Caracterização dos Arranques da Central Termoelétrica de Laresfiles.isec.pt/DOCUMENTOS/SERVICOS/BIBLIO/Teses/Tese_Mest_Rodolfo... · i Agradecimentos Um agradecimento particular

Instituto Politécnico de Coimbra

Instituto Superior de Engenharia de Coimbra

Departamento de Engenharia Eletrotécnica

Caracterização dos Arranques da Central Termoelétrica de Lares

Rodolfo Manuel Conceição Pereira

Relatório de Estágio para obtenção do Grau de Mestre em

Automação e Comunicações em Sistemas de Energia

Coimbra

Dezembro 2012

Instituto Politécnico de Coimbra

Instituto Superior de Engenharia de Coimbra

Departamento de Engenharia Eletrotécnica


Orientadores: Professor Adelino Pereira, ISEC

Professora Rita Pereira, ISEC

Supervisores: Eng.º António Oliveira, EDP

Eng.º Bruno Tereso, EDP

Rodolfo Manuel Conceição Pereira

Relatório de Estágio para obtenção do Grau de Mestre em

Automação e Comunicações em Sistemas de Energia

Coimbra

Dezembro 2012

i

Agradecimentos

Um agradecimento particular à minha família pelo apoio prestado ao longo da minha vida

e, essencialmente, nesta fase. De igual modo, agradeço às pessoas que me ajudaram na

elaboração deste relatório e que me acompanharam ao longo destes últimos tempos apoiando-

me nos momentos mais difíceis.

O meu agradecimento aos meus supervisores de estágio na Central Termoelétrica de Lares,

Eng.º António Oliveira e Eng.º Bruno Tereso, pelos documentos facultados e pelos

esclarecimentos prestados às questões mais pertinentes colocadas no decorrer do estágio.

Agradeço aos meus orientadores de estágio, Eng.º Adelino Pereira e Eng.ª Rita Pereira por

me terem proporcionado este estágio num centro electroprodutor do grupo Energias de

Portugal (EDP) e pelas sucessivas orientações e revisões ao longo do progresso do meu

relatório.

O meu agradecimento aos colaboradores da Central de Ciclo Combinado de Lares pelo

bom acolhimento e pela disponibilidade demonstrada na partilha de informação que enriqueceu a

minha aprendizagem e possibilitou o esclarecimento das minhas dúvidas que surgiram no

decorrer do estágio.

iii

Resumo

A energia elétrica detém, atualmente, uma importância extrema para a sociedade, uma vez

que representa uma necessidade imprescindível para o bem-estar comum das pessoas e para o

desenvolvimento socioeconómico de um país. A energia elétrica é produzida em centros

electroprodutores específicos que garantem a sua produção em função do seu consumo.

No presente relatório, é efetuada uma abordagem ao conceito de energia e aos vários tipos

de centrais elétricas existentes. No caso específico das centrais termoelétricas é feita uma

introdução aos ciclos termodinâmicos que as caraterizam.

Devido à complexidade do processo de conversão de energia em centrais termoelétricas de

ciclo combinado é efetuada uma apresentação descritiva dos principais sistemas e

equipamentos existentes na Central Termoelétrica de Lares afetos à produção de energia

elétrica. Faz-se igualmente referência à estrutura organizacional deste centro electroprodutor e

às políticas energéticas do grupo EDP.

Numa fase inicial do estágio foi possível acompanhar as tarefas efetuadas pelos

colaboradores da Central Termoelétrica de Lares no âmbito de manutenção preventiva e

corretiva, sendo que algumas se encontram descritas no presente relatório. Com o decorrer do

estágio, foram propostos temas e tarefas a desenvolver, tais como, o estudo da caracterização

dos arranques efetuados na Central Termoelétrica de Ciclo Combinado de Lares, o estudo das

proteções existentes nos transformadores de potência e o desenvolvimento de um programa

suscetível de monitorizar os tempos de arranque de uns motores de corrente contínua com

recurso a um autómato da Siemens.

Este estágio, ao ser realizado num dos centros electroprodutores do grupo EDP, permitiu a

minha integração num contexto real de trabalho e possibilitou o aprofundamento e

consolidação dos conhecimentos adquiridos em contexto académico.

Palavras-chave: Central termoelétrica, Central de ciclo combinado, Caracterização de

arranques, Turbina a gás, Turbina a vapor, Produção energia elétrica.

v

Abstract

At present, electric power is of utmost importance to society, since it represents an

essential requirement for the common well-being of populations and the socioeconomic

development of countries. Electric power is generated in specific electricity generating power

stations that guarantee its generation in accordance with its consumption.

In this report, an approach is made to the concept of energy and the various types of

existing electric power stations. In the specific case of thermoelectric power stations, an

introduction is made to the thermodynamic cycles that characterize them.

Due to the complexity of the process of generation of electric power in combined cycle

power stations, this report describes the main existing systems and equipment at the Lares

Thermoelectric Power Station linked to the generation of electric power. Reference is also

made to the organizational structure of this electricity generating power station and the energy

policies of the EDP group.

In an early stage of the internship, I was able to follow the tasks performed by the staff

members of the Power Station within the framework of preventive and corrective

maintenance, and some of these tasks are described in the present report. As the internship

progressed, several themes and tasks were proposed to be developed, such as, the study of the

characterization of the startups that took place at the Lares Combined Cycle Thermoelectric

Power Station, the study of the existing protections in the power transformers and the

development of a software capable of monitoring the startup times of some DC motors, with

use of a Siemens automaton.

This internship, taking place at one of the electricity generating power stations of the EDP

group, allowed for my integration in a real work context, as well as for the development and

consolidation of the knowledge acquired in an academic context.

Keywords: Thermoelectric power station, Combined cycle power station, Characterization of

startups, Gas turbine, Steam turbine, Electric power generation.

vii

Índice

Agradecimentos ......................................................................................................................... i Resumo ..................................................................................................................................... iii Abstrat ....................................................................................................................................... v Índice ....................................................................................................................................... vii Índice de Figuras ..................................................................................................................... ix Índice de Quadros .................................................................................................................. xii Simbologia e Abreviaturas ................................................................................................... xiii

Lista de Abreviaturas ...........................................................................................................xiii Unidades .............................................................................................................................. xiv

Capítulo 1 – Introdução ........................................................................................................... 1 1.1 – Enquadramento .............................................................................................................. 1 1.2 – Objetivo do Estágio........................................................................................................ 2 1.3 – Estrutura do Relatório .................................................................................................... 3

Capítulo 2 – Produção de Energia Elétrica ............................................................................ 5 2.1 – Considerações de Energia .............................................................................................. 5

2.1.1 – Definição de Energia Potencial ............................................................................. 5 2.1.2 – Definição de Energia Cinética .............................................................................. 5 2.1.3 – Princípio da Conservação da Energia ................................................................... 6

