11 - Tutorial IEEE de Proteção de Geradores Síncronos

TUTORIAL DE PROTEÇÃO DE GERADORES S ÍNCRONOS

TUTORIAL IEEE DE

PROTEÇÃO DE GERADORES SÍNCRONOS

Apresentado por: The Power Engineering Education Committee. Power System Relaying Committee.

Eng. Guilherme Moutinho Ribeiro

Belo Horizonte, maio de 2001

TUTORIAL DE PROTEÇÃO DE GERADORES S ÍNCRONOS

ESTA FOLHA FOI DEIXADA INTENCIONALMENTE EM BRANCO

TUTORIAL DE PROTEÇÃO DE GERADORES S ÍNCRONOS 1 DE 178

SEÇÃO 1

FUNDAMENTOS

RESUMO

Esta seção apresenta os fundamentos para se entender as seções seguintes. Descreve o funcionamento elétrico dos geradores síncronos e como são conectados ao sistema. Descreve a operação do gerador sob condições de curto circuito e as práticas de aterramento.

INTRODUÇÃO

Na proteção de geradores síncronos deve-se considerar as condições de operação anormal de forma mais criteriosa do que na proteção de qualquer outro elemento do sistema de potência. Um gerador protegido adequadamente requer a proteção automática contra condições anormais danosas. O conteúdo deste curso mostra a necessidade de se proporcionar tal proteção. O inconveniente, ao se proporcionar algumas das proteções, não é tanto que falhem ao operar quando devem, mas que podem operar inadequadamente ou retirar o gerador de serviço desnecessariamente. Este receio de se aplicar a proteção adequada pode ser grandemente reduzido entendendo a necessidade de tais proteções e como aplicá-las a um dado gerador. Um desligamento desnecessário do gerador é indesejável, mas as conseqüências de não desligá-lo e danificar a máquina são terríveis. Para a empresa, o custo deste evento não é unicamente o custo do conserto ou substituição da máquina danificada, mas o custo substancial de se comprar a energia de substituição durante o período em que a unidade está fora de serviço. Em locais atendidos, um operador vigilante e experimente pode, algumas vezes, evitar retirar o gerador de serviço corrigindo a condição anormal. Todavia, na grande maioria dos casos, o evento ocorrerá tão rapidamente para a reação do operador, que se requer a detecção e desligamento automático. Sabe-se que os operadores também cometem erros e criam condições anormais que requerem o desligamento para se evitar danos. A energização inadvertida e a sobreexcitação são exemplos de tais eventos. Os procedimentos de operação não são um substituto para a proteção automática adequada.


Gerador síncrono básico

Um gerador síncrono converte energia termomecânica em energia elétrica. A potência mecânica do impulsor gira o eixo do gerador no qual o campo de C.C. está instalado. A Figura 1 ilustra uma máquina simples.

Figura 1. Gerador síncrono básico

A energia de impulso pode ser obtida da queima de combustíveis fósseis tais como carbono, petróleo ou gás natural. O vapor produzido gira o eixo do gerador (rotor) a velocidades típicas de 1800 a 3600 RPM. A conversão da energia do vapor na rotação mecânica é feita na turbina. Em plantas nucleares, o urânio, através do processo de fusão, é convertido em calor, o qual produz vapor. O vapor é forçado através da turbina de vapor para rodar o eixo do gerador. A energia de impulso pode também ser obtida por queda ou movimento de água. Os geradores hidroelétricos giram mais lentos (aproximadamente de 100-300 RPM) do que as turbinas a vapor.

As máquinas síncronas são classificadas em função dos dois principais tipos de projeto — máquinas de rotor cilíndrico e máquinas de pólos salientes. A Figura 2 proporciona uma vista da seção transversal de ambos os tipos de construção. Os geradores movidos por turbinas a vapor tem rotores cilíndricos com ranhuras nas quais são colocados os enrolamentos de campo distribuídos. A maioria dos rotores cilíndricos são feitos de aço forjado sólido. O número de pólos é tipicamente dois ou quatro.


Rotor cilíndrico

Rotor de pólos salientes

Figura 2. Tipos de gerador síncrono

Os geradores movidos por turbinas hidráulicas têm rotores de pólos salientes laminados com enrolamentos de campo concentrados e um grande número de pólos. Qualquer que seja o tipo do impulsor ou projeto da máquina, a fonte de energia usada para girar o eixo é mantida em um nível constante através de um regulador de velocidade. A rotação do fluxo de C.C. no campo do gerador interage com os enrolamentos do estator e, devido ao principio de indução, é gerada uma tensão trifásica.

Conexão de geradores a um sistema de potência.

Existem dois métodos básicos principais usados na industria para conectar geradores ao sistema de potência. São as conexões direta e unitária.

3A. Conexão direta

3B. Conexão unitária

Figura 3


Conexão direta: A Figura 3A mostra o diagrama unifilar para uma conexão direta de um gerador a um sistema de potência. Os geradores são conectados diretamente à barra de carga sem transformação de tensão intermediária. Este tipo de conexão é um método recentemente usado na industria para a conexão de geradores de tamanho pequeno.

Conexão unitária: A Figura 3B mostra o diagrama unifilar para um gerador em conexão unitária. O gerador é conectado ao sistema de potência através de um transformador elevador dedicado. A carga auxiliar do gerador é fornecida por um transformador abaixador conectado aos terminais do gerador. A maioria dos geradores de grande porte são conectados ao sistema de potência desta maneira, usando um transformador elevador principal com conexão estrela-delta. Ao se ter a geração conectada a um sistema delta, as correntes de falta a terra podem ser drasticamente reduzidas usando aterramento de alta impedância. As práticas de aterramento serão vistas em detalhe na Seção 4.

Modelo de curto circuito do gerador síncrono.

O circuito elétrico equivalente de um gerador síncrono é uma tensão interna em série com uma impedância. A componente de resistência da impedância do gerador é pequena se comparada com a reatância, e é usualmente desprezada para cálculos de corrente de falta. A tabela 1 mostra a representação de componentes simétricas de um gerador. A análise de componentes simétricas é uma ferramenta matemática importante para se calcular as correntes e as tensões do gerador sob condições de desequilíbrio. As referências 1 e 2 proporcionam uma boa informação sobre este tema.

Seqüência positiva (X1): São utilizados três valores diferentes de reatância de seqüência positiva. No circuito equivalente de seqüência positiva, X”d é a reatância subtransitória, X'd é a reatância transitória e Xd é a reatância do gerador de eixo direto. Todos estes va lores de eixo direto são necessários para se calcular os valores de corrente de curto circuito em diferentes tempos depois que ocorre um curto circuito. Estes valores são fornecidos pelo fabricante do gerador como parte da folha de dados de prova do gerador. Considerando que o valor da reatância subtransitória produz o maior valor de corrente inicial, ele é geralmente utilizado em cálculos de curto circuito para aplicação de relés de proteção. O valor de reatância transitória é utilizado para estudos estabilidade. Os valores de reatância não saturada são utilizados para se calcular as correntes de falta uma vez que a tensão é reduzida abaixo da saturação durante faltas próximas à unidade. Considerando que os


geradores típicos são operados ligeiramente saturados, a corrente de falta sustentada (estado permanente) será menor que a corrente de carga máxima, a menos que os reguladores de tensão reforcem o campo durante uma falta sustentada.

Representação 3φ Equivalente 1φ

Seqüência positiva

Seqüência negativa

Seqüência zero

Tabela 1. Representação de componentes simétricas

Seqüência negativa (X2): O fluxo de corrente de seqüência negativa é de rotação de fase oposta através da máquina e aparece como uma componente de dupla freqüência no rotor. O valor médio da reatância subtransitória de eixo direto sob os pólos e entre os pólos dá uma boa aproximação da reatância de seqüência negativa. Em uma máquina de pólos salientes, a seqüência negativa é o valor médio da reatância subtransitória de eixo direto e eixo em quadratura [X2 = (X”d + X”q) / 2], mas em uma máquina com rotor cilíndrico, X2 = X”d.


Seqüência zero (X0): A reatância de seqüência zero é menor que os valores de seqüência positiva e negativa. Devido aos altos valores de corrente de falta a terra possíveis para uma máquina solidamente aterrada, uma impedância (reatância ou resistência) é quase sempre inserida na circuito de aterramento do neutro, exceto em geradores muito pequenos onde o custo de se proporcionar tais aterramentos em relação aos custos da máquina são significativos.

Como se estabeleceu previamente, a resistência do enrolamento do estator é, geralmente, suficientemente pequena para ser desprezada nos cálculos de curto circuito. Esta resistência, sem dúvida, é importante na determinação das constantes de tempo de D. C. de uma corrente de curto circuito assimétrica. Para se calcular faltas ou condições de geração anormais desbalanceadas, as redes de seqüência positiva, negativa e zero são interconectadas. Para as condições de falta mais comuns, estas são conectadas como se mostra na Tabela 2.

Diminuição da corrente de falta do gerador: Uma vez que a seqüência positiva do gerador é caracterizada por três reatâncias com valores que se elevam com o tempo, suas correntes de falta diminuem com o tempo.

11 Z

VanIIa ==

a) Falta trifásica

Tabela 2. Conexões de redes de seqüência de faltas


2121 ZZ

VanII+

=−=

Na falta:

IaF = 0

IbF = -IcF

b) Falta fase-fase

I1 = I2 = I0 =

= 021 ZZZ

Van++

Na falta:

IbF = IcF = 0

c) Falta fase-terra (SLG)

20

021

1

ZZZZ

Z

VanI

++

= 02

012 ZZ

ZII+

−=

02

210 ZZ

ZII+

−=

Na falta:

IaF = 0

d) Falta bifase-terra

Tabela 2. Conexões de redes de seqüência de faltas (Cont.)


Figura 4. Caráter simétrico de uma corrente de curto circuito do gerador

A Figura 4 ilustra a forma de onda de curto circuito trifásico (ausência da componente de C.C.) tal como pode ser obtido oscilograficamente. A forma de onda mostrada na Figura 4 pode ser dividida em três períodos ou regiões de tempo.

Ø Período subtransitório. Este período se mantém por poucos ciclos durante os quais a magnitude da corrente é determinada pela reatância subtransitória do gerador (X”d) e o decremento do tempo pela constante de tempo T”d.

Ø Período transitório. Cobre um tempo relativamente longo durante o qual a magnitude da corrente é determinada pela reatância transitória do gerador (X’d) e o decremento do tempo pela constante de tempo T'd.

Ø Período de estado permanente. É o nível de tempo maior de corrente de falta do gerador, cuja magnitude é determinada pela reatância de eixo direto do gerador (Xd).

Quando os deslocamentos de C.C. são considerados, as correntes do gerador para uma falta trifásica serão conforme apresentado na Figura 5.


Figura 5. Correntes de curto circuito do gerador para uma falta trifásica com deslocamento de C.C.

Quando uma falta no gerador é detectada pelos relés de proteção, este é separado do sistema de potência disparando o disjuntor do gerador, o disjuntor de campo e o impulsor.

Figura 6. Corrente de falta nos terminais do gerador


A contribuição do sistema para a falta será imediatamente removida quando da abertura do disjuntor do gerador , como se ilustra na Figura 6. Contudo, a corrente do gerador continuará circulando depois do disparo. A corrente de curto circuito do gerador não pode ser “apagada” instantaneamente devido à energia armazenada na máquina rotatória. O fluxo da corrente de falta no gerador continuará por um período de vários segundos depois que o gerador foi desconectado, fazendo com que as falhas do gerador sejam extremamente danosas. Os condutores dos terminais do gerador são usualmente isolados pela construção da barra, para minimizar as falhas multifase nos terminais. O gerador é também aterrado de tal forma que se reduzem substancialmente as correntes de falta a terra. Isto se faz aumentando a impedância de seqüência zero, com a inserção de uma impedância a terra no neutro.

Práticas de aterramento do gerador.

Dois tipos de práticas de aterramento representam os principais métodos usados na industria para aterrar os enrolamentos do estator do gerador. Estes são o aterramento de alta e o aterramento de baixa impedância.

Aterramento de baixa impedância: A Figura 7A ilustra um gerador aterrado através de um resistor ou reator. O resistor ou reator de aterramento é selecionado para limitar a contribuição da corrente de falta a terra do gerador entre 200 Ampères e 150 % da corrente nominal do gerador. O aterramento de baixa impedância é geralmente usado quando unidades geradoras múltiplas são operadas sobre uma barra comum ou quando estão diretamente conectadas a barras de carga sem uma transformação de tensão, proporcionando assim a fonte de terra para o sistema.

Aterramento de alta impedância: A Figura 7B ilustra um gerador aterrado utilizando um transformador de distribuição com um resistor secundário. Este método de aterramento permite que as correntes de falta a terra sejam reduzidas a baixos níveis, tipicamente 5-25 Ampères. É usada em geradores conectados em forma unitária.


7A) Aterramento de baixa impedância

7B) Aterramento de alta impedância

Figura 7. Práticas de aterramento do gerador

Guias ANSI/IEEE de Proteção de Geradores.

C37.102 Guia para a proteção de geradores de C.A.

C37.101 Guia para a proteção de terra do gerador.

C37.106 Guia para a proteção de freqüências anormais para plantas de geração.

Números de dispositivos relés.


Dispositivo Função

21 Relé de distância. Proteção contra falhas de fase no sistema e na zona do gerador.

24 Proteção de Volts/Hz para sobre excitação do gerador.

32 Relé de potência inversa. Proteção de anti motorização.

40 Proteção de perda de campo.

46 Proteção de desequilíbrio de corrente de seqüência negativa para o gerador.

49 Proteção térmica do estator.

51 GN Relé de sobrecorrente a terra com tempo.

51 TN Proteção contra faltas a terra.

51 V Relé de sobrecorrente de tempo com controle de tensão ou restrição de tensão. Proteção contra faltas de fase no sistema e no gerador.

59 Proteção de sobretensão.

59 GN Relé de sobretensão. Proteção de falta a terra no estator para um gerador.

60 Relé de balanço de tensão. Detecção de fusíveis rompidos de transformadores de potencial.

63 Relé de pressão do transformador.

62 B Temporizador de falha de disjuntor.

64 F Proteção de falta a terra do campo.

71 Nível do gás do transformador.

78 Proteção de perda de sincronismo.

81 Relé de freqüência. Proteção de sub ou sobre freqüência.


86 Relé auxiliar de bloqueio e rearme manual.

87 G Relé diferencial. Proteção primária de falta de fases do gerador.

87 N Proteção diferencial de falta a terra do estator.

87 T Relé diferencial. Proteção primária para o transformador.

87 U Relé diferencial para a proteção total do gerador-transformador.

A Figura 8 mostra um diagrama típico com as funções de relés do gerador.


Figura 8. Configuração típica para gerador-transformador


Referências.

1. Blackburn, J. Lewis, "Symmetrical Components for Power Systems Engineering," Marcel Dekker, Inc., New York, NY, 1993.

2. "Protective Relaying, Theory and Application," ABB Relay Division, Coral Springs, FL, Marcel Dekker, 1994.

3. ANSI/IIEEE C37.102-1986, "IEEE Guide for AC Generator Protection."

4. Ma são , Russell C., "The Art And Science of Protective Relaying," John Wiley & Sons Inc., New York, NY, 1956.

5. Fitzgerald, A.E. And Kingsley, C, "Electric Machinery," McGraw Hill, New York, NY, 1961.

6. Zorhas, Pino, 'Electric Machines," West Publishing Co., New York, NY, 1989.


SEÇÃO 2

PROTEÇÃO CONTRA FALTAS DE FASES DO ESTATOR DO GERADOR

RESUMO

Uma falta de fase no enrolamento do estator do gerador é sempre considerada como séria devido às altas correntes encontradas e à avaria potencial dos enrolamentos da máquina, assim como às flechas e ao acoplamento. Os longos tempos de conserto para máquinas severamente danificadas podem ser muito dispendiosos; por conseqüência, também geram altos custos da substituição da potência enquanto a máquina está fora de serviço. Portanto, é muito importante minimizar o dano devido à falhas no estator. Para agravar esta situação, a corrente de falta em um gerador sob falta não se INTERROMPE quando o campo do gerador é disparado e o gerador é separado do sistema. A energia armazenada no campo continuará alimentando corrente de falta por vários segundos.

CONSIDERAÇÕES GERAIS

As grandes unidades geradoras usam proteção de alta velocidade para detectar estas falhas severas no enrolamento do estator e minimizar o dano. O uso de métodos de rápida desexcitação pode ser justificável para produzir o decremento rápido das correntes de falta. Normalmente se usa um relé diferencial de alta velocidade para detectar faltas trifásicas, entre fases e bifase a terra. As faltas envolvendo uma fase a terra não são normalmente detectadas pelos relés diferenciais de máquinas, a menos que seu neutro esteja solidamente aterrado ou com baixa impedância. Quando o neutro está aterrado com alta impedância, a corrente de falta é normalmente menor que a sensibilidade de um relé diferencial.

Um relé diferencial não detectará uma falta entre espiras na mesma fase uma vez que a corrente que entra e sai do enrolamento não mudará. A detecção separada da falta entre espiras pode ser proporcionada aos geradores com dois ou mais enrolamentos por fase e será discutida posteriormente. Quando


um TC conectado a um relé diferencial de gerador está no lado de neutro do gerador e o outro está localizado no disjuntor do gerador, a aplicação dos TCs necessita ser revista minuciosamente para que estes sejam o mais similares possível.

Normalmente a proteção contra faltas de fase do estator do gerador não necessita ser relacionada com Inrush como em um esquema de proteção de transformador, posto que a tensão do gerador é criada lentamente quando o campo é aplicado. Se usam três tipos de relés diferenciais de alta velocidade para a detecção de faltas de fase do estator.

TIPOS DE ESQUEMAS DIFERENCIAIS

Diferencial percentual: A proteção diferencial percentual variável (Figura A) é mais usada para máquinas grandes. Seu ajuste (inclinação) pode variar de 5% a 50% ou mais. Um relé percentual é normalmente ajustado de 10 a 25%. Um esquema típico com um relé diferencial percentual variável é mostrado na Figura B. Os transformadores de corrente usados em um esquema de relé diferencial devem ter preferencialmente as mesmas características; todavia, a função diferencial percentual variável é geralmente mais tolerante a erros de TCs com altas correntes. Deve-se notar que usar a mesma precisão normalizada de TCs não garante obter as mesmas características reais; as características reais devem ser verificadas.

Diferencial de alta impedância: Estes relés devem ser alimentados a partir de TCs idênticos com enrolamentos secundários distribuídos totalmente, com reatância de dispersão desprezível. O relé é realmente um relé de tensão e responde à alta tensão imposta através de suas bobinas, causada por todos os TCs que contribuem com corrente através da bobina de operação durante uma falta interna. O ajuste do relé de alta impedância se baseia na operação perfeita de um TC de entrada e a saturação completa do outro.

Para as correntes mais elevadas em grandes geradores, a proximidade dos TCs em diferentes fases pode causar correntes desbalanceadas que fluem nos secundários dos TCs. Estas correntes devem ser menores que a sensibilidade mínima do relé diferencial usado. Normalmente isto é considerado no projeto da unidade pelo fabricante mas, deve também ser revisto.


Figura A. Relé diferencial percentual de inclinação variável

Figura B. Conexão do relé diferencial percentual − gerador conectado em estrela com seis terminais

Figura C. Relé diferencial de alta impedância

Relés diferenciais auto balanceados: O esquema de auto balanço (Figura D) é tipicamente usado em geradores pequenos. Este esquema detecta falhas de fase e de terra no estator do gerador. Este esquema usa um só TC de baixa relação por cada fase, com os condutores de ambos extremos de cada enrolamento passados através dele, de tal forma que o fluxo resultante é zero


para as condições normais. Um relé de sobrecorrente instantâneo conectado ao secundário do TC proporciona proteção confiável e rápida, detectando qualquer diferença entre a corrente que entra e a corrente que sai do enrolamento.

Figura D. Esquema de proteção auto balanceado

Figura E. Proteção de fase partida usando transformadores de corrente separados

O tamanho limitado da janela do TC limita o tamanho do condutor e, portanto, o tamanho da unidade que pode ser protegida. O relé deve ser ajustado para operar o mais próximo possível da carga, (como os do tipo estado sólido) para manter alta sensibilidade e para reduzir o risco de saturação do TC. As


correntes de falta muito grandes podem saturar este tipo de TC se usa um relé eletromecânico sensível com alto "burden".

Figura F. Proteção de fase partida usando um transformador de corrente de janela


Figura G. Proteção de fase partida usando um transformador de corrente com dupla primário e um secundário

PROTEÇÃO DE FALTA ENTRE ESPIRAS

Com esquema de fase partida: A maioria de geradores tem enrolamentos do estator de uma volta. Em geradores com bobinas multi-voltas e dois ou mais enrolamentos por fase pode se usar o esquema de relés de fase partida para detectar as falhas entre espiras. Neste esquema (Figura E), o circuito em cada fase dos enrolamentos do estator é partido em dois grupos iguais e as correntes em cada grupo comparadas. Uma diferença nestas correntes indica um desequilíbrio causado por uma falta em uma volta. Um relé de sobrecorrente muito inverso com unidade instantânea é usualmente usado para este esquema. A sobrecorrente de tempo se ajusta acima de qualquer corrente de desequilíbrio normal, mas abaixo do desequilíbrio causado por uma volta curto circuitada. O atraso de tempo se ajusta para evitar a operação com transitórios que ocorram durante faltas externas, devido à resposta


desigual dos TCs ao transitório. A unidade instantânea se ajusta acima dos transitórios durante faltas externas e provavelmente unicamente detectará faltas fase a fase ou multi -voltas.

Qualquer problema decorrente de erros de TCs pode ser eliminado pelo uso de um TC de uma janela ou dupla janela como se mostra nas figuras F e G. A eliminação de erros de TCs permitirá o uso de um ajuste mais sensível do relé instantâneo. O TC de dupla janela mostrado na Figura G, pode ser usado para grandes geradores.

A proteção de fase partida detectará faltas de fase e algumas de terra no enrolamento do estator. Contudo, devido ao retardo de tempo, é normalmente usada para complementar a proteção diferencial de alta velocidade para faltas de fase de grande magnitude.

RETAGUARDA

O tipo mais comum de proteção de retaguarda usado para falhas de fase do estator do gerador conectado em forma unitária é o relé diferencial total. Para unidades menores ou unidades conectadas diretamente a um barra, se empregam relés de seqüência negativa e de retaguarda do sistema, os quais são discutidos em outra seção deste tutorial. Também, se emprega algumas vezes um relé de impedância para proporcionar proteção de retaguarda para o transformador elevador e o gerador.

Diferencial total. Um relé diferencial total de gerador é conectado incluindo um gerador conectado em forma unitária e o transformador elevador dentro de uma zona diferencial como se mostra na Figura H. Utiliza-se para esta aplicação um relé diferencial de transformador com restrição de harmônicas. O transformador auxiliar do gerador pode também ser incluído na zona diferencial como se mostra. A alta relação do TC requerida no lado de baixa tensão do transformador auxiliar para balancear as correntes do circuito diferencial pode requerer a utilização de um TC auxiliar. Usualmente é preferível incluir o transformador auxiliar dentro do diferencial total, se for possível. Os TCs do diferencial do transformador auxiliar no lado de alta tensão do mesmo poderiam saturar se severamente para falhas em alta tensão devido às correntes de falta extremamente elevadas nesse ponto. A saturação poderia ser tão severa que o relé diferencial poderia não operar antes de que a


saturação ocorra e resulte assim uma falta a disparar. O diferencial total conectado no lado de baixa tensão do transformador auxiliar poderia detectar a falta e proporcionar disparo por retaguarda.

Figura H. Esquema diferencial total para retaguarda de falta de fase do gerador

Em geradores cross-compound é satisfatório paralelar os TCs no lado de neutro do gerador ou conectá-los a enrolamentos separados de um relé diferencial multi-enrolamento.

Algumas vezes é prático aplicar um diferencial de transformador de três enrolamentos a dois geradores conectados a um transformador elevador.

Relé de impedância. Um relé de impedância de 1 zona pode ser conectado aos TCs e TPs do lado de alta tensão do grupo gerador-transformador elevador, vendo na direção do gerador. Pode ser ajustado para disparar sem retardo de tempo adicional para falhas de fase, visto que não tem que ser coordenado com outros relés para uma falta no gerador. Não deve ter "offset" se ajusta sem retardo de tempo. Contudo, sendo um relé de distância, pode operar para oscilações do sistema, perda de excitação e energização inadvertida. Seus ajustes devem ser feitos com estas possibilidades em mente. A aplicação


deste relé se descreve mais a fundo na seção sobre proteção com relés de perda de sincronismo de geradores.

As limitações de ajustes podem não permitir que o relé seja ajustado para ver completamente todo o gerador.

Referências.

1 . Blackburn, J. Lewis, Protective Relaying Principles and Applications, Marcel Dekker, Inc., New York, NY, 1987, Chapter 8, pp. 248.

2. "IEEE Guide for AC Generator Protection," ANSI/IEEE C37.102-1986.

3. Pfuntner, R.A. "Accuracy of Current Transformers Adjacent to High Current Busses." AIEE Transactions. Vol. 70, Part II, 195 1, pp. 1656-1662.


SEÇÃO 3

PROTEÇÃO DE TERRA NO CAMPO

RESUMO

O circuito de campo de um gerador é um sistema de C.C. não aterrado. Uma falta a terra geralmente não afetará a operação de um gerador nem produzirá efeitos de dano imediato. Contudo, a probabilidade de que uma segunda falta a terra ocorra é maior depois de que a primeira falta a terra tenha ocorrido. Quando se tem uma segunda falta a terra, uma parte do enrolamento de campo estará curto circuitada, produzindo portanto fluxos desbalanceados no entreferro da máquina. Os fluxos desbalanceados produzem forças magnéticas desbalanceadas as quais produzem como resultado vibração e dano da máquina. Uma terra no campo também produz aquecimento do ferro do rotor devido às correntes desbalanceadas, as que produzem como resultado temperaturas desbalanceadas que podem causar vibrações danosas. Dentro da industria as práticas de disparo para relés de terra no campo não estão bem estabelecidas. Algumas empresas disparam, enquanto que outras preferem alarmar, arriscando assim ter uma segunda falta a terra e um maior dano.

INTRODUÇÃO

Esta seção está relacionada com a detecção de falhas a terra no circuito de campo. A proteção de perda de campo é tratada em outra seção deste texto. Uma vez que a primeira falha a terra no campo ocorreu, a probabilidade de que ocorra uma segunda falha a terra é muito maior, visto que a primeira terra estabelece uma referência de terra para tensões induzidas no campo por transitórios no estator. Estes transitórios aumentam o esforço a terra em outros pontos no enrolamento de campo.

A detecção de terra para os enrolamentos de campo e de excitação é usualmente fornecida como parte do equipamento do fabricante do gerador. Uma investigação recente da proteção de geradores indicou que o 82% de todas as unidades geradoras possuem sensores de terra no campo. Destes sensores, somente 30% disparavam a unidade quando da ocorrência de uma terra no campo.


A explicação para a pequena porcentagem de disparo é em parte devida às práticas mais antigas usadas pelas empresas de fornecimento. Era uma prática industrial comum aplicar um relé de terra no campo em geradores tipo "brush" para alarmar com terra no rotor. Estes relés eram geralmente do tipo instantâneo, o qual freqüentemente opera durante uma partida da unidade devido a terras intermitentes produzidas por umidade, sujeira do cobre ou durante transitórios no sistema. A sujeira no cobre é causada por atrito nas barras do rotor enquanto que a unidade estava em torno eixo, especialmente por um tempo prolongado. Os operadores deviam rotineiramente restabelecer o alarme e continuar com o procedimento de partida.

Se ocorria um alarme persistente, os técnicos tentavam localizar o problema subindo os instrumentos em derivação. Se a terra não podia ser encontrada em um período razoável, se supunha que a unidade devia ser disparada manualmente. Contudo, muitos alarmes incomodam e pouco são legítimos, fazendo com que os operadores da unidade percam a confiança no relé de terra no campo, por que a alarme perdeu credibilidade. Os operadores continuaram mantendo a unidade em operação considerando que uma segunda terra nunca ocorreria. Tem ocorrido catastróficas falhas do rotor devidas a uma segunda terra no campo principal, desenvolvendo se muito rapidamente depois da primeira terra. Nestes exemplo, os operadores não foram capazes de isolar a causa do primeiro alarme nem de retirar a unidade de operação de forma ordenada antes que a segunda terra ocorresse.

Estas falhas de rotor tem motivado alguns fabricantes de grandes geradores a desenvolver um relé de terra no campo mais seguro que tenha um temporizador integrado. O temporizador evitaria a mal operação do relé pela presença de terra transitória causadas por transitórios no sistema. Os relés foram projetados de tal forma que a detecção de uma primeira terra legítima dispararia automaticamente o gerador e removeria a excitação do campo antes de que uma segunda terra pudesse aparecer. Algumas empresas, devido a recomendações e garantias dos fabricantes, decidiram mudar de uma política de alarme para uma política de disparo com a introdução deste relé. Todavia o modo de disparo que usa o relé de terra mais seguro no campo diminui grandemente o risco de uma falta catastrófica do rotor, seu uso incrementa a possibilidade de disparar em falso a unidade devido a sujeira no cobre e outros fenômenos que foram experimentados por algumas empresas. Ao se ajustar o relé, deve-se aceitar o compromisso entre a sensibilidade do pick-up e a


segurança. A decisão para disparar ou alarmar deve ser cuidadosamente analisada.

MÉTODOS DE PROTEÇÃO

Existem vários métodos de uso comum para detectar terras no campo do rotor.

FIGURA 1. DETECÇÃO DE TERRA NO CAMPO USANDO UMA FONTE C.C.

No método mostrado na Figura 1, uma fonte de tensão C.C. em série com uma bobina do relé de sobretensão é conectada entre o lado negativo do enrolamento de campo do gerador e terra. Uma terra em qualquer ponto do campo provocará a operação do relé. Usa se uma escova para aterrar o eixo do rotor visto que a camada de oxidação dos contatos pode introduzir suficiente resistência no circuito, de forma que o relé poderia não operar para uma terra no campo. Um retardo de tempo de 1.0 – 3.0 segundos é normalmente usado com este relé para se evitar operações desnecessárias por desequilíbrio transitórios momentâneos do circuito de campo com relação a terra. Estes desequilíbrio momentâneos poderiam ser causados pela operação de sistemas de excitação tipo tiristor de resposta rápida.


