, esta será a forma principal de fazer a proteção de faltas entre 
fases do enrolamento do estator. Para geradores de maior porte, a função de sobrecorrente 
pode ser aplicada como proteção de retaguarda para realizar o desligamento da unidade por 
qualquer falta externa quando a proteção diferencial principal não atuar. 
Esta proteção é geralmente utilizada para evitar que o gerador alimente uma falha 
externa ao grupo gerador. É comum em proteções de sobrecorrentes de alta tensão que uma 
função instantânea e uma temporizada sejam aplicadas. Os elementos temporizados devem ser 
ajustados para assegurar que os equipamentos protegidos da planta não ultrapassem os níveis 
de corrente de falha direta superiores aos seus limites operacionais estabelecidos. O elemento 
instantâneo deve ser ajustado para um valor acima do máximo permitido pela alimentação do 
gerador, mas ainda menor do que a corrente de falha fornecida pelo sistema no caso de uma 
falha do enrolamento do gerador. 
Esta proteção de retaguarda minimizará os danos causados a uma planta no caso da 
proteção principal do gerador falhar. O desligamento instantâneo da falta no lado de alta 
tensão irá auxiliar a recomposição do sistema de potência e os geradores em paralelos. 
 
 
3.4.2 Proteção de sobrecorrente dependente da tensão (ANSI 51V) 
 
 
A dificuldade do ajuste da proteção de sobrecorrente referida na seção anterior 
aumenta porque uma compensação tem que ser feita no ajuste da corrente de falha do gerador 
com decréscimo da tensão. Para superar a dificuldade de ajuste, a tensão nos terminais do 
gerador pode ser medida e usada para modificar dinamicamente os parâmetros de corrente e 
tempo da função de sobrecorrente básica para falhas perto do gerador.Existem duas 
 40
alternativas básicas para a aplicação da proteção de sobrecorrente com tensão dependente que 
são discutidas nas seguintes seções. Os relés de sobrecorrente dependentes da tensão são 
encontrados freqüentemente aplicados aos geradores usados em sistemas industriais como 
uma alternativa à proteção principal diferencial. 
 
 
3.4.2.1 Proteção de sobrecorrente com tensão controlada 
 
 
A proteção de tensão controlada tem duas características que são selecionadas de 
acordo com a medição de tensão nos terminais do gerador. O limite do ajuste da tensão para 
substituir a escolha dos elementos é feito da seguinte maneira: 
A – durante sobrecargas, quando a tensão do sistema permanece próximo à normal, a 
proteção de sobrecorrente deve ser configurada para atuar acima da carga máxima e do tempo 
de operação, com característica que impedirá que o gerador alimente uma falha externa 
remota por um período superior dos limites definidos pela planta. 
B – na ocorrência de uma falha próxima, a tensão de barra irá sofrer uma queda e 
ficará abaixo da tensão permitida, devendo, então, ser selecionado o segundo grupo de 
parâmetros para a proteção. Assim que a função perceber que a tensão está abaixo do valor 
estabelecido deve permitir o novo ajuste. 
A curva característica é mostrada na Figura 11. 
 
 
Figura 11 - Curva de sobrecorrente com tensão 
controlada 
Fonte: NETWORK... ,2002 
 41
3.4.2.2 Proteção de sobrecorrente com restrição de tensão 
 
 
A técnica alternativa é variar constantemente o ajuste de disparo da função com a 
variação da tensão do gerador dentro de um limite superior e inferior. A tensão é que dita a 
restrição de operação do elemento de corrente. O efeito é proporcionar uma proteção 
dinâmica de acordo com a tensão nos terminais da máquina. Uma curva típica para esta 
função é mostrada na Figura 12. 
 
 
Figura 12 - Curva de sobrecorrente com 
restrição de tensão 
Fonte: NETWORK... ,2002 
 