2.2 – Tipos de Centrais Elétricas ............................................................................................ 7 2.3 – Diferença entre Centrais Térmicas Clássicas e de Ciclo Combinado ............................ 9 2.4 – Princípios Termodinâmicos ......................................................................................... 10

2.4.1 – Descrição do Ciclo de Rankine ........................................................................... 11 2.4.2 – Descrição do Ciclo de Brayton ........................................................................... 12 2.4.3 – Termodinâmica em Centrais de Ciclo Combinado ............................................. 13

Capítulo 3 – Apresentação da Central Termoelétrica de Lares ........................................ 15 3.1 – Organização das Pessoas.............................................................................................. 16 3.2 – Política Energética ....................................................................................................... 17 3.3 – Descrição da Central Termoelétrica de Lares .............................................................. 17 3.4 – Descrição dos Sistemas da Central .............................................................................. 19

3.4.1 – Sistema de Queima e Produção de Vapor ........................................................... 19 3.4.2 – Caldeira Recuperativa ......................................................................................... 21 3.4.3 – Caldeira Auxiliar ................................................................................................. 23 3.4.5 – Condensador ........................................................................................................ 24 3.4.6 – ITA - Instalações de Tratamento de Águas ......................................................... 27 3.4.7 – Sistema de Combate a Incêndios......................................................................... 28 3.4.8 – Sistema de Ar Comprimido ................................................................................. 29 3.4.9 – Abastecimento de Gás ......................................................................................... 30 3.4.10 – Performance Heater ........................................................................................... 30 3.4.11 – Sala de Comando............................................................................................... 32 3.4.12 – Sistema de Conversão de Energia ..................................................................... 33 3.4.13 – LCI – Load Commutated Inverter ..................................................................... 44

viii

3.4.14 – Disjuntor de Grupo ............................................................................................ 45 3.4.15 – Transformadores ................................................................................................ 46 3.4.16 – Parque de Linhas ............................................................................................... 49 3.4.17 – Esquema Elétrico Unifilar da Central ................................................................ 50 3.4.18 – Sistemas de Emergência de Energia Elétrica .................................................... 51

Capítulo 4 – Tarefas Realizadas ............................................................................................ 53 4.1 – Programação de um Autómato da Siemens ................................................................. 53 4.2 – Estudo das Proteções dos Transformadores ................................................................ 59 4.3 – Reparação de uma Gaveta de Comando ...................................................................... 67 4.4 – Teste a um Transformador de Corrente ....................................................................... 71 4.5 – Barramento de Média Tensão ...................................................................................... 75 4.6 – Sobreaquecedor Elétrico .............................................................................................. 81 4.7 – Teste às Escovas de Terra do Alternador .................................................................... 84 4.8 – Substituição dos Filtros de Sílicas do Analisador de Hidrogénio ............................... 90

Capítulo 5 – Arranques da Central Termoelétrica .............................................................. 93 5.1 – Influência do Mercado Energético nos Arranques ...................................................... 93 5.2 – Caracterização dos Arranques ..................................................................................... 97

5.2.1 – Procedimento de Caracterização dos Arranques ................................................. 98 5.2.2 – Considerações Sobre as Curvas Características ................................................ 100 5.2.3 – Descrição da Caracterização dos Arranques Através do PI .............................. 101 5.2.4 – Descrição da Caracterização dos Arranques Através do PI ProcessBook......... 104

5.3 – Estudo Prático da Caracterização dos Arranques ...................................................... 106 5.3.1 – Metodologia de Cálculo..................................................................................... 107 5.3.2 – Informações Sobre a Curva de Potência ............................................................ 108 5.3.3 – Caracterização dos Arranques a Quente ............................................................ 109 5.3.4 – Caracterização dos Arranques a Morno............................................................. 111 5.3.5 – Caracterização dos Arranques a Frio ................................................................. 115 5.3.6 – Comparação das Curvas Características com as Curvas de Referência ............ 119

5.4 – Conclusão do Estudo Prático dos Arranques ............................................................ 122 Capítulo 6 – Conclusão ......................................................................................................... 125 Capitulo 7 – Bibliografia ...................................................................................................... 127 Anexo A .................................................................................................................................. 129 Anexo B .................................................................................................................................. 133 Anexo C .................................................................................................................................. 139 Anexo D .................................................................................................................................. 143 Anexo E .................................................................................................................................. 155 Anexo F .................................................................................................................................. 159 Anexo G ................................................................................................................................. 165 Anexo H ................................................................................................................................. 169 Anexo I ................................................................................................................................... 173 Anexo J ................................................................................................................................... 177 Anexo K ................................................................................................................................. 191

ix

Índice de Figuras

Fig. 1.1 – Evolução do consumo elétrico em TWh .................................................................... 1 Fig. 2.1 – Barragem da Aguieira; Parque eólico do Cadafaz………………………………………….7

Fig. 2.2 – Central de Setúbal - Fuelóleo; Central de Sines - Carvão; Central do Ribatejo - CCTG . 8 Fig. 2.3 – Ciclo de transformação da água vapor ..................................................................... 11 Fig. 2.4 – Diagrama T-S ideal do ciclo Rankine com um nível de reaquecimento .................. 11 Fig. 2.5 – Processos de transformação numa TG ..................................................................... 12 Fig. 2.6 – Diagrama T-S ideal do ciclo de Brayton .................................................................. 12 Fig. 2.7 – Ciclos termodinâmicos em condições ideias de uma central de ciclo combinado com três níveis de reaquecimento de vapor ............................................................ 13 Fig. 2.8 – Esquema descritivo do funcionamento de uma Central de Ciclo Combinado ......... 13 Fig. 3.1 – Localização da Central de Ciclo Combinado de Lares………………….……………….15