FIGURA 2. DETECÇÃO DE TERRA NO CAMPO USANDO UM DIVISOR DE TENSÃO

A Figura 2 ilustra um segundo método usado para detectar terras no circuito de campo. É similar aos esquemas de detecção de terra usados para identificar terras nas baterias de controle de subestações. Este método usa um divisor de tensão e um relé sensível de sobretensão entre o ponto médio do divisor e a terra. Uma tensão máxima é imposta ao relé por uma terra no lado positivo ou negativo do circuito de campo. Contudo, existe um ponto cego entre positivo e negativo no que uma falta a terra não produzirá uma tensão através do relé. Este relé de terra do campo do gerador está projetado para superar o problema usando um resistor não lineal (varistor) em série com um dois resistores lineares no divisor de tensão. A resistência do varistor varia com a tensão aplicado. O divisor é dimensionado de forma tal que o ponto cego do enrolamento de campo está no ponto médio do enrolamento quando a tensão de excitação está na tensão nominal. As mudanças na tensão de excitação deslocam o ponto cego do centro do enrolamento de campo.

Em um sistema de excitação sem escovas, o monitoramento continuo para terra no campo, não é possível com relés convencionais de terra no campo visto que as conexões do campo do gerador estão no elemento rotatório.


Figura 3. Detecção de terra no campo usando escovas piloto

A Figura 3 ilustra a adição de uma escova piloto ou escovas para se ter acesso às partes rotatórias do campo. Normalmente isto não se faz visto que a eliminação das escovas é uma das vantagens de um sistema sem escovas. Contudo, os sistemas de detecção podem ser usados para detectar terras no campo se um anel coletor é proporcionado no eixo rotatória com uma escova piloto que pode ser periodicamente aplicada para monitorar o sistema. A verificação da presença de terra pode ser feita automaticamente por um temporizador seqüenciador e seu controle, ou pelo operador. As escovas usadas neste esquema não são adequadas para contato contínuo com os anéis coletores. A impedância a terra do circuito de campo é uma perna de uma ponte de Wheatstone conectado via a escova. Uma falta a terra reduz o enrolamento de campo à capacitância do rotor, CR, o qual desequilibra o circuito da ponte. Se uma tensão é medida entre a terra e a escova, a qual está conectada em um lado do campo do gerador, então existe uma terra. Nas máquinas sem escovas, as medições de resistência podem ser usadas para avaliar a integridade do enrolamento de campo.


Figura 4. Detecção de terra no campo para máquinas sem escovas

A Figura 4 ilustra um método para monitoramento continuo de terra no campo de máquinas sem escovas, sem usar escovas piloto. O transmissor do relé é montado sobre o volante de diodos do campo do gerador. Sua fonte de potência é o sistema de excitação sem escovas de C.A. Dois condutores são conectados ao circuito ponte de diodos do retificador rotatório para proporcionar esta energia. A detecção de terra pode ser feita conectando um terminal do transmissor à barra negativa do retificador de campo, e o terminal de terra ao eixo do rotor. Estas conexões põe o retificador de campo em série com a tensão do retificador no transmissor. A corrente é determinada pela resistência a terra do campo e a localização da falta com relação à barra positiva e negativa. O transmissor detecta a mudança na resistência entre o enrolamento de campo e o núcleo do rotor. Os LED’s do transmissor emitem luz em condições normais. O receptor é montado sobre o envoloco do excitador. Os sensores infravermelhos do receptor detectam o sinal de luz do LED através do entreferro. Com a detecção de uma falta, os LED’s se apagam. A perda de luz do LED no receptor atuará o relé de terra e iniciará um disparo ou alarme. O relé tem um retardo de tempo ajustável até de 10 segundos.

PROTEÇÃO DE RETAGUARDA

A proteção de retaguarda para os esquemas descritos anteriormente usualmente consiste de um equipamento detector de vibrações. São disponibilizados contatos para disparar os disjuntores principal e de campo se a vibração for maior que a associada com transitórios de curto circuito normais para falhas externas à unidade. Algumas vezes se utiliza também um esquema


de verificação de posicionamento das escovas quando estas são retrateis. O esquema requer duas escovas com uma fonte de energia, a qual atuação do relé indicará se alguma das escovas não está na posição e, portanto, a detecção de terra não está funcionando.

CONSIDERAÇÕES SOBRE O DISPARO

Do ponto de vista de proteção, a prática mais segura é disparar o gerador automaticamente quando a primeira terra é detectada. Uma segunda falta a terra poderia ser eminente devido aos problemas de desligamento no campo. Ocorreram casos em que uma segunda falta a terra causou danos ao campo. Muitas empresas geradoras alarmam com o relé de terra no campo, com instruções escritas para o operador para retirar a carga e retirar de serviço a máquina de uma forma ordenada.

REFERÊNCIAS

1. "IEEE Guide for AC Generator Protection," ANSI/ IEEE C37.102-1986.

2. "Protective Relaying, Theory and Application," ABB Relay Division, Coral Springs, FL, Marcel Dekker, 1994.

3. "Field Ground Detection System Instruction Manual," Dresser Rand, Electric Machinery 2100-IN-324B.

4. "Machine Field Ground Detetor Relay PJG-12-B," GEK-4188, General Electric.

5. "Type DGF Generator Field Relay," ABB IL41-747.


SEÇÃO 4

PROTEÇÃO DE FALTA A TERRA NO ENROLAMENTO DO ESTATOR

RESUMO

Esta seção trata do aterramento do neutro do estator do gerador e os esquemas de proteção usados para se detectar falhas a terra no estator. Se descrevem dois tipos de práticas de aterramento: impedância alta e baixa. Estes dois tipos de práticas de aterramento representam os principais métodos utilizados na industria para se aterrar os enrolamentos do gerador. Os principais esquemas de proteção utilizados são também descritos.

INTRODUÇÃO

O método usado de aterramento do estator em uma instalação de gerador determina o comportamento do gerador durante condições de falta a terra. Se o gerador está solidamente aterrado, como quase nunca ocorre, provocará uma corrente de elevada magnitude para uma falta fase a terra (SLG) em seus terminais, acompanhada de uma redução de 58% nas tensões fase-fase que envolvem a fase faltosa e de um modesto deslocamento da tensão de neutro. Se o gerador não está aterrado, o que praticamente nunca ocorre, provocará uma quantidade de corrente desprezível a uma falta SLG franca em seus terminais, sem redução nas tensões fase-fase nos terminais e um completo deslocamento na tensão de neutro.

As altas magnitudes da corrente de falta que resultam de um gerador solidamente aterrado são inaceitáveis devido ao dano que a falta pode causar. A desconexão do gerador através do disparo do disjuntor principal, de campo e o impulsor não fará com que a corrente de falta se reduza imediatamente a zero. O fluxo no campo causará uma corrente de falta que diminui lentamente em alguns segundos depois que o gerador foi disparado, o que aumenta substancialmente o dano. Por outro lado, ao se operar um gerador sem aterrar provoca uma corrente de falta desprezível, mas as tensões de fase a terra nas fases não faltosas podem se elevar durante as falhas com arco a níveis altamente perigosos os quais poderiam causar a falha do desligamento do gerador. Como resultado, os enrolamentos do estator de grandes geradores


são aterrados de forma que se reduzam as correntes de falta e as sobretensões e proporcionem um meio de se detectar a condição de falta a terra suficientemente rápido para se prevenir o aquecimento do ferro. Dois tipos de aterramento são amplamente usados na industria, os denominados aterramento de alta e de baixa impedância.

ATERRAMENTO DO ESTATOR DE BAIXA IMPEDÂNCIA.

Este método de aterramento é ilustrado na Figura 1.

Figura 1(A). Geradores conectados a uma barra comum que compartilham um transformador elevador


Figura 1(B). Geradoras que compartilham um transformador

Figura 1(C) Geradoras conectados diretamente a um sistema de distribuição

O resistor ou reator de aterramento é selecionado para limitar a contribuição do gerador para uma falta SLG a uma faixa de correntes geralmente entre 200 A e 150% da corrente de carga nominal. Com esta ampla faixa de corrente de falta disponível, os relés diferenciais de fase podem proporcionar alguma proteção de falta a terra com altos níveis de correntes de terra. Contudo, o relé diferencial não proporcionará proteção de falta a terra para todo o enrolamento do estator. Por isso, é prática comum proporcionar alguma proteção complementaria. A Figura 2 apresenta um esquema diferencial a terra que pode ser usado para proporcionar esta melhora na sensibilidade. O esquema usa um relé de sobrecorrente direcional tipo produto (87N) e sua aplicação é descrita completamente na Referencia 5. O relé está conectado


para receber corrente diferencial no circuito da bobina de operação e corrente do neutro (3Io) do gerador em seu circuito de polarização.

Figura 2. Diferencial de terra do gerador usando um relé tipo produto

A comparação direcional é polarizada para assegurar que exista uma restrição positiva para uma falta externa ainda que os transformadores de corrente, RCN e RCL tem características de funcionamento substancialmente diferentes. Este esquema proporciona excelente proteção contra operação incorreta para falhas externas e proporciona uma detecção muito sensível de falhas a terra internas.

Figura 3. Gerador aterrado com alta impedância


Aterramento do estator com alta impedância

O aterramento do neutro do gerador com alta impedância é ilustrado na Figura 3. Este é principalmente utilizado em sistemas em conexão unitária, todavia, pode também ser usado em geradores cross-compound onde um enrolamento está geralmente aterrado através de alta impedância.

O aterramento do neutro do gerador com alta resistência utiliza um transformador de distribuição com um valor de tensão primário maior ou igual ao valor da tensão fase-neutro do gerador e uma tensão secundário de 120 V a 240 V. O transformador de distribuição deve ter suficiente capacidade de sobretensão de forma que não se sature com falhas SLG com a máquina operada a 105% da tensão nominal. O resistor secundário é usualmente selecionado de maneira que, para uma falta SLG nos terminais do gerador, a potência dissipada no resistor seja aproximadamente igual aos volts-ampères reativos na reatância capacitiva de seqüência zero dos enrolamentos do gerador, seus condutores, e os enrolamentos de todos os transformadores conectado aos terminais do gerador. Usando este método de aterramento, uma falta SLG é geralmente limitada entre 3 a 25 ampères primários. Como resultado, este nível de corrente de falta não é suficiente para operar os relés diferenciais do gerador. O apêndice I proporciona um exemplo detalhado de como determinar o tamanho do resistor de terra para satisfazer as necessidades citadas acima e também como calcular as correntes e tensões de terra resultantes.

Métodos de proteção convencionais do enrolamento do estator com alta impedância

Esquema de sobretensão/corrente de neutro. O esquema de proteção mais amplamente usado em sistemas aterrados com alta impedância, consiste de um relé de sobretensão com retardo de tempo (59GN) conectado através do resistor de aterramento para detectar tensão de seqüência zero, como mostrado na Figura 3. O relé usado para esta função está projetado para ser sensível a tensão de freqüência fundamental e insensível a tensão de terceira harmônica e a outras tensões harmônicas de seqüência zero, que estão presentes no neutro do gerador.


Considerando que a impedância de aterramento é grande comparada com a impedância do gerador e outras impedâncias no circuito, a tensão total fase-neutro será apresentada através do dispositivo de aterramento com uma falta SLG nos terminais do gerador. A tensão no relé é função da relação do transformador de distribuição e do lugar da falta. A tensão será máximo para uma falta nos terminais e diminuirá em magnitude a medida que a falta se mova dos terminais do gerador até o neutro. Tipicamente, o relé de sobretensão tem um ajuste de pick-up mínimo de aproximadamente 5 Volts. Com este ajuste e com relações do transformador de distribuição típicas, este esquema é capaz de detectar falhas da ordem de 2-5% do neutro do estator.

O tempo de ajuste do relé de sobretensão é selecionado para proporcionar coordenação com outros dispositivos de proteção. Áreas específicas de interesse são :

A) Quando TPs Estrela aterrada-Estrela aterrada são conectados nos terminais da máquina, o relé de sobretensão do neutro a terra deve ser coordenado com os fusíveis do primário dos TPs para se evitar o disparo do gerador quando de faltas a terra no secundário dos TPs. Se o retardo de tempo do relé para coordenação não é aceitável, o problema de coordenação pode ser minimizado aterrando um dos condutores de fase do secundário em lugar do neutro do secundário; assim, uma falta a terra no secundário implica em uma falta fase-fase nos TPs o que não provoca a operação do relé de sobretensão de terra do neutro. Contudo, quando se emprega esta técnica, o problema de coordenação persiste para faltas a terra no neutro do secundário; assim, sua utilidade está limitada a aquelas aplicações em que a exposição do neutro secundário a faltas a terra é pequena.

B) É possível que o relé de tensão tenha que coordenar com os relés do sistema para faltas a terra no sistema. As faltas de fase a terra no sistema induzirão tensões de seqüência zero no neutro do gerador devido ao acoplamento capacitivo entre os enrolamentos do transformador da unidade. Este tensão induzida aparecerá no secundário do transformador de distribuição de aterramento e pode causar a operação do relé de tensão de seqüência zero.

Um relé de sobrecorrente de tempo pode ser usado para proteção de retaguarda quando o gerador é aterrado através de um transformador de distribuição com um resistor secundário. O transformador de corrente que alimenta ao relé de sobrecorrente pode ser localizado quer seja no circuito


do neutro primário ou no circuito secundário do transformador de distribuição, como mostrado na Figura 3. Quando o transformador de corrente é conectado no circuito secundário do transformador de distribuição, se seleciona uma RTC (relação de transformação de corrente) de maneira que a corrente no relé seja aproximadamente igual à corrente primária máxima no neutro do gerador. Geralmente se utiliza um relé de sobrecorrente com retardo de tempo muito inverso ou inverso para esta aplicação. O relé de sobrecorrente deve ser ajustado de tal forma que não opere com correntes de desequilíbrio normais e as correntes harmônicas de seqüência zero que aparecem no neutro. O ajuste do pick-up do relé de sobrecorrente não deve ser menor que 135% do valor máximo da corrente medida no neutro sob condições de normais (sem falta). Em geral, o relé de sobrecorrente proporciona proteção menos sensível do que o relé de sobretensão que detecta tensão de seqüência zero. De maneira similar ao relé de sobretensão, o relé de sobrecorrente deve ser coordenado em tempo com os fusíveis do transformador de potencial e com os relés de terra do sistema.

Métodos de proteção para falta a terra em 100% do enrolamento do estator

A proteção convencional para detecção de falta a terra do estator em sistemas aterrados com alta impedância tem sido discutida na seção anterior. Estes esquemas, ainda que adequados, só proporcionam proteção sensível para aproximadamente 95% do estator. Isto ocorre porque a falta nos 5% restantes do enrolamento, próximo do neutro, não causará suficiente tensão residual e corrente residual de 60 Hz para operar estes relés. É importante proteger todo o gerador com um sistema de proteção de falta a terra adicional de tal forma que se cubra o 100% do enrolamento. As técnicas para a detecção de falhas a terra que cubram o 100% do enrolamento do estator podem ser divididas em duas categorias:

Ø Técnicas baseadas em tensão de terceira harmônica.

Ø Injeção de tensão residual o de neutro.


a) Operação normal

b) Falha no neutro

c) Falha nos terminais

Figura 4. Tensões de terceira harmônica para diferentes condições em um gerador típico

Técnicas baseadas na tensão de terceira harmônica. As componentes de tensão de 3ª Harmônica estão presentes nos termina is de quase todas as máquinas em diferentes graus; se apresentam e variam devido às diferenças no projeto e fabricação. Se estão presentes em quantidade suficiente, estas tensões são usadas pelos esquemas desta categoria para detectar falhas a terra próximas do neutro. As tensões de terceira harmônica medidas no neutro, nos terminais do gerador, ou em ambos, são usadas para proporcionar proteção. Antes de se discutir as técnicas e seus princípios de operação, é importante ver as características das tensões de terceira harmônica que usam estes esquemas como sinais para os relés que detectam as falhas. A Figura 4 mostra as tensões de terceira harmônica (V3RD) presentes no neutro e nos terminais de um gerador típico durante diferentes condições de carga: (a) sob operação normal (b) para uma falta no extremo do neutro e (c) para uma falta nos terminais do gerador.

As seguintes observações podem ser feitas a partir da Figura 4:

1. O nível de tensão de terceira harmônica no neutro e nos terminais do gerador é dependente das condições de operação do gerador. A tensão é maior a plena carga do que em condições sem carga, como se mostra na


Figura 4. Todavia, dependendo do projeto do gerador, poderia também ser ao contrário.

2. Existe um ponto nos enrolamentos onde a tensão de terceira harmônica é zero. A localização exata deste ponto depende das condições de operação e do projeto do gerador.

3. Para uma falta a terra no neutro, a tensão de terceira harmônica no neutro é nula. Para uma falta próxima ao neutro, o nível da tensão de terceira harmônica no neutro diminuirá e enquanto que nos terminais do gerador aumentará. A diminuição ou aumento do nível da tensão de terceiro harmônica depende das condições de operação e da localização da falta.

4. Para uma falta a terra nos terminais, a tensão de terceira harmônica nos terminais, vai a zero. Se ocorre uma falta próxima dos terminais do gerador, o nível de tensão de terceira harmônica no neutro aumentará e nos terminais diminuirá. O aumento ou diminuição do nível da tensão de terceiro harmônica depende, outra vez, das condições de operação e da localização da falta.

5. Os níveis de tensão de terceira harmônica variam de uma máquina para outra, dependendo do projeto. Os níveis de terceira harmônica de qualquer gerador devem ser medidos com o gerador conectado e desconectado do sistema de potência, antes de se instalar qualquer esquema de proteção baseado em terceira harmônica, para assegurar que existem os níveis adequados para operar os diversos elementos da proteção.

As técnicas baseadas na utilização da tensão de terceira harmônica podem ser divididas em:

• Técnica de sobre tensão de terceira harmônica no neutro.

• Técnica de tensão terminal residual de terceira harmônica.

• Técnica de comparação de terceira harmônica.


59C Relé supervisor de sobretensão instantâneo. 59GN Relé de sobretensão sintonizado à freqüência fundamental (60 Hz). 27 Relé de subtensão sintonizado à freqüência de terceira harmônica

(180 Hz). 21, 2-2 Temporizadores.

Figura 5. Um esquema de proteção de falta a terra de sobre tensão de terceira harmônica

Técnica de subtensão de terceira harmônica (Figura 5). Esta técnica utiliza o fato de que, para uma falta próxima do neutro, o nível de tensão de terceira harmônica no neutro diminui. Portanto, um relé de subtensão que opere a partir da tensão de terceira harmônica medida no extremo do neutro poder ser usado para se detectar as falhas próximas ao neutro. As falhas a terra na parte restante dos enrolamentos podem ser detectadas pela proteção de falta a terra convencional, por exemplo, com um relé de sobretensão (59GN), o qual opera com a tensão de neutro de 60 Hz. A combinação de ambos os relés proporciona proteção para 100% do enrolamento do estator. A Figura 5 apresenta um esquema de proteção simplificada que utiliza esta técnica.

Os sinais dos relés vem das entradas de tensão medidas através do resistor do neutro. Um transformador de desligamento interno promove a queda de tensão para a faixa continua do relé e também proporciona desligamento do esquema de proteção. A proteção de subtensão consiste de um filtro sintonizado de 180 Hz, um detetor de nível de subtensão (27), uma esquema lógico e um temporizador. A proteção de subtensão possui um filtro sintonizado a 60 Hz, um detetor de nível de sobretensão (59 GN) e um temporizador.


Os ajustes dos sensores de nível de subtensão e sobretensão são tais que enxergam todos os pontos de falta no enrolamento do estator. desde os terminais até o neutro do gerador é garantido. Geralmente, uma tensão de terceira harmônica próxima a 1% da tensão nominal é necessária para proporcionar um alcance adequado. Normalmente, a proteção de subtensão de terceira harmônica pode proporcionar proteção adequada de 0-30% do enrolamento do estator, medido desde o neutro até os terminais da máquina. Os ajustes do relé de subtensão devem estar muito abaixo do mínimo tensão de terceira harmônica presente no neutro durante a operação normal do gerador.

O relé de subtensão de terceira harmônica deve ser bloqueado para evitar disparos em falso durante a partida ou disparo do gerador. Isto se obtém proporcionando um relé de sobretensão (59C) supervisório. Nalguns casos, o gerador não desenvolve uma tensão de terceira harmônica significativa até que pegue carga. Neste caso, a supervisão usando um relé de sobrecorrente pode ser proporcionada; o relé de sobrecorrente operará quando a corrente exceda seu valor de pick-up. Portanto, sob condições de carga leve, e quando o disjuntor principal está aberto, o relé de subtensão de terceira harmônica estará fora de serviço, por isso um esquema de proteção alternativo deve ser considerado. A proteção de subtensão de terceira harmônica operaria para circuitos abertos ou curto circuitos nos enrolamentos primário ou secundário do transformador de aterramento de neutro e não seria capaz de detectar um circuito aberto na resistência de aterramento secundaria.

Técnica de tensão nos terminais residual de terceira harmônica (Figura 6). Esta técnica é baseada no fato de que para uma falta próxima ao neutro, o nível de tensão de terceira harmônica nos terminais do gerador aumenta. Portanto, um relé de sobretensão que emprega tensão de terceira harmônica nos terminais de um gerador pode ser usado para detectar falhas próximas ao neutro. De maneira similar à técnica anterior, as falhas a terra na parte restante dos enrolamentos podem ser detectadas pela proteção convencional até 95%, ou seja, um relé de sobretensão que opera com tensão de neutro de 60 Hz. Ambos os relés devem portanto proporcionar proteção a 100% dos enrolamentos do estator, cobrindo diferentes porções dos enrolamentos. Um esquema de proteção simplificado que emprega esta técnica é mostrado na Figura 6.


A tensão residual nos terminais da máquina é fornecida pelo transformador estrela aterrada - delta aberto. Esta tensão passa através de um filtro sintonizado em 180 Hz e um detetor de sobretensão (59T). No extremo do neutro, o relé amostra o sinal entre o resistor de neutro; um transformador de desligamento interno no relé reduz a queda de tensão para valores de operação continua do relé; esta tensão passa através de um filtro sintonizado em 60 Hz e é então levada a um detetor de nível de sobretensão (59GN).

Para uma falta a terra próxima do neutro, o nível de tensão de terceira harmônica nos terminais do gerador chega a ser elevado e o relé de sobretensão de terceira harmônica operará. Este relé deve ser ajustado de tal forma a não responder à tensão máxima de terceira harmônica presente nos terminais do gerador durante a operação normal. Também, os ajustes dos relés de sobretensão no extremo do neutro e nos terminais do gerador devem ser tais que a detecção de falhas em todo o enrolamento seja assegurada.

59GN Relé de sobretensão sintonizado na freqüência fundamental (60 Hz). 59T Relé de sobretensão sintonizado na freqüência de terceira

harmônica (180 Hz). 2-1. 2-2 Temporizadores

Figura 6. Esquema de proteção de falta a terra baseado na tensão residual nos terminais de terceira harmônica

Técnica do comparador de terceira harmônica (Figura 7). Este esquema compara a magnitude da tensão de terceira harmônica no neutro do gerador com a presente nos terminais do gerador. O esquema se baseia no fato da relação da tensão de terceira harmônica nos terminais do gerador com a


tensão do neutro do gerador é quase constante durante a operação normal do gerador. Esta relação é afetada por uma falta a terra próxima ao neutro ou próxima aos terminais do gerador; este feito é usado para se detectar estas falhas. As falhas a terra na parte restante dos enrolamentos são detectadas pela proteção de falta a terra convencional em 95%, por exemplo, um relé de sobrecorrente o sobretensão de 60 Hz que opera a partir de corrente a tensão do neutro, respectivamente. A Figura 7 mostra um diagrama simpl ificado de um esquema comparador.

59GN Relé de sobretensão convencional sintonizado na freqüência

fundamental. 59D Relé diferencial de tensão de terceira harmônica.

Figura 7. Esquema de proteção de falta a terra baseado em um comparador de terceira harmônica

O principio básico de operação deste esquema é um método de terceira harmônica diferencial. Consiste de duas pontes retificadoras de onda completa, dois filtros de 180 Hz e um transformador de desligamento/acoplamento. O transformador de desligamento é usado para acoplar a tensão de terceira harmônica dos terminais do gerador ao do extremo do neutro. Qualquer diferença de tensão causará que a corrente flua no relé diferencial. Este relé considera que a relação da tensão de terceira harmônica nos terminais do gerador e a tensão de terceira harmônica no neutro do gerador permanecem constante durante condições normais. Se esta relação muda, causará o aparecimento de uma diferença de tensão, e o relé


diferencial operará. Também, variações leves nesta relação durante a operação normal reduzirão a sensibilidade do relé.

Os ajustes do relé de proteção convencional de 95% (59GN) e os ajustes do relé diferencial de terceira harmônica (59D) devem ser selecionados de tal forma, que a cobertura de detecção de falta ocorra em todo o enrolamento do estator. O relé diferencial de terceira harmônica detecta falhas a terra próximas ao neutro e nos terminais. O relé de falta a terra convencional de 95% detecta as falhas na parte superior dos enrolamentos e alcança grande parte dos enrolamentos protegida pelo relé diferencial de terceira harmônica. A sensibilidade do relé diferencial de terceira harmônica é mínima para uma falta próxima à metade do enrolamento. Neste ponto, a diferença entre as tensões de terceira harmônica no neutro e nos terminais é muito próxima ao ajuste do relé.

O ajuste do relé é usualmente determinado por provas de campo durante a entrada em serviço. Como um exemplo, a magnitude de tensão de terceira harmônica no neutro e nos terminais e sua relação para diferentes condições de operação para um gerador típico são dadas na Tabela 1. A necessidade de TPs múltiplos e a necessidade de provas de campo para a determinação de ajustes do relé são os pontos fracos deste esquema. Contudo, este esquema proporciona a cobertura ótima de 100%.

Esquema de injeção de tensão (Figura 8). Devido a variações de projeto, certas unidades geradoras poderiam não produzir suficientes tensões de 3ª harmônica para aplicar os esquemas de proteção de falta a terra baseados em sinais de terceira harmônica. Nestas situações seriam necessárias técnicas alternativas de detecção de falta.

O esquema de injeção de tensão detecta falhas a terra injetando uma tensão no neutro ou residualmente em um secundário de TP em delta aberto. A proteção completa de falta a terra está disponível quando o gerador está em torno eixo e durante a partida, dado que a fonte de tensão injetada não se origina no gerador. Alguns esquemas injetam um sinal codificado a uma freqüência sub-hamônica a qual pode ser sincronizada com a freqüência do sistema. Um destes esquemas que injeta uma freqüência de 15 Hz no neutro do gerador é apresentado na Figura 8. A corrente resultante de 15 Hz é medida. Quando ocorre uma falta a terra, a corrente de 15 Hz aumenta e faz com que o relé opere. O sinal injetado de 15 Hz é sincronizado com a tensão de 60 Hz nos terminais do gerador.


Tabela 1. Magnitudes de tensões de terceira harmônica para um Gerador típico.

Carga da Unidade MW MVAR

Tensão RMS de 180Hz Neutro Terminais

Relação de tensão no Terminal/Tensão no neutro

0 0 2.8 2.7 1.08 7 0 2.5 3.7 1.48 35 5 2.7 3.8 1.41 105 25 4.2 5.0 1.19 175 25 5.5 6.2 1.13 340 25 8.0 8.0 1.00

Figura 8. Esquema de injeção de tensão sub-harmônico para

proteção de falta a terra

O esquema de injeção de tensão opera com a mesma sensibilidade para falhas em todo o faixa dos enrolamentos. Também proporciona proteção de falta a terra de 100%, independentemente dos esquemas de falta a terra de 95%. Além disso, estes esquemas são auto-monitorados e tem uma sensibilidade independente da tensão, corrente de carga ou freqüência do sistema.

O uso de freqüências sub-harmônicas oferece melhor sensibilidade devido à trajetória de maior impedância das capacitâncias do gerador nestas freqüências.

Também, as integrações durante meio ciclo da freqüência sub-hamônica causam contribuições nulas nos sinais de freqüência e harmônicas do sistema (isto é, 60 Hz, 120 Hz, 180 Hz, etc.) e, portanto, estas não influenciam as medições. A penalização econômica (alto custo) associada com o fornecimento e manutenção


de uma fonte sub-hamônica confiável é uma desvantagem. Outra desvantagem do esquema é sua incapacidade para detectar circuitos abertos no primário ou secundário do transformador de aterramento, porque isto causa uma diminuição na corrente de 15 Hz e não um aumento como necessita o esquema para indicar uma falta. Uma condição de baixa corrente pode, todavia, ser usada para dar um alarme para indicar um problema no sistema de aterramento ou perda da fonte sub-hamônica.

MODO DE DISPARO

Todos os métodos de detecção de terra no estator descritos nesta seção devem ser conectados para disparar e parar o gerador.

REFERÊNCIAS

1. "IEEE Guide for Generator Ground Protection" ANSI/ IEEE C37.101-1993.

2. C.H. Griffin and J.W. Pope, "Generator Ground Fault Protection Using Overcurrent Overvoltage and Umdervoltage Relays," IEEE Trans. on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS- 101, No. 12, Dec. 1982, pp. 4490-4501.

3. J.W. Pope, "A Compari são of 100% Stator Ground FauIt Protection Schemes for Generator Stator Windings," IEEE Trans. on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-103, No.4, April 1984, pp. 832-840.

4. IEEE Guide for "AC Generator Protection Guide" ANSI/IEEE C37.102-1988.

5. "Protective Relaying, Theory and Application," ABB Relaying Division, Coral Springs, FL, Marcel Dekker, 1994.


APÊNDICE I

Este apêndice apresenta um exemplo de como calcular as quantidades de falta de seqüência zero e como determinar os valores e capacidades dos elementos de aterramento (resistor e transformador) usados nos esquemas convencionais de 95%, 60 Hz de proteção com aterramento através de alta impedância. A Figura A mostra um gerador de 975 MVA, 22 kV, conectado em forma unitária a um sistema de transmissão de 345 kV e aterrado através de um transformador de distribuição.

FIGURA A. SISTEMA EXEMPLO

Devido ao aterramento de alta resistência, as capacitâncias a terra no sistema, as quais normalmente não são consideradas devido a seus altos valores de reatância em comparação com as reatâncias indutivas série no sistema, se tornam significativas. Em geral, estas são capacitâncias distribuídas, mas para propósitos destes cálculos podem ser “concentradas” e modeladas como um só capacitor. As capacitâncias mais significativas no sistema mostrado (e em qualquer sistema similar) são as associadas com os enrolamentos do gerador, os capacitores e os aparatos de proteção contra sobretensão do gerador e os enrolamentos de baixa tensão do transformador elevador do gerador. Estes três elementos tipicamente somam mais de 95% da capacitância do sistema a terra. Outras fontes são as barras de fase isoladas, os enrolamentos de alta tensão do transformador auxiliar da unidade e os enrolamentos de alta tensão dos transformadores de instrumento (por exemplo TPs do gerador). Geralmente, os valores de capacitância devem ser obtidos do fabricante do equipamento; todavia, as provas de fator de potência ou desligamento (por exemplo testes tipo “Doble”) são excelentes fontes para medi-las. Todos os valores de capacitância usados para estes cálculos devem ser valores de fase a


terra em p.u. (“por unidade”). Nota se que a capacitância em farads ou microfarads necessita ser convertida para reatância capacitiva (ohms) em 60 Hz.

