05 - Proteção Primária e Retaguarda, Seletividade, Relés 50-51, Direcional 67 e Proteção Digital

🛡️ 05 - Proteção Primária e Retaguarda, Seletividade, Coordenação de Relés 50/51, Direcional 67 e Proteção Digital

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🎯 Objetivos de Aprendizagem

1. Delimitar Zonas de Proteção Sobrepostas no Sistema Elétrico de Potência (SEP), garantindo ausência de pontos cegos (blind spots).
2. Diferenciar Proteção Principal (Primária) de Proteção de Retaguarda (Secundária — Local e Remota) e proteção contra falha de disjuntor (ANSI 50BF).
3. Dominar os 3 métodos de Seletividade (Amperimétrica, Cronométrica e Lógica / Zonal via IEC 61850 GOOSE) e o cálculo de coordenação de relés de sobrecorrente (ANSI 50/51) com degrau de coordenação ($\Delta t=0,25\text{ a }0,40\text{ s}$).
4. Compreender o princípio fasorial do Relé Direcional de Sobrecorrente (ANSI 67), sua grandeza de polarização e sua aplicação indispensável em linhas paralelas e redes em anel.
5. Descrever a evolução tecnológica dos relés (Eletromecânicos $\to$ Estáticos $\to$ Numéricos/Digitais) e a arquitetura interna completa de um IED (Intelligent Electronic Device).

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📌 Sumário do MOC

1. 1. Zonas de Proteção Sobrepostas e Filosofia de Isolamento de Faltas
2. 2. Proteção Principal (Primária) vs. Proteção de Retaguarda (Local e Remota)
3. 3. Os 3 Métodos de Seletividade: Amperimétrica, Cronométrica e Lógica
   • 3.1 Seletividade Amperimétrica (Por Corrente)
   • 3.2 Seletividade Cronométrica (Por Tempo — Degrau $\Delta t$)
   • 3.3 Seletividade Lógica (ou Zonal — Bloqueio por Comunicação)
4. 4. Coordenação de Relés de Sobrecorrente (50/51) em Redes Radiais
5. 5. Proteção Direcional de Sobrecorrente (Função ANSI 67)
   • 5.1 O Princípio Fasorial de Operação do Relé 67
6. 6. Arquitetura de um Relé Numérico / Digital (IED) e Norma IEC 61850
   • 6.1 Cadeia de Processamento de Sinal de um IED
7. 7. 📝 Exercícios Resolvidos de Engenharia (Padrão Apostila 02 e Concursos)
8. 8. 🎓 Verificando o Aprendizado (Questões de Fixação da Apostila 02 Comentadas)
   • Bloco 1: Zonas de Proteção, Primária vs. Retaguarda e Proteção Diferencial
   • Bloco 2: Curvas Inversas de Tempo e Coordenação Seletiva
   • Bloco 3: Proteção Direcional de Sobrecorrente (ANSI 67)
   • Bloco 4: Proteção Digital, Numérica e Arquitetura de IEDs

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1. Zonas de Proteção Sobrepostas e Filosofia de Isolamento de Faltas

Para garantir que qualquer defeito no Sistema Elétrico de Potência (SEP) seja isolado desconectando a menor porção possível da rede, o sistema é particionado em Zonas de Proteção dedicadas para cada equipamento principal:

1. Zona de Geradores (87G);
2. Zona de Transformadores de Potência (87T);
3. Zona de Barramentos (87B);
4. Zona de Linhas de Transmissão e Alimentadores de Distribuição (21 / 67 / 50 / 51);
5. Zona de Motores e Reatores/Capacitores (87M / 49).

Regra de Ouro da Superposição de Zonas ( Overlapping)

Nenhuma parte do sistema pode ficar desprotegida (sem “zonas mortas” ou pontos cegos)! Para isso, as zonas adjacentes sobrepõem-se obrigatoriamente ao redor dos Disjuntores (DJs) mediante o posicionamento cruzado dos Transformadores de Corrente (TCs):

• Os TCs da Zona A ficam instalados do lado da Zona B do disjuntor;
• Os TCs da Zona B ficam instalados do lado da Zona A do disjuntor. (Consequência prática: Uma falta interna na estreita região de superposição — por exemplo, dentro da bucha do próprio disjuntor — é a única situação em que ambas as zonas adjacentes atuam simultaneamente).

