Proteção de Unidades Geradoras

Trabalho de Conclusão de Curso

ESTUDO DAS ESTRATÉGIAS DE PROTEÇÃO DE GRUPOS GERADORES DE USINAS HIDRELÉTRICAS COM FOCO NA

MANUTENÇÃO CASO UHE PASSO SÃO JOÃO

LUIZ HENRIQUE VITORINO

Universidade Federal de Santa Catarina Programa de Pós-Graduação

em Engenharia Elétrica

I

UNIVERSIDADE FEDERAL DE SANTA CATARINA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA


MANUTENÇÃO - CASO UHE PASSO SÃO JOÃO

Monografia submetida à Universidade Federal de Santa Catarina

como parte dos requisitos para a obtenção do título de Especialista em Sistemas de Energia Elétrica

LUIZ HENRIQUE VITORINO

Florianópolis, Maio de 2010

III

ESTUDO DAS ESTRATÉGIAS DE PROTEÇÃO DE GRUPOS GERADORES DE USINAS HIDRELÉTRICAS COM FOCO NA MANUTENÇÃO - CASO UHE PASSO

SÃO JOÃO

Luiz Henrique Vitorino

‘Esta monografia foi julgada adequada para obtenção do título de Especialista em Sistemas de Energia Elétrica, e aprovada em sua

forma final pela Universidade Federal de Santa Catarina. ’

__________________________________________ Prof. Jacqueline G. Rolim, Dr. Eng.

Orientadora

__________________________________________ Prof. Ildemar Cassana Decker, D. Sc.

Coordenador do Curso de Especialização em Sistemas de Energia Elétrica

Banca Examinadora:

__________________________________________ Prof. Jacqueline G. Rolim, Dr. Eng..

Orientadora

__________________________________________ Eng. José Renato de Souza, Esp.

Co-orientador

__________________________________________ Prof. Hans Helmult Zürn, Ph. D.

__________________________________________

Prof. Geraldo Kindermann, M. Sc.

V

Agradecimentos À minha família pela compreensão nos momentos em que estive ausente. À Eletrosul Centrais Elétricas S.A. pela oportunidade. Aos colegas do Setor de Engenharia de Manutenção de Proteção e Controle (SEMAP), em especial ao Eng. Alcir Favaretto, incentivador e responsável pela minha inscrição no curso. Aos colegas do CESEE IV pelos momentos de descontração e intercâmbio de idéias. Aos professores do CESEE IV pela dedicação e compreensão, em especial à Profª Jaqueline G. Rolim, minha orientadora. Aos colegas do Setor de Engenharia de Manutenção de Usinas (SEMUS) pela compreensão e apoio. Ao Eng. José Renato de Souza, nosso consultor, pela paciência e dedicação, não poupando esforços no sentido de transmitir seus conhecimentos, incentivando e revisando este trabalho. Ao Avaí Futebol Clube, pelo acesso à Série A e os muitos momentos de alegria que proporcionou durante o desenvolvimento deste curso.

VII

Resumo da Monografia apresentada à UFSC como parte dos requisitos

necessários para a obtenção do grau de Especialista em Sistemas de

Energia Elétrica.


MANUTENÇÃO - CASO UHE PASSO SÃO JOÃO

Luiz Henrique Vitorino

Março/2010

Orientadora: Prof. Jacqueline G. Rolim, Dr. Eng..

Área de Concentração: Sistemas de Energia Elétrica Palavras-chave: Geradores Síncronos, Usinas hidrelétricas, Proteção, Manutenção Número de Páginas: 185 Para usinas hidrelétricas e, principalmente, geradores síncronos, a proteção elétrica exerce papel fundamental. Além de proteger a máquina e o sistema, as informações fornecidas pelos sistemas de proteção, quando adequadamente interpretadas, permitem agilidade e eficiência na tomada de decisões relativas às intervenções da manutenção. Desta forma, o profissional de manutenção deve ter completo domínio dos conceitos de proteção, procedimentos operacionas das unidades geradoras e interação destas com o sistema de potência como um todo. Este trabalho, motivado pela conclusão do Curso de Especialização em Sistemas de Energia, tem o objetivo principal de aglutinar os conceitos associados às funções de proteção e sua relação com os possíveis defeitos dos geradores, visando a servir como base teórica e referência para a qualificação da equipes e elaboração dos planos de comissionamento e manutenção. Neste sentido, as principais funções de proteção normalmente empregadas em unidades de geração hidrelétrica são explicadas neste documento, assim como os critérios empregados para definição dos ajustes destas proteções. Os conhecimentos apresentados são aplicados no caso-exemplo da UHE Passo São João, onde são descritas as etapas que vão desde os estudos iniciais de simulações de faltas para definição dos ajustes e avaliação da adequação dos transformadores de corrente especificados, até a elaboração de alguns roteiros de manutenção dos relés digitais e painéis de proteção.

IX

Abstract of Monograph presented to UFSC as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Specialist in Power Systems

A STUDY OF THE STRATEGIES FOR PROTECTING HYDROELECTRIC GENERATORS FOCUSING ON

MAINTENANCE - THE CASE OF PASSO SÃO JOÃO PLANT Advisor: Prof. Jaqueline G. Rolim, Dr. Eng. Area of concentration: Energy Systems Keywords: Synchronous Generators, Hydroelectric Power Plants, Protection, Maintenance. Number of pages: 185

Electrical protection systems have a leading role in hydro power plants, especially when synchronous generators are employed. Besides protecting the machine and the power system, the information provided by protection systems, if correctly processed, permits effectiveness and agility to take decisions about maintenance procedures. Therefore, the maintenance worker should have great knowledge about protection systems, the operation procedures in power plants and their interaction with the power system as a whole. This work has the main target of relating the concepts about the diverse functions usually applied to protect a generator to its possible defects, serving as a theoretical reference for training maintenance crews and preparing comissioning and maintenance instructions. In this sense, the protective functions normally used to protect hydroelectric plants are explained in this document. The criteria usually applied to set protective relays are also explained. This knowledge is applied to the case study of UHE Passo São João, describing the phases that initiate with the simulation studies necessary to set the relays and evaluate the adequacy of current transformers, and finish with the elaboration of some maintenance instructions for digital relays and protection panels.

XI

SUMÁRIO

1 Introdução.....................................................................................................1 2 A máquina síncrona .....................................................................................4

2.1 Introdução ..........................................................................................4 2.2 Principio básico de funcionamento da máquina ..........................5 2.3 Curva de Capabilidade ......................................................................6 2.4 Comportamento do gerador em curto-circuito......................... 13 2.5 Modos de falha mais comuns em geradores .............................. 18 2.6 Aterramento de geradores............................................................. 20 2.7 Considerações finais....................................................................... 23

3 Funções de Proteção de Geradores ....................................................... 24 3.1 Introdução ....................................................................................... 24 3.2 Proteção diferencial do gerador - 87G........................................ 26

3.2.1 Princípio de Funcionamento ................................................... 27 3.2.2 Escolha dos TAPs ..................................................................... 29 3.2.3 Ajuste de Pick-up ........................................................................ 29 3.2.4 Ajuste de corrente diferencial não-restrita ............................ 30 3.2.5 Determinação do SLOPE ........................................................ 31

3.3 Proteção diferencial do grupo gerador-transformador – 87U 33 3.3.1 Princípio de Funcionamento ................................................... 33 3.3.2 Escolha dos TAPs ..................................................................... 35 3.3.3 Ajuste de pick-up......................................................................... 36 3.3.4 Ajuste de corrente não restrita ................................................ 37 3.3.5 Determinação do SLOPE ........................................................ 38

3.4 Proteção terra no estator – 64S ou 64E...................................... 39 3.4.1 Capacitância total do circuito .................................................. 40 3.4.2 Função terra no estator 90-95% ............................................. 41 3.4.3 Princípio de Funcionamento ................................................... 43 3.4.4 Função terra no estator 100%................................................. 47

3.5 Função terra no rotor do gerador – 64R .................................... 59 3.5.1 Visão Geral................................................................................. 59 3.5.2 Método de detecção usando injeção de sinal DC: ............... 60 3.5.3 Método de detecção por divisor de tensão: .......................... 61 3.5.4 Método de injeção AC.............................................................. 61 3.5.5 Método de injeção de onda quadrada .................................... 66 3.5.6 Sobrecarga no campo do Gerador – 49R.............................. 70

3.6 Função sobrecarga no enrolamento do estator – 49G............. 72 3.6.1 Detecção por medição da temperatura.................................. 72

3.7 Função perda de potencial – 60G................................................ 74 3.7.1 Detecção por comparação ....................................................... 74

XII

3.7.2 Detecção por análise de componentes simétricas ................75 3.8 Função perda de excitação – 40G................................................76

3.8.1 Método R-X................................................................................79 3.8.2 Os ajustes da unidade 40G representados no plano P-Q ...81

3.9 Função desequilíbrio de corrente – sequência negativa – 46G82 3.10 Proteção contra sobrefluxo – 24G...............................................85

3.10.1 Princípio de funcionamento ...............................................86 3.10.2 Relés V/Hz com tempo definido ......................................88 3.10.3 Relé V/Hz com tempo inverso..........................................89 3.10.4 Proteção de distância – 21G...............................................90 3.10.5 Principio de funcionamento ...............................................90 3.10.6 Usando TC dos terminais de neutro (Configuração 1) ..92 3.10.7 Usando o TC dos terminais de saída (Configuração 2)..93

3.11 Proteção de sobretensão – 59G....................................................94 3.11.1 Princípios de ajustes .............................................................95

3.12 Proteção de sobrecorrente - 51V..................................................96 3.12.1 Aspectos de ajustes...............................................................97

3.13 Proteção falha de disjuntor – 50BF ...........................................100 3.14 Proteção contra energização inadvertida (50/27)....................101 3.15 Relés de Bloqueio – 86.................................................................103

3.15.1 Tipos de Relés de Bloqueio ..............................................104 Na referência [26] são apresentados alguns relés de bloqueio aplicados à hidrogeradores, que são descritos a seguir......................104

4 CASO UHE Passo São João .................................................................108 4.1 Análise de Curto-Circuito............................................................109

4.1.1 Introdução.................................................................................109 4.1.2 Dados das Máquinas Síncronas.............................................110 4.1.3 Resistência de aterramento.....................................................111 4.1.4 Dados dos Transformadores .................................................112 4.1.5 Dados das LTs Curtas.............................................................112 4.1.6 Resultados da análise de curto-circuito ................................112

4.2 Avaliação dos TCs ........................................................................117 4.2.1 Avaliação dos TCs utilizando o fator de assimetria ...........118 4.2.2 Resultados das simulações com o ATP-EMTP..................120

4.3 Unidade 87G..................................................................................122 4.3.1 Escolha dos TAPs....................................................................123 4.3.2 Ajuste de Pick-up ......................................................................123 4.3.3 Ajuste de corrente diferencial não-restrita...........................123 4.3.4 Determinação do SLOPE ......................................................124 4.3.5 Curva característica 87G.........................................................124

4.4 Unidade 87U..................................................................................125

XIII

4.4.1 Ajuste das matrizes de compensação................................... 125 4.4.2 Escolha dos TAPs ................................................................... 125 4.4.3 Ajuste de pick-up....................................................................... 126 4.4.4 Ajuste de corrente não restrita .............................................. 126 4.4.5 Determinação do SLOPE...................................................... 127 4.4.6 Característica da falta .............................................................. 127

4.5 Unidade terra no estator - 64S.................................................... 128 4.5.1 Estimação das capacitâncias intrínsecas .............................. 128 4.5.2 Função terra no estator 90-95% - 64S1............................... 129 4.5.3 Função terra no estator 100% - 64S2................................... 130

4.6 Unidade 64R.................................................................................. 130 4.6.1 Injeção AC................................................................................ 131 4.6.2 Injeção DC ............................................................................... 131

4.7 Unidade 49R.................................................................................. 133 4.8 Unidade 49G ................................................................................. 136 4.9 Função perda de potencial – 60G.............................................. 137 4.10 Unidade 40G ................................................................................. 138

4.10.1 Ajuste pelo Método R-X................................................... 139 4.10.2 Diagrama de admitância equivalente .............................. 139 4.10.3 Método P-Q ou Admitância............................................. 141

4.11 Unidade 46G ................................................................................. 143 4.12 Unidade 24G ................................................................................. 144

4.12.1 Ajuste para dois relés com tempo definido ................... 145 4.12.2 Ajuste para relé de tempo inverso................................... 146

4.13 Unidade 21G ................................................................................. 147 4.13.1 Configuração 1.................................................................... 148 4.13.2 Configuração 2.................................................................... 150

4.14 Unidade 59G ................................................................................. 152 4.15 Unidade 51V.................................................................................. 152 4.16 Unidade 50BF ............................................................................... 154 4.17 Unidade 50/27 – Energização Inadvertida .............................. 155 4.18 Relés de bloqueio para UHPJ..................................................... 156 4.19 Distribuição das unidades de proteção nos relés de bloqueio 158

5 Aspectos de Manutenção....................................................................... 160 5.1 Planos básicos de manutenção ................................................... 160

5.1.1 Intervenções a cada 4 anos .................................................... 160 5.1.2 Intervenção a cada 2 anos:..................................................... 162 5.1.3 Intervenção a cada 6 meses: .................................................. 163

5.2 Relação dos eventos de proteção com a manutenção de geradores........................................................................................................ 164

XIV

5.2.1 Proteção diferencial 87G, 87U e 87N ..................................165 5.2.2 Proteção 64S.............................................................................165 5.2.3 Proteção 64R ............................................................................166 5.2.4 Proteções térmicas 49R e 49G ..............................................167 5.2.5 Função perda de potencial – 60G.........................................168 5.2.6 Função perda de excitação – 40G.........................................168 5.2.7 Função desequilíbrio de corrente– 46G...............................169 5.2.8 Proteção contra sobrefluxo – 24G .......................................169 5.2.9 Proteção contra sobretensão – 59G .....................................170 5.2.10 Proteções 50BF e 50/27 (Energização Inadvertida) ....170

6 Considerações finais................................................................................172 7 Anexos.......................................................................................................174

7.1 Matrizes de compensação............................................................174 7.2 Código para o caso UHPJ no software Anafas........................175 7.3 Arquivos para o caso UHPJ utilizando software ATPDraw .176

8 Referências................................................................................................178

Introdução

1

1 INTRODUÇÃO Durante a década de 90, o sistema energético brasileiro passou por

um processo de transformação, que culminou em privatizações de algumas empresas estatais ou partes destas, dentre as quais a área de geração da Eletrosul.

Naquele tempo, a empresa era proprietária de usinas hidrelétricas e termelétricas, dentre elas: Salto Santiago, Salto Osório, Passo Fundo, Itá, Machadinho e Complexo Termelétrica Jorge Lacerda, que foram adquiridas pela Tractebel Energia.

Em conjunto com a perda destas usinas, houve a emigração da maior parte dos profissionais capacitados em geração, formados e qualificados ao longo de duas décadas pela Eletrosul.

A partir daquele momento, a empresa passou de uma condição de geradora, operadora e transmissora para apenas uma empresa de transmissão de energia, sendo proibida sua participação em leilões e licitações de novos empreendimentos, tanto de geração quanto de transmissão.

No entanto, em 2004 o governo brasileiro voltou a permitir a participação da Eletrosul nestes eventos e, finalmente, a mesma obteve permissão para voltar ao segmento de geração de energia elétrica.

Hoje, a empresa está construindo três usinas (UH Passo São João, UH São Domingos e PCH Barra do Rio Chapéu) e participando, de forma societária, em outros empreendimentos (UH Mauá e UH Jirau).

Desta forma, surgiu a necessidade de qualificar profissionais em manutenção de usinas hidrelétricas, resultando na criação do Setor de Engenharia de Manutenção de Usinas (SEMUS) e da formação de uma equipe de operação de usinas hidrelétricas.

Este trabalho, requisito para a obtenção do título de Especialista em Sistemas de Energia Elétrica, foi motivado pelas atividades desenvolvidas no âmbito do SEMUS, onde dedicou-se especial atenção aos sistemas de proteção de geradores, servindo como uma contribuição para o estudo das estratégias de proteção de geradores aterrados por alta impedância, que servirá como base teórica para o desenvolvimento de atividades relacionadas ao comissionamento e manutenção de usinas.

No segundo capítulo serão abordados os conceitos básicos relacionados aos geradores síncronos de pólos salientes, enfatizando aspectos relativos ao estudo de curto-circuito e proteção.

Introdução

2

Já no terceiro capítulo serão abordadas as funções básicas utilizadas para proteção de geradores, descrevendo seus conceitos de operação e critérios básicos de ajuste.

No quarto capítulo será apresentado um estudo de caso, relacionado à UHE Passo São João, onde abordaremos os seguintes aspectos:

• Estimação dos níveis de curto-circuito, utilizando os dados dos equipamentos e simulações usando o software ANAFAS;

• Análise da adequação dos TCs utilzando dados do ANAFAS e simulações com o ATP;

• Recomendações de ajustes para as funções de proteção. No quinto capítulo serão discutidos planos básicos de

comissionamento e manutenção relacionados aos sistemas de proteção e tópicos sobre os defeitos mais comuns associados à atuação de cada unidade.

Finalmente, no sexto capítulo, serão apresentadas algumas observações finais sobre o conteúdo deste documento e algumas recomendações aos profissionais de manutenção.

A máquina síncrona

4

2 A MÁQUINA SÍNCRONA

2.1 Introdução

A máquina síncrona é o equipamento fundamental de uma usina de produção de energia.

Existem dois tipos básicos de geradores, quanto ao aspecto construtivo do rotor, utilizados em usinas no sistema elétrico brasileiro:

• Máquina de pólos salientes: Máquina de baixa velocidade, utilizada em usinas hidrelétricas, geralmente com eixo vertical;

• Máquina de rotor liso: Máquina de alta velocidade, utilizada em usinas termelétricas, em eixo horizontal. A Figura 2-1 apresenta um esquema básico de uma usina

hidrelétrica, onde são identificados os principais equipamentos: uma máquina síncrona de eixo vertical acionada por uma turbina Francis.

Figura 2-1 - Esquema de uma usina hidrelétrica [13]


5

Neste capítulo serão abordados alguns conceitos importantes para

o estudo do gerador visando a sua proteção, dentre os quais: • Equação fundamental da máquina; • Curva de Capabilidade; • Comportamento do gerador em relação à assimetria da corrente de curto-circuito; • Defeitos mais comuns em geradores; • Aterramento de geradores.

2.2 Principio básico de funcionamento da máquina

A Figura 2-2 ilustra o esquema básico de um gerador síncrono elementar de dois pólos, onde podemos visualizar as principais partes que o constituem: rotor, estator e enrolamentos do campo e da armadura.

a

c

b

rotor

enrolamentodo estator

estator

enrolamentodo campoRT

VtQ

Figura 2-2 - Gerador elementar de dois pólos

O enrolamento de campo é alimentado por uma fonte de corrente contínua denominada excitatriz, controlada pelo sistema de regulação de tensão (RT). Desta forma é produzido um fluxo magnético )(Φ entre o rotor e o estator, que através do torque mecânico produzido pela turbina, induz uma tensão senoidal no enrolamento do estator. A equação fundamental (Lei de Faraday), que traduz este fenômeno é dada abaixo:

dt

dNe

Φ−= 2-1


6

Onde: e : Tensão induzida nos enrolamentos do estator em Volts[V] Φ : Fluxo magnético senoidal gerado pelos pólos do rotor em

Weber[Wb] N : Número de espiras do estator

Admitindo que: ( )tcosmax ω⋅Φ=Φ 2-2

Onde: ω : É a velocidade angular de rotação dada em rad./s

maxΦ : É o módulo do máximo fluxo produzido pelos pólos em Wb

Substituindo 2-2 em 2-1 e resolvendo, tem-se: ( )[ ]

( )tsenmaxNdt

tcosmaxdNe ω⋅Φ⋅⋅ω=

ω⋅Φ−= 2-3

Simplificando, tem-se: )t(senmaxNf2e ω⋅Φ⋅⋅⋅π= 2-4

Onde: f : É a frequência de rotação em Hertz[Hz]

Tem-se, ainda, que o valor eficaz da tensão gerada é dado por:

maxNf2

2rmsE Φ⋅⋅⋅

π= 2-5

Isto significa que a tensão gerada nos terminais da máquina é proporcional ao fluxo magnético gerado pelo sistema de excitação. No entanto, a máquina apresenta limitaçõe físicas que podem ser visualizadas na Curva de Capabilidade.

2.3 Curva de Capabilidade

Os geradores síncronos, segundo [14], são limitados em termos de sua potência aparente máxima (MVA), na tensão terminal e fator de potência especificados, de modo a operarem em regime contínuo sem sobreaquecimento.

A potência ativa fornecida pela máquina é limitada pela capacidade da turbina dentro dos limites de MVA.

A potência reativa fornecida pela máquina é limitada por três fatores:

• Limite da corrente de armadura (Limite térmico do estator); • Limite da corrente de campo (Limite térmico do rotor); • Limite de aquecimento por dispersão de fluxo no final do

enrolamento.


7

Levando em consideração o disposto acima, é possível traçar a Curva de Capabilidade Térmica do gerador, que tem importância fundamental para a operação da máquina e entendimento da algumas funções de proteção elétrica.

O circuito simplificado para operação em regime permanente é mostrado na Figura 2-3.

Figura 2-3 - Circuito equivalente simplificado para regime permanente [14]

onde:

tE& : Tensão terminal da máquina

qE& : Tensão interna da máquina devido ao fluxo concatenado entre rotor e estator

sX : Reatância síncrona da máquina

dX : Reatância síncrona de eixo direto

qX : Reatância síncrona de eixo em quadratura

tI& : Corrente termina da máquina ou corrente de armadura De [14], ainda tem-se que:

fdiadXqE ⋅= 2-6

Onde:

adX : Reatância mútua entre rotor e estator da máquina devido ao fluxo concatenado

fdi : Corrente de campo Para o circuito da Figura 2-3, considera-se qXdXsX == ,

desprezando o efeito da saliência síncrona. Considerando que a corrente terminal da máquina, circulando pelo enrolamento do estator, produz perdas por efeito joule (RI2) implica em uma limitação na potência fornecida pelo gerador. Sabendo que a potência complexa de saída da máquina é dada por:


8

( )φ+φ⋅⋅=+= jsencostItEjQPS 2-7

Onde: S : Potência aparente complexa P : Potência ativa Q : Potência reativa φ : Ângulo de carga

Em módulo tem-se:

( )2tItE2Q2P2S ⋅=+= 2-8 A equação 2-8 equivale à um círculo, com centro na origem e raio

tItE ⋅ , que representa o limite da corrente de armadura da máquina, como pode ser visualizada na Figura 2-4.

+P

+Q

Limite da corrente do estator

0 Et It-Q

Figura 2-4 - Curva de limite da armadura

Além disso, outro fator a ser considerado está relacionado ao limite de aquecimento do circuito de campo provocado pela circulação da corrente contínua de excitação.

Considerando o circuito da Figura 2-3 e o diagrama fasorial da

Figura 2-5, com tE& como referência, tem-se:

tEº0tEtE =∠=& 2-9

tEtIsjXqE &&& +⋅= 2-10 Tem-se, também, que:


9

isenqjEicosqEqE δ⋅+δ⋅=& 2-11

φ⋅+φ⋅= sentjIcostItI& 2-12 Rearranjando 2-9, 2-10 e 2-12 em 2-11, obtem-se:

φ⋅⋅+=δ⋅ sentIsXtEicosqE 2-13 φ⋅⋅=δ⋅ costIsXisenqE 2-14

Organizando as expressões 2-13 e 2-14, aplicando-as em 2-7 e fazendo dXsX = chega-se a:

isendX

tEqEP δ⋅

⋅= 2-15

dX

2tE

icosdX

tEqEQ −δ⋅

⋅= 2-16

Elevando as expressões 2-15 e 2-16 ao quadrado e somando-as, tem-se:

2

dX

tEqE2

dX

2tE

Q2P

⋅=

++ 2-17

Desta forma, a relação entre a potência ativa e reativa para uma dada condição de excitação, segundo a equação 2-17, é dada por uma

circunferência centrada no ponto dX

2tE

− , localizado no eixo Q e com raio

dX

tEqE ⋅, conforme pode ser visualizado na Figura 2-6.

Figura 2-5 - Diagrama fasorial para a máquina em regime permanente[14]


10

Pode-se, ainda, observar o ponto de operação A, que coincide com a intersecção entre as curvas de limite térmico do campo e estator, que em projetos adequados equivale ao ponto de operação nominal da máquina.

+P

+Q

Limite da corrente de campo


0

Xd

-EX

2Et It

Eq Et

d

t

di

A

-Q

Figura 2-6 - Curva de limite térmico do campo

Outra limitação importante refere-se ao limite da estabilidade teórico da máquina.. Esta situação ocorre quando o ângulo de potência da máquina ( iδ ) é 90º para geradores de pólos lisos e menor que 90º para geradores de pólos salientes. Nesta situação, tem-se:

dX

tEqEº90sen

dX

tEqEP

⋅=⋅

⋅= 2-18

dX

2tE

dX

2tE

º90cosdX

tEqEQ −=−⋅

⋅= 2-19

Pode-se plotar o ponto, dado por 2-18 e 2-19, na Curva de Capabilidade, conforme pode ser observado na Figura 2-7, obtendo a reta do limite de estabilidade teórico da máquina.


11

+P

+Q



0

Xd

-EX

2Et It

Eq Et

d

t

di

A

-Q

Xd

Eq EtLimite teórico da estabilidade

Figura 2-7 - Curva do limite teórico da estabilidade

No entanto, segundo [15], não é recomendado operar sobre o limite teórico da estabilidade, visto que qualquer perturbação poderá levar a máquina à perda de estabilidade. Portanto, define-se uma região chamada Limite Prático da Estabilidade, obtida a partir do limite teórico, sendo que para cada patamar de excitação, a potência ativa seja limitada ao valor resultante entre o máximo teórico para este nível de excitação e 10% da potência ativa nominal da máquina, como pode ser visto na Figura 2-8.

+P

+Q



0

Xd

-EX

2Et It

Eq Et

d

t

di

A

-Q

Xd

Eq Et

0,1P

Limite prático da estabilidade

Limite teórico da estabilidade

Figura 2-8 - Curva do limite prático da estabilidade


12

Outras limitações são impostas pela faixa operativa da turbina, que podem ser visualizadas na Figura 2-9.

Q

Limite mínimo da turbina

Limite máximo da turbina


Limite da corrente do estatorLimite da corrente do estator

0

Limite prático da estabilidade

Limite teórico da estabilidade

-EX

2

d

t

Et It

Xd

Eq Et

Figura 2-9 - Traçado completa da curva de capabilidade

Desta forma, considera-se a área hachurada como a região de operação.

Outra característica importante para estudar o comportamento da máquina sob condição de curto-circuito é discutida no item 2.4, que trata da evolução da corrente de curto.


13

2.4 Comportamento do gerador em curto-circuito

O gerador síncrono, sob curto-circuito, sofre variação de sua reatância no tempo provocada pela reação à elevação brusca do fluxo concatenado entre rotor e estator. Uma curva típica para a corrente de curto-circuito de um gerador síncrono pode ser visualizada na Figura 2-10.

Figura 2-10 - Corrente assimétrica do gerador síncrono [11] Percebe-se o deslocamento da corrente no estator do gerador em

relação ao eixo do tempo. Isto pode ser melhor visualizado na Figura 2-11, onde tem-se as componentes DC (decaimento exponencial) e AC que compõem a corrente do estator para uma situação de curto-circuito.

Figura 2-11 - Ilustração das componentes DC e AC no estator [11]


14

A componente DC é afetada pela condição de operação imediatamente anterior ao defeito e seu decaimento depende das características físicas RLC do circuito gerador-sistema.

A componente AC, em defeitos próximos ao geradores, apresenta variação na sua amplitude devido à variação da reatância da máquina. Isto pode ser ilustrado na Figura 2-12, onde é possível visualizar os instantes Subtransient ou subtransitório, Transient ou transitório e Synchronous ou síncrono (regime permanente).

Figura 2-12 - Evolução do envelope da componente AC no tempo [11]

Para defeitos distantes da máquina, o efeito da variação da

reatância é menor e a corrente de falta se aproxima da mostrada na Figura 2-13, onde a componente AC tem uma amplitude próxima de um valor constante.

Figura 2-13 - Comportamento do curto longe de geradores [16]


15

Voltando à Figura 2-12, pode-se visualizar três regiões ou períodos definidos como:

• Subtransitório; • Transitório; • Regime permanente. O período subtransitório, que leva aproximadamente de dois a três

ciclos, é caracterizado pela impedância subtransitória de eixo direto ( ''dX )

e tem papel fundamental no dimensionamento dos transformadores de corrente (TCs) quanto à saturação.

O período transitório, que pode levar aproximadamente 30 ciclos,

é representado pela impedância transitória de eixo direto ( 'dX ) e é a

região de interesse para o sistema de proteção elétrica. Já o período de regime permanente, caracterizado pela impedância

síncrona de eixo direto ( dX ), é o momento a partir do qual o fluxo

concatenado se estabilizou. A corrente assimétrica pode ser descrita, matematicamente, pela

expressão obtida da resolução de um circuito RL senoidal, que pode ser visualizado na Figura 2-14, onde é mostrado um sistema elétrico, representado por um fonte de tensão E em série com uma resistência R e uma indutância L, conectado a outro sistema elétrico com impedância Zs e fonte de tensão Es.