Suponha que a reatância capacitiva fase a terra do gerador, transformador, terminais e equipamento associado no sistema da Figura A é Xoc = 6780 ohms/fase. O valor ôhmico do resistor secundário foi selecionado de tal forma que referenciado através do transformador de distribuição, a resistência resultante Rn seja igual a 1/3 de X0C.

Rn = 0.738 (13,280/240)2 = 2260 Ω

Para propósitos de análise, suponha uma falta SLG nos terminais do gerador. Em termos de quantidades resultantes de falta (tensão e corrente), esta localização representa o pior caso. Isto é, o deslocamento do neutro (o aparecimento de 3Vo através do enrolamento secundário do transformador de distribuição) e as magnitudes de corrente de falta são as maiores. Em termos da sensibilidade do relé, este é o “melhor” lugar para que ocorra uma falta SLG, devido precisamente ao fato das quantidades serem as maiores e, portanto, a probabilidade de detecção ser a maior. Quando a falta se move até o interior do enrolamento do gerador (até o neutro), as quantidades de falta diminuem em magnitude, reduzindo a capacidade dos dispositivos de proteção para detectá-las.

Na Figura A é apresentada uma falta a terra nos terminais do gerador.


SOLUÇÃO POR COMPONENTES SIMÉTRICAS

Por componentes simétricas, as falhas SLG são calculadas conectando as redes de seqüência positiva, negativa e zero em série como apresentado na Figura B (1) e calculando Io .

E1g = Fonte do gerador.

E1s = Fonte do Sistema.

g = Gerador.

t = Transformador do gerador.

S = Sistema de potência.

FIGURA B(1). CIRCUITO EQUIVALENTE DE COMPONENTES SIMÉTRICAS PARA CÁLCULO DE FALHA SLG

FIGURA B(2). REDUÇÃO APROXIMADA DO CIRCUITO EQUIVALENTE DE COMPONENTES SIMÉTRICAS

FIGURA B. CIRCUITOS EQUIVALENTES DE COMPONENTES SIMÉTRICAS PARA FALHA SLG


As impedâncias equivalentes de seqüência positiva e negativa do sistema e a impedância de seqüência zero do gerador podem ser desprezadas uma vez que são extremamente pequenas se comparadas com o circuito equivalente composto pelo resistor do neutro e a capacitância de seqüência zero distribuída. A rede de seqüência zero está aberta no enrolamento em delta do transformador elevador do gerador e consiste no resistor do neutro do gerador convertido ao primário, em paralelo com a capacitância de fase a terra dos enrolamentos do gerador e equipamento associado. O circuito equivalente aproximado é mostrado na Figura B(2), a qual se aplicam as seguintes definições:

Io = Ion + Ioc

onde:

Io = Corrente total de falta de seqüência zero.

Ion = Corrente de seqüência zero que flui no resistor de neutro.

Ioc = Corrente de seqüência zero que flui na capacitância equivalente.

Se Zoeq é o equivalente do paralelo da combinação de 3Rn e - jXoc.

Zoeq = 0.5 (6780 – j6780) = (3390 – j3390) Ohms.

Se E1g é a tensão de fase-neutro do gerador (seqüência positiva):

E1g = ).0 de fase de ângulo (considera V 12,700 3

22000°=

Então, Io na falta é:

Amperes. j1.873) (1.873 j33903390

12700 ZE

Ioeq

1go +=

−==


Considerando que Ifalha = 3Io, então :

Ifalha = 3(1.873 + j1.863) = (5.62 + j5.62) Ampères.

Alternativamente, encontrando as correntes em 3Rn e Xoc respectivamente, se chega ao mesmo resultado.

Se In é a corrente no neutro do gerador, então:

In = 3I0n = Amperes 5.62 226012700

RE

)3RE

( 3n

1g

n

1g ===

Com Xc= 6780 ohms/fase, a contribuição da capacitância para a corrente de falta é dada por:

Ic = 3Ioc = Amperes j5.62 j6780-

3(12700) jXcE 3 1g ==

−

A corrente de falta total, Ifalha é igual a 3Io = In + Ic :

Ifalha = 5.62 + j5.62 = 7.95 ∠45° Ampères

In é a corrente que flui no neutro do gerador para uma falta SLG nos terminais do gerador. A corrente Isec que flui no secundário do transformador de distribuição e através do resistor R, é In multiplicado pela relação de voltas do transformador de distribuição:

Isec = 5.62

24013280 = 311 Ampères.

A tensão através do resistor secundário é dada por:

VR = Isec (R) = 311 (0.738) = 229.5 Volts.

Os valores de VR e Isec são as utilizadas para ajustar os relés. O leitor deve recordar que o valor da resistência do resistor de aterramento foi selecionado com base nas capacitâncias de seqüência zero no sistema. As capacidades continuas do resistor e transformador de aterramento são selecionadas considerando um deslocamento total da tensão do neutro (devido à falta SLG nos terminais do gerador). Como se mostrou acima, VR para a condição deste exemplo é 229.5 V. Isto implica em uma capacidade continua para o resistor e o transformador de pelo menos 71.4 kW.


A capacidade do resistor é dada por:

kW = 71.4 1000

311 x 229.5 1000

V x I R sec ==

A capacidade do transformador é dada por:

74.6 1000

311 x 240 1000

I x V kVA secNOMINAL ===


SEÇÃO 5

PROTEÇÃO CONTRA FREQÜÊNCIA ANORMAL

RESUMO

Tanto o gerador quanto a turbina estão limitados no grau de operação a freqüência anormal que podem ser tolerados. Nas freqüências reduzidas, se terá uma redução na capacidade do gerador. A turbina, especialmente a vapor e a gás, é considerada mais estrita do que o gerador a freqüências reduzidas devido às possíveis ressonâncias mecânicas nas muitas etapas das palhetas da turbina. O desvio da velocidade nominal sob carga trará estímulos de freqüências próximos a uma ou mais das freqüências naturais das várias palhetas e trará um incremento nos esforços vibratórios. A medida que se aumentam os esforços vibratórios, o dano é acumulado, o qual pode conduzir à fratura de algumas partes da estrutura das palhetas.

A proteção primária de sub freqüência para geradores de turbinas se proporciona pela implementação de um programa de corte de carga automático no sistema de potência. Estes programas de corte de carga devem ser projetados de tal forma que, para a condição de máxima sobrecarga possível, seja cortada carga suficiente para restaurar rapidamente a freqüência do sistema a um valor próximo ao normal. A proteção de retaguarda para condições de sub freqüência é proporcionada pelo uso de um ou mais relés de sub freqüência e temporizadores em cada gerador. Os relés de sub freqüência e os temporizadores são usualmente conectados para disparar ao gerador.

INTRODUÇÃO

Quando um sistema de potência está em operação estável a freqüência normal, a entrada total de potência mecânica do impulsor primário do gerador é igual à soma das cargas conectadas, e todas as perdas de potência real no sistema. Uma alteração sensível deste balanço causa uma condição de freqüência anormal do sistema. As condições de freqüência anormal podem causar disparos de geradores, que linhas de enlace se abram por sobrecarga ou que partes do sistema se separem devido às oscilações de potência e à


instabilidade resultante. Isto poderia resultar na separação do sistema de potência em uma ou mais ilhas isoladas eletricamente.

A maioria das empresas fornecedoras tem implementado um programa de corte de carga automático para evitar tanto colapsos totais do sistema como para minimizar a possibilidade de dano ao equipamento durante uma condição de operação com freqüência anormal. Estes programas de corte de carga estão projetados para:

• Cortar só a carga necessária para liberar a sobrecarga na geração conectada.

• Minimizar o risco de dano às plantas geradoras.

• Mitigar a possibilidade de eventos em cascada como resultado do disparo por sub freqüência de uma unidade.

• Restaurar rapidamente a freqüência do sistema a um valor próximo ao normal.

Em um sistema de potência podem ocorrer dois tipos de condições de freqüência anormal:

1. A condição de sub freqüência ocorre em um sistema de potência como resultado de uma súbita redução na potência de entrada pela perda de gerador(es) ou perdas de enlaces clave de importação de potência. Isto pode produzir um decremento na velocidade do gerador, o que causa uma diminuição da freqüência do sistema.

2. A condição de sobrefreqüência ocorre como resultado de uma perda súbita de carga ou perda de enlaces clave de exportação de potência. A saída do impulsor que alimentava a carga inicial é absorvida pela aceleração destas unidades e pode resultar em um incremento na freqüência do sistema.

Existem dois estudos principais associadas com a operação de uma planta geradora a freqüência anormal. Estas são :

• A proteção do equipamento contra o dano que poderia apresentar se pela operação a freqüência anormal.


• A prevenção do disparo acidental da unidade geradora por uma condição de freqüência anormal recuperável que não exceda os limites de projeto do equipamento da planta.

As partes principais de uma planta geradora que são afetadas pela operação a freqüência anormal são o gerador, transformadores elevadores, turbina e as cargas auxiliares da subestação.

Operação a freqüência anormal de plantas geradoras de vapor.

A. Capacidade de alta/sub freqüência do gerador.

Porém não tem sido estabelecida uma norma para a operação a freqüência anormal de geradores síncronos, se reconhece que a redução de freqüência origina ventilação reduzida; portanto, a operação a sub freqüência deverá ser a kVA reduzidos.

É quase certo que uma operação a sub freqüência da unidade, é acompanhada por valores altos de corrente de carga tomada do gerador. Isto poderia causar que se exceda a capacidade térmica de curto tempo do gerador. Os níveis de operação permissíveis de curto tempo para o estator e o rotor de geradores síncronos de rotor cilíndrico são especificados na ANSI C50.13. As limitações na operação de geradores em condição de sub freqüência são menos restritivas que as da turbina. Contudo, quando se requer proteção do gerador, tem sido uma prática na industria proporcionar proteção contra sobrecorrente.

A sobrefreqüência é usualmente resultado de uma súbita redução na carga e, portanto, é usualmente associada com operação a carga leve ou sem carga. Durante a operação com sobrefreqüência, a ventilação da máquina é melhorada e as densidades de fluxo para uma tensão nos terminais dado são reduzidas. Portanto, a operação dentro dos limites de sobrefreqüência da turbina não produzirá sobre aquecimento do gerador se os kVA e a tensão nominal não são excedidos. Se o regulador de tensão do gerador é mantido em serviço a freqüências significativamente reduzidas, os limites de Volts por Hertz de um gerador poderiam ser excedidos. Contudo, a maioria dos incidentes de Volts por Hertz excessivos ocorrem por outras razões diferentes à operação a freqüência reduzida e são analisadas em outra seção deste tutorial.


B. Capacidade de sub/sobre freqüência da turbina

A consideração principal na operação de uma turbina de vapor sob carga a freqüência diferente da síncrona é a proteção das palhetas longas na seção de baixa pressão da turbina. A Figura 1 ilustra uma representação dos limites mais restritivos (refere-se a ANSI C37.106) para as limitações de operação a carga plena ou parcial de uma turbina de vapor grande durante freqüência anormal. A operação destas etapas sob carga, a uma velocidade que causa uma coincidência da banda de freqüência natural das palhetas conduzirá a dano por fatiga das palhetas e finalmente a falta das palhetas. Este problema pode ser particularmente severo quando flui corrente de seqüência negativa através da armadura do gerador, excitando por isso freqüências torsionais, próximas de 120 Hz.

A proteção contra sobrefreqüência geralmente não é aplicada porque os controles de redução do regulador de velocidade ou as ações do operador são consideradas suficientes para corrigir a velocidade da turbina. Contudo, deve se considerar o impacto sobre a proteção de sobre velocidade e o desligamento da unidade durante uma condição de sobrefreqüência. Isto é necessário para assegurar a coordenação e a proteção dos palhetas da turbina para condições de sobrefreqüência. Os limites de operação para as unidades são mostrados na Figura 1 acima da linha de 60 Hz.


FIGURA 1. Limites típicos de operação parcial ou a plena carga de turbinas a vapor durante freqüência anormal.

Transformadorelevador

TP’s

Gen

Registrador debaja frecuencia

(59.5) Hz.

81-4(57.0 Hz.)

81-1(58.5 Hz.)

81-2(58.5 Hz.)

81-3(57.0 Hz.)

OR

OR

Alarma

Alarma

On-Line

On-Line

AND

AND

Alarma porbaja frecuencia

Turbina/Generador

DisparoTurbina/Generador

DisparoTurbina/Generador(1.0 seg de retardo)

62(5.0 min.)

62 Relevador de retardo de tiempo81 Relevador de baja frecuencia

FIGURA 2. Diagrama de blocos do esquema de proteção.

BANDA DE FREQÜÊNCIA,

Hz

RETARDO DE TEMPO

COMENTÁRIOS

60.0 – 59.5 - Não há atuação de relés. A turbina pode operar continuamente.

59.5 Nenhum Alarmes do registrador de freqüência.

59.5 – 58.5 - O operador do sistema deve cortar carga ou isolar a unidade em 30 minutos.

58.5 – 57.0

5.0 min.

Estas bandas poderiam disparar ou alarmar, dependendo das práticas das empresas. Por “alarme”, o operador tem este tempo para cortar carga ou isolar a unidade.


Tabela 1. Ajustes de freqüência e temporizadores para o esquema anterior.

Figura 3 Exemplo de aplicação.

Os métodos de proteção para se evitar a operação da turbina fora dos limites prescritos serão restringidos à proteção de sub freqüência. Os esquemas de corte de carga do sistema proporcionam a proteção primária da turbina por sub freqüência. Um corte de carga apropriado pode fazer com que a freqüência do sistema regresse à normalidade antes que os limites anormais da turbina sejam excedidos. Os relés de sub freqüência para corte de carga automático são usados para cortar a quantidade requerida de carga necessária para manter um balanço carga-geração durante uma sobrecarga do sistema.

Portanto, a operação a outras freqüências diferentes da nominal ou próximas da velocidade nominal está restringida em tempo aos limites para as distintas bandas de freqüência publicadas por cada fabricante de turbinas para vários projetos de palhetas. Os limites de freqüência anormal são baseados geralmente nas piores condições devido a que:

1. As freqüências naturais dos palhetas dentro de uma etapa diferem devido a tolerâncias de fabricação.


2. A fatiga poderia incrementar se com operação normal por razões tais como pancada, corrosão e erosão dos bordes dos palhetas.

3. O limite deve também reconhecer o efeito de perda adicional de vida dos palhetas ocorrido durante as condições de operação anormal não associadas com a operação a sub velocidade ou sobre velocidade.

Os sistemas de potência cujos projetos são tais que podem formar ilhas no sistema devido aos esquemas de corte de carga ou circunstancias imprevistas, devem considerar a proteção de sub freqüência do turbo-generador para reduzir o risco de dano na turbina de vapor na área isolada. Além disso, a proteção de sub freqüência do turbo-generador proporciona proteção de retaguarda contra a falta do sistema de corte de carga. Um esquema de relés típico para proporcionar disparo de gerador durante uma condição de sub freqüência da qual o sistema pode recuperar se, minimizando o risco de dano na turbina, é mostrado na Figura 2. A Tabela 1 resume os ajustes de freqüência e tempo usados na Figura 2.

A linha ponteada na Figura 3 representa a característica de ajustes do relé e a linha sólida representa os limites de dano da turbina. Os critérios de projeto seguintes são sugeridos como guias no desenvolvimento de um esquema de proteção por sub freqüência:

1. Estabelecer os pontos de disparo e os retardos de tempo com base nos limites de freqüência anormal do fabricante da turbina.

2. Coordenar os relés de disparo por sub freqüência do turbo-generador com o programa de corte de carga automático do sistema.

3. A falta de um relé só de sub freqüência não deve causar um disparo desnecessário da máquina.

4. A falta de um relé só de sub freqüência, para operar durante uma condição de sub freqüência, não deve arriscar o esquema de proteção integral.

5. Os relés devem ser selecionados com base em sua exatidão, rapidez de operação e capacidade de rearme.

6. O sistema de proteção de sub freqüência da turbina deve estar em serviço se a unidade está sincronizada ao sistema ou enquanto está separada do sistema mas alimentando aos serviços auxiliares.


7. Proporcionar alarmes separados para alertar ao operador sobre uma freqüência no sistema menor que a normal e de que há um disparo pendente da unidade.

C. Considerações de sub freqüência–Auxiliares de uma planta de vapor.

A habilidade do sistema de fornecimento de vapor para continuar operando durante um período extenso de operação em sub freqüência depende da margem na capacidade dos impulsores de motor auxiliares e das cargas impulsionadas pelas flechas. Os equipamentos auxiliares mais limitados são geralmente as bombas de água de alimentação da caldeira, as bombas de água de circulação e as bombas de condensação, visto que uma porcentagem de redução de velocidade causa um maior percentual de perda de capacidade. A freqüência crítica na qual o comportamento das bombas afetará a saída da planta varia de planta para planta. Conseqüentemente, o nível de freqüência segura mínima para manter a saída da planta depende de cada planta e do projeto do equipamento e da capacidade associada com cada unidade geradora. A proteção contra operação a sub freqüência é usualmente associada ao equipamento de proteção térmica, mas é possível uma proteção mais refinada usando um relé sensível à freqüência ou um relé de Volts por Hertz, o qual mede as condições reais do sistema.

Operação a freqüência anormal de plantas geradoras nucleares

A. Capacidade de sub/sobre freqüência do turbo-generador.

As estudos relativas ao turbo-generador que afetam as operações da planta são, em geral, as mesmas que já se discutiram na seção de plantas geradoras de vapor.

B. Considerações de sub freqüência nos auxiliares das plantas geradoras nucleares.

O maior efeito de uma condição de sub freqüência sobre o sistema de auxiliares da planta é causar que as saídas de várias bombas elétricas de fluxo


refrigerante no sistema de vapor nuclear sejam reduzidas. A operação como resultado da redução do fluxo em partes do sistema pode provocar deteriorização no equipamento da planta. Os projetos de plantas nucleares baseados em reator de água pressurizada (PWR) e reator de água fervente (BWR) são analisados separadamente devido a que diferem suas respostas a operação com freqüência anormal.

Plantas PWR

O impacto de freqüências anormais sobre unidades PWR é seu efeito sobre a velocidade da bomba de esfriamento do reator, a qual varia com a freqüência do sistema de potência. Se há o colapso da freqüência na planta, o reator será disparado automaticamente quando esta condição origina um fluxo de esfriamento reduzido através do reator. Quando o reator se dispara, o gerador é também disparado e o reator é apagado com a bomba de esfriamento do reator conectada ao sistema de potência. Se a freqüência continua caindo a uma velocidade maior do que o índice de projeto da bomba de esfriamento do reator, a velocidade do fluxo de esfriamento do reator será reduzida pela queda da freqüência do sistema. Esta condição poderia significar um desafio à operação segura da planta. Este é um dois mais sérios efeitos que uma condição de sub freqüência pode causar em uma planta PWR.

Analisando o problema apresentado acima, se vê que uma possível solução é isolar as bombas de esfriamento do reator do sistema de potência se a queda da freqüência do sistema excede o índice de projeto da bomba. Para alcançar este objetivo requer se a aplicação de um relé de sub freqüência para disparar o reator e o gerador a um nível de freqüência que permita que uma bomba de esfriamento do reator isolada cumpra suas requisitos de desempenho operacional. Os seguintes parâmetros devem ser considerados quando se aplica a proteção de sub freqüência em uma planta PWR.

1. O desvio projetado do índice de aquecimento nuclear da planta.

2. O tamanho do sistema de esfriamento com relação ao núcleo do reator.

3. O índice máximo de decremento da freqüência do sistema de potência que pode ser encontrado.

4. A capacidade do núcleo com relação à carga.


5. Coordenação com os esquemas de corte de carga do sistema de potência.

6. As condições de tensão do sistema que existam no momento de um decremento da freqüência do sistema.

Plantas BWR

Algumas unidades de reator de água fervente BWR empregam grupos motor-gerador não qualificados sísmicamente para a alimentação de energia aos sistemas de proteção do reator. Para assegurar que estes sistemas possam cumprir suas funções de proteção durante um sismo para o qual uma condição de sub freqüência do grupo motor-gerador o da alimentação alterna poderia danificar os componentes deste sistema, se proporcionam relés de sub freqüência redundantes. Esta proteção é proporcionada entre a fonte de potência alterna e os barras do sistema de proteção do reator. A operação de um ou ambos relés de sub freqüência associados com um sistema de proteção do reator causará uma semi-rejeição de carga da unidade. Se um ou ambos os relés de sub freqüência operam em cada um dois barras de proteção do sistema do reator, ocorrerá um rejeição de carga completo da unidade. Existem vários fatores que devem ser considerados no ajuste dois relés de sub freqüência para unidades BWR:

1. A característica de tolerância do relé de sub freqüência.

2. A característica de deslizamento dos grupos motor-gerador.

3. As características dos esquemas de corte de carga do sistema.

Operação com freqüência anormal de turbinas de combustão:

As limitações para geradores de turbinas de combustão (CTGs) são similares em vários aspectos às dos geradores de turbinas a vapor. Existem, todavia, certas diferenças no projeto e aplicação de CTGs que podem originar diferentes requisitos de proteção.

Uma turbina de combustão poderia perder fluxo de ar se intenta manter sua saída completa durante condições de sub freqüência. A perda de fluxo de ar


poderia causar um eventual disparo da unidade por sobre temperatura dos palhetas. Os CTGs são equipados com um sistema de controle que descarga automaticamente a unidade reduzindo o fluxo de combustível de acordo com a redução da velocidade. Este controle tem o efeito total de proteger os palhetas da turbina contra danos e o gerador contra sobre aquecimento durante a operação a sub freqüência da unidade. Em geral, os CTGs tem uma maior capacidade para operação a sub freqüência que as unidades de vapor, particularmente se o sistema de controle inclui uma característica de redução de carga. A operação continua de CTGs está no faixa de 56-60 Hz, sendo os palhetas da turbina o fator limitante. Estes fatores, mais os outros discutidos anteriormente, sugerem um esquema de proteção por sub freqüência com um só ponto de ajuste de disparo não abaixo do menor ponto de ajuste de disparo por sub freqüência para as unidades de vapor na vizinhança. As seguintes diretrizes devem ser observadas quando da aplicação da proteção de sub freqüência à turbinas de combustão:

1. Usar um relé de sub freqüência para cada unidade, alimentado pelos transformadores de potencial da unidade.

2. Se se deseja agregar proteção, deve-se supervisionar o disparo com um segundo relé de sub freqüência. Este relé pode ser comum a várias unidades .

3. Se deve estar consciente da existência de proteção de sub freqüência proporcionada pelo fabricante no sistema de controle da unidade. pode ser requerida a coordenação de ajustes e lógica de disparos para se evitar interferência com a proteção externa.

Operação com freqüência anormal de unidades geradoras de ciclo combinado

Em uma instalação de geração de ciclo combinado, a qual é uma combinação de uma unidade de turbina de combustão e uma unidade de turbina de vapor, as limitações de sub freqüência são as descritas na seção associada com cada tipo de unidade. Se recomenda, para a proteção de uma instalação de ciclo combinado, proporcionar esquemas separados de proteção de sub freqüência


para cada unidade da planta de ciclo combinado. O método usado deverá seguir as recomendações indicadas na seção de cada unidade.

UNIDADES HIDRO GERADORAS

As turbinas hidráulicas podem usualmente tolerar desvios de freqüência muito maiores do que as turbinas a vapor ou de combustão. A proteção de sub freqüência não é normalmente requerida para a proteção da turbina. O índice máximo de mudança de fluxo de água através da turbina é muitas vezes limitado pelas pressões máxima ou mínima que podem ser toleradas na válvula de bloqueio de água.

A velocidade limitada à qual pode ser fechada a comporta de entrada de água poderia causar sobre velocidades superiores a 150% da velocidade nominal sob perda súbita de carga. Porém estas grandes velocidades podem ser toleradas por um curto tempo, as unidades devem ser retornadas a sua velocidade nominal em segundos pela ação do regulador de velocidade. Caso se tenha uma falta do regulador de velocidade, a turbina poderia “disparar” a velocidades próximas ao 200% da nominal. A proteção por sobrefreqüência pode ser aplicada em geradores hidráulicos como retaguarda ou como substituição de dispositivos de sobre velocidade mecânicos. Estes relés podem ser ajustados a uma freqüência menor que a máxima que ocorre durante uma rejeição de carga, mas com o retardo de tempo apropriado para permitir a ação do regulador de velocidade. Se a ação do regulador de velocidade não consegue controlar a freqüência em um tempo apropriado, a proteção de sobrefreqüência operará.

A operação da proteção de sobrefreqüência poderia indicar um mal funcionamento no sistema de controle de comportas da turbina. Portanto, esta proteção pode ser conectada para fechar as comportas de entrada de emergência de turbinas ou as válvulas de água acima das comportas de entrada da turbina principal.

Devido às grandes variações de freqüência que podem ser esperadas durante mudanças de carga súbitas em geradores hidráulicos, as cargas de consumidores que possam ser conectados a ilhas com tal geração podem ser protegidas com proteção de sobre e sub freqüência. Estes relés podem ser ajustados com faixas mais estreitas e com retardos de tempo menores que os necessários para a proteção de plantas geradoras. Os relés são algumas vezes


conectados aos transformadores de tensão (TPs) na planta geradora. Tais dispositivos de “Proteção de Qualidade” não devem ser confundidos com a proteção do gerador. Sua função é proteger a qualidade da alimentação dos consumidores, e são usualmente conectados para disparar as cargas, com tal vez disparo não requerido do gerador.

Considerando que os requisitos de ajustes para a proteção de qualidade são completamente independentes dos requisitos para a proteção da turbina ou do gerador, podem ser necessários relés diferentes para as duas funções.

Referências:

1. ANSI/IEEEC37.106-1987 IEEE Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating Plants.

2. Westinghouse Total Integration Protection of Generators, Section 4 Off-Frequency Operation – Generator Considerations by M.S. Baldwin, Section 5 Steam Turbine Off Frequency Operation by A.J. Partington.

3. General Electric –GET-6449 Load Shedding, Load Restoration and Generator Protection Using Solid-State and Electromechanical Umderfrequency Relays, Section 1 Basic Application of Umderfrequency Relays, Section 4 Protection of Steam Turbine-Generators During Abnormal Frequency Conditions.

4. ANSI/IEEE C37.96-1988 IEEE Guide for AC Motor Protection.


SEÇÃO 6

PROTEÇÃO DE SOBREEXCITAÇÃO E SOBRETENSÃO

RESUMO

As normas ANSI/IEEE estabelecem que os geradores devem operar normalmente na potência nominal para níveis de tensão e freqüência dentro de limites especificados. Os desvios em freqüência e tensão fora destes limites podem causar esforços térmicos e dielétricos que podem causar dano em segundos. A sobreexcitação e o sobretensão são desvios para os quais se necessitam proporcionar esquemas de monitoramento e proteção.

INTRODUÇÃO

A sobreexcitação de um gerador ou qualquer transformador conectado aos terminais do gerador ocorrerá tipicamente quando a relação tensão a freqüência, expressa como Volts por Hertz (V/Hz) aplicada aos terminais do equipamento exceda os limites de projeto. As normas ANSI/IEEE estabelecem os seguintes limites:

♦ Geradores 1.05 p.u. (Na base do gerador)

♦ Transformadores 1.05 p.u. (Na base do secundário do transformador) a carga nominal, f.p. de 0.8 ou maior:

1.1 p.u. (Na base do transformador) sem carga.

Estes limites se aplicam, a menos que outra coisa seja estabelecida pelo fabricante do equipamento. Quando estas relações de V/Hz são excedidas, pode ocorrer a saturação do núcleo magnético do gerador ou transformador conectado, induzindo se fluxo de dispersão em componentes não laminados, os quais não estão projetados para levar fluxo; o dano pode ocorrer em segundos. É uma prática geral proporcionar relés de V/Hz para proteger geradores e transformadores destes níveis excessivos de densidade de fluxo magnético.


Tipicamente, esta proteção é independente do controle V/Hz no sistema de excitação.

Uma sobretensão excessiva em um gerador ocorrerá quando o nível de esforço do campo elétrico excede a capacidade do desligamento do enrolamento do estator do gerador. Não se pode confiar na proteção V/Hz para detectar todas as condições de sobretensão. Se a sobretensão é resultado de um incremento proporcional na freqüência, o relé de V/Hz ignorará o evento uma vez que a relação Volts a Hertz não se modificou. É prática geral proporcionar um relé de sobretensão para alarmar ou, em alguns casos, disparar os geradores por estes altos níveis de esforços elétricos.

FUNDAMENTOS DE SOBREEXCITAÇÃO

Os relés de sobreexcitação, ou V/Hz, são usados para proteger os geradores e transformadores dos níveis excessivos de densidade de fluxo magnético. Os altos níveis de densidade de fluxo são causados por uma sobreexcitação do gerador. A estes altos níveis, as trajetórias do ferro magnético projetadas para levar o fluxo normal se saturam, e o fluxo começa a fluir em trajetórias de dispersão não projetadas para suportá-lo. Estes campos resultantes são proporcionais à tensão e inversamente proporcionais à freqüência. Portanto, os altos níveis de densidade de fluxo (e a sobreexcitação) apareceram como conseqüência da sobretensão, da sub freqüência ou de uma combinação de ambos.

Figura 1. Seção transversal axial de uma turbina de gerador mostrando as trajetórias do campo magnético.


A Figura 1 é uma seção transversal axial de um turbo-generador, que mostra os campos magnéticos principal e de dispersão. Os campos magnéticos de dispersão são mais danosos nos extremos do núcleo do gerador, onde o campo magnético marginal pode induzir altas correntes de Eddy nas componentes do ensamble do núcleo sólido e nas laminações do extremo do núcleo. Isto resulta em perdas e aquecimento maiores em esses componentes. A Figura 2 mostra uma construção típica para o extremo de um núcleo do estator de um gerador.

Figura 2. Construção do extremo típico de um núcleo do estator

de um gerador.


Figura 3. Fluxos de dispersão e correntes induzidas nos extremos do núcleo.

Além das altas temperaturas, as correntes de Eddy também causam tensões interlaminações, as quais poderiam degradar ainda mais o desligamento. A Figura 3 mostra estas trajetórias de correntes. Se o delgado desligamento das laminações é rompido pelas altas temperaturas ou tensões, se terão severos danos ao ferro. Estas altas temperaturas e tensões podem originar dano em questão de segundos. Depois que este dano ocorre, o núcleo se torna inutilizável. Igualmente, os níveis normais de densidade de fluxo magnético do núcleo aumentarão a quantidade de pontos queimados e rompidos. O tempo indisponível do equipamento será significativo. O dano é mais severo que com a maioria das falhas de enrolamentos, e o conserto poderá requerer a retirada do enrolamento completo e refazer uma parte do núcleo.

