controle e proteção de geradores-2

Controle e Proteção de Geradores

Sistemas elétricos – CATEL Módulo III

Controle de Geração

Existem quatro condições que devem ser atendidas por dois

ou mais geradores para que possam ser paralelados:

1- Eles devem ter a mesma seqüência de fase.

2- Eles devem operar a mesma freqüência.

3- Eles devem operar a mesma tensão.

4- Eles devem ser sincronizados isto é, devem estar em fase.


Condicão 1 - Mesma seqüência de fase.

A seqüência de fase é determinada pelas conexões com o

barramento. A fase A dan primeira fonte deve encontrar a fase A da

segunda fonte. A fase B de uma com a fase B da

outra e a fase C com a fase C.

Condicão 2 - Mesma freqüência

A segunda condição para paralelismo é

que ambos os geradores devem operar na

mesma freqüência. Na figura abaixo, pode-

se ver que o turbo gerador 2 (TG2) está

com a frequência ( velocidade de rotação )

maior que o turbo gerador 1 (TG1).

Para igualar a freqüência do gerador com a

freqüência da barra ajuste a velocidade

do acionador através da chave de controle de

freqüência existente no painel de controle. A

figura abaixo mostra os dois geradores

rodando com a mesma velocidade e em fase.

Condição 3 - Mesma Tensão

A terceira condição, tensões iguais, é obtida pelo ajuste da corrente de

campo do gerador, atuando-se no botão de ajuste de tensão localizado

no painel de controle. A figura abaixo mostra tensões com diferenças

tanto na amplitude quanto na freqüência.


Condição 4 - Os sinais deverão estar em fase (Sincronizados).

É possível ter-se tensões e freqüências iguais e ainda ter-se os

sinais defasados (fora de fase). A figura abaixo mostra dois sinais de

tensão de mesma amplitude e mesma freqüência, pois os dois

rotores completam uma revolução no mesmo intervalo de tempo.A operação de sincronização e o estabelecimento do paralelismo

pode ser feita automaticamente através do sincronizador

automático ou manualmente.

O sincronizador automático deve receber sinal de tensão das duas

fontes a serem paraleladas, a fim de compará-los e enviar os

comandos para a correção da frequência e/ou da tensão do grupo

gerador que vai entrar em paralelo.

Quando é feito o sincronismo manual, o operador deve observar os

instrumentos de sincronização.


instrumentos de sincronização, que são :

- Voltímetro Duplo Þ indica a tensão da barra e do gerador que vai

entrar em paralelo.

- Frequencímetro duplo Þ indica a frequência da barra e do gerador

que será paralelado.

- Sincronoscópio indica o instante em que as fontes estão em fase,

e pelo sentido do giro

de seu ponteiro também indica se o gerador está com a frequência

maior ou menor do que a da barra.


MODOS DE OPERAÇÃO “ISÓCRONO” E “DROOP”

Existem duas maneiras de operar os turbogeradores: o

modo de operação “droop” e o “isócrono”.

Estes modos se referem ao comportamento do “set-

point” do controle de velocidade da turbina de potência.


DROOP



GERADORES OPERANDO EM PARALELO

PRINCÍPIOS DO PARALELISMO

Quando duas fontes de potência são colocadas em paralelo, a

tensão do sistema e de cada fonte serão iguais, enquanto que a

capacidade de potência do sistema será a soma das capacidades

das unidades em paralelo. Isto significa que operando-se duas ou

mais unidades em paralelo, a tensão do sistema pode ser mantida

no valor desejado, e a capacidade de carga do sistema ‚ aumentada.

Unidades de diferentes potências nominais podem ser paraleladas

desde que as tensões individuais sejam as mesmas e que elas

possam dividir a carga proporcionalmente a suas capacidades

individuais

- Modo de Operação droop: A máquina está

operando em “droop” quando assume toda a

carga que é ordenada pelo operador, mesmo

que para isso tenha que reduzir a velocidade.

