84405160 apostila protecao de geradores

X

R

X'd / 2

Diâmetro= Xd

Diâmetro=1 p.u.

2 Revisão 20/07/2004 Virtus 20/07/2004 PKM

1 Emissão 22/06/2003 Virtus 22/06/2003 PKM Edição Modificação Data Por Data Aprovado

EXECUÇÃO

REALIZAÇÃO

ENTIDADE

CURSO

Proteção de Geradores

Direitos Reservados:

Virtus Consultoria e Serviços Ltda. Autor:

Paulo Koiti Maezono

Instrutor:

Paulo Koiti Maezono

Total de Páginas

76

PROTEÇÃO DE GERADORES

Edição 2 - 2004

PROTEÇÃO DE GERADORES Introdução e índice 2 de 76

SOBRE O AUTOR Eng. Paulo Koiti Maezono Formação Graduado em engenharia elétrica pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo em 1969. Mestre em Engenharia em 1978, pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá, com os créditos obtidos em 1974 através do Power Technology Course do P.T.I – em Schenectady, USA. Estágio em Sistemas Digitais de Supervisão, Controle e Proteção em 1997, na Toshiba Co. e EPDC – Electric Power Development Co. de Tokyo – Japão. Engenharia Elétrica Foi empregado da CESP – Companhia Energética de São Paulo no período de 1970 a 1997, com atividades de operação e manutenção nas áreas de Proteção de Sistemas Elétricos, Supervisão e Automação de Subestações, Supervisão e Controle de Centros de Operação e Medição de Controle e Faturamento. Participou de atividades de grupos de trabalho do ex GCOI, na área de proteção, com ênfase em análise de perturbações e metodologias estatísticas de avaliação de desempenho. Atualmente é consultor e sócio gerente da Virtus Consultoria e Serviços S/C Ltda. em São Paulo – SP. A Virtus tem como clientes empresas concessionárias no Brasil e na Colômbia, empresas projetistas na área de Transmissão de Energia, fabricantes e fornecedores de sistemas de proteção, controle e supervisão, Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, CEDIS – Instituto Presbiteriano Mackenzie. Área Acadêmica Foi professor na Escola de Engenharia e na Faculdade de Tecnologia da Universidade Presbiteriana Mackenzie no período de 1972 a 1987. É colaborador na área de educação continuada da mesma universidade, de 1972 até a presente data. É colaborador do Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da EPUSP – Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, desde 1999 até o presente, com participação no atendimento a projetos especiais da Aneel, Eletrobrás e Concessionárias de Serviços de Eletricidade.


INDICE

1. INTRODUÇÃO A GERADORES ..........................................................................................................................5

1.1 OBJETIVO........................................................................................................................................................5 1.2 O GERADOR SÍNCRONO...............................................................................................................................5

1.2.1 Conceito ........................................................................................................................................................5 1.2.2 Sistema de Excitação.....................................................................................................................................6 1.2.3 Conexão ao Sistema Elétrico ........................................................................................................................6 1.2.4 Práticas de Aterramento do Neutro do Gerador...........................................................................................7

1.3 ANORMALIDADES EM GERADORES SÍNCRONOS................................................................................10 1.3.1 Faltas Externas, Sobrecarga e Carga Desbalanceada ...............................................................................10 1.3.2 Sobretensão.................................................................................................................................................12 1.3.3 Sobre-excitação em Grupo Gerador ...........................................................................................................13 1.3.4 Faltas Internas no Estator...........................................................................................................................14 1.3.5 Faltas Internas no Rotor .............................................................................................................................17 1.3.6 Perda de Excitação .....................................................................................................................................17 1.3.7 Perda de Sincronismo .................................................................................................................................19 1.3.8 Energização Acidental de Gerador.............................................................................................................20 1.3.9 Sobre e Sub-frequência ...............................................................................................................................24 1.3.10 Retorno de Energia.................................................................................................................................24 1.3.11 Outras .....................................................................................................................................................25

2. FUNÇÕES DE PROTEÇÃO.................................................................................................................................26 2.1 INTRODUÇÃO...............................................................................................................................................26 2.2 SOBRECARGA TÉRMICA (49) ....................................................................................................................26

2.2.1 Exemplo: Proteção de sobrecorrente da série 7SJ602 da Siemens ............................................................27 2.2.2 Exemplo: Proteção de Sobrecorrente da série 7SJ62 e Proteção de Motor / Gerador 7UM61 e 7UM62 da Siemens .....................................................................................................................................................................30

2.3 DESBALANÇO (FUNÇÃO 46 – SEQUÊNCIA NEGATIVA) ......................................................................32 2.4 POTÊNCIA ATIVA (FUNÇÃO 32) ..................................................................................................................35 2.5 DIFERENCIAL (87G).....................................................................................................................................35

2.5.1 Requisitos de uma Proteção Diferencial.....................................................................................................36 2.5.2 Proteção de Gerador e de Grupo Gerador / Transformador......................................................................36

2.6 FASE DIVIDIDA (87FD)................................................................................................................................38 2.7 SOBRECORRENTE (FUNÇÃO 50/51) E SOBRECORRENTE SUPERVISIONADA POR TENSÃO (FUNÇÃO 51V) ...........................................................................................................................................................39 2.8 IMPEDÂNCIA (FUNÇÃO 21) .......................................................................................................................40 2.9 PERDA DE CAMPO (FUNÇÃO 40) ..............................................................................................................41

2.9.1 Função 40 com característica R-X clássica. ...............................................................................................41 2.9.2 Proteção Siemens (7UM61 e 7UM62) para Motor e Gerador Síncrono. ...................................................41

2.10 PERDA DE SINCRONISMO (FUNÇÃO OUT-OF-STEP 78) .......................................................................43 2.10.1 Proteção Siemens (7UM61 e 7UM62) para Motor e Gerador Síncrono................................................43

2.11 PROTEÇÃO TERRA ESTATOR 90 / 95%.....................................................................................................45 2.12 FUNÇÃO TERRA ESTATOR 100% ..............................................................................................................48

2.12.1 Terra Estator (100%) – Usando Terceira Harmônica do Neutro do Gerador.......................................50 2.12.2 Terra Estator (100%) – Usando Terceira Harmônica através de TP’s em Delta Aberto ......................50 2.12.3 Terra Estator (100%) – Usando Comparação de Tensão de Terceira Harmônica entre Neutro e Secundário de TP em Delta Aberto. .........................................................................................................................51 2.12.4 Terra Estator (100%) – Com Injeção de Sinal Sub-harmônico. .............................................................51

2.13 TERRA-ROTOR (FUNÇÃO 64R) ..................................................................................................................53 2.13.1 Princípios Utilizados ..............................................................................................................................54 2.13.2 Função 64R da Proteção Siemens 7UM6 ...............................................................................................56


2.13.3 Função 64R – 1/3 Hz da Proteção Siemens 7UM6.................................................................................57 2.14 SOBRE-EXCITAÇÃO (FUNÇÃO 24) E SOBRETENSÃO (FUNÇÃO 59) ..................................................58 2.15 SUBTENSÃO (FUNÇÃO 27) .........................................................................................................................60 2.16 FREQUÊNCIA (FUNÇÃO 81) .......................................................................................................................60 2.17 FUNÇÃO “JUMP OF VOLTAGE VECTOR” ................................................................................................62 2.18 SUPERVISÃO DE CIRCUITO DE TP ...........................................................................................................63

2.18.1 Método de Detecção por Comparação de Tensão..................................................................................64 2.18.2 Detecção de Falha de TP utilizando Componentes Simétricas ..............................................................64

2.19 PROTEÇÃO CONTRA ENERGIZAÇÃO ACIDENTAL DE GERADOR ....................................................65 3. ESQUEMAS DE PROTEÇÃO .............................................................................................................................67

3.1 INTRODUÇÃO...............................................................................................................................................67 3.2 PEQUENOS GERADORES............................................................................................................................67 3.3 GERADORES MÉDIOS CONECTADOS DIRETAMENTE À BARRA.......................................................70 3.4 GRUPOS GERADORES-TRANSFORMADORES .......................................................................................72 3.5 COMENTÁRIOS ............................................................................................................................................73

3.5.1 Esquema de Proteção..................................................................................................................................73 3.5.2 Redundância................................................................................................................................................74 3.5.3 Algumas Limitações de Algumas Funções de Proteção..............................................................................74

4. BIBLIOGRAFIA....................................................................................................................................................76

PROTEÇÃO DE GERADORES Introdução a Geradores 5 de 76

1. INTRODUÇÃO A GERADORES

1.1 OBJETIVO

O presente capítulo tem a finalidade de apresentar os conceitos e esquemas básicos de geradores síncronos, bem como as anormalidades que podem afetar a operação desses equipamentos. Este conhecimento servirá de base para compreender o alcance e a finalidade das funções e esquemas de proteção.

1.2 O GERADOR SÍNCRONO

1.2.1 Conceito

Um gerador síncrono converte energia mecânica / térmica em energia elétrica.

Gerador Saídaelétrica

Fonte DC para oCampo

Ia

Ib

Ic

Eixo da Turbinaentrada mecânica

Figura 1.01– Gerador Síncrono Básico

A energia para a turbina pode ser obtida de combustíveis fósseis como carvão, óleo ou gás natural, ou outros resultantes de processos industriais ou de aproveitamento hidráulico. Ou ainda de um motor alimentado por algum tipo de combustível.

A turbina a vapor ou a gás tem rotação entre 1800 e 3600 RPM enquanto que a turbina hidráulica tem rotação abaixo de 300 RPM. Assim, tem-se rotores de pólos salientes (para máquinas de baixa rotação) e pólos lisos (para máquinas de alta rotação).

A máquina síncrona (gerador ou motor) pode funcionar apenas na velocidade síncrona e numa correta relação angular.

A armadura da máquina síncrona é o “estator” e a estrutura de campo é o “rotor”. A armadura, comumente, tem um enrolamento trifásico. A estrutura de campo pode ter pólos salientes ou não salientes, e corrente contínua é suprida para o enrolamento.

A FEM gerada depende da quantidade de condutores da armadura, do fluxo magnético e da velocidade. Uma máquina síncrona é sempre considerada como sendo equivalente a uma FEM em série com a resistência da armadura e a reatância síncrona.


O diagrama fasorial mostra a relação entre as quantidades elétricas. Numa máquina comum o fluxo da Potência Ativa (W) é relacionado ao Torque no eixo e o fluxo da Potência Reativa (VAr) é relacionado à corrente no campo.

1.2.2 Sistema de Excitação

O sistema de excitação executa duas funções principais:

1. Produção de tensão DC (e potência) para forçar a corrente a fluir nos enrolamentos do campo (rotor). Há uma relação direta entre as tensões no terminal do gerador com a quantidade de corrente fluindo no campo.

2. Provisão de meio para regular a tensão nos terminais e amortecer oscilações do sistema elétrico de potência.

Antes dos anos 60 os geradores síncronos eram providos de excitatrizes rotativas. Desde os anos 60 foram adotados, como arranjos mais comuns, retificadores com pontes de tiristores alimentados por um transformador conectado nos terminais de saída do gerador, conhecidos como “Excitatriz de Alta Resposta Inicial por Retificador Controlado”.

Excitatrizes estáticas modernas apresentam a vantagem de prover uma resposta extremamente rápida, com rápida mudança na tensão do terminal do gerador para faltas no sistema. Essa rápida resposta contribui para manter a estabilidade transitória do sistema durante e imediatamente após a falta no sistema elétrico. Controladores de amortecimento do sistema (estabilizadores) também são associados às excitatrizes estáticas.

Um outro sistema utilizado para geradores pequenos e de alta velocidade é o sistema “sem escovas” (“brushless”). O gerador AC e os retificadores são rotativos (no rotor).

1.2.3 Conexão ao Sistema Elétrico

Um gerador síncrono de ser conectado diretamente ou através de transformador (grupo gerador – transformador como unidade geradora):

G CargaAuxiliar Carga Carga

GCargaAuxiliar

Sistema ElétricoSistema Elétrico

Grupo Gerador Transformadorcomo UNIDADE

Gerador Diretamente Conectado

Figura 1.02– Conexão de Gerador no Sistema Elétrico


Na conexão direta o gerador fornece energia diretamente para as cargas. É usado para conectar máquinas menores.

Na conexão UNITÁRIA, o gerador é conectado através de um transformador elevador dedicado a esse fim. O serviço auxiliar do gerador é suprido por um transformador auxiliar conectado nos terminais do gerador.

No caso de Grupo Gerador – Transformador, pelo fato de se ter conexão delta no lado do gerador, a corrente para curto-circuito a terra nos terminais do gerador ou mo enrolamento estatórico pode ser dramaticamente reduzindo através do uso de aterramento adequando no neutro do gerador.

1.2.4 Práticas de Aterramento do Neutro do Gerador

Há dois tipos (mais comuns) de aterramento do neutro do Gerador Síncrono:

- Aterramento de Baixa Impedância

- Aterramento de Alta Impedância

Aterramento de Baixa Impedância Aterramento de Alta Impedância

ResistorResistor

ouReator

Figura 1.03– Tipos de Aterramento do Gerador Síncrono

Aterramento de Baixa Impedância

No chamado aterramento de “baixa impedância”, o gerador é aterrado através de resistor ou reator no neutro. A reatância ou resistência é calculada de modo que se tenha uma corrente entre 200 A e 150% da corrente nominal do gerador, para curto-circuito fase-terra nos terminais da máquina.


Esse tipo de aterramento é utilizado quando há vários geradores operando numa barra comum ou geradores diretamente conectados para alimentar a carga, sem transformador elevador. Eles servem de fonte de terra.