Fig. 3.2 – Modelo organizacional da Central Termoelétrica de Lares ..................................... 15 Fig. 3.3 – Disposição geral da Central Termoelétrica de Lares ............................................... 18 Fig. 3.4 – Tomada de ar, vista exterior; Filtros cilíndricos no interior da tomada de ar .......... 19 Fig. 3.5 – Mímico de monitorização do cone de exaustão TG; Cone de exaustão TG ............ 20 Fig. 3.6 – Queimador da TG ..................................................................................................... 20 Fig. 3.7 – Visão geral da caldeira recuperativa ........................................................................ 21 Fig. 3.8 – Tubulares com alhetas; Tubulares com discos ......................................................... 21 Fig. 3.9 – Interior do barrilete de alta pressão; Barrilete de alta e baixa pressão; Bomba de abastecimento do barrilete AP ................................................................................. 22 Fig. 3.10 – Mímico de monitorização e controlo dos barriletes ............................................... 22 Fig. 3.11 – Visão geral da caldeira auxiliar .............................................................................. 23 Fig. 3.12 – Queimadores da caldeira auxiliar ........................................................................... 23 Fig. 3.13 – Percurso dos gases de exaustão ; Tubulares de circulação dos gases de escape .... 24 Fig. 3.14 – Sobreaquecedor eléctrico ....................................................................................... 24 Fig. 3.15 – Condensador; Cone de exaustão da TV de baixa pressão ...................................... 24 Fig. 3.16 – Interior do condensador; Tubular da água de refrigeração .................................... 25 Fig. 3.17 – Torre de refrigeração. Vista geral; Vista ao nível dos ventiladores; Ventilador .... 25 Fig. 3.18 – Filtros de areia ou monopack; Bacia de água filtrada ............................................ 26 Fig. 3.19 – Bacia de captação do rio; Chegada aos filtros de areia; Visão geral dos filtros de areia ..... 26 Fig 3.20 – Misturador estático .................................................................................................. 27 Fig. 3.21 – Visão geral da ITA; Cadeias de produção; Desgaseificador .................................. 28 Fig. 3.22 – Sistema de combate a incêndios ............................................................................. 29 Fig. 3.23 – Sistema de ar comprimido Compressor; Secadores; Armazenamento................... 29 Fig. 3.24 – Posto de chegada do gás; Interior do posto de chegada do gás .............................. 30 Fig. 3.25 – Visão geral do Performance Heater....................................................................... 30 Fig. 3.26 – Mímico do sistema de tratamento de gás; Mímico de controlo e monitorização de gás ..... 31 Fig. 3.27 – Filtro coalescentes; Tanque de drenagem; Purificador e aquecedor de gás ........... 31 Fig. 3.28 – Sala de comando..................................................................................................... 32 Fig. 3.29 – Esquema geral do processo de produção de energia elétrica em Centrais de Ciclo

Combinado...........………………………………………………………………………33 Fig. 3.30 – Balanço energético da Central de Ciclo Combinado de Lares ............................... 33 Fig. 3.31 – Corte longitudinal de uma turbina a gás................................................................. 34 Fig. 3.32– Representação simplificada de uma turbina a gás ................................................... 34 Fig. 3.33 – Compressor radial; Compressor axial .................................................................... 35 Fig. 3.34 – Câmara de combustão ............................................................................................ 35

x

Fig. 3.35 – Esquema de uma câmara de combustão ................................................................ 35 Fig. 3.36 – Identificação dos principais sistemas de uma TG .................................................. 36 Fig. 3.37 – Pás móveis da TG; Pás fixas da TG....................................................................... 36 Fig. 3.38 – Turbina a vapor (vista de cima) ............................................................................. 37 Fig. 3.39 – Unidade de Pressão Hidráulica; Válvula hidráulica AP, Vista inferior e superior. 37 Fig. 3.40 – Turbina de impulsão; Turbina de reação ............................................................... 38 Fig. 3.41 – Pás móveis da turbina AP; Pás fixas da turbina AP; Pás móveis turbina BP e MP..... 38 Fig. 3.42 – Sentido do fluxo de vapor ...................................................................................... 39 Fig. 3.43 – Diafragmas ente estágios da turbina a vapor alta pressão ..................................... 39 Fig. 3.44 – Anéis de vedação da turbina AP; Labirintos; Labirinto em relação ao eixo ......... 39 Fig. 3.45 – Chumaceira. Parte superior; Parte inferior ............................................................ 40 Fig. 3.46 – Vista geral do alternador ........................................................................................ 40 Fig. 3.47 – Esquema de um alternador simplificado; Onda de tensão alternada monofásica. . 41 Fig. 3.48 – Alternador lado TG; Carro telcomandado; Ligação do alternador ao barramento 41 Fig. 3.49 – Ventilador para promover a ventilação forçada do hidrogénio. ............................ 42 Fig. 3.50 – Sistema de selagem ................................................................................................ 42 Fig. 3.51 – Anéis de selagem ................................................................................................... 43 Fig. 3.52 – Sistema de escovas de excitação (A); Suporte das escovas ................................... 43 Fig. 3.53 – Evolução da potência ativa produzida ................................................................... 44 Fig. 3.54 – Diagrama simplificado do sistema LCI ................................................................. 44 Fig. 3.55 – Módulos do LCI; Sistema de refrigeração ............................................................. 45 Fig. 3.56 – Visão geral do disjuntor de grupo; Painel de monitorização do disjuntor. ............ 45 Fig. 3.57 – Transformador auxiliar e principal de grupo ......................................................... 46 Fig. 3.58 – Descrição geral do transformador principal .......................................................... 47 Fig. 3.59 – Resistência do neutro. ............................................................................................ 47 Fig. 3.60 – Sistema de arrefecimento do óleo transformador principal. .................................. 48 Fig. 3.61 – Filtro de Sílica; Instrução para substituir as sílicas ............................................... 48 Fig. 3.62 – Visão geral do parque de linhas (Subestação); Quadro disjuntor. ......................... 49 Fig. 3.63 – Vista geral dos equipamentos de medida, proteção e das baterias de emergência. 49 Fig. 3.64 – Esquema elétrico simplificado da Central Termoelétrica de Lares ....................... 50 Fig. 3.65 – Quadros de média tensão; Quadros de baixa tensão .............................................. 50 Fig. 3.66 – Edifício elétrico de serviços comuns e auxiliares da Central Termoelétrica. ........ 51 Fig. 3.67 – Sistema de emergência. Banco de baterias; Gerador de emergência ..................... 51 Fig. 4.1 – Placa de montagem do autómato LOGO! 24RC……………...………………………..54 Fig. 4.2 – Esquema de montagem das entradas/saídas do autómato e montagem de bancada. ......54 Fig. 4.3 – Verificação dos tempos indicados pelo LOGO! através de um osciloscópio. ......... 55 Fig. 4.4 – Verificação do tempo de saída da resistência R1 (IA). ........................................... 55 Fig. 4.5 – Verificação do tempo de saída da resistência R2 (IAx). ......................................... 55 Fig. 4.6 – Sequência e tempo de arranque do motor DC. ....................................................... 56 Fig. 4.7 – Diagrama de funcionamento do programa de monitorização .................................. 56 Fig. 4.8 – Diagrama temporal de transição de pulso. ............................................................... 58 Fig. 4.9 – Teclas de transição entre mensagens. ...................................................................... 58 Fig. 4.10 – Parte frontal da gaveta; Retaguarda da gaveta. ...................................................... 67 Fig. 4.11 – Esquema simplificado de um contator electromagnético ...................................... 68 Fig. 4.12 – Campo magnético (H) gerado por uma bobine...................................................... 68 Fig. 4.13 – Diagrama esquemático do contator ....................................................................... 68 Fig. 4.14 – Força de atração em funçao da corrente que percorre a espira. ............................. 69