 
3.5 PROTEÇÃO DE SOBRETENSÃO (ANSI 59) 
 
 
A atuação da proteção por sobretensão em um gerador pode ocorrer devido à 
transitórios na rede ou por sobretensão prolongada na rede. Uma condição contínua da 
sobretensão não deve ocorrer numa máquina com um regulador de tensão em operação 
normal, mas pode ser causada pelas seguintes contingências: 
• Defeito no regulador de tensão automático quando a máquina estiver na operação 
isolada; 
 42
• Operação sob o controle manual com a tensão do regulador fora de serviço. Uma 
variação repentina da carga, em particular um componente de potência reativa, 
causará uma mudança substancial na tensão por causa da regulação da alta 
tensão, própria de um típico alternador; 
• Perda repentina de carga (devido a uma abertura na saída dos alimentadores, 
deixando o gerador isolado ou alimentando uma carga muito pequena) pode 
causar uma ascensão repentina na tensão dos terminais devido ao fluxo de campo 
armazenado e/ou exceder os limites de velocidade. 
É comum fornecer a proteção de sobretensão, sob a forma de um elemento com 
tempo de retardo, curva de tempo inverso ou por tempo definido. O tempo de retardo deve ser 
suficientemente longo para impedir a operação durante a ação normal do regulador. Às vezes 
um elevado ajuste do elemento é fornecido com um tempo definido de atuação muito curto ou 
um ajuste instantâneo para fornecer uma rápida abertura em circunstâncias extremas. 
 
 
3.6 PROTEÇÃO DIRECIONAL DE POTÊNCIA (ANSI 32) 
 
 
A proteção direcional de potência pode ser dividida em proteção de baixa potência 
direta ou de potência reversa e pode ser exigida para que alguns geradores tenham a sua 
máquina motriz protegida. As partes da máquina motriz podem não ser projetadas para 
experimentar um torque reverso, ficando dessa forma, danificadas com a rotação continuada 
depois da falha na máquina motriz. 
A proteção de baixo fluxo de potência direto é usada freqüentemente como uma 
função de intertravamento para permitir a abertura do disjuntor principal em aberturas não 
urgentes, como exemplo tem-se uma falta à terra do estator em um gerador com aterramento 
de alta impedância evitando assim o risco de uma sobrevelocidade. 
A proteção de potência reversa é aplicada para prevenir danos nas partes mecânicas 
em eventos de falha da máquina motriz e deve ser temporizada para evitar falsas operações 
com oscilações transitórias de potência que podem aparecer seguidas da sincronização ou com 
um distúrbio na transmissão do sistema potência. 
 
 
 
 43
3.7 PROTEÇÃO DE CARGA DESIQUILIBRADA (ANSI 46) 
 
 
Uma carga trifásica balanceada produz um campo de reação que é constante e 
síncrono com o sistema de campo do rotor. Qualquer condição de carga desequilibrada pode 
ser resolvida em componentes positivas, negativas ou zero. A componente positiva da 
seqüência é semelhante à carga balanceada normal, a componente de seqüência negativa se 
diferencia da positiva apenas no resultado da reação do giro do campo, que é oposta e a 
componente zero não produz nenhuma reação da armadura principal. 
Na componente da seqüência negativa, um fluxo é produzido no sentido contrário a 
do rotor e por isso induz o dobro da freqüência de corrente no sistema no campo e no corpo 
do rotor. Como a corrente resultante é muito alta, o rotor aquece e o efeito é tão grave que 
uma única fase pode carregar para a falta o valor de uma corrente trifásica podendo 
rapidamente aquecer as ranhuras do rotor. O aquecimento em curto período de tempo é 
comum durante condições de falha do sistema, por isso, é preciso limitar o tempo de 
exposição a uma seqüência negativa no gerador, assumindo que a dissipação de calor durante 
tais períodos é insignificante. 
Esta proteção é, então, aplicada para impedir o superaquecimento devido às correntes 
de seqüência negativas. Os ajustes dos parâmetros desta proteção devem permitir que os 
níveis de corrente com seqüência negativa permaneçam abaixo da capacidade nominal, 
permitindo que a refrigeração tenha efeito quando os níveis de corrente de seqüência negativa 
estiverem abaixo da capacidade nominal. 
Desta maneira, a proteção também irá responder por faltas de fase a terra e de fase-
fase onde existe uma corrente de seqüência negativa suficiente. Para uma correta coordenação 
entre o relé de seqüência negativa e outros relés abaixo dele, é necessário o ajuste de um 
tempo definindo mínimo, entretanto, um tempo máximo de desligamento também pode ser 
usado para assegurar a operação no caso em que a corrente de seqüência negativa exceda os 
limites de capacidade nominal (IEEE Tutorial, 1995). 
 