Aterramento de Alta Impedância

No chamado aterramento de “alta impedância”, utiliza-se um transformador de distribuição no neutro, com resistência conectada no lado secundário. Esse método de aterramento permite grandes reduções de corrente de terra. O conjunto é especificado de modo que se tenha corrente de terra na faixa 5 – 25 A, para curto-circuito fase-terra nos terminais do gerador. É utilizado, em geral, para grupos geradores – transformadores.

O transformador deve ter a tensão primária nominal igual ou superior à tensão fase – neutro do gerador e tensão secundária nominal de 120 ou 240 V. Este transformador deve ter característica tal que não sature para curto fase – terra nos terminais da máquina, com tensão de operação em torno de 105% da nominal.

A resistor no secundário deve ter característica tal que: “... para um curto circuito fase-terra nos terminais do gerador, a potência dissipada no mesmo seja igual ou superior ao VA (Volt - ampère) equivalente à perda reativa na capacitância de seqüência zero dos enrolamentos do gerador, seus terminais e os enrolamentos do transformador que são conectados ao gerador” – vide bibliografia [3].

Em termos práticos, de acordo com a bibliografia [10], a resistência não pode ser superior a, aproximadamente:

23NX

R C= ohms, para evitar possibilidade de transitórios de tensão devido a

ferroressonância.

A figura a seguir mostra esquematicamente a reatância capacitiva:

G S

Curto-CircuitoFase-Terra

N2.RXC

Figura 1.04 – Curto-circuito Fase-terra e a Reatância Capacitiva


E o diagrama de impedâncias para o curto-circuito é mostrado a seguir:

Curto-Circuito Fase-Terra

3.N2.RXC

XC

XCG S

ZT

ZT

ZT

ZS+

ZS-

ZS0

ZG+

ZG-

ZG0

Figura 1.05 – Diagrama de Impedâncias para Curto-circuito Fase-terra

Xc é a reatância capacitiva total fase-terra, considerando as capacitâncias dos enrolamentos do gerador, do transformador, do pára-raios e capacitor de surto da entrada. N é a relação de espiras do transformador do neutro (AT/BT)

Diz a literatura que essa resistência limitará os transitórios de tensão a cerca de 260% do valor fase-terra. Mas que uma maior redução no R não diminuirá esse limite.

Por outro lado, o cálculo e estimativa do Xc são trabalhosos. Assim, é regra prática determinar o valor de R de tal maneira que limite a corrente de curto-circuito fase-terra em aproximadamente 15 A, desprezando o efeito do Xc. Assim:

2

3

.3.15.10

NV

R G= ohms

Onde, VG é a tensão fase - neutro nominal do gerador, N a relação de espiras do transformador do neutro.


A potência do transformador de neutro deve ser tal que:

RNVV

kVA TG

..3..102

3

= onde VT é a tensão nominal do lado AT do transformador de neutro em

kV.

Similarmente, a potência do resistor deve ser:

RNV

kW G

..3.10

2

23

= (continuamente)

Esses valores consideram que a proteção não provoque trip, mas apenas acione alarme.

1.3 ANORMALIDADES EM GERADORES SÍNCRONOS

Os geradores são afetados por:

- Faltas externas, sobrecarga e carga desbalanceada.

- Sobretensão dinâmica.

- Sobre-excitação em Grupo Gerador

- Faltas internas no estator.

- Faltas internas no rotor.

- Perda de Campo e Perda de Sincronismo.

- Energização acidental de gerador.

- Sobre ou Sub-frequência.

- Retorno de Energia.

- Outras

1.3.1 Faltas Externas, Sobrecarga e Carga Desbalanceada

Sobrecarga

Desde que a potência exigida seja maior que a potência nominal da máquina, haverá sobrecorrente no gerador, com aumento das perdas e elevação da temperatura no enrolamento estatórico. Isso pode causar envelhecimento precoce da isolação do enrolamento.

Carga Desbalanceada

Uma carga desbalanceada, que é caracterizada pela existência de corrente de seqüência negativa (I2), provoca correntes induzidas de frequência dupla no rotor. Além do aumento da perda no enrolamento estatórico, o maior efeito ocorre no rotor (aquecimento).


Os seguintes limites para desbalanço contínuo são, em geral, considerados – vide referência [5]:

Tipo de Gerador Condição I2 Permitida (% da corrente nominal)

Com enrolamentos amortecedores conectados

10 %

Pólos Salientes Com enrolamentos amortecedores não conectados

5 %

Resfriamento Indireto 10 %

Resfriamento direto (até 960 MVA)

8 %

Idem, 961 a 1200 MVA 6 % Rotor Cilíndrico

Idem, 1201 a 1500 MVA 5 %

Verifica-se então que uma carga continuamente desbalanceada da ordem de 5 a 10% da corrente nominal do gerador causa aquecimento danoso no rotor.

Faltas Externas

Faltas externas ao gerador podem demandar altas correntes de curto-circuito supridas pelo mesmo. Há necessidade de proteção de retaguarda para essas faltas.

Deve-se observar que altas correntes estatóricas provocam estresse mecânico que podem agravar eventuais defeitos já existentes. Sobre-aquecimentos devido a essas correntes, por outro lado, são relativamente lentas e começam a provocar danos após 10 s, por exemplo.

Com faltas assimétricas (deslocamento do eixo na corrente de curto-circuito) podem ocorrer severas vibrações e sobre-aquecimento do rotor.

Há também limite de corrente I2 (seqüência negativa) de curto-circuito, o que na norma ANSI C50.13 é mostrada como função de K:

Tipo de Máquina Condição K = I2.t (Permitida)

Pólos Salientes 40

Compensador Síncrono 30

Resfriamento Indireto 20

Resfriamento direto (0 a 800 MVA) 10 Rotor Cilíndrico

Resfriamento direto (801 a 1600 MVA) K = I2.t = 10 – (0,00625 x [MVA-800])


1.3.2 Sobretensão

Durante a partida de um gerador síncrono, antes da sincronização, a tensão nos seus terminais é mantida corretamente através do Regulador Automático de Tensão (AVR). Após a sincronização, a tensão nos seus terminais é mantida em função do próprio AVR, do nível de tensão do sistema e também através dos AVR das máquinas próximas (caso existam).

Se a máquina está em paralelo com o Sistema Elétrico de Potência, sua potência é pequena (desprezível) com relação à potência do sistema, e portanto não é possível que essa máquina provoque qualquer alteração sensível na tensão do sistema, enquanto em paralelo. Uma variação na excitação, neste caso, provocará alteração na potência reativa trocada com o sistema.

Já numa máquina não conectada ao sistema, a tensão nos seus terminais dependerá da excitação, num montante que dependerá da existência de outras máquinas suprindo a mesma carga.

As máquinas em geral, possuem, então, limitadores de excitação, para que os limites de projeto da corrente de campo e da potência reativa da máquina não sejam excedidos.

Sé há abertura do disjuntor da máquina a plena carga (rejeição de carga), a sobretensão nos seus terminais será mantida pela rápida atuação do AVR.

Caso haja defeito no regulador automático ou se na ocasião o controle estiver em “manual”, sobretensão muito severa pode ocorrer nos terminais da máquina. Essa sobretensão pode ainda ser aumentada pelo aumento da velocidade da máquina rodando sem carga, devido a atuação relativamente lenta do regulador de velocidade. Por exemplo, num gerador hidráulico, sobretensão da ordem de 50 a 100% pode ocorrer.

Os transformadores elevadores de grupos geradores / transformadores possuem (como quase todos os transformadores de potência), joelho de saturação bem definido, a cerca de 1,20 a 1,25 x V nominal. No caso de grupos, portanto, deve-se evitar que a tensão ultrapasse esses valores, havendo necessidade de relé de sobretensão ajustado entre 1,15 e 1,20 da tensão nominal.

Em sistemas pequenos, se houver, ainda, alguma instalação com TP isolado a óleo, com elo fusível no lado primário deste TP, há possibilidade de que ocorra fusão desse elo e tanto o AVR como o relé de sobretensão ficarem sem tensão. O AVR pode interpretar como severa queda de tensão e aumentar a excitação. E o relé não atuar. Nessas condições, tem-se uma grave situação (há necessidade de dois conjuntos de TPs para melhoria de confiabilidade).

TP’s modernos, com disjuntores em circuitos secundários, os contatos auxiliares desses disjuntores devem atuar bloqueando o AVR e emitir alarme.


1.3.3 Sobre-excitação em Grupo Gerador

Sobre-excitação é a ocorrência de níveis excessivos de densidade de fluxo magnético (weber / m2). A níveis elevados de densidade de fluxo, os caminhos magnéticos (ferro) saturam e o fluxo começa a percorrer outros caminhos não projetados para tanto.

Os campos resultantes são diretamente proporcionais à tensão e inversamente proporcionais à frequência. Assim, densidades altas de fluxo (e sobre-excitação) resultam de sobretensão ou sub-frequência ou a combinação de ambos.

As normas ANSI / IEEE C50.13 e C57.12 para geradores e transformadores estabelecem os seguintes limites para a relação V/Hz em condição de operação contínua:

Geradores: 1,05 p.u. (na base do gerador).

Transformadores: 1,05 p.u. (na base do lado secundário do transformador) à carga

nominal, com FP = 0,8 ou maior.

1,10 p.u. (na base do transformador) em vazio.

Esses limites se aplicam, a menos que explicitamente especificados pelo fabricante para outros valores. Quando o limite V/Hz é excedido, ocorre a saturação do circuito magnético do gerador e do transformador do grupo.

Danos devido a excessivo V/Hz ocorrem, geralmente, quando o grupo gerador / transformador está “off line”, antes da sincronização. A probabilidade está associada à possibilidade de falha de controle (AVR) e secundário de TP aberto.

Relato de Caso

Relata-se caso de retorno de unidade geradora, com fusíveis secundários de TP esquecidos abertos, colocando-se AVR em automático. Houve aumento excessivo de excitação (AVR percebendo tensão zero devido a TP aberto). Com o disjuntor do grupo aberto, a tensão alcançou 120% e a corrente teve valor superior a 30% do valor a plena carga (saturação), antes do trip.


G

TPaberto TRSA

Partida

DISJUNTORABERTO

AVR

Figura 1.06 – Caso de Sobre-excitação devido a secundário de TP aberto

Figura 1.07– Oscilograma correspondente

1.3.4 Faltas Internas no Estator

Pode ocorrer falha de isolação entre condutor e laminação, entre condutores de fases diferentes e entre espiras de uma mesma fase. Pode também ocorrer rompimento de juntas soldadas.

Curto-circuito a Terra

Essas faltas ocorrem, normalmente, nas ranhuras da armadura. O dano nesse ponto é diretamente relacionado ao nível de corrente estabelecido pelo sistema de aterramento do gerador.

Baixas Correntes

Se a corrente for, por exemplo, inferior a 15 A e o gerador for desligado com tempo inferior a alguns segundos, o dano pode ser muito pequeno e o serviço de reparo se limitará à troca do trecho do enrolamento sem mexer com a laminação.


Dependendo da localização da falta e do tipo de aterramento, pode não haver corrente suficiente de terra para relés de sobrecorrente. Neste caso outros meios de proteção devem ser providenciados.

Figura 1.08 –Oscilograma com Curto-Circuito Fase-Terra. Alta impedância de aterramento.

Altas Correntes

Se o gerador está projetado com baixa impedância de aterramento e ocorrer curto-circuito com corrente superior a 200 A de terra, por exemplo, o dano pode ser severo e haverá necessidade de refazer parte da laminação. Mesmo com relé de proteção rápido, o dano pode ser grande devido à alta constante de tempo do circuito do campo e o tempo relativamente alto necessário para eliminar o fluxo do campo.

No caso de alta corrente de curto circuito à terra, pode ser instalado disjuntor de neutro que seria atuado pela proteção de terra, para reduzir o tempo de eliminação da falta e, conseqüentemente, o dano na laminação.

Curto-Circuito entre fases

Esse tipo de falta é muito raro de ocorrer uma vez que, numa ranhura, a isolação entre enrolamentos de duas fases é pelo menos o dobro da isolação de uma fase para a laminação. Na ocorrência de uma falta entre fases, há maior probabilidade de ocorrência nos terminais do enrolamento, fora das ranhuras. A corrente é severa mas há pouca chance de afetar significativamente a laminação.

Deve-se observar, entretanto, que, apesar de haver abertura do disjuntor pela atuação rápida da proteção, como mostra a figura a seguir, a corrente proveniente do gerador não acaba instantaneamente (mesmo com a abertura do disjuntor do campo) devido à energia que é armazenada no rotor e contribui para a corrente de curto-circuito:


G

Curto EntreFases

Figura 1.09 – Curto-Circuito entre Fases. Contribuição do Gerador.

A figura a seguir mostra um oscilograma de um curto circuito trifásico nos terminais de um gerador síncrono. O curto-circuito iniciou como fase-terra mas evoluiu para trifásico após cinco ciclos. O oscilograma foi interrompido, mas a corrente de contribuição do gerador permanece por vários segundos:

Figura 1.10 – Exemplo de Oscilograma com Curto-Circuito entre Fases. Contribuição do Gerador.

Essa corrente que existe até que a energia do rotor seja descarregada faz com que os danos referentes a um curto-circuito entre fases sejam grandes, mesmo com a rápida atuação da proteção.


Assim sendo, aspectos de confiabilidade nos terminais dos enrolamentos são considerados no projeto de modo que a probabilidade de curto entre fases seja a menor possível.

Curto-Circuito entre espiras

Esse tipo de falta ocorre especificamente em um tipo de enrolamento (multi-espiras). Pode haver necessidade de proteção sensível e especial para tanto.