xi

Fig. 4.15 – Diagrama esquemático do contator AC com detalhe do anel de cobre .................. 70 Fig. 4.16 – Estado do contator avariado. .................................................................................. 70 Fig. 4.17 – Lei de Ampere - Regra da mão direita. .................................................................. 71 Fig. 4.18 – Esquema de montagem do amperímetro. ............................................................... 72 Fig. 4.19 – Disposição do TI para efetuar o ensaio .................................................................. 73 Fig. 4.20 – Esquema geral do ensaio. ....................................................................................... 73 Fig. 4.21 – Ligações do TI após efetuar a intervenção. ............................................................ 74 Fig. 4.22 – Quadros alimentados pelo barramento 11BBA11 de 6,6 kV ................................. 75 Fig. 4.23 – Cela de medida do 11BBA11; Interior da cela de medida. .................................... 76 Fig. 4.24 – Esquema unifilar da cela de medida do 11BBA11. ............................................... 76 Fig. 4.25 – Esquema unifilar do barramento 230 V da cela da bomba LAC10. ...................... 78 Fig. 4.26 – Disjuntores da cela da bomba LAC10; Barramento de comando, serviços auxiliares e medida. ............................................................................................ 79 Fig. 4.27 – Disposição dos barramentos. .................................................................................. 80 Fig. 4.28 – Esquema unifilar dos barramentos de média e baixa tensão do grupo I ................ 80 Fig. 4.29 – Comparação de corrente de fuga ............................................................................ 81 Fig. 4.30 – Desmontagem do sobreaquecedor elétrico no local. .............................................. 82 Fig. 4.31 – Dedo de luva (bainha de proteção da sonda de temperatura) ................................. 82 Fig. 4.32 – Remoção do bloco de resistências. ......................................................................... 82 Fig. 4.33 – Resistências de aquecimento do vapor. .................................................................. 83 Fig. 4.34 – Quadro de comando; Módulo de tiristores removidos. .......................................... 83 Fig. 4.35 – Eixo do lado da turbina a vapor. ............................................................................ 84 Fig. 4.36 – Escovas de terra lado TG e lado TV. ..................................................................... 84 Fig. 4.37 – Sistema de terra; Esquema de ligação das escovas. ............................................... 85 Fig. 4.38 – Proteção do eixo lado TG; Suporte das escovas de terra. ...................................... 86 Fig. 4.39 – Escovas lado turbina a vapor. ................................................................................. 87 Fig. 4.40 – Micro-ohmímetro (Chauvin Arnoux CA6240); Valor da resistência em mΩ ....... 87 Fig. 4.41 – Interior do armário de controlo da TG; Carta de monitorização de correntes parasitas ...... 88 Fig. 4.42 – Bancada de teste e equipamentos. .......................................................................... 88 Fig. 4.43 – Mímico de monitorização das tensões/correntes parasitas no eixo. ....................... 89 Fig. 4.44 – Analisador de hidrogénio. ...................................................................................... 90 Fig. 4.45 – Colunas de sílicas; Indicador do estado da coluna de sílica. .................................. 91 Fig. 4.46 – Esquema de válvulas do analisador de H2 e indicação das válvulas a fechar ...................... 91 Fig. 4.47 – Desmontagem dos filtros de H2 .............................................................................. 92 Fig. 4.48 – Compartimento de sílicas substituídos. .................................................................. 92 Fig. 5.1 – Exemplificação do encontro entre oferta e procura de energia elétrica no mercado diário 94 Fig. 5.2 – Equilíbrio do SEE. ..................................................................................................... 95 Fig. 5.3 – Folha de cálculo considerada na caraterização dos arranques. ..................................... 98 Fig. 5.4 – Seleção da localização das células de data-hora, intervalo de tempo e variável a estudar. ... 99

Fig. 5.5 – Curva de potência do arranque de 98 horas considerado para exemplo. ............... 101

Fig. 5.6 – Coluna Rampa do quadro 5.4. ................................................................................ 102

Fig. 5.7 – Curva de potência em oscilação de carga (A); Curva de potência otimizada (B). . 103

Fig. 5.8 – Análise de um arranque através do PI ProcessBoock (método gráfico) ................ 104

Fig. 5.9 – Iniciação o PI ProcessBook. Criar novo projecto (A); Seleção das variáveis (B). 105

Fig. 5.10 – Janela de seleção das variáveis; Seleção de tempo e amostragem da velocidade do rotor. .................................................................................................................... 105 Fig. 5.11 – Exemplo ilustrativo de uma curva características ................................................ 108

Fig. 5.12 – Curva característica de arranque a quente. ........................................................... 110

xii

Fig. 5.13 – Curva característica de arranque a morno com temperatura do metal da TV AP superior a 400 ºC. ............................................................................................... 112

Fig. 5.14 – Curva característica de arranque a morno com temperatura do metal da TV AP inferior a 400 ºC. ................................................................................................ 114

Fig. 5.15 – Curva característica de arranque a frio com temperatura do metal da TV AP superior a 204 ºC. .............................................................................................. 116

Fig. 5.16 – Curva característica de arranque a frio com temperatura do metal da TV AP inferior a 204 ºC. ............................................................................................... 118

Fig. 5.17 – Curva característica a quente resultante do estudo prático. ................................. 119

Fig. 5.18 – Curva de referência da General Electric dos arranques a quente. ....................... 119

Fig. 5.19 – Curva característica a morno resultante do estudo com temperatura do metal da TV AP superior a 400 ºC. ................................................................................... 120

Fig. 5.20 – Curva característica a morno resultante do estudo com temperatura do metal da TV AP inferior a 400 ºC..................................................................................... 120

Fig. 5.21 – Curva de referência da General Electric dos arranques a morno ......................... 120

Fig. 5.22 – Curva característica a frio resultante do estudo com temperatura do metal da TV AP superior a 204 ºC. .......................................................................................... 121

Fig. 5.23 – Curva característica a frio resultante do estudo com temperatura do metal da TV AP inferior 204 ºC. .............................................................................................. 121

Fig. 5.24 – Curva de referência da General Electric dos arranques a frio ............................. 121

Índice de Quadros

Quadro 3.1 – Caudal nominal de vapor em função do nível de pressão. ................................. 37

Quadro 3.2 – Característica do alternador. .............................................................................. 40

Quadro 5.1 – Classificação dos arranques da Central de Ciclo Combinado de Lares………..97

Quadro 5.2 – Quadro com indicação das variáveis consideradas. ........................................... 99

Quadro 5.3 – Tabela resumida do arranque. .......................................................................... 101

Quadro 5.4 – Tabela de caracterização do arranque. ............................................................. 101

Quadro 5.5 – Legenda das cores do PI ProcessBook. ............................................................ 104

Quadro 5.6 – Classificação dos arranques para efeitos de estudo das curvas características. 106

Quadro 5.7 – Resumo dos arranques a quente. ...................................................................... 109

Quadro 5.8 – Energia média produzida na sequência de arranque a quente. ......................... 110

