sistema elétrico de pot

Usina Termelétrica Aureliano Chaves

GE do Brasil


SISTEMA ELÉTRICOSISTEMA ELÉTRICO

Fábio Henrique de A. Pereira


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PARALELISMO DE GERADORES SÍNCRONOS

REGULADOR DE VELOCIDADE

TURBINAGERADOR SÍNCRONO

T

CONTROLADOR DE CORRENTE DE

CAMPO

Ie

BARRAMENTO DE POTÊNCIA INFINITA

A B C


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a

a’S

N

c’

c

bb’

neutro

ESQUEMA SIMPLIFICADO DE UM GERADOR TRIFÁSICO

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

0 40 80 120 160 200 240 280 320 360

Van’ Vbn’ Vcn’

FORMA DE ONDA RESULTANTE


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Igualdade de tensões

Concordância de fases

Igualdade de frequências

Ordenação de fases

CRITÉRIOS PARA SINCRONISMO DE UMA MÁQUINA SÍNCRONA NO BARRAMENTO DE POTÊNCIA INFINITA:


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O gerador síncrono é trazido à velocidade nominal e seu valor eficaz de tensão de linha é ajustado à tensão do barramento.

A frequência do gerador a ser ligado é comparada à do barramento através de um sincronoscópio. Se a frequência da máquina a ser ligada é baixa, aumenta-se a velocidade da máquina primária (turbina); se é alta, a velocidade é reduzida.

A chave de paralelismo (disj.) é fechada no instante em que as tensões fase-a-fase são exatamente iguais e opostas. O alternador estará então ligado e flutuando na linha.

Faz-se com que o alternador assuma carga, aumentando-se a velocidade de sua máquina primária (turbina).

PROCEDIMENTO PARA LIGAR EM PARALELO ALTERNADORES POLIFÁSICOS:


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Para determinar a tensão induzida na máquina síncrona:

Para determinar a frequência do sistema:

Para determinar a concordância de fases:

http://www.sciencejoywagon.com/physicszone/lesson/otherpub/wfendt/generatorengl.htm

A figura mostra o defasamento angular entre as tensões da

fase a de um gerador e do barramento

infinito.


Para determinar a potência ativa fornecida pelo gerador:

gerador


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VAB

VBC

VCA

Van

Vcn

Vbn

120o

120o

120o

VAB2 = Van2 + Vbn2 + 2. Van . Vbn cos

VAB2 = Van2 + Vbn2 + 2. Van . Vbn cos 60

VL2 = VF2 + VF2 + 2VF . VF . 0,5

VL2 = 3 . VF2

VL = 1,73 VF

COMPOSIÇÃO VETORIAL DAS TRÊS TENSÕES DE LINHA


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VIr

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

0 40 80 120 160 200 240 280 320 360

Representação gráfica e fasorial da tensão e da corrente

para uma carga puramente resistiva

V

IL

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

0 45 90 135 180 225 270 315 360


para uma carga puramente indutiva

Corrente adiantada 90 graus

VIC

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

0 45 90 135 180 225 270 315 360


para uma carga puramente capacitiva

Corrente atrasada 90 graus

LEADING LAGGING


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TRIÂNGULO DE POTÊNCIA PARA UM CIRCUITO RL

P [kW]

S [kVA]QL [kVAR]

V

IL

IR

I

REPRESENTAÇÃO DAS CORRENTES PARA UM CIRCUITO

RL EM PARALELO


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Determinando a Tensão Gerada por Fase

Egf = (Vf cos+ Ia Ra) + j (Vf senIa Xs)

Egf = (Vf cos+ Ia Ra) + j (Vf senIa Xs)

CARGAS COM FP EM ATRASO

CARGAS COM FP ADIANTADO


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CURVA DE CAPABILIDADE

Super-excitação Sub-excitação

Atrasado Adiantado


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LIMITES DE POTÊNCIA ATIVA E REATIVA DE UM GERADOR

Na prática poderão existir outros limites de origem eletromecânicas para o gerador além dos indicados acima. A região mais crítica para a operação do gerador é aquela referente à absorção de reativos (gerador subexcitado) por ser esta a região mais estreita da curva de capabilidade.


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OPERAÇÃO DO CAMPO FRACOOPERAÇÃO DO CAMPO FRACOA seção à direita da curva representa a operação do campo fraco ou do fator de potência adiantado. Durante a operação com o campo fraco, dois eventos poderão ocasionar problemas no gerador. O primeiro problema é que com o campo fraco é fácil que o gerador perca sincronismo. Esta é uma possibilidade. Mesmo que o gerador esteja operando corretamente com um campo fraco, ele fica vulnerável às mudanças de carga na instalação. Por exemplo, o gerador poderá ser sobrecarregado repentinamente em virtude da interrupção de outro gerador ou da partida de um motor de grande porte. Esse choque de carga pode reduzir a velocidade da turbina por um instante e um pólo do gerador poderá resvalar. O gerador pula a etapa, fornecendo uma potência bem menor. A turbina responderá com um aumento de velocidade e, dessa forma, a unidade oscilará de uma velocidade muito baixa para uma muito rápida. Pode haver de dez a quinze ciclos de oscilação ou busca até que algum recurso de proteção encerre o disparo do gerador elétrica ou mecanicamente por meio do aparato da turbina. Raramente a máquina entra em sincronia novamente quando a busca ocorre no modo de campo fraco. Além desse desempenho estável, poderá ocorrer um grave problema com o serviço em uma máquina subexcitada. O fluxo no orifício de ar entre o campo de corrente contínua e a armadura de corrente alternada torna-se distorcido, ocasionando um fluxo considerável nas extremidades expostas das bobinas da armadura, cujo resultado será o superaquecimento dos giros dessas extremidades. Vários testes foram realizados para medir o aquecimento desses giros e uma curva foi incluída para representar a elevação de temperatura nos giros de extremidades de uma máquina operada na faixa de subexcitação.