Figura 2-14 - Circuito elétrico para um curto em t=0

O circuito está operando em regime permanente com um corrente senoidal i, quando, no instante t=0, um curto-circuito é aplicado, conforme pode ser visualizado na Figura 2-14. Resolvendo o circuito para esta condição de curto, de acordo com [10], a solução pode ser obtida através da expressão 2-20:


16

( )t

L

R

e)0(isenZ

E)t(sen

Z

E)t(i

⋅−⋅

++ϕ−θ⋅+θ−ϕ+⋅ω⋅= 2-20

onde: )t(i : Corrente de curto-circuito no tempo

E : Amplitude da tensão equivalente do circuito Z : Módulo da impedância equivalente dos elementos R e L

)0(i + : Corrente no momento imediatamente posterior à falta

ω : Frequência angular em rad/s ou ω=2πf

ϕ : Defasamento angular em relação ao referencial de tensão em radianos

θ : Ângulo que mede a relação X/R do circuito em radianos R : Resistência do circuito L : Indutância do circuito

Tem-se, ainda, que: LX ω= 2-21

−=θR

X1tan 2-22

2X2RZ += 2-23 Portanto, observando a expressão 2-20 e sabendo que a análise

fasorial é definida para grandezas em regime permanente, torna-se impossível resolver fasorialmente o circuito para o período transitório. Isto posto, é usual calcular o curto-circuito usando uma das impedâncias da

máquina ( ''dX , '

dX ou dX ) como se estivesse em regime permanente,

encontrando um valor de corrente de curto simétrica ( simccI ) e ao final

do processo aplicar o chamado Fator de Assimetria para achar a corrente de curto-circuito assimétrica ( assimccI ), definido por [10] como:

LRt2

e21simccIassimccI

FA−

⋅+== 2-24


17

Onde: FA : Fator de assimetria da corrente de curto-circuito

assimccI : Corrente de curto assimétrica em valor eficaz

simccI : Corrente de curto simétrica em valor eficaz

Como pode ser observado na expressão 2-24, o fator de assimetria

depende das características RL do circuito e do instante de tempo em que ocorre o curto-circuito.

Desta forma, para o instante de tempo de ¼ de ciclo, tem-se:

π−

⋅+= RX

e21FA

2-25

Na expressão 2-25 observa-se, portanto, o relacionamento entre o Fator de Assimetria e a relação X/R. A Tabela 2-1 ilustra alguns valores numéricos para o Fator de Assimetria calculados usando a expressão 2-25.

Relação X/R Fator de Assimetria 1 1,04 5 1,44 10 1,57 50 1,69 90 1,712 100 1,714 Tabela 2-1 – Alguns valores para FA em função de X/R para ¼ de ciclo


18

2.5 Modos de falha mais comuns em geradores

De acordo com [7] a máquina síncrona, acoplada ao sistema elétrico, está sujeita a uma série de perturbações provenientes do:

• Sistema elétrico; • Do próprio gerador; • Da máquina primária (Turbina); Entre as perturbações associadas ao sistema elétrico pode-se citar: • Retirada súbita de carga; • Retirada súbita de geração; • Curtos-circuitos; • Sobrecargas; • Abertura de fase; • Desequilíbrio de cargas; • Descargas atmosféricas. Já no gerador pode-se ter problemas associados ao estator e ao rotor, dentre os quais: • No estator:

- Falha na isolação entre espiras: - Falha na isolação entre enrolamento e carcaça; - Movimentação do bobinado devido à forças elétricas e magnéticas, provocadas por correntes de curto-circuito; - Aquecimento das bobinas, ranhuras e núcleo do estator; - Abertura de espiras.

• No rotor: - Falha na isolação entre espiras; - Falha na isolação entre as bobinas e a carcaça; - Movimentação das espiras devido à forças magnéticas e elétricas provocadas pelas corrente de curto-circuito; - Movimentação das espiras devido à força centrífuga provocada pela sobrevelocidade do rotor; - Aquecimento dos enrolamentos e núcleo do rotor; - Perda de campo; - Abertura de espiras; - Problemas mecânicos e de aquecimento dos mancais do rotor; - Problemas na escova.


19

Na máquina primária, pode-se ter problemas associados à

vibração, nas palhetas do distribuidor, entre outros. Alguns tipos de defeitos tem maior probabilidade de ocorrência que outros. Pode-se obter uma idéia quantitativa dos tipos e causas mais comuns de falhas, através de levantamentos estatísticos. Uma estatística obtida das referências [32] e [33], considerando um universo de 20 usinas em 5 países, envolvendo 1200 geradores, apresentou os resultados da Figura 2-15 quanto ao tipo de defeito. Pode-se observar que mais da metade dos defeitos estão associados à falhas na isolação elétrica. Dentre os defeitos na isolação elétrica, [32] apresenta os agentes causadores destas falhas, conforme pode ser visto na Figura 2-16.

Figura 2-15 - Estatística de falha em geradores [32]

Figura 2-16 - Estatística das causas de defeito na isolação [32] Observa-se, neste caso, que o envelhecimento e a contaminação

da isolação, em conjunto, respondem por 57% dos problemas na isolação de geradores e são condições que podem ser controladas pela manutenção, através de revisões e limpeza.


20

Os defeitos na isolação resultam em curtos-circuitos, que podem envolver ocorrência entre fases ou fase-terra. Os defeitos fase-fase, de acordo com [10] são raros, contudo devem ser previstas funções de proteção para eliminá-lo em caso de ocorrência. Ainda, de acordo com [10], os defeitos mais comuns envolvem fase-carcaça-terra. O comportamento do gerador frente a defeitos à terra será afetado pelo tipo de aterramento escolhido. Da mesma forma, o tipo de aterramento influencia na escolha das funções de proteção a serem utilizadas.

Neste trabalho será estudado um hidrogerador aterrado por alta impedância, como será discutido no item 2.6.

2.6 Aterramento de geradores

De acordo com [30], o principal objetivo do aterramento de geradores é proteger o gerador e dispositivos associados contra danos causados por condições anormais de operação. Os objetivos específicos do aterramento em um sistema de proteção de geradores são:

• Minimizar danos para faltas internas à terra; • Limitar stress mecânico no gerador para faltas à terra externas; • Limitar sobretensões temporárias e transientes na isolação do gerador; • Proporcionar uma forma de detectar um defeito à terra no gerador; • Coordenar a proteção do gerador com os requisitos de outros equipamentos conectador ao gerador no seu nível de tensão. Os métodos de aterramento de geradores síncronos, descritos por

[30], são: • Efetivamente aterrado; • Aterramento por baixa resistência; • Aterramento por baixa reatância; • Aterramento ressonante; • Aterramento por alta resistência; • Isolado.


21

De acordo com [30], para geradores conectados diretamente à

transformadores elevadores ∆-Y, os métodos empregados são: • Aterramento por alta resistência; • Isolado; • Aterramento ressonante. Devido ao fato do transformador elevador isolar a rede de

sequência zero do gerador do resto do sistema, o elemento de aterramento de neutro pode ser dimensionado para a máxima proteção do gerador, limitando a corrente de curto entre 5 à 20A. Para geradores de médio e grande porte, o método comumente utilizado é o aterramento por alta impedância. Já para geradores conectados à uma única barra, a limitação do curto é sacrificada para permitir melhor seletividade e os métodos de aterramento utilizados são:

• Efetivamente aterrado; • Aterramento por baixa resistência; • Aterramento por baixa reatância. O tipo de aterramento escolhido é fator determinante da filosofia

de proteção para faltas à terra, em geradores síncronos. Neste trabalho, o arranjo de conexão do gerador ao sistema é através de transformador elevador, como pode ser visualizado na Figura 2-17. Observa-se que o aterramento escolhido utiliza o método de alta impedância através de transformador de aterrameno.

TRAFOS SERV.AUX+ SIST.EXCITAÇÃO

Rs+Vp-

+Vs-

Y

Figura 2-17 - Gerador aterrado por alta resistência


22

Como discutido anteriormente, o defeito à terra é mais frequente

em relação aos defeitos entre fases. Portanto, se envolver níveis de corrente elevados, é consideravelmente prejudicial para o isolamento do gerador, levando a danos severos e, até mesmo, sinistros ou perda total do gerador.

Uma das características principais do aterramento é limitar este nível de curto-circuito para faltas à terra, evitando que o gerador seja afetado por sinistros de elevadas proporções.

O aterramento por alta resistência consiste de um transformador de aterramento com tensão primária próxima à tensão nominal da máquina e secundário, geralmente em 220V, com uma resistência de pequeno valor conectada ao secundário, muitas vezes em derivação. Esta resistência, refletida ao primário pela relação de transformação, limita o nível de curto à terra no gerador.

O transformador de aterramento utilizado possui a capabilidade térmica de suportar altas potências em curtos períodos de tempo.

Além disso, a utilização do transformador propicia um isolamento galvânico e facilita a inserção de unidades de proteção, que utilizam a medição da tensão secundária em seus algoritmos.

A resistência de aterramento pode ser dimensionada de duas formas:

• Estipulando um nível máximo de curto-circuito fase-terra; • Sintonizando com a capacitância equivalente fase-terra. Geralmente, define-se um valor limite para o curto-circuito, já que

é relativamente difícil calcular o valor exato da capacitância equivalente fase-terra da instalação.

Assim, optando pela primeira forma, para uma resistência secundária sR e sabendo que o transformador de aterramento possui uma

relação de transformação dada por:

sV

pVa = 2-26

Tem-se que a resistência refletida ao primário é:

sR

2

sV

pVpR ⋅

= 2-27


23

Como a resistência de aterramento refletida ao primário, em módulo, é muito superior às reatâncias das máquinas, temos:

pR3LLV

ccI⋅

= 2-28

Onde:

ccI : Corrente de curto-circuito para uma falta fase-terra nos terminais da máquina em [A]

pR : Resistência de aterramento em [Ω]

LLV : Tensão fase-fase terminal da máquina Desta forma, através da expressão 2-28 é possível determinar o

nível máximo de curto circuito para um defeito fase-terra e, ainda, através da expressão 2-27 pode-se obter o valor da resistência de aterramento da máquina.

2.7 Considerações finais

Neste capítulo foram abordados conceitos que fornecem subsídios para o estudo da proteção de máquinas síncronas. A equação fundamental da máquina, por exemplo, está relacionada à proteção contra sobrefluxo (24). A Curva de Capabilidade tem estreita relação com a função 40G (Perda de excitação). O conhecimento do comportamento do gerador sob curto-circuito é fundamental para determinação do nível de curto, introduzindo o Fator de Assimetria e sua relação com a avaliação dos TCs. O item sobre modo de falhas visa dar uma visão geral sobre os defeitos mais comuns em geradores. Finalmente, o item sobre aterramento, tem o objetivo de abordar a importância e influência do aterramento nas estratégias de proteção de geradores.

Funções de Proteção de Geradores

24

3 FUNÇÕES DE PROTEÇÃO DE GERADORES

3.1 Introdução

O sistema de proteção de um grupo gerador é constituído de dispositivos de proteção elétricos, hidráulicos e mecânicos. As proteções hidráulicas e mecânicas estão diretamente associadas ao equipamento em si e tem a função de evitar danos severos nas estruturas de equipamentos, tais como: condutos forçados, vertedouros, turbinas, geradores, reguladores, barramentos, entre outros.

Este trabalho é dedicado ao estudo das proteções elétricas. Uma composição básica das proteções elétricas de usinas hidrelétricas é mostrada no arranjo da Figura 3-1. As principais proteções são:

Proteção contra falhas a terra no estator (64S); Proteção contra falhas a terra no rotor (64R); Proteção contra falhas entre fases no estator (87G); Proteção contra defeitos em circuitos paralelos de mesma fase

do estator (61), não aplicável à UHPJ; Proteção contra perdas de excitação (40); Proteção contra sobrecarga no gerador (49G); Proteção contra sobretemperatura do campo (49R) Proteção contra sobrefluxo no gerador e transformador

elevador (24G); Proteção contra sobretensão no gerador (59G); Proteção contra cargas desequilibradas no gerador ou

sobreaquecimento no rotor (46G); Proteção contra perda de sincronismo do gerador (78G); Proteção de sobrecorrente no gerador (51G); Proteção contra perda de potencial para circuitos de proteção

de regulação de tensão (60G); Proteção contra sub ou sobrefrequência do sistema (81G); Proteção contra sobrevelocidade do grupo (13G); Proteção contra motorização do grupo gerador (32G); Proteção de retaguarda de distancia do grupo gerador (21G); Além das proteções do gerador também faz parte das proteções

elétricas básicas as proteções comuns do grupo gerador e transformador e do transformador, são elas:

Contra defeitos de terra e de fase do grupo gerador transformador (87U);

Contra defeitos internos no transformador (87T)


25

Contra defeitos internos a terra no transformador no lado de alta tensão (87NT);

Contra curto-circuito externo no lado de alta do transformador (51NT).

87U

49RRT

64R

87G

49G

TauxTexc

87NT 51NT

46G 21G

32G 40G 78G 81G

51V

24G 59G

60G

64S

Figura 3-1 - Arranjo básico de um sistema de proteção de geradores[20]


26

Na sequência deste trabalho, algumas desta funções serão estudadas.

3.2 Proteção diferencial do gerador - 87G

Faltas internas ao gerador devem ser rapidamente eliminadas,

evitando a evolução para sinistros e danificação da máquina. A unidade 87G (Proteção Diferencial do Gerador) é responsável por identificar faltas entre fases, internamente ao gerador. Esta função, de acordo com [20], não é sensível à faltas fase-terra, que são curtos com baixa intensidade, limitados pelo aterramento de alta impedância, bem como, à faltas entre espiras da mesma fase.

87G

T

Zona Protegida

Figura 3-2 - Proteção diferencial e zona de atuação

A função diferencial baseia-se na comparação entre grandezas que

entram e saem do circuito protegido. Neste estudo, será abordada a proteção diferencial percentual, que é a mais comum em centrais hidrelétricas de médio e grande porte conectadas a rede de transmissão de alta tensão.


27

3.2.1 Princípio de Funcionamento

Objeto Protegido

I1

I I2

I2

Iop87O

87R

Figura 3-3 - Diferencial Percentual A premissa fundamental de um relé diferencial é detectar defeitos

dentro da sua área de abrangência, ou seja, entre os TCs (transformadores de corrente) que formam o arranjo diferencial. A Figura 3-3 mostra um esquema simplificado de uma proteção diferencial de um objeto, onde:

87O é o elemento de operação; 87R é o elemento de restrição. No elemento de operação tem-se:

2I1IopI −= 3-1 No elemento de restrição tem-se:

22I1I

RI+

= 3-2

Onde:

opI : Corrente no elemento de operação do relé diferencial

RI : Corrente no elemento de restrição do relé diferencial

1I : Corrente no enrolamento 1

2I : Corrente no enrolamento 2 O relé diferencial atua sempre que a ação de operação supera a

ação de restrição:

RIopI > 3-3


28

Na Figura 3-4, observa-se uma característica de um relé diferencial, que define a relação entre a corrente nos elementos de operação e restrição. O elemento percentual é conhecido por possuir a capacidade de variar o nível de operação (Pick-up) com a evolução do carregamento ou mediante aumento da corrente devido a defeitos externos, que é definido pelo nível de inclinação da curva (SLOPE). As características de inclinação e nível de operação devem ser escolhidas de modo a garantir a estabilidade para a evolução do nível de corrente, tanto para o carregamento como para curtos externos, e para a influência dos erros dos transformadores de corrente (TCs).

I I1 2+

2

I I1 2-

Pick-up

Inclinação ou SLOPE

Região de Operação Restrita

Região de Operação Irrestrita

Imax

Figura 3-4 - Curvas de atuação

Para a adequada aplicação de um elemento diferencial, alguns parâmetros devem ser ajustados, tais como:

• Derivação ou TAP : Serve para equalizar os enrolamentos às relações de TCs dos lados da malha diferencial; • Limiar de operação ou pick-up : Utilizado para evitar a operação do elemento diferencial em condição de operação nominal devido aos erros do TCs: • Limiar de atuação irrestrita (Imax) : Apartir deste valor de corrente diferencial, a restrição é desprezada e a atuação deve ser baseada na extrapolação do nível ajustado; • Inclinação ou slope : A inclinação é a restrição do elemento diferencial visando adequar o limiar de operação para defeitos externos, evitando a operação indevida.


29

3.2.2 Escolha dos TAPs Os relés, normalmente, possuem uma escala possível de valores de

corrente de entrada, visando adaptar a aquisição da corrente de acordo com os TCs aos quais estão conectados. Esta escala é denominada TAP.

O TAP de um relé digital é calculado de acordo com a metodologia aplicada à cada modelo de relé. Para exemplificar, é mostrada a metodologia do relé SEL-300G, fabricado pela Schweitzer. O cálculo do TAP, segundo a referência [18], é dado por:

310RTCLLV3

NSTAP ⋅⋅⋅

= 3-4

onde: TAP : Tap do enrolamento do lado n em ampére [A]

NS : Potência nominal em MVA

LLV : Tensão fase-fase nominal do lado n em kV RTC : Relação de transformação do TC do lado n

Para outros fabricantes, os próprios dados de potência aparente, tensão e RTC (relação de transformação de corrente) dos TCs, fornecidos pelo usuário, são utilizados para adequação dos TAPs. Para o relé diferencial do gerador (87G), o tap depende basicamente das relações dos TCs, visto que ambos TCs estão submetidos à mesma tensão e não há nenhum elemento de defasagem angular no circuito.

3.2.3 Ajuste de Pick-up O pick-up é definido como o valor mínimo de corrente de partida

do relé. A região de pick-up tem a função de ser estável para o pior caso de erros nos TCs do arranjo diferencial, mediante condição nominal de carregamento da máquina.

A pior condição ocorre quando o erro total ( TE ) é a soma dos

erros individuais ( IE ) dos 2 TCs, tem-se então:

IE2TE ⋅= 3-5


30

Em valores primários, tem-se:

NI100TE

primpkI ⋅= 3-6

Em valores secundários:

RTC

primpkI

secpkI = 3-7

Onde:

primpkI : Limiar de operação do relé em valores primários

secpkI : Limiar de operação do relé em valores secundários

NI : Corrente nominal RTC : Relação de transformação de corrente

Usando o relé SEL-300G como exemplo, a expressão para o cálculo do ajuste de pick-up , segundo [18], é dada por:

minTAPsecITE

relepkI⋅

≥ 3-8

onde:

TE : Erro total dos TCs

secI : Corrente secundária nominal dos TCs

minTAP : Menor TAP ajustado no relé digital

3.2.4 Ajuste de corrente diferencial não-restrita

Existe um patamar de corrente diferencial, onde o trip deve ser imediato e a restrição é desprezada. Isso ocorre em condições de faltas internas extremamente elevadas e perigosas para o equipamento a ser protegido.

Os fabricantes de relés recomendam alguns valores típicos para ajuste deste parâmetro.

• Relés Siemens: É recomendado entre 3 à 7 In; • Relés SEL: Até 32 In.

Entretanto, pode-se usar como referencial, independente da orientação do fabricante do relé, os próprios níveis de curto obtidos para o caso de estudo. A partir do nível de curto escolhido ( scI ), que deve ser o menor possível para uma falta interna entre fases, recomenda-se a utilização de um fator de segurança que pode variar entre 0,8 e 0,9.

Aplicando o fator de 0,8, tem-se:


31

scI8,0primmaxI ⋅= 3-9 Em valores secundários:

RTC

primmaxI

secmaxI = 3-10

Usando o exemplo do relé SEL-300G, segundo [18], tem-se:

maxTAPsecmaxI

relemaxI ≤ 3-11

Onde:

scI : Menor corrente de curto-circuito interno entre fases

primmaxI : Máximo ajuste em valores primários

secmaxI : Máximo ajuste em valores secundários

relemaxI : Ajuste para o relé SEL-300G

RTC : Relação de transformação de corrente

maxTAP : Maior TAP do relé Cabe salientar, que dentre os relés avaliados, a escolha do ajuste

deste parâmetro baseia-se em metodologias empíricas, propostas pelos fabricantes.

3.2.5 Determinação do SLOPE O slope é a inclinação da característica do relé diferencial

percentual, cuja função é prover estabilidade durante o crescimento da corrente de carga do elemento, bem como, durante a elevação da corrente durante faltas externas. Para aplicações no sistema de transmissão, especialmente transformadores, mais de uma inclinação é utilizada, geralmente 20% para o Slope 1 e 50% para o Slope 2.

No caso de geradores, o Slope 2 não é utilizado, visto que está mais associado a restrição de harmônicos durante energização, o que não acontece em geradores devido à atuação do regulador de tensão (RT). O ajuste da inclinação deve considerar o pior caso de erro dos TCs. A Figura 3-5 mostra um arranjo diferencial, onde tem-se correntes nos secundários dos TCs influenciadas pelos erros individuais ( IE ) de cada um.


32

(1+E )II 1

(1-E )II 22000/5A

2000/5A

I2

I1

Figura 3-5 - Diferencial 87G com erro máximo nos TCs

Assim, o slope é definido pela expressão, em pu:

2I1I

I2SLOPE

+

∆⋅≥ 3-12

onde: 2I1II −=∆ e

( )( ) IIE12I

IIE11I

⋅−=

⋅+= 3-13

Substituindo as expressões em 3-13 em 3-12, tem-se:

IE2SLOPE ⋅≥ 3-14


33

3.3 Proteção diferencial do grupo gerador-transformador – 87U

87U

T

Zona Protegida para

faltas entre fases

Zona Protegida para faltas

entre fases e fase-terra

Figura 3-6 - Esquemático da unidade 87U

A proteção diferencial do grupo, como pode ser observada na Figura 3-6, é responsável pela proteção em conjunto do gerador e do transformador elevador. Esta função é sensível a faltas entre fases desde os terminais do gerador até o lado de alta do transformador, conforme pode ser visto. Além disso, para faltas à terra na região do lado de alta do transformador, a proteção também é sensível.

Um cuidado muito importante a ser tomado nesta função, de acordo com [34], diz respeito ao tipo de conexão do transformador e a compensação necessária para o cálculo do relé diferencial.


Para fins de análise, admite-se uma conexão Ynd1 no transformador, conforme pode ser visualizado na Figura 3-7.


34

Figura 3-7 - Conexão da unidade diferencial

Figura 3-8 - Diagrama Fasorial

O diagrama fasorial da Figura 3-8 mostra que as correntes do lado

∆ estão atrasadas 30º e com módulo 3 maior que as correntes do lado Y. Desta forma, é indispensável à compensação das correntes para evitar atuação indevida que, de acordo com [34], pode ser feita de duas maneiras:


35

• Através das ligações dos TCs, geralmente aplicada em relés eletromecânicos;

• Através das matrizes de compensação, aplicada em relés digitais. Para os relés digitais não é necessário compensar a defasagem

externamente nas conexões dos TCs, sendo conectados em estrela, alimentando o relé diretamente, conforme pode ser visualizado na Figura 3-7 e a compensação é realizada via matrizes numéricas implementadas no algoritmo, que pode ser visualizadas no Anexo 7.1.

Além da compensação da ligação do transformador elevador, o correto funcionamento do elemento 87U depende do ajuste adequado dos itens:

• TAP; • Limiar de operação (pick-up); • Limiar de operação restrita (Imax); • Inclinação (slope).

3.3.2 Escolha dos TAPs

TRAFOS SERV.AUX+ SIST.EXCITAÇÃO

600/5A

2000/5A

Figura 3-9 - Esquema de ligação 87U

Após escolhidas as matrizes de compensação, devem ser selecionados os TAPs adequados para o funcionamento do relé diferencial. A proteção 87U tem uma diferença importante em relação à unidade 87G. As correntes que circulam pelo relé são oriundas de TCs conectados a níveis de tensão diferentes e com RTCs diferentes. Assim, deve-se calcular um TAP para cada lado.


36

Utilizando como exemplo o relé SEL-300G, pode-se calcular o TAP, segundo [18], pela expressão:

310nRTCnLLV3

NSnTAP ⋅

⋅= 3-15

onde:

nTAP : Tap do enrolamento do lado n em ampére [A]

NS : Potência nominal em MVA

nLLV : Tensão fase-fase nominal do lado n em kV

nRTC : Relação de transformação do TC do lado n

3.3.3 Ajuste de pick-up No caso da proteção 87U, existem outros fatores que influenciam

na estabilidade do relé diferencial, além dos erros dos TCs: • Erro de comutação de tap do transformador elevador; • Consumo do serviço auxiliar e sistema de excitação, quando não há TCs nestes circuitos.

Em usinas, o efeito da comutação de taps do transformador elevador não é considerado, visto que a regulação de tensão é realizada pelo RT, deixando o tap do transformador na posição nominal.

Já, para a topologia da Figura 3-9, os transformadores do serviço auxiliar e excitação estão conectados na malha diferencial, mas não contribuem com medidas para o relé. Desta forma, deve-se tratar as correntes drenadas por estes circuitos como erros do circuito diferencial.

Portanto, deve-se considerar a corrente nominal de consumo dos transformadores auxiliares e do sistema de excitação e achar o percentual referente à corrente nominal do gerador para o lado onde estes estejam conectados.

Desta forma, a corrente absorvida pelo serviço auxiliar é dada por:

LLV3auxNS

auxI⋅

= 3-16

onde:

auxI : Corrente drenada pelo transformadores auxiliares em Ampére [A]

auxNS : Potência nominal dos tranformadores auxiliares e de excitação em kVA

LLV : Tensão fase-fase nominal do lado n em kV


37

Esta corrente deve ser transformada em erro percentual. Tomando como exemplo a Figura 3-9, onde observa-se que os transformadores auxiliares estão conectados ao lado de 13,8kV, o erro deve ser dado em relação à corrente nominal deste lado.

Desta forma, tem-se:

100NIauxI

auxE ⋅= 3-17

onde:

auxE : Erro relativo ao consumo dos serviços auxiliares em %

auxI : Consumo de corrente dos serviços auxiliares em Ampére [A]

NI : Corrente nominal do grupo, no lado de conexão dos transformadores auxiliares em [A]

Como o pick-up é definido para a pior condição de erro possível, o erro total é calculado por:

auxEIE2TE +⋅= 3-18 onde:

TE : Erro total calculado em %

IE : Erro individual dos TCs em %

auxE : Erro dos serviços auxiliares em % Pode-se calcular o ajuste de pick-up utilizando a expressão 3-8, obtida no item 3.2.3. Para outros relés, como da família 7UM da Siemens, um pick-up entre 10% e 20% é recomendado, podendo ainda ser usado o valor de TE calculado.

3.3.4 Ajuste de corrente não restrita

Da mesma forma que para a função 87G, utiliza-se um patamar de atuação sem restrição. Para determinação do ajuste não restrito, devemos considerar o menor nível de curto, bifásico ou trifásico, para faltas internas. No entanto, há uma diferença em relação ao procedimento adotado na unidade 87G. Deve-se calcular os níveis de curto para ambos os lados (BT e AT ) e compará-los em valores secundários e de acordo com o TAP.

Aplicam-se as equações 3-9, 3-10 e 3-11, obtidas no item 3.2.4, para o menor nível de curto entre fases em ambos os lados do transformador elevador. No final, escolhe-se como ajuste o menor valor para relemaxI encontrado.


38

Cabe salientar que esta metodologia é aplicada aos relés fabricados pela SEL, mas especificamente o SEL-300G. Para outros modelos de relé, formas diferentes de ajustes são propostas, mas todas se baseiam em escolhas empíricas, deixando a decisão a cargo do bom senso e experiência dos engenheiros de proteção

3.3.5 Determinação do SLOPE A curva de Slope deve ser dimensionada para restringir faltas

passantes, considerando o pior caso de erros nos transformadores de instrumentos. Utilizando a topologia da Figura 3-10, pode-se determinar uma inclinação adequada para o elemento 87U.

(1+E )II 1

(1-E )II 2

aux.TRAFOS SERV.AUX+ SIST.EXCITAÇÃO

600/5A

2000/5A

E I

I2

I1

Figura 3-10 - Topologia do arranjo 87U para o pior caso de erro O Slope é definido, em pu, pela expressão 3-12. Resolvendo para o

circuito da Figura 3-10, tem-se: ( )( )IE1auxE5,01

IE1auxEIE2SLOPE

−⋅⋅−

−⋅+⋅≥ 3-19

onde:

IE : Erro de medida do TC

auxE : Erro correspondente ao consumo do serviço auxiliar

Percebe-se, portanto, que para o 87U o slope é maior do que o observado na unidade 87G e está relacionado ao consumo do serviço auxiliar associado ao fato da corrente deste não ser medido pelo relé diferencial, apesar de fazer parte da malha.


39

3.4 Proteção terra no estator – 64S ou 64E

Nos geradores síncronos, conforme discutido no item 2.5, os defeitos elétricos mais comuns envolvem faltas à terra.

Tais defeitos podem ser causados por: • Sujeira; • Degradação do isolamento por corona, por stress mecânico, térmico ou elétrico;

• Impactos de pequenos objetos provenientes de quebra de peças do estator ou corpos externos deixados involuntariamente no seu interior;

• Surtos de tensão provenientes do sistema externo. A manutenção corretiva dos bobinados do gerador exige a

desmontagem e montagem das barras no estator que, devido ao seu alto grau de complexidade, podem impactar fortemente no tempo de reparo e, consequentemente, na disponibilidade do grupo gerador para operação.

