proteção de geradores

Proteção de GeradoresCondições Anormais de Operação

Paulo Lima

Engenharia de Aplicação e Suporte Técnico

• Proteção térmica

• Correntes desequilibradas

• Sobreexcitação e sobretensão

• Perda de campo

• Perda de sincronismo

• Funções de retaguarda

Agenda

• Sobrecarga no gerador

• Falha nos sistemas de refrigeração

• Pontos quentes localizados causados por:

▪ Falha de isolação nas lâminas do núcleo

▪ Falha de isolação no enrolamento

Proteção TérmicaCausas

SobrecargaSuportabilidade do Gerador para Sobrecarga

• Tipos: RTD e PTC

• Localização:

▪ Embutidos no meio do enrolamento, em canais de circulação

de ar refrigerante, entre as barras condutoras superior e

inferior

▪ Embutidos entre as barras tubulares do estator com saída de

líquido refrigerante

▪ Embutidos em mancais

Sensores de Temperatura

Sensores de Temperatura

Imagem Térmica

( )

2 2

22 ln

P

NOM

I IT

I k I

−= −

Elemento de Desequilíbrio de Corrente

Correntes Desequilibradas no Gerador

Produz correntes de sequência negativa que:

▪ Causa fluxo magnético que gira em oposição ao rotor

▪ Induz correntes de dupla frequência no rotor, maior frequência

Danos Causados pela Corrente de Sequência-Negativa

• Danos nas bordas do rotor devido ao aquecimento

por I22R

• Danos nos anéis de retenção do rotor devido ao

aquecimento por I22R

• Resulta num tempo elevado para reparos com o

gerador fora de serviço

Causas das Correntes Desequilibradas

• Transformadores monofásicos

• Linhas de transmissão sem transposição

• Cargas desequilibradas

• Faltas desequilibradas no sistema

• Condutor aberto

Suportabilidade de Sequência-Negativa

Continuamente

Tipo do Gerador I2 Max %

Pólos Salientes (C50.12)

Enrolamentos amortecedores conectados 10

Enrolamentos amortecedores desconectados 5

Pólos Lisos (C50.13)

Refrigeração indireta 10

Refrigeração direta, até 350 MVA 8

351 a 1250 MVA 8

1251 a 1600 MVA 5


Tempo Curto

Tipo de Gerador I22t Max %

Pólos Salientes (C37.102) 40

Condensador Síncrono (C37.102) 30

Pólos Lisos (C50.13)

Indiretamente Refrigerado 30

Diretamente Refrigerado até 800 MVA 10

Direto. Refrigerado, 801-1,600MVA →

22 2I t K=


Tempo Curto

Com I em por unidade, para um gerador de 13,8 kV, 68,9 MVA

Exemplo da Curva de Danos de Tempo Curto para Sequência-Negativa

22 2 10 sI t K= =

Sobrecorrente de Sequência-Negativa

Proteção de Sobrecorrente de Sequência-Negativa

Desbalanço de CorrenteRequisitos Mínimos de Trip

• Trip nos disjuntores principais do gerador

• Trip no disjuntor da excitatriz *

• Trip na Turbina *

• Transferência dos Circuitos Auxiliares *

Sobreexcitação e Sobretensão

Saturação Magnética

• Fluxo alinha domínios magnéticos (dipolos) no ferro

• A saturação ocorre quando:

▪ A densidade máxima de fluxo é atingida

▪ Todos os dipolos estão alinhados

• Saturação causa redução da permeabilidade

Efeitos da Sobreexcitação

• Núcleo fica saturado

• Fluxo flui em componentes não laminados

• Altas correntes parasitas nas extremidades do núcleo

• Maior dano nas extremidades do núcleo

Caminho do Fluxo SobreexcitadoVista Lateral

Caminho do Fluxo SobreexcitadoVista Frontal

Danos Causados pelas Correntes de Eddy

• Aquecimento do núcleo devido a perdas I²*R

• Tensão elevada degrada o isolamento fino

• Dano do núcleo de ferro

▪ Danos podem ocorrer em segundos

▪ Núcleo danificado é muito caro para consertar

Medição da Densidade de Fluxo

• Monitorar a densidade de fluxo é essencial

• Medir a densidade de fluxo diretamente não é

prático

• Medições alternativas

▪ Densidade de fluxo proporcional à tensão

▪ Densidade de fluxo inversamente proporcional à

frequência

Método de Detecção Preferencial

Relé de proteção baseado em tensão e frequência

▪ Relé com função volts/hertz (24)