1.3.5 Faltas Internas no Rotor

Curto-circuito a Terra

Uma falha de isolação no enrolamento rotórico pode causar curto-circuito entre o condutor e a laminação (terra). Esse tipo de falta, entretanto, não representa perigo imediato (baixa corrente de falta).

Entretanto, se houver uma segunda falha de isolação, pode ocorrer curto-circuito pleno com severo desbalanço mecânico e elevada corrente.

Assim sendo, é essencial que se tenha um sistema de alarme / sinalização de “Terra Rotor” para providências cabíveis logo que possível (operacionalmente).

Curto-circuito Entre Espiras do Rotor

Curto circuito entre espiras no rotor é muito raro de ocorrer. Mas quando ocorre causa vibração e a parte “bypassada” do enrolamento rotórico tem sua temperatura elevada. A alta temperatura danifica a isolação, motivando também falta a terra.

1.3.6 Perda de Excitação

Perda de Excitação

Uma perda total do campo pode ocorrer quando:

- Há abertura acidental do disjuntor do campo.

- Um curto-circuito ou fase-aberta no circuito do rotor.

- Uma falta no AVR (regulador automático de tensão) com redução da corrente de campo a zero.

- Perda da fonte AC para o circuito de excitação (DC) pode também causar perda total do campo.

Assim, pode-se até haver um intertravamento entre o disjuntor de campo e o disjuntor da máquina (ou do grupo gerador).


A perda de campo pode levar, na maioria dos casos, à perda de sincronismo em menos de 1 s, com a máquina operando como gerador de indução com velocidade inferior à velocidade síncrona.

A figura a seguir mostra o oscilograma da máquina para perda de campo, antes do trip do gerador / turbina:

Figura 1.11 – Exemplo de Oscilograma com perda súbita de campo.

Quando um gerador, com suficiente potência ativa, perde a corrente de campo, ele sai fora de sincronismo e passa a rodar de modo assíncrono, com velocidade acima da velocidade síncrona, absorvendo potência reativa.

A máxima potência ativa que pode ser gerada sem perda de sincronismo quando o gerador perde o campo depende da diferença entre as reatâncias síncronas de eixo direto e eixo em quadratura – para geradores com pólos salientes, a diferença é normalmente suficiente grande para manter a máquina rodando com sincronismo mesmo com perda do campo, com carga até 15 a 25% da nominal.

Para turbo geradores, tais reatâncias são praticamente iguais e a máquina cai fora de sincronismo mesmo com pequena carga ativa. A velocidade de escorregamento aumenta com a carga ativa.

O estator e regiões e parte do rotor irão aquecer, se a máquina rodar algum tempo fora de sincronismo. A máxima temperatura, para ponto mais quente, para turbo geradores ocorre, fora de sincronismo, com carga entre 20 e 35%.

A característica de operação de um turbo gerador típico é mostrada na figura a seguir:


0,6

0,8

+ MVArpu

A

B

0,80,6 + MW puPotência Nominal a 0,8 atra

sado

Potência Nominal a 0,95 adiantado

D

EF (xe = 0)

C

F (xe = 0,2)

Figura 1.12– Curva ABCD de Capabilidade de Turbo Gerador Típico

Na região sobre-excitada (gerador fornecendo potência reativa), a curva A-B é limitada para corrente no campo (rotor) e a curva B-C é limitada pela corrente no Estator. Na região sub-excitada, o gerador é limitado pelo aquecimento do estator e do ferro.

Com a perda de sincronismo, há aquecimento do rotor devido às correntes induzidas pelo escorregamento e aquecimento do estator devido à sobrecarga (reativo). O tempo permitido para tal situação depende da máquina, e está na ordem de grandeza que vai de 10 s a alguns minutos.

1.3.7 Perda de Sincronismo

A perda de campo está associada, geralmente, à perda de sincronismo da máquina. O gerador passará a rodar com uma velocidade assíncrona maior que a síncrona, com escorregamento.

Também as faltas no sistema elétrico supridor podem causar perda de sincronismo numa máquina síncrona. O efeito elétrico da oscilação de potência para uma máquina com rotor de pólos salientes e com enrolamento amortecedor é menor que aquele para máquina de pólos lisos.

A melhor maneira de se detectar e visualizar o fenômeno da perda de sincronismo é a análise da variação aparente da impedância vista nos terminais de um gerador síncrono, ou nos terminais de alta tensão do transformador elevador desse gerador. Essa variação na impedância pode ser detectada por relés de proteção.

A figura a seguir mostra o conceito da perda de sincronismo em um sistema elétrico de potência, entre dois sistemas geradores conectados por um sistema de transmissão, através do diagrama de impedâncias:


jX

R

EA / E

B = 1

EA / E

B > 1

EA / EB < 1

A

B

P

ZL

ZA

ZB

δ

EA EBZA ZBZL

Figura 1.13– Condição de Perda de Sincronismo. Típico Lugar Geométrico das Impedâncias

1.3.8 Energização Acidental de Gerador

A energização acidental de gerador síncrono previamente desenergizado pode ocorrer, com maior chance, em sistemas industriais. O resultado é o dano do gerador, com possibilidade de destruição total. Em alguns casos há também dano na turbina. A frequência relativamente grande dessas ocorrências (EUA) levou alguns fabricantes a recomendar esquemas dedicados de proteção para detecção desse evento.

As causas têm se relacionado a erros operacionais ou falhas e defeitos em circuitos de controle, ou ainda a combinação de ambos. Mostra a literatura que uma das maiores causas de energização acidental de geradores tem sido o fechamento acidental do disjuntor da máquina, conforme ilustrado nas figuras a seguir:

G

FechamentoAcidental

ENERGIZADO

GeradorIndustrial

TRSAPartida


G

FechamentoAcidental

ENERGIZADO

Gerador

TRSA

C

G

FechamentoAcidental

Gerador

TRSA

G

Gerador

TRSAFlashover em um pólo

do disjuntor aberto

IMEDIATAMENTEANTES DA

SINCRONIZAÇÃO

SeccionadoraFechada

Seccionadoraaberta

ENERGIZADO

Figura 1.14 – Energização Acidental de Gerador

A corrente resultante de uma energização TRIFÁSICA é elevada, considerando que é limitada apenas pela impedância de seqüência negativa do gerador, como mostra o circuito equivalente dessa energização mostrada na figura a seguir:


Transformador

S

ZT

ZS+

XG2(Seq. Negativa)

SistemaGerador

EG ET

RG2

Figura 1.15 – Diagrama de Impedâncias para Energização Acidental de Gerador

A alta corrente estatórica induz altas correntes no rotor e há rápido aquecimento. Se o gerador é conectado a um forte sistema elétrico de potência, a corrente no estator chegará a um valor em torno de 3 a 4 x a corrente nominal, com a tensão entre 50 e 70% da nominal, no caso de um grupo gerador / transformador.

Se a máquina é conectada a um sistema elétrico de potência fraco, a corrente pode chegar a valor em torno de 1 a 2 x a corrente nominal, com a tensão entre 20 e 40% da nominal.

No caso de energização acidental através do transformador de serviço auxiliar, como a fonte é muito fraca, a corrente no estator poderá estar entre 10 e 20% do valor nominal.

A figura a seguir mostra um oscilograma de energização acidental de gerador:

Figura 1.16 – Oscilograma de Energização Acidental de Gerador

No caso de fechamento de um pólo de disjuntor (“flashover”) imediatamente antes da sincronização do gerador ao sistema, há uma situação que pode ser estimada com o seguinte circuito equivalente:


X1T

X1S

X1G

X2G

X0G

3.Rn

X2T

X0T

X2S

X0S

1 : ej30

1 : e-j30

Figura 1.17 – Circuito para cálculo de uma fase fechada

Neste caso, as correntes de seqüência positiva, negativa e zero são iguais entre si. Trata-se de um caso semelhante a um curto-circuito fase-terra no lado da Alta Tensão.

Haverá substancial desbalanço, com aquecimento do rotor. Não há muito torque para manter a rotação. É preciso analisar a curva I22.t = K da máquina.

Devido à limitação dos esquemas de proteção convencionais para detectar essa energização, esquemas dedicados são recomendados – são sistemas que estão ativos quando a máquina se encontra fora de operação.


1.3.9 Sobre e Sub-frequência

Sobrefrequência

Trata-se aqui da sobrefrequência contínua e não momentânea. Ela estressa mecanicamente a maquina mas não eletricamente. A sobrefrequência moderada, mesmo contínua, não traz grandes problemas para o gerador.

Sub-frequência

Saturação de Circuito Magnético

Durante operação do gerador com sub-frequência, o seu circuito magnético (e do transformador associado) pode saturar dependendo do nível de sub-frequência (V/Hz). Caso haja a saturação, as perdas adicionais no ferro levam ao aquecimento do circuito magnético. Mas isso ocorre para freqüências bem baixas e quando associada a subtensão.

Problemas em Turbinas a Vapor e a Gás

Podem sim ocorrer prolongada sub-frequência, relativamente moderada. Do ponto de vista prático, as máquinas hidráulicas são pouco sensíveis à sub-frequência. Mas tanto os geradores térmicos como as turbinas a vapor ou a gás apresentam limitações para sub-frequência.

As turbinas a vapor são mais restritivas, quanto à operação com sub-frequência devido a possibilidade de ressonância mecânica nos vários estágios das lâminas da turbina – com aumento do estresse mecânico vibratório.

As turbinas a gás também são restritivas, mas não tanto quanto as turbinas a vapor. Mas apresentam problemas de instabilidade de combustão e limitação da potência de saída da turbina com a queda da frequência.

Os fabricantes apresentam limites de tempo para operação em condição de sub-frequência em cada faixa de operação.

1.3.10 Retorno de Energia

O retorno de energia para um gerador síncrono ocorre quando o torque no eixo da turbina ou do motor acionador passa a um valor inferior às perdas totais da unidade turbina – gerador. A energia ativa flui então, do sistema ao qual está conectado para o gerador, no sentido de tentar manter a velocidade síncrona (operando como motor síncrono).

Os problemas são para o meio acionador (turbina, motor) e não para o gerador elétrico.

No caso de turbina a vapor, uma redução no fluxo do vapor reduz o efeito de resfriamento nas lâminas da turbina e sobre-aquecimento pode ocorrer. Também para turbina a gás pode ocorrer sobre-aquecimento, mas com menos gravidade que a turbina a vapor – para turbina a gás, pode ocorrer outro tipo de problema associado ao mancal. Turbina hidráulica (mormente do tipo Kaplan ou Bulbo) pode ter problema de cavitação (com dano). Máquinas


Diesel podem ser danificadas devido à lubrificação insuficiente e apresentam ainda risco de explosão devido ao combustível não queimado.

As perdas totais à velocidade nominal, em função da potência nominal do grupo turbina / gerador são, aproximadamente:

Turbina a vapor: 1 a 3%

Máquina Diesel: 25%

Turbina hidráulica: 3%

Turbina a gás: 5%

Esses valores correspondem a perdas quando não há corte total da energia através do eixo da turbina. Assim, quando a máquina é alimentada pela turbina e pelo sistema, a parte da perda suprida pelo sistema é menor que os valores acima.

Para grandes turbo geradores a vapor, a energia reversa pode ter valor inferior a 1% da potência nominal. Para turbinas a gás e para máquinas diesel, não há problema de sensibilidade (para fins de proteção). Para algumas turbinas hidráulicas, pode haver problema de sensibilidade da proteção para detectar retorno de energia.

1.3.11 Outras

Sobrevelocidade

No caso de rejeição brusca de carga, por exemplo, pela abertura do disjuntor da máquina com carga plena, espera-se que o sistema regulador de velocidade da máquina atue imediata e corretamente, evitando velocidades não suportáveis para o conjunto turbina – gerador.

Há portanto necessidade de proteção adicional para o caso de falha em algum componente, seja do regulador, seja do sistema associado à turbina.

Outras mecânicas

Não consideradas neste capítulo.

PROTEÇÃO DE GERADORES Funções de Proteção 26 de 76

2. FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

2.1 INTRODUÇÃO

Este capítulo tem a finalidade de apresentar as funções de proteção aplicáveis para geradores síncronos. Tem caráter geral, não cobrindo todas as funções que podem ser encontradas no mercado, mas sim aquelas principais e comumente utllizadas.

2.2 SOBRECARGA TÉRMICA (49)

Uma proteção de sobrecarga, seja de equipamento, máquina rotativa, cabos ou linhas tem a ver, sempre, com a temperatura que pode chegar o componente protegido em função de carga excessiva.

Qualquer equipamento ou instalação não se aquece instantaneamente em função de carga excessiva. Para um determinado degrau de corrente, para mais, a temperatura desse componente variará exponencialmente em função da sua constante de tempo de aquecimento.

A figura a seguir mostra o conceito de constante de tempo para o aquecimento de um corpo homogêneo, para uma variação exponencial:

τ = Constante de Tempo

63% davariação total

Variaçãototal

θ1

θ2

tempo

Temperatura

Figura 2.01– Característica de Aquecimento de Corpo Homogêneo

Uma proteção de sobrecarga (proteção térmica – Código 49) deve, portanto, emular as condições de aquecimento do componente protegido em função da corrente através desse componente.

No passado, procurou-se construir relés térmicos com tecnologia eletromecânica que, através de dissipadores térmicos (alumínio), tentavam simular a constante de tempo do equipamento protegido. Mas esses dispositivos nunca conseguiram prover uma boa proteção para sobrecarga. Eram viáveis apenas para alguns tipos de máquinas. A figura a seguir mostra o esquema de um relé térmico com tecnologia eletromecânica:


+ Vcc

i

i i

Relé Térmico)

I carga

Equipamento

Trip porcorrente

Trip porelemento térmico

i

Figura 2.02 – Esquema de Relé Térmico com Tecnologia Eletromecânica

Modernas Proteções Digitais

A tecnologia digital tornou possível, através de algoritmos específicos, a emulação de constantes de tempo de aquecimento e demais parâmetros associados ao aquecimento de transformadores, máquinas girantes, cabos e linhas.