Visando minimizar os efeitos dos defeitos à terra, métodos de aterramento adequados são empregados. No caso do aterramento por alta impedância, o valor da corrente de curto-circuito à terra fica limitado, impossibiltando a atuação das proteções diferenciais 87G e 87U.

Desta forma, surge a necessidade de implementar técnicas específicas para detecção de defeitos à terra. Os métodos comumente utilizados são[23]:

• Proteção terra no estator 90-95%: Essa unidade é indispensável para proteção de geradores. Utiliza o conceito do deslocamento da tensão de neutro (3V0), que pode ser medido através do secundário do transformador de aterramento ou utilizando TPs nos terminais da máquina conectados em Y-∆ aberto.

• Proteção terra no estator 100%: Essa unidade é recomendável, mas em alguns casos não é utilizada em função de aspectos econômicos. Consiste em detectar faltas próximas ao terminal de neutro, não visualizadas pela unidade 90-95%. Utiliza, geralmente, dois métodos: Medição de 3º harmônico ou injeção de sinal elétrico no neutro com freqüência diferente da fundamental, que não afeta o funcionamento normal do gerador. A maioria dos relés digitais possui as duas funções implementadas

e podem ser ajustadas independentemente.


40

Em todos os métodos de detecção de faltas à terra, a capacitância dos circuitos do gerador para a terra influi no desempenho dos mesmos, tornando-se um fator a ser considerado na aplicação e ajustes deste relé.

Nos itens a seguir serão discutidos e analisados estes métodos de proteção.

3.4.1 Capacitância total do circuito

A capacitância equivalente total do circuito do estator do gerador, incluindo barramentos blindados, lado de baixa tensão do transformador, pára-raios e transformadores de serviço auxiliar e sistema de excitação, é composta pelas capacitâncias individuais dos seguintes elementos:

• Capacitância à terra do estator da máquina ( eC );

• Capacitância à terra do transformador elevador ( trC );

• Capacitância à terra do barramento blindado ( bC );

• Capacitância dos pára-raios ( prC ).

Tais elementos estão representados no circuito da Figura 3-11.

Figura 3-11 - Circuito do gerador - lado 13,8kV


bCtrCprCeCeqC +++= 3-20 Na frequência fundamental (f=60Hz ), tem-se a reatância

capacitiva equivalente dada por:

eqCf2

1coX

⋅⋅π= 3-21

Na frequência de 3ª harmônica (f=180Hz ), a reatância capacitiva é dada por:

eqCf32

1rd3coX

⋅⋅⋅π= 3-22


41

Onde:

coX : Reatância capacitiva equivalente para a terra na freqüência fundamental (60Hz)

rd3coX : Reatância capacitiva equivalente para a terra na freqüência de 180Hz

f : Freqüência em Hz

eqC : Capacitância equivalente do circuito do estator para a terra

3.4.2 Função terra no estator 90-95%

O circuito da Figura 3-12 mostra um gerador aterrado por alta resistência, conectado ao lado de BT de um transformador elevador e considerando a capacitância equivalente obtida pela expressão 3-20.

Observa-se no circuito a utilização da função 64S, que consiste em um relé de sobretensão conectado ao secundário do transformador de aterramento.

Figura 3-12 - Circuito equivalente do arranjo de neutro do gerador para

proteção 64S Onde:

aLNV& , bLNV& , cLNV& : Fasores tensão fase-neutro nas fases a,b,c

aI& , bI& , cI& : Fasores da corrente capacitiva para a terra das fases a,b,c

NI& : Fasor da corrente no terminal de neutro

d'X : Reatância transitória de eixo direto

eqC : Capacitância equivalente das fases para a terra


42

A partir do circuito, pode-se analisar a magnitude da corrente de neutro para as frequências de 60Hz e 180Hz. Na frequência fundamental (60Hz), tem-se que a corrente de neutro é nula. Já para a frequência de 3ª harmônica (180Hz), sabendo que as tensões de terceira harmônica são homopolares, ou seja, não possuem defasagem angular entre si, tem-se 1:

3rd3coX

jpR

)rd3(LNV)rd3(

NI

−

=&

& 3-23

Assim, observa-se que em condições normais de operação, tem-se uma corrente de neutro para 3ª harmônica que circula pelas capacitâncias intrínsecas do circuito e pelo resistor de aterramento ( pR ), que nada mais

é do que a resistência do secundário do transformador de aterramento refletida para o primário, produzindo uma tensão de 3ª harmônica no ponto de neutro de:

)rd3(NIpR)rd3(

NV && ⋅= 3-24 Já no secundário do transformador, tem-se:

)rd3(NV

pVsV)rd3(

sV && ⋅= 3-25

Assim, observa-se o cuidado que deve ser tomado com o terminal de neutro do gerador, que poderá ter um elevado valor de tensão em 3ª harmônica. Além disso, constata-se que um relé 64S sem filtro de 3ª harmônica, conectado no secundário do transformador de aterramento, deve levar em consideração este valor de tensão no seu ajuste.

Na maioria dos relés digitais, devido aos circuitos de filtragem implementados, a função 64S é insensível às componentes de 3ª harmônica.

Considera-se, daqui em diante, que o relé utilizado tem capacidade de separar as componentes fundamental e de 3ª harmônica através de filtragem digital.

1 O índice (3rd) significa uma grandeza na freqüência de 3ª harmônica


43


Para estudar o funcionamento da função 64S (90-95%), será usado o modelo da Figura 3-13.

R

N

c

b

ap%

p

Figura 3-13 - Modelagem do ponto de falta a terra no estator

O modelo considera que o ponto de falta encontra-se à uma

distância p% do ponto de neutro. Esta distância pode variar de 0% a 100%. Para uma falta fase-terra à uma distância p% do ponto de neutro, tem-se o circuito equivalente da Figura 3-14:

pE (1-p)EpX1

pX2

pX0

(1-p)X1

(1-p)X2

(1-p)X0

I0

3R

jXco

jXco

jXcop

Figura 3-14 - Circuito para falta fase-terra

A corrente de curto no neutro é dada, aproximadamente, por:


44

( ) pR30X2X1Xp

pE30I3NccI

+++⋅=⋅= 3-26

Lembrando que o gerador é aterrado por uma alta resistência de neutro, tem-se que:

0X2X1XpR ++>> 3-27 Desta forma:

pR

pENccI = 3-28

Portanto, o nível da corrente de curto é diretamente proporcional à posição da falta em relação ao ponto de neutro. No entanto, quanto mais próximo ao neutro, mais difícil será a detecção do defeito, uma vez que o valor da corrente de curto reduz a medida que se aproxima do terminal de neutro, chegando ao valor zero neste ponto. Por este motivo recomenda-se que a função 64S baseada na frequência fundamental, seja aplicada para faltas entre 5% e 100% em relação ao ponto de neutro.

A função 64S – (90/95%) utiliza, basicamente, um relé de sobretensão sensível à componente de 60Hz, conectado ao secundário do transformador de aterramento. O relé detecta o nível de tensão e atua a partir de determinado valor de pick-up, previamente ajustado.

3.4.3.1 Ajuste de pick-up O ajuste de pick-up para esta unidade é simples e deve ser baseado

num percentual da corrente máxima de curto fase-terra. Um ajuste de 5% á 10% deste nível é recomendado, sendo dado

por:

NccIpkINccI05,0 ≤≤⋅ 3-29 Expressando para a tensão no secundário do transformador de

aterramento, tem-se:

NccIpRpV

sVpksVNccI05,0pR

pVsV ⋅⋅

≤≤⋅⋅⋅

3-30


45

onde:

pR : Resistência de aterramento em [Ω]

pksV : Tensão de pick-up no secundário do transformador de aterramento em [V]

NccI : Corrente de curto-circuito fase-terra máxima em [A]

pV : Tensão primária nominal do transformador de aterramento

sV : Tensão secundária nominal do transformador de aterramento Geralmente, a unidade 64S é conectada à uma derivação da

resistência do secundário, o que impõe uma atenuação no valor acima de

pksV .

No entanto, o ajuste deve ainda ser verificado, visto que a tensão de neutro pode se deslocar em uma condição de falta à terra no lado de AT do transformador elevador e nesta situação, o relé não deverá operar.

O deslocamento da tensão de neutro em uma falta no lado de AT do transformador ocorre através da capacitância de acoplamento entre os lados de BT e AT do mesmo. Esta situação pode ser modelada pelo circuito da Figura 3-15, proposto pela referência [19].

Figura 3-15 - Circuito para acoplamento capacitivo entre AT e BT [19]

onde:

CxX : Reatância capacitiva de acoplamento entre primário e secundário do transformador

Rp : Resistência de aterramento referenciada ao primário do transformador de aterramento

ATLNV : Tensão fase-neutro no lado de AT do transformador

Vp : Tensão no primário do transformador de aterramento Vc : Tensão na reatância capacitiva de acoplamento

Analisando o circuito, tem-se que a corrente no resistor de aterramento é igual corrente na capacitância de acoplamento, desta forma:


46

xCIpRI = 3-31 Melhorando a equação 3-31, tem-se

xCcVRp

Vp⋅ω⋅= 3-32

Como, tipicamente: RpCxX >> 3-33

Tem-se que:

ATLNVxCRpVp ⋅⋅ω⋅= 3-34 Expressando em valores secundários no transformador de

aterramento, tem-se:

ATLNVxCf2sRasV ⋅⋅⋅π⋅⋅= 3-35 onde:

sV : Tensão no secundário do transformador de aterramento a : Relação de transformação do transformador de aterramento

sR : Resistência de aterramento do secundário

xC : Capacitância de acoplamento entre BT e AT

ATLNV : Tensão fase-terra do lado AT

f : Frequência de operação fundamental Tipicamente, os fabricantes de relé recomendam ajustar o pick-up

no dobro do valor obtido pela equação 3-35 . Assim, o ajuste sugerido por este critério seria:

sV2pksV ⋅≥ 3-36 Finalmente, pode-se determinar o ajuste combinando as

expressões 3-30 e 3-36, sendo que o menor valor obtido em 3-30 deve ser superior ao valor obtido em 3-36.

Geralmente, os fabricantes chamam a função 90-95% de 64S1. A outra unidade é chamada 64S2 e cobre 100% do enrolamento ou, na verdade, a porção não coberta pela 64S1.


47

3.4.4 Função terra no estator 100%

Todos os geradores produzem alguma quantidade de tensão de 3ª harmônica. Esta tensão, aplicada às capacitâncias intrínsecas do circuito, impõe uma corrente para a terra, que passando pelo transformador de aterramento, produz uma tensão de 3ª harmônica no neutro da máquina.

As capacitâncias descritas no item 3.4.1 são características de cada instalação. Nem todas as capacitâncias são conhecidas durante a fase de determinação dos ajustes, requerendo ensaios e testes adicionais em campo, normalmente realizados durante o comissionamento, para validação e ajuste final da unidade de proteção.

Neste item, serão abordadas as metodologias de detecção de faltas à terra, utilizando componentes de 3ª harmônica. Cabe salientar que os relés digitais apresentam algoritmos de filtragem, que permitem separar com precisão as componentes fundamentais e de 3ª harmônica, conferindo boa estabilidade para as funções de proteção.

Os métodos a serem abordados são: • Medição de componentes fundamental e de 3ª harmônica da

tensão de neutro; • Medição de tensão de 3ª harmônica no terminal do gerador; • Comparação de tensão de 3ª harmônica ou diferencial de

tensão; • Injeção de tensão no enrolamento do estator com freqüência

diferente da freqüência fundamental. Primeiramente, será estudado o comportamento da tensão de 3ª

harmônica em geradores, evoluindo para a descrição dos métodos de detecção e análise dos ajustes, quando aplicável.

3.4.4.1 Análise das tensões de 3ª harmônica no gerador

De acordo com [25], a Figura 3-16 representa o gerador, onde tem-se a tensão de 3ª harmônica no ponto de neutro ( 3NV ) e a tensão nos

terminais da máquina ( 3TV ). Observa-se, ainda, a tensão 3GV , que representa o conteúdo de 3ª harmônica gerado pelo gerador.


48

+V-N3

VG3

+

- V

+

-

T3

0%

100%VT3

VN30%

100%

CargaNominal

Vazio

Figura 3-16 - Modelo do gerador e evolução da tensão de 3ª harmônica ao

longo do enrolamento Cabe esclarecer que as tensões de 3ª harmônica produzidas ao

longo dos enrolamentos do estator decorrem de não-linearidades do fluxo magnético no núcleo do gerador e deformações geométricas no estator e rotor. Desta forma, segundo [11], a tensão de saída do gerador não é uma senóide perfeita, indicando a existência de harmônicas, dentre elas as chamadas harmônicas triplas ou homopolares (3ª, 9ª, 15ª, 21ª). A componente de 3ª harmônica é a mais significativa dentre estas, sendo que na maioria das máquinas este patamar gira em torno de 1 à 10% da tensão fase-neutro do gerador.

A curva da Figura 3-16 representa a evolução da tensão de 3ª harmônica ao longo do enrolamento do estator medida em relação à terra. Os módulos das componentes de 3ª harmônica dependem do carregamento e tendem a aumentar com a elevação da carga. No entanto as medições das tensões não podem ser realizadas em cada ponto do enrolamento, mas no secundário do transformador de aterramento e nos TPs conectados aos terminais da máquina. Pode-se, então, analisar o comportamento destas medidas para algumas situações de defeito à terra, utilizando o circuito da Figura 3-17.


49

IG3c

Icc

+V-N3

VG3a

+

-

VT3a

0%

100%

Rp

p

F1

F2

F3

IN3

VG3b

+

-

0%

VG3c

+

-

0%

100%100%

+

-VT3b+

-VT3c+

-

IG3a IG3b

Figura 3-17 – Circuito para análise do comportamento de 3ª harmônica

Onde:

3NV : Tensão de 3ª harmônica medida no terminal de neutro

a3GV ,

b3GV , c3GV : Tensão de 3ª harmônica gerada pelo gerador para cada fase

a3TV , b3TV , c3TV : Tensão de 3ª harmônica medidas nos terminais da máquina por fase

a3GI , b3GI , c3GI : Corrente de 3ª harmônica que circula pelo estator da máquina para a terra por fase

3NI : Corrente de 3ª harmônica que circula pelo terminal de neutro

ccI : Corrente de curto-circuito para a terra em um ponto p do estator

pR : Resistância referenciada ao primário do transformador de aterramento

p: Ponto de defeito Em condição normal de operação, tem-se:

3NIpR3NV ⋅−= 3-37

3NIpRa3GVa3TV ⋅−= 3-38 Para uma falta no terminal de neutro da fase a (F1), tem-se:

03NV = 3-39 a3GVa3TV = 3-40


50

Observa-se que a tensão de 3ª harmônica no neutro é nula e a tensão nos terminais do gerador atinge um valor máximo positivo. Este valor máximo depende do carregamento da máquina no momento do defeito.

Para uma falta no terminal da fase a da máquina (F3), tem-se: 03TV = 3-41

( )c3GIb3GIccIpR3NV ++⋅−= 3-42 Observa-se a tensão terminal assumindo o valor nulo e a tensão

de neutro assumindo seu máximo negativo. Para uma falta à uma distância p do neutro, F2, tem-se:

( )c3GIb3GIccIpRp3NV ++⋅⋅−= 3-43 ( ) 3GVp13TV ⋅−= 3-44

Assim, teoricamente, para uma falta em 50% do enrolamento, tem-se:

( )c3GIb3GIccIpR5,03NV ++⋅⋅−= 3-45

3GV5,03TV ⋅= 3-46 Pode-se verificar que a tensão de neutro excursionou de um valor nulo até um valor negativo máximo, o que pode ser detectado por uma unidade de subtensão de 3ª harmônica. Existem várias formas de se detectar um defeito à terra, utilizando medição de componentes de 3ª harmônica, onde pode-se citar:

• Medição de componentes de 60Hz e 180Hz da tensão de neutro; • Medição de tensão de 3ª harmônica no terminal do gerador; • Comparador de tensão de 3ª harmônica ou diferencial de tensão.

3.4.4.2 Método 1: Medindo componentes de 60Hz e 180Hz da tensão de neutro

A Figura 3-18 representa o método 1. Neste esquema, de acordo com [23], a unidade 27TH é responsável por detectar faltas próximas ao neutro.


51

Figura 3-18 - Método usando medição de 60Hz e 180Hz [23]

Como foi observado, anteriormente, uma falta próxima ao neutro

reduz, consideravelmente, o módulo de tensão de 3ª harmônica neste ponto. A função 27TH detecta a redução do módulo abaixo do nível de pick-up especificado. Este nível define até que ponto do enrolamento pode ser protegido. Este percentual, tipicamente, pode ir de 10% à 30% do enrolamento, partindo do neutro.

A função 59 serve para evitar que o relé opere, indevidamente, quando a excitação é removida ou durante os processos de startup ou shutdown. A unidade 59GN, sintonizada na frequência fundamental, permite a detecção do deslocamento do neutro, idêntico ao método (64S1 – 90/95%) estudado no item 3.4.2.

A Figura 3-19 mostra as zonas de cobertura de ambas as unidades. Os ajustes das unidades dependem de levantamento do conteúdo harmônico, que deve ser realizado no comissionamento e sob ampla faixa de variação da carga.


52

Cobertura máximaCobertura mínima

+V-N3

0%

100%

10%

30%

5%27TH 59GN

Figura 3-19 - Zonas de cobertura para o Método 1

3.4.4.3 Método 2: Medindo tensão de 3ª harmônica no terminal do gerador

A Figura 3-20 representa o esquema do Método 2. Utiliza-se, de acordo com [23], a detecção de 3ª harmônica nos terminais da máquina, através de um transformador de potencial (TP) em ∆ aberto ou, no caso de relés digitais, determinado matematicamente pelo algoritmo mediante tensões medidas diretamente do TP.

Como observado na análise da evolução de 3ª harmônica, esta se eleva nos terminais da máquina quando ocorre falta à terra próxima ao ponto de neutro. A unidade 59T, desta forma, detecta esta sobretensão, sendo sensível apenas à componente de 180Hz. A unidade 59GN opera identicamente ao Método 1. A zona de cobertura é a mesma do Método 1 e pode ser visualizado na Figura 3-21.


53

Figura 3-20 - Esquema usando medição de tensão de 3ª harmônica no

terminal do gerador [23]

Cobertura máximaCobertura mínima

+V-N3

0%

100%

10%

30%

5%59T 59GN

Figura 3-21 - Zona de cobertura do Método 2


54

3.4.4.4 Método 3 – Comparador de tensão de 3ª harmônico ou diferencial de tensão:

64S1

VT3

VN3

64S2

Figura 3-22 - Esquema comparador de tensão de 3ª harmônica

Neste esquema, além da função 64S1 apresentada no item 3.4.2, sensível à frequência fundamental, que cobre de 90% à 95% do enrolamento, tem-se a implementação da unidade 64S2, sensível à 3ª harmônica.

Serão comparadas, para fins de ilustração, duas implementações diferentes de dois fabricantes de relés digitais (Schweitzer e ABB). Cada relé tem um equacionamento específico, dados pelas expressões 3-47 e 3-48.

Para o relé SEL-300G, fabricado pela Schweitzer, tem-se a equação dada pela referência [18]:

pkV3NVk3TV >−⋅ 3-47 Para o relé REG-670, fabricado pela ABB, tem-se a equação dada pela referência [24]:


55

3NVk3NV3TV ⋅≥+ 3-48

onde:

3NV : Tensão de 3ª harmônica no neutro

3TV : Tensão de 3ª harmônica no terminal do gerador k : Fator de compensação

pkV : Valor de pick-up

Em ambos os casos, o fator k funciona como uma restrição para acompanhar a variação de carga. Geralmente, é determinado experimentalmente através de medições realizadas no comissionamento. Cada fabricante propõe técnicas diferenciadas para determinação deste fator k. O fator k define, ainda, a zona de cobertura da função. Isto pode ser visualizado nas curvas a seguir, que representam graficamente as características de atuação de cada relé.

Método SEL-300G

O SEL-300G tem sua característica de atuação dada pela expressão 3-47. Para fins de análise, pode-se admitir uma condição de funcionamento dada pela Tabela 3-1.

1k =

V10Vpk =

Condição de carga 1

3TV 50V

3NV -50V

Condição de carga 2

3TV 25V

3NV -25V

Tabela 3-1 - Condições iniciais para algoritmo SEL

Plotando a curva de atuação para esta condição, na Figura 3-23, observa-se que o ponto cego da função varia de acordo com a condição de carga, visto que o pick-up está fixado em 10V. Na condição de carga 1, temos 5% de ponto cego, já na condição 2 temos 10% de ponto cego. Pode-se concluir que, para esta metodologia de detecção, a zona de cobertura depende do ajuste de pick-up, do fator k e da condição de carregamento.


56

100%0%

100V

50V

PICKUP=10V

5%

10%

VT3 - VN3

CARGA 1

CARGA 2

Figura 3-23 - Curva de atuação para k=1

Agora plotando a mesma condição da Tabela 3-1 para k=0,5, obtém-se a curva da Figura 3-24. Observa-se que houve deslocamento do ponto cego em direção ao neutro e ampliação do mesmo. Aumentando o pick-up, o ponto cego também aumenta. Neste método, portanto, tem-se dois parâmetros para ajustar, o fator k e o pick-up, que podem influenciar no percentual de cobertura da unidade.

100%0%

100V

50V

PICKUP=10V

6,7%

13,6%

VT3 0,5 - VN3

CARGA 1

CARGA 2

Figura 3-24 - Curva de atuação para k=0,5


57

Uma forma de se obter o fator k, segundo [25], é utilizando:

∑=

⋅

∑=

⋅

=m

1nn3TV

m

1

m

1nn3NV

m

1

k 3-49

Isto significa que o ajuste do fator k do relé depende de um conjunto n de medições das componentes de 3ª harmônica da tensão terminal e de neutro, que devem ser realizadas em campo para vários patamares de carga. Já para o valor de pick-up, pode-se escolher, empiricamente, um valor que permita a maior zona de cobertura possível.

Método ABB

Os relés ABB, entre eles o REG-670, utilizam a expressão 3-48 para detecção de defeitos à terra no estator que, de acordo com [24], foi chamado de Método Adapdativo para Detecção de Defeitos à Terra no Estator utilizando Tensão de 3ª Harmônica.

Para fins de análise, admite-se a mesma condição ilustrativa da Tabela 3-1. Portanto, pode-se traçar as curvas que são visualizadas na Figura 3-25 e na Figura 3-26. Observa-se que a zona de cobertura, para esta condição de nível de harmônicos, não depende do carregamento e não necessita de ajuste de nível de pick-up. Isto implica em uma estabilidade de operação melhor que para o Método SEL-300G. A referência [24] recomenda que o fator k seja ajustado para satisfazer, em qualquer condição de carregamento, a relação:

23NV3TV

3NVk≥

+

⋅ 3-50


58

100%

100V

50V

VT3 + VN3

CARGA 1

CARGA 2

CARGA 1VN3

CARGA 2

33,3%33,3%

33,27V

16,56V

VN3

Figura 3-25 - Curva de atuação para k=1

100%

100V

50V

VT3 + VN3

CARGA 1

CARGA 2

CARGA 10.5

CARGA 2

40%40%

19,94V

9,54V

0.5

VN3

VN3

Figura 3-26 - Curva de atuação para k=0,5

Para as considerações de nível de conteúdo harmônico mostradas

na Tabela 3-1 e utilizando a expressão 3-50, tem-se:


59

4k ≥ 3-51

Pode-se, ainda, montar a Tabela 3-2, relacionando a zona de proteção com o fator k.

Fator k Zona Protegida 0,5 40% 1,0 33,3% 2,0 25% 3,0 20% 4,0 16,67% 5,0 14,28% 6,0 12,50%

Tabela 3-2 - Tabela fator k versus zona protegida

Cabe salientar que, na prática, as tensões de neutro e no terminal da máquina de 3ª harmônica não são iguais. Assim, a tabela acima vale apenas para o caso estudado onde o módulo máximo de 3NV e 3TV são

iguais. Para obter o fator k deve-se proceder a medição do nível de

conteúdo de 3º harmônico das tensões nos terminais da máquina e no neutro para vários patamares de carregamento e utilizar a equação 3-50 para encontrar o valor de k recomendado.

3.5 Função terra no rotor do gerador – 64R

3.5.1 Visão Geral

Como pode ser visualizado na Figura 2-2, a máquina síncrona é composta basicamente por:

• Estator e seus enrolamentos; • Rotor; • Enrolamento de campo; • Sistema de excitação. O campo da máquina é alimentado em corrente contínua e

consiste num circuito elétrico flutuante, ou seja, não referenciado à terra. Um defeito simples para a terra não afetará o funcionamento do gerador, mas predispõe a ocorrência de um segundo defeito, que se tornará catastrófico para a máquina. Defeitos no enrolamento de campo produzem desbalanço magnético, gerando vibrações no rotor que podem causar danos consideráveis à máquina.


60

Além disso, o desbalanço de corrente no campo pode causar

sobreaquecimento no corpo e nos enrolamentos do rotor, que podem também originar vibrações nocivas ao gerador, podendo levá-lo à sinistros. Em geral, a função 64R não gera trip, visto que numa primeira falta a funcionalidade do gerador não é afetada. No entanto, cabe a operação programar o mais rápido possível o desligamento da máquina para investigação. Como um segundo defeito será catastrófico, então o desligamento deve ser feito o mais rápido possível, preferencialmente no mesmo dia.

Existem vários métodos para detecção de defeitos à terra no rotor.

3.5.2 Método de detecção usando injeção de sinal DC:

41

64R

Vs

Figura 3-27 - Método de detecção usando injeção DC

Pode ser representado pelo esquema da Figura 3-27. Em condições normais de operação, a corrente que circula pelo relé 64R é praticamente nula, já que o circuito se encontra em malha aberta. Na ocorrência de um defeito para à terra, circulará uma corrente diferente de zero pelo relé sensibilizando-o. Geralmente, utiliza-se uma temporização entre 1 e 3 segundos.


61

3.5.3 Método de detecção por divisor de tensão:

41

64R

R1

R2

Figura 3-28 - Método de detecção por divisor de tensão

Este circuito, que pode ser visualizado na Figura 3-28, é baseado na solução empregada em bancos de bateria de subestações e usinas de um modo geral.

A ocorrência de um defeito à terra provocará um desequilíbrio suficiente para sensibilizar o relé 64R.

Existe um ponto no enrolamento, onde um defeito à terra não é detectado e localiza-se nas proximidades do centro do enrolamento. Isto, de certa forma, limita a utilização desta unidade.

3.5.4 Método de injeção AC

41

64R

Vs

C

Figura 3-29 - Método de injeção AC


62

Este método, que pode ser visualizado na Figura 3-29, utiliza um sinal AC acoplado capacitivamente ao circuito do rotor que, para corrente contínua, é um circuito aberto. Em condição normal a corrente que circula no circuito é pequena e depende da capacitância intrínseca do rotor para a terra. Na ocorrência de uma falta esta corrente se eleva e o relé atua.

Para implementar o método de injeção AC usa-se duas metodologias:

• Medição da corrente de falta; • Medição da resistência de falta;

3.5.4.1 Medição da corrente de falta

O sinal injetado está na frequência do sistema, mas em um circuito

fechado que não afeta o funcionamento do circuito principal de excitação, como pode ser visualizado na Figura 3-30, que é utilizado pela Siemens, segundo [9]. Emprega-se um dispositivo acoplador, alimentado por uma fonte AC (TP ou transformador auxiliar) e conectado ao circuito de campo. Observa-se que a tensão Vs aplicada ao circuito impõe um corrente senoidal que é medida pelo relé (Imed).

DISPOSITIVOFONTE/ACOPLADOR

RELÉ

Imed

Rk

Rk

Ck

Ck

Lk

CeRe

Rr

Vs

Figura 3-30 - Método da medição da corrente de falta[9]


63

Onde: Re: Resistência de falta Ce: Capacitância intrínseca do rotor para a terra Rk: Resistência do circuito acoplador Lk: Indutância do circuito acoplador Rr: Resistência do enrolamento de campo Ck: Capacitância do circuito acoplador Vs: Tensão aplicada no circuito Imed: Corrente medida pelo relé

Em condições normais de operação, a corrente medida é decorrente da capacitância intrínseca e resistência de isolação do circuito de campo para a terra. O circuito da Figura 3-31 representa o modelo equivalente ao princípio de detecção de defeito à terra.

Vs

Relé

Re Ce

Zc

Is

Figura 3-31 - Circuito equivalente para medição de corrente no circuito de

campo onde: Zc: Impedância equivalente do circuito acoplador Ce: Capacitância intrínseca do rotor para a terra Re: Resistência do rotor para a terra Vs: Tensão aplicada ao circuito pelo relé

Resolvendo o circuito, tem-se:

( )ejX//eRcZsV

sI−+

= 3-52

onde:

eCf2

1eX

⋅⋅π= 3-53

A equação 3-52 define a menor corrente do circuito e, portanto, o nível de pickup. Assim,


64

( )ejX//eRcZsV

pksI−+

≥ 3-54

Os relés definem um limite mínimo de pick-up, que para o

7UM61 da Siemens é 2mA. Além disso, são disponibilizados dois grupos de ajustes, que em algumas aplicações são configurados para gerar alarme ou trip.