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2. Proteção Principal (Primária) vs. Proteção de Retaguarda (Local e Remota)

Como componentes físicos (TCs, relés, baterias CC de comando, bobinas de abertura e mecanismos de disjuntores) podem falhar no exato momento em que são solicitados, toda proteção do SEP estrutura-se em duas camadas de defesa:

Nível de Defesa	Definição e Tempo de Atuação	Tipos e Arquitetura de Implementação
1. Proteção Principal (ou Primária)	É a primeira linha de defesa do equipamento em falta. Deve atuar com máxima velocidade (instantânea ou poucos ciclos) e desligar apenas os disjuntores estritamente necessários (fronteira da zona em falta).	Em sistemas de Extra-Alta Tensão (EAT $\ge 230\text{ kV}$), usam-se duas proteções primárias redundantes (Proteção Principal 1 e Principal 2, de fabricantes ou princípios físicos distintos, ex.: 87L + 21).
2. Proteção de Retaguarda (ou Secundária / Backup)	Atua somente se a proteção principal falhar (por defeito no relé ou no disjuntor principal). Deve aguardar um intervalo de coordenação ($\Delta t$) para dar chance à proteção primária de abrir primeiro.	• Retaguarda Local: Na mesma subestação (ex.: outro relé no mesmo vão ou esquema de Falha de Disjuntor — ANSI 50BF, que após $150\text{ ms}$ sem abertura do DJ principal dispara todos os disjuntores vizinhos da mesma barra). • Retaguarda Remota: Relé instalado na subestação adjacente a montante (ex.: Zona 2/3 de distância ou relé 51 a montante).

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3. Os 3 Métodos de Seletividade: Amperimétrica, Cronométrica e Lógica

A Seletividade é a capacidade de dois ou mais dispositivos de proteção em série reconhecerem exatamente a localização da falta, garantindo que apenas o dispositivo mais próximo a montante do defeito abra:

3.1 Seletividade Amperimétrica (Por Corrente)

• Princípio: Baseia-se no fato físico de que a impedância da linha ou de um transformador limita a corrente de curto-circuito à medida que nos afastamos da fonte ($I_{\text{cc, A}}>I_{\text{cc, B}}$).
• Ajusta-se a unidade instantânea (ANSI 50) do relé a montante para um valor superior à máxima corrente de curto-circuito simétrica/assimétrica no barramento seguinte ($I_{50,A}\ge 1,25\times I_{\text{cc, maˊx em B}}$).
• Vantagem: Disparo instantâneo ($\approx 20\text{ a }50\text{ ms}$). Limitação: Não protege $100\%$ do trecho (cobre cerca de $70\%$ a $80\%$ da linha ou até os bornes primários de um transformador).

3.2 Seletividade Cronométrica (Por Tempo — Degrau $\Delta t$)

• Princípio: Escalonam-se os tempos de atuação das unidades temporizadas (ANSI 51) da carga em direção à fonte: quanto mais próximo da fonte (subestação), maior o tempo de atuação ajustado.
• Degrau de Coordenação ($\Delta t$ ou CTI — Coordination Time Interval): É a margem temporal mínima entre a curva do relé a jusante ($R_{\text{jusante}}$) e a curva do relé a montante ($R_{\text{montante}}$) calculada na corrente máxima de falta passante: $\boxed{t_{\text{montante}}=t_{\text{jusante}}+\Delta t}$ Onde $\Delta t$ soma: Tempo de abertura do disjuntor a jusante ($50\text{–}80\text{ ms}$) + Tempo de overshoot/inércia do relé a montante + Margem de segurança de erros de TCs/curvas:
  • Relés Eletromecânicos de Disco: $\Delta t=0,30\text{ s a }0,40\text{ s}$.
  • Relés Numéricos / Digitais (IEDs): $\Delta t=0,20\text{ s a }0,30\text{ s}$ (a Apostila 02 adota $\Delta t=0,30\text{ s}$ como padrão).
• Desvantagem Crítica: Em cascatas longas com vários relés em série, o tempo acumulado próximo à fonte torna-se excessivamente alto ($>1,5\text{ s}$), submetendo o barramento principal aos piores níveis de energia de arco ($\int I^{2}dt$)!