Assim, modernos relés possuem a função 49 de “Sobrecarga Térmica” para ser devidamente aplicada na detecção de aquecimentos provocados por sobrecargas, o que passa a ser uma opção de utilização não existente num passado recente. Baseiam-se na modelagem de uma réplica térmica com base na corrente de carga. O calor gerado, por exemplo, em cabo ou transformador é função do tipo I2.R.t, isto é, proporcional à corrente ao quadrado. O quadrado da corrente é integrado no tempo, para modelagem.

Assim, os diversos fabricantes nos seus diversos relés de proteção digitais apresentam possibilidade de modelagem térmica do equipamento ou instalação a proteger contra temperaturas elevadas causadas por sobrecarga.

A grande dificuldade no uso dessa função está na determinação da constante de tempo e demais parâmetros (relacionados a normas) do componente protegido.

2.2.1 Exemplo: Proteção de sobrecorrente da série 7SJ602 da Siemens

A função 49 provê trip ou alarme baseado no cálculo do modelo térmico a partir da medição da corrente de fase. Há duas opções:

- Condição “Com Memória”: quando todas as correntes de carga são avaliadas, mesmo sem a presença de sobrecarga.

- Condição “Sem Memória”: quando apenas as correntes de carga superiores a um valor ajustável (“threshold”) de sobrecarga são avaliadas


Condição Sem Memória

Atuação para I ≥ IL (IL = corrente de carga máxima)

Tempo de atuação: L

L

T

II

t .

1

352

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= Onde I é a corrente de sobrecarga e TL o

multiplicador para constante de tempo (ajustável). Nota-se que o tempo depende de uma relação que envolve constante de tempo de aquecimento e também a corrente ao quadrado.

Faixa de Pick-up IL/IN = 0,4 a 4,0

Multiplicador de Tempo = 1 a 120 s.

Figura 2.03 – Característica de Tempo da Função de Sobrecarga Térmica

Conhecendo a característica térmica do motor que está sendo protegido ( “Curva de Limite Térmico” ou “Curva de Dano”), pode-se ajustar a proteção, escolhendo-se a melhor curva através do valor do Multiplicador de Tempo.

Condição com Memória

A função de sobrecarga térmica usa o conceito de “réplica térmica”, de acordo com a Norma IEC 60255-8. O cálculo da elevação da temperatura em função da elevação da corrente é baseado num modelo de “corpo simples” (com uma única constante de tempo de aquecimento), com a seguinte equação diferencial:


( )2.1.1 Idtd

thth τθ

τθ

=+

Θ = Temperatura de operação expresso em % da temperatura de operação para a corrente máxima de fase permitida k.IN.

τth = Constante de tempo térmica (AJUSTÁVEL).

I = Corrente de Operação, expresso em % da corrente máxima de fase permitida k.IN.

k = Fator k a qual estabelece a máxima corrente continuamente permitida para o objeto protegido (AJUSTÁVEL).

IN = Corrente Nominal de fase (CONSIDERA-SE IN DO RELÉ, com demais valores calculados proporcionalmente).

Imax = k.IN = Corrente Máxima continuamente permitida para o objeto protegido.

A característica de atuação da função é:

1.

..ln. 2

22

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=

n

n

pre

nth

IkI

IkI

IkI

t τ minutos. Válido para I / (k.IN) ≤ 8

Ipre = corrente de pré sobrecarga. I = corrente atual.

Há a opção (parametrizável) de não considerar a corrente prévia, com a seguinte característica:

1.

.ln. 2

2

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=

n

nth

IkI

IkI


Pode ser ajustada uma temperatura de alarme (Θalarm AJUSTÁVEL EM % COM RELAÇÃO A Θend) menor do que o limite de temperatura de desligamento (caso seja essa a filosofia do usuário). No caso da filosofia estabelecer “somente alarme”, esse alarme será emitido quando da temperatura final ajustada.

A temperatura é calculada para cada fase. Isso garante um valor eficaz verdadeiro, incluindo o efeito das harmônicas.

A proteção também inclui um alarme de corrente excessiva Ialarm (AJUSTÁVEL) que pode ser considerado como um pré alarme para uma sobrecarga térmica em potencial.


Figura 2.04 – Característica de Tempo da função 49. Com Memória. Com e sem pré-carga.

Conhecendo a característica térmica do motor que está sendo protegido ( “Curva de Limite Térmico” ou “Curva de Dano”), pode-se ajustar a proteção, escolhendo-se a melhor curva, com ou sem memória que de adapte ao gerador.

2.2.2 Exemplo: Proteção de Sobrecorrente da série 7SJ62 e Proteção de Motor / Gerador 7UM61 e 7UM62 da Siemens

Também essas proteções têm função de sobrecarga térmica usando o conceito de “réplica térmica”, de acordo com a Norma IEC 60255-8.


O cálculo da elevação da temperatura em função da elevação da corrente é baseado num modelo de “corpo simples” (com uma única constante de tempo de aquecimento), com a seguinte equação diferencial (“Com Memória”):

( )2.1.1 Idtd

thth τθ

τθ

=+ para o relé 7SJ62

( ) Kththth

Idtd θ

ττθ

τθ .1.1.1 2 +=+ para o relé 7UM61 e 7UM62

Θ = Temperatura de operação expresso em % da temperatura de operação para a corrente máxima de fase permitida k.IN.

ΘΚ = Temperatura ambiente (ou do meio de resfriamento) expressa como a diferença para a temperatura de referência de 40º C.

τth = Constante de tempo térmica (AJUSTÁVEL).

I = Corrente de Operação, expresso em % da corrente máxima de fase permitida k.IN.

k = Fator k a qual estabelece a máxima corrente continuamente permitida para o objeto protegido (AJUSTÁVEL).

IN = Corrente Nominal de fase (CONSIDERA-SE IN DO RELÉ, com demais valores calculados proporcionalmente).

Imax = k.IN = Corrente Máxima continuamente permitida para o objeto protegido.

A característica de atuação da função é:

1.

..ln. 2

22

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=

n

n

pre

nth

IkI

IkI

IkI


Ipre = corrente de pré sobrecarga. I = corrente atual.

A característica de atuação da função, sem considerar a corrente prévia é:


1.

.ln. 2

2

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

=

n

nth

IkI

IkI


Os relés 7UM61 e 7UM62 levam em consideração a temperatura do meio de resfriamento / ventilação ou a temperatura ambiente, através de sensor externo.

Esses relés apresentam sofisticação maior, como por exemplo:

- A constante de tempo de aquecimento é diferente para uma máquina rotativa parada (rotor bloqueado) e girando (ventilação pela rotação). Assim, há ajuste de corrente, acima da qual a constante de tempo é outra.

- A fórmula de sobrecarga é aplicável a uma determinada faixa de correntes. Para valores de corrente de curto-circuito (ajustável), a função pode ser desativada.

2.3 DESBALANÇO (FUNÇÃO 46 – SEQUÊNCIA NEGATIVA)

A função de seqüência negativa detecta desbalanços de corrente, com ou sem terra. Correntes de seqüência negativa produzem campo girante no sentido reverso e induzem correntes de frequência dupla no rotor. Pode haver aquecimento severo no rotor e nos enrolamentos amortecedores.

Curtos-circuitos bifásicos e monofásicos possuem componentes de seqüência negativa, esta função serve também para detectar curtos-circuitos não trifásicos que podem ter valor de corrente inferior à corrente de carga normal da máquina.

Característica Térmica da Máquina

Os fabricantes de máquinas indicam o limite permissível de carga desbalanceada através de:

22 )(N

PERM

IIKt =

tPERM = Tempo máximo permissível de aplicação da corrente de seqüência negativa I2.

K = fator de assimetria da máquina (constante da máquina)

I2 / IN = Desbalanço de carga (relação entre I2 e IN).

O fator de assimetria depende da máquina e representa o tempo em segundos durante a qual a máquina pode ser carregada com 100% de carga desbalanceada (I2 = IN), Este fator está, tipicamente, na faixa 5 a 30 s.


O aquecimento do objeto protegido (rotor) é calculado no relé tão logo as condições de desbalanço são excedidas (ajuste I2>). A área corrente x tempo é constantemente calculada para assegurar uma correta avaliação da carga que pode estar variando.

É dado trip desde que se atinja o limite, isto é, a área ((I2/IN)2.t) atinja o limite K.

Esfriamento

O tempo de esfriamento é considerado, ajustando-se no relé o valor correspondente. Esse tempo começa a ser contado desde o instante em que o valor cai abaixo do ajuste I2 >.

Estágio de Tempo Definido

Para corrente de seqüência negativa superior a um valor alto, ajustável (I2 >>). A partir desse valor, a curva é cancelada e a função de tempo definido é ativada (geralmente com tempo = 0s). É para detecção de corrente de curto circuito bifásico. A figura a seguir mostra esse valor de tempo definido, sobreposto à curva de tempo inverso.

I2 ADM I2 >>

T I2 >>

T ALARME

Figura 2.05 – Zona de Trip da Proteção de Carga Desbalanceada

Diretrizes para Ajuste (relé Siemens)

A corrente máxima permitida de seqüência negativa da máquina precisa ser conhecida. Assim:

• Para máquinas síncronas de pólos não salientes, a corrente máxima permitida de seqüência negativa está na faixa 6 a 8% da nominal da máquina.

• Para máquinas síncronas de pólos salientes, essa corrente é pelo menos 12% da nominal.

• Para as demais máquinas, consultar características fornecidas pelo fabricante.

É importante se assegurar que o valor fornecido pelo fabricante corresponde a valores primários da máquina. Para ajustar o relé de proteção (que está no lado secundário), considerar:


).(__

_

_

22

PRIMÁRIOTCN

MÁQUINAN

MÁQUINAN

MAXPRIM

II

III >=

Isto é, o valor deve ser calculado em função do Nominal do TC (= nominal do relé). Por exemplo:

IN_MÁQUINA = 483 A

I2MAX_PRIM / IN_MÁQUINA = 11%

IN_TC_PRIM = 500 A

I2 > = 11% . (483 / 500) = 10,6%

O fator K de assimetria da máquina é o valor de tempo para (I2/IN) = 1, na curva característica de carga desbalanceada fornecida pelo fabricante (valor primário).

10 100 100020 20050 500

1,0

0,10,11

0,2

0,40,5

I2 / IN

t (s)

Figura 2.06 – Característica de Desbalanço de Máquina Rotativa

Para se calcular o valor secundário, para ajuste no relé, deve-se fazer:

2

__

_ )(PRIMTCN

MÁQUINANPRIMSEC I

IKK =

Por exemplo:

K = 20 s para (I2 / IN) = 1 (lado primário da máquina).

IN_MÁQUINA = 483 A

IN_TC_PRIM = 500 A


Para ajustar este valor no relé, deve-se fazer:

KSEC = 20. (483 / 500)2 = 18,7 s

O tempo de esfriamento, após reset do valor de I2 > é calculado como:

2___2 )/( PRIMMÁQUNPRIMMAX

TORESFRIAMEN IIKt =

Para o exemplo numérico: tRESFRIAMENTO = 20 / 0,112 = 1650 s

2.4 POTÊNCIA ATIVA (Função 32)

A função 32 na direção reversa (32R) é utilizada para geradores síncronos, na detecção de retorno de energia.

Dependendo do tipo de turbina, deve ter uma grande sensibilidade no sentido inverso (da ordem de 1,0% da potência nominal do gerador). A documentação da Proteção Siemens 7UM6 sugere os seguintes ajustes:

Turbinas hidráulicas: 0,5 a 2%

Turbinas a vapor: 1 a 3%

Turbinas a gás: 1 a 3%

Diesel: > 5%

Entretanto, a melhor política é verificar a documentação do fabricante de cada turbina ou grupo motor / gerador.

Quando ocorre motorização, a potência ativa estará entrando no gerador e a potência reativa poderá estar entrando ou saindo, dependendo da excitação. Assim, a impedância vista pela proteção poderá estar no segundo ou no terceiro quadrante.

2.5 DIFERENCIAL (87G)

Na proteção de sistemas elétricos de potência, uma das funções mais utilizadas na proteção é a função DIFERENCIAL. Como o próprio nome indica, seu princípio de funcionamento baseia-se na comparação entre grandezas (ou composição de grandezas) que entram no circuito protegido e grandezas de mesma natureza que saem do circuito protegido.

No caso de se apurar diferença entre grandezas comparadas, descontando-se os aspectos esperados das condições de contorno como erros de TC´s, defasamentos angulares e diferenças de potencial entre os lados comparados, pode-se concluir quanto à existência de anormalidade no componente protegido.

A função DIFERENCIAL é utilizada na proteção de transformadores, equipamentos de compensação reativa, máquinas rotativas, sistemas de barramentos, cabos e linhas de


transmissão. A função diferencial é recomendada para máquinas rotativas com potência superior a um valor em torno de 1 MW (1000 kW).

Ela pode ser do tipo percentual (a maioria dos casos) ou do tipo “alta impedância”.

2.5.1 Requisitos de uma Proteção Diferencial

Os seguintes são os requisitos básicos de qualquer proteção diferencial:

• Deve considerar os efeitos de erros de precisão nos TC’s e TC’s auxiliares utilizados para conexão da proteção.

• Deve manter a estabilidade (não atuar) para curto-circuito externo à área protegida, mesmo com saturação de TC.

• Deve manter a estabilidade para correntes de magnetização transitória (energização) quanto aplicada a transformadores de potência.