 
 
 
 
 
 44
3.8 PROTEÇÃO DE PERDA DE EXCITAÇÃO (ANSI 40) 
 
 
A proteção contra perda de excitação tem a finalidade de evitar que o gerador opere 
com corrente de excitação muito baixa quando em paralelo com o sistema. A operação com 
baixa corrente de excitação leva o gerador ao limite de estabilidade, podendo assim, causar a 
perda de sincronismo. Para evitar a operação indevida, esta proteção deve ser temporizada, 
pois a perda de sincronismo pode ser tolerada por alguns segundos. 
Quando um gerador acoplado a uma rede perde sua excitação, ele torna-se 
dessincronizado em relação à rede. Então, passa a funcionar em modo assíncrono, numa leve 
sobrevelocidade, e absorve a potência reativa do sistema. A corrente reativa consumida pelo 
gerador pode ter como conseqüência o aquecimento do estator e do rotor, pois a corrente pode 
ser elevada e estas partes não foram dimensionadas para operarem desta forma. 
Uma falta de perda de excitação que não é detectada no momento certo pode ter 
grandes conseqüências para o sistemaelétrico por causar, além da perda de um controlador de 
energia reativa, um grande consumo de reativo no sistema. Este tipo de condição pode causar 
uma oscilação na tensão, assim como, desligamentos de linhas caso não existam fontes 
suficientes de energia reativa para alimentar a falta. 
Como causa da perda de excitação, é possível citar a falha no sistema de excitação, 
curto-circuito no circuito do rotor ou abertura do disjuntor de excitação, permanecendo apenas 
o disjuntor que interliga o gerador ao sistema fechado. 
Na ocorrência de perda de excitação com uma potência de saída elevada, a 
velocidade do rotor pode chegar a aproximadamente 105% da velocidade nominal fornecendo 
baixa potência na saída e uma alta corrente reativa de até 2.0 p.u.. Neste caso, a rápida 
desconexão automática é exigida para proteger os enrolamentos do estator da corrente 
excessiva e para proteger o rotor de danos causados por correntes induzidas (IEEE Tutorial, 
1995). 
 
 
 
 
 
 
 
 45
3.9 PROTEÇÃO DE SOBRE EXCITAÇÃO OU VOLTS POR HERTZ (ANSI 24) 
 
 
A sobreexcitação de qualquer gerador ou transformador conectado nos terminais de 
um gerador ocorrerá basicamente quando a relação tensão por freqüência, expressada em 
Volts por Hertz (V/Hz) aplicado aos terminais do equipamento exceda os limites de projeto. 
As normas ANSI/IEEE estabelecem que para geradores esta relação não deva ultrapassar a 
1,05 pu na base do gerador e para transformadores não deva ultrapassar a 1,05 pu na base do 
secundário do transformador quando este conectado com carga nominal e fator de potência de 
0,8 ou maior que 1,1 p.u. sem carga. 
Quando esta relação de V/Hz é excedida, pode ocorrer à saturação do núcleo 
magnético do gerador ou do transformador conectado, induzindo um fluxo de dispersão nos 
componentes laminados, os quais não são projetados para transportá-los. O dano pode ocorrer 
em segundos. 
Uma sobretensão excessiva em um gerador ocorrerá quando o nível de campo 
elétrico excede a capacidade de isolamento do enrolamento do estator. Para a devida proteção 
por sobretensão, não se pode confiar integralmente na proteção de V/Hz. Se a sobretensão é 
um resultado de um incremento proporcional da freqüência, a função do relé, V/Hz, irá 
ignorar o evento devido que a relação volts por hertz não tenha se alterado. É usual que se 
utilize um relé de sobretensão para alarmar ou desconectar o gerador do sistema. 
Danos podem ocorrer em segundos e, freqüentemente, esta falha ocorre quando o 
gerador ainda não está conectado a rede antes da sincronização, operando de forma isolada. A 
probabilidade de uma sobreexcitação do gerador aumenta dramaticamente se os operadores 
preparam manualmente a unidade para a sincronização (IEEE Tutorial, 1995). 
 
 
3.10 PROTEÇÃO DE SOBRECARGA (ANSI 49) 
 
 
Em geral o sobre aquecimento é causado por uma sobrecarga ou por falha no sistema 
de aquecimento da máquina e pode ser detectado rapidamente. Na prática são embutidos 
termo acopladores nos enrolamentos do estator e um grupo suficiente de termo acopladores é 
distribuído em diferentes partes do estator, garantindo a medição de temperatura ao longo de 
toda sua extensão. Outros dispositivos podem ser utilizados também para supervisionar o 
 46
funcionamento do sistema de refrigeração da máquina, acusando, imediatamente, com 
alarmes, a ocorrência de uma falha. 
Outra maneira de detectar sobrecargas é com o uso de relés de imagem térmica que 
utilizam a corrente do estator para aproximar os efeitos de aquecimento no gerador. A 
constante térmica de aquecimento da máquina para aquecimento e resfriamento é representada 
pelo relé para antecipar os efeitos da carga presente. Quando o relé detecta que a temperatura 
excedeu ao valor máximo permitido pelo isolamento da máquina, um comando de abertura do 
disjuntor do gerador é executado (ELMORE, 2003). 
 