3.3 Seletividade Lógica (ou Zonal — Bloqueio por Comunicação)

• Princípio (Destaque da Apostila 02): Todos os relés em cascata são interligados por um canal rápido de comunicação (fio piloto metálico ou rede Ethernet fibra óptica via protocolo IEC 61850 GOOSE).
• Quando ocorre uma falta no final do alimentador (vista por $R_1,R_2$ e $R_3$):
  1. O relé mais próximo da falta ($R_3$) enxerga o curto, envia imediatamente um sinal lógico de BLOQUEIO (Block) para o relé imediatamente a montante ($R_2$) (que por sua vez bloqueia $R_1$) e comanda a abertura instantânea do seu próprio disjuntor ($\approx 50\text{ a }100\text{ ms}$)!
  2. Se a falta ocorrer na barra principal entre $R_1$ e $R_2$, $R_2$ não enxerga a falta e, portanto, não envia sinal de bloqueio para $R_1$. Como $R_1$ detectou sobrecorrente e não recebeu bloqueio, ele atua instantaneamente em $50\text{–}100\text{ ms}$ sem precisar esperar $1,2\text{ s}$!

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4. Coordenação de Relés de Sobrecorrente (50/51) em Redes Radiais

Na nomenclatura ANSI / IEEE C37.2:

• ANSI 50 (Sobrecorrente Instantânea de Fase) / 50N ou 50G (Neutro/Terra): Atua sem retardo intencional de tempo assim que $I\ge I_{\text{pickup},50}$.
• ANSI 51 (Sobrecorrente Temporizada de Fase) / 51N ou 51G (Neutro/Terra): Atua com tempo inversamente proporcional à magnitude da corrente ($t=f(I/I_{\text{pickup}},\text{DT})$), controlada por dois ajustes independentes:
  1. Ajuste de Corrente de Partida (Pickup / Tap — $I_{\text{pickup}}$): Eixo horizontal — define a corrente mínima que acorda o relé. O Fator Múltiplo ($M$) é a razão entre a corrente de curto e a corrente de pickup: $\boxed{M=\frac{I_{\text{curto}}}{I_{\text{pickup}}}=\frac{I_{\text{curto, sec}}}{I_{\text{tap, sec}}}}$
  2. Ajuste do Dial de Tempo (Time Dial — $DT$ ou $TMS$): Eixo vertical — desloca a curva verticalmente para cima ou para baixo para atingir o tempo $t$ desejado de coordenação.

Coordenação através de um Transformador de Potência (Exemplo 2 da Apostila 02)

Ao coordenar um relé 51 instalado no primário ($V_1$) de um transformador com um relé instalado no secundário ($V_2$): A corrente de curto-circuito no secundário deve ser obrigatoriamente referida para o lado primário através da relação de transformação do transformador ($a=V_1/V_2$) antes de calcular o múltiplo $M$ do relé primário: $\boxed{I_{\text{cc, visto no primaˊrio}}=I_{\text{cc, secundaˊrio}}\times \left(\frac{V_2}{V_1}\right)}$

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5. Proteção Direcional de Sobrecorrente (Função ANSI 67)

Em redes puramente radiais com uma única fonte, a corrente de curto-circuito flui sempre num único sentido (da fonte para a carga), bastando relés não direcionais (50/51). Contudo, em linhas em paralelo (duplo circuito), redes em anel fechado ou redes com geração distribuída / múltiplas fontes, a corrente de curto pode fluir em ambos os sentidos!

5.1 O Princípio Fasorial de Operação do Relé 67

Para saber se a corrente está indo para dentro da linha protegida (direção direta $\to$ OPERA) ou saindo da linha em direção à barra (direção reversa $\to$ BLOQUEIA), o Relé Direcional ANSI 67 precisa comparar o ângulo da corrente de operação (${\dot{I}}_{\text{op}}$) com uma grandeza fasorial de referência fixa, denominada Grandeza de Polarização (${\dot{V}}_{\text{pol}}$ das fases do TP ou ${\dot{I}}_{\text{pol}}$ do neutro do transformador):

A equação do conjugado (ou critério numérico de cosseno) da unidade direcional é:

$\boxed{T=K\cdot |{\dot{V}}_{\text{pol}}|\cdot |{\dot{I}}_{\text{op}}|\cdot \cos (\theta -\tau )>0}$

Onde:

• $\theta$: Ângulo de defasagem entre ${\dot{V}}_{\text{pol}}$ e ${\dot{I}}_{\text{op}}$.
• $\tau$ (Ângulo de Conjugado Máximo — MTA / RCA): Ângulo interno de projeto do relé no qual ele desenvolve sensibilidade máxima.
• Condição de Disparo (Região de Operação): $\boxed{-90^{\circ }+\tau <\theta <+90^{\circ }+\tau }$ Se a corrente inverter de sentido ($180^{\circ }$), $\cos (\theta +180^{\circ }-\tau )=-\cos (\theta -\tau )<0$, caindo no semiplano de restrição/bloqueio!