Cabe salientar que, devido ao envelhecimento e, principalmente, contaminação dos enrolamentos de campo com o passar do tempo, esta função requer acompanhamento constante, necessitando de re-parametrização à cada intervenção, constituindo num recurso para ação de manutenção preditiva do gerador.

3.5.4.2 Medição da resistência de falta

Outra forma para detectar defeitos no rotor, utilizando uma variação da técnica discutida no item 3.5.4.1, é através de injeção de AC visando estimar a resistência de defeito, que pode ser visualizado na Figura 3-32.

DISPOSITIVOFONTE/ACOPLADOR

RELÉ

Imed

Vmed

Rk

Rk

Ck

Ck

Lk

CeRe

Rr

Vs

Figura 3-32 - Método da medição da resistência de falta[9]


65

onde: Re: Resistência de falta Ce: Capacitância intrínseca do rotor para a terra Rk: Resistência do circuito acoplador Lk: Indutância do circuito acoplador Rr: Resistência do enrolamento de campo Ck: Capacitância do circuito acoplador Vs: Tensão aplicada no circuito Vmed: Tensão aplicada ao circuito e medida pelo relé Imed: Corrente medida pelo relé

O relé calcula a impedância vista através da expressão:

sIsV

sZ = 3-55

A resistência de falta é calculada, segundo a referência [9], para o circuito equivalente da Figura 3-33 pela expressão:

[ ]

[ ]cRsZRecRsZRe

2 cXsZImeR −+

−

−−= 3-56

Vs

Relé

Re Ce

Zc

Is

Zs

Figura 3-33 - Circuito equivalente método da resistência por injeção AC

O relé atua quando a resistência calculada for inferior ao ajuste

selecionado. No entanto, a maioria dos relés limitam este ajuste em 30kΩ. Assim, um ajuste teórico seria:

Ω≤≤ k30pkReR 3-57


66

Mas, valores típicos de eR , em condição normal de

funcionamento, estão na faixa dos MΩ. Desta forma, este ajuste deve ser definido no comissionamento e 30kΩ seria um valor inicial. Da mesma forma, que para o método anterior, o ajuste desta unidade deve acompanhar a evolução da contaminação e do envelhecimento do isolamento ao longo do tempo de operação, podendo definir inclusive a periodicidade da manutenção preventiva nos enrolamentos do gerador.

3.5.5 Método de injeção de onda quadrada

Utiliza uma fonte de tensão em onda quadrada entre 0,1 e 3Hz, cuja frequência deve ser ajustada de acordo com o valor da capacitância intrínseca do rotor para a terra. Seu esquema pode ser visualizado na Figura 3-34. Baseia-se na estimação da resistência de isolamento e pode até mesmo permitir a avaliação da degradação do isolamento, em alguns relés digitais.

Figura 3-34 - Esquema do método da injeção de onde quadrada [20]

O circuito da Figura 3-35 representa um exemplo de um esquema de detecção de defeito no circuito de campo utilizando injeção de sinal de onda quadrada, implementado pela Siemens, segundo [9].


67

DISPOSITIVOACOPLADOR

RELÉ

Imed

Rv

Rv

CeRe Vmed

GERADORDE PULSO

Vh

Rm

Figura 3-35 - Esquemático do Método da Onda Quadrada[9] Observa-se, na Figura 3-35, que o circuito é acoplado ao circuito

de campo via resistência, sendo uma desvantagem em relação aos métodos por injeção AC acoplados capacitivamente. No entanto, a sensibilidade é aumentada, sendo que em alguns dispositivos pode chegar à 200 kΩ. A frequência típica injetada varia de 1 à 3Hz.

O circuito da Figura 3-36 apresenta um modelo equivalente do método.

Vh Re Ce

Vm

Rv/2

Rm

Figura 3-36 - Circuito equivalente simplificado para método da onda

quadrado


68

Onde: Rm: Resistência de medição incorporada ao dispositivo gerador de

pulsos Rv: Resistências do circuito de acoplamento Vh: Amplitude do pulso Vm: Tensão medida, pelo relé, proporcional à corrente que circula pelo

circuito Re: Resistência do rotor para a terra Ce: Capacitância intrínseca do rotor para a terra

Aplicando o conceito de divisor de tensão após a estabilização do circuito, tem-se:

hV

2vR

eRmR

mRmV ⋅

++

= 3-58

Isolando eR , tem-se:

2vR

mR1mVhV

eR −⋅

−= 3-59

Desta forma, é possível determinar a resistência do rotor para a terra ( eR ), através da medição das tensões Vh e Vm, cujo comportamento é ilustrado a seguir, para as situações de operação normal (Figura 3-37) e sob falta (Figura 3-38).

Figura 3-37 - Tensões medidas para a situação normal de operação


69

Figura 3-38 - Tensões medidas para situação de falta

Observa-se que numa falta no rotor, há um acréscimo da tensão

mV em relação ao valor inicial. Assim, a partir da obtenção destes valores, pode-se calcular a resistência de falta.

Deve-se ter cuidado em escolher uma frequência para o sinal injetado, que leve em conta a constante de tempo associada à capacitância intrínseca e à resistência para a terra do circuito de campo, visando obter o comportamento em situação normal, visualizado na Figura 3-37.

Este método sofre interferência de dois fatores principais: • Dinâmica da tensão de campo; • Localização do defeito.

A unidade 64R é uma função cujo ajuste deve ser definido no campo, e deve ser revisado periodicamente, pois é influenciada pelo grau de contaminação e envelhecimento do isolamento com o tempo de operação. Um bom ponto de partida é colocá-lo no ajuste máximo do relé e determinar o valor mínimo de pick-up após revisão durante a primeira manutenção preventiva do enrolamento do rotor (normalmente 1 ou 2 anos).


70

3.5.6 Sobrecarga no campo do Gerador – 49R

a

c

b

RTVtQ

49R

Shunt

Ef+-

If

If Ef

Figura 3-39 - Esquemático da função 49R

De acordo com [20], a proteção térmica do campo do gerador

pode ser divida em duas categorias: 1) Proteção do circuito do enrolamento de campo;

2) Proteção do corpo do rotor, cunhas, anel de retenção e enrolamentos amortecedores.

A categoria 2 envolve funções a serem apresentadas adiante, como sequência negativa, perda de excitação e perda de sincronismo.

Neste item será abordada a proteção do circuito do enrolamento de campo (categoria 1).

A Figura 3-39 mostra o arranjo básico do esquema 49R. Devido à dificuldade prática de medição direta da temperatura dos enrolamentos do rotor, utiliza-se uma metodologia indireta para a determinação da temperatura.

Baseia-se num conjunto de medições contínuas da corrente e tensão de campo, visando eliminar o efeito das variações do mesmo. Este arcabouço de medidas permite a obtenção do valor médio da resistência

Conhecendo a resistência ôhmica do circuito de campo, fornecida pelo manual do gerador em uma temperatura de referência, pode-se calcular a temperatura do enrolamento pela expressão clássica dada abaixo.

( )[ ]0TT10RR −⋅α+⋅= 3-60


71

onde: α : Coeficiente de temperatura , no caso do cobre é 0,00413ºC-1

0T : Temperatura de referência

0R : Resistência medida ou dada na temperatura de referência

R : Resistência calculada. T : Temperatura a ser inferida

Tem-se, ainda, que a resistência calculada do campo é dada por:

fIfE

R = 3-61

Reorganizando a expressão 3-60, tem-se:

−⋅

α+=

0R0RR1

0TT 3-62

Desta forma, tem-se a expressão que permite determinar a temperatura do enrolamento de campo, em função da variação da resistência de campo. O ajuste da função é baseado na classe do isolamento do enrolamento. Utiliza-se como pick-up um valor 30ºC menor que a temperatura limite da classe de isolamento.

Portanto, tem-se que: º30maxTpkTnomT05,1 −≤≤⋅ 3-63

Onde:

pkT : Temperatura de ajuste para pick-up

nomT : Temperatura para condição nominal de operação da máquina

maxT : Temperatura limite para a classe de isolamento

A Tabela 3-3, segundo a IEC-60085, mostra os valores de temperatura limite para várias classes de isolamento.

Classe de Isolamento Temperatura Classe A 105ºC Classe E 120ºC Classe B 130ºC Classe F 155ºC Classe H 180ºC

Tabela 3-3 - Tabela de temperatura das classes de isolamento Esta função, geralmente, não é implementada nos relés

multifuncionais. Portanto, utilizam-se relés dedicados para esta finalidade. Geralmente, tais dispositivos permitem a seleção de curva de tempo inverso para atuação da unidade.


72

Utiliza-se, como regra geral, um tempo de atuação na temperatura limite da classe de 1 minuto. No entanto, segundo [20], a função pode ainda coordenar com a Curva de Capabilidade Térmica de Curta Duração para o rotor do gerador.

Cabe salientar que, como se trata de uma função de proteção lenta, sendo importante a preservação do enrolamento, cabe ao operador definir o momento ideal para a retirada da unidade geradora de operação.

3.6 Função sobrecarga no enrolamento do estator – 49G

A função sobrecarga no enrolamento do estator pode ser implementada de duas formas básicas:

• Medindo a temperatura através de RTDs; • Medindo a corrente de armadura.

Como o gerador disponibiliza um número razoável de sensores de temperatura, tanto no núcleo como no enrolamento, é mais comum utilizar o método de detecção por medição direta das temperaturas. Como a maioria dos relés multifuncionais não implementa esta metodologia, dispositivos específicos para este fim são requeridos. Neste trabalho será abordada somente a medição através de RTDs.

3.6.1 Detecção por medição da temperatura

A função de sobrecarga no estator utiliza, como base, medições de temperatura com RTDs nos enrolamentos da armadura e nas ranhuras do núcleo, como pode ser visualizado na Figura 3-40.

Figura 3-40 - Exemplo de um sistema de proteção de sobrecarga no estator


73

O tipo mais comum de RTD usado é o PT100 de platina, adequado para a faixa de temperatura dos geradores (40ºC à 200ºC). Tais sensores de temperatura são distribuídos em vários pontos do enrolamento e do núcleo, adquirindo um número n de medidas de temperatura. As temperaturas são obtidas pela média aritmética do conjunto de valores obtidos em cada ponto de monitoramento. Assim, tem-se: Para o enrolamento de armadura:

n

n

1kikT

imT

∑==

3-64

Onde:

imT : Temperatura média do enrolamento do estator

ikT : Temperatura individual de cada sensor no enrolamento

n : Número de sensores PT100

Para o núcleo:

n

n

1kukT

umT

∑==

3-65

onde:

umT : Temperatura média do núcleo do estator

ukT : Temperatura individual de cada sensor no núcleo

n : Número de sensores PT100 O ajuste sugerido, em geral, é similar ao procedimento utilizado na

função 49R, onde estabelece-se uma margem de 30ºC em relação ao limite da classe de isolamento e 5% superior a temperatura da condição nominal de operação.

º30maxTpkTnomT05,1 −≤≤⋅ 3-66 Onde:

pkT : Temperatura de ajuste para pick-up

nomT : Temperatura para condição nominal de operação da máquina

maxT : Temperatura limite para a classe de isolamento Pode-se utilizar, ainda, a implementação de uma curva de tempo

inverso flexível e que deve levar em consideração a inércia térmica da massa do gerador, e opere na ordem de alguns minutos.


74

Deve-se alertar que muitas ocorrências envolvendo sobrecarga

estão associadas à problemas no sistema de refrigeração do gerador. Desta forma, a evolução do aquecimento deve ser acompanhada pela operação, que deve decidir o melhor momento para tirar a máquina de operação.

3.7 Função perda de potencial – 60G

A medida de potencial é uma informação vital para correta operação dos sistemas de proteção e regulação de tensão de geradores. No caso do RT, uma perda de potencial causará uma ação de controle no sentido de excitar ainda mais a máquina, levando-a a condição de sobreexcitação. Além disso, a ausência de tensão deve ser rapidamente tratada pela operação, visto que todos os serviços auxiliares dependem da integridade da alimentação de CA para seu perfeito funcionamento e segurança da usina.

Existem duas abordagens para detecção da perda de potencial. • Detecção por comparação; • Detecção por análise de componentes simétricas.

3.7.1 Detecção por comparação

Figura 3-41 - Esquema da função perda de potencial por comparação[20]

Na Figura 3-41, tem-se o esquema básico de uma proteção perda

de potencial por comparação. Consiste, basicamente, em comparar as tensões de cada fase de

ambos os transformadores de potencial (TPs). Os erros envolvidos nesta comparação devem ser considerados no

ajuste e estão relacionados aos erros de medição dos TPs.


75

O pior caso ocorre quando os erros dos dois TPs se somam. Sendo E o erro percentual de cada TP, temos que o erro total é

dado por: E2TE ⋅= 3-67

O ajuste, portanto, deve considerar este erro, acrescido de uma margem de folga.

Como os erros dos TPs costumam ser pequenos, de 0,3% à 0,6%, um ajuste muito utilizado [20] corresponde à 15% da tensão secundária nominal.

Desta forma,

secV15,02V1V ⋅≥− 3-68 onde:

1V : Tensão nominal no TP1

2V : Tensão nominal no TP2

secV : Tensão nominal fase-neutro no secundário

Geralmente, associa-se uma temporização curta, para evitar atuação em oscilações, cujos valores típicos variam entre 60 e 500ms.

3.7.2 Detecção por análise de componentes simétricas

Figura 3-42 - Detecção de perda de potencial por componentes simétricas

Em alguns relés multifuncionais, esta função já encontra-se ativa e

não permite configuração. Observando a Figura 3-42, percebe-se que além da informação de potencial, o relé utiliza a informação de corrente. Desta forma, o mesmo determina, através de seu algoritmo de processamento, as componentes de sequência positiva, negativa e zero das tensões e correntes medidas.


76

Numa falta comum, ambas as informações sofrem alteração e dependendo do tipo de falta algumas componentes se sobressaem em relação às outras. Agora, num defeito no circuito de potencial, apenas as componentes de tensão sofrem alteração. O relé, portanto, entende isso como uma perda de potencial e opera.

3.8 Função perda de excitação – 40G

A excitação da máquina síncrona pode, completamente ou parcialmente, ser removida através de:

• Circuito de campo aberto; • Curto-circuito no campo; • Falha no sistema de regulação de tensão; • Perda da fonte de excitação; • Trip acidental no circuito de campo. A perda de excitação, independente do motivo, pode representar

sérios riscos tanto para o gerador quanto para o sistema, podendo resultar em perda de estabilidade máquina- sistema. Além disso, a máquina absorverá reativo do sistema, em alguns casos podendo atingir o limite de MVA da mesma. Todo grupo gerador deve ser operado de acordo com seus limites operacionais, garantindo que determinadas condições técnicas e de estabilidade não sejam violadas. Estes limites são:

• Térmicos; • Mecânicos; • Estabilidade Permanente.

Pode-se construir uma curva de operação da máquina que represente estes limites, conhecida como Curva de Capabilidade, discutida no capítulo 2.3. A Figura 2-9 representa a curva de capabilidade de uma máquina síncrona, onde podem ser identificadas as regiões de operação do gerador delimitada por suas características bem como da sua máquina motriz (turbina), dadas por:

• Limite do campo: Corresponde à máxima corrente de excitação da máquina, sem violar os limites térmicos do circuito de campo do gerador; • Limite da armadura: Corresponde à máxima corrente nos enrolamentos do estator sem violar seus limites térmicos;


77

• Limite máximo da turbina: Corresponde à máxima potência hidráulica fornecida pela turbina; • Limite mínimo da turbina: Corresponde à região abaixo da qual a turbina será submetida à escoamentos que propiciam a ocorrência de cavitação; • Limite teórico e prático da estabilidade: Corresponde à região onde a máquina perderá estabilidade quando submetida à perturbações. O limite prático equivale à uma folga de 10% em relação ao teórico. O regulador de tensão (RT) tem a capacidade de evitar que o

gerador ultrapasse o limite da estabilidade, mantendo-o dentro da região segura de operação. Porém, numa eventual falha do sistema de excitação, deve operar a proteção perda de excitação, que independe da regulação de tensão.

A proteção perda de excitação (40G), geralmente, é baseada num relé de impedância que enxerga para dentro da máquina. Visando avaliar a adequação de seus ajustes à Curva de Capabilidade da máquina, deve-se fazer uma transformação para o plano P-Q, onde são indicados os limites do gerador.

A Figura 3-43, de acordo com [11], ilustra as duas representações, onde:

aZ : Impedância no ponto de operação A

bZ : Impedância no ponto de operação B

wZ : Impedância em um ponto qualquer w B : Ângulo do ponto de operação w

AvarM : Potência reativa no ponto A

BvarM : Potência Reativa no ponto B

wvaM : Potência aparente no ponto w


78

Figura 3-43 - Relação entre os digramas R-X e P-Q [11]

A correspondência matemática entre um ponto de operação nos planos R-X e P-Q, obtida de [11], é dada pela expressão:

Z

2tV

SZ

2kVMVA =⇔= 3-69

onde: Z : Impedância complexa em pu kV ou tV : Tensão terminal da máquina em pu MVA ou S : Potência aparente em pu

No limite da estabilidade teórica, no plano P-Q, para 1putV = , tem-se que:

dX

1

dX

2tV

Q == 3-70

Passando para o plano R-X, temos:

dXX = 3-71 À medida que a máquina absorve reativo do sistema, devido à

uma subexcitação, pode ocorrer que a impedância do gerador passe pelas fases transitória e subtransitória, portanto:

d'X

1Q → e d'XX → 3-72

ou ainda:

d''X

1Q → e d''XX → 3-73

Sendo que:


79

d'X'dX'dX >> 3-74

Os relés multifuncionais, geralmente, disponibilizam uma entre duas filosofias de ajuste, sendo elas:

• Método R-X (Exemplo dos Relés SEL); • Método P-Q (Exemplo dos Relés Siemens). A seguir, serão discutidos os aspectos básicos de ajustes para

ambos os métodos.

3.8.1 Método R-X

Este método é baseado numa característica de impedância, onde pode-se ajustar duas zonas de atuação, que podem ser visualizadas na Figura 3-44.

X'd2

1,1Xd

1,8Xd

+jX

+R

Zona 1

Zona 2

C(Z1)

C(Z2)

R(Z2)

R(Z1)

Figura 3-44 - Representação das zonas de atuação 40G - R-X

Pode-se observar que cada zona de atuação corresponde à um

círculo no plano R-X. Os parâmetros para cada zona podem ser definidos através do centro e do raio de cada circunferência. Para a Z1 foi estabelecida uma folga de 10% em relação à reatância síncrona de eixo direto, que corresponde ao limite prático da estabilidade.

Assim, analisando graficamente a Figura 3-44 e considerando os valores das reatâncias positivos, tem-se:


80

Zona 1 :

Centro da Zona 1:

22

d'XdX1,1

(Z1)C

+⋅

−= 3-75

Raio da Zona 1:

22

d'XdX1,1

(Z1)R

−⋅

= 3-76

Temporização: De acordo com [20], a zona 1 é instantânea. Assim, ms100t ≤∆

Zona 2:

Centro da Zona 2:

22

d'XdX1,8

(Z2)C

+⋅

−= 3-77

Raio da Zona 2:

22

d'XdX1,8

(Z2)R

−⋅

= 3-78

Temporização: De acordo com [20], para evitar atuação em oscilações, a zona 2

pode ser temporizada em: ms600tms500 ≤∆≤ . Podem existir algumas variações em relação à estes critérios de ajustes de acordo com o fabricante do relé e baseados na experiência do engenheiro de proteção, mas preservando o princípio básico de funcionamento. Além disso, os ajustes devem estar coordenados com a região de ação limitadora do RT e respeitando, principalmente, os limites da curva de capabilidade do gerador. Daí vem a importância de transpor esta análise para o plano P-Q.


81

3.8.2 Os ajustes da unidade 40G representados no plano P-Q

Neste caso, basta fazer a transformação dos ajustes anteriores do plano R-X para o plano P-Q, considerando pu1tV = . Assim, tem-se, em

módulo:

X

1

X

2tV

Q == 3-79

Como no plano R-X a característica é um círculo e localizada no semi-plano negativo, o mesmo deve ser aplicado ao plano P-Q, como pode ser visualizado na figura abaixo.

Figura 3-45 - Ajuste no plano P-Q

Assim, pode-se equacionar as regiões de atuação no plano P-Q, considerando o dX e d'X positivos e achando os pontos correspondentes à cada um no plano P-Q, usando a expressão 3-79.

Zona 1:

Xd1,1

1

X

1(1)1QdX1,1X⋅

−==→⋅−= 3-80

2dX'1

X

1(2)1Q2d'XX −==→−=

3-81

A partir das equações acima e baseando-se na Figura 3-45, pode-se deduzir as equações do raio e do centro da circunferência.

Centro da Zona 1:

2

)1(1Q)2(1Q)1Z(C

+= 3-82


82

Raio da Zona 1:

2

)1(1Q)2(1Q)1Z(R

−= 3-83

Zona 2:

Xd1,8

1

X

1)1(2QdX8,1X⋅

−==→⋅−= 3-84

2dX'1

X

1)2(2Q2d'XX −==→−=

3-85

Centro da Zona 2:

2

)1(2Q)2(2Q)2Z(C

+= 3-86

Raio da Zona 2:

2

)1(2Q)2(2Q)2Z(R

−= 3-87

Desta forma, obtem-se a correspondência dos ajustes definidos no plano R-X à curva de capabilidade (Plano P-Q). No entanto, alguns relés propiciam uma filosofia de ajuste mais adequada à Curva de Capabilidade, como o caso dos relés Siemens. Já os relés SEL utilizam a metodologia baseada no plano R-X.

3.9 Função desequilíbrio de corrente – sequência negativa – 46G

Existem algumas condições de sistema que podem causar correntes trifásicas desbalanceadas num gerador.

As causas mais comuns podem ser: • Assimetria no sistema elétrico de potência; • Cargas desbalanceadas, • Faltas desbalanceadas no sistema; • Fases abertas. De acordo com [11], estas condições produzem componente de

sequência negativa na corrente do estator, que induz um fluxo magnético na direção oposta do fluxo magnético produzido pelo rotor.


83

De um ponto fixo localizado no rotor, este fluxo tem uma velocidade relativa de duas vezes à velocidade síncrona, que incidindo na face polar e no corpo do rotor induz correntes com frequência de 120Hz, produzindo aquecimento por histerese e degradando estas peças através de perda de integridade mecânica ou degradação da isolação do rotor, bem como, dos enrolamentos amortecedores.

Figura 3-46 - Esquemático básico de uma relé 46G[20]

Para proteger a máquina utiliza-se a função 46G, que baseia-se na

detecção do nível de corrente de sequência negativa e por quanto tempo o gerador está submetido à esta condição, cujo esquema básico de ligação pode ser visualizado na Figura 3-46.

Geralmente, os fabricantes de geradores fornecem uma curva de capabilidade térmica do rotor, onde a partir desta, pode-se posicionar a curva do relé de modo à garantir que a máquina não seja submetida à valores superiores ao seu limite. Para máquinas de pólos salientes, a norma IEEE Std C50.12 define que a corrente de sequência negativa em modo contínuo permissível é 10% da corrente nominal para geradores que possuem enrolamentos amortecedores e 5% para geradores que não possuem enrolamentos amortecedores. Assim, uma forma comum de representar esta característica térmica é num gráfico dado pela expressão:

Kt22I =⋅ ]s2A[ 3-88


84

A Figura 3-47 ilustra algumas curvas de capabilidade térmica do

rotor para diferentes valores de K. A norma IEEE Std C37.102 define os valores típicos de k para vários tipos de geradores. No caso de máquina de pólos salientes, o valor típico é 40. O relé, portanto, deve ter seu fator Kr ajustado abaixo do fator K da máquina. Desta forma, pode-se adotar um fator de segurança de 10% , fazendo:

K9,0Kr ⋅≤ 3-89

Além disso, deve-se definir os ajustes de pick-up. Geralmente, os relés digitais disponibilizam dois níveis de pickup, um para alarme e outro para trip.

De [20] o pick-up mínimo recomendado para trip é 0,04 pu. Valores típicos encontram-se na faixa de 0,03 à 0,20 pu. É usual definir dois níveis de pick-up, um para alarme e outro para trip.Pode-se adotar, portanto:

Para alarme :

1I08,0alarm-pk2I ⋅≥ 3-90 Para trip:

1I1,0trippk2I ⋅≥− 3-91 Onde:

alarm-pk2I : Corrente de sequência negativa em pu da corrente de sequência - alarme

trippk2I − : Corrente de sequência negativa em pu da corrente de sequência - trip

1I : Corrente de sequência positiva em pu

O ajuste de K é definido em função da característica de capabilidade térmica do rotor do gerador. De acordo com a norma IEEE Std C37.102, tem-se para máquinas de pólos salientes:

40K10 ≤≤ 3-92


85

Figura 3-47 - Curva I2t para geradores de pólos salientes [20]

3.10 Proteção contra sobrefluxo – 24G

Os geradores e transformadores são dimensionados para operar dentro de um limite de fluxo máximo no núcleo. Fora destas condições, o equipamento sofrerá stress térmico. Para o gerador, segundo a norma IEEE Std C37.102, o efeito de sobreexcitação ou sobrefluxo ocorrerá sempre que a relação V/Hz aplicada aos terminais do equipamento exceder 105%. Para o caso do transformador, o sobrefluxo ocorrerá acima de 105% para carga nominal com FP=0,8 ou 110% para operação à vazio.

Por razões de otimização econômica da construção, a máquina que mais sofre com uma situação de sobrefluxo sustentado é o transformador. Desta forma, ao ajustar o relé para proteger o transformador, garante, por conseguinte, a proteção do gerador. As condições onde pode ocorrer sobrefluxo são:


86

• Operação com freqüência reduzida sobre controle normal do regulador de tensão durante start-up e shutdown; • Rejeição de carga, onde a atuação do regulador é fundamental para retornar à níveis seguros de operação, assegurando que não ocorra sobrefluxo por tempo prolongado neste evento; • Falhas no sistema de excitação ou perda da informação de tensão para o regulador, onde o desligamento da máquina deverá ser imediato. Visando proteger a máquina contra essas ocorrências, algumas

técnicas são utilizadas, dentre elas[11]: • Limitador V/Hz no regulador de tensão; • Um ou dois relés V/Hz por tempo definido; • Relé V/Hz por tempo inverso: • Proteção off-line contra sobrexcitação usando o controle da corrente de campo, feita pelo operador da usina. Na sequência serão tratadas as funções 24G baseadas em relés

digitais por tempo definido e tempo inverso.

3.10.1 Princípio de funcionamento

Figura 3-48 - Esquema básico de conexão 24G

O relé 24G utiliza aquisições de tensão e freqüência nos terminais da máquina, conforme esquema visualizada na Figura 3-48.

Figura 3-49 - Modelo básico de um transformador


87

No transformador elementar da Figura 3-49, da Lei de Faraday,

tem-se que:

dt

d1N1V

φ⋅−= 3-93

dt

d2N2V

φ⋅−=

3-94

De forma geral, tem-se que para:

)tcos(max ω⋅φ=φ 3-95 A tensão gerada por um fluxo magnético cossenoidal numa bobina é dada por:

dt

dNV

φ⋅−= 3-96

Susbtituindo 3-96 em 3-95, tem-se:

f

Vk ⋅=φ 3-97

Onde:

1V : Tensão na bobina k : Constante proporcional ao número de espiras da bobina f : Freqüência das tensões e corrente

maxφ : Fluxo máximo produzido no núcleo Desta forma, observa-se que o fluxo máximo é proporcional à

relação V/f, portanto. Daí vem a denominação de proteção V/Hz. Os fabricantes, geralmente, fornecem as curvas de capabilidade de

sobrexcitação, tanto para o transformador quanto para o gerador. De [22] obteve-se algumas curvas visualizadas na Figura 3-50, que representam a capabilidade típica para sobrexcitação de alguns geradores e transformadores.


88

Figura 3-50 – Limites típicos V/Hz para geradores e transformadores de

diferentes fabricantes[22] O relé 24G deve estar, portanto, coordenado com estas curvas.

No caso de configurações envolvendo grupo gerador/transformador, o equipamento que apresenta maior criticidade ou fragilidade com relação ao sobrefluxo, geralmente, é o transformador.

3.10.2 Relés V/Hz com tempo definido

De acordo com [20], este tipo de proteção possibilita várias

formas de implementação, dentre elas: • Usando apenas um relé; • Usando dois relés. Na primeira, usa-se um relé ajustado em 110% de sobrefluxo com

alarme e trip em tempo definido, geralmente, em 6s. A segunda forma, utiliza dois relés, visando casar melhor com as curvas de capabilidade de sobrefluxo.

Isto pode ser visualizado na Figura 3-51, onde observa-se as curvas referentes aos equipamentos (gerador e transformador), com a curva do transformador sendo mais crítica em comparação com a do gerador. Nesta configuração, temos um relé (B) ajustado com pick-up entre 118% e 120% de sobrefluxo e atuação entre 2 e 6 segundos. Outro relé (A) é ajustado com pick-up em 110% e trip temporizado abaixo das curvas dos equipamentos. Tipicamente, esta temporização fica entre 45 e 60 segundos.


89

Cuidados especiais devem ser considerados quanto à confiabilidade da função 24G, mediante perda de potencial por problemas nos TPs. Sugere-se utilizar dispositivos redundantes, conectados a TPs diferentes.