O dano devido à operação com V/Hz excessivos ocorre mais freqüentemente quando a unidade está fora de serviço, antes da sincronização. A probabilidade de uma sobreexcitação do gerador aumenta dramaticamente se os operadores preparam manualmente a unidade para a sincronização, particularmente se os alarmes de sobreexcitação ou circuitos inibidos são inadequados ou se os circuitos de transformadores de potencial (TPs) são formados inapropriadamente. Um gerador nuclear grande falhou quando um TP ligado inadequadamente causou que o sinal de tensão fora muito menor que a tensão real da máquina. Este sinal foi inicialmente lido pelo operador que aplicava manualmente a excitação ao campo. O núcleo falhou em menos de um minuto. Esta situação poderia também ter ocorrido com um esquema automático se as medidas de proteção adequadas não foram projetadas no sistema de proteção, ou se estas medidas falharam.

Também é possível que uma unidade esteja sujeita a uma operação de V/Hz excessivos enquanto está sincronizada à rede. Uma crença comum é que os sistemas de potência interconectados nos EUA são sistemas de barra infinita e que é virtualmente impossível elevar significativamente as tensões das unidades acima da tensão de operação nominal. Isto não é certo em todas as unidades , e se reconhece que uma operação inadequada de reforço total por um regulador de tensão danificado eleva significativamente as tensões do sistema local. Pode se estabelecer vários cenários que podem causar uma condição de sobreexcitação quando a unidade está conectada ao sistema:


♦ A perda de geração próxima pode afetar a tensão da rede e o fluxo de VARs, causando um distúrbio que se mostra como uma queda de tensão. Em um intento de manter a tensão do sistema, os sistemas de excitação dois geradores restantes podem tratar de reforçar a tensão terminal aos limites de ajuste do controle de excitação, enquanto a geração disparada está sendo reconectada. Se ocorre uma falta no controle da excitação em este intervalo, ocorrerá uma sobreexcitação.

♦ Um gerador poderia estar operando a níveis nominais para alimentar um alto nível de VARs ao sistema. A tensão da unidade pode ainda permanecer cerca dos níveis nominais da rede devido às interconexões. Uma perda súbita de carga o das interconexões pode causar que a tensão da unidade se eleve subitamente. Ocorrerá um evento de sobreexcitação se os controles de excitação do gerador não respondem adequadamente.

♦ A autoexcitação pode ocorrer em geradores devido à abertura de um disjuntor remoto no sistema quando a unidade está conectada ao sistema através de linhas de transmissão longas. Se a admitância de carga nos terminais do gerador é maior que a admitância de eixo em quadratura 1/Xq, a natureza da retro alimentação positiva da ação de controle do regulador de tensão pode causar uma rápida elevação de tensão.

LIMITES DE OPERAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS

As limitações dos equipamentos são uma consideração importante no ajuste da proteção V/Hz para uma unidade geradora. As normas ANSI/IEEE tem regras sobre limites para V/Hz e sobretensões excessivas de geradores e transformadores associados à unidade, incluindo transformadores elevadores e transformadores auxiliares da unidade. Estes são resumidos na INTRODUÇÃO desta seção.

Quando se ajusta a proteção de sobretensão, algumas normas indicam os requisitos mínimos. Os geradores de rotor cilíndrico devem ser capazes de operar até com o 105% da tensão nominal. Se estabelecem variações similares na tensão para geradores hidroelétricos. Os transformadores de potência devem operar até a 110% da tensão nominal, a freqüência nominal, dependendo dos níveis de carga.


O dano aos equipamentos devido a V/Hz excessivos, é causado principalmente pelo sobreaquecimento dos componentes, o qual depende da duração do evento. A partir das relações entre os campos de dispersão e o aquecimento, podem desenvolver se curvas que definem os limites de magnitude e duração dos eventos de V/Hz. Os fabricantes geralmente proporcionam curvas para seus equipamentos que mostram os limites de operação permissíveis em termos de porcentagem de V/Hz normais contra tempo. As figuras 4A e 4B mostram curva s típicas para um gerador e para um transformador de potência.

Ao se ajustar a proteção de V/Hz para uma unidade geradora, é importante que as curvas de operação permissíveis para os geradores e transformadores sejam referidas a uma base comum de tensão. Isto é necessário uma vez que, em alguns casos, a tensão nominal do enrolamento de baixa tensão do transformador elevador é levemente menor que a do gerador. A relação de voltas resultante compensa parcialmente a queda de tensão através do banco devida ao fluxo de carga. A tensão base usada normalmente é a tensão terminal do gerador, visto que tipicamente os TPs usados para a sinal de tensão ao relé estão conectados à unidade entre o gerador e os transformadores elevador e auxiliar da unidade. A Figura 4C mostra as curvas combinadas para o gerador e o transformador elevador.

O dano aos equipamentos por tensão excessiva é causado basicamente por ruptura do desligamento devido a esforço dielétrico. A sobretensão sem sobreexcitação (V/Hz) pode ocorrer quando um gerador tem uma sobrevelocidade devida a um rejeição de carga, a uma falta severa e repentina, ou a alguma outra razão; nestes casos não ocorre uma sobreexcitação porque a tensão e a freqüência aumentam na mesma proporção; por tanto, a relação V/Hz permanece constante. Geralmente os fabricantes proporcionam relações tensão-tempo para seu equipamento, as quais mostram os limites permissíveis de operação.

Ao se ajustar os relés de sobretensão para uma unidade geradora, é importante que os limites de operação permissíveis para o gerador e os transformadores sejam postos em uma base comum de tensão, pelas mesmas razões que as descritas para os relés de V/Hz.


Figura 4 A. Curva típica de limite para a operação de V/Hz para

um gerador.

Figura 4 B. Curva típica de limite para a operação de V/Hz para

um transformador de potência.

Figura 4C. Curvas combinadas para a operação V/Hz para

gerador e transformador elevador (com a curva do transformador elevador posta na base da tensão do gerador).


Figura 5 A. Característica típica do relé de tempo definido

Figura 5B. Característica típica do relé de tempo inverso


Figura 6. Característica típica de relé para proteção V/Hz, de nível dual de tempo definido (Relé A ajustado em 118% V/Hz com retardo de tempo de 6 segundos. Relé B ajustado em 110% V/Hz com um retardo de tempo de 60 segundos)

ESQUEMAS DE PROTEÇÃO E CARACTERÍSTICAS

Para a proteção de V/Hz, existem duas características típicas de relés usadas: tempo definido e tempo inverso. As figuras 5A e 5B mostram as características básicas e a zona de proteção para cada um destes tipos de relés. Nos novos relés de estado sólido de tempo inverso, estão disponíveis dois estilos de ajustes de curva de tempo inverso: um estilo de relé permite ao usuário selecionar pontos específicos na curva desenhada V/Hz – tempo, para a aplicação particular do usuário. O outro estilo de relés proporciona conjuntos de curvas V/Hz-tempo, das quais o usuário seleciona a curva específica que se adapte melhor à sua aplicação.

Existem três esquemas de proteção comumente empregados para relés de V/Hz na industria. Estes esquemas são : nível simples, tempo definido; nível dual, tempo definido; e tempo inverso. Uma desvantagem importante de empregar um esquema de proteção que somente utiliza relés de tempo definido é a decisão entre a proteção do equipamento e a flexibilidade de operação. A Figura 6 mostra um esquema possível de proteção que usa dois relés de V/Hz em um esquema de tempo definido de nível dual. Pode se notar as áreas não protegidas nas quais os limites do equipamento poderiam ser excedidos e as áreas onde as características do relé restringem a operação abaixo dos limites


do equipamento. Por esta razão, os relés de tempo inverso proporcionam a proteção e a flexibilidade de operação ótimas, visto que coordenam melhor com os limites operacionais do equipamento. A Figura 7 mostra um esquema típico que usa tanto relés de tempo inverso como relés de tempo definido.

Figura 7 Proteção e flexibilidade de operação ótima, proporcionada com o uso de relés de tempo inverso e de tempo definido. (O relé A é de tempo definido, ajustado a 123% Volts/Hz com um retardo de tempo de 2 segundos; o relé B é de tempo inverso).

Uma investigação recente sobre proteção de geradores encontrou que quase todas as unidades maiores de 100 MW tem proteção de V/Hz para o gerador. A maioria das grandes unidades (cerca do 60%) usam o esquema de nível dual, de tempo definido. As unidades restantes estão quase repartidas a partes iguais entre os esquemas de nível simples, de tempo definido e de tempo inverso. As respostas para unidades menores a 100 MW, indicou que quase em todas as unidades não se tem nenhuma proteção de V/Hz .

Nos relés de sobretensão, o pick-up deve ser ajustado acima da máxima tensão de operação normal; o relé pode ter uma característica de tempo inverso ou definido para dar oportunidade ao regulador de responder a condições transitórias antes de que ocorra o disparo. Adicionalmente, pode ser aplicado um elemento instantâneo para sobretensões muito altas.

É importante que o relé de sobretensão tenha uma resposta plana à freqüência, porque podem ocorrer mudanças de freqüência durante o evento de sobretensão. Isto é de particular importância em instalações hidroelétricas que podem ter limites na velocidade de fechamento de comportas, imposta pela


pressão hidráulica nas comportas das eclusas. Em tais casos, estas unidades podem sofrer incrementos de velocidade da ordem de 150% durante uma rejeição total de carga, antes que a ação do regulador de velocidade pode ter efeito para reduzir a velocidade.

CONEXÃO DOS RELÉS DE V/Hz E DE SOBRETENSÃO

Muitos relés de V/Hz são dispositivos monofásicos. Os problemas ocorrem se o sinal de tensão para o relé vem de um só TP do gerador. Um fusível rompido ou uma conexão incompleta do circuito após alguma intervenção nos TPs poderiam resultar que nenhuma tensão seja sentida pelo relé de V/Hz, o que ocasionaria a não atuação da proteção. Para se ter uma proteção redundante e completa, deve se usar TPs em diferentes fases para alarmes múltiplos e para funções do relé. Alguns dos novos relés digitais tem capacidade de alarmar quando se perde uma ou as duas entradas de potencial. Para relés de sobretensão, se aplicam as mesmas medidas que para relés de V/Hz.

FILOSOFIA DE DISPARO

A operação com V/Hz excessivos causará falha no equipamento e deve ser tratada como um problema elétrico severo. Como se recomenda no “Guia para Proteção de Geradoras de C.A.” (Guide for AC Generator Protection), deve se abrir os disjuntores principal e de campo se a unidade está sincronizada. Para as unidades sem capacidade de rejeição de carga (que são incapazes para rapidamente baixar a potência e se estabilizarem em um ponto de não carga), a turbina também deve ser disparada. No período anterior à sincronização, se devem proporcionar circuitos de alarme e inibição para se evitar que o operador sobreexcite o gerador.

Para máquinas que operam fora de serviço, a prática é disparar somente o disjuntor de campo, e não disparar a turbina. Como o problema é do sistema de excitação, poderia ser rapidamente remediado, e a unidade posta em serviço sem ter que se fazer todo o processo de partida. Isto é particularmente vantajoso em unidades de vapor com tempos de partida longos.

Dois esquemas de disparo indicados por alguns dos entrevistados na investigação devem ser desaconselhados e desaprovados: abrir unicamente o


disjuntor de campo ante uma operação do relé de V/Hz e disparar seqüencialmente primeiro a turbina e depois o gerador. Alguns crêem que um evento de V/Hz excessivo é possível unicamente com a unidade fora de serviço, e sua lógica de proteção tem ao relé de V/Hz que abre unicamente o disjuntor de campo para qualquer condição de operação. Se um evento ocorre enquanto que a unidade está sincronizada à rede, o disjuntor de campo abrirá e a unidade deverá depender de outros dispositivos de proteção para ser disparada.

Tão pouco se recomenda o disparo seqüencial da unidade. O disparo seqüencial implica um esquema onde o impulsor (usualmente uma turbina) é disparado por um dispositivo que responda a algum distúrbio, e então os disjuntores de gerador e de campo são disparados por alguns outros dispositivos de proteção, como um relé de potência inversa que responde à perda do impulsor. Os retardos de tempo inerentes aos esquemas de disparo seqüencial são suficientemente longos para causar dano severo ao equipamento.

CONCLUSÃO

Os relés de V/Hz e de sobretensão são aplicados em plantas geradoras para alarme e disparo. Todavia podem parecer proteções muito similares, sem serem adequadas. É necessário um profundo entendimento das causas dos eventos de sobreexcitação e sobretensão para a aplicação e ajuste adequados desta proteção. Os fatores a considerar incluem questões tais como capacidades dos geradores, capacidades dos transformadores, resposta do sistema de excitação, resposta do regulador de velocidade, tipo do impulsor, e se a unidade está em serviço ou fora de serviço para a ação adequada de disparo. Estes fatores foram detalhados nesta seção do tutorial. O dano aos equipamentos por sobreexcitação e sobretensão pode ser severo, por isto esta proteção deve ser instalada e aplicada apropriadamente.

REFERÊNCIAS

1. "Impact of HV and EHV Transmission on Generator Protection." IEEE Transactions on Power Delivery. Vol. 8, No. 3. July 1993, pp. 962-974.


2. Baldwin, Elmore, Bonk. "Improved Turbine-Generator Protection for Increased Plant Reliability." IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-99, No. 13, pp. 985-990, May/June 1980.

3. ANSI/IEEE C50.13-1989. "American National Standard for Rotating Electrical Machinery-Cylindrical Rotor Synchronous Generators." Sections 4.1 and 4.3.

4. ANSI/IEEE C50.12-1982. "American National Standard Requirements for Salient-Pole Synchronous Generators and Generator/Motors for Hydraulic Turbine Applications." Section 3.1.

5. ANSI/IEEE C57.12.00-1987. "Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power and Regulating Transformers."

6. ANSI/IEEE C37.106-1987. "Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating Plants."

7. ANSI/IEEE C37.91-1985. "Guide to Protective Relay Applications to Power Transformers."

8. ANSI/IEEE C37.102-1987. "Guide for AC Generator Protection," Section 4.5.4.

9. Powell, Skoogland, Wagner. "Performance of Excitation Systems Under Abnormal Conditions. "IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-87, No. 2, pp. 546-553, February 1968.

10. Alexander, Corbin, McNutt. "Influence of Design and Operating Practices on Excitation of Generator Step-up Transformers." IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-85, No. 8, pp. 901-909, August 1966.


SEÇÃO 7

PERDA DE SINAL DOS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

RESUMO

A perda de sinal de TPs pode ocorrer devido a diversas causas. A causa mais comum é a falha dos fusíveis. Outras causas podem ser uma falta real do TP ou do alambrado, um circuito aberto no encaixe extraível, um contato aberto devido à corrosão ou um fusível rompido devido a um curto-circu ito provocado por um desarmador durante manutenção em serviço. A perda do sinal de TP pode causar operação incorreta ou falha dos relés de proteção ou um disparo do regulador de tensão do gerador, levando a uma condição de sobreexcitação. Nesta parte do Tutorial se identificam os esquemas para se detectar a perda do sinal de tensão. Se requer algum método de detecção, de forma que os disparos de relés afetados sejam bloqueados e que o regulador de tensão seja transferido para operação manual.

INTRODUÇÃO

Em grandes geradores, é prática comum usar dois ou mais grupos de transformadores de potencial (TPs) na zona de proteção do gerador. Os TPs estão normalmente conectados em estrela aterrada-estrela aterrada, normalmente tem fusíveis secundários e possivelmente fusíveis primários. Estes TPs são usados para proporcionar potencial aos relés de proteção e ao regulador de tensão. Caso se rompa um fusível nos circuitos dos TPs, as tensões secundárias aplicadas aos relés e ao regulador de tensão serão reduzidos em magnitude e defasadas em ângulo de fase. Este mudança no sinal de tensão pode causar a operação incorreta dos relés e a sobreexcitação do gerador pela atuação incorreta do regulador. Tipicamente, os esquemas de proteção tais como 21, 32, 40 e 51 V são afetados e normalmente são bloqueados quando se perde potencial. Se os TPs que perdem potencial alimentam o regulador, seu controle deve se transferir para operação manual, para outro regulador ou para outros TPs, o que seja mais apropriado para se evitar o disparo.


Se o dispositivo de sobrecorrente (51V) é a única proteção primária da unidade, não deve ser bloqueado por perda do sinal de tensão. A razão disto é que se desejaria ter o gerador operando sem sua proteção primária de falta.

Detecção de falta por comparação de tensão (Balanço de tensão)

O método mais comum para proporcionar proteção por perda do sinal de TPs é um relé de balanço de tensões, o qual compara a tensão secundária trifásica dos 2 grupos de TPs. O esquema é mostrado na Figura 1.

Figura 1. Aplicação do relé de balanço de tensão

Quando um fusível se funde no circuito dos TPs, a relação de tensões se desequilibra e o relé opera. Além de se iniciar as ações de bloqueio e transferência previamente descritas, também se ativa um alarme.

Historicamente, este relé tem sido ajustado próximo de 15% de desequilíbrio entre as tensões. Um ponto importante quando se analisam os ajustes deste relé é que a corrosão ou mal contato nos elementos removíveis dos TPs podem provocar uma queda de tensão no circuito suficientemente significativa para causar um disparo do regulador (sobreexcitação), mas demasiado pequena para ser detectada pelos relés. Isto se deve à sensibilidade dos circuitos do regulador automático de tensão.

DETECÇÃO DE FALHA POR ANÁLISE DE COMPONENTES SIMÉTRICAS


Um método moderno usado na detecção de falhas de TPs faz uso da relação de tensões e correntes de seqüência durante a perda de potencial. Quando se perde o sinal de um TP, as três tensões de fase se tornam desbalanceadas. Devido a este desequilíbrio, se produz uma tensão de seqüência negativa. A tensão de seqüência positiva diminui com a perda do sinal de um TP. Para distinguir esta condição de uma falta, se verificam as correntes de seqüência positiva e negativa. Este tipo de detecção pode ser usado quando unicamente se tem um grupo de TPs aplicados ao sistema do gerador.

Este método é implementado facilmente em sistemas de proteção de gerador baseados em microprocessadores digitais.

ASPECTOS DE INTERESSE NA APLICAÇÃO DE TPs.

Dois aspectos são analisados nesta seção relativos à aplicação adequada de TPs. São eles :

♦ Ferroresonância e aterramento.

♦ Uso de resistores limitadores de corrente.

1. Ferroresonância e Aterramento de TPs

O fenômeno de ferroresonância pode ser criado quando TPs estrela-estrela com os primários aterrados são conectados a um sistema não aterrado.

Esta condição pode ocorrer na zona do gerador tanto se o neutro do gerador for desconectado ou se o gerador é eletricamente desconectado e os TPs permanecem conectados ao enrolamento em delta do transformador da unidade. Se uma tensão maior do que a normal for imposta aos enrolamentos de TPs durante a retro alimentação decorrente de uma falta a terra ou de uma sobretensão por chaveamento no sistema não aterrado, a probabilidade de ferroresonância é aumentada. A tensão maior requer que os TPs operem na região saturada, o que facilita o fenômeno de “salto de corrente” por ferroresonância. Estas altas correntes podem causar falta térmica dos TPs em um período curto de tempo.

Com o emprego de TPs fase-fase mas conectados fase a terra, o potencial para a ferroresonância pode ser reduzido. Para suprimir completamente a


ferroresonância, pode ser necessário aplicar uma carga de resistências através de cada fase do enrolamento secundário, suficiente para produzir uma carga igual à capacidade térmica do TP.

Esta solução pode ser usada durante as condições de operação especiais mencionadas acima. Durante a operação normal, estas cargas resistivas devem ser removidas.

2. Uso de Resistores Limitadores de Corrente

Os resistores limitadores de corrente são usados algumas vezes em circuitos de TPs alimentados desde barras de fase isolada para assegurar que as capacidades do fusível limitador de corrente não sejam excedidas pelos níveis de corrente de falta. Existem resultados que indicam que o usuário deve tomar consciência sobre a aplicação adequada dos resistores limitadores de corrente. Se tem um sério risco quando unicamente um resistor é usado por cada fase com dois ou mais TPs aplicados. A Figura 2 ilustra este arranjo.

Figura 2. Um resistor limitador de corrente por fase

Quando o resistor se abre ou falha parcialmente, inseri uma alta resistência no circuito. A conseqüência é que, com o resistor aberto, ambos TPs são mantidos com sinais de tensão zero ou reduzido. Esta condição faria com que o relé de balanço de tensão não opere e poderia ocorrer que o regulador de tensão automático se desbocara.

Os esquemas de voltímetro com comutador seriam afetados se estão conectados à fase afetada. Um operador poderia responder à tensão reduzido durante uma colocação em serviço da unidade, aumentando


inapropriadamente o campo até o ponto de falhar. Isto ocorreu na prática e como resultado causou dano ao equipamento.

Uma solução para este problema é proporcionar um resistor limitador de corrente para cada TP, eliminando assim a falta em modo comum de ambos os circuitos de TP. A Figura 3 mostra o arranjo de circuito sugerido para esta solução.

Figura 3 Um resistor limitador de corrente por TP

Quando os fabricantes proporcionam este arranjo, os potenciais das condições mencionadas acima são minimizados e permitem que o relé de balanço de tensão opere adequadamente.

O uso da detecção de falta por componentes simétricas proporcionará adequada detecção de falta de TP quando o arranjo de resistor comum é usado para ambos TPs do gerador.

CONCLUSÃO

É necessário alguma forma de detecção de perda de potencial dos TPs do gerador. É importante para a proteção da proteção do gerador que os relés dependentes do sinal de tensão sejam bloqueados durante esta condição e, igualmente, que haja a transferência do controle do regulador que dependa deste sinal. Nesta seção do Tutorial foram discutidos dois métodos de detecção, ao igual que dois aspectos que surgem durante a aplicação de TPs. Para maiores detalhes, devem ser consultados o Guia IEEE de Proteção de


Geradoras de C.A. e outros textos que tratam sobre Proteção de Geradoras.

REFERÊNCIA

1. ANSI/IEEE C37.102-1992 “Guide por AC Generator Protection”.


SEÇÃO 8

PROTEÇÃO DE PERDA DE CAMPO

RESUMO

A perda parcial ou total de campo de um gerador síncrono é prejudicial tanto ao gerador como ao sistema de potência ao qual está conectado. A condição deve ser detectada rapidamente e o gerador deve ser isolado do sistema para evitar danos. Uma condição de perda de campo não detectada pode ter também um impacto devastador sobre o sistema de potência, causando lhe uma perda do suporte de potência reativa e criando uma demanda substancial de potência reativa.

Em grandes geradores esta condição pode contribuir para provocar um colapso de tensão do sistema de uma grande área. Esta seção do Tutorial discute as características da perda de campo do gerador e os esquemas para se proteger o gerador contra esta condição.

INTRODUÇÃO

Um gerador síncrono requer tensão e corrente C.C. adequados em seu enrolamento de campo para manter sincronismo com um sistema de potência. Existem muitos tipos de excitadores usados na industria, incluindo: excitadores C.C. rotatórios com comutadores convencionais, grupos de retificadores rotatórios sem escovas e excitadores estáticos.

A curva de capabilidade do gerador (Figura 1) proporciona um panorama das operações da máquina síncrona. Normalmente, o campo do gerador é ajustado de tal forma que se entregam potência real e potência reativa ao sistema de potência. Se o sistema de excitação se perde ou é reduzido, o gerador absorve potência reativa do sistema de potência em lugar de fornecê-la e opera na região de sub excitação da curva de capabilidade. Os geradores tem nesta área uma estabilidade baixa ou reduzida. Se ocorre uma perda total do campo e o sistema pode fornecer suficiente potência reativa sem uma grande queda de tensão terminal, o gerador pode operar como um gerador de indução; se não


é assim, se perderá o sincronismo. A mudança da operação normal sobreexcitado para a operação sub excitado ante a perda de campo não é instantâneo, ocorrendo em um certo período de tempo (geralmente alguns segundos), dependendo do nível de saída do gerador e da capacidade do sistema conectado.

Figura 1. Curva de capabilidade do gerador

A curva de capabilidade do gerador (Figura 1) mostra os limites de operação do gerador. Na região de operação normal, estes limites são limites térmicos (rotor e estator). No área de sub excitação, a operação é limitada pelo aquecimento do ferro no extremo do estator. O ajuste do controle do regulador é coordenado com o limite de estabilidade do estado estável do gerador, o qual é função do gerador, da impedância do sistema e da tensão terminal do gerador. A referência 1 proporciona detalhes de como desenhar esta curva. O controle de mínima excitação do gerador evita que o excitador reduza o campo por debaixo do limite de estabilidade do estado estável. A perda parcial ou total de campo pode ocasionar na operação do gerador fora dos limites com sub excitação.

A perda completa de excitação ocorre quando a fonte de corrente direta do campo da máquina é interrompida. A perda de excitação pode ser causada por incidentes como circuito aberto do campo, curto circuito no campo, disparo acidental do disjuntor de campo, falta do sistema de controle do regulador, perda de campo do excitador principal, perda de alimentação de C.A. ao sistema de excitação.


Quando um gerador síncrono perde sua excitação, girará a uma velocidade maior do que a síncrona e operará como um gerador de indução, entregando potência real (MW) ao sistema, mas ao mesmo tempo obtendo sua excitação do sistema, convertendo-se em um grande drenagem de potência reativa no sistema. Esta drenagem grande de potência reativa causa problemas ao gerador, às máquinas adjacentes e ao sistema de potência. O impacto no sistema da perda de campo de um gerador depende da robustez do sistema conectado, da carga no gerador antes da perda de campo e do tamanho do gerador.

DANO AO GERADOR

Quando o gerador perde seu campo, opera como um gerador de indução, provocando o aumento da temperatura na superfície do rotor devido às correntes de Eddy induzidas pelo deslizamento no enrolamento de campo, no corpo do rotor, nas cunhas e anéis de retenção. A alta corrente reativa tomada pelo gerador do sistema pode sobrecarregar o enrolamento do estator, causando o aumento da sua temperatura. O tempo de dano à máquina devido às causas anteriores pode ser tão curto como 10 segundos, ou até de vários minutos. O tempo para o dano depende do tipo de máquina, do tipo de perda de excitação, das características do regulador de velocidade e da carga do gerador.

EFEITOS NO SISTEMA DECORRENTES DE UMA CONDIÇÃO DE PERDA DE CAMPO

Uma condição de perda de campo que não é detectada rapidamente, pode ter um impacto devastador sobre o sistema de potência, tanto causando uma perda do suporte de reativos e como criando um drenagem substancial de potência reativa em um só evento. Esta condição pode provocar um colapso de tensão em uma grande área se não houver uma fonte suficiente de potência reativa disponível para satisfazer a demanda de VARs criada pela condição de perda de campo. Se o gerador que sofreu uma perda de campo não é separado, as linhas de transmissão podem disparar devido a oscilações de potência ou devido ao fluxo de potência reativa excessiva até o gerador sob falta.


CARACTERÍSTICAS DA PERDA DE CAMPO DO GERADOR

O método mais amplamente aplicado para detectar uma perda de campo do gerador é o uso de relés de distância para monitorar a variação da impedância vista dos terminais do gerador. Já foi demonstrado que quando um gerador perde sua excitação, enquanto opera em vários níveis de carga, a variação da impedância, como se vê desde os terminais da máquina, tenderá as características mostradas no diagrama R-X da Figura 2.

Com referência à Figura 2, a impedância aparente de uma máquina a plena carga se defasará desde o valor com carga no primeiro quadrante até o quarto quadrante, próximo do eixo X e se estabelecerá em um valor um pouco maior que a metade da reatância transitória de eixo direto (X’d/2), em aproximadamente 2-7 segundos. O ponto da impedância final depende da carga na máquina antes da perda de excitação, e varia desde X’d/2 a plena carga, até próximo da reatância síncrona de eixo direto Xd sem carga. A presença do magnetismo residual no campo da máquina, que se apresenta depois de uma condição de perda de excitação, pode causar uma impedância aparente maior que Xd.

O lugar geométrico da trajetória da impedância depende do valor da impedância do sistema. As máquinas conectadas com impedâncias de sistema menores do que aproximadamente 20% tomam uma trajetória direta até o ponto final, enquanto que com impedâncias de sistema maiores, a trajetória será em espiral até o ponto final. A trajetória espiral é mais rápida que a trajetória direta.

Se a máquina está operando com carga plena antes da condição de perda de excitação, no ponto de impedância final a máquina estará operando como um gerador de indução, com um deslizamento de 2-5% acima da velocidade normal. A máquina também começará a receber potência reativa do sistema, enquanto que fornece potência real reduzida. Uma impedância grande do sistema dará como resultado uma potência de saída baixa e um alto deslizamento.


Figura 2. Características de perda de campo do gerador

PROTEÇÃO

A proteção de perda de excitação deve detectar confiavelmente a condição de perda de excitação, sem responder a oscilações de carga, a falhas no sistema e a outros transitórios que não causem instabilidade à máquina. Os relés de perda de excitação atualmente disponíveis proporcionam proteção conf iável, com baixa probabilidade de operação incorreta ante distúrbios no sistema.

Os esquemas de proteção baseados na medição da corrente de campo da máquina tem sido usados para se detectar a perda de excitação de um gerador. A medição de corrente reativa (ou potência reativa) até do gerador também tem sido usada para se detectar a condição de perda de excitação. Contudo, o esquema de proteção mais popular e confiável para a detecção da perda de excitação usa um relé tipo mho com deslocamento (offset). A característica de operação de um relé tipo mho com deslocamento de uma zona é mostrado na Figura 3.


Figura 3 Características do relé Mho-Offset de uma zona

O relé é conectado aos terminais da máquina e alimentado com tensões e correntes dos terminais. O relé mede a impedância vista desde os terminais da máquina e opera quando a impedância da falta cai dentro da característica circular.

O relé está defasado da origem pela metade da reatância transitória de eixo direto X’d/2, para se evitar a operação incorreta durante distúrbios no sistema e outras condições de falta. O diâmetro do círculo se ajusta para ser igual a Xd. Pode se usar um retardo de tempo de 0.5 a 0.6 segundos para se ter proteção contra oscilações estáveis de potência. Estes ajustes podem proporcionar proteção contra perda de excitação do gerador desde carga zero até plena carga, sempre que a reatância síncrona de eixo direto Xd do gerador estiver na faixa de 1.0 – 1.2 p.u. As máquinas modernas são projetadas com valores maiores de reatância síncrona de eixo direto Xd no faixa de 1.5 – 2.0 p.u.. Com estas reatâncias síncronas altas, o ajuste do diâmetro do relé mho offset em Xd abriria a possibilidade de operação incorreta do relé durante a operação sub excitado. Para se evitar estas operações incorretas, o diâmetro do círculo é limitado a 1.0 p.u. (na base do gerador), em lugar de Xd. Este ajuste reduzido limitaria a cobertura de proteção a condições de máquina com alta carga e poderia não proporcionar proteção para condições de carga leve.


