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Controle e Proteção de Geradores
Sistemas elétricos – CATEL Módulo III
Controle de Geração
Existem quatro condições que devem ser atendidas por dois
ou mais geradores para que possam ser paralelados:
1- Eles devem ter a mesma seqüência de fase.
2- Eles devem operar a mesma freqüência.
3- Eles devem operar a mesma tensão.
4- Eles devem ser sincronizados isto é, devem estar em fase.
Controle de Geração
Condicão 1 - Mesma seqüência de fase.
A seqüência de fase é determinada pelas conexões com o
barramento. A fase A dan primeira fonte deve encontrar a fase A da
segunda fonte. A fase B de uma com a fase B da
outra e a fase C com a fase C.
Condicão 2 - Mesma freqüência
A segunda condição para paralelismo é
que ambos os geradores devem operar na
mesma freqüência. Na figura abaixo, pode-
se ver que o turbo gerador 2 (TG2) está
com a frequência ( velocidade de rotação )
maior que o turbo gerador 1 (TG1).
Para igualar a freqüência do gerador com a
freqüência da barra ajuste a velocidade
do acionador através da chave de controle de
freqüência existente no painel de controle. A
figura abaixo mostra os dois geradores
rodando com a mesma velocidade e em fase.
Condição 3 - Mesma Tensão
A terceira condição, tensões iguais, é obtida pelo ajuste da corrente de
campo do gerador, atuando-se no botão de ajuste de tensão localizado
no painel de controle. A figura abaixo mostra tensões com diferenças
tanto na amplitude quanto na freqüência.
Controle de Geração
Condição 4 - Os sinais deverão estar em fase (Sincronizados).
É possível ter-se tensões e freqüências iguais e ainda ter-se os
sinais defasados (fora de fase). A figura abaixo mostra dois sinais de
tensão de mesma amplitude e mesma freqüência, pois os dois
rotores completam uma revolução no mesmo intervalo de tempo.A operação de sincronização e o estabelecimento do paralelismo
pode ser feita automaticamente através do sincronizador
automático ou manualmente.
O sincronizador automático deve receber sinal de tensão das duas
fontes a serem paraleladas, a fim de compará-los e enviar os
comandos para a correção da frequência e/ou da tensão do grupo
gerador que vai entrar em paralelo.
Quando é feito o sincronismo manual, o operador deve observar os
instrumentos de sincronização.
Controle de Geração
instrumentos de sincronização, que são :
- Voltímetro Duplo Þ indica a tensão da barra e do gerador que vai
entrar em paralelo.
- Frequencímetro duplo Þ indica a frequência da barra e do gerador
que será paralelado.
- Sincronoscópio indica o instante em que as fontes estão em fase,
e pelo sentido do giro
de seu ponteiro também indica se o gerador está com a frequência
maior ou menor do que a da barra.
Controle de Geração
Controle de Geração
Controle de Geração
MODOS DE OPERAÇÃO “ISÓCRONO” E “DROOP”
Existem duas maneiras de operar os turbogeradores: o
modo de operação “droop” e o “isócrono”.
Estes modos se referem ao comportamento do “set-
point” do controle de velocidade da turbina de potência.
Controle de Geração
DROOP
Controle de Geração
Controle de Geração
GERADORES OPERANDO EM PARALELO
PRINCÍPIOS DO PARALELISMO
Quando duas fontes de potência são colocadas em paralelo, a
tensão do sistema e de cada fonte serão iguais, enquanto que a
capacidade de potência do sistema será a soma das capacidades
das unidades em paralelo. Isto significa que operando-se duas ou
mais unidades em paralelo, a tensão do sistema pode ser mantida
no valor desejado, e a capacidade de carga do sistema ‚ aumentada.
Unidades de diferentes potências nominais podem ser paraleladas
desde que as tensões individuais sejam as mesmas e que elas
possam dividir a carga proporcionalmente a suas capacidades
individuais
- Modo de Operação droop: A máquina está
operando em “droop” quando assume toda a
carga que é ordenada pelo operador, mesmo
que para isso tenha que reduzir a velocidade.