Figura 3-51 - Relés 24G com tempo definido [9]

3.10.3 Relé V/Hz com tempo inverso

De [20] tem-se que um relé com característica de tempo inversa pode ser aplicada à proteção V/Hz. Alguns relés disponibilizam uma curva de atuação composta, que pode ser visualizada na Figura 3-52, para um exemplo do relé SEL-300G.

Observa-se, ainda, o ajuste do relé sintonizado à curva de capabilidade de sobrefluxo dos equipamentos. Portanto, é fundamental obter junto ao fabricante as curvas de sobrefluxo dos seus equipamentos, facilitando o ajuste do relé.

Figura 3-52 - Curva de tempo inversa composta usando relé SEL-300G


90

3.10.4 Proteção de distância – 21G

Esta é uma proteção de retaguarda para o gerador, sensível a falhas que envolvem desde os terminais da máquina até parte do transformador.

Geralmente, os relé digitais disponíveis para proteção de máquina possuem funções de distâncias sensíveis à defeitos entre fases.

Como, para o gerador, os defeitos mais importantes, do ponto de vista da magnitude, ocorrem entre fases, a proteção 21G torna-se adequada para esta finalidade. Por tratar-se de uma função de retaguarda, a unidade 21G deve ser temporizada, geralmente da ordem de 500ms até alguns segundos e coordenada com a proteção principal da máquina e da subestação, olhando em direção ao sistema.

Devido aos vários erros inerentes ao processo é muito difícil utilizar a unidade 21G para localização de defeitos. Além disso, seu ajuste não permite definir com exatidão até que ponto da instalação está devidamente protegido.

Cuidado especial deverá ser dedicado em relação ao transformador elevador e sua defasagem angular relativa à conexão ∆-Y.

Em alguns relés, como por exemplo, o SEL-300G, esta compensação é ajustável.

3.10.5 Principio de funcionamento

O principio de funcionamento desta função baseia-se na determinação da impedância vista pelo relé e dada por:

reléIreléV

reléZ = 3-98

A característica de atuação da função 21G depende da localização dos transformadores de instrumentos. O transformador de potencial é sempre localizado nos terminais de saída da máquina. Já os TCs permitem duas conexões diferentes:

• Conectado nos terminais próximos ao fechamento do neutro; • Conectado nos terminais de saída da máquina. A Figura 3-53 ilustra essas configurações.


91

21G

(a) (b)

21G

Figura 3-53 – Conexão das unidade 21G com relação aos TCs

A primeira configuração Figura 3-53(a), tem a característica

visualizada na Figura 3-54(a), mostrando que o relé enxerga somente em direção ao sistema, pois as impedâncias síncrona de eixo direto e do sistema, incluindo o transformador, localizam-se nos 1º e 2º quadrantes. Desta forma, faltas internas no gerador e no sistema, até o alcance do relé, são detectadas no primeiro quadrante do plano R-X.

Já para a segunda configuração, Figura 3-53(b), tem-se um deslocamento da característica em direção aos 3º e 4º quadrantes, conforme pode ser visualizado na Figura 3-54(b), significando que o relé enxerga para dentro da máquina. Este deslocamento é conhecido pela literatura como off-set. Além disso, o restante da característica continua olhando para o sistema, da mesma forma que a primeira configuração.

Xt

jX

R

Xd

Xt

jX

R

(a) (b)

Figura 3-54 - Características de atuação da unidade 21G

O ajuste da unidade 21G depende muito da filosofia adotada por cada empresa. Neste trabalho, serão utilizados alguns critérios descritos nas referências [11] e [20].


92

3.10.6 Usando TC dos terminais de neutro (Configuração 1)

Para este caso, com o objetivo de atender adequadamente a seletividade entre grupo gerador e sistema de transmissão, pode-se usar os seguintes critérios para ajuste do 21G.

Zona 1: A referência [20] recomenda ajustar a Zona 1 com o menor valor

obtido dos seguintes critérios: (1) Ajustar a impedância Z1 em 120% da impedância do transformador:

TZ2,1ajusteZ ⋅= 3-99 (2) Ajustar em 80% do ajuste de zona 1 do relé 21 da linha mais curta, desconsiderando o infeed:

Na Eletrosul é usual ajustar a Zona 1 em 80% da impedância da linha. Desta forma, incluindo a impedância do transformador, tem-se:

( )LTZ8,08,0TZajusteZ ⋅⋅+= 3-100 É recomendada, ainda, uma temporização em torno de 0,5 segundos ou coordenação com a função falha de disjuntor, quando aplicável. Zona 2:

Da mesma forma, a referência [20] recomenda considerar o menor valor dos seguintes critérios:

Ajustar em 120% da linha mais longa, considerando o infeed:

aparenteLTZ2,1ajusteZ ⋅= 3-101

Sendo aparenteLTZ a impedância da linha mais longa, levando

em conta o infeed. (1) 50% à 66,7% da impedância de carga à fator de potência

nominal para potência da máquina de 200% à 150% da

nominal, respectivamente:

LZ667,0ajusteZLZ5,0 ⋅≤≤⋅ 3-102


93

Em alguns relés digitais há a necessidade de ajustar o ângulo de máximo torque (MTA), principalmente aqueles que tem característica circular, como o SEL-300G. O ajuste para o MTA deve ter o mesmo valor do ângulo obtido no critério (1). Para isso, deve-se compensar o módulo pela expressão abaixo, obtida da referência [11]:

( )ajusteMTAcos

ajusteZ

compajusteZθ−

= 3-103

(2) 80% à 90% da impedância de carga no máximo ângulo de torque para potência da máquina de 125% à 111% da nominal, respectivamente:

LZ9,0ajusteZLZ8,0 ⋅≤≤⋅ 3-104 Neste caso, o ângulo de máximo torque equivale ao ângulo (MTA)

de aparenteLTZ ou o máximo ângulo de torque do relé.

A temporização para a Zona 2 recomendada pela referência [20] fica em torno de 1 segundo, mas deve levar em conta a coordenação com as proteções das linhas.

3.10.7 Usando o TC dos terminais de saída (Configuração 2)

Este tipo de configuração, quando escolhida, possui um ajuste de offset. A referência [11] sugere que seja incluída a reatância subtransitória de

eixo direto ( ''dX ) neste offset. No entanto, a influência desta reatância dura

poucos ciclos e como a função 21G é um backup temporizado, não faz

sentido usar o próprio ''dX . Pode-se então optar por ajustar o offset em

função das reatâncias 'dX ou dX . Como o tempo mínimo de atuação do

21G é 0,5 segundos, que equivale à aproximadamente 30 ciclos, o ajuste mais apropriado seria utilizar a reatância síncrona de eixo direto ( dX ).

Desta forma, deve-se adotar os seguintes critérios: Zona 1:

dXoffsetX = 3-105


94

Zona 2:

dXoffsetX = 3-106

Exceto pelo offset, os ajustes olhando em direção ao sistema seguem os mesmos critérios, anteriormente discutidos.

3.11 Proteção de sobretensão – 59G

Figura 3-55 - Conexão para a unidade 59G

A Figura 3-55 ilustra a configuração para a unidade 59G. De acordo com [26], os fenômenos de sobretensão podem ser classificados em:

• Sobretensões transitórias: Associadas à descargas atmosféricas e surtos de manobra, cuja proteção consiste na utilização de pára-raios e centelhadores;

• Sobretensões dinâmicas: Associadas à rejeições de carga, energizações de linhas e faltas fase-terra. São situações onde a ação dos reguladores de tensão se faz presente, utilizando como backup relés de sobretensão;

• Sobretensões sustentadas: São situações que perduram por um tempo maior e que deve ser evitada, visando evitar o comprometimento do isolamento do estator. São utilizados relés temporizados com ajustes de pick-up definidos acima da tensão nominal.


95

Pode-se pensar, ainda, que uma ocorrência de sobretensão deveria ser vista pela função 24G. No entanto, de acordo com [20], nem todo evento de sobretensão reflete em sobrefluxo, principalmente para hidrogeradores. No caso de uma rejeição de carga, a velocidade tende à aumentar e, consequentemente, a relação V/Hz diminui, mas a tensão pode ter excedido os limites permitidos e, talvez, possa permanecer sustentada, causando danos ao isolamento do estator. Alguns relés utilizam a medição das tensões para determinação das tensões de sequência positiva e negativa, como é o caso do relé SEL-300G. Já outros utilizam a própria magnitude das tensões medidas para determinação das condições de sobretensão. A referência [20] sugere a utilização de unidades instantâneas e de tempo inverso para temporização da atuação. Nem todos os relés disponibilizam tal funcionalidade, como é o caso dos relés SEL-300G. Para o caso do relé Siemens, são implementadas unidades com tempo definido.

3.11.1 Princípios de ajustes

A referência [20] diz que podem ser usadas unidades instantâneas, que geralmente tem seu pick-up ajustado entre 130% e 150% da tensão nominal, e temporizada que pode ser ajustada em aproximadamente 110% da tensão nominal. Quanto aos valores das temporizações, a referência [20] não deixa claro quais patamares a serem utilizados. No entanto, apresenta um exemplo de aplicação que utiliza duas opções de ajustes para a função 59G, como segue abaixo.

Dois relés (uma unidade instantânea e uma temporizada):

Unidade Tempo inverso (59TI): Pick-up=110%. Curva de tempo inversa tal que t=2,5s para 140% de sobretensão. Unidade instantânea (59I): 130% ≤ Pick-up ≤ 150%.

Dois relés de tempo definido:

Unidade 59TD1 (1º estágio): Pick-up = 110% 10s ≤ t ≤ 15s Unidade 59TD2 (2º estágio): Pick-up = 150%


96

2 ciclos ≤ t ≤ 5 ciclos.

De acordo com [26], as proteções de sobretensão dos geradores devem estar coordenadas com as proteções das linhas. Na Eletrosul, para proteção de linhas, são utilizados alguns ajustes típicos como segue:

59H:

Pick-up = 125% Tempo = 0,5s

59L:

Pick-up = 115% Tempo = 5s.

O fator limitante para se definir os ajustes de sobretensão é a suportabilidade do isolamento dos enrolamentos do estator do gerador, que deve ser fornecida pelo fabricante.

3.12 Proteção de sobrecorrente - 51V

De acordo com [20], os relés simples de sobrecorrente não podem ser adequadamente aplicados para proteção de geradores. Durante situações de emergência no sistema, a corrente no gerador tende a crescer e a tensão terminal tende a diminuir. Nestas condições, o relé de sobrecorrente não deve atuar. Como, geralmente, tais relés são ajustados entre 1,5 e 2 vezes a corrente nominal, visando prevenir atuação durante emergência no sistema e utilizando temporização acima de 0,5s, o relé não deverá atuar durante faltas, já que após este tempo a corrente de falta do gerador está abaixo do nível de pick-up, limitada pela sua reatância síncrona.

Assim, o tipo de relé geralmente utilizado para proteção de geradores é conhecido como relé de sobrecorrente restrito por tensão (51V), cujo nível de pick-up diminui com a tensão.

A Figura 3-56 mostra a conexão típica de um relé 51V.

Figura 3-56 - Esquema básico de conexão 51V[20]


97

A característica de atuação do relé restrito por tensão varia de

acordo com a evolução da tensão terminal da máquina, como pode ser visualizada na Figura 3-57.

Figura 3-57 - Exemplo de uma característica de evolução do pick-up [8]

Cada fabricante utiliza uma metodologia diferenciada para

implementar esta característica. Além disso, o relé utiliza curvas de tempo inverso para determinar o tempo de atuação.

3.12.1 Aspectos de ajustes

O ajuste da função 51V, de acordo com [11], deve considerar dois aspectos básicos:

• Determinação do pick-up; • Escolha da curva de tempo inverso. Quanto ao nível de pick-up a referência recomenda, como ajuste,

80% do menor nível de corrente de falta para um curto-circuito trifásico no final da linha mais longa, que normalmente corresponde à uma corrente entre 125% e 175% da corrente nominal da máquina. Numa unidade 51V o pick-up diminui a medida que a tensão decresce, devido à uma falta., como pode ser visualizado na Figura 3-58, para um exemplo do relé Siemens.


98

Figura 3-58 - Evolução do pick-up com a tensão para o relé Siemens [19]

Já em relação à curva de tempo inversa, esta deve coordenar com a

curva de capabilidade térmica de curta duração, geralmente fornecida pelos fabricantes dos equipamentos. Tais curvas são apresentadas pelas normas ANSI C50.13-1989 e IEEE C37.91-2000 para gerador e transformador, respectivamente. A Figura 3-59 apresenta um exemplo de uma curva para um gerador e na Figura 3-60 tem-se um exemplo de uma curva de capabilidade térmica de curta duração para um transformador.

Figura 3-59 - Curva de capabilidade térmica para o gerador [11]


99

Figura 3-60 - Curva de capabilidade sob falta para transformadores [11]

Para o exemplo do relé Siemens, de acordo com [19], tem-se as

curvas de tempo inverso da Figura 3-61. Nesta ilustração, o parâmetro Ip corresponde ao valor de pick-up, que evolui com a tensão terminal, de acordo com a curva da Figura 3-58.

Figura 3-61 - Curvas de tempo inverso do relé Siemens


100

3.13 Proteção falha de disjuntor – 50BF

De acordo com a referência [20], a função falha de disjuntor pode detectar, quando aplicável, a ocorrência das seguintes condições:

• Proteção da máquina detecta uma condição anormal ou falta interna, envia trip e a falta não é extinta; • Flashover no disjuntor da máquina, quando o mesmo encontra-se aberto. A Figura 3-62 ilustra um esquema falha de disjuntor que

contempla as duas condições acima.

Figura 3-62 - Esquema 50BF [20]

A partida da unidade é realizada por intermédio de um trip da proteção do gerador com disjuntor fechado ou corrente circulando ou, ainda, pela condição de disjuntor aberto com ocorrência de flashover, sendo detectada por um detector de corrente no TC de neutro do transformador elevador.

A verificação da condição de disjuntor fechado deve levar em conta a situação de qualquer um dos pólos, ou seja, utiliza uma lógica OR. Já a condição de disjuntor aberto deve levar em conta que todos os pólos estejam abertos.

O detector de corrente no gerador deve ser sensível tanto à situação de falha em um dos pólos do disjuntor quanto da ocorrência de um flashover.

Apesar de não aparecer na Figura 3-62, outra funcionalidade que pode ser implementada na função falha de disjuntor é a inclusão de retrip quando da partida do timer.


101

O tempo de atuação da função falha de disjuntor para linhas de transmissão, na Eletrosul, é da ordem de 200ms à 250 ms, visto que visa coordenar apenas com o tempo de abertura dos disjuntores que, segundo [26], é da ordem de 3 ciclos ou menos. No caso de máquinas, a referência [7] recomenda o uso de delay da ordem de 150ms à 200ms.

Quanto ao pick-up do detector de corrente, alguns fabricantes de relés recomendam ajustes da ordem de 10% da menor corrente de operação, sem definir o que significa esse patamar. Entretanto, a referência [11] recomenda que o o ajuste do elemento 50BF seja sensível a condição de flashover. Já o detector de flashover (50G) deve ter seu ajuste não superior à 50% da menor corrente para esta condição de defeito.

3.14 Proteção contra energização inadvertida (50/27)

De acordo com [20], a energização inadvertida de geradores fora de serviço ocorre com freqüência suficiente para justificar a implementação de um esquema dedicado à proteger a máquina nesta condição.

A energização inadvertida pode ser provocada por: • Erros de operação; • Flashover no disjuntor da máquina; • Funcionamento inadequado do sistema de controle da máquina; • Combinação destes fatores. De acordo com [28], durante uma condição de energização

inadvertida de um gerador por um sistema forte, a corrente na máquina pode atingir níveis da ordem de 3 à 4 vezes a corrente nominal, com tensão terminal numa faixa entre 50 e 70% da nomimal. Já conectado à um sistema fraco, a corrente pode chegar até 2 vezes à corrente nominal para uma tensão terminal da ordem de 20 à 40% da nominal.

Existe, ainda, a possibilidade de energização inadvertida pelo serviço auxiliar, cujos níveis de corrente ficam entre 10 e 20% do valor nominal. No entanto, neste caso, não é comum danos extensivos à máquina, sendo atingido com maior gravidade o transformador do serviço auxiliar.

Os danos provocados pela energização inadvertida sustentada podem ser extremamente severos, levando à sinistro em questão de segundos. Mesmo após a atuação da proteção, elementos como enrolamentos amortecedores, cunhas, mancais e anéis de retenção devem ser avaliados para verificar a existência e a extensão dos danos.

De acordo com [20], algumas funções de proteção podem, em alguns casos, detectar a energização inadvertida, sendo estas:


102

• Perda de excitação – 40G; • Potência reversa – 32G; • Proteções de backup (51V e 21G ); • Sequência negativa – 46G

Entretanto, o mais comum é a utilização de funções dedicadas para este propósito. A unidade mais utilizada é um relé de sobrecorrente supervisionado por tensão, como pode ser visualizado na Figura 3-63.

Figura 3-63 - Exemplo de um esquema de proteção contra energização

inadvertida [9] Esta unidade só estará em serviço, enquanto a máquina estiver

fora do sistema, condição esta sendo detectada pelo relé 27. O tempo para armar a unidade, quando da atuação do relé 27, é controlado pelo temporizador com atraso no pick-up e deverá ser maior que o tempo para atuação da proteção e eliminação de uma falta no gerador. Segundo [20], este tempo, tipicamente é da ordem de 1,5s. Já o tempo para desarmar a unidade, quando do retorno do gerador à operação e desativação da unidade 27, é controlado pelo temporizador com atraso no drop-out e valores típicos são da ordem de 15 ciclos.


103

O ajuste de pick-up do elemento 27, recomendado pela referência [20], é da ordem de 50% da tensão nominal e dado por:

nomV5,0pkV ⋅≤ 3-107 Para o ajuste do elemento de sobrecorrente (50), segundo as

referências [20] e [28], dois aspectos podem ser levados em consideração: • Energização inadvertida trifásica por fechamento indevido do disjuntor; • Flashover ou energização inadvertida monopolar; Os níveis de corrente envolvidos serão menores para o segundo

caso. Desta forma, a referência [20] sugere que o ajuste de pick-up do elemento de sobrecorrente seja menor que 125% da corrente nominal da máquina. Assim, tem-se:

nomI25,1pkI ⋅≤ 3-108

3.15 Relés de Bloqueio – 86

Os relés de bloqueio são dispositivos dedicados à, efetivamente, retirar a máquina de operação ou levá-la à uma condição segura, mediante ordem de comando proveniente dos relés de proteção. Cada relé de bloqueio tem sua particularidade e visa atuar em diferentes elementos do processo de geração.

Cada unidade de proteção, estudada neste documento, age sobre um relé de bloqueio adequado ao tipo de ação que se deseja tomar sobre a máquina. Outras unidades nem sequer geram trip imediato, mas informam a operação no sentido de tomar ações no sentido de normalizar a condição.

De acordo com [26], diversos fatores contribuem para a decisão do tipo de trip escolhido, dentre os quais, pode-se citar:

• Segurança pessoal; • Tipo de máquina motriz; • Impacto da variação súbita de potência no sistema ou na

máquina motriz; • Experiência operacional; • Gerenciamento dos serviços auxiliares da usina, durante a

parada da máquina; • Localização da usina. Ainda de acordo com [26], algumas filosofias de trip em geradores

seguem determinados critérios, dentre os quais tem-se:


104

• Sempre que um determinado tipo de defeito permitir, deve-se evitar a retirada da máquina de operação, disponibilizando um alarme para a operação programar o desligamento da unidade geradora.

• Caso o tipo de defeito permita, deve-se evitar a abertura do disjuntor de campo, optando por utilizar recursos disponíveis em sistemas de excitação estáticos de desexcitação gradual do circuito de campo.

• Na medida em que o tipo de defeito permitir, deve-se evitar a parada total do gerador e turbina, haja vista à ocorrência de possíveis danos durante o procedimento de parada, principalmente nos mancais.

• De acordo com a possibilidade, deve-se evitar trips que requeiram parada de emergência hidráulica. Tal procedimento requer um tempo maior para retomada da operação da máquina.

• Na medida do possível, deve-se evitar rejeições bruscas de carga nas máquinas e turbinas, optando por descarregar a máquina gradativamente, evitando sobrevelocidade, sobrepressão no conduto forçado, golpe de aríete, entre outros.

3.15.1 Tipos de Relés de Bloqueio

Na referência [26] são apresentados alguns relés de bloqueio aplicados à hidrogeradores, que são descritos a seguir.

3.15.1.1 Relé de Bloqueio 86H

Função: Parada total por emergência hidráulica. Ações: • Descarregamento brusco da unidade; • Fechamento da tomada d’água; • Abertura do disjuntor principal; • Abertura do disjuntor de campo; Alguns dispositivos atuantes: • Relé de sobrevelocidade – 13G; • Parada de emergência; • Dispositivo para detecção de baixa pressão no tanque ar-óleo do regulador de velocidade;


105

• Fechamento indevido das válvulas da tomada d’água.

3.15.1.2 Relé de Bloqueio 86M

Função: Parada total por emergência mecânica

Ações: • Descarregamento lento da unidade por atuação do RV; • Abertura do disjuntor principal; • Abertura do disjuntor de campo; • Aplicação de freios no gerador; • Fechamento do distribuidor. Alguns dispositivos atuantes: • Relés de temperatura do metal e óleo dos mancais de guia e escora; • Relé de sequência incompleta de partida da unidade; • Relé de supervisão de parada parcial da unidade; • Dispositivos de sobrevelocidade da turbina e/ou gerador; • Relé de sobrevelocidade com regulador em manual.

3.15.1.3 Relé de bloqueio 86E

Função: Parada total por emergência elétrica.

Ações: • Descarregamento brusco da unidade; • Abertura do disjuntor principal; • Abertura do disjuntor de campo; • Fechamento do distribuidor; • Aplicação de freios no gerador; • Bloqueio de fechamento do disjuntor principal. Alguns dispositivos atuantes: • Relé de bloqueio do sistema de excitação – 86ET; • Relé de bloqueio do gerador – 86G; • Relé de bloqueio por falha de disjuntor – 86BF; • Relé de bloqueio do transformador elevador – 86T.

3.15.1.4 Relé de bloqueio 86PS

Função: Parada parcial sem rejeição de carga.


106

Ações: • Descarregamento lento da unidade; • Abertura do disjuntor principal; • Abertura do disjuntor de campo; Alguns dispositivos atuantes: • Relés térmicos de 2º estágio do transformador elevador, quando aplicável; • Relés térmicos de 2º estágio do estator do gerador, quando aplicável; • Proteção intrínseca do transformador elevador; • Relé de sequência negativa – 46G; • Relé de perda de potencial – 60G; • Abertura indevida ou falha do sistema de excitação.

3.15.1.5 Relé de bloqueio 86PR

Função:

Parada parcial com rejeição de carga. Ações: • Descarregamento brusco da unidade; • Abertura do disjuntor principal; • Desexcitação da unidade; • Abertura do disjuntor de campo; • Fechamento das palhetas do distribuidor até a posição speed-no-load; Alguns dispositivos atuantes: • Atuação da unidade de distância – 21G; • Atuação da unidade perda de excitação – 40G; • Proteção de sobreexcitação através do sistema de excitação; • Atuação da unidade de sobrefluxo – 24G; • Relé de perda de potencial – 60G;

3.15.1.6 Relé de bloqueio 86G

Função: Bloqueio do gerador.

Ações: • Descarregamento da unidade; • Abertura do disjuntor principal;


107

• Abertura do disjuntor de campo. Alguns dispositivos atuantes: • Atuação da unidade de sobretensão – 59G; • Atuação da unidade terra no estator – 64S; • Atuação da unidade sobrecorrente no campo – 51E; • Atuação da unidade de sobrefluxo – 24G; • Atuação da unidade diferencial – 87G;

3.15.1.7 Demais bloqueios

86BFU: Bloqueio por falha de disjuntor da unidade geradora; 86T: Bloqueio do transformador elevador: 86L: Bloqueio da linha dedicada; 86ET: Bloqueio do sistema de excitação.

Caso UHE Passo São João

108

4 CASO UHE PASSO SÃO JOÃO Na Tabela 4-1 são apresentadas as funções de proteção elétrica

que serão implementadas na UHE Passo São João (UHPJ), de acordo com o projeto básico. Neste capítulo, serão avaliados e sugeridos alguns ajustes básicos gerais para estas funções.

A análise será desenvolvida independente do tipo e fabricante dos relés que serão utilizados, porém, na medida do possível serão ilustradas as análises dos ajustes considerando alguns modelos de relés comumente utilizados em grupos geradores de usinas hidrelétricas.

Código ANSI Função Dispositivos protegidos

87G Diferencial do Gerador Estator para curtos fase-fase no Gerador

87U Diferencial do Grupo Gerador - Transformador

Estator para curto fase-fase entre gerador e transformador

49G Proteção sobrecarga no estator

Enrolamentos e núcleo do estator

49R Proteção sobrecarga no rotor Enrolamento e núcleo do rotor

60G Perda de Potencial Toda a usina

40G Perda de campo Estruturas mecânicas e elétricas da máquina

46G Sequência negativa Enrolamento, núcleo e corpo do rotor

59G Sobretensão Sistema e isolamento do estator

64S1 Estator à terra 90-95% Estator contra curtos fase-terra no gerador

64S2 Estator à terra 100% Estator contra curtos fase-terra no gerador

64R Terra no rotor Rotor, núcleo e eixo, bem como estator

21G Proteção de distância – backup

Estator

51V Sobrecorrente com tensão restrita

Energização inadvertida e backup

86 Relés de bloqueios Distribuição de trips Tabela 4-1 – Algumas funções implementadas na UHE Passo São João

CASO UHE Passo São João

109

Além destas, há outras funções de proteção incorporadas ao vários sistemas que compõe a usina, tais como os sistemas de regulação de tensão e velocidade, que não são abordadas neste trabalho, uma vez que o objetivo aqui é estudar a proteção elétrica de unidades geradoras. Pelo mesmo motivo, as proteções da subestação dedicada também não são tratadas neste trabalho. O primeiro passo neste estudo de caso é estimar os níveis de curto-circuito da usina, bem como modelá-la em função de suas características.

4.1 Análise de Curto-Circuito

4.1.1 Introdução

Inicialmente serão determinados os níveis de curto-circuito associados à instalação, buscando fornecer dados para a análise dos parâmetros de ajustes das funções de proteção. A análise de curto-circuito compreende a modelagem dos circuitos de sequência e simulação utilizando ferramenta computacional adequada. Neste caso será utilizado o aplicativo ANAFAS 2. Esta simulação pode ser realizada de duas maneiras:

• Utilizando um equivalente do sistema e modelando a integração da usina à este equivalente; • Utilizando a base de dados de todo o sistema, fornecido pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), e integrando a usina à esta base. A Usina Hidrelétrica Passo São João (UHPJ) é interligada ao

sistema elétrico através de uma linha de transmissão em circuito duplo com 32km de extensão, com conexão em 69kV na SE Missões, como pode ser visualizado na Figura 4-1. Observa-se, também, a numeração das barras de acordo com arquivo de base de dados de curto-circuito para o ANAFAS.

As barras 5831 (SE Missões) e 4719 (SEUHPJ) já fazem parte da base de dados do sistema para o horizonte 2009, que era a previsão inicial para entrada da usina em operação. Para completar o modelo de simulação é necessário determinar a modelagem dos geradores, transformadores e das linhas de transmissão entre a subestação da usina (SEUHPJ) e a subestação Missões.

2 Programa para Análise de Faltas Simultâneas (ANAFAS) – www.anafas.cepel.br


110

Figura 4-1 – Diagrama Unifilar da interligação da UHPJ usando a

numeração de barras para o ANAFAS

4.1.2 Dados das Máquinas Síncronas

Para UHPJ, o gerador é de pólos salientes em eixo vertical com potência nominal de 44,1 MVA, tensão nominal de 13,8kV e fator de potência nominal 0,9. Os dados das máquinas para cálculo de curto-circuito, na base de 100MVA e 13,8 kV são mostrados na Tabela 4-2.

Parâmetro Valor Unidade Reatância síncrona de eixo direto - dX 2,4263 pu

Reatância síncrona de eixo em quadratura - qX 1,6100 pu

Reatância transiente de eixo direto - 'dX 0,7937 pu

Reatância subtransiente de eixo direto - ''dX 0,6009 pu

Reatância subtransiente de eixo em quadratura - ''qX

0,6803 pu

Reatância de sequência negativa - 2X 0,6417 pu

Reatância de sequência zero - 0X 0,4082 pu

Perdas ôhmicas na armadura à 15ºC - aR 0,0083 pu

Perdas ôhmicas no campo à 15ºC - fdR 0,0787 pu

Capacitância das fases do enrolamento do estator - estC

2,13 µF

Tabela 4-2 – Dados das máquinas nas bases do sistema


111

4.1.3 Resistência de aterramento

Em UHPJ, para limitar os níveis de curto fase-terra nas máquinas, utiliza-se aterramento de alta impedância, implementado com um transformador de distribuição (ou aterramento) associado à uma resistência no seu secundário, conforme esquema da Figura 4-2.

O arranjo do transformador com uma resistência conectado ao secundário equivale à uma resistência pR conectada ao neutro do gerador.