Para evitar as limitações anteriores, pode se usar dois relés mho offset como é mostrado na Figura 4. O relé com um 1.0 p.u (na base do gerador) de diâmetro de impedância detectará uma condição de perda de campo desde plena carga até próximo de 30% da carga, e se ajusta com operação quase instantânea para proporcionar proteção rápida para condições severas em termos de possível dano à máquina e efeitos adversos no sistema. O segundo relé, com diâmetro igual a Xd e um retardo de tempo de 0.5 – 0.6 segundos proporcionará proteção para condições de perda de excitação até zero carga. As duas unidades mho offset proporcionam proteção contra perda de excitação para qualquer nível de carga. Ambas unidades devem ser ajustadas com um offset de X’d/2. A Figura 4 ilustra este enfoque.

Figura 4. Características do relé Mho-Offset de duas zonas

A Figura 5 ilustra outro enfoque que é usado na industria para a proteção por perda de excitação. Este esquema usa uma combinação de uma unidade de impedância, uma unidade direcional e uma unidade de subtensão aplicadas aos terminais do gerador e ajustadas para “ver até dentro” da máquina. As unidades de impedância (Z2) e direcional são ajustadas para coordenar com o limitador de mínima excitação do gerador e o limite de estabilidade do estado estável. Durante condições de excitação anormalmente baixa, tal como pode ocorrer a continuação de uma falta do limitador de mínima excitação, estas unidades operam um alarme, permitindo ao operador da central corrigir esta situação. Se também existe uma condição de subtensão, a qual indica uma condição de perda de campo, a unidade de subtensão operaria e iniciaria o disparo com um retardo de tempo de 0.25 – 1.0 segundos.


Pode-se também usar dois relés neste esquema, com o segundo (mostrado como Z1 na Figura 5) ajustado com um deslocamento igual a X’d/2 e com o alcance maior ou igual a 1.1. vezes Xd. Neste caso, o relé com o ajuste Z1 deverá disparar sem retardo de tempo externo, enquanto que o outro relé Z2 deve ser atrasado aproximadamente 0.75 segundos para se evitar a operação com oscilações estáveis.

Figura 5. Proteção de perda de campo usando uma unidade de impedância e um elemento direcional

Quando se aplica esta proteção a geradores hidráulicos, existem outros fatores que possivelmente devam ser considerados. Considerando que estes geradores podem ser operados ocasionalmente como condensadores síncronos, é possível que os esquemas de perda de excitação anteriores operem desnecessariamente quando o gerador é operado sub excitado, isto é, tomando VARs próximos à capacidade da máquina. Para se evitar operações desnecessárias, pode se empregar um relé de subtensão para supervisionar os esquemas de proteção de distância. O nível de “dropout” deste relé de subtensão poderia ser ajustado em 90-95% da tensão nominal e o relé poderia ser conectado para bloquear o disparo quando estiver operado (pick-up) e permitir o disparo quando estiver em condição de “dropout”. Esta combinação proporcionará proteção para quase todas as condições de perda de excitação, mas poderia não disparar quando o gerador estiver operando a carga leve, visto que a redução de tensão poderia não ser suficiente para causar que o relé passe para a condição de “dropout”.

MODO DE DISPARO


A proteção de perda de campo é normalmente conectada para disparar o disjuntor principal do gerador e o disjuntor de campo, e realizar a transferência de auxiliares da unidade. O disjuntor de campo é disparado para minimizar o dano ao campo do rotor no caso de que a perda de campo seja decorrente de um curto circuito no campo do rotor ou de um centelhamento nos anéis deslizantes. Assim sendo, se a perda de campo fosse originada por alguma condição que pudesse ser facilmente corrigida, um gerador “tandem compound” poderia ser rapidamente re-sincronizado ao sistema. Esta idéia poderia não ser aplicável a unidades de caldeira, a unidades com cross-compound, ou àquelas unidades que não possam transferir suficiente carga de sistemas auxiliares para manter a caldeira e os sistemas de combustível. Nestes casos, as válvulas de parada da turbina devem também ser disparadas.

REFERÊNCIAS

1 . J.L. Blackbum, "Protective Relaying, Principles and Applications," Marcel Dekker, Inc., 1987.

2. Raju D. Rana, Richard P. Schultz, Michael Heyeck and Theodore R. Boyer, Jr., "Generator Loss of Field Study for AEP's Rockport Plant," IEEE Computer Applications in Power, April 1990, pp. 44-49.

3. H.M. Turanli, R.P. Taylor, M.L. Frazier, "A Novel Technique for Setting Loss of Field Excitation Relays at Generators," 39th Annual Conference for Protective Relay Engineers, Texas A&M University, College Station, Texas, Apr. 14-16, 1986.

4. J. Berdy, "Loss of Excitation Protection for Modern Synchronous Generators," IEEE Transactions, vol. PAS-94, No. 5, Sep/Oct 1975, pp. 1457-1463.

5. C.R. Arndt and M. Rogers, "A Study of Loss-of Excitation Relaying and Stability of a 595 MVA Generator on the Detroit Edi são System," IEEE Transactions, vol. PAS-94, No. 5, Sep/Oct 1975, pp. 1449-1456.

6. "Loss-of-Field Relay Operation During System Disturbances," Power System Relaying Committee, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Sep/ October 1975.


7. H.G. Darron, J.L. Koepfinger, J.R. Mather and P. Rusche, "The Influence of Generator Loss of Excitation on Bulk Power System Reliability," IEEE Transactions on Power App. and Systems, Sep/Oct 1974, pp.1473-1478.

8. "Protective Relaying, Theory and Application," ABB Relaying Division, Coral Springs, FL, Marcel Dekker, 1994.


SEÇÃO 9

RELÉ DE PROTEÇÃO DE GERADORES POR PERDA DE SINCRONISMO

RESUMO

Existem muitas combinações de condições de operação, falhas e outros distúrbios que poderiam causar uma condição de perda de sincronismo entre duas partes de um sistema de potência ou entre dois sistemas interconectados. Se tais eventos ocorrem, os geradores assíncronos devem ser disparados o mais rapidamente possível para prevenir danos ao gerador ou antes de que se produza uma saída maior. Esta seção do tutorial descreve a necessidade da proteção de perda de sincronismo de geradores, descreve a característica da impedância de perda de sincronismo típica para grandes geradores conectados a sistemas de transmissão de alta tensão (HV) ou de extra alta tensão (EHV), e apresenta vários esquemas de relés que podem ser usados para a proteção de geradores por perda de sincronismo.

INTRODUÇÃO

Depois do famoso "Black-out" do Noroeste em 1965, se deu muita atenção à necessidade de se aplicar a proteção por perda de sincronismo a geradores. Porém a proteção por perda de sincronismo existia para as linhas de transmissão que apresentavam perda de sincronismo com geradores, existiam poucas aplicações para cobrir o vazio quando o centro elétrico passa através do transformador elevador da unidade e até mesmo dentro do gerador. Este vazio existia pois os relés diferenciais e outros relés mho com retardo de tempo, tais como relés de perda de excitação e relés de distância de retaguarda da unidade, geralmente não podem operar para uma condição de perda de sincronismo. Também, existia na industria a crença de que os relés de perda de campo convencionais proporcionavam todos os requisitos de proteção de perda de sincronismo para um gerador.

Ao longo de algumas décadas passadas, os critérios de comportamento do sistema estão se tornando mais exigentes. Durante o mesmo tempo, as melhorias dos métodos de esfriamento no projeto de geradores tem permitido


maiores capacidades de KVA em dados volumes de materiais. Esta tendência tem reduzido as constantes de inércia e tem elevado as reatâncias das máquinas, especialmente nas unidades baseadas em capacidades maiores. Além disso, o emprego de mais linhas de transmissão de HV ou EHV para transmitir grandes níveis de potência a grandes distâncias, tem causado uma redução nos tempos de desligamento críticos requeridos para isolar uma falta no sistema próxima a uma planta geradora, antes de que o gerador perca o sincronismo com a rede de potência. Adicionalmente à liberação prolongada de falta, outros fatores que podem levar à instabilidade são: operação de geradores em região adiantada durante períodos de carga leve, subtensão do sistema, baixa excitação da unidade, impedância excessiva entre a unidade e o sistema além de algumas operações de chaveamento de linhas.

EFEITOS NOS GERADORES QUE OPERAM FORA DE SINCRONISMO

A condição de perda de sincronismo causa altas correntes e esforços nos enrolamentos do gerador e altos níveis de pares transitórios no eixo. Se a freqüência de deslizamento da unidade com relação ao sistema de potência se aproxima de uma freqüência torsional natural, os pares podem ser suficientemente grandes para romper o eixo. Portanto, é desejável disparar imediatamente a unidade, visto que os níveis de pares no eixo se formam com cada ciclo subseqüente de deslizamento. Esta formação é o resultado do continuo incremento da freqüência de deslizamento, a qual passa pela primeira freqüência torsional natural do sistema do eixo. Os eventos de deslizamento dos pólos podem também dar como resultado um fluxo anormalmente alto no ferro dos extremos do núcleo do estator, o qual pode levar a um sobreaquecimento e redução nos extremos do núcleo do estator. O transformador elevador da unidade também estará sujeito a elevadas correntes transitórias em enrolamentos, as quais impõem grandes esforços mecânicos em seus enrolamentos.

CARACTERÍSTICAS DA PERDA DE SINCRONISMO

A melhor forma para se visualizar e detectar o fenômeno de perda de sincronismo é analisar as variações no tempo da impedância aparente como é vista nos terminais do gerador ou nos terminais de alta tensão do transformador elevador. Esta trajetória da impedância aparente depende do tipo do regulador de velocidade, do sistema de excitação da unidade e do tipo de distúrbio que iniciou a oscilação. Esta variação na impedância pode ser detectada por relés de distância tipo Mho.


Figura 1. Trajetória da Impedância de Perda de Sincronismo usando Procedimentos Gráficos Simplificados.

Uma visualização simples destas variações na impedância aparente durante uma condição de perda de sincronismo é ilustrada na Figura 1. Três trajetórias de impedância são desenhadas como função da relação das tensões do sistema EA/EB a qual se assume que permanece constante durante a oscilação. Várias outras suposições são necessárias para se fazer esta simplificação: a característica de pólos salientes do gerador é desprezada; as mudanças na impedância transitória devidas à falta ou a eliminação de falta foram estabilizadas; os efeitos das cargas e capacitâncias em derivação são desprezados; os efeitos dos reguladores de tensão e dos reguladores de velocidade são desprezados, e as tensões EA e EB atrás das impedâncias equivalentes são senoidais e de freqüência fundamental.

Quando a relação de tensão EA/EB = 1, a trajetória de impedância é uma linha reta PQ, a qual é o bissetor perpendicular da impedância total do sistema


entre A e B. O ângulo formado pela interseção das linhas AP e BP sobre a linha PQ é o ângulo de separação δ entre os sistemas. A medida que EA avança em ângulo a frente de EB, a trajetória da impedância se move desde o ponto P até o ponto Q e o ângulo δ aumenta. Quando a trajetória intercepta a linha de impedância total AB, os sistemas estão 180° fora de fase. Este ponto é o centro elétrico do sistema e representa uma falta aparente trifásica total no lugar da impedância. A medida que a trajetória se move à esquerda da linha de impedância do sistema, a separação angular aumenta além de 180° e eventualmente os sistemas estarão em fase outra vez. Se os sistemas permanecem juntos, o sistema A pode continuar movendo se a frente do sistema B e o ciclo completo pode repetir se. Quando a trajetória alcança o ponto onde a oscilação se iniciou, um ciclo de deslizamento se completou. Se o sistema A se faz mais lento com relação ao sistema B, a trajetória da impedância se moverá na direção oposta, a partir de Q até P.

Quando a relação de tensão EA/EB é maior do que 1, o centro elétrico estará acima do centro de impedância do sistema (linha PQ). Quando EA/EB é menor do que 1, o centro elétrico estará abaixo do centro de impedância do sistema.

Os centros elétricos do sistema variam de acordo como a variação da impedância do sistema atrás dos terminais de linha e com a variação das tensões internas equivalentes do gerador. A velocidade de deslizamento entre os sistemas depende dos pares de aceleração e das inércias do sistema. Os estudos de estabilidade transitória proporcionam os melhores meios para se determinar a velocidade do deslizamento e a onde irá a trajetória da oscilação de potência em relação às terminais do gerador ou às terminais de alta tensão do transformador elevador do gerador. Quando a localização da trajetória é conhecida, pode se selecionar o melhor esquema de relés para detectar a condição de perda de sincronismo.

CARACTERÍSTICAS DE PERDA DE SINCRONISMO DO GERADOR

A muitos anos atrás, o centro elétrico durante uma ocorrência de perda de sincronismo estava fora no sistema de transmissão. Assim, a trajetória da impedância podia ser detectada com facilidade pelos relés de linha ou pelos esquemas de relés de perda de sincronismo, e o sistema podia ser separado sem a necessidade de se disparar os geradores. Com a chegada dos sistemas de HV e EHV, grandes geradores com condutores esfriados diretamente, reguladores de tensão de resposta rápida e a expansão dos sistemas de transmissão, as impedâncias do sistema e dos geradores mudaram


consideravelmente. As impedâncias do gerador e do transformador elevador aumentaram, enquanto que as impedâncias do sistema diminuíram. Como resultado, o centro da impedância do sistema e o centro elétrico para tais situações ocorre no gerador ou no transformador elevador.

A Figura 2 ilustra a trajetória da impedância de perda de sincronismo de um gerador tandem para três diferentes impedâncias do sistema. As trajetórias foram determinadas por um estudo em computador digital. Nestas simulações, o sistema de excitação e a resposta do regulador de velocidade foram incluídos, mas o regulador de tensão foi retirado de serviço. Sem a resposta do regulador de tensão, as tensões internos de máquina durante o distúrbio são baixas. Portanto, os centros elétricos das oscilações estão próximos à zona do gerador. Considerou-se que a instabilidade foi causada pelo desligamento prolongado de uma falta trifásica no lado de alta tensão do transformador elevador do gerador. Como ilustra a Figura 2, o círculo formado pela trajetória de impedância aumenta em diâmetro e o centro elétrico se move de dentro do gerador até dentro do transformador elevador na medida em que aumenta a impedância do sistema. Todas estas três características de perda de sincronismo podem usualmente ser detectadas pelos esquemas de relés de perda de sincronismo que serão discutidos mais a frente.

ESQUEMAS DE RELÉS DE PERDA DE SINCRONISMO PARA GERADORES

Os esquemas de relés que podem ser usados para detectar os eventos de perda de sincronismo do gerador são essencialmente os mesmos que os esquemas de relés usados para detectar as condições de perda de sincronismo de linhas de transmissão. Os distintos métodos de detecção são discutidos adiante.

Relés de Perda de Campo

Os relés de perda de campo são aplicados para a proteção de um gerador contra uma condição de perda de campo. Dependendo de como são ajustados e aplicados os relés de distância mho convencionais usados para esta proteção, poderia ser proporcionado algum grau de proteção de perda de sincronismo para oscilações que passam através do gerador.

A Figura 3 ilustra um esquema de proteção de perda de campo de dois relés. Estes relés são aplicados às terminais do gerador e são ajustados para ver até dentro da máquina. A característica mho pequena não tem retardo intencional, e assim poderia detectar e disparar para uma oscilação de perda de


sincronismo que se mantenha o tempo suficiente dentro do seu círculo. A característica mho maior deve ter um retardo de tempo para evitar operações incorretas com oscilações estáveis que poderiam momentaneamente entrar no círculo; de aqui que, não é provável que pode detectar uma condição de perda de sincronismo, visto que a oscilação não permanecerá dentro do círculo do relé o suficiente para que o tempo seja completado. Esta característica de diâmetro maior, usualmente ajustada à reatância síncrona da unidade e com um alcance igual à metade da reatância transitória da unidade, é usada freqüentemente para geradores pequenos e menos importantes.


Figura 2. Características de Perda de Sincronismo-Umidade Tandem.

Esquema de Relé Mho Simples

Um relé de distância mho trifásico ou monofásico pode ser aplicado nos terminais de alta tensão do transformador elevador, para ver até dentro do


gerador e de seu transformador elevador. A Figura 4 ilustra esta aplicação, na qual este relé pode detectar as oscilações de perda de sincronismo que passem através do transformador elevador e que ultrapassem as características dos dois relés mho de perda de campo. As vantagens deste esquema são sua simplicidade, sua capacidade para proporcionar proteção de retaguarda para falhas no transformador elevador e em uma parte do gerador, sua capacidade para detectar energização trifásica inadvertida da unidade se ajustado adequadamente, e o fato de que o disparo pode ocorrer um bom tempo antes de que o ponto de 180° (ponto de máxima corrente e esforço) seja alcançado. As desvantagens são que, sem supervisão, um círculo característico grande está exposto a disparos ante oscilações estáveis, e um círculo característico pequeno permitiria o disparo dos disjuntores do gerador a ângulos grandes, próximos a 180°, submetendo assim os disjuntores a uma tensão de recuperação máxima durante a interrupção.

Figura 3 Característica Típica do Relé de Perda de Campo

Um esquema de um relé de perda de sincronismo com uma unidade mho poderia também ser aplicado nos terminais do gerador com um deslocamento inverso até o transformador elevador. Contudo, para prevenir as operações incorretas para falhas ou oscilações que apareçam mais depois dos terminais de alta


tensão do transformador, o alcance deve ser menor que os terminais de alta tensão ou o disparo deve ser retardado.

A Figura 4 ilustra um exemplo de um esquema de relé mho simples aplicado nos terminais de alta tensão de um transformador elevador de gerador. O ângulo de oscilação δ é aproximadamente 112° no ponto onde a impedância de oscilação entra no círculo característico mho. A recuperação neste ângulo poderia ser possível, mas na medida em que o círculo mho é ajustado menor para evitar disparos ante oscilações estáveis, ocorrerá um ângulo de disparo menos favorável.

É uma prática usual supervisionar o relé mho com um detector de falta de sobrecorrente de alta velocidade em série com a trajetória de disparo do relé mho. Isto minimiza a possibilidade de se ter um disparo em falso do disjuntor de unidade por uma condição de perda de potencial.

Figura 4. Aplicação de um Esquema Circular mho.


Esquema Single-Blinder

Um esquema de Single-Blinder pode ser aplicado aos terminais de alta tensão do transformador elevador, vendo até dentro do gerador, ou aplicado aos terminais do gerador, vendo até o sistema. Em ambos os casos, é comumente usado um ajuste de deslocamento inverso. A Figura 5 mostra um esquema de Single-Blinder aplicado no lado de alta tensão do transformador elevador do gerador. Os elementos sensores consistem de dois elementos de impedância denominados Blinders, que tem polaridade oposta e um relé supervisor. O relé supervisor mho restringe a área de operação às oscilações que passam através de ou próximas ao gerador e seu transformador elevador. As faltas que ocorram entre os Blinders A e B causarão que ambas as características operem simultaneamente; assim, nenhum disparo será iniciado. Para a operação do esquema de Blinder, deve existir um diferencial de tempo entre a operação dos Blinders, de tal forma que a oscilação se origine fora do relé mho e avance de um Blinder ao outro em um período de uns poucos ciclos.

Para o exemplo da Figura 5, uma impedância de oscilação por perda de sincronismo que chegue a H operará ao elemento mho e causará a operação do Blinder A. Como a oscilação evolui, atravessará o Blinder B em F e o elemento B operará. Finalmente, a impedância de oscilação atravessará o elemento A em G, e o elemento A se restabelecerá. O circuito de disparo do disjuntor é completado quando a impedância está em G ou depois do rearme da unidade supervisora, dependendo do esquema específico usado. O ajuste do alcance da unidade Blinder controla a impedância NF e NG; por isso, o ângulo DFC pode ser controlado para permitir que o disjuntor abra em um ângulo mais favorável para a interrupção do arco.

As vantagens do esquema de Blinder sobre o esquema mho pode ser visto comparando as figuras 4 e 6. A medida que o diâmetro do círculo mho na Figura 4 é incrementado para proporcionar melhor sensibilidade para oscilações por perda de sincronismo no gerador, é possível que possa ocorrer disparos indesejados para a oscilação recuperável indicada na Figura 6. Todavia, a adição dos Blinders poderia prevenir este disparo. O esquema de Blinder também permitirá o disparo do gerador unicamente quando a interrupção for em um ângulo favorável. As simulações computacionais de estabilidade transitória são requeridas para proporcionar o tempo da oscilação para os ajustes de impedância adequados do Blinder.


Figura 5. Esquema de Blinder.

Se a oscilação de perda de sincronismo passa através das linhas de transmissão próximas à central geradora e os relés de linha não são bloqueados pelos relés 68 de perda de sincronismo, as linhas poderiam ser disparadas antes que os relés de perda de sincronismo da unidade operem. Neste caso,as linhas para a subestação geradora poderiam ser perdidas.


Figura 6. Esquema Blinder para um caso estável e instável .

Esquemas de Dupla Lente e Duplo Blinder

Os esquemas de dupla lente e duplo Bl inder operam de maneira similar ao esquema de um Blinder. Como no esquema de um Blinder, o esquema de duplo Blinder requer o uso de um elemento mho supervisor para segurança. Com referência às figuras 7 e 8, o elemento exterior opera quando a impedância da oscilação entra na sua característica em F. O elemento mho no esquema de duplo Blinder operará antes que o elemento de Blinder exterior. Se a impedância de oscilação permanece entre as características dos elementos exterior e interior por um tempo maior ao preestabelecido, ela é reconhecida como uma condição de perda de sincronismo nos circuitos da lógica. A medida que a impedância da oscilação entra no elemento interior, os circuitos da lógica se selam. Enquanto a impedância da oscilação abandona o elemento interior, seu tempo de viaje deve exceder um tempo preestabelecido antes de que


alcance o elemento exterior. O disparo não ocorre até que a impedância da oscilação ultrapasse a característica exterior, ou, no caso do esquema de duplo Blinder, até que o elemento supervisor mho se restabeleça, dependendo da lógica usada.

O ângulo DFC pode ser controlado ajustando os elementos exteriores para limitar a tensão através dos pólos abertos do disjuntor do gerador. Uma vez que a oscilação foi detectada e que a impedância de oscilação entrou no elemento interior, ela pode sair dos elementos interior e exterior em qualquer direção e o disparo será efetuado. Portanto, os ajustes do elemento interior devem ser tais que respondam unicamente às oscilações das quais o sistema não pode recuperar-se. O esquema de um Blinder não tem esta restrição, e por esta razão, é a melhor escolha para a proteção do gerador do que qualquer um dos outros esquemas.

Figura 7 Esquema de Dupla Lente


Esquema de Círculo Concêntrico

O esquema de círculo concêntrico usa dois relés mho. Este esquema opera essencialmente igual ao esquema de dupla lente.

Quando se emprega o esquema de círculo concêntrico, o círculo interior deve ser ajustado de maneira que responda somente a oscilações não recuperáveis.

Figura 8 Esquema de Duplo Blinder.


APLICAÇÃO DE UM RELÉ MHO PARA A PROTEÇÃO DE PERDA DE SINCRONISMO DE VÁRIAS UNIDADES

Por economia, um esquema de proteção de perda de sincronismo é usado para proteger mais de uma unidade geradora quando compartilham um transformador elevador e/ou uma linha de transmissão. Para fins de discussão, consideremos que três unidades idênticas compartilham um transformador elevador comum. Se as três unidades estão gerando com igual excitação, a trajetória da oscilação passará mais próxima dos terminais dos geradores do que se teria com só um gerador em serviço. Isto é devido às impedâncias combinadas dos geradores em serviço, que são aproximadamente 1/3 da impedância de um gerador em serviço. Contudo, para proteger o caso em que só um gerador está em serviço, o relé mho deverá ter um ajuste do diâmetro maior. Por isso, um esquema de um só relé mho pode estar vulnerável a disparar para uma oscilação estável. Este tipo de aplicação pode ser efetuada seguramente com um dos esquemas de Blinders previamente descritos.

MODO DE DISPARO POR PERDA DE SINCRONISMO

Os esquemas de proteção por perda de sincronismo devem operar para disparar só os disjuntores do gerador se a unidade geradora for capaz de suportar uma rejeição de carga e alimentar seus próprios circuitos auxiliares. Disparando somente o disjuntor(es) do gerador permite que o gerador seja re-sincronizado ao sistema uma vez que o sistema se esteja estabilizado. Se a unidade não tem capacidade de rejeição de toda a carga, ela pode ser desligada

ESTABILIDADE DO SISTEMA

A confiabilidade do sistema depende da capacidade das unidades geradoras para permanecer em sincronismo com o sistema de transmissão depois de falhas severas ou distúrbios transitórios. A estabilidade pode ser alcançada quando a potência de aceleração produzida durante uma falta é balanceada por potência posterior de desaceleração suficiente para retornara a unidade à velocidade síncrona. O tempo máximo, desde a iniciação da falta até seu desligamento em um sistema de potência, para que o sistema de potência se mantenha estável, é o tempo de eliminação da falta crítico do sistema.

AJUDAS À ESTABILIDADE


Várias técnicas de controle de estabilidade podem ser requeridas para se alcançar a estabil idade do sistema. A seguir, são apresentadas algumas formas freqüentemente empregadas de se promover a estabilidade.

Técnicas de Eliminação mais Rápida de Faltas

1. Esquemas de falha de disjuntor de alta velocidade - Proporcionam uma rápida eliminação da falta com o disparo dos disjuntores de retaguarda.

2. Sistema piloto de proteção - Proporciona rápida eliminação de ambos extremos de uma linha, independente da localização da falta na linha, reduzindo assim o tempo de aceleração do ângulo do rotor.

3. Relés de atuação rápida dual - Proporcionam a eliminação redundante de alta velocidade para faltas quando um relé ou sistema de relés falha em operar.

4. Disjuntores de desligamento rápido - Proporcionam uma remoção mais rápida da falta, o que significa tempos reduzidos de aceleração do ângulo do rotor.

5. Disparo transferido por falha de disjuntor da barra remoto - Utiliza um canal de comunicação para acelerar a eliminação da falta nos terminais de linha da subestação geradora, se falha o disjuntor(es) do extremo remoto da linha para eliminar uma falta na barra remota, reduzindo assim o tempo de aceleração do ângulo do rotor.

Técnicas de Aplicação de Disjuntores de Fase Independente

1. Disparo monopolar - Utiliza relés que podem detectar faltas em cada fase e dispara somente a fase faltosa, mantendo assim uma parte da capacidade de transferência de potência e melhorando a estabilidade do sistema até o religamento satisfatório da fase faltosa.

2. Disjuntor de pólos independentes - Reduz uma falta de fases múltiplas a uma falta monofásica menos severa se pelo menos dois das três fases abrem, visto que cada fase do disjuntor opera independentemente.

Técnicas de Transferência Incrementada de Potência


1. Linhas de transmissão adicionais - Diminui a impedância do sistema na planta, resultando assim um incremento da capacidade de transferência de potência dos geradores da planta.

2. Reatância reduzida do transformador elevador do gerador - Proporciona ao gerador maior capacidade de transferência de potência.

3. Compensação de linhas de transmissão com capacitores série - Reduz a impedância aparente da linha, aumentando assim a capacidade de transferência de potência dos geradores da planta.

4. Religamento de alta velocidade de linhas de transmissão - Proporciona uma re-energização mais rápida das linhas e, se o religamento é satisfatório, melhora a capacidade de transferência de potência dos geradores da planta.

Técnicas de Disparo por Perda de Sincronismo

1. Disparo por perda de sincronismo da unidade - Utiliza um esquema específico de proteção de perda de sincronismo para detectar a perda de sincronismo e disparar a unidade, para eliminar sua influência negativa sobre o sistema.

2. Disparo por perda de sincronismo do sistema - Utiliza um esquema específico de proteção de perda de sincronismo para detectar que um sistema ou área está perdendo sincronismo com outro, e dispara para separar os dois sistemas para assim evitar que a instabilidade de um sistema se repita no outro.

3. Esquema de proteção especial - Proporciona um esquema de disparo especial que pode requerer que uma unidade seja disparada simultaneamente ante a perda de uma linha crítica ou ante a falta de um disjuntor crítico para se evitar que a unidade se torne instável.

Técnicas de Excitação de Alta Velocidade

1. Sistemas de excitação de alta resposta - Alcança com maior rapidez uma tensão de excitação maior, para incrementar a capacidade de saída de potência da unidade, imediatamente depois de uma condição de falta no sistema para melhorar a estabilidade por desaceleração do rotor.


2. Estabilizador do sistema de potência - Proporciona sinais complementares para diminuir ou cancelar o efeito de anti-amortecimento do controle do regulador de tensão durante distúrbios severos no sistema.

Outras Técnicas de Alta Velocidade

1. Frenagem Dinâmica - Coloca uma carga resistiva chaveada momentânea diretamente no sistema de potência da planta para ajudar a desacelerar ao rotor da unidade durante uma falta próxima no sistema.

2. Operação rápida de válvulas de turbina - Inicia o fechamento rápido de válvulas de intercepção para permitir a redução momentânea ou sustentada da potência mecânica da turbina, a qual reduz a saída de potência elétrica do gerador. O beneficio da operação rápida das válvulas da turbina, quando é aplicável, pode ser um incremento no tempo de eliminação crítico.

Exceto a operação rápida de válvulas, as técnicas anteriores são implementadas para alterar a potência elétrica do gerador de tal forma que as unidades geradoras possam se recuperar de distúrbios sérios.

CONCLUSÕES

Este documento tem proporcionado as diretrizes gerais sobre a aplicação dos relés de perda de sincronismo para geradores. Esta proteção deve ser proporcionada a qualquer gerador se o centro elétrico da oscilação passa através da região desde os terminais de alta tensão do transformador elevador até dentro do gerador. Esta condição tende a ocorrer em um sistema relativamente sem folga ou se uma condição de baixa excitação existe no gerador. A proteção de perda de sincronismo da unidade deve também ser usada se o centro elétrico está fora, no sistema, e os relés do sistema são bloqueados ou não são capazes de detectar a condição de perda de sincronismo.

As condições de perda de sincronismo podem ser detectadas da maneira mais simples por um relé de distância tipo mho orientado para ver até dentro do gerador e de seu transformador elevador. Suas principais desvantagens são estar sujeito a disparo quando de oscilações recuperáveis


e poder enviar o sinal de interrupção ao disjuntor do gerador em um ângulo de oscilação desfavorá vel. Os esquemas mais sofisticados como os do tipo Blinder e tipo lente minimizam a probabilidade de disparar com oscilações recuperáveis e permitem o disparo controlado do disjuntor do gerador em um melhor ângulo de oscilação.

Os relés de perda de campo convencionais oferecem uma proteção limitada contra perda de sincronismo para oscilações que se situam bem dentro da impedância do gerador, especialmente caso se usa algum retardo de tempo intencional.