 
3.11 PROTEÇÃO CONTRA FALTA DE SINCRONISMO (ANSI 78) 
 
 
Durante a operação normal do sistema de potência, existirá alguma combinação de 
operações, faltas ou distúrbio que poderá causar a perda de sincronismo entre áreas 
interconectadas. Na condição de perda de sincronismo, é crucial que estas áreas sejam 
separadas antes que os geradores se danifiquem ou que uma falha generalizada possa ocorrer. 
Quando um gerador perde o sincronismo, o resultado de altos picos de correntes e de 
operação fora da freqüência nominal pode causar esforços no enrolamento, torques pulsantes 
e ressonância mecânica que são potencialmente perigosas para causar danos para o conjunto 
de turbina e gerador. Para minimizar a possibilidade de danos, é recomendado que o gerador 
seja desconectado imediatamente, preferencialmente no primeiro ciclo da condição de perda 
de sincronismo. 
Antigamente a impedância característica do sistema era tal que o centro elétrico 
durante a perda de sincronismo geralmente ocorria nas linhas de transmissão. Os esquemas de 
proteção das linhas de transmissão ou os relés de perda de sincronismo podiam separar os 
sistemas sem desconectar os geradores. Com a expansão das linhas de transmissão e do 
tamanho dos geradores as impedâncias do sistema têm alterado consideravelmente. As 
impedâncias de geradores e de transformador elevador têm aumentado enquanto que a 
impedância do sistema elétrico como um todo tem diminuído. Como resultado, o centro 
elétrico de perda de sincronismo ocorre em geradores ou em transformadores elevadores 
(IEEE Tutorial, 1995). 
 
 
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3.12 PROTEÇÃO DE DISTÂNCIA (ANSI 21) 
 
 
Quando ocorrem alterações na configuração do sistema elétrico, devido a manobras 
na rede, o ajuste de atuação da proteção de sobrecorrente deve ser alterado. Isso é um 
agravante, pois o sistema está sempre realizando manobras para garantir a qualidade e 
continuidade do fornecimento de energia elétrica. O relé de distância opera medindo os 
parâmetros característicos da linha a partir de onde esteja instalado, suprindo esta necessidade 
existente pelo relé de sobrecorrente. 
O relé de distância recebeu este nome, devido à sua filosofia de funcionamento se 
basear na impedância, admintância ou reatância vista pelo relé. Como estes parâmetros são 
proporcionais à distância, formou-se o nome do relé. Na verdade o relé vê o parâmetro da 
linha ou sistema e não a distância propriamente dita. 
Os relés de distância respondem em relação aos sinais de tensão e corrente expresso 
como fasores. A relação entre dois fasores é um número complexo e o relé pode ser projetado 
para responder ao módulo deste número ou ao próprio número complexo. É importante 
lembrar que o conceito de fasor implica em formas de onda de freqüência fundamental em 
regime permanente senoidal, enquanto que, imediatamente após a ocorrência de uma falta, as 
correntes e tensões de um sistema de potência são ricas em componentes transitórios, com 
freqüências diferentes da fundamental. 
A relação entre a tensão e corrente representa a fração da impedância de seqüência 
positiva da linha, na qual a falta ocorre. A relação calculada pode ser comparada com a 
impedância de seqüência positiva total da zona protegida e, se for menor, uma saída de 
disparo é produzida. 
 
 
3.13 PROTEÇÃO DE FALHAS DO ROTOR (ANSI 64) 
 
 
O circuito de campo do gerador, compreendido pelo enrolamento de campo do 
mesmo e pela armadura da excitatriz, juntamente com o disjuntor de campo, é um circuito 
isolado de corrente contínua o qual não está devidamente aterrado. Se uma falta ocorrer, não 
haverá um estado estável de corrente de falta e nenhuma ação será necessária. 
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O perigo aumenta se uma segunda falha de terra ocorrer em um ponto separado no 
sistema