• Deve ter rápida atuação para curto-circuito interno, mesmo para aquelas faltas de baixa corrente.

as correntes devem ser devidamente condicionadas antes da medição da diferença entre as correntes de um lado e do outro. O princípio diferencial percentual é mostrado a seguir:

ID

IA + IB

Zona deRestrição

Zona deOperação

ID_Mínima

Figura 2.07 – Princípio da Função Diferencial Percentual

2.5.2 Proteção de Gerador e de Grupo Gerador / Transformador

A figura a seguir mostra uma conexão para proteção diferencial de grupo gerador / transformador:


52

87 Grupo

87 Gerador

S. Aux.

TransformadorElevador

Gerador

Figura 2.08 – Conexão de TC’s para Proteção Diferencial de Gerador e de Grupo Gerador - Transformador


2.6 FASE DIVIDIDA (87FD)

As figuras a seguir ilustram o princípio.

Figura 2.09 – Fase Dividida / Conexão Transversal de TC’s

No caso de curto entre espiras, haverá diferença de corrente nos dois TC’s da fase em falta, com atuação da proteção.

Há situações onde se utiliza 01 TC apenas com dois primários,como na figura a seguir:

Figura 2.10 – Fase Dividida com TC de dois primários


2.7 SOBRECORRENTE (FUNÇÃO 50/51) E SOBRECORRENTE SUPERVISIONADA POR TENSÃO (FUNÇÃO 51V)

Haverá, sempre, a necessidade de proteção de retaguarda para faltas entre fases no gerador e no transformador elevador, para aqueles com proteção diferencial.

Para aqueles geradores que não possuem proteção diferencial, haverá sempre a necessidade de proteção para faltas entre fases.

Essa proteção é feita através de uma ou mais das seguintes funções:

- Proteção de sobrecorrente de fase (51).

- Proteção de sobrecorrente de fase, supervisionada por tensão (51V).

- Proteção de impedância.

A proteção de sobrecorrente é sempre aplicada, como retaguarda ou como proteção principal, para gerador de qualquer capacidade. A proteção de sobrecorrente simples é ajustada para cerca de 1,20 a 1,30 x a corrente nominal da máquina e com tempo de cerca de 5 s (grandes máquinas) se característica de tempo definido.

G

21

51

ou51V

Figura 2.11 – Proteção de Sobrecorrente e Proteção de Impedância

A proteção de sobrecorrente com supervisão de tensão já é aplicada para geradores com capacidade média ou alta (superior a 1000 kW). A vantagem dessa proteção com relação à


de sobrecorrente simples é que pode ser ajustada para correntes menores, para tensões abaixo da nominal.

2.8 IMPEDÂNCIA (FUNÇÃO 21)

Ela serve como proteção de retaguarda para curtos-circuitos no gerador ou no transformador elevador, principalmente para faltas entre fases.

A proteção de impedância é conectada em TC do lado do neutro do Gerador e também aos TP’s da máquina, como mostra a figura anterior.

A característica dessa proteção pode ser do tipo circular, como mostra a figura a seguir, uma vez que a direcionalidade é inerente, isto é, toda falta na máquina estará na sua frente (uso de TC’s do lado do neutro do gerador).

R

jX

R

jX

Proteção Convencional

R1

X1

Z1

X2

R2

Siemens 7UM6

Figura 2.12 – Proteção de Impedância de Gerador. Característica Circular

A proteção convencional pode, de um modo aproximado, ser ajustada para operar com cerca de 70% da impedância de carga nominal da máquina, correspondente a uma corrente de 1 / 0,7 = 1,4 p.u. para tensão de 1,0 p.u. Esse ajuste, geralmente assegura retaguarda para curtos no gerador e no transformador elevador. Temporização adequada é necessária para seletividade com as demais proteções (geralmente 0,5 a 0,6 s). Caso se deseje um ajuste mais fino, deve-se calcular as impedâncias vistas do gerador e do transformador para curto-circuito no lado da Alta Tensão.

Numa proteção com duas zonas, como a proteção 7UM6 da Siemens, pode-se ajustar a primeira zona sem temporização adicional, porém alcançando apenas o lado da BT do transformador elevador. A segunda zona, com temporização entre 0,5 e 1,0 s, poderia atingir o lado da AT. Há também uma zona estendida (hachurado na figura anterior) que pode ser o alcance da função 21 com o disjuntor do lado da AT aberto. Há também a sofisticação de bloqueio para caso de oscilação de potência.


2.9 PERDA DE CAMPO (FUNÇÃO 40)

2.9.1 Função 40 com característica R-X clássica.

O uso de característica de impedância no plano R-X, como mostrado na figura a seguir, é a forma clássica de se ter a função 40 para máquinas síncronas:

XR

X'd / 2

Diâmetro= Xd

Diâmetro=1 p.u.

Figura 2.13 – Função perda de excitação (40). Característica clássica para Gerador.

O deslocamento do círculo no sentido –X terá um valor ajustado de X’d / 2 (metade da reatância transitória de eixo direto da máquina), considerando que, ao se perder o campo, a impedância medida é maior em móduo que |X’d / 2|.

Classicamente, a característica da função 40 (que no fundo é um relé de impedância) é ajustada como sendo um círculo de diâmetro igual a Xd (reatância síncrona de eixo direto). Entretanto, considerando que em condição de oscilação de potência ou outra condição transitória, a característica pode passar por essa área, há necessidade de temporizar a função 40 (diâmetro Xd) para dar tempo à atuação de regulador de tensão (atua no campo) e evitar trip desnecessário.

Há fabricante que oferece proteção 40 também com a característica com diâmetro 1.0 pu (impedância da máquina), conforme a figura, com atuação instantânea. Isso porque, quando de perda de campo, a impedância vista vai cair dentro dessa característica.

2.9.2 Proteção Siemens (7UM61 e 7UM62) para Motor e Gerador Síncrono.

Com o advento da tecnologia digital microprocessada para relés de proteção, outros modos de detectar perda de excitação foram sendo elaborados pelos vários fabricantes. As proteções digitais da Siemens 7UM61 e 7UM62 implementam essa função 40 através da avaliação da curva de estabilidade da máquina no plano da Admitância.


GUP

UIW == 2

Condutância

BU

QUIb

−=−

=−

2

- Susceptância

N

EN

UI

N

N

UI

NϕNν

Sobre-excitadoSub-excitado

dX1

Limite deEstabilidadeem Regime

Motor

GUP

UIW == 2

Condutância

BU

QUIb

−=−

=−

2

- Susceptância

N

EN

UI

N

N

UI

NϕNν

Sobre-excitadoSub-excitado

dX1

Limite deEstabilidadeem Regime

Gerador

Figura 2.14 – Diagrama de Admitância de Operação de Gerador / Motor Síncrono

Iw = Corrente Ativa. UN = Tensão Nominal

Ib = Corrente Reativa IN = Corrente Nominal

G = Condutância IEN = Corrente de Excitação Nominal

B = Susceptância νN = Ângulo do Rotor Nominal

P = Potência Ativa ϕN = Ângulo de Carga Nominal

Q = Potência Reativa Xd = Reatância Síncrona

A figura acima mostra o diagrama de carregamento de uma máquina síncrona no plano da Admitância. Na figura é mostrado o limite de estabilidade em regime, que intercepta o eixo dos X no valor próximo a 1/ Xd.


GUP

UIW == 2

Condutância

BU

QUIb

−=−

=−

2Susceptância

UE1α

Sobre-excitado

Sub-excitado

Carac. 1

Carac. 2

UI2α

Carac. 3

3α

Carac. 2

Carac. 3

Figura 2.15 – Função 40. Características de pickup no plano da Admitância

Para a característica 3, ajustado para valor B superior ao limite de estabilidade, a atuação da proteção pode ser instantânea.

Para as características 1 e 2, ajustados em função de 1 / Xd e ângulos α1 e α2, deve haver temporização.

2.10 PERDA DE SINCRONISMO (FUNÇÃO OUT-OF-STEP 78)

O uso da função 78 de perda de sincronismo é comum para grandes geradores síncronos.

2.10.1 Proteção Siemens (7UM61 e 7UM62) para Motor e Gerador Síncrono.

As proteções digitais da Siemens 7UM61 e 7UM62 implementam essa função 78 através da medição da impedância vista nos terminais da máquina. A figura a seguir mostra a característica da função:


Im(Z)

Re(Z)

Zc

Zd

Zb

Za

Zd - ZcZ=R+jXCaracterística

2

Característica1

1

2

3

4

G

78

Figura 2.16 – Característica da função 78. Proteção Siemens.

Os parâmetros Za, Zb, Zc, (Zd-Zc) são ajustáveis. O retângulo é simétrico com relação ao eixo dos X. O Limite Zb alcança o Gerador na direção reversa (reatância transitória do eixo direto X’d). Zc alcança o transformador elevador (entre 0,6 e 0,9 do XTR) e Zd alcança o Sistema de Potência.

A área não hachurada (Característica 1) cobre o centro elétrico da oscilação de potência se detectado no grupo gerador transformador. A área correspondente à Característica 2 cobre o centro elétrico da oscilação se detectado no sistema de potência.

A oscilação de potência é uma ocorrência trifásica, simétrica (sem desbalanço). Então uma condição de que há oscilação é que a corrente de seqüência positiva esteja acima de um valor I1 ajustável (por exemplo 120%) e a corrente de seqüência negativa esteja abaixo de um valor I2 ajustável (por exemplo 20%).

Uma condição de perda de sincronismo requer ainda que a característica detectada (vetor da impedância medida pela proteção) entre por um lado e saia pelo outro. São as condições 1 e 2 da figura anterior.

Nos casos 2 e 3, o relé pode detectar a entrada e saída por um mesmo lado. Neste caso, a oscilação tende a se estabilizar.


Ajusta-se a quantidade de vezes que se parte a característica da função 78, seja para a Característica 1 como para a Característica 2. Uma vez atingido o limite ajustável a proteção atua.

2.11 PROTEÇÃO TERRA ESTATOR 90 / 95%

Para um gerador ou motor síncrono aterrado através de alta impedância, haverá baixa corrente de curto-circuito fase-terra (da ordem de 15 A), o que muito difícil de ser detectado por proteção de sobrecorrente ou diferencial. Assim, o critério de medição direta da corrente de terra não pode ser utilizado.

Com alta impedância de aterramento, haverá suficiente tensão de seqüência zero (Deslocamento de Neutro = 3. V0) que pode ser medido de duas maneiras:

- Através do secundário de TP (delta aberto ou soma das tensões de fase).

- Através da resistência de neutro, no secundário do Transformador de Neutro.

A figura a seguir mostra o caso do Transformador de Neutro

59N VResidual

Figura 2.17 – Proteção Terra Estator com Tensão Residual de Neutro

O esquema detecta curto-circuito fase-terra em qualquer trecho, desde o enrolamento em triângulo do transformador elevador até cerca de 90 a 95% do enrolamento estatórico. Não detectará curtos próximos ao neutro.

Na figura a seguir mostra-se a utilização de tensão medida no secundário dos TP’s quando o neutro é isolado.


59N

VResidual

Figura 2.18 – Proteção Terra Estator com Tensão Residual Secundário de TP

A tensão através da proteção 59N equivale a Va + Vb + Vc = 3. V0 que é um valor relativamente grande para sistemas aterrados com alta impedância:


3.N2.RXC

XC

XCG S

ZT

ZT

ZT

ZS+

ZS-

ZS0

ZG+

ZG-

ZG0

i0

V0

Figura 2.19 – Tensão de Seqüência Zero

Note que o esquema é aplicável pois, devido à conexão DELTA do transformador elevador, as faltas a terra no lado do gerador são detectados através da tensão residual.

Terra Estator (90 a 95%) – Gerador de neutro isolado conectado a Barramento de Carga (Industrial)

Neste caso, apenas pela medição da Tensão Residual, não se consegue distinguir se o curto-circuito fase-terra ocorreu no Sistema ou no Gerador: Há necessidade de informação de corrente para se determinar o local de curto-circuito.

A figura a seguir mostra um caso típico, onde é utilizada uma Proteção Siemens 7UM62 para proteção Terra Estator. O Gerador de neutro isolado alimenta uma barra de carga, que por sua vez tem fonte de terra. Através da medição de corrente através do TC somador (toroidal) e da tensão residual, determina-se o local da falta à terra, se no sistema ou se no gerador.


Figura 2.20 – Proteção Terra Estator. Gerador em Barramento de Carga.

Neste caso, o aterramento do sistema se encontra no barramento de carga. Então, a corrente de curto-circuito através do TC toroidal depende da localização da falta, se no gerador ou no sistema. A figura a seguir ilustra o mencionado.


3.N2.RLXC

XC

XCG S

ZT

ZT

ZT

ZS+

ZS-

ZS0

ZG+

ZG-

BarraCarga

BarraCarga

V0

Figura 2.21 – Corrente de Terra para Curto-Circuito no Gerador

A função terra estator, neste caso, deve ter elemento direcional, utilizando a tensão residual do secundário do TP em delta aberto (3.V0) como referência. Quando a corrente é no sentido do gerador há atuação da função:


IE = 3.I0Direção do

Gerador

UE = U0

IE Ohmico

IE IndutivoIE Capacitivo

δ

ÂnguloDirecionalAjustável

Pickup 3.I0Ajustável

Figura 2.22 – Proteção Terra Estator / Característica Direcional.

2.12 FUNÇÃO TERRA ESTATOR 100%

Faltas a terra em pontos próximos ao neutro ou no próprio fechamento do neutro precisam ser detectados, uma vez que, no caso de um segundo curto-circuito fase-terra num outro ponto da máquina, a falta será plena, sem a limitação introduzida pelo aterramento de alta impedância.