Os dados apresentados neste documento são os resultados de estudos generalizados. Eles não consideram os efeitos de todos os tipos de projeto de geradores e parâmetros do sistema, ou os efeitos da interação de outros geradores. Se recomenda que o usuário determine a trajetória real da impedância de perda de sincronismo usando programas de estabilidade transitória em programas computacionais.

Referências

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2. Working Group of IEEE PSRC, Report 92 SM 383-0 PWRD, “Impact of HV and EHV Transmission on Generator Protection”, presented at IEEE/PES 1992 Summer Meeting, Seattle, Washington, July 12-16, 1992.

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4. “IEEE Guide for AC Generator Protection”, ANSI/IEEE C37.102-1986.


SEÇÃO 10

PROTEÇÃO DE DESEQUILÍBRIO DE CORRENTE

(SEQÜÊNCIA NEGATIVA)

RESUMO

Existem inúmeras condições do sistema que podem causar correntes trifásicas desbalanceadas em um gerador. Estas condições do sistema produzem componentes de corrente de seqüência de fase negativa a qual induz uma corrente de dupla freqüência na superfície do rotor. Estas correntes no rotor podem causar elevadas e danosas temperaturas em muito curto tempo. É prática comum proporcionar ao gerador proteção para condições de desequilíbrio externo que poderiam danificar a máquina. Esta proteção consiste de um relé de sobrecorrente de tempo o qual responde à corrente de seqüência negativa. Dois tipos de relés estão disponíveis para esta proteção: um relé de sobrecorrente de tempo eletromecânico, com uma característica extremamente inversa, e um relé estático ou digital, com uma característica de sobrecorrente de tempo, a qual se iguala com as capacidades de corrente de seqüência negativa do gerador.

INTRODUÇÃO

O relé de seqüência negativa é utilizado para proteger os geradores do aquecimento excessivo no rotor resultante das correntes desbalanceadas no estator. De acordo à representação das componentes simétricas das condições do sistema desbalanceado, as correntes no estator do gerador podem ser descompostas em componentes de seqüência positiva, negativa e zero. A componente de seqüência negativa das correntes desbalanceadas induz uma corrente superficial de dupla freqüência no rotor que flui através dos anéis de retenção, os “slot wedges” e, em menor grau, no enrolamento de campo. Estas correntes no rotor podem causar temperaturas altamente danosas em muito curto tempo.


Existe uma quantidade de fontes de correntes trifásicas desbalanceadas para um gerador. As causas mais comuns são as assimetrias do sistema (transformadores elevadores monofásicos com impedâncias diferentes ou linhas de transmissão não transpostas), cargas desbalanceadas, faltas desbalanceadas no sistema e circuitos abertos. A maior fonte de corrente de seqüência negativa é a falta fase-fase no gerador. Note que, em geradores com transformadores elevadores conectados em delta-estrela, uma falta fase a terra no sistema do lado da alta tensão em estrela é vista pelo gerador como uma falta fase-fase. A falta fase a terra no gerador não cria tanta corrente de seqüência negativa para as mesmas condições como a falta fase-fase. A condição de condutor aberto produz baixos níveis de corrente de seqüência negativa relativa aos níveis produzidos pelas faltas fase-fase ou fase a terra. Se a condição de condutor aberto não for detectada, tem-se uma séria ameaça ao gerador, visto que a corrente de seqüência negativa produzirá um aquecimento excessivo do rotor, ainda que a níveis baixos da corrente de carga.

Dano ao Gerador por Seqüência Negativa

Para condições de sistema balanceado com somente fluxo de corrente de seqüência positiva, um fluxo no ar gira na mesma direção e em sincronismo com o enrolamento de campo sobre o rotor. Durante condições desbalanceadas, se produz a corrente de seqüência negativa. A corrente de seqüência negativa gira na direção oposta à do rotor. O fluxo produzido por esta corrente, visto pelo rotor, tem uma freqüência duas vezes maior do que a velocidade síncrona, como resultado da rotação inversa combinada com a rotação positiva do rotor.

O efeito skin da corrente de dupla freqüência no rotor causa esforços nos elementos superficiais do rotor.

A Figura 1 mostra a forma geral do rotor. As bobinas do rotor são fixadas ao corpo do rotor por cunha de metal as quais são forçadas até as ranhuras nos dentes do rotor. Os extremos das bobinas são suportadas contra forças centrífugas pelos anéis de retenção de aço, os quais estão encaixados ao redor do corpo do rotor. O efeito skin causa com que as correntes de dupla freqüência sejam concentradas na superfície do pólo e dentes. As ranhuras do rotor e as pistas metálicas debaixo das ranhuras, as quais são localizadas próximas da superfície do rotor, conduzem a correntes de alta freqüência. Esta corrente flui ao longo da superfície até os anéis de retenção. A corrente então flui através do contato metal com metal, dos anéis de retenção ao rotor


e ranhuras. Devido ao efeito skin, somente uma pequena parte desta corrente de alta freqüência flui nos enrolamentos de campo.

Figura 1. Correntes na superfície do rotor

O aquecimento por seqüência negativa além dos limites do rotor resulta em dois modos de falta. Primeiro, as ranhuras são sobreaquecidas ao ponto onde elas se temperam o suficiente para se romper. Segundo, o aquecimento pode causar que os anéis de retenção se expandam e flutuam livres do corpo do rotor o que resulta em arcos nos suportes. Em máquinas pequenas, a falta ocorre primeiro nos suportes e em máquinas grandes, a ruptura das ranhuras depois de que tenham recozidas por sobreaquecimento ocorre primeiro.

Ambos os modos de falta resultarão em um significante tempo fora de serviço do equipamento para reparos no corpo do rotor.

AQUECIMENTO DO GERADOR POR SEQÜÊNCIA NEGATIVA

O aquecimento por seqüência negativa em geradores síncronos é um processo bem definido o qual produz limites específicos para operação desbalanceada. Exceto para perdas em estatores pequenos, as perdas devido à corrente de seqüência negativa apareceram no rotor da máquina. A energia de entrada ao rotor e a elevação de temperatura do rotor sobre um intervalo de tempo é aproximadamente proporcional a tI2

2 , onde I2 é a corrente de seqüência negativa do estator e t é o intervalo de tempo em segundos.


O seguinte método foi desenvolvido baseado no conceito de se limitar a temperatura da componentes do rotor abaixo do nível de dano. O limite se baseia na seguinte equação para um dado gerador:

t I K 22=

K = Constante dependente do projeto e capacidade do gerador.

T= Tempo em segundos.

I2 = Valor rms de corrente de seqüência negativa.

O valor limitador K é determinado colocando se sensores de temperatura no rotor do gerador ao longo da trajetória da corrente de seqüência negativa enquanto se fornece corrente negativa ao estator. Este monitoramento tem sido usado para se determinar o limite das correntes de seqüência negativa que o rotor pode agüentar. O valor de K é fornecido pelo fabricante do gerador para cada unidade específica de acordo com ANSI C50.13.

CAPACIDADE DE SEQÜÊNCIA NEGATIVA DO GERADOR

A capacidade de corrente desbalanceada continua de um gerador está definida na ANSIC50.13. Um gerador deverá ser capaz de suportar, sem dano, os efeitos de uma corrente desbalanceada continua correspondente a uma corrente de seqüência de fase negativa I2 dos valores apresentados a seguir, prevendo que os kVA nominais não sejam excedidos e a corrente máxima não exceda a 105% da corrente nominal em qualquer fase.

TIPO DO GERADOR

I2 PERMISSÍVEL

(PORCENTAGEM DA CAPACIDADE DO ESTATOR)

Pólos Salientes

Com enrolamentos de amortecimento Conectado

10

Com enrolamento de amortecimento 5


Não Conectado

Rotor Cilíndrico

Esfriado indiretamente

Esfriado diretamente a 960 MVA

961 a 1200 MVA

1201 a 1500 MVA

10

8

6

5

Estes valores também expressam a capacidade de corrente de seqüência de fase negativa na capacidades kVA do gerador reduzidas.

A capacidade de seqüência negativa de curto tempo (falta desbalanceada) de um gerador é também definida na ANSIC50.13.

TIPO DE GERADOR

K

tI22 permissíveis

Gerador de Pólo Saliente 40

Condensador Síncrono

Tempo do gerador de rotor cilíndrico

Esfriado indiretamente

Esfriado diretamente (0-800 MVA)

Esfriado diretamente (801-1600 MVA......)

30

20

10

Ver curva da Figura 2


Figura 2. Capacidade de corrente de desequilíbrio de curto tempo de geradores

CARACTERÍSTICAS DO RELÉ DE SEQÜÊNCIA NEGATIVA.

Com as capacidades de desequilíbrio de corrente do gerador definida pela corrente de seqüência negativa medida no estator, um relé de sobrecorrente de tempo de seqüência negativa pode ser usado para proteger o gerador. Estes relés consistem de um circuito de segregação de seqüência negativa alimentado pelas componentes de fase e/ou residual, as quais controlam uma função de relé de sobrecorrente de tempo. As características de sobrecorrente de tempo estão projetadas para igualar o máximo possível as características 2

2I t do gerador. A Figura 3 mostra uma aplicação do relé se seqüência negativa típica.

Figura 3. Relé de sobrecorrente de tempo de seqüência negativa


Dois tipos de relés são amplamente utilizados. O relé eletromecânico, o qual utiliza uma característica de tempo inverso típica, e um relé estático ou digital, que utiliza uma característica a qual se iguala com as curvas de capabilidade

tI22 do gerador. A Figura 4 mostra as características típicas dos dois tipos de

relés.

A principal diferença entre estes dois tipos de relés é sua sensibilidade. O relé eletromecânico pode ser ajustado em um pick-up ao redor de 0.6 a 0.7 p.u. da corrente de plena carga. O relé estático ou digital tem um faixa de pick-up de 0.3 a 0.2 p.u. Por exemplo, um gerador esfriado diretamente de 800 MVA com um fator K de 10, poderia suportar 0.6 p.u. de corrente de seqüência negativa por proximadamente 28 segundos.

A proteção para correntes de seqüência negativa abaixo de 0.6 p.u. poderia não ser detectada com um relé eletromecânico. Dado os baixos valores de seqüência negativa para desequilíbrio de circuito aberto e também os baixos valores de faltas com longo tempo de extinção, o relé estático ou digital é muito melhor para cobrir totalmente a capacidade continua do gerador.

Figura 4 A


Figura 4 B

A) Curvas tempo-corrente típicas para um relé de seqüência negativa eletromecânico.

B) Características de um relé tempo-corrente de seqüência negativa estático ou digital.

Considerando que o operador pode, em muitos casos, reduzir a corrente de seqüência negativa causada por condições desbalanceadas (reduzindo a carga do gerador por exemplo), é vantajoso proporcionar a indicação de quando a capacidade continua da máquina é excedida. Alguns relés podem ser fornecidos com unidades de alarme (I2 faixa de pick-up 0.03 – 0.2 p.u.) e alguns tipos de relés estáticos ou digitais fornecem uma medição de I2 para indicar o nível de corrente de seqüência negativa.

Tem-se demonstrado que a proteção contra harmônicas de seqüência negativa de tais fontes, como a saturação de um transformador elevador de unidade (de correntes geomagnéticas) ou cargas não lineares, não é proporcionada por relés de seqüência negativa padrão (9,10). Proteção adicional pode ser requerida para se proporcionar proteção para harmônicas de seqüência negativa devido à dependência da freqüência dos relés de seqüência negativa.

ESQUEMAS DE PROTEÇÃO DE SEQÜÊNCIA NEGATIVA.

Relés de seqüência negativa dedicados são usualmente fornecidos para proteção de geradores. Em geral, não são fornecidos relés de retaguarda para seqüência negativa. Algum proteção limitada é proporcionada pela proteção


fase a fase e fase a terra para condições de falta. Para condutor aberto ou proteção para desequilíbrio de impedância, o relé de seqüência negativa é usualmente a única proteção. A magnitude das correntes de seqüência negativa criada pelas condições de condutor aberto e as baixas magnitudes de falta combinada com a capacidade de seqüência negativa continua do gerador, previne a outros relés de falta de proporcionar proteção de seqüência negativa total.

Para relés eletromecânicos, o pick-up mínimo da unidade de tempo pode ser ajustado em 60% da corrente nominal. Isto proporciona somente proteção limitada para condições de desequilíbrio série, tais como uma fase aberta quando o relé eletromecânico é usado para constantes de gerador (K) menores de 30.

As unidades de tempo do relé estático ou digital pode ser ajustado para proteger geradores com valor de K de 10 ou menores. Um ajuste de alarme associado com estes relés pode proporcionar detecção para corrente de seqüência negativa abaixo de 3% da capacidade da máquina. Com este tipo de relé, o pick-up de disparo pode ser ajustado na capacidade de seqüência negativa continua do gerador operando a plena carga e proporcionando total proteção para desequilíbrio.

CONCLUSÕES

Proteções separadas necessitam de ser aplicadas nos geradores para proteger contra aquecimento destrutivo oriundos correntes de desequilíbrio de seqüência negativa. Os relés de seqüência negativa eletromecânicos proporcionam somente proteção limitada. Estes relés carecem de sensibilidade para detectar correntes de seqüência negativa danosas resultantes de desequilíbrio por circuito aberto, assim como para faltas de baixa intensidade. Para dar proteção completa, abaixo da capacidade continua do gerador, deve-se utilizar relés de seqüência negativa estáticos ou digitais.

REFERÊNCIA

1. ANSI-IIEEE C37.102-1987, "Guide for AC Generator Protection."


2. "A Survey of Generator Back-up Protection Practices," IEEE Committee Report, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 5, No. 2, April 1990, pp 575-584.

3. Barkle, J.E. and Glassburn, W.E., "Protection of Generators Against Unbalanced Currents," AIEE Transactions, Vol. 72, Part III, 1953, pp. 282-286.

4. Ross, M.D. and King, E.I., "Turbine-Generator Rotor Heating During Single-Phase Short Circuits," AIEE Transactions, Vol. 72, Part III, 1953, pp 40-45.

5. Pollard, E.I., "Effects of Negative-Sequence Currents on Turbine-Generator Rotors," AIEE Transactions, Vol. 72, Part III, 1953, pp. 404-406.

6. Morris, W.C., and Goff, LE., "A Negative-Phase Sequence-Overcurrent Relay for Generator Protection," AIEE Transactions, Vol. 72, PW III, 1953, pp. 615-618.

7. Graham, DJ. Brown, P.G., and Winchester, R.L., "Generator Protection With a New Static Negative Sequence Relay," IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol PAS-94, No. 4, July-August 1975, pp. 1208-1213.

8. Symmetrical Components, C.F. Wagner and R.D. Evans, McGraw-HilI Book Company, Inc., New York, NY, 1933. Chapter 5, pp 91-96.

9. Gisb, W.B., Ferro, W.E., and Rockefeller, G.D., "Rotor Heating Effects From Geomagnetic Induced Currents," Presented to the IEEE/PES 1993 Summer Meeting, Vancouver, B.C., Canada, July 18-22,1993. 93 SM 378-0 PWRD.

10. Bozoki, B., "Protective Relaying Implication of Geomagnetic Disturbances," Canadian Electrical Association, Power System Planning & Operations, May 1991, Toronto, Ontario, Canada.


SEÇÃO 11

PROTEÇÃO DE RETAGUARDA DO SISTEMA

RESUMO

A proteção de retaguarda do sistema, como é aplicada à proteção do gerador, consiste de relés com retardo de tempo para detectar faltas no sistema que não tenham sido adequadamente isoladas pelos relés de proteção primária, requerendo o disparo do gerador. Esta seção abrange os tipos básicos de proteção de retaguarda que são amplamente utilizados para geradores síncronos. Os tipos de relés de proteção utilizados, seus propósitos e estudos de ajuste são discutidos, assim como as conseqüências de não se ter esta proteção instalada.

INTRODUÇÃO

A proteção de retaguarda do sistema, como é aplicada à proteção de geradores, consiste da proteção com retardo de tempo para condições de falta fase a terra e condições de falta envolvendo várias fases. Os esquemas de proteção de retaguarda do gerador são utilizados para proteger contra faltas do sistema de proteção primária e um subseqüente longo tempo de eliminação de falta. O objetivo neste tipo de esquemas de relés é a segurança. Considerando que estas condições estão fora, no sistema de potência, os ajustes dos relés para retaguarda devem ser suficientemente sensíveis para detectar estas condições. Os ajustes oscilam entre sensibilidade e segurança do gerador.

Figura 1A. Aplicação de relés de retaguarda de sistema - arranjo unitário gerador-transformador


Figura 1B. Aplicação de relés de retaguarda de sistema - gerador conectado diretamente ao sistema

A Figura 1 mostra os tipos básicos de proteção de retaguarda usados em geradores síncronos conectados em unidade ou diretamente conectados. A proteção de retaguarda é geralmente dividida em proteção de retaguarda para faltas entre fases e proteção de retaguarda para faltas a terra. A proteção para faltas entre fases é dada pelos relés 21, 51 ó 51V. A proteção de falta a terra é dada pelo relé 51N conectado no neutro do lado de alta tensão do transformador elevador. O relé de seqüência negativa 46 proporciona proteção para faltas a terra e de desequilíbrio de fases, mas não para faltas trifásicas balanceadas.

PROTEÇÃO DE FALTA ENTRE FASES.

Como mostrado na Figura 1, os transformadores de corrente para proteção de faltas entre fases estão normalmente do lado do neutro do gerador para proporcionar proteção adicional de retaguarda para o gerador. Os transformadores de potencial são conectados do lado da barra do gerador. A proteção de retaguarda deve possuir um retardo de tempo para assegurar a coordenação com os relés primários do sistema. A proteção de retaguarda de fase é proporcionada normalmente por dois tipos de relés: sobrecorrente e distância . A proteção de retaguarda de sobrecorrente é usada quando as linhas são protegidas com relés de sobrecorrente, e a proteção de distância é utiliza quando as linhas são protegidas com relés de distância de fase. Os relés de retaguarda de sobrecorrente são difíceis de coordenar com relés de distância de linha, devido às mudanças no tempo de disparo do relés de sobrecorrente para diferentes condições do sistema.


Os relés de retaguarda de fase (51V e 21) devem ser supervisionados por um relé de balanço de tensão para prevenir disparo em falso por perda de potencial ou circuito aberto da bobina de potencial. Quando estes relés são aplicados como disparo primário para unidades pequenas, eles devem ser projetados para disparar quando da perda de potencial. Isto se faz normalmente usando um relé de balanço de tensão para comparar a saída de dois grupos de transformadores de potencial conectados aos terminais do gerador.

A proteção de retaguarda para faltas de fase também proporciona proteção de retaguarda para o gerador e o transformador elevador antes de que o gerador seja sincronizado ao sistema. Uma nota geral, as correntes de falta do gerador podem decair rapidamente durante condições de subtensão criadas por uma falta próxima. Nestas aplicações, a curva de decremento da corrente de falta para o gerador/excitador deve ser revisada cuidadosamente para as constantes de tempo e correntes.

Retaguarda de Sobrecorrente de Fase

O tipo mais simples de proteção de retaguarda é o relé de sobrecorrente 51. O relé 51 deve ser ajustado acima da corrente de carga e ter suficiente retardo de tempo para permitir as oscilações do gerador. Ao mesmo tempo, deve ser ajustado suficientemente baixo para disparar para falta de fases remotas para várias condições do sistema. Em muitos casos, o critério de ajuste confiável não pode ser encontrado em um sistema real. As mais recentes investigações das práticas de retaguarda do gerador encontram mínimas aplicações para o retaguarda de sobrecorrente (51).

O ajuste de pick-up deste tipo de relé deve ser normalmente de 1.5 a 2.0 vezes a corrente nominal máxima do gerador para prevenir disparos em falso. Os requisitos de coordenação usualmente causam com que o retardo de tempo exceda os 0.5 segundos. Considerando que a corrente de falta do gerador decai a cerca da corrente nominal de plena carga, de acordo à reatância síncrona e a constante de tempo do gerador, o ajuste de pick-up será muito alto para operar. Somente em um número pequeno de aplicações os requisitos de coordenação do sistema e as constantes de tempo do gerador permitirão um ajuste confiável para este tipo de retaguarda de sobrecorrente.

O grupo mais utilizado de relés de retaguarda de sobrecorrente de fase são os relés de sobrecorrente controlados ou restringidos por tensão (51V). Estes


relés permitem ajustes menores do que a corrente de carga do gerador para proporcionar maior sensibilidade para faltas no sistema. O relé de sobrecorrente controlado com tensão desabilita o disparo por sobrecorrente até que a tensão caia abaixo do nível ajustado. Se as tensões de falta no gerador para faltas remotas estão bem abaixo dos níveis de tensão de operação normal do gerador, a função de sobrecorrente pode ser restringida seguramente pela unidade de tensão do relé de sobrecorrente com controle de tensão. O relé de sobrecorrente com restrição de tensão muda o pick-up da unidade de sobrecorrente em proporção à tensão, o qual desensibiliza o relé para correntes de carga, enquanto incrementa a sensibilidade para faltas que reduzem a tensão e permite o pick-up do relé.

Estes dois relés dependem de uma queda de tensão durante a condição de falta para funcionar adequadamente. Para geradores conectados a um sistema fraco, as quedas de tensão para faltas no sistema podem não ser suficientemente diferentes da tensão normal para proporcionar um margem de segurança. Se isto for verdade, então a habilidade de supervisão por tensão da proteção de sobrecorrente não fornecerá a segurança necessária e a proteção de retaguarda deve ser ajustada muito alta para ser efetiva.

Figura 2. Características do relé de sobrecorrente com restrição de tensão

A corrente do gerador para uma falta trifásica é menor para um gerador sem carga com o regulador de tensão fora de serviço. Esta é a pior condição usada para ajustar estes dois tipos de relés. Para um relé controlado por tensão o ajuste de pick -up deve estar entre 30% - 40% da corrente de plena carga. Por causa dos tempos de disparo dos relés de sobrecorrente de retaguarda serem retardados em cerca de 0.5 segundos ou mais, as correntes no gerador devem ser calculadas usando a reatância síncrona do gerador e a tensão atrás da


reatância síncrona do gerador. Com o regulador fora de serviço e com apenas carga auxiliar mínima, um valor típico para a tensão atrás da reatância síncrona é de aproximadamente 1.2 p.u.. Dada uma impedância típica do gerador de 1.5 p.u. e uma impedância do transformador elevador de 0.1 p.u., a corrente máxima de regime (estado estável) será de 0.7 p.u. sem o regulador de tensão.

A característica típica de um relé de sobrecorrente com restrição por tensão é mostrado na Figura 2. O pick-up de sobrecorrente com restrição por tensão deve ser ajustado em 150% da corrente nominal do gerador com restrição da tensão nominal. Isto tipicamente dará um pick-up de 25% da corrente nominal do gerador com 0% de restrição de tensão. Isto dará um pick-up proporcional para tensões entre 0% e 100% da restrição nominal. Note que estes ajustes normalmente não permitem ao relé de retaguarda proteger contra faltas na barra auxiliar devido à grande impedância do transformador de serviço auxiliar da subestação.

O ajuste de retardo de tempo se baseia sobre o pior caso de coordenação com os relés de proteção do sistema. O pior caso é usualmente um disparo com retardo com os tempos de eliminação de falta do disjuntor. Para relés de linha com esquema piloto o pior caso usado é justamente o disparo retardado devido a um disparo atrasado com falha de disjuntor decorrente de uma falha do esquema piloto e uma falha do disjuntor. Isto é usualmente muito conservador e de muito baixa probabilidade. A coordenação é usualmente calculada com restrição de tensão zero. Isto é uma aproximação conservativa visto que na realidade alguma tensão de restrição está presente e trabalhará para melhorar a coordenação.

Alguns sistemas de excitação do gerador usam somente transformadores de potencial de potência (PPT) conectados aos terminais do gerador como entrada de potência para o campo de excitação. Estes sistemas de excitação poderiam não ser capazes de sustentar as correntes de falta o tempo suficiente para que os relés de proteção de retaguarda operem. Esta redução de corrente deve ser elevada em conta quando se ajustar o retardo de tempo do relé para os sistemas baseados em PPT.

Retaguarda de Distância de Fase

O segundo tipo de proteção de retaguarda de fase é o relé de distância. De acordo com as mais recentes investigações nas empresas, o relé de distância é a proteção de retaguarda de fase mais utilizada. Tipicamente se aplica um relé


de distância com uma zona com característica Mho. Se o gerador é conectado através de um transformador elevador delta-estrela aterrada, certos relés requerem transformadores auxiliares os quais defasarão o ângu lo de fase do potencial do relé para igualar com as tensões do sistema de forma a se detectar corretamente as faltas no sistema. Veja a Figura 1.

Figura 3. Configuração de um sistema complexo com infeeds múltiplos

A aplicação de relés de distância requer um ajuste de alcance suficientemente grande para cobrir uma falta por falha dos relés de linha que saem da subestação. Este ajuste é complicado pelos efeitos de infeed e diferentes tamanhos das linhas (Figura 3) quando várias linhas conectam o gerador ao sistema. Os efeitos de infeed requerem que o ajuste seja muito maior do que a impedância de linha. A coordenação com os dispositivos de proteção de linha é normalmente obtida forçando um tempo que seja maior que um tempo de eliminação da segunda zona para a falta na linha. Adicionalmente a isto, o ajuste deve permanecer conservativamente acima da capacidade da máquina para prevenir disparos inadvertidos nas oscilações do gerador e nos distúrbios severos de tensão. Este critério normalmente requer compromissos na proteção desejada para manter a proteção do gerador.

Existem um número de considerações sobre ajuste dos relés de retaguarda de fase. Para aplicações onde se requer proteção de alta velocidade da chave de campo local, uma aplicação de zona 2 é requerida com o temporizador de zona 1 ajustado para coordenar com os relés de linha de alta velocidade mais o tempo de falha do disjuntor. Este ajuste pode normalmente acomodar infeeds. Contudo, existem dois problemas com este ajuste:

1. Se as linhas que saem da subestação são relativamente curtas, a impedância do transformador elevador poderia causar que a zona curta veja mais longe do que a proteção de linha. Ajustar o relé com margem para permitir que os


erros de impedância possam agregar mais impedância ao ajuste que a linha curta.

2. Um problema para os esquemas de proteção com relés antigos sem proteção para tensão zero onde fechamento sob falta cause que a unidade de disparo do relé não opere. Se não existe a proteção para tensão zero de falta na barra do sistema de potência, o disparo de alta velocidade do gerador é necessário para prevenir o religamento fora de fase dos relés de transmissão dos terminais remoto. Os benefícios de tempos de disparo curtos para faltas dentro da zona entre os disjuntores do gerador e o relé de distância de retaguarda são minimizados pelo decremento lento do campo e as características do gerador.

O ajuste de alcance longo deve ser checado para a coordenação com os relés da barra auxiliar. O ajuste de alcance longo deve permitir a resposta do regulador para sobrecargas no sistema de curto tempo e permitir a recuperação de oscilações do gerador. Devido a estas condições, os relés de distância devem ser ajustados para permitir mais de 200% da capacidade do gerador.

PROTEÇÃO DE RETAGUARDA DE TERRA

A Figura 1 mostra a localização dos relés de proteção de retaguarda de terra. Para o gerador unitário conectado, o relé está localizado no neutro do lado de alta tensão do transformador elevador. No gerador conectado diretamente, o relé de retaguarda é conectado a um transformador de corrente no neutro do gerador. Em algumas aplicações, é vantajoso ter um relé de retaguarda de terra para a condição fora de serviço e em serviço. Antes da sincronização, o relé de terra de ajuste baixo do gerador unitário conectado pode proteger as buchas de alta tensão do transformador e os condutores dos disjuntores do gerador com um disparo de alta velocidade. Com o disjuntor do gerador aberto, não há a necessidade de se coordenar com os relés do sistema. O gerador conectado direto pode ter proteção de terra de alta velocidade para a zona fora do disjuntor do gerador na operação fora de serviço. O relé usado para a proteção de retaguarda de terra é um relé de sobrecorrente de tempo com uma característica de tempo inverso ou muito inverso.


Este relé fora de serviço deve ser ajustado com um ajuste mínimo. O relé em serviço deve ser ajustado para coordenar com a proteção de falta a terra mais lenta do sistema. Uma atenção especial deve ser dada para a coordenação com a proteção de distância de terra nas linhas de transmissão. Qualquer falta a terra com resistência de arco fora do alcance do relé de distância de terra, não deve ser vista pelos relés de retaguarda de terra.

A proteção de retaguarda de terra deve operar para faltas a terra no extremo de todas as linhas que saem da subestação. A coordenação requer que o pick-up seja ao menos de 15% ao 25% maior que o maior ajuste do relé de terra. Para linhas protegidas com relés de distância de terra, o relé de retaguarda deve ser ajustado acima do maior limite de resistência de falta dos relés de distância de terra do sistema para proporcionar coordenação.

Retaguarda do Sistema com Relé de Seqüência Negativa

O relé de seqüência negativa tem sido abordado com detalhe em outra seção deste tutorial. Esta sessão enfatizará as características do relé quando aplicados como proteção de retaguarda do sistema. O relé de seqüência negativa deve ser ajustado para proteger ao gerador baseado na capacidade de corrente nominal definidas na ANSI C50.13. É desejável ajustar o relé para proteger contra desequilíbrios em série no sistema os quais requerem o uso de relés estáticos sensíveis. Um baixo ajuste irá permitir ao relé de seqüência negativa proteger o gerador contra condições de condutor aberto as quais podem não ser detectadas por qualquer outro relé de proteção.

As mais recentes investigações sobre proteção de retaguarda mostram operações mínimas dos relés de sobrecorrente de seqüência negativa para faltas no sistema de potência. Isto valida a idéia de que o ajuste dos relés de seqüência negativa na capacidade do gerador baixam a capacidade continua permitindo uma grande margem de coordenação entre os tempos de disparo da proteção contra falta do sistema e a proteção de seqüência negativa do gerador. De outra maneira, os relés de seqüência negativa do gerador poderiam não ser boa retaguarda para faltas no sistema por causa do dano adicional ao equipamento devido aos tempos de disparo longos antes da eliminação da falta e subseqüente instabilidade do gerador para os tempos de eliminação de falta longos. Como se apontou anteriormente, o relé de seqüência negativa não protege para faltas trifásicas balanceadas.


CONSEQÜÊNCIAS

Como se estabeleceu no inicio desta seção, existem regras na aplicação da proteção de retaguarda do sistema. As mais recentes investigações da industria sobre este tópico mostram o risco na segurança e na sensibilidade.