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6. Arquitetura de um Relé Numérico / Digital (IED) e Norma IEC 61850

Geração Tecnológica	Princípio Construtivo	Características Operacionais
1ª Geração: Eletromecânicos	Disco de indução (Ferraris), copo de indução, balança ou êmbolo magnético.	Monofunção (um relé físico por fase e por função), alto consumo (burden) nos TCs/TPs, peças móveis sujeitas a atrito e manutenção periódica, imunes a interferência eletromagnética de alta frequência.
2ª Geração: Estáticos (Eletrônicos Analógicos)	Amplificadores operacionais, comparadores de fase e transistores discretos/CIs.	Sem partes móveis, menor burden nos TCs, maior velocidade e precisão, porém sem memória de eventos nem comunicação em rede.
3ª Geração: Numéricos / Digitais (IEDs)	Microprocessadores / DSPs com amostragem digital das formas de onda.	Multifunção (dezenas de funções ANSI no mesmo chassi), Autodiagnóstico contínuo (Watchdog), Oscilografia de faltas, registro sequencial de eventos (SOE com GPS) e comunicação IEC 61850.

6.1 Cadeia de Processamento de Sinal de um IED

1. Interface de Entrada e Condicionamento: Transformadores auxiliares internos reduzem os sinais dos TCs ($5\text{ A}$) e TPs ($115\text{ V}$) para níveis eletrônicos e fornecem isolamento galvânico.
2. Filtro Passa-Baixas Analógico (Anti-Aliasing): Elimina frequências acima da metade da taxa de amostragem ($f_{\text{corte}}<f_s/2$, Pelo Teorema de Nyquist-Shannon) para evitar distorção de aliasing.
3. Sample & Hold (Amostragem e Retenção) + Multiplexador + Conversor A/D: Amostra simultaneamente todas as correntes e tensões (tipicamente $16$, $32$, $64$ ou $128\text{ amostras por ciclo}$ de $60\text{ Hz}$) e converte em palavras binárias de $16\text{ a }24\text{ bits}$.
4. Processador Digital de Sinais (DSP): Aplica a Transformada Discreta de Fourier (DFT) de 1 ciclo para extrair em tempo real o módulo e o ângulo fasorial da componente fundamental de $60\text{ Hz}$ (e harmônicas de 2ª e 5ª ordem), executando as equações das curvas ANSI e lógicas booleanas.

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7. 📝 Exercícios Resolvidos de Engenharia (Padrão Apostila 02 e Concursos)

Exercício Resolvido 1 — Coordenação de Relés 51 através de Transformador $\Delta \text{-}Y$ (Exemplo 2 da Apostila 02)

Enunciado: Um transformador de $1.000\text{ kVA}$, $13,8\text{ kV}/0,48\text{ kV}$ possui um relé de sobrecorrente 51 instalado no seu lado secundário ($0,48\text{ kV}$) e outro relé 51 instalado no seu lado primário ($13,8\text{ kV}$). Dados:

• Ocorrendo um curto-circuito franco na barra secundária de $0,48\text{ kV}$, a corrente de curto secundária é $I_{\text{cc, sec}}=16.000\text{ A}$ ($16\text{ kA}$) e o relé secundário atua em $t_{\text{sec}}=0,30\text{ s}$.
• O degrau de coordenação exigido entre os relés é $\Delta t=0,30\text{ s}$.
• No lado primário ($13,8\text{ kV}$), o TC possui $RTC=50/5\text{ A}$ ($RTC=10$), o relé primário está ajustado no Tap $I_{\text{tap}}=5\text{ A}$ secundários e utiliza uma curva Normalmente Inversa IEC ($t=DT\cdot \frac{0,14}{M^{0,02}-1}$).

Determine: (a) O tempo de atuação requerido para o relé primário ($t_{\text{prim}}$); (b) A corrente de curto referida ao primário, o fator múltiplo $M$ do relé primário e o ajuste do Dial de Tempo ($DT$) necessário no relé primário.