A limitação da corrente de falta é necessária para evitar danos severos aos enrolamentos do gerador, evitando a inutilização do mesmo por meio de sinistro. Valores típicos para esta corrente são da ordem de 10A.

Figura 4-2 – Esquema simplificado do circuito de aterramento do gerador

Utilizando-se a expressão 2-27 e considerando Ω= 2,0sR e

um transformador de aterramento de 13,8kV/220V, pode-se calcular esta resistência vista pelo enrolamento primário:

Ω= 94,786pR 4-1 Na base por unidade do sistema tem-se:

pu22,413pR = 4-2


112

4.1.4 Dados dos Transformadores

Os transformadores trifásicos utilizados nos grupos geradores da UHPJ têm potência nominal de 44,1 MVA, tensões nominais 13,8kV/69kV e são conectados em ∆-Y aterrado. Os parâmetros para modelagem destes equipamentos são apresentados na Tabela 4-3, em pu na base do sistema (100MVA):

Parâmetro Valor Unidade Reatância de sequência zero - 0X 0,2718 pu Reatância de sequência positiva - 1X 0,2718 pu Reatância de sequência negativa - 2X 0,2718 pu Resistência ôhmica (perdas) 0,0925 pu

Tabela 4-3 - Dados dos transformadores elevadores em pu na base do sistema

4.1.5 Dados das LTs Curtas

A Usina Passo São João é interligada à SE Missões através de uma linha de transmissão, em circuito duplo, de 69kV com extensão de 32 km. Na Tabela 4-4 são apresentados os valores das impedância de sequência por circuito, na base do sistema. Parâmetros Descrição Valores

1Z Impedância de sequência positiva por circuito

0,0974 + j0,308 pu

2Z Impedância de sequência negativa por circuito 0,0974 + j0,308 pu

0Z Impedância de sequência zero por circuito 0,299 + j0,949 pu Tabela 4-4 - Dados das LTs em pu na base do sistema

4.1.6 Resultados da análise de curto-circuito

A Figura 4-3 e a Tabela 4-5 apresentam os casos de curto-circuito que serão estudados.


113

Caso 1ACaso 1BCaso 1C

Caso 2ACaso 2B

Caso 3ACaso 3B

G1

G2

T1

T2

SE UHPJ SE Missões

58314719

4782

4783

4780

4781

Figura 4-3 – Ilustração dos casos de curto-circuito a serem estudados

Casos Tipos de falta Descrição 1A Fase-Terra Defeito nos terminais da máquina 1 1B Trifásico Defeito nos terminais da máquina 1 1C Bifásico Defeito nos terminais da máquina 1 2A Fase-Terra Defeito próximo à barra da SE UHPJ 2B Trifásico Defeito próximo à barra da SE UHPJ 3A Fase-Terra Defeito próximo à barra de SE Missões 3B Trifásico Defeito próximo à barra de SE Missões

Tabela 4-5 – Resumo das faltas a serem analisadas Estes casos fornecerão os valores de curto-circuito a serem utilizados para o ajuste de todas as funções de proteção das máquinas e subestações e para a avaliação do estado de saturação dos TCs. No entanto, para avaliar os TCs é necessário conhecer também o nível de curto-circuito assimétrico, que será calculado utilzando as expressões 2-22, 2-24 e 2-25.

Os resultados, tanto para o curto-circuito simétrico como para o curto-circuito assimétrico, são apresentados na Tabela 4-6, na Tabela 4-7 e na Tabela 4-8.


114

Fase A Fase B Fase C

Disp Caso I simétrica

I assimétrica

I simétrica

I assimétrica

I simétrica

I assimétrica

1A 6A 6A 2A 2,21A 2A 2,42A 1B 5,27kA 9,03kA 5,27kA 9,03kA 5,27kA 9,03kA G1 1C 4,57kA 5,23kA 4,57kA 5,65kA 0 0 1A 1A 1A 1A 1,11A 1A 1,20A 1B 2,13kA 3,07kA 2,13kA 3,07kA 2,13kA 3,07kA G2 1C 1,84kA 1,96kA 1,84kA 2,39kA 0 0 1A – BT

4A 4A 2A 2,21A 2A 2,42A

1A – AT

0,84A 0,84A 0 0 0,84A 1,02A

1B – BT

6,73kA 9,6kA 6,73kA 9,6kA 6,73kA 9,6kA

1B – AT

1,35kA 1,42kA 1,35kA 1,42kA 1,35kA 1,42kA

1C – BT

4,57kA 5,23kA 4,57kA 5,65kA 0 0

T1

1C – AT

1,35kA 1,42kA 673,6A 884,7A 673,6A 673,6A

1A – BT

1A 1A 1A 1,11A 1A 1,20A

1A – AT

0 0 0 0 0 0

1B – BT

2,13kA 3,07kA 2,13kA 3,07kA 2,13kA 3,07kA

1B – AT

425,07A 451,7A 425,07A 451,7A 425,07A 451,7A

1C – BT

1,84kA 1,96kA 1,84kA 2,39kA 0 0

T2

1C – AT

438,8A 466,26A 212,53A 275,65A 212,53A 212,53A

1A 0 0 0 0 0 0 1B 461A 486A 461A 486A 461A 486A LTs 1C 461A 485,97A 230A 304,02A 230A 230A

Tabela 4-6 - Tabela de nível de curto utilizando ANAFAS - Curto nos terminais da máquina


115

Fase A Fase B Fase C

Disp Caso I simétrica

I assimétrica

I simétrica

I assimétrica

I simétrica

I assimétrica

2A 2,78kA 4,23kA 2,78kA 2,83kA 0 0 G1 2B 3,91kA 4,75kA 3,91kA 4,75kA 3,91kA 4,75kA 2A 2,78kA 4,23kA 2,78kA 2,83kA 0 0 G2 2B 3,91kA 4,75kA 3,91kA 4,75kA 3,91kA 4,75kA

2A – BT

2,78kA 4,23kA 2,78kA 2,83kA 0 0

2A – AT

1,17kA 1,77kA 210A 215A 210A 210A

2B – BT

3,91kA 4,75kA 3,91kA 4,75kA 3,91kA 4,75kA T1

2B – AT

782A 1,23kA 782A 1,23kA 782A 1,23kA

2A – BT

2,78kA 4,23kA 2,78kA 2,83kA 0 0

2A – AT

1,17kA 1,77kA 210A 215A 210A 210A

2B – BT

3,91kA 4,75kA 3,91kA 4,75kA 3,91kA 4,75kA T2

2B – AT

782A 1,23kA 782A 1,23kA 782A 1,23kA

2A 834A 1,25kA 210A 215A 210A 210A LTs

2B 847A 1,3kA 847A 1,3kA 847A 1,3kA Tabela 4-7 - Tabela de nível de curto utilizando ANAFAS - Curto

próximo à barra da SE dedicada


116

Fase A Fase B Fase C Disp Caso I

simétrica I

assimétrica I

simétrica I

assimétrica I

simétrica I

assimétrica 3A 2,34kA 3,53kA 2,34kA 2,38kA 0 0 G1 3B 3,01kA 3,78kA 3,01kA 3,78kA 3,01kA 3,78kA 3A 2,34kA 3,53kA 2,34kA 2,38kA 0 0 G2 3B 3,01kA 3,78kA 3,01kA 3,78kA 3,01kA 3,78kA

3A – BT

2,34kA 3,53kA 2,34kA 2,38kA 0 0

3A – AT

606,64A 898,9A 204,16A 206,26A 204,16A 204,4A

3B – BT

3,01kA 3,78kA 3,01kA 3,78kA 3,01kA 3,78kA T1

3B – AT

602,45A 908,04A 602,45A 908,04A 602,45A 908,04A

3A – BT

2,34kA 3,53kA 2,34kA 2,38kA 0 0

3A – AT

606,64A 898,9A 204,16A 206,26A 204,16A 204,4A

3B – BT

3,01kA 3,78kA 3,01kA 3,78kA 3,01kA 3,78kA T2

3B – AT

602,45A 908,04A 602,45A 908,04A 602,45A 908,04A

3A 606,64A 898,9A 204,16A 206,26A 204,16A 204,4A LTs 3B 602,45A 908,04A 602,45A 908,04A 602,45A 908,04A

Tabela 4-8 - Tabela de nível de curto utilizando ANAFAS - Curto próximo à barra da SE Missões

O único cuidado a ser tomado na utilização do ANAFAS é

referente a defeitos à terra nos terminais da máquina, já que não é possível modelar a resistência de terra com valores elevados, devido à limitação de casas decimais imposta pelo aplicativo. Foi utilizado o artifício de aplicar uma falta com impedâncias, onde é possível colocar o valor da resistência de aterramento em ohms.


117

4.2 Avaliação dos TCs

G1

2000/5-5A

10B200

10B200

0,3C100

0,3C100

200

0/5

-5-5

A6

00-1

20

0/5

-5-5

-5A

10B200

10B200

0,6C50

0,6C50

500-1000/5A

10B200T1

Figura 4-4 - Unifilar simplificado com detalhe das relações dos TCs


118

A Figura 4-4 mostra a topologia utilizada e a localização e

características dos TCs utilizados. O objetivo aqui é apenas avaliar a adequação dos TCs ao projeto e seu impacto no desempenho das proteções, ou seja, de modo que não haja saturação.

Inicialmente, será verificado se os TCs estão dentro do limite de saturação, utilizando os valores de curto-circuito assimétricos obtidos no item 4.1.6. Na sequência serão apresentadas algumas simulações com o ATP e avaliados os TCs de acordo com os valores obtidos.

4.2.1 Avaliação dos TCs utilizando o fator de assimetria

Serão feitas algumas considerações em relação ao projeto para a UHE Passo São João. Assume-se, que:

• Os relés utilizados são de tecnologia digital; • A fiaçãode cobre utilizada no secundário dos TCs é de 4

mm2, com comprimento estimado de 100 m. Para calcular o carregamento dos TCs, considera-se que o

consumo de relés digitais é muito baixo em relação a outras tecnologias de relés (estáticos e eletromecânicos), podendo variar entre 0,2 e 0,3VA, de acordo com [18] e [19]. Adota-se, portanto, carregamento de 0,3VA para corrente nominal de 5A. Assim, tem-se a impedância de carga na Figura 4-5 dada por:

Ω== 012,025

3,0LZ

Além dos relés digitais, a fiação também representa uma carga no secundário dos TCs. Considerando que a fiação tem bitola 4 mm2, cuja impedância é dada por:

km/)13,0j5,5(fZ Ω+= Para o comprimento de 100m, tem-se:

Ω∠=∠⋅= º35,11,1º35,155,02cZ Considerando a reatância interna do TC muito pequena e,

portanto, desprezível, obtém-se o circuito equivalente para representar o carregamento dos TCs.


119

Zc

ZL

+

-vs

Is

Figura 4-5 - Circuito equivalente do secundário do TC

Os TCs propostos para o circuito de proteção são todos do tipo C50-10B200, com carregamento máximo de 50VA, tensão secundária máxima de 200V, erro de 10% e fator de sobrecorrente 20. Para avaliar a adequação dos TCs, quanto à saturação, deve-se determinar o nível de tensão no secundário do TC para a máxima corrente de curto-circuito. Para tal, de acordo com [12], utiliza-se a expressão:

73,0sI)LZcZ(5,3sV ⋅+⋅= 4-3

onde:

sV : Tensão no secundário do TC

sI : Corrente assimétrica no secundário do TC

cZ : Impedância da fiação

LZ : Impedância de carga dos relés

Pode-se, assim, resumir as condições dos TCs na Tabela 4-9, onde observa-se que nenhum TC superou o limite de 200V no secundário e todos estão com boa folga, indicando bom comportamento com relação à saturação.

Tipo Local. RTC Icc

assim. eficaz

Vs Vsmax Condição

C50-10B200

Terra do Gerador

2000/5 9,03kA 37,87V 200V OK

C50-10B200

Gerador-Transformador

2000/5 9,6 kA 39,60V 200V OK

C50-10B200

Transformador – 69kV

600/5 1,77kA 27,76V 200V OK

C50-10B200


1200/5 1,77kA 16,74V 200V OK

C50-10B200

Neutro do transformador

500/5 1,77kA 31,71V 200V OK

C50-10B200


1000/5 1,77kA 19,12V 200V OK

Tabela 4-9 - Avaliação dos TCs


120

4.2.2 Resultados das simulações com o ATP-EMTP

O aplicativo ATP-EMTP 3 permite estudar o comportamento de um sistema sujeito a perturbações eletromagnéticas. Sua aplicação no comissionamento e manutenção de dispositivos de proteção está voltada à geração de arquivos de falta, que podem ser diretamente aplicados em testes de relés utilizando fontes de tensão e corrente desenvolvidas para este fim, chamadas de malas de teste ou simuladores. Além disso, tem aplicação nos estudos de transitórios eletromagnéticos.

Neste trabalho, as simulações com o ATP-EMTP serão utilizadas para avaliação da condição de saturação dos TCs, quanto à tensão no enrolamento secundário para as correntes de curto-circuito obtidas. A modelagem do gerador utilizará fonte convencional atrás de uma reatância. Na Figura 4-6 pode-se observar os valores das impedâncias de sequência zero e positiva para o período subtransitório em ohms deste modelo.O transformador elevador será modelado desprezando a saturação do núcleo, utilizando os valores das impedâncias primária e secundárias, em ohms. No Anexo 7.3 é apresentado o circuito utilizado na simulação.

Figura 4-6 - Parâmetros de impedâncias para o gerador

3 Alternative Transients Program – www.emtp.org


121

Para calcular a tensão secundária do TC, a partir dos resultados do ATP, será utilizada a expressão:

RTCmaxpI

)LZcZ(sV ⋅+= 4-4

Onde:

sV : Tensão no secundário do TC

maxpI : Máxima corrente obtida pela simulação

cZ : Impedância da fiação

LZ : Impedância de carga dos relés

RTC : Relação de transformação do TC Os resultados são apresentados na Tabela 4-10. Nas tabelas

Tabela 4-9 e 4-10 algumas diferenças são observadas, mas a condição de saturação é evitada com boa folga. Cabe salientar que os valores da Tabela 4-9 foram obtidos considerando o fator de assimetria, que é uma estimativa definida para um instante arbitrado, no caso ¼ de ciclo. Já o cálculo utilizando correntes obtidas da simulação, apesar de realizado considerando modelos ideais, aplica a Lei de Ohm, diretamente, apresentando uma melhor exatidão.

Tipo Local. RTC maxpI Vs Vsmax Condição

C50-10B200

Terra do Gerador

2000/5 15,84 kA 44,04V 200V OK

C50-10B200

Gerador-Transformador

2000/5 15,67 kA 43,56V 200V OK

C50-10B200


600/5 3,06kA 28,36V 200V OK

C50-10B200


1200/5 3,06kA 14,18V 200V OK

C50-10B200


500/5 3,68kA 40,92V 200V OK

C50-10B200


1000/5 3,68kA 20,46V 200V OK

Tabela 4-10 -Avaliação dos TCs obtida por simulação Com os TCs avaliados pode-se, portanto, definir os ajustes para as unidades de proteção. Algumas funções utilizam os valores de curto-circuito obtidos pelas simulações, outras unidades utilizam parâmetros dos equipamentos, curvas de capabilidade, entre outros. Isto mostra a complexidade da proteção de grupos geradores e a diversidade de grandezas que devem ser tratadas.


122

4.3 Unidade 87G

O esquema da unidade 87G, para UHPJ, pode ser visualizado na

Figura 4-7, onde observa-se a utilização de dois TCs com 52000RTC = .

Sabendo que, para o gerador de UHPJ, a potência nominal é: MVA1,44NS = 4-5

Assim, para uma tensão terminal da máquina nominal de 13,8kV, tem-se:

kA 845,1kV8,133

M1,44

LLV3NS

NI =⋅

=⋅

= 4-6

A partir destes valores, e sabendo que o erro máximo de cada TC é de 10%, pode-se definir os ajustes da unidade 87G.

87G

2000/5A

2000/5A

Figura 4-7 - Diferencial 87G UHPJ


123

4.3.1 Escolha dos TAPs O Tap de um relé digital é calculado de acordo com a metodologia

aplicada pelo fabricante do relé em questão. Para exemplificar, será usada a metodologia aplicada ao relé modelo SEL-300G, que é dado pela equação 3-4. Visto que, o relé utiliza dois canais de corrente, conforme pode ser visto na Figura 4-7, deve-se definir um valor de TAP para cada canal. Neste caso, pelo fato dos TCs terem a mesma relação de transformação, os TAPs obtidos são iguais e dados por:

A61,43105

20008,133

1,442TAP1TAP =⋅

⋅⋅== 4-7

4.3.2 Ajuste de Pick-up A região de pick-up deve evitar atuação indevida mesmo no pior

caso de erros nos TCs sob condição nominal de carregamento da máquina. A pior condição ocorre quando o erro é a soma dos erros nos dois TCs. Desta forma, tem-se que o erro total é dado pela expressão 3-5. Aplicando para TCs com %10IE = , tem-se:

%20%102TE =⋅= 4-8 Utilizando os valores obtidos em 4-6 e 4-7 nas expressões 3-6 e

3-7 para uma 52000RTC = , tem-se:

A 92,0secpkI = 4-9 Para o relé SEL-300G, utilizando a expressão 3-8, tem-se o ajuste

de pick-up dado por:

22,0relepkI217,061,4

52,0relepkI =→=

⋅≥ 4-10

4.3.3 Ajuste de corrente diferencial não-restrita

O menor nível de curto interno simétrico entre fases ocorre, segundo a Tabela 4-6, para uma falta bifásica interna e é dado por:

kA 57,42ccI =Φ

4-11 Para ajuste da unidade, utiliza-se as expressões 3-9 e 3-10.

Portanto, tem-se: kA66,3k57,48,0primmaxI =⋅= 4-12


124

Para o enrolamento secundário dos TCs, tem-se:

A15,95

2000k66,3

RTC

primmaxI

secmaxI ===

Usando o exemplo do relé SEL-300G, usando a expressão 3-11, tem-se:

98,161,4

15,9

maxTAPsecmaxI

relemaxI ==≤ 4-13

4.3.4 Determinação do SLOPE No caso da proteção diferencial de geradores, apenas um

segmento de reta, consequentemente uma inclinação (SLOPE) é normalmente utlilizada. Devido à semelhança, do arranjo deste caso de estudo, com o arranjo da Figura 3-5, o ajuste de SLOPE pode ser dado pela expressão 3-14, com 1,0IE = :

%202,0SLOPE =≥ 4-14

4.3.5 Curva característica 87G

A curva da Figura 4-8 representa a característica de operação da unidade 87G.

0,22IR IN

Iop IN

20

1

2

10

20%

1,1

ZONA DE ATUAÇÃO IRRESTRITA

ZONA DEATUAÇÃORESTRITA

Figura 4-8 - Curva característica 87G


125

4.4 Unidade 87U

4.4.1 Ajuste das matrizes de compensação

A conexão do transformador elevador na UHPJ é Ynd1. Portanto, pode-se escolher as matrizes de compensação, de acordo com a Tabela 7-1, como pode ser visualizado na Figura 4-9. A matriz M(1) é utilizada para compensar a defasagem angular entre os dois lados do transformador. Já a matriz M(12) serve para filtrar as componentes de sequência zero em curtos externos à terra no lado de alta do transformador.

I2I1

IHIX

IX IH

I1 I2CC

Figura 4-9 - Matrizes de compensação

4.4.2 Escolha dos TAPs

A Figura 3-9 mostra a conexão do 87U da UHPJ, onde há 2

transformadores de corrente com relações diferentes ( 5600 e 5

2000 ) em

tensões diferentes. Assim, deve-se calcular a corrente nominal para os lados de 13,8kV e 69kV, e consequentemente, um TAP para cada lado.

• Lado ∆ - 13,8kV – RTC=2000/5: É o mesmo TAP calculado para o 87G e dado pela expressão 4-7. • Lado Y - 69kV – RTC=600/5:

kV69LLV

MVA1,44NS

=

= 4-15


126

O TAP é dado por:

A08,35

600369310

5600693

1,442TAP ==⋅

⋅⋅= 4-16

4.4.3 Ajuste de pick-up Na Figura 3-9, pode-se observar que os transformadores de

serviço auxiliar e excitação estão conectados na malha diferencial, mas não contribuem com medidas para o relé. Portanto, serão tratados como um erro.

Considerando a condição nominal, destes circuitos, dada pelos valores da Tabela 4-11.

Circuito Potência Nominal - NS Tensão fase-fase - LLV

TSA1 – serviço auxiliar 500 kVA 13,8 kV TEX1 – circuito de excitação 1000 kVA 13,8 kV

Tabela 4-11 - Dados dos circuitos auxiliares Tem-se uma carga total para o circuito diferencial de 1500 kVA

que, usando a expressão 3-17, resulta em: %40,3auxE = 4-17

Como o pick-up é definido para a pior condição de erro possível, conforme equação 3-18, tem-se o erro total dado por:

%4,234,3102TE =+⋅= 4-18 Pode-se calcular o ajuste de pick-up utilizando a expressão 3-8.

Como o menor TAP utilizado é dado por 4-16, tem-se: 39,0relepkI3804,0relepkI =→≥ 4-19

4.4.4 Ajuste de corrente não restrita

Para determinação do ajuste não restrito, deve-se considerar o menor nível de curto, bifásico ou trifásico, para faltas internas. Como há níveis de curto diferenciados para cada lado do transformador, calcula-se os níveis de curto para ambos os lados (BT e AT ), comparando-os em valores secundários e de acordo com o TAP, para a escolha do menor valor.

• Lado de BT: Neste caso, tem-se o mesmo resultado obtido para o 87G, dado por 4-13.


127

• Lado de AT: Neste caso, da Tabela 4-7, tem-se que o menor valor de curto é

782A, que corresponde a um defeito trifásico interno ao trecho entre o TC e o enrolamento de AT do transformador.

Desta forma, tem-se

69,108,3120

7828,0

maxTAPsecmaxI

relemaxI =

⋅

=≤ 4-20

A partir dos valores obtidos em 4-13 e 4-20, pode-se escolher o menor deles, que neste caso corresponde ao patamar dado pela expressão 4-20.

4.4.5 Determinação do SLOPE

O Slope deve ser dimensionado para restringir faltas passantes, considerando o pior caso de erros nos transformadores de instrumentos, associado ao consumo do serviço auxiliar. Para o caso de UHPJ, tem-se a mesma topologia da Figura 3-10 e o SLOPE é obtido pela expressão 3-19, considerando:

1,0IE = e 034,0auxE = 4-21 Desta forma, tem-se:

%5,23234,0SLOPE =≥ 4-22

4.4.6 Característica da falta

A curva da Figura 4-10 mostra a operação da unidade 87U. Esta curva difere de outras proteções envolvendo transformadores, que costumam apresentar um segundo slope, prevendo a restrição de harmônicos para tratamento do inrush.

0,39

IR IN

Iop IN

20

1

2

7,19

23,5%

1,73

ZONA DE ATUAÇÃO IRRESTRITA

1,69ZONA DEATUAÇÃORESTRITA

Figura 4-10 - Característica de operação 87U


128

4.5 Unidade terra no estator - 64S

4.5.1 Estimação das capacitâncias intrínsecas

Conforme discutido no capítulo 3.4.1, a função terra no estator detecta faltas à terra no estator do gerador e sofre influência das capacitâncias intrínsecas do circuito. Para UHPJ, os valores das capacitâncias são dados abaixo.

• Capacitância à terra do estator da máquina ( eC ): 2,13µF;

• Capacitância à terra do transformador elevador ( trC ) : 10380pF;

• Capacitância à terra do barramento blindado ( bC ): desconhecido, mas tipicamente desprezível ;

• Capacitância dos pára-raios ( prC ): 0,25µF;

• Capacitância equivalente à terra dos transformadores de serviço auxiliar e excitação ( taC ): da ordem de centenas de pF;

Devido à magnitude desprezível das capacitâncias dos barramentos

blindados e transformados dos serviços auxiliares e também do sistema de excitação em relação às demais capacitâncias, tem-se da expressão 3-20

F39,2p1038025,013,2trCprCeCeqC µ=+µ+µ=++= 4-23 Na frequência fundamental (f=60Hz ), tem-se:

Ω=µ⋅⋅π

=⋅⋅π

= k114,139,2602

1

eqCf2

1coX 4-24

Na frequência de 3ª harmônica (f=180Hz):

Ω=µ⋅⋅π

=⋅⋅π

= 96,36939,21802

1

eqCf2

1rd3coX 4-25


129

4.5.2 Função terra no estator 90-95% - 64S1

O circuito da Figura 3-12 representa o arranjo equivalente do circuito do estator do gerador, incluindo a capacitância equivalente para a terra. A função 64S1 está conectada ao enrolamento secundário do transformador de aterramento.

De acordo com os dados fornecidos pelo fabricante do gerador [4], pode-se considerar, para fins de ilustração, um nível de componentes de 3ª harmônica de 10% da tensão nominal da máquina. Cabe salientar que na execução dos testes de comissionamento será observado o nível de conteúdo harmônico visando ajustar estas unidades. Desta forma, aplicando a expressão 3-23, tem-se:

Aº94,81

3

96,369j94,786

º03

3108,131,0

)rd3(NI ∠=

−

∠⋅

⋅

=& 4-26

A tensão no fechamento do neutro para 3ª harmônica é dada pela expressão 3-24:

Vº94,894,786º94,8194,786)rd3(NV ∠=∠⋅=& 4-27

Já no secundário do transformador de aterramento 13,8kV/220V:

Vº94,854,12º94,894,786.k8,13

220)rd3(sV ∠=∠=& 4-28

Portanto, de acordo com o resultado obtido em 4-27, observa-se o cuidado que deve ser tomado com o terminal de neutro do gerador, que pode ter um elevado valor de tensão em 3ª harmônica. Além disso, em caso do relé não permitir filtragem de 3ª harmônico, uma compensação deve ser considerada para evitar atuação indevida. No entanto, os relés digitais possuem a capacidade de separar as componentes de 60Hz e 180Hz e isso será admitido neste caso de estudo.

4.5.2.1 Ajuste de pick-up Na usina de Passo São João os transformadores elevadores de

13,8kV/69kV possuem uma capacitância entre os enrolamento de alta e baixa de tensão de pF9100xC = . Além disso, tem-se o transformador de

aterramento de 13,8kV/220V com uma resistência secundária Ω= 2,0sR .


130

Inicialmente, deve-se calcular o pick-up utilizando a expressão

3-30, que resulta em: V86,126pksVV35,6 ≤≤ 4-29

Utilizando as expressões 3-35 e 3-36 calcula-se o deslocamento do neutro resultante de uma falta externa no lado de alta do transformador elevador, que resulta em:

V42,3pksV ≥ 4-30 Portanto, o valor de V35,6sV = obtido em 4-29 é o mais

adequado, visto que é superior ao valor obtido em 4-30, garantindo estabilidade para defeitos externos e proteção entre 5% e 100% do enrolamento do gerador, conforme discutido no item 3.4.3.1.

4.5.3 Função terra no estator 100% - 64S2

O ajuste para a função 64S2 deve ser definido mediante ensaios do campo, principalmente durante o comissionamento, visto que deve-se medir o nível de 3ª harmônica das tensões de neutro e terminal da máquina para várias condições de carregamento. Além disso, o método de detecção utilizado pelo relé deve ser considerado, bem como as recomendações do fabricante para definição dos ajustes.

Em caso de utilização do relé ABB, o ajuste é facilitado pela necessidade de definir apenas um parâmetro, que é o fator k através da expressão 3-50. Para o relé SEL-300G deve-se usar a expressão 3-49 para encontrar o valor de k e definir o pick-up adequado para prover a maior cobertura possível.

4.6 Unidade 64R

Para fins de análise dos ajustes, será considerada a aplicação do relé Siemens, visto que esta função exige um circuito específico para injeção de sinal no circuito do rotor.

Serão apresentados ajustes para os Métodos AC e DC.


131

4.6.1 Injeção AC

Para este método, conforme desenvolvido no item 3.5.4.2, a resistência de defeito é calculada pela expressão 3-56. No entanto, a maioria dos relés que utilizam esta metodologia limitam o ajuste máximo em 30kΩ, como é o caso de relé Siemens, de acordo com [19]. Para a UHPJ, a resistência do rotor para a terra especificada pelo fabricante é

Ω= M5,2eR e a capacitância do rotor para à terra é F25,0eC µ= . Isto significa que o ajuste de 30kΩ está muito abaixo do valor normal de operação, o que permite deixá-lo como ajuste inicial e acompanhar a evolução da resistência de isolamento com o tempo, durante as manutenções e inspeções preventivas ou paradas para revisão.

Desta forma, os ajustes que serão necessários referem-se aos valores dos elementos do circuito de acoplamento, que podem ser visualizados na Figura 3-32, e são fornecidos pelo fabricante.