Na investigação foram reportadas um total de 46 operações da proteção de retaguarda. Deste total, foram 26 operações corretas e 29 operações incorretas. A proteção de retaguarda de terra tem as menores operações incorretas. As operações de fase e seqüência negativa foram quase iguais entre correta e incorretas. Destas operações incorretas, nove foram falhas ou relé desajustados, três foram erros de fiação, três foram erro no cálculo dos ajustes, três foram circuitos de potencial aberto, e uma foi errar humano. Estas operações incorretas enfatizam a necessidade de se ter cuidado na aplicação e implementação da proteção de retaguarda. Isto também mostra o fato de que estes esquemas de relés são seguros quando aplicados e implementados corretamente.

A investigação também descreve três eventos que ocorreram como resultado de não se ter relés de retaguarda. Dois resultaram em um incêndio que queimou seis cubículos como conseqüência de uma falha de disjuntores. O terceiro reportou danos ao gerador como resultado da operação durante uma hora com um pólo do disjuntor de alta tensão aberto. Outro incidente ligado à proteção de retaguarda, foi uma falta a terra eliminada com muito tempo resultante de uma operação de falha de disjuntor de 230 kV a qual originou um dano em dois rotores de geradores devido à sensibilidade dos relés eletromecânicos de seqüência negativa.

CONCLUSÕES

A aplicação da proteção de retaguarda de gerador envolve uma cuidadosa consideração nos estudos entre sensibilidade e segurança. O risco de se aplicar proteção de retaguarda pode ser minimizado pela consideração criteriosa dos pontos discutidos nesta seção do tutorial. Estes riscos são superados pelas conseqüências de não se ter a proteção de retaguarda adequada.


REFERÊNCIAS

1. "A Survey of Generator Back -up Protection Practices IEEE Committee Report," IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 5, No. 2, April 1990, pp 575-584.

2. Higgins,T.A., Holly, HJ., and Wall, L.A., "Generator Representation and Characteristics For Three Phase Faults," Georgia Institute of Technology Relay Conference, 1989.

3. ANSI/IEEE C37.102-1987,"Guide for AC Generator Protection."


SEÇÃO 12

ENERGIZAÇÃO INADVERTIDA DO GERADOR

RESUMO

A energização acidental ou inadvertida de geradores síncronos tem sido problema particular dentro da industria em anos recentes. Um número significante de máquinas grandes foram danificadas ou, em alguns casos, completamente destruídas quando foram energizadas acidentalmente enquanto estavam fora de serviço. A freqüência destas ocorrências tem feito com que os fabricantes de grandes geradores nos U.S.A. recomendem que o problema seja manejado através de esquemas de relés de proteção dedicados.

INTRODUÇÃO

A energização inadvertida ou acidental de grandes turbo-geradores tem ocorrido suficientemente freqüente dentro da industria em anos recentes para justificar interesse. Quando um gerador é energizado enquanto esta fora de serviço e girando, ou rodando até a parada, se converte em um motor de indução e pode ser danificado em uns poucos segundos. Também pode ocorrer dano na turbina. Um número significante de máquinas grandes foram severamente danificadas e, em alguns casos, completamente destruídas. O custo à industria de tal ocorrência não é somente o custo do conserto ou substituição da máquina danificada, mas o custo substancial da compra de potência de substituição durante o período em que a unidade está fora de serviço. Erros de operação, arcos nos contatos do disjuntor, mal funcionamento do circuito de controle ou uma combinação destas causas tem resultado na energização acidental do gerador enquanto está fora de serviço.

ERROS DE OPERAÇÃO

Os erros de operação tem aumentado na industria porque as centrais geradoras de alta tensão tem se tornado mais complexas com o uso de


configurações de disjuntor e médio e de barra em anel. A Figura 1 mostra os diagramas unifilares para estas duas subestações.

Figura 1A. Subestação típica de disjuntor e médio

Figura 1B. Subestação típica de barra em anel

Estes projetos de subestações proporcionam suficiente flexibilidade para permitir que um disjuntor de gerador de alta tensão (A ou B) seja retirado de serviço sem necessitar também que a unidade seja removida de serviço. As chave seccionadoras dos disjuntores (não mostradas) estão disponíveis para isolar o disjuntor para conserto. Quando a unidade está fora de serviço, todavia, os disjuntores do gerador (A e B) são geralmente recolocados em serviço como disjuntores de barra para completar uma fila em uma subestação de disjuntor e meio ou para completar um barra em anel. Isto resulta no gerador sendo isolado do sistema somente através de uma chave seccionadora


de alta tensão (S1). Isolamento adicional do sistema de potência pode ser proporcionado removendo os tirantes (straps) do gerador ou outros dispositivos de seccionalização da barra de fase isolada do gerador. Geralmente, estes dispositivos da barra de fase isolada são abertos para proporcionar desligamentos ou isolamentos seguros para saídas prolongadas da unidade. Existem muitas situações nas quais a chave seccionadora de alta tensão (S1) proporciona a única isolação entre a máquina e o sistema. Mesmo com intertravamentos entre os disjuntores do gerador (A e B) e a chave seccionadora S1 para prevenir o fechamento acidental da chave seccionadora, tem sido registrado um número significante de casos de unidades energizadas acidentalmente através desta chave seccionadora S1 enquanto estão fora de serviço. Uma complicação deste problema é a possibilidade de que algumas ou todas as proteções do gerador, por uma ou outra razão, possam estar desabilitadas durante este período.

Outro caminho para a energização inadvertida de um gerador é através do sistema das unidade auxiliar pelo fechamento acidental dos disjuntores do transformador auxiliar (C ou D). Devido à maior impedância neste caminho, as correntes e o dano resultante são muito menores do que os experimentados pelo gerador quando é energizado acidentalmente pelo sistema de potência.

Arcos nos Contatos do Disjuntor:

O esforço dielétrico extremo associado com os disjuntores de A.T. e de E.A.T. e o pequeno espaçamento de ar entre contatos associados com seus requisitos de interrupção de alta velocidade podem conduzir ao arco nos contatos. Este arco nos contatos (geralmente um ou dois pólos) é outro método pelo qual os geradores tem sido energizados inadvertidamente. O risco de um arco é muito maior justo antes da sincronização ou justo depois de que a unidade é retirada de serviço. Durante este período, a tensão através do disjuntor do gerador aberto pode ser duas vezes o normal conforme a unidade se deslize angularmente com o sistema. Uma perda de pressão em alguns tipos de disjuntores de A.T. e E.A.T. durante este período podem resultar no arco de um ou dois pólos do disjuntor, energizando o gerador e causando um fluxo significante de corrente desbalanceada danosa nos enrolamentos do gerador. Esta única condição de falha de disjuntor deve ser rapidamente detectada e isolada para prevenir um dano maior ao gerador.

Máquinas grandes conectadas ao sistema através de disjuntores de gerador de média tensão tem sido também energizadas inadvertidamente. O uso destes


disjuntores de média tensão permite maior flexibilidade de operação do que a configuração tradicional de conexão em unidade. A Figura 2 mostra um diagrama unifilar típico para este projeto.

Quando o gerador esta fora de serviço, o disjuntor E é aberto para proporcionar o desligamento do sistema. Isto permite que o transformador auxiliar da unidade permaneça energizado e carregada quando o gerador está fora de serviço e proporciona potencial para a partida quando o gerador vai ser colocado em serviço. Tem sido reportados casos de fechamento acidental do disjuntor E e arcos nos pólos resultantes de perda da capacidade dielétrica.

Figura 2. Subestação com disjuntor de gerador em baixa tensão

RESPOSTA DO GERADOR À ENERGIZAÇÃO INADVERTIDA

Resposta do gerador a energização trifásica:

Quando um gerador é energizado acidentalmente com a tensão trifásica do sistema enquanto está girando, ele se converte em um motor de indução. Durante a energização trifásica em parada, um fluxo rotatório a freqüência síncrona é induzida no rotor do gerador. A corrente resultante no rotor é forçada até as trajetórias subtransitória no corpo do rotor e os enrolamentos de amortecimento (se existem) similares às trajetórias da corrente do rotor para correntes de seqüência negativa no estator durante o gerador em uma fase. A impedância da máquina durante este grande intervalo de deslizamento é equivalente a sua impedância de seqüência negativa (R2G + JX2G). A componente resistiva da impedância é usualmente desprezada. A reatância de


seqüência negativa da máquina é aproximadamente igual a (X”d + X”q)/2. A tensão e a corrente nos terminais da máquina durante este período será uma função da impedância do gerador, do transformador elevador e do sistema. Quando um gerador é energizado inadvertidamente, a corrente do estator induz correntes de grandes magnitudes no rotor, causando rápido aquecimento térmico. Esta corrente do rotor é inicialmente em 60 Hz, mas diminui em sua freqüência conforme aumenta a velocidade do rotor devido à ação de motor de indução.

Se o gerador está conectado a um sistema forte, as correntes iniciais no estator estarão na faixa de três a quatro vezes sua capacidade, e a tensão nos terminais estará no faixa de 50-70% da nominal, para valores típicos de impedâncias de gerador e transformador elevador. Se o gerador está conectado a um sistema fraco, a corrente no estator poderia somente ser uma a duas vezes sua capacidade e a tensão nos terminais somente 20-40% do nominal. Quando o gerador é energizado inadvertidamente desde o seu transformador auxiliar, a corrente no estator será na faixa de 0.1 a 0.2 vezes sua capacidade devido às grandes impedâncias nesta trajetória. O circuito equivalente mostrado no apêndice I pode ser usado para determinar aproximadamente as correntes e as tensões iniciais da máquina quando um gerador é energizado desde o sistema de potência.

Resposta do Gerados devido a Energização Monofásica

A energização monofásica de um gerador com a tensão do sistema de potência enquanto está em repouso sujeita ao gerador a uma corrente desbalanceada significativa. Esta corrente causa fluxo de corrente de seqüência negativa e aquecimento térmico do rotor similares ao causado pela energização trifásica. Não existirá um torque de aceleração significante se a tensão aplicada ao gerador é monofásica e a unidade está basicamente em repouso. Correntes de seqüência positiva e negativa fluirão no estator e cada uma induzirão correntes de aproximadamente 60 Hz no rotor. Isto produz campos magnéticos em direção oposta basicamente produzindo nenhum torque de aceleração. Se a tensão monofásico é aplicada quando a unidade não está em repouso mas, por exemplo, a velocidade media nominal, o torque de aceleração devido à corrente de seqüência positiva será maior do que o torque de desaceleração devido à corrente de seqüência negativa e a unidade se acelerará. O arco do disjuntor é a causa mais freqüente da energização inadvertida monofásica. Esta situação é mais fácil de ocorrer exatamente antes da sincronização ou logo depois que a


unidade é removida de serviço quando a tensão da máquina e o sistema esta 180° fora de fase. A magnitude da corrente do estator pode ser calculada usando o circuito equivalente de componentes simétricas mostrado no Apêndice II para um gerador conectado ao sistema de potência através de um transformador elevador delta-estrela aterrada.

DANO NO GERADOR DEVIDO À ENERGIZAÇÃO INADVERTIDA

O efeito inicial da energização inadvertida de um gerador desde o repouso ou quando está rodando é o rápido aquecimento nas trajetórias do ferro próximas da superfície do rotor devido à corrente induzida no estator. Estas trajetórias principalmente consistem dos wedges, ferro do rotor e anéis de retenção. A profundidade da penetração da corrente é uma fração de polegada, consideravelmente menor da profundidade dos enrolamentos do rotor. Os contatos entre estes componentes são pontos onde uma rápida elevação da temperatura ocorre, devido principalmente ao arco. Os wedges, por exemplo, tem pouca carga “clamping” em repouso, resultando em arco entre eles e o ferro do rotor. O aquecimento por arco começará a fundir os metais, e poderia causar com que os wedges sejam debilitados ao ponto de falhar de imediato ou eventualmente, dependendo do tempo de disparo para eliminar o incidente da energização inadvertida. Danos aos enrolamentos do rotor, se ocorrem, poderia resultar de danos mecânicos devido à perda dos wedges de suporte, em lugar do aquecimento. Devido à baixa profundidade da penetração da corrente, os enrolamentos do rotor poderiam não experimentar uma elevação de temperatura excessiva e, portanto, poderiam não ser danificados termicamente.

O aquecimento generalizado da superfície do rotor a uma temperatura excessiva se propaga às áreas descritas, mas se o disparo é retardado o rotor será danificado e não poderá ser reparado. As magnitudes de corrente no estator durante este incidente estão geralmente dentro de sua capacidade térmica; todavia, se ocorre um aquecimento sustentado do rotor, os wedges ou outras partes do rotor poderiam se romper e danificar o estator. Isto poderia resultar na perda do gerador inteiro.

O tempo no qual o dano do rotor ocorre pode ser calculado aproximadamente usando a equação para a capacidade de seqüência negativa de curto tempo do gerador K t I2

2 = . Quando a máquina está próxima do repouso e é energizada


inadvertidamente a partir de uma fonte trifásica ou monofásica, o valor de I2 usado nesta fórmula é a magnitude em p.u. da corrente de fase do gerador circulando nos enrolamentos da máquina. Se o gerador é energizado a partir de uma fonte monofásica na ou próximo da velocidade de sincronismo, deve ser usada a componente de seqüência negativa da corrente. Os circuitos equivalentes no Apêndice I e II podem ser usados para determinar o valor da corrente para estas situações.

No caso das unidades cross-compound, campo suficiente é aplicado a uma velocidade muito baixa para manter aos geradores em sincronismo. A aplicação inadvertida de tensão trifásico tentará arrancar ambos os geradores como motores de indução. O risco térmico ao rotor é o mesmo que quando não se aplica o campo e é agravado pela presença de corrente no enrolamento de campo do rotor.

Dano a Máquinas Hidráulica

Os hidro-geradores são máquinas de pólos salientes e são previstos normalmente com enrolamentos de amortecimento em cada pólo. Estes enrolamentos de amortecimento poderiam ou não estar conectados juntamente. A energização inadvertida poderia criar suficiente torque no rotor para produzir alguma rotação. Mais importante a capacidade térmica do enrolamento de amortecimento, especialmente no ponto de conexão aos pólos de azero, poderiam não ser adequada para as correntes resultantes. O aquecimento dos pontos de conexão, combinado com a deficiente ventilação, criam dano rapidamente. Considerando que o projeto dos hidro-generadores é único, cada unidade necessita ser avaliada para ver os efeitos danosos da energização inadvertida.

RESPOSTA DA PROTEÇÃO CONVENCIONAL DO GERADOR À ENERGIZAÇÃO INADVERTIDA

Existem vários relés usados no esquema de proteção que poderiam detectar, ou podem ser ajustados para detectar, a energização inadvertida. São eles:

♦ Proteção de perda de campo.

♦ Relé de potência inversa.


♦ Relé de seqüência negativa.

♦ Falha de disjuntor.

♦ Relés de retaguarda do sistema.

Proteção Desabilitada:

A proteção para a energização inadvertida necessita estar em serviço quando o gerador está fora de serviço. Isto é o oposto da proteção normal. Freqüentemente, as empresas desabilitam a proteção do gerador quando a unidade está fora de serviço para prevenir o disparo dos disjuntores do gerador os quais tem sido recolocados em serviço como disjuntores de barra em subestações com disjuntor e meio ou barra em anel. Também é uma prática de operação comum retirar os fusíveis dos transformadores de potencial (TP’s) do gerador como uma prática de proteção quando o gerador é retirado de serviço. Isto desabilita os relés dependentes da tensão para proporcionar proteção contra a energização inadvertida. Muitas empresas usam contatos auxiliares (52 a) das chaves seccionadoras de alta tensão do gerador para desabilitar automaticamente a proteção do gerador quando a unidade está fora de serviço o que pode evitar que estes relés operem como proteção contra a energização inadvertida. Em muitos casos, os engenheiros não reconhecem esta falta da proteção.

Relés de Perda de Campo:

Os relés de perda de campo dependem da tensão. Se a fonte de tensão é desconectada quando a unidade está fora de serviço, este relé não operará. Também deve-se notar que o relé de perda de campo é muitas vezes retirado de serviço por uma chave desconectadora e/ou pelos contatos 52 a do disjuntor quando a máquina está fora de serviço. Portanto, dependendo de como ocorre a energização inadvertida, a proteção de perda de campo poderia estar desabilitada.

Relés de Potência Inversa:

O nível de potência resultante da energização inadvertida geralmente está dentro do faixa de pick-up do relé de potência inversa. O disparo deste relé é bastante retardado (normalmente 30 segundos ou mais) que é um tempo muito


grande para prevenir dano ao gerador. Em alguns tipos de relés de potência inversa, este retardo de tempo é introduzido através de um temporizador operado com tensão de C.A. cujo nível de pick-up requer que esteja presente 50% da tensão nominal nos terminais. Se a tensão nos terminais do gerador está abaixo deste nível, o relé não operará. Se a fonte de potencial é desconectada, o relé de potência inversa é também inibido.

Relé de Seqüência Negativa:

É prática comum proporcionar proteção ao gerador contra condições de desequilíbrio externo que poderiam danificar à máquina. Esta proteção consiste de um relé corrente-tempo o qual responde à corrente de seqüência negativa. Dois tipos de relés são usados para esta proteção: Um relé de sobrecorrente de tempo eletromecânico e um relé estático com uma característica de sobrecorrente de tempo que iguala a curva de capabilidade

K t I22 = do gerador. O relé eletromecânico foi projetado principalmente para

proporcionar proteção à máquina contra faltas desbalanceadas no sistema, não eliminadas. O pick-up de corrente de seqüência negativa deste relé é geralmente 0.6 p.u. da corrente de plena carga nominal. Os relés estáticos são muito mais sensíveis e são capazes de detectar e disparar para correntes de seqüência negativa abaixo da capacidade continua do gerador. O relé de seqüência negativa estático, portanto, detectará energizações inadvertidas monofásicas para muitos casos. A resposta do relé eletromecânico deve ser checada para assegurar que seu ajuste seja suficientemente sensível, especialmente em aplicações nas quais a unidade é conectada a um sistema fraco. O disparo destes relés poderia ser supervisionado por contatos 52 a da chave seccionadora ou do disjuntor de alta tensão que poderiam retê-lo inoperativo para eventos de arco do disjuntor quando o disjuntor está aberto mecanicamente.

Proteção de Falha do Disjuntor do gerador:

A falha do disjuntor do gerador deve ser iniciada para isolar um gerador por uma condição de energização inadvertida devido ao arco do disjuntor. Um diagrama funcional para um esquema típico de falha de disjuntor do gerador é mostrado na Figura 3.


Figura 3. Lógica de falha do disjuntor do gerador

Quando os relés de proteção do gerador detectam uma falta interna ou uma condição anormal, tentarão disparar os disjuntores do gerador e ao mesmo tempo iniciar o(os) temporizador(es) de falha de disjuntor. Se o(os) disjuntor(es) não eliminam a falta ou condição anormal em um tempo especificado, o temporizador disparará os disjuntores de retaguarda necessários para retirar o gerador do sistema. O detector de corrente (CD) ou o contacto do disjuntor (52a) são usados para detectar que o disjuntor foi aberto satisfatoriamente. O contacto 52 a do disjuntor deve ser usado neste caso visto que existem falhas e/ou condições anormais do gerador as quais não produzirã o suficiente corrente para operar o detector de corrente (CD). Se um ou dois pólos de um disjuntor arqueiam para energizar um gerador, duas condições devem ser satisfeitas para iniciar a falha de disjuntor:

1. O arco deve ser detectado por um relé de proteção do gerador que pode inicializar o relé de falha de disjuntor (BFI).

2. O detector de corrente de falha de disjuntor (CD) deve ser ajustado com suficiente sensibilidade para detectar a condição de arco.

Relés de Retaguarda do Sistema:

Relés de impedância ou de sobrecorrente, controlado ou com restrição por tensão, usados como proteção de retaguarda do gerador, podem ser ajustados para proporcionar detecção da energização inadvertida trifásica. Sua operação, todavia, deve ser checada comparando seus ajustes com as condições esperadas nos terminais da máquina pela energização inadvertida. Estes relés tem um retardo de tempo associado com o disparo que geralmente é muito longo para se evitar que o gerador seja danificado. Esforços para reduzir este tempo de retardo geralmente resultam em disparo em falso para oscilações de potência estáveis ou perda de coordenação sob condições de falta. Também, a


operação do tipo particular de relé usado deve ser revisada para a condição quando a tensão de polarização ou de restrição tenha sido desconectada.

ESQUEMAS DE PROTEÇÃO DEDICADOS PARA DETECTAR A ENERGIZAÇÃO INADVERTIDA

Devido às severas limitações dos relés convencionais de geradores para detectar a energização inadvertida, tem sido desenvolvidos e instalados esquemas de proteção dedicados. A diferença dos esquemas convencionais de proteção, os quais protegem quando o equipamento está em serviço, estes esquemas proporcionam proteção quando o equipamento está fora de serviço. Assim, deve-se ter muito cuidado quando se implementa esta proteção de tal forma que a fonte C.C. para disparo e as quantidades de entrada no relé não sejam removidas quando a unidade protegida está fora de serviço.

Esta seção do tutorial descreve vários esquemas de proteção dedicados contra energização inadvertida para unidades sem disjuntor de baixa tensão do gerador. A prudente seleção das fontes de entrada permitem que muitos destes esquemas, sejam aplicados a geradores com disjuntor de baixa tensão. Qualquer que seja o esquema de proteção para a energização acidental do gerador, a proteção deve ser conectada para disparar os disjuntores de campo e de alta tensão, disparar os disjuntores de auxiliares, iniciar a retaguarda por falha do disjuntor de alta tensão, além de estar implementado de tal forma que não seja desabilitado quando a máquina está fora de serviço.

Relés de Sobrecorrente Supervisionado por Freqüência:

A Figura 4 apresenta um esquema de sobrecorrente supervisionado por freqüência projetado especificamente para detectar a energização acidental. O esquema utiliza um relé de freqüência para supervisionar a saída de disparo dos relés de sobrecorrente instantâneos ajustados sensivelmente. Os relés de sobrecorrente são automaticamente armados pelo relé de freqüência se a unidade está fora de serviço e permanece armado enquanto a unidade está apagada. Para assegurar a confiabilidade do disparo de alta velocidade, os relés de sobrecorrente devem ser ajustados em 50% ou menos da corrente mínima vista durante a energização acidental. O relé de freqüência (81) usado para identificar quando o gerador está fora de serviço deve ter um ponto de ajuste bem abaixo de qualquer freqüência de operação de emergência. Seus


contatos de saída também devem permanecer fechados quando a tensão é zero. O relé de balanço de tensão (60) previne operações incorretas devido à perda de potencial do relé de freqüência sob condições normais de operação.

Quando o gerador é retirado de serviço, a freqüência da máquina cairá abaixo do ponto de ajuste do relé de freqüência. O relé de freqüência energizará o relé auxiliar 81x através do contacto normalmente fechado do relé de balanço de tensão. Um contacto do relé auxiliar 81 x se fechará então para habilitar o circuito de disparo dos relés de sobrecorrente. O esquema de proteção é assim armado e permanece armado todo o tempo em que a unidade está fora. Igualmente, se a fonte de potencial de C.A. é desconectada enquanto o gerador estiver fora para manutenção, o contacto do relé de freqüência deve permanecer fechado, permitindo assim o disparo por sobrecorrente de alta velocidade. Caso o gerador seja energizado acidentalmente, o relé de freqüência abrirá seus contatos, mas o retardo de tempo ao dropout do relé auxiliar 81 x permitirá o disparo por sobrecorrente.

Quando o gerador é acelerado para ser colocado em serviço, a freqüência da máquina excede a freqüência do ponto de ajuste do relé. O relé de freqüência opera e desenergiza o relé auxiliar 81x. Este, depois de que transcorre seu retardo de tempo de dropout, desarma o circuito de disparo dos relés de sobrecorrente. O esquema de sobrecorrente supervisionado por freqüência não proporcionará proteção para um arco do disjuntor de gerador de alta tensão justo antes da sincronização, quando a máquina está próxima da sua velocidade nominal com o campo aplicado. Proteção adicional, como se descreve na seção seguinte, deve ser instalada para esta situação.


Figura 4. Lógica de sobrecorrente supervisionada por freqüência

Relés de Sobrecorrente Supervisionados por Tensão:

A Figura 5 mostra um esquema de sobrecorrente supervisionado por tensão o qual está projetado para detectar a energização acidental. Este esquema utiliza relés de tensão (27-1 e 27-2) para supervisionar o relé estático de sobrecorrente de fase instantâneo (50) de alta velocidade, de forma a proporcionar proteção contra a energização inadvertida. Os relés de sobrecorrente são armados automaticamente quando a unidade está fora de serviço e permanecem armados enquanto a unidade está fora. Eles são removidos automaticamente de serviço quando a unidade é colocada em serviço. As unidades de sobrecorrente são ajustadas para responder a correntes de 50% ou menos da corrente mínima vista durante a energização acidental. Os relés de subtensão (27-1 e 27-2) habilitam e desabilitam aos sensores de corrente (50) via os relés de retardo de tempo (62-1 e 62-2). Dois relés 27 são alimentados por transformadores de tensão separados para prevenir a mal


operação que pode resultar da perda de uma fonte de potencial. Um relé de retardo de tempo (62-3) e um relé alarme detector de tensão (74-1) são usados para alarmar esta situação. Os relés de tensão 27-1 e 27-2 são geralmente ajustados em aproximadamente 85% da tensão nominal. O temporizador 62-1 desabilita o disparo por relés de sobrecorrente (50) depois que a tensão regressa à normalidade antes da sincronização. O temporizador 62-2 habilita o disparo por sobrecorrente quando a tensão cai abaixo de 85% da normal quando a máquina é retirada de serviço. O temporizador 62-2 é ajustado com suficiente retardo (geralmente dois segundos) para prevenir que habilite os relés de sobrecorrente para faltas no sistema de potência ou nos sistemas auxiliares da unidade as quais poderiam levar a tensão nos terminais da máquina abaixo do nível de 85%. O esquema se restabelecerá quando o campo do gerador for aplicado para desenvolver sua tensão nominal antes da sincronização. Assim, o arco do disjuntor de alta tensão do gerador, justo antes da sincronização, não será detectado. Proteção adicional, como se descreve na seção seguinte, deve ser instalada para esta situação.

Para melhorar a integridade deste esquema, algumas concessionárias tem escolhido instalá-lo no lado de alta tensão usando TC’s e fontes D.C. localizadas no pátio. Outras tem escolhido colocá-lo na planta e instalá-lo de tal forma que não seja desconectado quando a unidade está fora de serviço. Colocando os TC’s nos terminais da máquina, o relé pode ser ajustado para detectar a energização inadvertida através do transformador de serviço auxiliares. A referência 5 proporciona uma descrição detalhada do esquema de sobrecorrente supervisionado por tensão.


27 - Relés de subtensão, instantâneos, estáticos.

50 - Três relés de sobrecorrente, instantâneos, estáticos.

62 - Relés com retardo de tempo ajustável.

74 - Relés de alarme, de armadura, auto -resetáveis, com bandeirolas.

86 - Relé de bloqueio, dispara aos disjuntores do gerador e inicializa o temporizador da falha de disjuntor.

94 - Relé de disparo, de armadura, de alta velocidade.

Figura 5. Lógica de sobrecorrente supervisada por tensão

Relés de Sobrecorrente Direcionais:


Figura 6. Lógica de sobrecorrente direcional

O esquema representado na Figura 6 emprega três relés de sobrecorrente de tempo inverso direcionais. Os sinais de tensão e de corrente são obtidos dos terminais do gerador. Dois diferentes métodos são utilizados. O método 1 utiliza um relé que tem máxima sensibilidade quando a corrente aplicada ao relé adianta da tensão por 30°. Para assegurar que a capacidade de carga subexcitada da máquina não esteja enfraquecida apreciavelmente, a conexão de 60° (IA – IB e VAC ) é usada. São necessários TCs conectados em delta ou TCs auxiliares, ou TPs conectados fase a terra podem ser aplicados. O ajuste usado poderia envolver um compromisso entre a sensibilidade desejada e um ajuste no qual o relé não seja termicamente danificado pela máxima corrente de carga continua. O método 2 utiliza um relé que tem máxima sensibilidade quando a corrente aplicada ao relé se adianta da tensão de 60°. Uma conexão de 90° no relé (IA e VBC ) permitirá que a operação subexcitada adequada seja obtida. Alguns relés deste tipo tem uma sensibilidade fixa de 0.5 Ampères e uma capacidade continua de 5.0 Ampères. Eles são geralmente ajustados para operar em 0.25 segundos para 2 vezes a corrente nominal do gerador. Os relés de sobrecorrente direcional (67) deve disparar os disjuntores do gerador e inicializar o temporizador de falha de disjuntor. Este esquema é dependente da presença de potencial para a sua operação adequada. Portanto, se o procedimento de operação da companhia requer a retirada dos fusíveis dos TPs do gerador por proteção, quando a unidade é retirada de serviço, este esquema não deve ser aplicado.


50 Relés de sobrecorrente instantâneo.

21 Relé de distância.

62 Relé com retardo de tempo ajustável. 62TX Temporizador auxiliar.

51/89b Contacto auxiliar da chave seccionadora da alta tensão do gerador.

52X Relé auxiliar – Retardo de tempo ao dropout.

86 Relé de Bloqueio: Dispara os disjuntores do gerador e inicia o temporizador de falha de disjuntor.

Figura 7. Lógica do relé de impedância

Relés de Impedância:

Existem um vários esquemas desenvolvidos que utilizam relés de impedância localizados no lado de alta tensão os quais são polarizados para “ver até” a máquina como é mostrado na Figura 7. O relé de impedância é ajustado para detectar a soma da reatância do transformador elevador e a reatância de seqüência negativa da máquina (X1T + X2g) com uma margem apropriada. Em alguns casos, o relé de impedância é supervisionado por um relé de sobrecorrente instantâneo para prevenir operação em falso por perda de


potencial. Algumas empresas conectam o relé de impedância para disparar os disjuntores de alta tensão do gerador e iniciar a parada da unidade sem pensar se a unidade está em ou fora de serviço. O relé de impedância geralmente opera para oscilações de potência instáveis e requer uma análise de estabilidade muito completa para assegurar de que o esquema não disparará quando de oscilações estáveis. Outras concessionárias escolhem a capacidade do esquema para disparar com alta velocidade somente quando a unidade está fora de serviço e agregam um retardo de tempo para garantir maior segurança quando a unidade está em serviço. A Figura 7 é uma ilustração de tal esquema. Esta abordagem proporciona uma medida de proteção ainda se os contatos auxiliares da chave seccionadora do gerador falham em habilitar o disparo de alta velocidade. O esquema disparará a unidade se o campo for aplicado quando ocorre a energização acidental, prevendo que a unidade estará substancialmente fora de fase com o sistema no momento da energização. Uma proteção adicional é necessária para a energização monofásica, visto que um relé de impedância tem capacidade limitada para detectar esta condição.