Solução Passo a Passo:

1. Tempo requerido no relé primário ($t_{\text{prim}}$): $t_{\text{prim}}=t_{\text{sec}}+\Delta t=0,30\text{ s}+0,30\text{ s}=\boxed{0,60\text{ s}}$
2. Corrente de curto referida ao lado de $13,8\text{ kV}$ e Fator Múltiplo ($M$): $I_{\text{cc, prim}}=I_{\text{cc, sec}}\times \left(\frac{V_2}{V_1}\right)=16.000\times \left(\frac{0,48\text{ kV}}{13,8\text{ kV}}\right)=\boxed{556,52\text{ A}}$ A corrente de pickup primária do relé é $I_{\text{pickup, prim}}=RTC\times I_{\text{tap}}=10\times 5\text{ A}=50\text{ A}$. Logo, o fator múltiplo $M$ vale: $M=\frac{I_{\text{cc, prim}}}{I_{\text{pickup, prim}}}=\frac{556,52\text{ A}}{50\text{ A}}=\boxed{11,13}$
3. Cálculo do Dial de Tempo ($DT$) pela equação Normalmente Inversa IEC: $t_{\text{prim}}=DT\cdot \frac{0,14}{M^{0,02}-1}⟹0,60=DT\cdot \frac{0,14}{(11,13{)}^{0,02}-1}=DT\cdot \frac{0,14}{1,04938-1}=DT\cdot 2,835$ $DT=\frac{0,60}{2,835}=\boxed{0,21(\text{ou Curva }DT=0,2)}$

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Exercício Resolvido 2 — Análise de Múltiplo e Tempo de Disparo (Questão CESPE da Apostila 02)

Enunciado: (CESPE / CEBRASPE) Um relé de sobrecorrente possui corrente de ativação (pickup) ajustada em $I_{\text{pickup}}=200\text{ A}$ primários e Dial de Tempo ajustado em $DT=0,5$ na curva Muito Inversa IEC ($t=DT\cdot \frac{13,5}{M^{1,0}-1}$). Ocorrendo uma corrente de defeito de $I_{\text{cc}}=1,2\text{ kA}$ ($1.200\text{ A}$), calcule o múltiplo de corrente $M$ e o tempo exato de disparo do relé.

Solução Passo a Passo:

1. Fator Múltiplo de Corrente ($M$): $M=\frac{I_{\text{cc}}}{I_{\text{pickup}}}=\frac{1.200\text{ A}}{200\text{ A}}=\boxed{6,0}$
2. Tempo de Disparo ($t$): $t=0,5\times \left(\frac{13,5}{6,0-1}\right)=0,5\times \frac{13,5}{5}=0,5\times 2,70=\boxed{1,35\text{ s}}$

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8. 🎓 Verificando o Aprendizado (Questões de Fixação da Apostila 02 Comentadas)

Bloco 1: Zonas de Proteção, Primária vs. Retaguarda e Proteção Diferencial

Questão 1 — Proteção Primária e Proteção Secundária / Backup (Apostila 02 / Bloco 1)

Enunciado: O sistema de proteção é composto de diversos elementos que visam garantir a segurança e a integridade da rede. Acerca das proteções primárias e secundárias, analise as afirmativas:

I. A proteção primária é perfeitamente confiável e nunca falha; por isso, em geral, não são inseridas proteções de backup.
II. A proteção primária deve ser confiável, assim como as demais proteções do sistema; ainda assim, há de se considerar situações de falha física ou operacional.
III. A minimização das falhas e danos no SEP pode ser realizada a partir de arranjos estruturados de proteção secundária (backup local e remoto).

Assinale a alternativa correta: A) As afirmativas I e II estão corretas.
B) As afirmativas I e III estão corretas.
C) Somente a afirmativa II está correta.
D) As afirmativas II e III estão corretas. (Correta)
E) Somente a afirmativa I está correta.

Justificativa Técnica Oficial:

Alternativa D está correta (II e III). Nenhum dispositivo de engenharia possui taxa de falha nula. Mecanismos mecânicos de disjuntores emperram, bobinas de abertura queimam, cabos de controle rompem e TCs podem falhar. Por isso, a filosofia de proteção exige redundância com proteção primária rápida e proteção de retaguarda temporizada (ANSI 50BF, retaguarda local e remota).