Assim sendo para geradores de porte grande (depende do usuário e da recomendação do fabricante), se utiliza uma proteção para detectar curtos-circuitos a terra em 100% do enrolamento estatórico.

Há, basicamente, dois métodos de detecção de faltas a terra no estator:

- Utilizando medição de tensão de terceira harmônica.

- Utilizando injeção de um sinal sub-harmônico no neutro e medindo corrente correspondente.

Técnica Envolvendo a Terceira Harmônica

Componentes de terceira harmônica de tensão estão presentes nos terminais de quase todas as máquinas síncronas e sua intensidade varia de acordo com o projeto da máquina / fabricante.

Se presentes em quantidade razoável, são utilizados para medir a ocorrência de faltas a terra em pontos próximos ao neutro (0 – 30%).

A figura a seguir mostra as tensões de terceira harmônica (V3H) presentes no neutro e nos terminais da máquina síncrona típica durante as diferentes condições de carga:


Neutro

Terminal

Terminal

Neutro

+ VTH

- VTH

Terminal

+ VTH

Neutro

- VTH

A) Condição Normal deOperação

B) Curto-Circuito a Terra no Neutro C) Curto-Circuito a Terra no Terminal

Plena Carga

Sem Carga

Sem Carga

Plena Carga

Plena Carga

Sem Carga Sem Carga

Plena Carga

Figura 2.23 – Tensões de Terceira Harmônica no Neutro e nos Terminais da Máquina Síncrona

Das figuras anteriores, tem-se:

1. O nível de tensão de terceira harmônica no NEUTRO da máquina é dependente das condições de operação. Em geral a tensão (Terceira Harmônica) a plena carga é maior que a tensão (Terceira Harmônica) em vazio – mas dependendo da máquina, o inverso pode ser verdadeiro.

2. Há um ponto no enrolamento estatórico em que a tensão de terceira harmônica é zero.

3. Para um curto-circuito a terra no ponto de fechamento do NEUTRO, a tensão de terceira harmônica neste ponto torna-se zero. Para um curto-circuito próximo ao neutro, a tensão de terceira harmônica do neutro terá um valor superior a zero, porém menor que a tensão que existiria em operação.

No TERMINAL, a tensão de terceira harmônica irá crescer, com um curto-circuito no NEUTRO.

4. Para um curto-circuito a terra no TERMINAL, a tensão de terceira harmônica neste ponto torna-se zero. Para um curto-circuito próximo ao terminal, a tensão de terceira harmônica no terminal terá um valor superior a zero, porém menor que a tensão que existiria em operação.

No NEUTRO, a tensão de terceira harmônica irá crescer, com um curto-circuito no TERMINAL

5. Como a tensão de terceira harmônica irá variar, de máquina para máquina, essa tensão DEVE SER MEDIDA em condição de carga e em vazio, nos terminais e no neutro, antes de se ajustar a proteção baseada na medição dessa grandeza.


2.12.1 Terra Estator (100%) – Usando Terceira Harmônica do Neutro do Gerador

Neste esquema utiliza-se uma função de Subtensão (27) para a Tensão de Terceira Harmônica medida no Neutro do Gerador.

A figura a seguir ilustra o mencionado:

59N

VResidual

27TH

V3aHarm

59F

52

R.1 R.2

59N

Terra Estator90 / 95%

59F

27THTerra Estator100%

86

R.1 R.2

Figura 2.24– Utilização da Terceira Harmônica do Neutro da Máquina Síncrona

Ajusta-se a função 27 para não operar com tensão (Terceira Harmônica) em condição normal de operação (plena carga ou vazio), mas que opere para curtos-circuitos perto do neutro.

Na figura acima, a função 59N opera para tensão de 60 Hz (fundamental) e a função 27TH opera para 180 Hz. A combinação das funções proporciona proteção para 100% do estator (95% + 5%). Há suficiente “overlap” pois a função 27TH pode chegar a 30% do enrolamento a partir do Neutro. E geralmente, não mais que uma tensão em torno de 1% da tensão nominal será necessária para o “overlap”.

A função 27TH não deve provocar “trip” quando da partida ou parada da máquina. E também, em alguns casos, não haverá Terceira Harmônica suficiente para a função em condição “em vazio” ou carga leve. Assim, além da supervisão de tensão 59F (Vmin) mostrada na figura acima, haverá necessidade de supervisão por sobrecorrente (de fase) ou potência (Na proteção Siemens 7UM6 há Pmin e Vmin).

2.12.2 Terra Estator (100%) – Usando Terceira Harmônica através de TP’s em Delta Aberto

Neste esquema utiliza-se uma função de sobretensão 59TH para a Tensão de Terceira Harmônica medida nos terminais da Máquina, através de TP’s.

A figura a seguir ilustra o mencionado:


59N VResidual

V3aHarm

52

R.1 R.2

59N


59TH

Terra Estator100%

86

R.1 R.2

59TH

Figura 2.25– Utilização da Terceira Harmônica dos TP’s dos Terminais da Máquina Síncrona

Ajusta-se a função 59TH para não operar com tensão (Terceira Harmônica) em condição normal de operação (plena carga ou vazio), mas que opere para curtos-circuitos perto do neutro. Neste caso o ajuste pode ser mais difícil que o caso anterior.

Na figura acima, a função 59N opera para tensão de 60 Hz (fundamental) e a função 59TH opera para 180 Hz. A combinação das funções proporciona proteção para 100% do estator (95% + 5%).

A função 59TH não deve provocar “trip” quando da partida ou parada da máquina. Os níveis dependem de máquina para máquina.

Assim, haverá necessidade de supervisão por sobrecorrente (de fase) ou potência. Na proteção Siemens 7UM6 há Pmin e Vmin para supervisão.

2.12.3 Terra Estator (100%) – Usando Comparação de Tensão de Terceira Harmônica entre Neutro e Secundário de TP em Delta Aberto.

Neste esquema utiliza-se um circuito para comparar (Diferencial de Tensão) as tensões (3.V0) no neutro da máquina e no circuito residual do TP.

Não se detalha o esquema neste documento.

2.12.4 Terra Estator (100%) – Com Injeção de Sinal Sub-harmônico.

O princípio de funcionamento consiste na injeção de um sinal de tensão sub-harmônica (geralmente 1/3 ou ¼ da frequência fundamental) no neutro do Gerador Síncrono através de uma fonte independente, come medição da corrente nessa frequência.


Quando de um curto-circuito a terra no estator, essa corrente aumenta e a proteção atua. Esse tipo de princípio cobre 100% do estator e não apenas regiões próximas ao neutro, como nos casos anteriores.

A figura a seguir ilustra esse princípio:

59N VResidual

52

R.1 R.2

59N


51I

Terra Estator100%

86

R.1 R.2

51I

W

Z

W ZEntrada Alternativa

para Injeção

Injeçãode Sinal

Figura 2.26 - Injeção de Sinal Sub-Harmônico no Neutro (ou no secundário de TP capacitivo em Delta Aberto)

Vantagens deste princípio:

- Tem maior sensibilidade, com menor influência das capacitâncias na medição. Isso porque a uma frequência menor, a reatância indutiva para esse sinal é proporcionalmente menor e a reatância capacitiva é proporcionalmente maior.

- É independente da corrente de carga, tensão e frequência do sistema. Portanto, ativa durante partida e parada da máquina.

- Cobre 100% do estator.

- Auto monitorado.

As desvantagens seriam:

- Necessidade de um segundo transformador de Neutro, para injeção de sinal, caso se use o Neutro.

- Necessidade de fonte sub-harmônica e todo esquema de controle e supervisão associado.

Exemplo da Proteção Siemens 7UM6


A figura abaixo mostra uma sugestão de conexão da proteção 7UM6 da Siemens para o esquema de Injeção de Sinal Sub-Harmônico (20 Hz). É utilizada a opção de conexão no secundário em Delta Aberto de TP’s.

59N VResidual

52

W

Z

W Z

Siemens 7UM62

ISEF USEF

G20 Hz

Fonte AC ou DC

Gerador20 Hz

500 V

200 V

EntradaAlternativa

Figura 2.27– Injeção de Sinal Sub-Harmônico de 20 Hz – Proteção Siemens

Além da proteção 7UM6 para medição e trip, haverá necessidade de: 7XT33 (Gerador de 20Hz) e 7XT34 (Filtro Passa Banda). As peculiaridades técnicas dessa proteção podem ser vistas na documentação técnica do fabricante da proteção.

2.13 TERRA-ROTOR (FUNÇÃO 64R)

A proteção aqui mencionada é para aqueles sistemas de excitação com escovas e anéis para injeção de corrente contínua no campo (rotor). Não se trata de sistemas “brushless”.

O circuito do campo de uma máquina síncrona é um sistema DC não aterrado. Uma simples falta à terra nesse sistema não afetará a operação do gerador, nem produzirá qualquer efeito ou dano na máquina.

Entretanto, caso haja a ocorrência de uma segunda falta a terra nesse sistema, a porção do enrolamento do campo entre as duas faltas estará curto-circuitado, produzindo fluxos desbalanceados nos entre-ferros da máquina. Os fluxos desbalanceados produzem forças magnéticas desbalanceadas com conseqüente vibração e danos. Haverá também desbalanço de corrente com temperaturas desbalanceadas e aquecimento do ferro do rotor.

Com a atuação da proteção “Terra-Rotor”, que detectará a primeira falta a terra no campo, tem-se as seguintes alternativas:

1. Providenciar desligamento automático e imediato do gerador e abertura do disjuntor do campo.


2. Providenciar apenas alarme, sendo que as providências de parada da máquina seriam manuais e controladas.

Há várias linhas de ação entre as concessionárias e os usuários industriais. O desligamento automático imediato é menos comum. A bibliografia [5] informa que cerca de 82% das máquinas pesquisadas utilizam esse tipo de proteção e cerca de 30% dos que utilizam providenciam desligamento automático com a atuação dessa proteção.

2.13.1 Princípios Utilizados

A figura a seguir mostra três princípios de funcionamento dessa proteção:

EXCITATRIZ64R EXCITA

TRIZ

64R

FonteAC

EXCITATRIZ

64R

FonteAC

Método de Injeção deSinal AC

Método de Injeção deSinal DC

Método de Divisão deTensão

Figura 2.28– Princípios da Proteção Terra-Rotor

Eventualmente seria conveniente que o eixo do rotor (ligado ao ferro) seja aterrado através de escova, uma vez que o filme de óleo introduz resistência suficiente para tirar a sensibilidade da proteção.

EXCITATRIZ

Escova deAterramento

Enrolamentodo Campo

Ferro

Figura 2.30– Aterramento do Eixo através de Escova

Uma temporização de 2 a 3 s é introduzida na proteção 64R para evitar atuações intempestivas por desbalanço transitórios, momentâneos (causados por exemplo por tiristores do retificador).


Uma proteção de retaguarda para a função 64R seria um dispositivo de detecção de vibração.

Método da Divisão de Tensão

A primeira técnica é conectar resistor em paralelo com o campo. O ponto central do resistor é aterrado através de um relé de sobrecorrente DC sensível. Quando de curto-circuito a terra no enrolamento rotórico, haverá corrente através do relé que deverá atuar.

Note que neste princípio, havendo uma falta a terra no “ponto central” do enrolamento estatórico, não haverá corrente pelo relé, caracterizando um ponto cego. Há algumas sofisticações como utilizar varistores e resistores ao invés de simples resistor com ponto central, para tentar evitar esse ponto cego.

Método de Injeção de Sinal AC

A segunda técnica consiste em aplicar uma fonte de tensão AC através de um ponto do enrolamento do campo. Havendo terra em algum ponto, uma corrente AC irá circular no relé (64) provocando sua atuação.

Método de Injeção de Sinal DC

A terceira técnica consiste em aplicar uma tensão DC ao invés de AC, através de um ponto do enrolamento do campo. Havendo terra em algum ponto, uma corrente irá circular no relé (64) provocando sua atuação.


2.13.2 Função 64R da Proteção Siemens 7UM6

A figura a seguir mostra a função 64R da proteção Siemens 7UM6, com o princípio de injeção de tensão AC. Note que há necessidade de dispositivo adicional 7XR61 e resistores 3PP13:

Figura 2.31– Função 64R da Proteção Siemens 7UM6

A função determina o valor da resistência para terra do circuito do campo RE através de UE e IE. Em condições normais, o sistema aplica entre 36 e 45 Volts através do dispositivo de acoplamento 7XR61 e a corrente em condição normal de operação é de apenas alguns mA.

A função calcula o RE levando em conta a capacitância do sistema, a resistência existente do sistema. Tem filtros para minimizar o efeito das harmônicas introduzidas pelo circuito retificador. Tem sensibilidade para detectar resistência até em torno de 30 kΩ. Ajuste típico: Alarme 10 kΩ e trip 2 kΩ.


2.13.3 Função 64R – 1/3 Hz da Proteção Siemens 7UM6

A figura a seguir mostra a função 64R-1/3 Hz da proteção Siemens 7UM6, que apresenta alta sensibilidade (maior que a anterior) e é aplicada para grandes geradores.

Figura 2.32– Função 64R-1/3 Hz da Proteção Siemens 7UM6

Há a injeção de tensão DC de aproximadamente 50 V que é revertida de 1 a 4 vezes por segundo. Há necessidade de dispositivo controlador 7XT71 para gerar a tensão reversível e a unidade de resistores 7XR6004.

No relé 7UM6, grandezas proporcionais à tensão injetada e a corrente correspondente são controladas e medidas através dos transdutores TD1 e TD2 respectivamente.

A cada variação da tensão injetada, há corrente de carga das capacitâncias do circuito do campo CE/2. A corrente cai a zero após a carga. E assim sucessivamente. No caso de um curto-circuito a terra no enrolamento rotórico, haverá corrente continuamente.