Quadro 5.9 – Resumo dos arranques a morno com temperatura do metal da TV AP superior a 400 ºC. ............................................................................................................. 111

Quadro 5.10 – Energia média produzida no arranque a morno. Temperatura do metal da TV superior a 400 ºC. .......................................................................................... 112

Quadro 5.11 – Resumo dos arranques a morno com temperatura do metal da TV AP inferior a 400 ºC ......................................................................................... 113 Quadro 5.12 – Energia média produzida no arranque a morno. Temperatura do metal da TV AP inferior a 400 ºC. ....................................................................... 114

Quadro 5.13 – Resumo dos arranques a frio com temperatura do metal da TV AP superior a 204 ºC. ....................................................................................... 115

Quadro 5.14 – Energia média produzida no arranque a frio. Temperatura do metal da TV superior 204 ºC. .................................................................................... 116

Quadro 5.15 – Resumo dos arranques a frio com temperatura do metal da TV inferior a 204 ºC 117

Quadro 5.16 – Energia média produzida no arranque a frio com a temperatura do metal inferior a 204 ºC. .......................................................................................... 118

xiii

Simbologia e Abreviaturas

Lista de Abreviaturas

AC Corrente Alternada ANSI American Nacional Standart Institute AP (HP) Alta Pressão (High Pressure) AT Alta Tensão BAC Nome de KKS do Disjuntor de Grupo 11BBA11 KKS do barramento de média tensão do grupo I BOP Balance Of Plant BP (LP) Baixa pressão (Low Pressure) BT Baixa tensão CCTG Central de Ciclo Combinado com uma Turbina a Gás CO2 Dióxido de carbono DC Corrente Contínua DCS Distibut Control System (Sala de comando) DLN Dry Low NOx (Queimador com baixo teor de NOx) ETEL Estação de Tratamento de Efluentes Líquidos FSNL Full Speed no Load (Velocidade máxima sem carga) GE General Electric GN Gás natural H2 Hidrogénio HMI Human Machine Interface HPU Hidraulic Power Unit (Unidade de pressão hidráulica) HRSG Nome de KKS da caldeira recuperativa I Corrente elétrica ou Intensidade em Amperes ID Instrução de despacho ITA Instalação de Tratamento da Água KKS Sistema de identificação de equipamentos para centrais elétricas LAC 10 KKS de um motor de média tensão LCI Load commuted Inverter Mn Minuto MP Média Pressão (Medium Pressure) MT Média Tensão NOx Óxidos de azoto P Potência ativa [W] PCH Pequenas Centrais Hídricas Pmec Potência mecânica PRE Produção em Regime Especial R Resistência [Ω] REN Redes Energéticas Nacionais RSU Resíduos Sólidos Urbanos SEE Sistema de Energia Elétrica Seg Segundo Temp Temperatura em graus Celsius TG Turbina a Gás TI Transformador de Corrente TT Transformador de Tensão TV Turbina a Vapor

xiv

Unidades

µ micro (10-6) µS microSiemens A Ampere Cal/g Caloria/grama cc/min Centímetro cúbico por minuto cm Centímetro Hz Hertz J Joule kg Quilograma kg/h Quilograma hora kg/s Quilograma segundo kV Kilovolts m metro mbar Milibar ms Milissegundo m/s Metro por segundo m/s2 Metro por segundo ao quadrado m3/s Metro cúbico por segundo MW Mega Watt MWh MWh – Mega Watt-hora MΩ Mega-ohm (106) Nm3 Normais metros cúbicos RPM Rotações Por Minuto S Siemens [Ω-1] t/h Tonelada por hora TWh Terra Watt-hora V Tensão elétrica W Potência (Watt)

Capítulo 1 – Introdução

Rodolfo Manuel Conceição Pereira 1

Capítulo 1 – Introdução 1.1 – Enquadramento

A energia elétrica representa, atualmente, um bem essencial e indispensável para o bem-

estar da população, uma vez que esta se apresenta como uma das fontes mais recorrentes de

energia. A figura 1.1 ilustra a evolução do seu consumo entre 2001 e 2010 em função da fonte

primária de energia usada na sua produção.

Fig. 1.1 – Evolução do consumo elétrico em TWh [1].

A energia elétrica é produzida em centrais electroprodutoras e é posteriormente distribuída até ao consumidor final. Em Portugal, a energia elétrica é transportada e distribuída, geralmente, através de linhas aéreas caracterizadas pelos níveis de tensão, sendo estas as linhas de Muito Alta Tensão (MAT) (400 kV, 220 kV, 150 kV), Alta Tensão (AT) (100 kV, 60 kV), Média Tensão (MT) (30 kV, 15kV, 6 kV) e Baixa Tensão (BT) (400 V/230 V). As

linhas MAT estão associadas ao transporte, sendo as linhas AT, MT e BT associadas a

distribuição.

As centrais electroprodutoras diferenciam-se pela energia primária que utilizam na produção de energia elétrica. A evolução tecnológica proporcionou, ao longo destas últimas duas décadas, o aumento dos rendimentos e das potências disponibilizadas nos centros electroprodutores. A dependência e as reservas finitas de combustíveis fósseis levaram a sociedade a repensar novos métodos para gerar energia elétrica. O aproveitamento de energias renováveis, tais como, a energia eólica, hídrica e solar, tem vindo a revelar-se, cada vez mais, uma excelente aposta para satisfazer as nossas necessidades energéticas. Em Portugal, o aproveitamento de energias renováveis assumiu, nos últimos anos, um papel importante na diversificação energética do país, nomeadamente através do aumento da potência instalada em parques eólicos. Apesar das inúmeras vantagens da utilização de energias renováveis na produção de energia elétrica, as centrais termoelétricas que utilizam, tipicamente, combustíveis fósseis (carvão, GN, fuelóleo) na produção de eletricidade continuam a ser preponderantes, uma vez que os centros electroprodutores que dependem de energias renováveis não permitem garantir uma produção contínua e controlável de energia elétrica.

Saldo Importado

Hídrica

Fuelóleo

Gás Natural

Carvão

PRE Eólica

PRE Outros

Consumo


2 Rodolfo Manuel Conceição Pereira

1.2 – Objetivo do Estágio

O principal objetivo do estágio efetuado num dos centros electroprodutores do grupo EDP

foi a minha integração num contexto real de trabalho de forma a aprofundar e consolidar os

conhecimentos académicos. Ao longo do estágio foi possível acompanhar diversas tarefas

efetuadas pelos colaboradores da Central Termoelétrica de Ciclo Combinado de Lares, sendo

que algumas dessas tarefas encontram-se relatadas.