▪ Método preferido para proteger geradores e

transformadores

Causas de Sobreexcitação

• Controle manual durante a partida da máquina

• Queima de fusíveis do TP

• Conexões incorretas do TP

• Medição ou indicação com defeito

• Falha no regulador ou na excitação

• Perda de geração ou de carga

• Sem Carga

▪ 1.05 p.u. na base do gerador

• Plena carga

▪ 1.05 p.u. na base do gerador

Norma ANSI/IEEE C50.13

Limites de SobreexcitaçãoContínua do Gerador

• Sem carga

▪ 1.10 p.u. na base do transformador

• Plena carga

▪ 1.05 p.u. na base do secundário do transformador

com carga nominal e fator de potência igual a 0.8, ou

maior

Norma ANSI/IEEE C57.12.00

Limites de SobreexcitaçãoContínua do Transformador

Proteção: Volts/Hertz (24)

Tempo-Definido com Dois Níveis

Time (Minutes)

Generator Limit Curve

Transformer Limit Curve

on Generator Voltage Base

0.01 0.1 1.0 10 100 1000

100

110

120

130

140

Vo

lts/H

ert

z (

Pe

rce

nta

ge

)

Relay

Characteristic

24D2P2 = 118%

24D2D2 = 6 s

24D2P1 = 110%

24D2D1 = 60 s

Proteção de Sobreexcitação

Proteção de Tempo-Definido e Tempo-Inverso

.001 .01 0.1 1.0 10 100

100

110

120

130

140V

olts/H

ert

z (

%)

1000

Característica

do Relé

Tempo (Minutos)

Curva do Limite do Transformador

na Base de Tensão do Gerador

.001 .01 0.1 1.0 10 100

100

110

120

130

140V

olts/H

ert

z (

%)

1000

Pickup=108%

118

1.2 s

Curva de Proteção Recomendada

pelo Fabricante do Gerador

Proteção de Sobretensão (59)

• A sobretensão pode ocorrer sem sobreexcitação

quando a tensão e a frequência aumentam

proporcionalmente

• Os danos são resultantes do stress dielétrico na

isolação do gerador

• Ocorrem principalmente nos hidrogeradores

• Normalmente, não são um problema para turbinas a

gás e vapor

Sobretensões Típicas Permissíveis Sem Carga

Geradores Transformadores

105% Continuamente

110% 30 min

115% 5 min

125% 2 min

100% Continuamente

115% 30 min

120% 5 min

130% 3 min

Proteção de Sobretensão

• Tempo-definido permite que o regulador responda à sobretensão

▪ Partida de tempo-definido com 110%

• Unidade instantânea para sobretensões muito elevadas

▪ Partida instantânea com 130%–150%

Fonte: IEEE C37.102

Sobreexcitação e SobretensãoRequisitos Mínimos de Trip


• Trip no disjuntor do campo

• Trip na turbina

• Transferência dos circuitos auxiliares

Perda de Campo

64 Exciter

High-

Voltage

Bus

Field

Winding

59N87G

46

50/

5132

87T

50G

50N/

51N

78

87

63

59

81

49

27

24

Service Transformer

51V

21

Generator

40

Causas da Perda do Campo

• Circuito aberto no campo

• Curto-circuito no campo

• Trip acidental do disjuntor do campo

• Falha do sistema de controle do

regulador

• Perda do campo da excitatriz principal

• Perda da fonte AC para a excitação

Efeitos da Perda do Campo

• O gerador absorve potência reativa

• Aumenta a velocidade do gerador

• Funciona como um gerador de indução

• O gerador fornece potência ativa

• O gerador pode perder o sincronismo

Efeitos no Gerador

• A temperatura do rotor aumenta devido a correntes

parasitas

• A temperatura do estator aumenta devido ao alto

consumo de energia reativa

• Temperatura do ferro no estator aumenta devido ao

fluxo de dispersão axial

• Danos graves podem ocorrer dentro de 10 segundos

Curvas de Capabilidade do Gerador

Detecção da Perda de Campo

• Absorve potência reativa

• Fornece potência ativa significativamente reduzida

• Impedância aparente corre ao longo do eixo –Y no

gráfico de impedância

• Elemento de impedância é tipicamente usado para

detecção

Proteção Contra Perda de Campo (40 - LOF) -Elemento Mho

Proteção LOF Usando Elementos Mho de Deslocamento Negativo

Proteção LOF Usando Elementos Mho Com Offset Positivo

Sys T SX X X= +

Requisitos Mínimos de Disparo de Perda de Campo (Trip)


• Trip no disjuntor do campo

• Trip na turbina

• Transferência dos circuitos auxiliares

Perda de Campo – Exemplo Real

Proteção de Retaguarda

• Esquemas de proteção de backup do sistema

▪ Elementos de distância de fase

▪ Elementos de sobrecorrente de tempo inverso controlados

por tensão ou com restrição de tensão

• Indica-se a aplicação de uma das filosofias

▪ Melhor coordenar com o tipo da proteção do sistema de

transmissão

Proteção de Backup é Necessária?

Proteção Distância de Fase

Alcance Típico da Zona de TRIP

• Zona 1

▪ Alcance para 120% da impedância do Transformador Elevador

▪ Atraso de 0,5 segundo acima da zona 1 do sistema

mais falha do disjuntor (BF). Tipicamente = 0,7 segundos

▪ Usar o alcance reverso, se necessário. A prevenção de

invasão de carga não será necessária. Deve ser usado o

sensor de perda de potencial LOP.