Figura 2.33– Princípio de Funcionamento - 64R-1/3 Hz


2.14 SOBRE-EXCITAÇÃO (FUNÇÃO 24) E SOBRETENSÃO (FUNÇÃO 59)

A função 24 (V/Hz) é utilizada para proteger geradores e transformadores contra níveis excessivos de densidade de fluxo magnético.

A função 59 é utilizada para proteger equipamentos contra estresse na isolação provocada por excesso de tensão. Uma sobretensão sem sobre-excitação pode ocorrer para um gerador com sobrevelocidade (rejeição de carga), quando a relação V/Hz permanece.

As limitações dos equipamentos são importantes para se determinar os ajustes das funções V/Hz. A figura a seguir mostram os limites para gerador e transformador.

0,01 0,1 1 10 100 1000

1,40

1,30

1,20

1,10

V/Hz (pu)

Tempo (m)

Gerador Típico

0,01 0,1 1 10 100 1000

1,40

1,30

1,20

1,10

V/Hz (pu)

Tempo (m)

Transformador Típico

0,01 0,1 1 10 100 1000

1,40

1,30

1,20

1,10

V/Hz (pu)

Tempo (m)

Grupo Gerador. Curva do TRna mesma base do Gerador

Figura 2.34– Limites dos Equipamentos para Sobreexcitação

É comum a aplicação da função 24, principalmente para Grupos Geradores – Transformadores com potência em torno de 100 MVA ou superior. Para geradores pequenos e médios, uma pesquisa da bibliografia [5] mostra que a função não é utilizada.

O importante é que as características dessa função devem cobrir as limitações dos equipamentos. A figura a seguir mostra características possíveis de proteção, cobrindo os limites:


0,01 0,1 1 10 100 1000

1,40

1,30

1,20

1,10

V/Hz (pu)

Tempo (m)

TempoDefinido

TempoInverso

0,01 0,1 1 10 100 1000

1,40

1,30

1,20

1,10

V/Hz (pu)

Tempo (m)

TempoDefinido

Figura 2.35– Característica Ideal de Proteção da Função 24

Grande parte (60%) das grandes máquinas já em operação utilizam dois elementos de tempo definido. Mas isso se devia à limitação tecnológica do relé de proteção.

O ideal é a característica de proteção combinando curvas que possam cobrir os limites (tempo definido e tempo inverso).

Proteção Siemens 7UM6

A figura a seguir mostra a característica da função 24 da proteção Siemens:

Figura 2.36– Característica da Função 24 – Proteção Siemens


Note que a figura é desenhada com U/f (V/Hz) no eixo horizontal. Nota-se a característica de tempo definido ajustado um pouco acima de 1,3 p.u.

Nesta proteção a característica de tempo inverso é montada através de 8 pares de valores de característica térmica que modela o aquecimento que a sobre-excitação provoca sobre o equipamento protegido.

Assim, conhecendo a característica do gerador ou do conjunto gerador / transformador, pode-se fazer uma modelagem, com os 8 valores constituindo a característica de tempo inverso mostrada na figura.

Sobretensão (59)

Pode-se aplicar função de sobretensão sob as seguintes condições:

- O ajuste deve ser maior que a máxima tensão normal de operação.

- A função deve ser temporizada, com característica de tempo definido ou de tempo inverso, para dar tempo à atuação do regulador de velocidade em casos de variação momentânea.

- Uma função instantânea pode ser ajustada para sobretensão severa.

2.15 SUBTENSÃO (FUNÇÃO 27)

Não se aplica, para fins de proteção.

2.16 FREQUÊNCIA (FUNÇÃO 81)

Limitação de operação para gerador síncrono.

Sobrefrequência

Há aumento de ventilação. A densidade de fluxo magnético a uma dada tensão nos terminais é reduzida. Assim, não há aumento de temperatura desde que os níveis de tensão e a potência nominal sejam mantidos.

Sub-frequência

Não há fortes restrições (normas) para gerador elétrico operando a baixa frequência. Mas sabe-se que, à baixa frequência:

- Há redução de ventilação – portanto, há redução de kVA.

- É quase sempre acompanhada com sobrecarga (portanto, alta corrente de estator).

E também, para sub-frequência, pode haver excessiva densidade de fluxo (V/Hz), o que já foi visto.

Limitação de operação para turbinas a vapor.


A figura a seguir mostra as limitações de frequência para uma típica turbina a vapor:

100501050,5 10,10,050,010,001 0,005

60

61

62

59

58

57

56

Hz

t[minutos]

Limites de FrequênciaTempo Restrito de Operação

Limites de FrequênciaTempo Restrito de Operação

Operação Proibída

Operação Proibída

Operação Contínua

Figura 2.37– Limites de Operação para Sobre e Sub Frequência – Típica Turbina a Vapor.

O problema pode ser particularmente grave para CORRENTE DE SEQUÊNCIA NEGATIVA no estator, com freqüências torcionais (lâminas) a cerca de 120 Hz.

A função de SOBREFREQUÊNCIA geralmente não precisa ser aplicada pois há o regulador de velocidade e também a atuação do operador que evitam que sejam atingidas sobrefrequências perigosas. E também há a proteção de sobrevelocidade da turbina.

Maior atenção deve ser dada à proteção de SUB-FREQUÊNCIA. Relés de frequência devem ser aplicados e ajustados, considerando:

- Valores de “trip” e temporizações com base nos limites especificados pelo fabricante da turbina. Valores de “alarme” ao operador, condizentes com a turbina.

- Coordenação com valores de “trip” para esquemas de rejeição de carga existentes na planta ou na região (se for o caso).

- A proteção deve estar em operação mesmo que a turbina + gerador estejam alimentando apenas o serviço auxiliar da planta.

Serviço Auxiliar de uma Planta Térmica

A capacidade de um sistema de suprimento de vapor permanecer em operação por períodos de sub-frequência depende da margem disponível na capacidade dos MOTORES e cargas acionadas por esses motores.

Os equipamentos auxiliares mais limitados são, geralmente, as bombas do gerador de vapor, bombas de circulação de água bombas de condensadores, pois cada porcento de perda na velocidade (frequência) há a correspondente perda percentual na capacidade das bombas.


Assim, a frequência mínima com que uma planta pode operar continuamente não depende apenas das turbinas e suas características, mas também de todo o serviço auxiliar, que depende de planta para planta.

O uso de relés de frequência para esse tipo de refinamento na proteção é desejável para usinas termoelétricas.

Serviço Auxiliar de uma Usina Nuclear

A limitação do serviço auxiliar em condição de sub-frequência para uma planta nuclear é mais delicado e há diferença de respostas para usinas com diferentes tipos de reatores. Por exemplo, reator de água pressurizada (PWR) e reator de água fervente (BWR). Não é objetivo deste curso detalhar a proteção dessas instalações. Mas fica aqui registrado que o problema da redução das capacidades das diversas bombas por sub-tensão e sub-frequência é um problema sério.

Turbina a Gás

As limitações para turbinas a combustão (CTG) são similares, em muitos aspectos, às limitações das turbinas a vapor. Há porém algumas diferenças que podem implicar em proteções diferentes.

As turbinas a gás, em geral, têm maior capacidade de operação à baixa frequência que as turbinas a vapor. Assim, o ajuste de frequência para trip pode ter um valor menor que o da turbina a vapor.

Unidades Combinadas

Em plantas com unidades combinadas de turbinas a vapor e a gás, deverá haver uma proteção de sub-frequência para CADA unidade, cada um com ajustes referentes às suas respectivas características. Ou, eventualmente, pode-se adotar o valor de maior frequência.

Geradores Hidroelétricos

Não se usa relés ou funções de sub-frequência para proteção de unidades geradoras em plantas hidroelétricas.

Relés ou funções de sobrefrequência podem ser usados, opcionalmente, como retaguarda para dispositivos de sobrevelocidade.

2.17 FUNÇÃO “JUMP OF VOLTAGE VECTOR”

Aplicação: Proteção de geradores (industriais ou comerciais ou co-geradores) conectados à rede da concessionária.

Quando de um gerador alimentando uma carga local e também operando em paralelo com a rede elétrica da concessionária, há o risco de dano nesse gerador quando de abertura da


interligação seguida de religamento automático pela concessionária. O gerador pode estar fora de sincronismo e o religamento pode danificá-lo.

A chamada proteção ‘Jump of Voltage Vector” disponível na proteção Siemens 7UM6 serve para detectar essa situação e desligar o gerador.

A figura a seguir mostra as tensões no terminal do gerador, portanto, na carga local, antes e após a abertura do alimentador da concessionária.

Observa-se que há um deslocamento de ângulo ∆Φ após o desligamento do alimentador da concessionária. A função detecta essa variação (ajustável) para desligar o disjuntor do gerador.

Zrede ZredeZcarga ZcargaZgerZger

E E

U’∆U

∆U’

I1 I2

U

∆U

E

U

∆U

E

U

U’∆Φ

Φ

∆U’

Figura 2.38– Vetor de Tensão após uma Rejeição de Carga

2.18 SUPERVISÃO DE CIRCUITO DE TP

TP’s são aplicados, geralmente, com a conexão estrela aterrada / estrela aterrada. A falha de TP ou a falta de sinal no secundário do TP pode ocorrer por diversas causas. Curtos-circuitos ou circuitos abertos na fiação AC, fusível rompido, etc.

A falta de sinal de TP pode provocar conseqüências graves para gerador ou motor síncrono, uma vez que o regulador de tensão baseia sua atuação no sinal recebido do TP. A própria proteção (tensão, frequência, potência, direcional, impedância, falha de excitação, sobre-excitação, etc.) fica prejudicada.


Nos geradores maiores é prática comum o uso de dois conjuntos de TPs para a zona de proteção do gerador. Geralmente há chaves fusíveis nos secundários. Em alguns TP’s há fusíveis também no lado primário.

Através de algum circuito lógico, uma falta no TP pode ser detectado. No caso de detecção, o regulador de tensão deve ser passado de automático para manual e todas as proteções que dependem de tensão devem ser bloqueadas.

2.18.1 Método de Detecção por Comparação de Tensão

É o método mais comum para detectar perda de sinal de TP que, como mostra a figura a seguir, compara as tensões trifásicas dos secundários dos dois conjuntos de TP’s disponíveis:

G

60

ParaAVR

ParaProteção

Figura 2.39– Aplicação de Função de Balanço de Tensão

Esta função é, geralmente, ajustada para um desbalanço de tensão de cerca de 15% entre os TP’s e não simplesmente a detecção de falta de tensão de um dos lados (100%). Isso, para detectar resistência de mau contato (ex, borneira).

2.18.2 Detecção de Falha de TP utilizando Componentes Simétricas

É um método relativamente moderno que faz uso da relação entre as componentes seqüências de tensão e corrente que podem ocorrer durante uma falta de fase.

Quando um sinal de TP é perdido, a tensão trifásica no secundário torna-se desbalanceada. Conseqüentemente, uma tensão de seqüência negativa é produzida. A tensão de seqüência positiva diminui de valor. Para fazer uma distinção entre falha de TP e falha no circuito protegido (sem problema no TP), as correntes seqüenciais também são verificadas. Verifica-se que se trata de um método facilmente implementado por proteções de tecnologia digital microprocessada.

Esse tipo de verificação ou detecção de falha de TP deve ser utilizado quando há apenas um conjunto de TP’s para o circuito do gerador.


2.19 PROTEÇÃO CONTRA ENERGIZAÇÃO ACIDENTAL DE GERADOR

Há várias funções que já fazem parte do sistema de proteção da máquina síncrona que podem detectar, ou podem ser ajustadas para detectar uma energização acidental do gerador. São eles:

• Proteção 40 – Perda de Campo.

• Proteção 32R – Potência Reversa / Retorno de Energia.

• Proteção 46 – Seqüência Negativa / Desbalanço.

• 50BF – Falha de Disjuntor.

• Proteções de retaguarda, como 51, 51V.

Entretanto, é prática comum a retirada de operação das proteções quando um gerador encontra-se desligado, fora de serviço. Alguns usuários retiram fusíveis de TP. De qualquer modo, as funções 40, 32R, 59, etc. dependem da tensão do TP do gerador para operar.

Assim, é recomendável que haja esquema dedicado para a detecção de energização acidental de gerador. Cuidado deve ser tomado na implementação desse esquema, uma vez que a tensão auxiliar DC não pode ser removida da proteção e de seu circuito de comando quando o gerador encontra-se fora de operação. As bibliografias [4] e [5] mostram vários desses esquemas.

A figura a seguir mostra um desses esquemas:

G

Gerador

TRSA60

81

50

TransformadorElevador

81x 86

3

Drop OutTemporizado

81

60

81x

50

86

Figura 2.40– Proteção para Energização Acidental de Gerador


O relé de frequência identifica quando o gerador está fora de operação. Seu ajuste deve estar bem abaixo da frequência da frequência de operação, mesmo em condição de emergência. Seu contato NF deve permanecer fechado mesmo com a tensão do TP indo a zero. O relé auxiliar 81x deve ter “drop-out” temporizado, isto é, deve permanecer fechado por um tempo após o aparecimento de tensão no TP, com frequência próxima a nominal.

O relé 50 deve ser sensível o suficiente para detectar todas as correntes previstas de energização acidental.

Esse tipo de proteção não protege contra energização acidental de uma fase.

PROTEÇÃO DE GERADORES Esquemas de Proteção 67 de 76

3. ESQUEMAS DE PROTEÇÃO

3.1 INTRODUÇÃO

O presente capítulo tem a finalidade de apresentar esquemas de proteção para geradores síncronos. As aplicações aqui mostradas cobrem as situações usuais de aplicação de geradores e não cobrem todas as situações possíveis. Assim sendo, têm caráter geral.