O “droop” é representado por uma percentagem

(%) da perda de velocidade entre a potência zero

(potência em vazio) e a potência nominal

(potência máxima de trabalho).-


ISÓCRONO


- Modo de Operação “isócrono”: a máquina

está operando em “isócrono” quando ao

absorver ou ceder carga, a sua velocidade é

mantida constante, e portanto também é

mantida constante a freqüência do barramento

( 60 Hz ).


GERADORES OPERANDO EM PARALELO:

DIVISÃO DE CARGA ATIVA

Para que a divisão de cargas se processe é necessário alterar

ligeiramente o “setpoint” de freqüência. Assim, para reduzir a potência

fornecida por uma máquina é necessário diminuir a referência de

freqüência e para aumentar a carga é necessário aumentá-la.

Ao operarmos duas máquinas em paralelo onde ambas estejam em

“droop”, o operador necessita apenas de acelerar a máquina

manualmente até a carga desejada que o sistema se mantém de forma

estável. Em uma condição transitória, onde uma carga seja

introduzida no sistema, ambas máquinas tenderão a absorver parte do

esforço extra.


A condição de estabilidade de operação é alcançada em qualquer

divisão de cargas.

Para o caso descrito anteriormente a potência total é de 10 MW e

dividimos igualmente 5 MW para cada TG, porém poderíamos

operar em 8 e 2 MW ou até 1 e 9 MW.

Para a condição onde ambos os TG’s estão em isócrono a

condição estável nunca é alcançada. Neste caso é necessário

ativar uma malha secundária de controle de velocidade que

execute a divisão de carga ativa ( “load sharing” ).


Para a condição em que se tem uma máquina em isócrono e a outra em

droop é fácil observar que também temos um ponto de equilíbrio na

operação, logo temos a operação estável. Uma das vantagens deste

modo de operação é promover a limitação de esforço em um TG que por

ventura esteja com algum problema.

A


CURVA DROOP PARA CARGA REATIVA

Assim como existem dois modos de controlar a divisão de potência ativa

dos geradores ( isócrono e droop ), existem também dois modos de

controlar a divisão de potência reativa: "droop” e "não droop" (no droop).

CURVA "NO DROOP"


Proteção de Geradores

Proteção da geração principal

A proteção dos geradores principais devem ser

a mais simples possível.

Para geradores principais com potência superior a

1000kVA recomenda-se a seguinte proteção

mínima:

Proteção de sobre corrente com restrição de tensão -

51V – (proteção de sobre corrente de "backup")

• A função dessa proteção é desconectar o gerador quando uma falta no

sistema não foi interrompida por outro dispositivo de proteção após

decorrido um tempo de retardo.

• Essa função serve para proteger os componentes do sistema de

distribuição contra danos excessivos e o gerador e seus auxiliares de

exceder os limites térmicos. Em sistemas industriais e comerciais, onde o

gerador é conectado a um barramento, usa-se um relé de sobre corrente,

função 51V.


O uso de relés de sobrecorrente normais apresentam um dilema para

se determinarem os corretos ajustes de tempo e corrente. Se o tempo

e corrente são ajustados muito baixos, o relé pode atuar

desnecessariamente em condições normais de sobrecarga do gerador.

Se são ajustados muito altos, para permitir coordenação e seletividade

com os dispositivos a jusante, o relé pode não responder

adequadamente, em função da característica de decaimento da

corrente de falta do gerador, mostrada na figura seguinte.


Proteção de sobrecorrente com restrição de tensão -

51V – (proteção de sobrecorrente de "backup") (cont.)

Curva de decaimento da corrente de falta de um gerador


Proteção de sobrecorrente com restrição de tensão - 51V

(proteção de sobrecorrente de "backup") (cont.)