Zona 1 e Zona 2 de Backup

IEEE C37.102 e NERC

• Zona 2

▪ Alcance para 120% da impedância da linha

▪ Atraso de 0,5 segundo acima da zona 3 do sistema

mais falha do disjuntor (BF). Tipicamente = 1.5 segundos

▪ Usar o alcance reverso, se necessário. A prevenção de

invasão de carga pode ser necessária. Deve ser usado o

sensor de perda de potencial LOP.

Zona 1 e Zona 2 de Backup

IEEE C37.102 e NERC

Proteção de Distância de Fase ComBloqueio de Invasão de Carga

Decréscimo da Corrente do Gerador

0

Co

rre

nte

de

Cu

rto

-Circu

ito

Extrapolação da

envoltória do

período transitório

Extrapolação do

período em regime

("steady-state”)

Envoltória da

corrente real

Tempo

Período em regime

(“steady-state”)

Período

transitório

Período

subtransitório

Faltas entre Fases

Sobrecorrente Simples

Faltas entre Fases Sobrecorrente Controlado por Tensão

• Operação controlada por tensão, ou controle de torque (“torque control”)

▪ Opera somente quando a tensão é baixa

▪ A corrente de pickup pode ser ajustada com valores baixos

• Ajuste a corrente de pickup em 30–40% da corrente de plena carga

▪ Use a reatância síncrona (período maior de duração da falta) para verificar a operação e coordenação

Sobrecorrente com Restrição de TensãoExemplo

0.25

0.50

1.00

0.25 0.50 1.00

Pic

ku

p d

o 5

1V

(pu

do

aju

ste

do

51

VP

)

pu da Tensão

Elemento de Proteção Para Perda de Sincronismo (78)

64 Exciter

High-

Voltage

Bus

Field

Winding

59N87G

46

50/

5132

87T

50G

50N/

51N40

87

63

59

81

49

27

24

Service Transformer

51V

21

Generator

78

Estabilidade do Sistema de Potência

• Estabilidade: capacidade de o sistema permanecer em

sincronismo

• Estabilidade em regime: alterações graduais de carga

• Estabilidade transitória: alterações súbitas e em larga

escala

Revisão: Ângulo do Rotor

Equação de Oscilação com oÂngulo de Torque

(p.u.)

P T=

mm e f

dJ Torques T T T

dt

= = − −

−−== fem PPPPotênciasdt

dM

2

2

Oscilações de Potência Estáveis e InstáveisÂngulo de Torque vs. Tempo

0 Sistema Estável

t

Sistema Instável

(Out of Step)

Causas da Perda de Sincronismo

• Faltas no sistema não eliminadas dentro do tempo

crítico de eliminação

• Alterações drásticas de carga

• Perda de geração

• Perda da excitação

Danos por Perda de Sincronismo

• Correntes altas que podem exceder uma falta trifásica

nos terminais do gerador

• Estresses mecânicos no enrolamento no gerador

• Correntes induzidas no rotor por causa do

escorregamento

• Torques pulsantes podem produzir fortes vibrações e

danos ao eixo

Transferência de Potência na Rede

•• sin

where

S Re

S L R

E EP

X

X X X X

=

= + +

Curva do Ângulo de Potência

Capacidade de Transmissão de Energia Durante Faltas

Sistema em Anel Sob Falta

Efeito do Tipo de Falta

Conversão Estrela-Delta

X Y Y Z Z X

Z

X X X X X XX

X

+ +=

Instabilidade Transitória

Oscilação de PotênciaÂngulo de Torque vs Tempo

Traçado da Oscilação de Potência no

Plano de Impedância

Medição Indireta de

Trajetória da Impedância Aparente

Característica de Perda de Sincronismo

Necessidade de Proteção AutônomaOut-of-Step vs Centro Elétrico

• Com a evolução do Sistema de Potência , a

impedância aparente da oscilação pode sair do

sistema de transmissão e chegar no transformador

elevador

• Ou ainda, dependendo da robustez do Sistema de

Potência relativa à Unidade Geradora, a impedância

aparente da oscilação chegar no gerador

Inadequações de Outros Elementos de Proteção

• Relé de sobrecorrente

• Relé diferencial de corrente

• Relé de impedância ou mho (backup)

• Relé de perda de campo


Desafios da Aplicação de "Backup" do Sistema


Desafios da Aplicação de Perda de Campo

Considerações Proteção OOS de Barreiras Simples

Proteção OOS de Barreiras Duplas

Trip por Perda de Sincronismo(OOS) Requisitos Mínimos

64 Exciter

High-

Voltage

Bus

Field

Winding

87G

46

50/

5132

87T

50G

50N/

51N40

87

63

59

81

49

27

24

Service Transformer

51V

21

Generator

Trip Main Generator Breakers

78

proteção de geradores

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