De forma a realizar o presente documento, os supervisores de estágio propuseram o

desenvolvimento dos seguintes temas:

Acompanhamento de trabalhos de manutenção preventiva e corretiva realizados na

Central Termoelétrica de Lares;

O estudo das proteções dos transformadores;

Um estudo referente à caracterização dos arranques efetuados na Central Termoelétrica

de Lares de forma a identificar as curvas características de cada tipo de arranque;

Estes temas foram desenvolvidos e encontram-se descritos nos capítulos 4 e 5 do presente

documento. O capítulo 4 encontra-se dividido em subcapítulos, sendo que cada um destes faz

referência a uma determinada atividade. As atividades encontram-se organizadas pela

seguinte ordem:

Subcapítulo 4.1 – Programação de um autómato da Siemens;

Subcapítulo 4.2 – Estudo das Proteções dos Transformadores;

Subcapítulo 4.3 – Reparação de uma Gaveta de Comando;

Subcapítulo 4.4 – Teste a um Transformador de Corrente;

Subcapítulo 4.5 – Barramento de Média Tensão;

Subcapítulo 4.6 – Sobreaquecedor Elétrico;

Subcapítulo 4.7 – Teste às Escovas de Terra do Alternador;

Subcapítulo 4.8 – Substituição dos Filtros de Sílicas do Analisador de Hidrogénio;



1.3 – Estrutura do Relatório

O presente relatório de estágio encontra-se repartido em seis capítulos organizados pela

seguinte ordem e abordando os seguintes temas:

Capítulo 1 – Neste capítulo é efetuada uma introdução à importância da energia elétrica na

sociedade atual evidenciando-se as suas tendências de consumo no decorrer

dos últimos anos. São, de igual modo, apresentados os objetivos do estágio

assim como a estrutura do presente relatório.

Capítulo 2 – Neste capítulo são descritos os principais métodos usados na produção da

energia elétrica, atribuindo-se enfâse às vantagens e desvantagens das centrais

electroprodutoras baseadas na utilização de recursos renováveis e não

renováveis. É também traçada uma introdução às noções de energia,

efetuando-se uma breve descrição dos ciclos termodinâmicos que definem o

tipo de central termoelétrica onde eles são empregues.

Capítulo 3 – Neste capítulo são descritos os principais sistemas e equipamentos existentes na

Central Termoelétrica de Ciclo Combinado de Lares, destacando-se a sua

importância e função na exploração da Central. Descreve-se, ainda, a

organização e a estrutura interna da Central Termoelétrica de Lares.

Capítulo 4 – Neste capítulo é feita a apresentação das tarefas acompanhadas e efetuadas ao

longo do período de estágio. As tarefas descritas no subcapítulo 4.1 e 4.2 foram

tarefas propostas no decorrer do estágio.

Capítulo 5 – Neste capítulo é efetuada uma introdução que visa descrever a caraterização dos

arranques, assim como a sua influência no Sistema de Energia Elétrica (SEE).

São, ainda, descritos os procedimentos necessários à caracterização dos

arranques através do PI e do PI ProcessBook e são apresentados os resultados

relativos ao estudo da caracterização dos arranques.

Capítulo 6 – São apresentadas as conclusões do relatório de estágio, ressalvando-se a

importância e o contributo do estágio na minha formação académica.

Capítulo 2 – Produção de Energia Elétrica


Capítulo 2 – Produção de Energia Elétrica 2.1 – Considerações de Energia

Devido à sua natureza abstrata, a definição de energia é complexa. A energia apresenta-se

de diversas formas, tais como: calor, luz, mecânica, elétrica, cinética, elástica, potencial,

química entre outras. De forma genérica, o conceito de energia pode ser definido como sendo

a capacidade de gerar trabalho (movimento, luz, calor, força motriz). É possível classificar a

energia em várias categorias das quais se destacam duas categorias associadas ao movimento,

energia potencial (geralmente esta energia encontra-se armazenada) e energia cinética

(geralmente contida num corpo em movimento).

2.1.1 – Definição de Energia Potencial

A energia potencial é a energia que está disponível em qualquer instante, tal como a

energia química armazenada em baterias (energia potencial elétrica), a energia contida numa

mola comprimida (energia potencial elástica) ou a energia associada a uma queda de água (as

centrais hidroelétricas utilizam a energia potencial gravítica da água como meio de gerar

energia mecânica que será posteriormente convertida em energia elétrica). Assim, é possível

entender que a quantificação da energia potencial gravítica seja representada através da

expressão (2.1):

Energia Potencial (J) = massa (kg) * aceleração gravítica (m/s2) * altura (m)

2.1.2 – Definição de Energia Cinética

A energia cinética é a energia contida ou armazenada num corpo em movimento e pode ser

determinada através da expressão (2.2):

Energia Cinética = ( ) ( )

A energia total resultante do movimento de um corpo ou substância resulta da soma da

energia potencial com a energia cinética. O valor dessa energia pode ser obtido através da

expressão (2.3) [2].

Onde: m – massa (kg); g- aceleração gravítica (m/s2); h – Altura (m); v – velocidade (m/s).

(2.1)

(2.2)

(2.3)



2.1.3 – Princípio da Conservação da Energia

O princípio da conservação da energia indica que a energia é convertida ou transformada

de uma forma para a outra (por exemplo, transformar energia química em energia calorífica

ou transformar energia cinética em energia mecânica). Este princípio advém da

impossibilidade de criar uma máquina que gere energia a partir do nada. O princípio da

conservação de energia elucida que a energia nunca é criada, nunca é destruída, mas sim

transformada noutro tipo de energia.

Analisando o exemplo típico de um moinho convencional, é possível entender o princípio

da conservação da energia. Um moinho é um exemplo adequado para descrever a

transformação de energia cinética em energia mecânica. A energia cinética contida no vento

(designada por energia primária) é captada pelas pás de uma hélice que se encontra fixa a um

eixo. O vento, ao passar pela hélice, força-a a rodar. Como o eixo é solitário à hélice, este vai

acompanhar o movimento circular da hélice gerando, deste modo, energia cinética rotacional.

A energia rotacional contida no eixo é de seguida convertida em energia mecânica (designada

por energia final). A energia mecânica é disponibilizada através do movimento rotativo do

eixo.

Como a transformação de energia tende a ter um rendimento inferior à unidade, a energia

primária tende a ser superior à energia final. Esta condição verifica-se uma vez que nem toda

a energia primária disponibilizada no processo de transformação é convertida na energia final,

podendo esta ser transformada noutra forma de energia que não a pretendida.

Este conceito é facilmente compreendido analisando, como exemplo, o rendimento de uma

central termoelétrica convencional. Neste exemplo em particular, o rendimento da central

termoelétrica foi considerado em 35%. O rendimento apresentado indica que por cada 100

unidades de energia primária consumida pela central (por exemplo carvão), apenas 35

unidades são convertidas em eletricidade (energia final). As restantes unidades da energia

primária são convertidas noutra forma de energia que não se torna útil ao processo de

produção de energia elétrica, tal como, a energia térmica que é libertada para a atmosfera

através da chaminé.