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Questão 2 — Princípio Diferencial em Transformadores de Potência (FUMARC 2018 / Apostila 02 / Bloco 1)

Enunciado: (Adaptado - FUMARC, 2018) A partir dos conhecimentos referentes à operação dos relés de proteção, analise o diagrama onde transformadores de corrente (TCs) são instalados nas buchas de alta e baixa tensão de um transformador de potência, com seus secundários conectados em oposição a uma bobina de operação central. Qual o tipo de proteção representada?

A) Relé percentual
B) Relé integral
C) Relé diferencial-percentual
D) Relé de sobrecorrente
E) Relé diferencial. (Correta)

Justificativa Técnica Oficial:

Alternativa E está correta. O esquema de medição em ambos os lados de um equipamento para comparar fasorialmente as correntes de entrada e saída caracteriza classicamente o relé diferencial (ANSI 87). Em condições normais ou faltas externas, a corrente circulante se anula na bobina de operação; em faltas internas, surge uma corrente diferencial que dispara o relé instantaneamente.

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Bloco 2: Curvas Inversas de Tempo e Coordenação Seletiva

Questão 3 — Análise de Disparo em Curva Inversa de Tempo (CESPE 2013 / Apostila 02 / Bloco 2)

Enunciado: (CESPE / CEBRASPE, 2013) Considere a curva característica tempo $\times$ corrente de um relé de sobrecorrente temporizado (ANSI 51). Sabe-se que a corrente de defeito no ponto protegido é $I_{\text{cc}}=1,2\text{ kA}$ ($1.200\text{ A}$) e a corrente de ativação (pickup) desse relé é $I_{\text{pickup}}=200\text{ A}$. Pode-se afirmar que:

A) O dispositivo irá atuar em $4\text{ segundos}$.
B) O dispositivo irá atuar em menos de $4\text{ segundos}$.
C) O dispositivo irá atuar instantaneamente.
D) O dispositivo irá atuar em $1\text{ minuto}$.
E) O dispositivo irá atuar na região de $10\text{ segundos}$. (Correta)

Justificativa Técnica Oficial:

Alternativa E está correta. O múltiplo de corrente vale $M=\frac{I_{\text{defeito}}}{I_{\text{pickup}}}=\frac{1.200\text{ A}}{200\text{ A}}=6,0$. Projetando a abscissa $M=6,0$ na curva inversa padrão adotada na questão da banca, o tempo de operação resultante situa-se no patamar de $10\text{ segundos}$.

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Questão 4 — Objetivos da Coordenação e Seletividade de Sobrecorrente (Apostila 02 / Bloco 2)

Enunciado: Para que os relés de sobrecorrente operem adequadamente, é elaborado o estudo de coordenação e seletividade. Referente aos critérios de coordenação, assinale a alternativa correta:

A) A coordenação não obedece aos critérios de seletividade.
B) A coordenação considera tempos elevados de atuação do equipamento.
C) A coordenação tem o objetivo de eliminar as falhas com apenas um dispositivo de proteção.
D) A função da coordenação é eliminar o defeito, somente.
E) A coordenação tem o objetivo de eliminar o defeito e garantir a continuidade do serviço a partir do uso de diversos equipamentos escalonados. (Correta)

Justificativa Técnica Oficial:

Alternativa E está correta. O objetivo primordial da coordenação é garantir a seletividade: quando ocorre um defeito, o dispositivo imediatamente a montante da falha deve desarmar primeiro no menor tempo possível, isolando apenas o trecho defeituoso e mantendo o restante do sistema elétrico plenamente energizado.

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Bloco 3: Proteção Direcional de Sobrecorrente (ANSI 67)

Questão 5 — Atuação de Relés Direcionais em Malhas Fechadas (Apostila 02 / Bloco 3)

Enunciado: Analise uma rede elétrica em anel alimentada por subestações interconectadas através de linhas de transmissão $L_1,L_2,L_3,L_4,L_5$, protegidas por relés direcionais de sobrecorrente (ANSI 67). Ocorrendo uma falta localizada nos trechos $L_1$ e $L_2$, pode-se afirmar que:

A) As 5 proteções da rede atuarão simultaneamente.
B) As proteções conectadas nos trechos $L_1$, $L_2$ e $L_5$ atuarão.
C) As proteções direcionais de $L_1$ e $L_2$ atuarão, desde que o defeito esteja dentro de sua respectiva zona de proteção. (Correta)
D) As proteções de $L_1$ e $L_2$ irão atuar independentemente do local do defeito na linha.
E) A proteção de $L_1$ irá atuar, mas $L_2$ não atuará devido à presença do TP de polarização.