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OPERAÇÃO DO CAMPO FORTEOPERAÇÃO DO CAMPO FORTE

O termo “operação com campo forte” é utilizado apenas para distingui-lo do desempenho do campo fraco descrito anteriormente. Essa operação deve ser considerada normal e possui uma faixa superior à condição de subexcitação. Nas situações de cargas repentinas, o campo forte tem maior capacidade de se manter na etapa, embora cargas extremamente altas possam produzir o mesmo ciclo de instabilidade que ocasiona o disparo do disjuntor. O fator limitador que se aplica à operação com campo forte representa a duplicidade do problema de aquecimento. As perdas de I2R no campo limitam a quantidade de corrente de campo que pode ser utilizada e são somadas às perdas de I2R nas bobinas da armadura. O aquecimento da extremidade da bobina não representa um problema neste caso, mas como o fator de potência é reduzido, a corrente de linha total é aumentada para qualquer carga do gerador. Nas turbinas de uso geral maiores, a curva de capacidade pode ser estendida pelo resfriamento por hidrogênio. Esse procedimento exige compartimentos especiais e precauções de segurança. Em geral, quanto maior é a pressão de hidrogênio, maior é o efeito de refrigeração e a capacidade elétrica. Essa seqüência não é infinita porque a fricção e as perdas por ventilação do rotor tornam-se uma sobrecarga crescente na turbina. As perdas de I 2R da armadura e do campo sobrecarregam a turbina. O motivo para que as perdas do campo sejam retiradas da potência do motor é que a potência do campo é retirada de uma excitatriz no eixo da turbina ou de uma porção da saída do gerador, que é retificada para a excitação do campo.


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SEP – SISTEMA ELÉTRICO DE SEP – SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA POTÊNCIA (PROTEÇÃO E TRANSMISSÃO)(PROTEÇÃO E TRANSMISSÃO)

SEP – SISTEMA ELÉTRICO DE SEP – SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA POTÊNCIA (PROTEÇÃO E TRANSMISSÃO)(PROTEÇÃO E TRANSMISSÃO)


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O SIN

Com tamanho e características que permitem considerá-lo único em âmbito mundial, o sistema elétrico brasileiro se caracteriza por ser um sistema hidrotérmico de grande porte com forte predominância de usinas hidroelétricas, ou seja, a energia elétrica pode ser gerada através de fontes renováveis de energia, como por exemplo, a força das águas, ou através de fontes não renováveis, como por exemplo, combustíveis fósseis, carvão, etc. No Brasil, a opção hidráulica é a mais utilizada e apenas uma pequena parte da energia consumida é gerada a partir de fontes não renováveis, em usinas térmicas. A interligação do sistema elétrico de potência trouxe, além de vantagens econômicas, novos problemas para o sistema como um todo. Em sistemas interligados, as perturbações causadas por uma falta podem se estender a todo o sistema, pois a corrente que circula durante um curto-circuito é aumentada, obrigando a instalação de um sistema de proteção de maior capacidade.


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CARACTERIZAÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃOAs Linhas de Transmissão são os elementos do sistema elétrico que transportam toda a energia elétrica gerada até o consumidor. Dependendo do local da geração e do consumo, elas podem ter comprimentos variados, e por este motivo, apresentam modelos distintos. Sua representação depende da extensão da linha, que podem ser classificadas como:


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SISTEMAS DE PROTEÇÃO

ARRANJO TÍPICO


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Função de subtensão

A diminuição na magnitude da tensão pode ocorrer por várias razões. Algumas estão descritas a baixo:

• Aumento na carga do sistema.

• Faltas no sistema elétrico resultam na redução

da tensão das fases envolvidas.

• Perda da trensão da barra.

A condição de subtensão é detectada por elementos nstantâneos ou temporizados. Eles podem ser usados com outros temporizadores para criar esquemas lógicos que destinguem entre afundamentos de tensão e interrupções de energia.Função de sobretensão

Subtensões podem estar relacionadas a condições de falta. No entanto, sobretensões também podem estar ligadas a condições de perda de carga.

A condição de sobretensão é detectada por elementos instantâneos ou temporizados. Eles podem ser usados com outros temporizadores para criar esquemas lógicos que destinguem entre saltos de tensão e transitórios.


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Função de subfreqüência

Condições de subfrequência ocorrem quando a carga do sistema é maior que a geração. Sobrecargas podem aparecer quando o sistema sofre ilhamento, onde as cargas são maiores que a capacidade dos geradores. A condição de subfreqüência é detectada por elementos reqüências ou temporizados. Em alguns relés especialistas em esquemas de alívio e restauração de carga, o valor absoluto ou a variação da reqüência pode ser usada para criar esquemas avançados de detecção de tais condições.

Função de sobrefreqüência

Condições de sobrefrequência aparecem quando a geração é maior que a carga. É comum quando o ssitema sofre uma perda de carga substancial.

A condição de sobrefreqüência é detectada por elementos nstantâneos ou temporizados.


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EXEMPLO DE COORDENOGRAMA DE UM RELÉ DE SOBRECORRENTE (TEMPORIZADO E INSTANTÂNEO)

COORDENOGRAMA


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OBRIGADO!!! FIM!!!!

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