2.2 – Tipos de Centrais Elétricas

As centrais electroprodutoras são classificadas pela energia primária que utilizam para

produzir energia elétrica. Atualmente existem inúmeros recursos energéticos que podem ser

empregues na produção de energia elétrica. O petróleo, o carvão, o gás natural (GN), a

biomassa, a energia hídrica, eólica e solar são alguns dos recursos energéticos usados para

fornecer energia primária as centrais electroprodutoras. As fontes de energia primária,

consequentemente, são classificadas quanto à sua origem, respetivamente em energias

renováveis e não renováveis.

As energias renováveis têm a sua origem em recursos naturais, tais como o vento, a água e

o sol. Este tipo de energia apresenta-se como sendo uma energia inesgotável, pois, esta é

renovada continuamente na natureza. A figura 2.1 apresenta centrais elétricas baseadas na

utilização de recursos naturais para a sua atividade. Por seu turno, as energias não renováveis

é a designação atribuída aos recursos naturais que quando utilizados não podem ser repostos

pela mão humana ou pela natureza num período de tempo útil. Estes recursos são conhecidos

como combustíveis fósseis e apresentam reservas finitas.

Ambos os tipos de energia são utilizados na produção de energia elétrica. O processo de

conversão assenta numa filosofia em que a energia primária é transformada em energia

mecânica. Por sua vez, a energia mecânica é transmitida a um alternador através de um eixo

ou veio com o intuito de converter a energia mecânica em energia elétrica. A complexidade

dos processos de conversão energética difere em função da fonte primária que lhe deu origem.

As centrais de fontes renováveis, por usarem energia proveniente da natureza, tais como o

vento, o sol, ou a energia potencial gravítica da água, são centrais que não garantem uma

produção constante e controlável, uma vez que estão diretamente dependentes da

disponibilidade dos recursos naturais.

Fig. 2.1 – Barragem da Aguieira (A); Parque eólico do Cadafaz (B) [3, 4].

A B



As centrais que produzem energia elétrica a partir da transformação da energia química contida nos combustíveis em energia térmica e cinética são designadas por centrais termoelétricas. Estas centrais utilizam a energia química dos combustíveis como meio de gerar energia térmica que será usada na produção de vapor. O vapor gerado é empregue na produção de energia mecânica através de uma turbina a vapor. Este tipo de central obtém a sua fonte de calor através de processos de combustão de combustíveis que podem ser fósseis (carvão, GN, fuelóleo) ou renováveis (biomassa). Existem ainda centrais termoelétricas que geram calor sem recorrer a processos de combustão, nomeadamente as centrais nucleares. Estas centrais termoelétricas obtêm a sua fonte de calor a partir de materiais radioativos, tais como o urânio. A principal vantagem das centrais termoelétricas carateriza-se pela possibilidade de manter uma produção constante e controlável de energia elétrica.

Tipo de centrais termoelétricas de combustíveis fósseis: - Centrais a carvão; - Centrais de fuelóleo; - Centrais a gás natural; - Centrais de ciclo combinado; - Centrais nucleares.

Fig. 2.2 – Central de Setúbal – Fuelóleo (A); Central de Sines – Carvão (B); Central do Ribatejo – CCTG (C) [5, 6, 7].

As vantagens das centrais electroprodutoras que usam energias renováveis sem recorrer a processos de combustão advêm do facto de estas não produzirem emissões gasosas poluentes tais como dióxido de carbono (CO2) e o custo da fonte primária é gratuito e abundante. Este tipo de central apresenta arranques rápidos, podendo injetar energia para a rede elétrica em poucos minutos. Como desvantagem apresentam uma produção intermitente, custos elevados ao nível da sua implementação (barragens) e impacto visual e sonoro (eólicas).

As centrais termoelétricas que usam combustíveis fósseis apresentam desvantagens tais como a produção de emissões gasosas poluentes (CO2, NOx), o preço do combustível depende diretamente do preço do petróleo em mercado, operam a partir de uma fonte de energia primária finita e apresentam tempos de arranque complexos e demorosos. Como vantagens, permitem uma produção constante e controlável, uma vez que a sua exploração não depende de energias endógenas1, a tecnologia é conhecida e o tempo de montagem é reduzido. 1 Energias renováveis tais como: eólica, Resíduos Sólidos Urbanos (RSU), biogás, biomassa, fotovoltaica e Pequenas Centrais Hídricas (PCH).

A B C



2.3 – Diferença entre Centrais Térmicas Clássicas e de Ciclo Combinado

As centrais térmicas utilizam combustíveis de fontes renováveis ou não renováveis como

meio de gerar calor. O calor resultante do processo de combustão é utilizado para produzir

vapor de água com temperatura e pressão adequadas de forma a este ser expandido num corpo

de uma turbina a vapor (TV).

As centrais térmicas convencionais são formadas na sua constituição mais simples por

quatro elementos essenciais, respetivamente, caldeira recuperativa, turbina a vapor, alternador

e condensador. Este tipo de central funciona com base num único ciclo termodinâmico (ciclo

de Rankine).

O vapor expandido na TV gera energia mecânica que é posteriormente transformada em

energia elétrica através de um eixo acoplado ao rotor de um alternador. Do mesmo modo, é

possível encontrar centrais térmicas que operam a partir de uma turbina de potência ou turbina

a gás (TG). Neste tipo de central não existe produção de vapor, sendo a turbina de potência a

responsável pela transmissão de energia mecânica ao eixo/alternador. Este tipo de central

opera, também, a partir de um único ciclo termodinâmico (ciclo de Brayton).

As centrais de ciclo combinado distinguem-se das centrais térmicas convencionais pelo

facto de estas utilizarem em conjunto dois ciclos termodinâmicos, respetivamente, ciclo de

Rankine e ciclo de Brayton. A turbina principal ou de potência é acionada através da

combustão da mistura entre o ar e o combustível (geralmente gás natural). Os gases

resultantes da combustão que possuem uma temperatura elevada são, deste modo, enviados

para o interior de uma caldeira recuperativa onde são recuperados de forma a gerar vapor de

água. O vapor proveniente da caldeira recuperativa é, então, expandido no corpo da turbina a

vapor.

A TG e a TV podem ser usadas em topologias de eixo único, onde ambas as turbinas estão

ligadas a um eixo comum que aciona um alternador (Centrais de Ciclo combinado de Lares e

do Ribatejo). É igualmente possível, encontrar topologias de centrais de ciclo combinado em

que cada turbina aciona um alternador acoplado a elas.

As centrais de ciclo combinado operam, assim, com base em dois ciclos termodinâmicos, o

ciclo de Brayton para as turbinas a gás (TG´s) e ciclo de Rankine para as turbinas a vapor. A

combinação dos dois ciclos oferece um rendimento superior se comparado ao rendimento

verificado em centrais termoelétricas convencionais que apenas fazem uso de um único ciclo

termodinâmico.