4.6.2 Injeção DC

Para este caso, considera-se o circuito equivalente apresentado na Figura 3-36. Para fins de ilustração, utiliza-se o caso do relé 7UM62 (Siemens), onde deve-se ajustar a freqüência do sinal de onda quadrada e o valor de pick-up da resistência de isolamento. A freqüência do sinal deve levar em conta o valor típico da resistência de isolamento e da capacitância intrínseca rotor-terra. Para o caso de UHPJ, tem-se:

F25,0eC µ= e Ω= M5,2eR 4-31 Considando, ainda, para o relé Siemens:

Ω=

±=

Ω=

k202vR

V50hV

375mR

4-32

Neste caso, do circuito da Figura 3-36 com os valores das expressões 4-31 e 4-32, a constante de tempo aproximada é calculada por:

ms5eC2vR

≅⋅≅τ 4-33

Isto permite utilizar a freqüência máxima do sinal hV , que é de 3Hz. Os relés digitais ajustes, para esta função, permitem uma faixa maior de valores para o ajuste. No caso do 7UM62 (Siemens) [19] o valor limite é 80kΩ.


132

A Figura 4-11 ilustra a simulação do circuito para a condição normal, utilizando o aplicativo Pspice e os valores dados por 4-31 e 4-32, com uma fonte de sinal com freqüência de 3Hz.

Time

0s 50ms 100ms 150ms 200ms 250ms 300ms 350ms 400ms 450ms 500ms

V(V2:-)

-2.0V

-1.0V

0V

1.0V

2.0V

(226.705m,-7.4394m)

(139.773m,7.4394m)

Figura 4-11 - Comportamento da corrente medida para situação normal

Da Figura 4-11 tem-se os valores medidos:

V50hV

mV4394,7mV

=

= 4-34

Pode-se calcular a resistência de isolamento, usando a expressão 3-59, resultando em:

Ω=⋅−⋅

−

−⋅= M5,2310203751

3104394,7

50eR 4-35

Este resultado é, exatamente, a resistência para a terra fornecida pelo fabricante do gerador.

Agora, considerando uma resistência de defeito de 5kΩ e fazendo a mesma simulação, tem-se a forma de onda da Figura 4-12.


133

Time

0s 50ms 100ms 150ms 200ms 250ms 300ms 350ms 400ms 450ms 500ms

V(V2:-)

-2.0V

-1.0V

0V

1.0V

2.0V

(118.750m,738.915m)

Figura 4-12 - Simulação usando um defeito de 5kΩ

Os valores medidos são:

V50hV

mV915,738mV

=

= 4-36

Calculando, tem-se:

Ω=⋅−⋅

−

−⋅= k5310203751

310915,739

50eR 4-37

Portanto, percebe-se a boa exatidão do método e, da mesma forma que para o método usando injeção AC, seus ajustes devem ser definidos no campo e acompanhados pela manutenção no decorrer da operação do gerador.

4.7 Unidade 49R

No caso de UHPJ, sabe-se que a resistência do enrolamento de campo, para uma temperatura de referência de Cº15 , é dada por:

Ω= 15,00R 4-38 Na condição nominal de operação, de acordo com o fabricante, a

tensão de campo e a corrente de campo são dadas por: V230fE = e A1100fI = 4-39

Usando os valores de 4-39, obtém-se a resistência de campo, para a condição nominal:

Ω=== 2091,01100

230

fIfE

R 4-40

Usando-se a expressão 3-62, pode-se calcular a temperatura para a condição nominal de corrente e tensão no campo.


134

Cº4,11015,0

15,02091,0

00413,0

1º15nomT =

−⋅+= 4-41

Para o gerador de UHPJ, cuja classe de isolamento é F, tem-se da Tabela 3-3:

Cº155maxT = 4-42 Assim, pelo critério da expressão 3-63, o ajuste de pick-up seria

dado por: Cº125pkTCº92,115 ≤≤ 4-43

Como toda função de sobrecarga, a função 49R deve respeitar uma curva de tempo de atuação. O fabricante da máquina, geralmente, fornece a Curva de Capabilidade Térmica de Curta Duração do rotor do gerador. No caso de UHPJ, esta curva ainda não foi fornecida e, para fins ilustrativos, uma curva típica[20] pode ser visualizada na Figura 4-13, com a qual a unidade deve ser coordenada. Esta curva relaciona tempo de atuação em função da corrente. No entanto, a temperatura depende da corrente por um termo quadrático. Desta forma, deve-se estimar uma curva relacionando tempo de atuação em função da temperatura. Pode-se, portanto, apartir da curva da Figura 4-13, montar a Tabela 4-12, considerando em pu:

2IT ∝ 4-44

Figura 4-13 - Curva Típica de Capabilidade Térmica Dinâmica para o Rotor

[20]


135

Temperatura[ºC] Tempo aproximado[segundos]

125 Infinito 138 120 141 110 146 100 151 90 157 80 164 70 172 60 190 50 229 40 268 30 362 20 510 10

Tabela 4-12 - Sobretemperatura x tempo para o 49R

A partir da Tabela 4-12 pode-se plotar uma curva aproximada, que pode ser visualizada na Figura 4-14. Desta forma, a curva de atuação do relé deverá estar abaixo desta curva. Cabe salientar que esta curva é bem conservadora, visto que considera que a temperatura varia instantâneamente com a corrente, o que não acontece na prática, devido à inércia térmica da massa do rotor.

100 125 150 175 200 225 25010

1

102

Temperatura do rotor[ºC]

Tem

po[s

eg]

Curva estimada de capabilidade térmica dinamica do rotor

Figura 4-14 - Curva Estimada de Capabilidade Térmica Dinâmica do Rotor


136

4.8 Unidade 49G

Geralmente, os relés multifuncionais implementam métodos de detecção aquém das necessidades da manutenção. Desta forma, é comum a utilização de dispositivos dedicados para proteção de sobrecarga, que possibilitam um volume maior de informações, facilitando o diagnóstico e tomada de decisões. Tais dispositivos são baseados em sensores RTDs.

No caso de UHPJ, do manual do gerador [19] sabe-se que o isolamento do estator pertence à Classe F e a temperatura na condição nominal de operação é 120ºC, portanto pode-se sugerir um ajuste de acordo com a expressão 3-66. Desta forma, tem-se:

Cº125pkTº126 ≤≤ 4-45 Observa-se que a expressão 4-45 torna-se inconsistente, visto que

o critério de 5% supera o limite de 125ºC. Portanto, adota-se como ajuste de pick-up:

Cº125pkT = 4-46 Da mesma forma que para o 49R, o ajuste da função 49G deve considerar a aplicação de uma curva de tempo inversa coordenada com a Curva de Capabilidade Térmica de Curta Duração do estator, que pode ser visualizada na Figura 4-15 [20]. Assim, pode-se montar a Tabela 4-13, relacionando o valor da temperatura e o tempo aproximado de atuação da unidade, que serve como base para a escolha de uma curva adequada para a unidade 49G.

Figura 4-15 - Curva de Capabilidade Térmica de Curta Duração do

estator[20]


137

Temperatura[ºC] Tempo aproximado[minutos]

125 - 130 60 135 26 140 9 150 5

Tabela 4-13 - Temperatura x tempo para a unidade 49G

A partir da Tabela 4-13, pode-se estimar uma curva relacionando tempo de atuação em função da temperatura, que pode ser visualizada na Figura 4-16. Da mesma forma que para a unidade 49R, o relé que faz a função 49G deve ter uma curva de atuação abaixo desta.

100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 30010

1

102

103

Curva estimada de capabilidade térmica dinamica do estator

Temperatura [ºC]

Tem

po e

m s

egundos

Figura 4-16 - Curva Estimada de Capabilidade Térmica Dinâmica para o

estator

4.9 Função perda de potencial – 60G

Considerando que, em alguns relés, esta função é intrínseca e não permite parametrização, será proposto um ajuste admitindo detecção por comparação, discutida no item 3.7.1. Portanto, tem-se o esquema da Figura 3-41. O relé detecta diretamente a diferença das tensões entre os dois TAPs. Assim, considerando que a tensão nominal fase-neutro no secundários dos transformadores de potencial (TPs) é dada por:


138

V4,66secV = 4-47

Utilizando a expressão 3-68, tem-se: V96,94,6615,02V1V ≥⋅≥− 4-48

Deve-se considerar para trip uma temporização entre 60 e 500ms, apenas para evitar atuação em oscilações.

4.10 Unidade 40G

Para estudar o ajuste da unidade 40G, devem ser obtidos os valores das reatâncias envolvidas e a Curva de Capabilidade fornecida pelo fabricante. Desta forma, tem-se: Dados do Gerador:

As reatâncias síncrona de eixo direto (Xd) e transitória de eixo direto (X’d), fornecidos pelo fabricante são dados abaixo.

1,07pudX = e 0,35pud'X = 4-49

Curva de Capabilidade:

Figura 4-17 - Curva de Capabilidade do Gerador


139

4.10.1 Ajuste pelo Método R-X

Aplicando os critérios apresentados no item 3.8.1 e utilizando os valores das impedâncias para o gerador, tem-se:

Zona 1: Utilizando a expressão 3-75, tem-se para o centro da Zona 1:

pu676,0 2

2

35,007,11,1

(Z1)C −=

+⋅

−= 4-50

Para o raio da Zona 1, utilizando a expressão 3-76, tem-se:

pu501,0 2

2

35,007,11,1

(Z1)R =

−⋅

= 4-51

Zona 2:

Utilizando a expressão 3-77, tem-se para o centro da Zona 2:

1,05pu 2

2

35,007,11,8

(Z2)C −=

+⋅

−= 4-52

Para o raio da Zona 2, utilizando a expressão 3-78, tem-se:

pu88,0 2

2

35,007,11,8

(Z2)R =

−⋅

= 4-53

O ajuste pelo Método R-X não possibilita, de imediato, estabelecer uma relação com a Curva de Capabilidade da Máquina. No entanto, pode-se relacionar estes ajsutes com o equivalente no diagrama de admitância (P-Q).

4.10.2 Diagrama de admitância equivalente

É possível estabelecer uma relação entre os ajustes de cada zona da função 40G, definidos no plano de impedância, com um equivalente no plano de admitância, através da expressão geral 3-80. Assim, por análise gráfica, determinou-se expressões para o centro e o raio de cada zona de atuação.


140

Zona 1: Utiliza-se as expressões 3-82 e 3-83, resultando em:

pu28,32

85,071,51C −=

−−= 4-54

pu43,22

85,071,51R =

+−=

4-55

Zona 2: Utilizando-se as expressões 3-86 e 3-87, tem-se:

( )pu12,3

2

52,05,712C −=

−−= 4-56

( )pu6,2

2

52,071,52R =

+−=

4-57

A partir dos resultados obtidos em 4-54 à 4-57, pode-se plotar as características das zonas 1 e 2 na Curva de Capabilidade do gerador e verificar sua localização. Como pode ser observado na 4-22, percebe-se que a Zona 2 (em vermelho) invadiu a Curva de Capabilidade do gerador. Além disso, uma região fora da Curva de Capabilidade ficou sem cobertura (destaque em verde).

Figura 4-18 - Ajuste 40G na curva de capabilidade

Quanto à região em verde não coberta pelas unidades 40G, não há o que fazer sem aumentar a invasão para dentro da Curva de Capabilidade. Portanto, é usual deixar desta forma. Já a região que invadiu a Curva de Capabilidade pode ser contornada adaptando à curva do Regulador de Tensão à esta invasão, como pode ser visualizado na Figura 4-19, mas isto impõe uma restrição na operação do gerador.


141

Figura 4-19 - Curva de capabilidade com ajustes do 40G e adaptação do RT

Entretanto, outra metodologia de ajuste, utilizada principalmente pelos relés Siemens é melhor adaptável à curva de capabilidade e pode ser visualizada na Figura 4-20.

4.10.3 Método P-Q ou Admitância

Figura 4-20 - Curva característica 40G do relé Siemens

Para a tensão terminal de 1pu, as grandezas G e B têm o mesmo

valor de P e Q e pode-se, a partir dos parâmetros xd1 e α , ajustar o relé

à curva de capabilidade. Na Figura 4-20 é possível visualizar três características de

operação. A característica 3 pode ser sintonizada com o limite de estabilidade prático da máquina, dada por:


142

dX1,11Q⋅

−= 4-58


pu85,0dX1,1

13.charxd

1 −=⋅

−= 4-59

Pode-se escolher o ângulo 3α para obter uma característica

perpendicular ao eixo Q. Assim, tem-se: º903 =α 4-60

A característica 2, pode ser localizada logo à esquerda do limite do RT e do limite da curva de capabilidade, ou seja, respeitando a atuação do regulador e o limite de MVA da máquina. O valor escolhido (0,6 pu) pode ser facilmente observado na curva da Figura 4-18, já que deve ser próximo da zona de atuação do RT. Além disso, pode-se ajustar o ângulo em 90º. Desta forma:

pu6,02.charxd1 = 4-61

º902 =α 4-62 Por último, deve-se ajustar a característica 1 e seu ângulo de torque para acompanhar a inclinação do regulador de tensão e compor, junto com o ajuste das equações 4-61 e 4-62, uma boa aproximação da limitação do RT.

O ângulo pode ser o mesmo do limite de subexcitação do RT ou, neste caso, o ângulo do limite de temperatura da máquina (Curva 3), obtido a partir de uma reta tangente à este limite térmico. Pode-se estimar este valor graficamente ou tomando dois pontos de uma reta que se aproxima da curva.

Graficamente, tem-se:

pu7,01.charxd1 = 4-63

º701 =α 4-64


143

Figura 4-21 - Ajuste pelo método P-Q para UHPJ

A Figura 4-21 mostra que o ajuste pelo método P-Q proporciona uma melhor adequação às limitações da máquina e do RT. Nesta pode-se visualizar as três características de atuação. A char3 deve ser instantânea, pois se aproxima da zona 1, já as outras duas (char1 e char2) podem, de acordo com [19], ser temporizadas entre 500 e 600ms.

Assim, após todas essas considerações em relação a esta função, deve-se salientar que cabe ao engenheiro de proteção buscar sempre coordenar, da melhor forma possível, o ajuste da unidade 40G com a curva do RT e os limites do gerador, mesmo que o relé não seja adequado para este fim.

4.11 Unidade 46G

Para o gerador de UHPJ, segundo [4], tem-se: 16Kg ≅ 4-65

Utilizando a expressão 3-89, tem-se como ajuste do relé: 4,14169,0Kr ≤⋅≤ 4-66

Serão adotados dois níveis de pick-up, um para alarme e outro para trip.

O ajuste de pick-up para alarme é dado pela expressão 3-90, onde: pu08,0alarmpk2I =

− 4-67

O ajuste de pick-up para trip é dado pela expressão 3-91, onde:


144

pu1,0trippk2I =

− 4-68

A Figura 4-22 ilustra o ajuste para a função 46G em UHPJ. Nesta, é possível visualizar os valores de pick-up para alarme e trip

e a curva K do gerador e Kr do relé.

Figura 4-22 - Curvas de ajuste para UHPJ

4.12 Unidade 24G

No caso de UHPJ, os dados de sobreexcitação não foram fornecidos pelos fabricantes. Desta forma, pode-se utilizar algumas curvas típicas para o transformador e o gerador. De [20], obteve-se a curva típica da Figura 4-23.

10-2

10-1

100

101

102

10

100

105

110

115

120

125

130

Tempo em minutos

Capacidade de sobreexcitação dos equipamentos - curva típica conforme IEEE Std C37.106-2003

Sobre

fluxo e

m %

Curva do transformador

Curva do gerador

Figura 4-23 - Curva de sobreexcitação típica do grupo


145

Deve-se buscar a coordenação dos ajustes dos relés com as curvas acima.

4.12.1 Ajuste para dois relés com tempo definido

Para dois relés com tempo definido, pode-se utilizar os ajustes sugeridos pela referência [20], conforme apresentado no item 3.10.2. Desta forma:

Unidade A: Pick-up = 110% Temporização (Delay) = 60s Unidade B: Pick-up = 118% Temporização (Delay) = 6s

Estes ajustes podem ser visualizados na Figura 4-24.

10-2

10-1

100

101

102

103

100

105

110

115

120

125

130

Tempo em minutos

Flu

xo e

m %

Curva do Gerador

Curva do Transformador

Unidade 24B

118%@6s

Unidade 24A

110%@60s

Figura 4-24 - Ajuste 24G com tempo definido


146

4.12.2 Ajuste para relé de tempo inverso

Para um relé com tempo inverso, item 3.10.3, procura-se obter o melhor ajuste possível com a curva de sobrexcitação típica do gerador.

Graficamente, observando a Figura 4-23, pode-se adotar como pick-up o valor de 105%. Utilizando o software Matlab e as expressões de curva de tempo inverso para o relé SEL-300G, que podem ser obtidas na referência [12], tem-se o ajuste da Figura 4-25, onde observa-se os dois ajustes propostos para as curvas típicas dos equipamentos utilizadas:

10-2

10-1

100

101

102

103

100

105

110

115

120

125

130

Tempo em minutos

Flu

xo e

m %

Unidade TD

118%@6s

Unidade Tempo Inverso

com pickup em 105%

Figura 4-25 - Ajuste 24G tempo inverso composto

Unidade 24TD (tempo definido): Pick-up = 118% Delay = 6s Unidade 24TI (tempo inverso):

Para o exemplo do relé SEL-300G: Pick-up (24IP) = 105% Tempo para sobrefluxo de 200% (24ITD) = 0,2 Tipo de curva de tempo inverso (24IC) = 1


147

4.13 Unidade 21G

Inicialmente, para UHPJ, deve-se obter os valores para todas as impedâncias necessárias ao cálculo dos ajustes.

Para a operação nominal, tem-se:

9,0FP

kV8,13LLV

MVA1,44NS

=

=

=

4-69

Desta forma, pode-se calcular:

º84,25)9,0cos(a ==θ 4-70

( )Ω== 32,4

1,44

28,13LZ 4-71

Passando a impedância da carga para pu na base do sistema

(13,8kV, 100MVA e 1,904Ω), tem-se:

puº84,2527,2904,1

32,4LZ ∠== 4-72

Considerando ainda os dados indicados na tabela 4-14 para UHPJ e aplicando os critérios apresentados no item 3.10.4, os ajustes para as duas configurações usuais serão definidos a seguir Gerador pu4263,2dX = Transformador puº2,71287,0TZ ∠= Linha de Transmissão puº45,72323,0LTZ ∠= Equivalente do Sistema puº23,88336,0SZ ∠=

Tabela 4-14 - Dados das impedâncias dos equipamentos de UHPJ


148

4.13.1 Configuração 1

Figura 4-26 - Configuração 1 para UHPJ

Ajuste da Zona 1: Para UHPJ, tem-se duas máquinas alimentando duas LTs. Desta

forma, deve-se considerar, para fins de simplificação, uma única LT como associação das duas. Critério (1): Usando a equação 3-99, tem-se:

puº2,71344,0º2,71287,02,1ajusteZ ∠=∠⋅= 4-73

Critério (2) : Usando a equação 3-100, tem-se: ( ) puº53,71390,0º45,721615,08,08,0)º2,71287,0(ajusteZ ∠=∠⋅⋅+∠= 4

Visto que é recomendado o uso do menor valor e referenciando-o

ao enrolamento secundário dos transformadores de instrumentos, tem-se o ajuste para Zona 1 em:

Ω∠=⋅⋅∠= º2,7118,2120

400904,1º2,71344,01Z 4-75

Tal unidade deve ser temporizada, com ajuste inicial recomendado de:

seg5,0t =∆ 4-76 Ajuste da Zona 2:

Considerando a configuração da usina, que pode ser visualizada na Figura 4-1, e utilizando os resultados da simulação de curto-circuito com o ANAFAS, tem-se que o fator de in-feed , para este caso, é dado por:

º302fIrI ∠= 4-77


149

Onde:

rI : Corrente medida pelo relé de distância

fI : Corrente de falta devido ao in-feed

Desta forma, a impedância aparente da linha mais longa, incluindo

a impedância do transformador, é dada por:

puº77,87587,0fIrI

LTZTZaparenteLTZ ∠=⋅+= 4-78

Aplicando os critérios de ajustes estudados no item 3.10.4, tem-se: Critério (1): Usando a equação 3-101, tem-se:

puº77,87704,0º77,87587,02,1aparenteLTZ2,1ajusteZ ∠=∠⋅=⋅= 4-79 Em valores secundários:

Ω∠=⋅⋅∠= º77,8747,4120

400904,1º77,87704,0ajusteZ 4-80

Critério (2): Usando as expressões 3-102 e 3-103, tem-se: Admitindo o primeiro termo de 3-102, LZ5,0ajusteZ && ⋅= , deve-

se achar a impedância de carga para 200% da potência nominal, operando com fator de potência nominal. Assim para FP=0,9, tem-se:

Ω=⋅

=⋅

= 16,21,442

28,13

alminnoS2

2alminnokV

LZ 4-81

º84,25)9,0cos(a ==θ 4-82

Aplicando o critério, tem-se em valores primários: Ω∠=∠⋅= º84,2508,1º84,2516,25,0ajusteZ 4-83

Como o ângulo da impedância aparente, que equivale ao ângulo de máximo torque (MTA), é 87,77º, deve-se compensar o alcance do ajuste para este patamar, fazendo:

Ω=−

= 295,2)º84,25º77,87cos(

ajusteZ

compajusteZ 4-84


150

Desta forma, tem-se que:

Ω∠= º7,87295,2ajusteZ 4-85 Passando para valores secundários, tem-se:

Ω∠=⋅∠= º77,8765,7120

400º7,87295,2ajusteZ 4-86

Critério (3): Usando a equação 3-104, tem-se:

Admitindo LZ8,0ajusteZ && ⋅= , deve calcular a impedância de

carga para 125% da potência nominal no máximo ângulo de torque. Assim:

Ω=⋅

=⋅

= 45,31,4425,1

28,13

alminnoS25,1

2alminnokV

LZ 4-87

º77,87=θ 4-88

O ajuste, portanto, é dado por: Ω∠=∠⋅= º77,8776,2º77,8745,38,0ajusteZ& 4-89

Para valores secundários, tem-se:

Ω∠=⋅∠= º77,8720,9120

400º77,8776,2ajusteZ& 4-90

Como deve ser escolhido o menor valor dentre os três critérios aplicados, tem-se que o ajuste é dado por:

Ω∠= º77,8747,42Z e seg1t =∆ 4-91

4.13.2 Configuração 2

Figura 4-27 - Configuração 2 para UHPJ


151

O ajuste que enxerga em direção ao sistema é o mesmo calculado para a Configuração 1. No caso da configuração 2, a única diferença é a presença do off-set, que deve ser ajustado pelo valor da reatância dX . Desta forma, de 3-105 e 3-106, tem-se: Ajuste da Zona 1:

Ω∠= ºº2,7118,21Z 4-92

Ω=⋅⋅= 4,15120

400904,14263,2offsetX 4-93

s5,0t =∆ 4-94

Ajuste da Zona 2: Ω∠= º77,8747,42Z 4-95

Ω= 4,15offsetX 4-96

s1t =∆ 4-97

Para o exemplo do relé SEL-300G, o ajuste do off-set é limitado em 10Ω, sendo, portanto, este o ajuste a ser considerado para o relé.

Geralmente, é utilizada a Configuração 1. Além disso, para os relés Siemens, a Característica 2 não é prevista e, além disso, o formato é retangular, não necessitando de cálculo de ângulo de torque.

É relevante também citar que nem sempre a Zona 2 é aplicada, sendo implementada apenas a Zona 1.

Finalmente, outro aspecto importante a ser considerado, diz respeito à localização da carga e estabilidade frente à oscilações da mesma. A referência [11] indica que o alcance do 21G “olhando” para o sistema deve ser no máximo o dobro da impedância da carga, visando evitar atuação numa condição de oscilação da carga.

Na condição nominal tem-se que, em valores secundários:

Ω≤⋅≤ 20,7RTP

RTC

2LZ

2Z 4-98

Nos ajustes propostos, anteriormente, esta condição é satisfeita.


152

4.14 Unidade 59G

O manual do gerador de UHPJ, na versão atual, não informa qual o limite de sobretensão admissível para a máquina. Desta forma, é prudente estabeler um ajuste inicial, que deve ser reavaliado nos testes de comissionamento. Considerando os ajustes típicos de sobretensão para linhas de transmissão e admitindo que os ajustes para o gerador deverão estar coordenados com estes, propõe-se a adoção de relés 59 com tempo definido dados por:

59L: 1º estágio de tempo definido Pick-up = 115% Tempo = 6s

59H: 2º estágio de tempo definido Pick-up = 125% Tempo = 0,6s

4.15 Unidade 51V

Para efetuar os ajustes da função 51V deve-se conhecer o menor nível de curto-circuito trifásico para a instalação e as curvas de capabilidade térmica de curta duração para o estator da máquina.

Pelo fato da Usina Passo São João ter seus geradores conectados ao sistema por intermédio de transformadores, alguns relés solicitam a informação da defasagem angular proveniente do tipo de ligação. Desta forma, deve-se atentar para este fato.

Da Tabela 4-8, observa-se que o menor nível de curto-circuito trifásico da instalação é de 3,01kA. Considerando o critério de ajuste de 80% do menor nível de curto, obtém-se:

kA41,2k01,38,0pkI =⋅≤ 4-99

Isto equivale à aproximadamente 130% da corrente nominal da

máquina. Além do nível de curto, que definirá o valor pick-up, é necessário obter a curva de capabilidade térmica do gerador para definir a curva de tempo inverso adequada. A Figura 4-28 ilustra estas características para o gerador de UHPJ e foi obtida do manual do mesmo.


153

1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2

100

101

102

Razão de sobrecorrente I/In

Tem

po e

m m

inuto

s

Limite do rotor

Limite do estator

Figura 4-28 - Curva de capabilidade térmica para o rotor e o estator[4]

Além disso, o gerador admite uma sobrecorrente de 110% da corrente nominal durante 60 minutos. Portanto, o ajuste de pick-up deve ser alterado do valor anterior para este novo patamar.

Assim, tem-se em valores secundários:

RTCnomI

1,1pkI ⋅≤ 4-100

onde:

pkI : Valor de pick-up em A secundários

nomI : Corrente nominal do gerado em A primários

RTC : Relação de tranformação do TC Para fins ilustrativos, pode-se ajustar a unidade empregando as

curvas para o relé Siemens, que podem ser visualizadas na Figura 3-61. Para este exemplo, tem-se:

A07,5400

18451,1pkIpI =⋅== 4-101

Com o auxílio do Matlab, pode-se plotar as curvas de tempo inverso dadas pelas expressões e encontrar a que melhor tangencia as curvas da máquina. Assim, na Figura 4-29, observa-se algumas curvas de tempo inverso e pode-se observar que a curva Tipo C (extremamente inversa) com Ip=5,07A e Tp=1,8s é a melhor escolha para UHPJ.


154

1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 210

-1

100

101

102

103

104

Razão de sobrecorrente I/In

Tem

po e

m m

inuto

s

Tp=1.8s

Ip=5.07A

Curva C

Tp=1.8s

Ip=5.07A

Curva BTp=1.8s

Ip=5.07A

Curva A

Limite do estator

Limite do rotor

Figura 4-29 - Curvas de tempo inverso para o relé Siemens adaptadas à

UHPJ Assim, resumindo, tem-se um ajuste para UHPJ:

Ip=5,07A Tp=1,8s

Curva Tipo C (extremamente inversa).

4.16 Unidade 50BF

Para o caso de UHPJ, a menor corrente de falta é da ordem de 3,01kA. Já a corrente nominal da máquina é 1845A. Já a menor corrente de flashover é da ordem de 5,6kA. Pode-se adotar, como ajuste inicial, para o detector de corrente do 50BF um valor de 10% da corrente nominal. Desta forma, calcula-se:

A5,18418451,0BF50pkI =⋅= 4-102 Em valores secundários:

A46,0400

5,1660

BF50secpkI == 4-103

O tempo de atuação pode ser ajustado, inicialmente, em 250ms. Para o detector de flashover (50G) utiliza-se, como recomenda

[20], 50% da menor corrente de flashover.


155

Assim:

A280056005,0G50pkI =⋅= 4-104

Em valores secundários:

A7400

2800

G50secpkI == 4-105

4.17 Unidade 50/27 – Energização Inadvertida

Para UHPJ tem-se: A1845nomI =

kV8,13nomV =

5/2000RTC = V115/kV8,13RTP =

4-106

Portanto, para a unidade 50, os ajustes iniciais podem ser obtidos, em valores secundários, da expressão 3-108, sendo:

A77,5400

184525,1pkI =⋅= 4-107

Para a unidade 27, em valores secundários fase-neutro, da expressão 3-107, tem-se:

V20,331203

k8,135,0pkV =

⋅⋅= 4-108

Os temporizadores podem ser, inicialmente, ajustados para pick-up e drop-out em:

ms250dot

s5,1pkt

=

= 4-109


156

4.18 Relés de bloqueio para UHPJ

Para a Usina Passo São João estão previstos no projeto básico os seguintes relés de bloqueio: 86PR: Parada parcial com rejeição de carga Ações:

Distribuidor fecha até a condição Speed-No-Load; Abertura do disjuntor principal da máquina; Abertura do disjuntor de campo;

Situação final: Máquina rodando sem excitação.

86M: Parada total por emergência mecânica Ações:

Distribuidor fecha totalmente após RV e RT reduzirem as potências ativa e reativa à zero; Abertura do disjuntor principal da máquina; Abertura do disjuntor de campo; Aplicação de freios;

Situação final: Máquina completamente parada.

86H: Parada total por emergência hidráulica Ações:

Atuação da válvula de emergência; Fechamento da comporta da tomada d’água; Abertura do disjuntor principal da máquina; Abertura do disjuntor de campo; Aplicação de freios;

Situação final: Máquina completamente parada com tomada d’água e válvula de emergência fechadas.