Justificativa Técnica Oficial:

Alternativa C está correta. O relé direcional 67 só permite o disparo se a corrente de curto estiver fluindo no sentido programado (para a frente, adentrando a linha protegida). Se o defeito estiver dentro da zona direta de $L_1$ e $L_2$, seus respectivos relés disparam; se estiver em sentido oposto (reverso), o disparo é bloqueado, funcionando apenas como retaguarda remota temporizada se a proteção primária falhar.

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Questão 6 — Características da Função Direcional ANSI 67 e 32 (Apostila 02 / Bloco 3)

Enunciado: De acordo com os fundamentos técnicos da proteção direcional no SEP, assinale a alternativa correta:

A) O relé direcional 21 pode ser utilizado sem a necessidade de uma unidade de sobrecorrente.
B) O relé direcional é representado pela função 67, sendo encontrado também sob a configuração de relé direcional de potência 32, e não requer uma função de sobrecorrente.
C) O relé direcional é representado pela função 67, sendo encontrado também sob a configuração de relé diferencial de potência 21, e não requer uma função de sobrecorrente.
D) O relé direcional é representado pela função 67, sendo encontrado também sob a configuração de relé direcional de potência 32, e requer uma função de sobrecorrente. (Correta)
E) O relé direcional 21 é um acréscimo à unidade de sobrecorrente 50/51.

Justificativa Técnica Oficial:

Alternativa D está correta. A função ANSI 67 é a proteção de sobrecorrente direcional (composta por um elemento detector de amplitude de sobrecorrente 50/51 associado logicamente a um elemento sensor de direção fasorial de fluxo). A função ANSI 32 é o relé direcional de potência ativa/reativa (usado contra fluxo reverso de potência em geradores e interligações).

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Bloco 4: Proteção Digital, Numérica e Arquitetura de IEDs

Questão 7 — Evolução da Proteção Digital e Relés Numéricos (Apostila 02 / Bloco 4)

Enunciado: A proteção digital é a versão mais moderna dos equipamentos instalados no sistema de proteção de energia. A respeito desses equipamentos, pode-se afirmar que:

A) O uso de relés eletromecânicos é mais confiável devido à sua robustez física.
B) O uso de relés eletromecânicos é mais flexível pela possibilidade de incluir diversas unidades com várias funções distintas.
C) Os relés estáticos são superiores aos relés numéricos em termos de processamento.
D) Os relés numéricos são mais limitados que os estáticos.
E) Os relés numéricos operam a partir de unidades multiprocessadas. (Correta)

Justificativa Técnica Oficial:

Alternativa E está correta. Os relés numéricos (IEDs) baseiam-se em microprocessadores e processadores digitais de sinais (DSPs), executando algoritmos matemáticos complexos em tempo real (como a Transformada Discreta de Fourier - DFT). Eles superam amplamente as gerações anteriores em capacidade, flexibilidade e confiabilidade.

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Questão 8 — Princípio Operativo dos Relés Numéricos / IEDs (Apostila 02 / Bloco 4)

Enunciado: Os relés numéricos representam o estado da arte na proteção de sistemas elétricos. Avalie as afirmativas acerca do funcionamento desses dispositivos:

I. São capazes de monitorar a rede elétrica continuamente a partir da aquisição de dados e medições em tempo real.
II. Operam diretamente a partir de dados e formas de onda puramente analógicas.
III. Executam no máximo duas funções de proteção simultâneas devido a restrições de clock.

Marque a alternativa correta: A) A afirmativa I está correta. (Correta)
B) As afirmativas I e II estão corretas.
C) As afirmativas I e III estão corretas.
D) A afirmativa II está correta.
E) As afirmativas II e III estão corretas.

Justificativa Técnica Oficial:

Alternativa A está correta (somente I).

• A afirmativa I é verdadeira: IEDs realizam oscilografia, medição fasorial contínua (PMU), sincronização de tempo por GPS e registro de eventos.
• A afirmativa II é falsa: Os relés numéricos convertem os sinais analógicos em palavras binárias através de conversores A/D, processando dados puramente discretos/digitais.
• A afirmativa III é falsa: Um único IED moderno executa simultaneamente dezenas de funções ANSI ($50/51,67,21,87,59,27,81U/O,50BF$, etc.).