O “droop” é representado por uma percentagem
(%) da perda de velocidade entre a potência zero
(potência em vazio) e a potência nominal
(potência máxima de trabalho).-
Controle de Geração
ISÓCRONO
Controle de Geração
- Modo de Operação “isócrono”: a máquina
está operando em “isócrono” quando ao
absorver ou ceder carga, a sua velocidade é
mantida constante, e portanto também é
mantida constante a freqüência do barramento
( 60 Hz ).
Controle de Geração
GERADORES OPERANDO EM PARALELO:
DIVISÃO DE CARGA ATIVA
Para que a divisão de cargas se processe é necessário alterar
ligeiramente o “setpoint” de freqüência. Assim, para reduzir a potência
fornecida por uma máquina é necessário diminuir a referência de
freqüência e para aumentar a carga é necessário aumentá-la.
Ao operarmos duas máquinas em paralelo onde ambas estejam em
“droop”, o operador necessita apenas de acelerar a máquina
manualmente até a carga desejada que o sistema se mantém de forma
estável. Em uma condição transitória, onde uma carga seja
introduzida no sistema, ambas máquinas tenderão a absorver parte do
esforço extra.
Controle de Geração
Controle de Geração
A condição de estabilidade de operação é alcançada em qualquer
divisão de cargas.
Para o caso descrito anteriormente a potência total é de 10 MW e
dividimos igualmente 5 MW para cada TG, porém poderíamos
operar em 8 e 2 MW ou até 1 e 9 MW.
Para a condição onde ambos os TG’s estão em isócrono a
condição estável nunca é alcançada. Neste caso é necessário
ativar uma malha secundária de controle de velocidade que
execute a divisão de carga ativa ( “load sharing” ).
Controle de Geração
Controle de Geração
Para a condição em que se tem uma máquina em isócrono e a outra em
droop é fácil observar que também temos um ponto de equilíbrio na
operação, logo temos a operação estável. Uma das vantagens deste
modo de operação é promover a limitação de esforço em um TG que por
ventura esteja com algum problema.
A
Controle de Geração
CURVA DROOP PARA CARGA REATIVA
Assim como existem dois modos de controlar a divisão de potência ativa
dos geradores ( isócrono e droop ), existem também dois modos de
controlar a divisão de potência reativa: "droop” e "não droop" (no droop).
CURVA "NO DROOP"
Controle de Geração
Proteção de Geradores
Proteção da geração principal
A proteção dos geradores principais devem ser
a mais simples possível.
Para geradores principais com potência superior a
1000kVA recomenda-se a seguinte proteção
mínima:
Proteção de Geradores
Proteção de sobre corrente com restrição de tensão -
51V – (proteção de sobre corrente de "backup")
• A função dessa proteção é desconectar o gerador quando uma falta no
sistema não foi interrompida por outro dispositivo de proteção após
decorrido um tempo de retardo.
• Essa função serve para proteger os componentes do sistema de
distribuição contra danos excessivos e o gerador e seus auxiliares de
exceder os limites térmicos. Em sistemas industriais e comerciais, onde o
gerador é conectado a um barramento, usa-se um relé de sobre corrente,
função 51V.
Proteção de Geradores
O uso de relés de sobrecorrente normais apresentam um dilema para
se determinarem os corretos ajustes de tempo e corrente. Se o tempo
e corrente são ajustados muito baixos, o relé pode atuar
desnecessariamente em condições normais de sobrecarga do gerador.
Se são ajustados muito altos, para permitir coordenação e seletividade
com os dispositivos a jusante, o relé pode não responder
adequadamente, em função da característica de decaimento da
corrente de falta do gerador, mostrada na figura seguinte.
Proteção de Geradores
Proteção de sobrecorrente com restrição de tensão -
51V – (proteção de sobrecorrente de "backup") (cont.)
Curva de decaimento da corrente de falta de um gerador
Proteção de Geradores
Proteção de sobrecorrente com restrição de tensão - 51V
(proteção de sobrecorrente de "backup") (cont.)