Relés Auxiliares Habilitados com Contatos Auxiliares:

O esquema mostrado na Figura 8 usa o contacto auxiliar do disjuntor de campo do gerador para habilitar e desabilitar um relé de sobrecorrente para detectar a energização inadvertida quando a unidade está fora de serviço. Este esquema consiste de três sensores de corrente de falta, instantâneos, não direcionais, os quais são armados para disparar se o disjuntor de campo está aberto ou fora de seu rack. Qualquer uma destas condições energizará um temporizador (62), com retardo de tempo no pick-up e dropout, que habilita o esquema. Os relés de sobrecorrente são ajustados em 50% ou menos da corrente mínima vista durante a energização acidental. Para se evitar sua operação em falso, quando a unidade está em serviço, o esquema está projetado de tal forma que não é armado a menos que os relés de sobrecorrente sejam resetados primeiro.


41 Pos - Fechado quando o disjuntor de campo está em seu rack.

41 b - Contato auxiliar do disjuntor de campo.

50 - Três relés de sobrecorrente instantâneos. 62 - Temporizador com retardo de tempo (ciclos) no pick-up e dropout.

86 - Relé de bloqueio que dispara os disjuntores do gerador e inicializa o temporizador de falha de disjuntor.

Figura 8. Lógica do relé de sobrecorrente habilitado por contato auxiliar

Se a unidade está em serviço, e os relés de sobrecorrente operam devido à carga, a bobina do relé 62 é by-passada para prevenir sua operação. Este esquema está projetado de tal forma que nenhuma função de disparo da unidade associada com uma falta ou disparo mecânico o ativará.

Como com alguns outros esquemas descritos, o esquema mostrado na Figura 8 se resetará quando o campo seja aplicado à unidade antes da sincronização. O esquema não dará proteção a baixas RPM da turbina com o campo dentro.


Porém o campo geralmente não é aplicado abaixo da velocidade síncrona em unidades tandem modernas, as unidades cross-compound requerem sincronização entre unidades a muito baixas RPM. Para assegurar a proteção durante o período da pré-sincronização, é necessário usar o contacto 41b do disjuntor de campo principal e não o do disjuntor de campo de partida. Além disso, a excitação deve ser transferida do excitador de partida para o excitador principal antes da sincronização para se evitar um disparo em falso na sincronização.

ESQUEMAS DE PROTEÇÃO DEDICADOS PARA DETECTAR ARCOS NO DISJUNTOR DO GERADOR

Para o arco de um pólo do disjuntor de alta tensão, do gerador, redisparar o disjuntor não desenergizará a máquina. A partida do relé de falha de disjuntor é requerida para o disparo local adicional e possivelmente o disparo dos disjuntores remotos para desenergizar o gerador. Alguns dos esquemas discutidos nas seções anteriores podem ser ajustados para detectar arcos no disjuntor e proporcionar proteção em conjunto com a proteção de falha de disjuntor do gerador. Outros esquemas são inoperativos quando o gerador está próximo de sua velocidade e tensão nominais antes da sincronização e devem ser complementados com proteção adicional.

Correntes desbalanceadas associadas com o arco no disjuntor geralmente causarão a operação do relé de seqüência negativa. A falha de disjuntor será iniciada se os sensores de corrente de falha de disjuntor estiverem ajustados com suficiente sensibilidade para detectar a situação. A seguir, descreveremos os esquemas projetados especificamente para a rápida detecção e desligamento desta forma única de falha de disjuntor.

Esquema de Falha de Disjuntor Modificada

Um método usado para acelerar a detecção de um arco de disjuntor é modificar o esquema de falha de disjuntor como mostrado na Figura 9. Um relé de sobrecorrente instantâneo (50 N) é conectado no neutro do transformador elevador e ajustado para responder a um arco de um pólo do disjuntor de alta tensão. A saída do relé é supervisada pelo contacto “b” do disjuntor do gerador proporcionando um partida auxiliar ao esquema de falha de disjuntor. Quando o disjuntor do gerador está aberto e um ou dois pólos arqueiam, a corrente


resultante no neutro do transformador é detectada pelo relé 50 N sem o retardo associado com o esquema de seqüência negativa ou alguns dos esquemas de energização inadvertida descritos previamente. Os sensores de corrente (CD) associados com o esquema de falha de disjuntor devem ser ajustados com suficiente sensibilidade para detectar esta condição de arco.

52 a, 52 b - Contatos auxiliares do disjuntor.

CD - Detector de corrente.

50 N - Relé de sobrecorrente instantâneo.

Figura 9. Lógica de falha de disjuntor modificada

Discordância de Pólos do Disjuntor:

É uma prática geral que os disjuntores de alta tensão são projetados com mecanismos de operação independentes por pólo. Para fechamentos de pólos não simétricos, estes disjuntores são protegidos por uma interconexão de contatos auxiliares. Se algum pólo é fechado ao mesmo tempo que outro é aberto, se proporciona uma via para se iniciar o disparo do disjuntor. Considerando que as indicações dos contatos auxiliares do disjuntor não


proporcionam uma indicação positiva da posição do pólo, estes esquemas podem ser melhorados por um relé que monitora o fluxo de corrente das três fases através de disjuntor e sente se alguma fase está abaixo de um certo nível baixo (indicando um pólo do disjuntor aberto) ao mesmo tempo que qualquer outra fase está acima de um nível substancialmente alto (indicando um pólo fechado ou arqueando). Para aplicações de barra em anel ou disjuntor e meio, a tensão de seqüência zero através do disjuntor é usada para supervisionar o disparo do relé. Isto previne a operação em falso devido a correntes desbalanceadas causadas pelas impedâncias de fase diferentes nas barras. Assim, este relé de discordância de pólos monitorado com corrente proporciona um método para se detectar o arco no disjuntor, mas o seu disparo é geralmente com um retardo de 0.5 segundos. A referência 5 proporciona uma descrição detalhada deste relé.

CONCLUSÕES

A energização inadvertida de geradores síncronos tem se tornado um problema significante na industria nos últimos anos uma vez que as centrais geradoras tem se tornado mais complexas. Os esquemas amplamente usados de disjuntor e meio e de barra em anel tem sido de uma ajuda significativa para dar flexibilidade de operação às centrais geradoras de alta tensão. Estas configurações tem também aumentado a complexidade e o risco do gerador ser energizado inadvertidamente enquanto está fora de serviço. Os erros de operação, arco no disjuntor, mal funcionamento dos circuitos de controle ou uma combinação destas causas tem resultado na energização acidental de geradores. Por causa do dano para a máquina poder ocorrer em poucos segundos, esta deve ser detectada e isolada pela ação automática de relés. Porém existem relés usados como parte do complemento normal da proteção do gerador, sua habilidade para detectar a energização inadvertida do gerador é geralmente marginal. Estes relés normalmente estão desabilitados no momento quando a máquina é energizada inadvertidamente, ou operam muito lentos para evitar o dano ao gerador e/ou a turbina. Por esta razão, a maioria de fabricantes de turbina e gerador nos USA tem recomendado, e muitas empresas estão instalando, esquemas de proteção contra energização inadvertida dedicados. A maioria de esquemas em serviço em USA foram descritos nesta seção. Estes esquemas variam por causa das práticas de operação e filosofias de proteção das empresas que os usam serem diferentes.


Os engenheiros de proteção devem avaliar os riscos e determinar o impacto de suas práticas de proteção sobre a operação de sua companhia antes de decidir qual esquema é mais adequado a suas necessidades particulares. Espera-se que esta seção do tutorial ajude nesta tarefa.

REFERÊNCIAS

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Inadvertent Energization Protection Scheme on Generators Circuit Breakers,” presented to the Pennsylvania Electric Association Relay Committee, September 14, 1983.

5. M. Meisinger, G. Rockefeller, L. Schulze, “RAGUA: Protection Against Accidental Energization of Synchronous Machines” presented to the Pennsylvania Electric Association Relay Committee, September 14, 1983.

6. W.A. Elmire, C.L. Wagner “Pole Disagreement Relaying”, presented to 10th Annual Western Relay Conference, Spokane, Washington, October 24-27, 1983.


APÊNDICE I

Cálculos de correntes e tensões iniciais quando um gerador é energizado por uma fonte trifásica.

Circuito equivalente aproximado

onde: X15 = Reatância de seqüência positiva do sistema. X1T = Reatância de seqüência positiva do transformador.

X2G = Reatância de seqüência negativa do gerador.

R2G = Resistência de seqüência negativa do gerador. ES = Tensão do Sistema.

ET = Tensão do lado de alta tensão do transformador. EG = Tensão nos terminais do gerador.

I = Corrente.

P3φG = Potência trifásica do gerador.

G2T1S1 XXXEsI

++=

EG = (I) (X2G)

ET = (I) (X2G + X1T)

P3φG = 3I2 R2G


APÊNDICE II

Cálculos de correntes e tensões iniciais quando um gerador é energizado por uma fonte monofásica tal como um arco dos contatos do disjuntor justo antes da sincronização.

ARCO DE DISJUNTOR ABERTO

CIRCUITO EQUIVALENTE DE COMPONENTES SIMÉTRICAS


O diagrama de acima assume que ocorre um arco quando as tensões do gerador e do sistema estão 180º fora de fase. Se não há campo na máquina no momento da energização inadvertida, a tensão fonte Eg é zero no circuito equivalente de seqüência positiva.

Onde:

X1G, X2G, X0G = Reatâncias de seqüência positiva, negativa e zero do gerador.

X1T, X2T, X0T = Reatâncias de seqüência positiva, negativa e zero do transformador elevador.

X1S, X2S, X0S= Reatância de seqüência positiva, negativa e zero do equivalente do sistema.

Eg= Tensão do gerador.

É= Tensão do sistema.

I1, I2, I0= Correntes de seqüência positiva, negativa e zero


CIRCUITO SIMPLIFICADO


SEÇÃO 13

FALHA DE DISJUNTOR DE GERADOR.

RESUMO

Um esquema de falha de disjuntor necessita ser iniciado quando os relés de proteção do sistema operam para disparar o disjuntor do gerador mas o disjuntor falha ao operar. Devido às sensibilidades requeridas para a proteção do gerador, a retaguarda para a falha do disjuntor de gerador através de relés do terminal remoto não é possível. Requer-se falha de disjuntor local. A proteção de falha de disjuntor para disjuntores de geradores é similar à dos disjuntores do sistema de transmissão, mas existem pequenas diferenças que serão tratadas nesta seção.

INTRODUÇÃO

A proteção de falha de disjuntor prevê o disparo dos disjuntores de retaguarda se uma falta ou condição anormal for detectada pelos relés de proteção e o disjuntor do gerador não abrir depois da iniciação do disparo. Por exemplo, se uma falta o condição anormal na zona de proteção do Gerador 1 (Figura 1) não é eliminada pelo disjuntor 1 dentro de um tempo predeterminado, será necessário disparar os disjuntores 2, 3, e 4 localmente para eliminar a falta ou condição anormal.

Considerações similares devem ser dadas para arranjos com vários disjuntores tais como configurações de barras em anel ou disjuntor e meio.


Figura 1

A Figura 2 ilustra a operação de um esquema de falha de disjuntor local aplicado a uma subestação com barra em anel.

Figura 2

Uma falta na zona de proteção do Gerador 1 requer o disparo dos disjuntores na Subestação A. Se qualquer dos disjuntores falhar para eliminar a falta, a proteção de falha de disjuntor iniciará o disparo de um disjuntor adicional e o disparo transferido para um disjuntor remoto.

A Figura 3 é um diagrama lógico que representa um esquema básico de proteção de falha de disjuntor.


Figura 3

LÓGICA DE FALHA DE DISJUNTOR DO GERADOR

Um diagrama funcional de um esquema típico de falha de disjuntor de gerador é mostrado na Figura 4. Como em todos estes esquemas, quando os relés de proteção detectam uma falta interna ou uma condição de operação anormal, eles tentaram disparar o disjuntor do gerador e ao mesmo tempo iniciar o temporizador de falha de disjuntor. Se um disjuntor não elimina a falta ou condição anormal em um tempo especificado, o temporizador disparará os disjuntores necessários para retirar o gerador do sistema. Como mostrado na Figura 4, para se iniciar o temporizador de falha de disjuntor, deve-se operar um relé de proteção e um detector de corrente ou um contacto “a” do disjuntor deve indicar que o disjuntor falhou ao abrir. Exceto pelo uso do contacto “a” do disjuntor, o arranjo mostrado na Figura 4 é típico de muitos esquemas de falha de disjuntor. O contacto “a” do disjuntor deve ser usado neste caso visto que existem falhas e/ou condições anormais de operação tais como falhas do estator ou barra a terra, sobreexcitação V/Hz, seqüência negativa, sub freqüência excessiva, fluxo de potência inversa, etc., as quais não produzem suficiente corrente para operar os sensores de corrente, Se cada pólo do disjuntor opera independentemente, contatos “a” do disjuntor de cada um dos três pólos devem ser paralelados e conectados no circuito lógico.


52a - Contatos auxiliares do disjuntor. CD - Detector de corrente. 62 - Temporizador de falha de disjuntor com pick-up ajustável e sem

retardo de dropout.

Figura 4. Diagrama funcional de um esquema de falha de disjuntor de gerador

Os relés de proteção, mostrados na Figura 4, representam todos os relés do gerador e da barra que disparam o disjuntor do gerador. Tipicamente, os relés do gerador estão divididos nos grupos primário e de retaguarda, proporcionando redundância nas funções de proteção.

Outro fator a considerar é o procedimento operativo quando uma máquina é retirada para manutenção. Quando se tem um arranjo no lado de alta tensão de barra em anel, ou disjuntor e meio, ou dupla barra - duplo disjuntor, é prática comum isolar a unidade geradora via uma chave seccionadora e fechar os disjuntores de alta tensão para fechar o anel ou interligar as duas barras. Sob estas condições, será necessário isolar os contatos do relé de disparo e bloqueio para prevenir a operação desnecessária da retaguarda por falha de disjuntor durante os testes nos relés do gerador. Chaves de teste são usadas algumas vezes para esta função. Se o gerador está conectado ao sistema através de dois disjuntores, cada disjuntor deverá estar equipado com um relé de falha de disjuntor.

Tempo de falha de disjuntor. A proteção de falha de disjuntor deve ser suficientemente rápida para manter a estabilidade, mas não tão rápida que comprometa a segurança do disparo. Isto é particularmente importante para grandes linhas de transmissão onde a estabilidade é crítica. A Figura 5 mostra o gráfico de tempo para um esquema típico de falha de disjuntor.


Figura 5. Coordenação do tempo de falha de disjuntor

A margem de tempo sombreada proporciona proteção e deve acomodar o seguinte:

A. Tempo de interrupção excessivo do disjuntor.

B. Tempo de overtravel.

C. Erros de TCs e TPs.

D. Fator de proteção.

Detectores de falta:

Os sensores que tem alta relação dropout/pick-up e cujo tempo de dropout é afetado minimamente pela saturação dos TCs e o offset C.C. no circuito secundário, devem ser usados. Os geradores podem ser alimentados desde dois disjuntores. É importante que as RTC, as características de excitação e os ajustes dos sensores de falta sejam adequados às correntes de falta máxima através de cada um dos disjuntor. Ambos TCs devem ter a mesma capacidade e ter a capacidade adequada para manejar a carga do circuito.


PROTEÇÃO CONTRA FLASHOVER DO DISJUNTOR DO GERADOR ABERTO

Outra forma de falha do disjuntor que pode ocorrer e danificar o gerador é um arco com o disjuntor aberto, isto é, um arco interno através dos contatos de um ou mais do disjuntor para energizar o gerador. A proteção para este tipo de falha de disjuntor está descrita em detalhes na Seção Energização Inadvertida deste tutorial e é resumida brevemente nesta seção, visto que é uma forma de falha de disjuntor. O arco no disjuntor é mais provável que ocorra justo antes da sincronização ou logo após da retirada de serviço do gerador, quando a tensão através dos contatos do disjuntor do gerador chega a ser até duas vezes a normal, conforme o deslizamento do gerador em freqüência em relação ao sistema. Apesar dos disjuntores estarem dimensionados para suportar esta tensão, a probabilidade de que ocorra um arco durante este período é elevada. Raramente tais arcos ocorrem simultaneamente nas três fases. Por isto, muitos esquemas de proteção estão projetados para detectar o arco de um ou dois pólos do disjuntor.

Se um ou dois pólos do disjuntor arqueiam, o desequilíbrio de corrente resultante geralmente causará a operação do relé de seqüência negativa do gerador ou possivelmente o relé de retaguarda por sobrecorrente de terra, os quais iniciarão um disparo do disjuntor com arco. A falha de disjuntor como mostrada na Figura 4, iniciará se os sensores de corrente (CD) estiverem ajustados com suficiente sensibilidade para detectar esta situação.


Figura 6. Lógica de falha de disjuntor modificada

Um método usado para fazer a detecção de um arco de disjuntor é modificar o esquema de falha de disjuntor como mostrado na Figura 6. Um relé de sobrecorrente instantâneo (50N) é conectado ao neutro do transformador elevador. A saída do relé é supervisada pelo contacto “b” do disjuntor do gerador e provoca um partida adicional ao esquema de falha de disjuntor. Quando o disjuntor do gerador é aberto e um ou dois pólos do disjuntor arqueiam, a corrente resultante no neutro do transformador é detectada pelo relé 50N sem o retardo de tempo associado com os relés de retaguarda de neutro ou de seqüência negativa. Uma vez mais, os sensores de corrente associados com a falha de disjuntor devem ser ajustados com suficiente sensibilidade para detectar esta condição de arco.

O arco do disjuntor de gerador pode também ser detectado pelo relé de discrepância de pólos do disjuntor. Este relé monitora as três correntes das três fases que fluem através do disjuntor e sente se alguma fase está abaixo de um certo limite baixo (indicando um pólo de disjuntor aberto) ao mesmo tempo que qualquer uma das outras fases está acima de um limite alto (indicando um pólo fechado ou arqueando). Para aplicações de disjuntor e meio ou barra em anel, a tensão 3Vo através do disjuntor é usada para supervisionar o disparo do relé, prevenindo a operação em falso devido a correntes desbalanceadas causadas por diferencias nas impedâncias de fase da barra.

CONCLUSÃO

Esta seção do tutorial resume as práticas da proteção de falha de disjuntor reportadas mais detalhadamente nas referências 1 e 2, com maiores


explicações dos conceitos básicos. Os esquemas de falha de disjuntor são geralmente conectados para energizar um relé de bloqueio os quais disparam os disjuntores de retaguarda necessários, inicia a transferência de disparo dos disjuntores remotos necessários e retira o gerador de serviço.

REFERÊNCIAS

1. “Summary Update of Practices on Breaker Failure Protection”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol PAS-101, No. 3 March 1982.

2. ANSI/IEEE C37.102-1987, “Guide for AC Generator Protection”.


SEÇÃO 14

DISPARO DO GERADOR

RESUMO

Esta seção proporcionará uma visão dos objetivos básicos e as práticas recomendadas na industria para o disparo da unidade geradora, uma vez que uma anormalidade ou curto circuito tenha sido detectado, requerendo a remoção a unidade de serviço. A tarefa associada com a aplicação dos esquemas de disparo adequados sobre as unidades geradoras, não deve ser menosprezada. Para isto, se requer amplos conhecimentos do equipamento da unidade geradora, assim como do seu comportamento em condições normais e anormais. A seleção do método adequado de desligamento do gerador minimizará o dano e o preparará para um rápido regresso a serviço.

INTRODUÇÃO

A unidade geradora representa uma grande investimento para o proprietário. A unidade geradora é composta pela turbina, o gerador, o transformador, o sistema de excitação e os disjuntores. Os objetivos gerais do projeto dos sistemas de proteção e seus esquemas de disparo associados são :

1. Remover a seção faltosa do sistema de potência, para prevenir ou minimizar o efeito do distúrbio sobre as partes não faltosas do sistema.

2. Minimizar ou prevenir o dano ao equipamento.

3. Assegurar ao máximo possível que nenhuma contingência simples desabilite totalmente a proteção sobre qualquer sistema.

4. Proporcionar os meios que permitem que o equipamento afetado, retorne rapidamente a serviço.

Mais especificamente, os objetivos dos esquemas de disparo para proteção da unidade geradora são assegurar que os efeitos das falhas e distúrbios sejam


restringidos à sua área. Os esquemas de disparo devem ser capazes de cumprir estes requisitos quando da ocorrência de uma contingência de primeira ordem, tais como a falha na operação de um relé de proteção ou a falha no disparo de um disjuntor.

ESQUEMAS DE DISPARO

Geralmente, os relés de proteção discretos do gerador, se agrupam para ativar os relés auxiliares de disparo de tal forma que os relés com os mesmos modos de disparo/parada do gerador sejam estabelecidos. Onde seja possível, o arranjo dos relés auxiliares de disparo deve proporcionar redundância nas funções de disparo e nos circuitos de disparo, de tal forma que os relés de retaguarda operem através de um relé auxiliar de disparo distinto ao da proteção primária. A tarefa associada com a aplicação de esquemas de disparo sobre as unidades geradoras não deve ser menosprezada. Este esforço requer de amplos conhecimentos do equipamento da unidade geradora, assim como do seu comportamento em condições normais e anormais. Seria uma insensatez se a única consideração dada fosse de se desconectar o gerador do sistema elétrico sem se considerar a maneira precisa na qual a unidade geradora pode ser isolada do sistema de potência pelas distintas funções dos relés de proteção.

Descrito a seguir estão os quatro métodos comuns para se retirar o gerador de serviço, quando este trabalha em condições de operação anormais inaceitáveis ou faltas elétricas.

Disparo simultâneo:

Proporciona os meios mais rápidos para se isolar o gerador. Este modo de disparo é usado para todas as faltas internas no gerador e anomalias severas na zona de proteção do gerador. O isolamento é dotado pelo disparo, ao mesmo tempo, dos disjuntores do gerador, do disjuntor de campo, e a parada do impulsor, fechando-se as válvulas da turbina. Se existe a possibilidade de uma condição de sobre-velocidade significativa da unidade, um retardo de tempo pode ser usado no circuito de disparo do disjuntor de gerador. Se o retardo de tempo é usado, o efeito deste retardo sobre o gerador e/ou o sistema deve ser determinado.


Disparo do gerador:

Este modo de desligamento dispara os disjuntores do gerador e do campo. O esquema não para o impulsor, e é utiliza onde pode ser possível corrigir a anormalidade rapidamente, de tal modo permitindo a rápida re-conexão da máquina ao sistema em um período curto de tempo. As proteções que disparam o gerador por distúrbios no sistema de potência, ao invés de por falhas/anormalidades internas no gerador, podem disparar deste modo se permitido pelo tipo de impulsor e sistema de caldeiras.

Separação da unidade:

Este esquema de disparo é similar ao disparo do gerador mas inicia somente a abertura dos disjuntores do gerador. Este esquema é recomendado para aplicação quando se deseja manter as cargas auxiliares da unidade conectadas ao gerador. Por exemplo, durante um distúrbio maior no sistema o qual requer o disparo devido a sub freqüência, a fonte de reserva poderia não estar disponível. A vantagem deste esquema é que a unidade pode ser re-conectada ao sistema com um mínimo de retardo. Este modo de disparo requer que a unidade seja capaz de operar com baixa carga (runback) em seguida de um disparo com rejeição de plena carga.

Disparo seqüencial:

Este modo de disparo é principalmente usado em geradores de vapor para prevenir a sobre-velocidade quando o disparo retardado não tem efeitos prejudiciais sobre a unidade geradora. É usado para disparar o gerador quando de problemas no impulsor quando não se requer um disparo de alta velocidade. O primeiro dispositivo disparado são as válvulas das turbinas. Um relé de potência inversa em série com as chaves de posição de fechamento das válvulas proporciona proteção contra possível sobre-velocidade da turbina assegurando que os fluxos de vapor tenham sido reduzidos abaixo da quantidade necessária para produzir uma condição de sobre-velocidade quando os disjuntores do gerador são disparados. Por problemas mecânicos na turbina ou na caldeira/reator este é o modo de disparo preferido visto que previne a sobre-velocidade da máquina. Contudo, a desvantagem é de que não existe saída de disparo para uma falta das chaves de limite das válvulas das turbinas ou o relé de potência inversa. Quando este método é usado, uma proteção de retaguarda deverá ser fornecida para assegurar o disparo dos disjuntores principal e de campo caso exista uma falta. Este é geralmente proporcionado por um relé de


potência inversa separado que inicia o disparo de forma independente. Este modo de disparo não deve anular a proteção dos disjuntores do gerador que instantaneamente abrem o disjuntor do gerador quando ocorre uma falta elétrica crítica que pode causar sérios danos ao gerador ou ao equipamento do pátio.

A tabela 1 indica as ações de disparo específicas para cada tipo de disparo descrito.

Modo de disparo Disjuntores do Gerador

Disparo do Campo

Disparo da turbina

Disparo Simultâneo Disparo do Gerador Separação da Umidade Disparo Seqüencial

X

X

X

X*

X

X

X*

X

X* * Geralmente supervisionado pela chave de posição da válvula da turbina e o relé de potência inversa.

Tabela 1. Ação de disparo.

Seleção do esquema de disparo

Muitos fatores contribuem para a decisão sobre a seleção do esquema de disparo apropriado. A seguinte lista nos mostra alguns deles:

• Tipos de impulsor principal – maquina a diesel/gás, turbina a gás, turbina a vapor, turbina hidráulica.

• Impacto da perda súbita de potência de saída sobre o sistema elétrico e a turbina.

• Segurança da equipe.

• Experiência dos operadores.

• Manejo de cargas de auxiliares das unidades durante uma parada de emergência.


Dispositivo Disparo do

Disjuntor do Gerador

Disparo do Disjuntor de Campo

Transferência de sistemas auxiliares

Disparo da Turbina

Somente Alarme

21 ou 51V X 24 X Nota 2 X X 32 X X X X 40 X X X X 46 X 49 X

51GN X X X X 51TN X X X X

59 Nota 1 X 59GN X X X X Nota 3

61 X 63 X X X X

64F Nota 4 Nota 4 X 71 X 78 X 81 X

87G X X X X 87T X X X X 87U X X X X

Notas: 1. O dispositivo 59 pode ser conectado para disparo em unidades Hidro-geradoras. 2. Se o gerador está fora de serviço, dispara somente o disjuntor de campo. 3. Referir à seção sobre “Aterramento do Estator” para proteção de terra ao 100%. 4. Pode ser conectado para disparar, pelo fabricante do gerador.

Tabela 2. Lógica de disparo sugerida


Figura 1. Configuração típica Umidade Gerador-Transformador


A Figura 1 descreve o complemento típico da proteção em um gerador conectado em unidade. A tabela 2 sugere a lógica de disparo para os distintos relés de proteção. Muitas destas funções de proteção tem sido discutidas neste tutorial. A tabela foi adaptada dos Guias IEEE para a Proteção de Geradoras de C.A. (C37.102). Proporciona as diretrizes para se desenvolver um esquema de disparo global da proteção do gerador. Os esquemas de disparo individuais variam dependendo das preferências dos proprietários, experiências de operação e as capacidades específicas das turbinas e caldeiras. A Tabela 2 proporciona as práticas geralmente aceitadas na indústria.

Outras considerações em desenvolvimento para as filosofias de disparo

O interesse tem crescido nos anos recentes sobre os diversos acidentes graves ocorridos relacionados com a filosofia de disparo em unidades geradoras. Em grandes usinas, é comum o uso tanto do disjuntor e meio como a conexão em anel da barra, com uma chave seccionadora no alimentador do gerador. A Figura 2 mostra estes arranjos.

Figura 2. (a) Subestação típica de disjuntor e meio (b) Subestação típica de barra em anel


Isto permite ao gerador se colocado fora de serviço, a chave seccionadora aberta, e os disjuntores fechados para manter outros enlaces entre os barras principais. Nas primeiras fases de construção da usina, é comum ter uma configuração de barra em anel a qual posteriormente é expandida para um arranjo de disjuntor e meio. A configuração de barra em anel requer de uma chave seccionadora no alimentador do gerador que pode estar aberta então o anel pode estar fechado quando o gerador está fora de serviço. Alguns engenheiros tem usado contatos auxiliares destas chaves seccionadoras para desabilitar algumas ou todas as proteções do gerador quando o gerador está fora de serviço. Enquanto isto parece ser uma indicação conveniente do estado da máquina, pode ser enganado por condições anormais.

Chave seccionadora:

Quando os relés de proteção são desabilitados rotineiramente pela chave seccionadora, o seguinte deve ser considerado cuidadosamente. Devido aos problemas de ajuste e montagem, os contatos auxiliares podem não fechar adequadamente e proteções vitais podem estar fora de serviço quando mais se necessita. Também, se os contatos auxiliares estão localizados dentro do compartimento do motor, eles podem somente seguir o mecanismo do motor e não as lâminas da chave seccionadora realmente. Quando o motor está desacoplado do eixo da chave seccionadora e é fechada manualmente, a proteção estará fora de serviço. Igualmente, se o grupo de auxiliares for montado de forma a seguir o eixo de operação da chave seccionadora, pode-se ter problemas. Vários acidentes muito sérios podem ser originados diretamente pelo uso de contatos auxiliares para desabilitar a proteção e esta prática não é recomendada.

Alguns esquemas de controle usam os contatos auxiliares das chaves para desabilitar certos disparos de caldeiras enquanto que a máquina está no processo de partida. Isto é bastante comum em unidades de carvão onde se toma um longo tempo para por a máquina em serviço. Se ocorre um disparo indesejado, muitas horas podem ser perdidas. Enquanto isto é necessário para ser sensível aos problemas de controle de caldeiras, a proteção do gerador não deve estar comprometida durante o processo de partida desabilitando sua capacidade para disparar à turbina/caldeira.

Manutenção:


Quando o gerador está fora de serviço por manutenção, regras e procedimentos de proteção podem requerer que os transformadores de potencial do gerador sejam retirados de seus gabinetes. Também, em alguns casos, os transformadores de corrente podem ser curto circuitados e também a fonte de disparo C.C. da estação pode ser desconectada. O engenheiro de projeto deve estar consciente destas possibilidades quando determina o tipo e a localização da proteção de retaguarda do gerador e a proteção contra energização inadvertida. A crença comum é de que, se o gerador está fora de serviço, a proteção não é necessária. Contudo, a longa lista de geradores que tem sido energizados inadvertidamente tende a sustentar a necessidade de se ter toda a proteção que seja possível em serviço enquanto a máquina está fora de serviço.

CONCLUSÃO

A seleção da ação de disparo adequada para os relés de proteção do gerador é um dos aspectos mais importantes da proteção de geradores. Esta tarefa requer de um amplo entendimento da proteção do gerador, a capacidade do sistema gerador/turbina e as práticas de operação/manutenção da unidade. A seleção do modo de disparo apropriado minimiza ou previne danos e prepara para o rápido retorno ao serviço da unidade.

REFERÊNCIA

1. ANSI/IEEE C37.102-1987, “Guide for AC Generator Protection”.

Documents

11 - Tutorial IEEE de Proteção de Geradores Síncronos