Geradores comerciais e industriais ou de co-geração têm potências variando de valores inferiores a 500 kVA até 50 MVA, com tensão de geração entre 480 V e 13.800 V de linha e conectados diretamente sem transformador elevador.

As aplicações incluem:

- Gerador de emergência (“standby”).

- Co-geração.

- Produção Independente.

- Outras.

Máquinas em usinas de geração de energia elétrica têm potências, em geral, a partir de 20 MVA com tensão de geração de 13.800 V a 20.000 V e conectados através de transformador elevador ao sistema de transmissão de energia elétrica.

A aplicação da proteção e o grau de complexidade dependem do custo e da importância relativa da máquina protegida no sistema ao qual está inserido.

3.2 PEQUENOS GERADORES

Alguns fabricantes definem “pequeno gerador” como sendo aquele com potência até 500 kW com tensão até 5 kV. Outros incluem geradores de até 1.000 kW com tensão até 2,4 kV. Note que a classificação é bastante relativa.

Para esses geradores até 500 kW, a proteção mínima recomendada é constituída das seguintes funções que não usam TP’s:

• Sobrecorrente de Fase (51)

• Sobrecorrente de Terra (51N) usando circuito residual de TC’s ou (51G) usando TC toroidal. Ou ainda 51G em TC de neutro.

• Desbalanço de corrente – Seqüência Negativa (46).

• Sobrecarga térmica (49).

A figura a seguir mostra o esquema para caso de gerador solidamente aterrado e gerador aterrado através de resistência:


G G

51N51 46 49

7SJ6051N51 46 49

7SJ60

alNo

NN Ia

VR

min).0,15,0.(3=

Opção:Do TC Janela ( para 51G)

Figura 3.01– Esquema de Proteção de Pequeno Gerador (Até 500 kVA)

Ainda para pequenos geradores, porém na faixa até ou em torno de 1.000 kW, recomenda-se:

• Sobrecorrente de Fase (51) ou Sobrecorrente Supervisionada por Tensão (51V).

• Sobrecorrente de Terra (51N) usando circuito residual de TC’s ou (51G) usando TC toroidal. Ou ainda 51G em TC de neutro.

• Desbalanço de corrente – Seqüência Negativa (46).

• Sobrecarga térmica (49).

• Terra Rotor (64R)

• Retorno de Energia (32R)

• Perda de Campo (40)

Note que agora há, adicionalmente, uma proteção para o campo e duas funções que necessitam de TP’s (bastariam 02).

Atenção

Deve-se salientar que o uso das funções 40 e 46 depende da filosofia proposta ou sugerida pelo fabricante do gerador. Há fabricante de gerador que recomenda essas funções apenas a partir de 5.000 kW. Também o uso da função 64R para geradores em torno de 1.000 kW não é generalizado.

A figura a seguir mostra o esquema:


G

32R51 46 40

7UM611Padrão

64R

49

51G

Outras funções disponíveis:

7UM611 Básico: 59N, 67G, 51V, 67, 59, 27, 81, 24, 60FL.7UM611 Padrão: 74, 32F, 50BF, 50/27, 59 3H 21

Figura 3.02– Esquema de Proteção de Pequeno Gerador (até ou em torno de 1.000 kVA)

Há muitas alternativas de composição de funções, dependendo da disponibilidade de relés. A figura a seguir ilustra o conceito de alternativas:

G

32R51

7UM611Básico

64R

51G


7UM611 Básico: 59N, 67G, 51V, 67, 59, 27, 81, 24, 60FL.7UM611 Padrão: 40, 46, 74, 32F, 50BF, 50/27, 59 3H 21

51 46 7SJ60

49

Figura 3.03– Esquema de Proteção de Pequeno Gerador (até ou em torno de 1.000 kVA) – Alternativa.


3.3 GERADORES MÉDIOS CONECTADOS DIRETAMENTE À BARRA

Para fins do presente estudo, vamos considerar gerador médio como sendo aquele com potência entre 1.000 e 5.000 kW. Note, novamente, que a classificação é bastante relativa. Nesta faixa de potência há muitas opções de proteção que dependem de:

- Cultura técnica de um país ou região.

- Fabricante do gerador e/ou da turbina.

- Tecnologia disponível.

Os esquemas a seguir baseiam-se no documento Siemens – “Protection and Substation Control” da série “Siemens Power Engineering Guide – Transmission & Distribution”. Note que os esquemas sugerem o uso das funções 40 e 46. Há, porém, filosofias que sugerem uso das funções 40 e 46 apenas a partir de 5.000 kW.

A figura a seguir mostra um esquema sugerido para Gerador entre 1.000 e 5.000 kW com neutro aterrado por meio de resistência:

G

7UM611Padrão

64R

51G


7UM611 Básico: 59N, 67G, 51V, 67, 24, 60FL.7UM611 Padrão: 74, 32F, 50BF, 50/27, 59 3H, 21

87G

51 46 49 7SJ60

32R51 46 40 49

27

59

81

7UT51ou

7VH83 59 e 81 apenasnecessário se turbinae regulador de tensãoe velocidade permitempossibilidade desobrevelocidade esobretensão.

Figura 3.04– Esquema de Proteção de Gerador Médio (> 1.000 kW) com Neutro Aterrado por Resistência

A função 21 pode ser aplicada sempre que houver 03 TP’s em estrela aterrada. A função é conectada nos TC’s de fase do lado do neutro.


A figura a seguir mostra uma alternativa para o mesmo Gerador:

G

7UM611Básico

64R

51G


7UM611 Básico: 59N, 67G, 51V, 67, 24, 60FL.7UM611 Padrão: 74, 32F, 40, 46, 50BF, 50/27, 59 3H, 21

87G

32R51 49

27

59

81

7UT51ou

7VH83

51 46 7SJ60

59 e 81 apenasnecessário se turbinae regulador de tensãoe velocidade permitempossibilidade desobrevelocidade esobretensão.

Figura 3.05– Esquema de Proteção de Gerador Médio (> 1.000 kW) com Neutro Aterrado por Resistência – Alternativa

E afigura a seguir mostra um esquema sugerido para Gerador entre 1.000 e 5.000 kW com neutro isolado ou com altíssima impedância (por exemplo, um TP monofásico):

G

7UM611Padrão

64R


7UM611 Básico: 51V, 67, 24,60FL.

7UM611 Padrão: 74, 32F,50BF, 50/27, 59 3H, 21

87G

32R51

27 59 81

7UT51ou

7VH83

TR Aterramento.Projetado para 20s detensão de delta aberto.Disjuntor 52 é abertoretirando a resistênciade carga, evitandosobrecarga.

52

59G

62

VU N

3500/

3100/

3

46 40

67G

59G

TP MonofásicoAlta Impedância

3.V0

Opção ao TP(terciário emdelta aberto)

Válido durante a partida -Disjuntor aberto

Figura 3.06– Esquema de Proteção de Gerador Médio (> 1.000 kW) com Neutro Isolado


A título de ilustração quanto à grande variedade de filosofias, apresenta-se a tabela a seguir, que foi tirada de uma referência industrial e mostra uma outra filosofia com relação à função 32R:

Tipo de Falta ou Distúrbio

Geradores Industriais ou Comerciais de 2 a 13,8 kV com potência igual ou

superior a 1 MW.

PROTEÇÃO POR RELÉS

Sobrecarga Térmica Essencial, uma por máquina.

Curto-circuito na rede Essencial, uma por máquina.

Curto-circuito no estator (entre fases) Essencial, uma por máquina.

Curto-circuito no estator (a Terra) Essencial, uma por máquina.

Curto-circuito no estator (entre espiras) Não essencial

Sobretensão Uma para a instalação industrial

Carga Desbalanceada Essencial, uma por máquina.

Perda de Campo ou Perda de Sincronismo Essencial, uma por máquina.

Falta a Terra no Rotor Essencial, uma por máquina. Para máquinas “slip-ring” (anel escova).

Subtensão Uma para a instalação industrial

Sobre ou sub-frequência Não essencial

Reversão de Potência Não essencial

Supervisão de Partida Essencial, uma por máquina.

3.4 GRUPOS GERADORES-TRANSFORMADORES

Para fins do presente estudo, vamos considerar grupos geradores / transformadores de média potência, aqueles constituídos de unidades de até cerca de 20.000 kW e como grandes aqueles superiores a 20.000 kW.

Também nessa condição há muitas opções de proteção que dependem daqueles fatores já mencionados.

A figura a seguir mostra um esquema típico de proteção para um grupo gerador – transformador:


G 64R

87U

32R 24

59

81

46

87G

50/51 50/51N 87T

59GN

51GN

51V21

78 40

49S

> 5 ou 10 MW

opcional

49

60

Figura 3.07– Esquema Típico para Grupo Gerador Transformador

3.5 COMENTÁRIOS

3.5.1 Esquema de Proteção

O esquema é baseado na necessidade de proteção contra as anomalias que podem afetar a operação normal do gerador ou grupo gerador-transformador. O estudo das anormalidades e das funções de proteção, como mostradas nos capítulos 1 a 2 desta apostila, permitem avaliar a importância de cada função de proteção.


Quanto mais caro o equipamento protegido, mais se justifica a aplicação de proteção.

A documentação técnica dos fabricantes de geradores e turbinas, bem como a dos fabricantes de sistemas de proteção, constituem-se nas melhores fontes de referência para determinar o esquema adequado para cada situação.

3.5.2 Redundância

Pode-se ter quase a totalidade das funções de proteção do Gerador numa única proteção multifuncional. E pode-se, também, ter a totalidade das funções de proteção do Transformador numa única proteção multifuncional.

Entretanto, não se recomenda, para grandes ou médios geradores, fazer a proteção com um único relé. Há necessidade de redundância para uma melhor confiabilidade (“dependabilidade”). A tabela a seguir mostra exemplos de redundância:

Caso Gerador Transformador TR Auxiliar

Grupo Gerador Grande, com TR Auxiliar

02 relés 7UM 622

(primária e alternada)

7UT6 + Retaguarda

(multifuncional) + (retaguarda)

7UT6 + Retaguarda

Grupo Gerador 20 MW

02 relés 7UM 621

(primária e alternada)

Grupo Gerador 5 a 10 MW

02 relés

7UM 621 Básico

7UM 612 Padrão

3.5.3 Algumas Limitações de Algumas Funções de Proteção

A tabela a seguir mostra algumas limitações de algumas funções de proteção:

Função Limitações Observação Diferencial do Gerador (87G)

Sensibilidade de 5 a 10% de diferença de corrente.

Saturação de TC.

Sobre-excitação e Inrush.

As limitações quanto a saturação de TC, sobre-excitação e Inrush são minimizadas com a aplicação de proteção com tecnologia digital microprocessada.

Diferencial do Grupo (87U)

Sensibilidade de 25 a 30% de diferença de corrente.

Saturação de TC.

Sobre-excitação e Inrush.

As limitações quanto a saturação de TC, sobre-excitação e Inrush são minimizadas com a aplicação de proteção com tecnologia digital microprocessada.

Impedância Faltas com alta resistência de contato.

Alcance limitado para incluir o TR elevador.

O problema do alcance é minimizado com o uso de proteção digital que permite várias zonas de alcance com temporizações distintas.


Função Limitações Observação

Sobrecorrente Sensibilidade limitada pela relação dos TC’s e faixa de ajustes.

Não detecta, por conseqüência, baixas correntes de curto-circuito.

Limitações menores para relés digitais, em virtude da maior sensibilidade disponível e opção de sobrecorrente de terra de alta sensibilidade.

Sobretensão Eventual ressonância no secundário. Relés digitais, desde que bem especificados, atuam apenas para frequência fundamental.

Perda de Excitação Oscilação de Potência x Perda de Campo.

Situações difíceis de serem diferenciadas.

O uso de modernas funções em relés digitais permitem melhor discriminação.

Terra Estator Oscilação em TP.

Nível de terceira harmônica.

Modernos relés digitais apresentam funções com princípios melhor elaborados e maior precisão.

Seqüência Negativa Dificuldade de determinação de nível de desbalanço e problema de sintonia do filtro de seqüência negativa.

Não há problema de filtro para relés digitais.

Terra Rotor Intermitência.

Capacitâncias.

Resolvido por temporização adequada.

Relés digitais permitem melhor discriminação de falta a terra, mesmo com capacitâncias e altas resistências.

PROTEÇÃO DE GERADORES Bibliografia 76 de 76

4. BIBLIOGRAFIA

[1] Skilling, H. H. – “Electromechanics” – John Wiley & Sons, Inc. 1966.

[2] ANSI/IEEE C.37.96 – 1988. “Guide for AC Motor Protection”

[3] ANSI/IEEE C.37.101 – 1985. “Guide for Generator Ground Protection”

[4] ANSI/IEEE C.37.102 – 1987. “Guide for AC Generator Protection”

[5] IEEE Tutorial on the “Protection of Synchronous Generators – Cmpliments of Beckwith Electric, Co. – 95 TP 102

[6] STROMBERG – “Application Guide for Protection of Synchronous Machines” – A-T 55.5200 EN1, 1982.

[7] Siemens – Documentação técnica de relés de proteção.

[8] MOZINA, Charles J. – “Power Plant Horror Stories” – Beckwith Electric Co., Inc.

[9] Mason, C. Russell – “The Art and Science of Protective Relaying” - John Wiley & Sons, Inc. & GE Company, 1956

[10] Grigsby, L. L. (Editor-in-Chief) – “The Electric Power Engineering Handbook. – CRC Press / IEEE Press, 2001.

Edição 2

São Paulo, 20 de julho de 2004.

84405160 apostila protecao de geradores

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