Os relés de sobrecorrente usados são especialmente construídos para
operar em função da tensão e da corrente do sistema. Quando a
magnitude da tensão decai a um determinado valor, a curva tempo
corrente é modificada para tornar o relé mais sensível.
Existem dois tipos de relés normalmente usados: relé de sobrecorrente
com restrição de tensão e relé de sobrecorrente com tensão controlada.
Proteção de Geradores
O relé de sobrecorrente com restrição de tensão, utilizado na Bacia de
Campos, consiste em um relé de sobrecorrente com entrada adicional
de tensão.
A 100% de tensão a curva tempo-corrente é coordenada com
os demais dispositivos do sistema.
À medida que a tensão cai, o valor de "pick-up" e o dial de tempo também decaem, de forma a tornar o relé mais sensível. É
importante lembrar que durante um curto circuito a tensão do sistema cai sensivelmente, conforme figura seguinte
Proteção de Geradores
Curva de decaimento
da
corrente de falta de um
gerador
e relé de sobrecorrente
com
restrição de tensão
Proteção de Geradores
Proteção de reversão de potência ativa (32)
Essa função, também conhecida como anti-motorização, protege
principalmente o acionador (turbina, motor diesel, etc.), detectando a
reversão do fluxo de potência que pode ocorrer se o acionador perder
sua energia de entrada,.
Por exemplo no caso do estrangulamento da válvula de admissão, sem
abertura do disjuntor do gerador. Nessas condições o gerador passa a
funcionar como motor, absorvendo energia do sistema. Uma turbina a
vapor pode sobre aquecer devido a perda do efeito de resfriamento
provocado pelo vapor, um motor a diesel ou a gás pode pegar fogo ou
explodir.
Proteção de Geradores
A magnitude da potência de motorização suportada varia
consideravelmente em função do tipo de acionador, como mostrado na
tabela seguinte.
Essa proteção só faz sentido quando o gerador está operando em
paralelo com outros geradores e/ou com o sistema da concessionária.
Proteção de Geradores
Máxima potência de motorização para acionadores
Turbina a vapor 3%
Turbina hidráulica 0,2%
Turbina a gás 50%
Motor diesel 25%
Proteção de perda de campo (40)
Esse dispositivo é sensibilizado quando o sistema de excitação
do gerador é perdido. Essa proteção é importante quando o
gerador está operando em paralelo com outros geradores e/ou
com o sistema da concessionária, não sendo necessária para um
gerador operando isolado. Se um gerador perder sua excitação
de campo, ele continuará operando como um gerador de indução,
obtendo sua excitação das outras máquinas do sistema. Quando
isso ocorre o rotor rapidamente sobre aquece devido as correntes
de freqüência de escorregamento induzidas nele.
Proteção de Geradores
O sistema também é prejudicado, pois é forçado suprir a perda de potência reativa na saída da máquina com problema, além da
potência reativa para excitar o gerador.
Isso é perigoso tanto no caso do sistema não possuir capacidade de reativo suficiente para essa condição, causando
instabilidade, ou, se possuir, os sistemas de excitação das outras máquinas irão operar em níveis perigosamente altos,
causando sobreaquecimento.
Essa proteção também é conhecida como reversão de potência reativa.
Proteção de Geradores
Principais proteções típicas de geradores
Proteção diferencial (87)
A proteção diferencial provê um método para rápida detecção de curto interno no gerador, permitindo que ele seja rapidamente
removido de serviço para limitar a extensão dos danos.
Como o próprio nome indica, ele mede a diferença
entre as correntes que circulam interna e externamente ao gerador.
Em situação normal essas correntes são iguais (corrente que entra = corrente que sai) e a diferença entre elas é zero.
Se houver um curto interno ao gerador, a diferença será maior que zero.
Proteção de Geradores
A proteção diferencial pode
também ser usada
para proteger
transformadores, motores ou
barras. É importante lembrar
que a sua zona de
proteção está entre os TCs,
ou seja, irá atuar
para faltas que ocorrerem em
pontos entre os
TCs.
Proteção diferencial (87)
Proteção
Proteção de Geradores
A proteção diferencial irá
atuar para faltas em
qualquer ponto da área
vermelha
Proteção de Geradores
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