157

86E: Parada total por emergência elétrica Ações:

Abertura do disjuntor principal da máquina; Abertura do disjuntor de campo; Aplicação de freios;

Situação final: Máquina completamente parada.

86BF-U1: Parada parcial com rejeição de carga Ações:

Abertura do disjuntor principal da máquina 2; Abertura do disjuntor de campo da máquina 1; Abertura de todos os disjuntores conectados à barra da usina (L1 e L2);

Situação final: Depende de qual unidade gerou trip; Máquina 2 rodando excitada fora do sistema;

86BF-U2: Parada parcial com rejeição de carga Ações:

Abertura do disjuntor principal da máquina 1; Abertura do disjuntor de campo da máquina 2; Abertura de todos os disjuntores conectados à barra da usina (L1 e L2);

Situação final: Depende de qual unidade gerou trip; Máquina 1 rodando excitada fora do sistema.

86BF-L1: Parada parcial com rejeição de carga Ações:

Abertura dos disjuntores principais das máquinas; Abertura do disjuntor da linha 2;

Situação final: Máquinas rodando excitadas fora do sistema;


158

86BF-L2: Parada parcial com rejeição de carga Ações:

Abertura dos disjuntores principais das máquinas; Abertura do disjuntor da linha 1;

Situação final:

Máquinas rodando excitadas fora do sistema;

4.19 Distribuição das unidades de proteção nos relés de bloqueio

Figura 4-30 - Esquema de trip para 86PR

Figura 4-31 - Esquema de trip para 86E


159

Figura 4-32 - Esquema de unidades que não geram trip

Figura 4-33 - Esquema de trip para 86M

Figura 4-34 - Esquema de trip para 86H

No projeto básico de UHPJ, algumas funções não foram

previstas, como é o caso de função sobrefluxo (24G) e energização inadvertida (50/27).

Aspectos de Manutenção

160

5 ASPECTOS DE MANUTENÇÃO O objetivo principal da manutenção é se antecipar à falha, ainda mais quando se trata de usinas hidrelétricas uma vez que falhas numa usina podem levar à eventos severos, como sinistros e inundação. A proteção visa evitar ou minimizar os danos em caso de uma ocorrência. Desta forma, torna-se um sistema essencial para o bom desempenho da planta. Diferentemente de transmissão, onde a execução das manutenções nos sistemas de proteção devem estar coordenadas com a gestão da penalização por parcela variável, uma usina deve atender requisitos pré-definidos de disponibilidade, para estar apta à comercializar sua produção. Como as máquinas devem passar por revisões periódicas planejadas, o engenheiro de manutenção da proteção deve aproveitar estas paradas para testar as funcionalidades da cadeia de proteção. Além disto, as atuações das unidades podem fornecer informações importantes para a manutenção, tanto preditiva quanto corretiva. Durante uma ocorrência, a agilidade na tomada de medidas pode ser aprimorada com a correta interpretação dos eventos das proteções.

Neste capítulo serão abordados aspectos relativos aos planos mínimos de manutenção dos relés e noções sobre o relacionamento entre a atuação das unidades de proteção e possíveis defeitos nos geradores.

5.1 Planos básicos de manutenção

Um programa mínimo de manutenção preventiva do sistema de proteção do grupo gerador, de acordo com a filosofia a ser empregada na Eletrosul, é ilustrado na sequência, abordando aspectos como periodicidade e itens à serem verificados

5.1.1 Intervenções a cada 4 anos

Foco: Inspeções apuradas, verificações da funcionalidade e testes detalhados das proteções. PAINEL DE PROTEÇÃO DO GERADOR: Objetivo: Verificação da integridade física do painel, bem como dos relés auxiliares, de bloqueio, réguas, conexões, aterramento, disjuntores de alimentação, etc.


161

Itens a verificar: Isolação dos trips relacionados com outros sistemas (86BFU e 86BFL); Estado geral dos painéis (limpeza, pintura, integridade, fixação); Estado das canaletas, barras, cabos, chicotes e réguas terminais (integridade, fixação, arrumação); Estado das identificações dos cabos, das réguas e dos pontos das réguas; Estado dos dispositivos instalados no interior do painel (limpeza, pintura, integridade, fixação, identificação); Estado das conexões elétricas dos dispositivos e caixas de blocos terminais; Verificar o aperto das conexões elétricas dos dispositivos internos; Estado do circuito de iluminação; Estado do sistema de aquecimento (integridade e fixação dos aquecedores, ajuste do termostato); Estado da ligação a terra dos painéis e equipamentos internos; Simular atuação dos seguintes sinais e verificar sua correta atuação:

Atuação e alarme dos relés de bloqueios 86H, 86M, 86E, 86PR, 86BF; Alarme de falta de tensão dos alimentadores dos painéis de proteção; Alarme de abertura de disjuntores alimentadores interno dos circuitos de proteção.

PROTEÇÃO DIGITAL DO GERADOR Objetivo: Verificação dos relés de proteção principal e retaguarda do gerador. Itens à verificar:

Simular atuação das funções de proteção; Bloqueio no regulador – trip por perda proteção de excitação; Simular alarme de defeito interno da proteção; Simular alarme de disparo geral da proteção;


162

Simular a atuação as saídas distintas das funções de proteção e verificar a atuação do relé de bloqueio e abertura dos disjuntores correspondentes:

Abertura do disjuntor da unidade pela bobina primária; Abertura do disjuntor da unidade pela bobina secundária; Abertura do disjuntor de campo;

Conferir todos os ajustes das funções de proteção, de acordo com manual de procedimentos e ajustes. Testar as funções de proteção habilitadas dos relés de proteção, verificando:

Resposta da atuação; Sinalizações; Acionamento ou ação sobre cada equipamento ou subsistema de controle da unidade geradora.

5.1.2 Intervenção a cada 2 anos:

Foco: Inspeção e testes funcionais básicos. PAINEL DE PROTEÇÃO DO GERADOR Objetivo: Verificação das condições físicas do painel, da mesma forma que para intervenção de 4 anos. Itens à verificar:

Isolação dos trips relacionados com outros sistemas (86BFU e 86BFL); Estado geral dos painéis (limpeza, pintura, integridade, fixação); Estado das canaletas, barras, cabos, chicotes e réguas terminais (integridade, fixação, arrumação); Estado das identificações dos cabos, das réguas e dos pontos das réguas; Estado dos dispositivos instalados no interior do painel (limpeza, pintura, integridade, fixação, identificação); Estado das conexões elétricas dos dispositivos e caixas de blocos terminais; Verificar o aperto das conexões elétricas dos dispositivos internos; Estado do circuito de iluminação;


163

Estado do sistema de aquecimento (integridade e fixação dos aquecedores, ajuste do termostato); Estado da ligação a terra dos painéis e equipamentos internos; Simular atuação dos seguintes sinais e verificar sua correta atuação:

Atuação e alarme dos relés de bloqueios 86H, 86M, 86E, 86PR, 86BF; Alarme de falta de tensão dos alimentadores dos painéis de proteção; Alarme de abertura de disjuntores alimentadores interno dos circuitos de proteção.

PROTEÇÃO DIGITAL DO GERADOR Objetivo: Verificação dos relés de proteção principal e retaguarda do gerador Itens que devem ser verificados:

Desligamento com trip no regulador - trip excitação; Alarme da proteção por defeito interno; Alarme da proteção devido disparo geral; Simular a atuação as saídas distintas das funções de proteção e verificar a atuação do relé de bloqueio e abertura dos disjuntores correspondentes:

Abertura do disjuntor da unidade pela bobina primária; Abertura do disjuntor da unidade pela bobina secundária; Abertura do disjuntor de campo.

5.1.3 Intervenção a cada 6 meses:

Foco: Inspeções e verificações básicas rotineiras

PAINEL DE PROTEÇÃO DO GERADOR Objetivo: Verificação das condições físicas gerais. Itens à verificar:

Estado geral dos painéis (limpeza, pintura, integridade, fixação); Estado das canaletas, barras, cabos, chicotes e réguas terminais (integridade, fixação, arrumação);


164

Estado das identificações dos cabos, das réguas e dos pontos das réguas; Estado dos dispositivos instalados no interior do painel (limpeza, pintura, integridade, fixação, identificação); Estado das conexões elétricas dos dispositivos e caixas de blocos terminais; Verificar o aperto das conexões elétricas dos dispositivos internos; Estado do circuito de iluminação; Estado do sistema de aquecimento (integridade e fixação dos aquecedores, ajuste do termostato); Estado da ligação a terra dos painéis e equipamentos internos; Verificação do estados dos alarmes de sinalização frontal do relé, interface homem-máquina e navegação para verificar as leituras.

5.2 Relação dos eventos de proteção com a manutenção de geradores

Cada unidade de proteção atuada se relaciona com uma situação de anormalidade na usina (gerador, turbina, sistema de excitação, regulação de velocidade, etc) ou no sistema elétrico ao qual está interligada. A manutenção deve sempre partir da premissa que qualquer intervenção nos grupos geradores custa caro e é de difícil execução, refletindo em indisponibilidade de geração. Em caso de, realmente, o defeito ser no grupo gerador, deve-se buscar identificar a natureza do defeito e sua localização e gravidade. Isto é fundamental para o sucesso e agilidade da intervenção, refletindo na maximização da disponibilidade. Portanto, vários fatores relacionados à unidade atuada podem permitir uma avaliação da condição da máquina após o defeito e ações a serem tomadas. Dentre estes fatores podem ser citados:

• Região de abrangência da unidade; • Tipo de falta ou defeito detectado; • Nível ou gravidade do defeito detectado; • Localização do defeito dentro do grupo gerador.

Neste item, cada unidade será abordada sucintamente, visando estabelecer algumas considerações quanto à avaliação dos eventos e ações da manutenção, de acordo com as particularidades e características das funções de proteção.


165

5.2.1 Proteção diferencial 87G, 87U e 87N

A proteção diferencial 87G dedica-se a detecção de defeitos entre fases no estator do gerador. É muito difícil a ocorrência de defeitos entre fases no gerador, sendo que, inicialmente, é provável que ocorra um defeito em uma fase para terra, que poderá evoluir para outra fase. Isto que significa uma possível atuação inicial da função 64S, seguida pela atuação da unidade 87G. Um defeito que envolva a atuação da unidade diferencial poderá significar um longo período de indisponibilidade, exigindo uma revisão geral da máquina, já que se trata de um defeito severo e, possivelmente, de extensa gravidade para o grupo gerador.

A proteção 87G é, ainda, importante para o sistema anti-incêndio (CO2), pois sua atuação associada à atuação do detector de fumaça indica sinistro e deve ativar o sistema de CO2, visando minimizar a extensão do sinistro.

Já a função 87U atuada pode significar defeito entre fases no gerador ou no transformador, bem como, defeito à terra na alta do transformador estrela aterrado. É importante, desta forma, buscar as informações do relé para agilizar a localização do defeito.

A atuação do 87N, quando aplicado, indica defeito no lado de alta tensão do transformador elevador, não implicando em defeito no gerador.

5.2.2 Proteção 64S

Os defeitos mais comuns em geradores estão relacionados com faltas à terra. Entretanto, estes defeitos são de magnitude limitada (~10A), devido ao aterramento em alta impedância. Mas, o fato do nível de curto ser limitado não significa que este evento não tenha importância. Portanto, o mesmo deve ser eliminado imediatamente, visando evitar que evolua para um defeito mais severo, como, por exemplo, um defeito entre fases, conforme citado em [11].

A proteção 64S, composta de duas unidades, possui a capacidade de indicar uma possível localização do defeito. A unidade 64S1 (Terra no estator 90-95%), é aplicada para detectar defeitos de 5% à 100% do enrolamento, partindo do neutro. O complemento da proteção terra no estator é feito pela unidade 64S2 (terra no estator 100%), que pode detectar defeitos próximos ou, praticamente, no ponto de neutro através das técnicas discutidas no item 3.4.4. Além disso, a zona de abrangência da unidade 64S2 pode ser extendida até uma parcela maior do enrolamento, que depende do ajuste selecionado e nível de conteúdo de 3ª harmônica gerado pelo gerador, que deve ser levantado durante o comissionamento.


166

Desta forma, pode-se fazer uma rápida correlação entre a localização do defeito e a unidade sensibilizada.

• 64S1 e 64S2 atuadas: Indicam um defeito desde uma região definida do enrolamento até o ponto de neutro; • 64S1 somente: Defeito distante do neutro em direção aos terminais da máquina; • 64S2 somente: Praticamente no terminal do neutro ou muito próximo do mesmo. Estas informações irão direcionar a inspeção a ser realizada pela

equipe de manutenção, visando otimizar os recursos aplicados à desmontagem e posterior recomposição das barras.

Cuidado especial deve ser dedicado à possível atuação indevida devido à saturação do núcleo do gerador, que gera componentes de 3ª harmônica e não significa defeito na máquina.

Outro fato a ser considerado é a ocorrência de um defeito à terra no lado de alta tensão do transformador elevador que, devido ao acoplamento capacitivo entre os enrolamentos do transformador, pode levantar o nível de tensão de neutro e atuar a unidade 64S1 indevidamente.

Portanto, deve-se enfatizar a importância da análise, por parte das engenharias de operação e manutenção, das informações dos relés de proteção antes de se tomar qualquer decisão à respeito de intervenções no gerador, quando da atuação destas unidades.

5.2.3 Proteção 64R

O circuito do rotor, como discutido no item 3.5, não está referenciado à terra. Portanto, um defeito à terra no rotor não afeta o comportamento da máquina de imediato. Entretanto, a ocorrência de um segundo defeito pode representar severos danos à máquina, devido ao desbalanço magnético. Esta função, normalmente, não gera trip, mas deve sinalizar à operação para tomar as devidas providências para retirada da máquina e inspeção do gerador. Dependendo do método de detecção implementado, a função 64R poderá servir como ferramenta útil para manutenção preditiva. Com a utilização de relés digitais, onde é possível acessar as variáveis internas, pode-se buscar os valores de resistência de isolamento medidos, permitindo uma avaliação contínua da evolução do estado do isolamento pela engenharia de manutenção, visando o planejamento da manutenção no isolamento.


167

Além disso, esta função exige um acompanhamento do ajuste, visto que naturalmente há uma degradação do isolamento do circuito do rotor com o tempo e à cada revisão para limpeza e descontaminação o parâmetro deverá ser reavaliado. Do ponto de vista da manutenção do relé, a unidade 64R merece atenção especial, já que utiliza módulos de injeção de corrente e acoplamento, que necessitam também de manutenção preventiva.

5.2.4 Proteções térmicas 49R e 49G

O processo de degradação do isolamento é contínuo e pode ser acelerado por vários fatores, como citado por [29], dentre eles: stress térmico, mecânico, ambiental e elétrico.

As funções de proteção térmicas estão relacionadas com a proteção da máquina de situações de stress térmico que afetam o desempenho da isolação dos barramentos estatóricos, rotóricos, laminações, etc.

De acordo com [29], um material isolante de classe F tem uma expectativa de vida de aproximadamente 3 anos submetido à 155ºC. Ainda, de acordo com [29], estudos apontam que temperaturas de operação 30ºC abaixo da temperatura limite da classe permitem uma sobrevida do material isolante de até 8 vezes sobre a expectativa de vida da classe, ou seja, para classe F isso resultaria em 25 à 30 anos de expectativa de vida.

Portanto, a funções 49R e 49G devem servir como ferramentas adicionais para avaliação do ciclo de vida de um material isolante. Além disso, deve-se estar atento ao fato desta informação ser uma média, principalmente no caso da função 49G, das temperaturas medidas em vários pontos do enrolamento e núcleo. Desta forma, uma análise individual de cada sensor pode indicar regiões críticas, onde a temperatura pode estar perto do limite e que devem ser investigados, com pena de comprometer o grupo gerador.

Outro aspecto se refere ao sistema de resfriamento, que pode se tornar ineficiente com o decorrer da operação, sendo necessária a realização de inspeções e revisões em trocadores de calor, tubulações, bombas, entre outros.

Portanto, estas funções de proteção, que apenas tem a finalidade de gerar alarme para a operação e manutenção, devem ser consideradas unidades extremamente úteis para a operação da máquina, visando mantê-la numa região adequada de operação para preservar sua vida útil.


168

5.2.5 Função perda de potencial – 60G

A função 60G detecta a falta de potencial, tanto no serviço auxiliar quanto nos sistemas de excitação e proteção. É uma das funções de proteção mais importantes em uma usina hidrelétrica.

A falta de alimentação AC deve ser tratada de forma imediata pela manutenção, visto que existe o risco até mesmo de inundação pela inoperância do sistema de drenagem e esgotamento.Muitas funções de proteção e controle utilizam as informações de potencial, dentre estas pode-se citar:

• Sistema de regulação de tensão; • Proteções 40G, 59G, 21G, 24G, 51V, Energização inadvertida; • Sistemas de refrigeração, drenagem e lubrificação; • Sistemas hidráulicos do regulador de velocidade; • Sistemas de controle de vertedouros. Portanto, baseando-se nestes aspectos, fica claro a importância desta função, que em

caso de não ser normalizada exige o desligamento completo da planta.

5.2.6 Função perda de excitação – 40G

A perda de excitação leva a máquina à operar como gerador de indução, absorvendo reativo do sistema, e a função 40G tem a finalidade de retirar o gerador de operação, levando-o para a condição speed-no-load, quando o regulador da tensão torna-se inoperante por algum motivo.

Na ocorrência deste evento, o procedimento normal é investigar o sistema de excitação, buscando identificar as possíveis causas da ocorrência, que podem estar relacionadas à:

• Perda da fonte de excitação; • Defeitos no sistema de excitação; • Defeito no circuito de campo. No entanto, a manutenção deve estar atenta ao fato de ocorrer

atuação do 40G por distúrbios no sistema, estando apta à identificar este evento e descartar a necessidade de intervenção no sistema de excitação. Geralmente, ocorrências no sistema, que possa envolver atuação da unidade 40G, provocam variações de freqüência no sistema que podem afetar o desempenho da unidade 40G. A Figura 5-1 ilustra a influência da variação de freqüência na característica da unidade 40G.


169

Figura 5-1 - Efeito da frequência na característica da unidade 40G [31]

5.2.7 Função desequilíbrio de corrente– 46G

Como visto no item 3.9, o desequilíbrio de corrente provoca um fluxo magnético relativo ao rotor de 120Hz, que produz aquecimento por histerese no corpo do rotor, enrolamento de campo e enrolamentos amortecedores. De acordo com [29] um desequilíbrio de 3,5% pode acarretar num aumento da temperatura de 25%. Como esta função utiliza um dado fornecido pelo fabricante, que é a curva de capabilidade térmica do rotor ou fator K, sua funcionalidade visa preservar a máquina de danos por sobreaquecimento.

A função da manutenção, neste caso, é analisar o nível de desequilíbrio quando da atuação da unidade, buscando avaliar a possibilidade de danos ao gerador e a necessidade de intervenção.

5.2.8 Proteção contra sobrefluxo – 24G

O fenômeno do sobrefluxo, normalmente, é mais crítico para os transformadores, devido à necessidade de otimização econômica do projeto para estes equipamentos. É, também, uma função que necessita de detalhes técnicos dos equipamentos para seu ajuste.

A análise dos eventos relacionados á sobrefluxo são importantes para a manutenção, que deve, na medida do possível, avaliar estas condições, servindo como informação para estimar a deterioração dos equipamentos.


170

5.2.9 Proteção contra sobretensão – 59G

Ocorrências de sobretensão sustentadas tendem à causar stress elétrico, segundo [29], nos enrolamentos do estator. No entanto, sobretensões transitórias e dinâmicas provocadas por surtos, descargas atmosféricas, rejeições de carga, falta fase à terra, entre outras podem causar degradação dos enrolamentos.

Desta forma, cabe à manutenção analisar estas ocorrências e formar um conjunto de informações para orientar a necessidade de intervenções e inspeções.

5.2.10 Proteções 50BF e 50/27 (Energização Inadvertida)

A função 50BF serve para proteger a máquina de falhas no sistema de trip ou num disjuntor de máquina que, por algum motivo, não abriu quando necessário. Esta é uma ocorrência rara.

Neste tempo, em que trabalhamos no sistema de transmissão, não tivemos a oportunidade de presenciar tais situações. No entanto, a atuação desta proteção por falhas no isolamento de trips, erros de comissionamento e falhas nos procedimentos de manutenção já foram reportadas. Portanto, a equipe de engenharia de manutenção de usinas deverá estar atenta à estas situações, visando evitar indisponibilidade causada por procedimentos desta ordem, que não envolvem defeito no gerador. A atuação desta unidade terá maior probabilidade de ocorrência, em caso de flashover, durante o procedimento de sincronização da unidade ao sistema.

Já a função 50/27 é um esquema especial para detectar energização inadvertida ou flashover em geradores. A energização inadvertida é, também, um evento de difícil ocorrência, visto que existe toda uma lógica de intertravamento associada ao comando dos disjuntores. No entanto, é possível ocorrer este evento em caso de defeito mecânico em um disjuntor, reportado em uma ocorrência conhecida no setor elétrico brasileiro.

Considerações Finais

172

6 CONSIDERAÇÕES FINAIS Inicialmente, deve-se ponderar sobre a importância deste trabalho

sobre o ponto de vista da disseminação do conhecimento. É muito comum o conhecimento ficar centralizado em alguns profissionais, pois isto é uma conseqüência natural e associada ao grau de dedicação que cada indivíduo dispensa às suas atividades. Portanto, pretende-se com este trabalho fornecer uma base teórica para futuros treinamentos associados a sistemas de proteção de usinas. No decorrer dos próximos anos a Eletrosul passará por um processo de contratação de novos colaboradores, visando atender a demanda dos novos empreendimentos de geração, e a qualificação destas pessoas será uma das atribuições da Engenharia de Manutenção.

Sob o prisma da engenharia de manutenção propriamente dita, este trabalho pretende estabelecer um ponto de partida para construir uma filosofia de manutenção que tenha como objetivo preservar a disponibilidade da planta. Portanto, a engenharia de manutenção da proteção, além de buscar manter os sistemas em plenas condições de uso, deve também interagir com as equipes de manutenção de campo e operação visando identificar possíveis pontos de falhas nos geradores e sistemas associados. Esta prática possibilitará uma maior agilidade na tomada de decisões, inspeções e recuperações de unidades geradoras.

Nesta fase inicial de implantação das usinas, as informações dos sistemas proteção devem ser armazenadas em um banco de dados, principalmente após o comissionamento, pois serão praticamente o ponto de partida da manutenção dos geradores.

No Capítulo 5 buscou-se relacionar os eventos de proteção com a interpretação de possíveis defeitos no gerador. Para o tratamento adequado das informaçãoes disponibilizadas pelos relés digitais e oscilógrafos, o conhecimento teórico das características das unidades de proteção é fundamental. Desta forma, este trabalho visa contribuir com esta atividade, buscando aglutinar os conceitos básicos associados às funções de proteção e sua relação com os defeitos no grupo gerador.

É natural, com o decorrer do tempo, que as técnicas de engenharia de manutenção de usinas, na Eletrosul, possam evoluir para alternativas envolvendo inteligência artificial e manutenção baseada na condição do equipamento. Além disso, acredita-se que estas técnicas poderão tornar-se objeto de estudos para trabalhos futuros de outros profissionais da empresa.

Anexos

174

7 ANEXOS

7.1 Matrizes de compensação

Para a aplicação da unidade 87U, discutida no item 3.3, é necessária a compensação da influência da ligação do transformador elevador na malha diferencial. Isto é realizada pelas matrizes da Tabela 7-1.

Tipo da Matriz

Defasagem no sentido anti-horário

Matriz

M(0) 0º

M(1) 30º

M(2) 60º

M(3) 90º

M(4) 120º

M(5) 150º

M(6) 180º

M(7) 210º

M(8) 240º

M(9) 270º

M(10) 300º

Anexos

175

M(11) 330º

M(12) 0º ou 360º

Tabela 7-1 - Matrizes de compensação

7.2 Código para o caso UHPJ no software Anafas

A simulação da influência de UHPJ no sistema elétrico sob condições de falta, foi realizada com o arquivo BR0912.ana, obtido do site da ONS. O ano de referência utilizado foi 2009, por tratar-se da previsão inicial de entrada em operação da usina A Figura 7-1 ilustra as barras criadas para a representação de UHPJ no Anafas.

Figura 7-1 - Esquema utilizado para implementar o caso UHPJ no Anafas

A Figura 7-2 e a Figura 7-3 mostram a implementação deste

circuito no Anafas.

Figura 7-2 - Declaração das máquina e transformadores de UHPJ

Anexos

176

Figura 7-3 - Dados das máquinas, transformadors e LTs de UHPJ

7.3 Arquivos para o caso UHPJ utilizando software ATPDraw

Figura 7-4 - Arquivo para simulação utilizando fontes equivalentes no ATP

Referências

178

8 REFERÊNCIAS [1] Usina Hidrelétrica Passo São João, Diagrama unifilar de medição, proteção e controle, Eletrosul, 2009.

[2] http://www.ons.org.br/download/basedados/curtocircuito/RE_3_061_2009.zip.

[3] G. Kindermann, Curto-circuito, Edição do Autor, 2003. [4] Technical Description and Operation Manual Generator CB 767/100-54 TB4,

Electrosila/EnergPower, 2009. [5] LT 69kV Passo São João – São Luiz Gonzaga – Parâmetros elétricos,

Eletrosul, 2009. [6] A.P. Moura, A..A.F. Moura, L.A. Santos, F.L. Serpa, Cálculo de curto-circuito usando componentes de fase em sistemas de distribuição com geração distribuída, XIII Eriac, 2009.

[7] G. Kindermann, Proteção de sistemas elétricos de potência, V.3, Edição do Autor, 2008.

[8] H.J. Herrmann, Stator earth fault protection – 100% protection range, Siemens, 2007.

[9] H.J. Herrmann, Rotor-earth-fault protection, Siemens, 2007. [10] P.M. Anderson, Power System Protection, McGraw-Hill, 1998. [11] D. Reimert, Protective relaying for power generation systems, Taylor

& Francis, 2005. [12] J. Mamede Filho, Manual de Equipamentos Elétricos, LTC, 2005. [13] www.cepa.if.usp.br/energia/energia2000/turmaB/grupo4/apresentacao

/hidreletrica_arquivos/Image6.gif [14] P. Kundur, Power System Stability and Control, McGraw-Hill, 1994. [15] J.A.F. Melo, Geradores síncronos – Curvas de capacidade, CHESF, 1977. [16] M.E. El-Hawary, Eletrical Energy Systems, CRC Press, 2000. [17] F.J. Mercede, Fault Calculations for Industrial & Commercial Power Systems,

IEEE, 1994. [18] SEL-300G Instruction Manual, Schweitzer Engineering Laboratories,

2008. [19] 7UM62 Multifuncional Machine Protection Manual,V4.6, Siemens, 2005. [20] IEEE Std C37.102 - IEEE Guide for AC Generator Protection, IEEE,

2006. [21] IEEE Std C37.91 - IEEE Guide for Protecting Power Transformers, IEEE,

2008. [22] IEEE Std C37.106 - IEEE Guide for Abnormal Frequency Protection of

Power Generating Plants, IEEE, 2003

Referências

179

[23] IEEE Std C37.101 - IEEE Guide for Generator Ground Protection, IEEE, 2006.

[24] I. Brncic´, Z. Gajic´,S. Roxenborg, T. Bengstsson, Adaptive 100% Stator Earth Fault Protection on Third Harmonic Voltage Measurement , Cigré, Moscow, 2007.

[25] L. Underwood, Setting 100% Stator Ground Fault Detection Elements in the SEL-300G Relay- AG2005-08, Schweitzer Engineering Laboratories.

[26] J.F.M.Carvalho, G.P. Caldas, Apostila do curso de proteção de geradores, Eletrosul, 2008.

[27] P.K. Maezono, Proteção de Geradores – Curso Filosofia de Proteção de Geradores, Schweitzer Engineering Laboratories, 2006.

[28] C.J. Mozina, R.F. Arehart, Inadvertent energizing protection of synchronous generators, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 4, No.2, Abril de 1989.

[29] G.C. Stone, E.A. Boulter, I. Culbert, H. Dhirani, Electrical Insulation for Rotating Machines – Design, Evaluation, Aging, Testing e Repair, IEEE, 2004.

[30] IEEE Std C62.92.2 - IEEE Guide for the Application of Neutral Grounding in Electrical Utility Systems Part II – Grounding of Synchronous Generator Systems, IEEE, 1989.

[31] W.F. Mackenzie, J.A. Imhof, C. Dewey, E.J. Emmerling, F.H. Freer, S.H. Horowitz, C.L. Wagner, Loss-of-Field Relay Operation during System Disturbances Working Group Report – June 1971, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-94, no. 5, September/October 1975.

[32] C. Sumereder, Statistical Lifetime of Hydro Generators and Failure Analysis, IEEE Transactions on Dieletrics and Electrical Insulation,Vol.15, No.3, Junho de 2008.

[33] Hydrogenerator Failures – Results of Survey, CIGRE Study Committee SC11, EG11.02, 2002.

[34] G. Kindermann, Proteção de Sistemas Elétricos de Potência, V.2 , Edição do Autor, 2005.

Proteção de Unidades Geradoras

Documents

Transcript of Proteção de Unidades Geradoras