Os relés de sobrecorrente usados são especialmente construídos para

operar em função da tensão e da corrente do sistema. Quando a

magnitude da tensão decai a um determinado valor, a curva tempo

corrente é modificada para tornar o relé mais sensível.

Existem dois tipos de relés normalmente usados: relé de sobrecorrente

com restrição de tensão e relé de sobrecorrente com tensão controlada.


O relé de sobrecorrente com restrição de tensão, utilizado na Bacia de

Campos, consiste em um relé de sobrecorrente com entrada adicional

de tensão.

A 100% de tensão a curva tempo-corrente é coordenada com

os demais dispositivos do sistema.

À medida que a tensão cai, o valor de "pick-up" e o dial de tempo também decaem, de forma a tornar o relé mais sensível. É

importante lembrar que durante um curto circuito a tensão do sistema cai sensivelmente, conforme figura seguinte


Curva de decaimento

da

corrente de falta de um

gerador

e relé de sobrecorrente

com

restrição de tensão


Proteção de reversão de potência ativa (32)

Essa função, também conhecida como anti-motorização, protege

principalmente o acionador (turbina, motor diesel, etc.), detectando a

reversão do fluxo de potência que pode ocorrer se o acionador perder

sua energia de entrada,.

Por exemplo no caso do estrangulamento da válvula de admissão, sem

abertura do disjuntor do gerador. Nessas condições o gerador passa a

funcionar como motor, absorvendo energia do sistema. Uma turbina a

vapor pode sobre aquecer devido a perda do efeito de resfriamento

provocado pelo vapor, um motor a diesel ou a gás pode pegar fogo ou

explodir.


A magnitude da potência de motorização suportada varia

consideravelmente em função do tipo de acionador, como mostrado na

tabela seguinte.

Essa proteção só faz sentido quando o gerador está operando em

paralelo com outros geradores e/ou com o sistema da concessionária.


Máxima potência de motorização para acionadores

Turbina a vapor 3%

Turbina hidráulica 0,2%

Turbina a gás 50%

Motor diesel 25%

Proteção de perda de campo (40)

Esse dispositivo é sensibilizado quando o sistema de excitação

do gerador é perdido. Essa proteção é importante quando o

gerador está operando em paralelo com outros geradores e/ou

com o sistema da concessionária, não sendo necessária para um

gerador operando isolado. Se um gerador perder sua excitação

de campo, ele continuará operando como um gerador de indução,

obtendo sua excitação das outras máquinas do sistema. Quando

isso ocorre o rotor rapidamente sobre aquece devido as correntes

de freqüência de escorregamento induzidas nele.


O sistema também é prejudicado, pois é forçado suprir a perda de potência reativa na saída da máquina com problema, além da

potência reativa para excitar o gerador.

Isso é perigoso tanto no caso do sistema não possuir capacidade de reativo suficiente para essa condição, causando

instabilidade, ou, se possuir, os sistemas de excitação das outras máquinas irão operar em níveis perigosamente altos,

causando sobreaquecimento.

Essa proteção também é conhecida como reversão de potência reativa.


Principais proteções típicas de geradores

Proteção diferencial (87)

A proteção diferencial provê um método para rápida detecção de curto interno no gerador, permitindo que ele seja rapidamente

removido de serviço para limitar a extensão dos danos.

Como o próprio nome indica, ele mede a diferença

entre as correntes que circulam interna e externamente ao gerador.

Em situação normal essas correntes são iguais (corrente que entra = corrente que sai) e a diferença entre elas é zero.

Se houver um curto interno ao gerador, a diferença será maior que zero.


A proteção diferencial pode

também ser usada

para proteger

transformadores, motores ou

barras. É importante lembrar

que a sua zona de

proteção está entre os TCs,

ou seja, irá atuar

para faltas que ocorrerem em

pontos entre os

TCs.

Proteção diferencial (87)

Proteção


A proteção diferencial irá

atuar para faltas em

qualquer ponto da área

vermelha


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