2.4 – Princípios Termodinâmicos

O presente estudo não pretende efetuar uma análise exaustiva dos processos

termodinâmicos existentes numa central termoelétrica. O principal objetivo é introduzir

conceitos básicos da termodinâmica com a finalidade de tornar mais percetível o seu conceito

aplicado a centrais termoelétricas.

A termodinâmica é um ramo da física que estuda as leis que descrevem a transformação de

energia calorífica em trabalho/movimento. As centrais termoelétricas operam segundo

princípios termodinâmicos uma vez que estas recorrem a processos de combustão ou de

reação nuclear de forma a gerar calor.

O calor gerado é, por sua vez, transformado em energia cinética e potencial (qualquer

substância é constituída por moléculas que se movem mais ou menos depressa consoante se

lhes adiciona ou se lhes retira calor) [2]. A energia cinética e a potencial poderão, deste modo,

ser convertidas em energia mecânica que, por sua vez, será convertida em energia elétrica

através do rotor de um gerador ou de um alternador.

As leis da termodinâmica têm em conta fatores que se verificam na mudança do estado do

fluido de trabalho, nomeadamente, a pressão, a temperatura ou o volume. Consequentemente,

existem as seguintes transformações associadas aos fluídos de trabalho:

Transformação Isotérmica → Transformação que ocorre com temperatura constante;

Transformação Isócora → Transformação que ocorre com volume constante;

Transformação Isobárica → Transformação que ocorre com pressão constante;

Transformação Adiabática → Transformação que não engloba troca de calor;

Transformação Isentrópica → Transformação que ocorre com entropia2 constante.

2 Entropia é uma combinação entre o fluxo de energia e temperatura. Esta propriedade caracteriza o grau de desordem das partículas ou moléculas num sistema. A água no estado sólido (gelo) tem uma entropia baixa. O vapor, por sua vez, apresenta uma entropia elevada (maior liberdade de movimento das moléculas da a água). O aumento de entropia também pode ser relacionado com o aumento de pressão se a temperatura se mantiver constante.



4

Caldeira

Condensador Bomba

2

1

3

Turbina a vapor

2.4.1 – Descrição do Ciclo de Rankine

Uma central termoelétrica convencional a vapor baseia-se apenas no ciclo termodinâmico

de Rankine3. Este ciclo apresenta quatro processos que alteram as propriedades do fluido de

trabalho (neste caso considera-se água). A figura 2.4 faz referência a um diagrama ideal de

Temperatura (T) – Entropia (S) do ciclo de Rankine com um nível de pressão e de

reaquecimento.

Fig. 2.3 – Ciclo de transformação da água vapor [8]. Fig. 2.4 – Diagrama T-S ideal do ciclo Rankine com um nível de reaquecimento [8].

1 - 2 → Processo de bombeamento (aumento da pressão).

2 - 3 → Transferência de calor a pressão constante na caldeira.

3 - 4 → Expansão do vapor na turbina.

4 - 1 → Transferência de calor a pressão constante no condensador.

A água no estado líquido é pressurizada através de uma bomba e é forçada a entrar para a

caldeira recuperativa. No interior da caldeira, esta é aquecida a pressão constante até se tornar

vapor superaquecido. Por sua vez, o vapor superaquecido é expandido nas pás de uma turbina

de forma a gerar trabalho (energia mecânica). No decurso do processo de expansão, a

temperatura e a pressão do vapor tendem a diminuir. O vapor entra no condensador e é

arrefecido até voltar ao estado líquido. A água no estado líquido é novamente bombeada

repetindo o ciclo.

A água apresenta ótimas propriedades para ser usada como fluido de trabalho. Contudo, o

seu uso em máquinas térmicas requer que esta seja transformada em vapor. O vapor, por seu

turno, pode ser classificado em vapor saturado e superaquecido.

O vapor saturado é composto por uma mistura de água com vapor cuja temperatura se

mantém constante em relação à pressão. Este tipo de vapor é usado em aplicações industriais

que não requerem isenção de humidade ou elevadas temperaturas do vapor.

3 Ciclo termodinâmico que descreve a obtenção de trabalho/movimento a partir de uma máquina ou turbina a vapor. A designação advém do físico/matemático escocês William John Macquorn Rankine.

T

S

2

Vapor saturado Vapor

superaquecido

Água

1

3

4



T

S

2

1

3

4

Adição de combustível

O vapor superaquecido possui uma temperatura mais elevada em comparação com a temperatura do vapor saturado. O vapor superaquecido é obtido adicionando calor ao vapor saturado, mantendo constante a sua pressão. O vapor passa ao estado superaquecido quando ultrapassa a temperatura de saturação. O vapor superaquecido é isento de humidade e comporta-se, deste modo, como um gás.

Devido a estas propriedades, o vapor superaquecido é ideal para ser usado em aplicações tais como a produção de energia elétrica através de turbinas de vapor. A isenção de humidade é fulcral de modo a não deteriorar os componentes das turbinas a vapor aumentando deste modo a vida útil das mesmas.

2.4.2 – Descrição do Ciclo de Brayton

O ciclo termodinâmico de Brayton é um ciclo que descreve o aproveitamento da energia química contida num combustível para gerar energia mecânica através de uma turbina de potência. A eficiência do ciclo aumenta em função do aumento da temperatura. Contudo, esta situação só é possível de ser mantida se determinados componentes da turbina forem refrigerados. De forma a garantir a refrigeração desses componentes utiliza-se ar proveniente do compressor (linha a tracejado na figura 2.5) [2]. A figura 2.6 faz referência a um diagrama ideal de Temperatura (T) – Entropia (S) do ciclo de Brayton.

Fig. 2.5 – Processos de transformação numa TG. Fig. 2.6 – Diagrama T-S ideal do ciclo de Brayton.

1 → Entrada do ar no compressor com pressão e temperatura ambiente;

1 - 2 → Compressão do ar (a temperatura e a pressão aumentam);

2 - 3 → Combustão da mistura ar/combustível (a temperatura e a pressão aumentam);

3 - 4 → Expansão dos gases na turbina (a temperatura e a pressão diminuem);

4 - 1 → Pressão e temperatura do ar a saída da turbina de potência.

O ar aspirado pelo compressor sofre uma compressão antes de transitar par o sistema de combustão. Nas câmaras de combustão, o ar comprimido é expandido e misturado com o combustível onde é efetuada a queima. Os gases resultantes da combustão possuem temperaturas e pressões elevadas. Estes, ao serem expandidos nas pás da turbina realizam trabalho (transformação de energia cinética em energia cinética rotacional no eixo que será convertida em energia mecânica). Os gases, ao serem expandidos tendem a diminuir a sua temperatura e pressão.

Câmara de Combustão

Compressor Turbina de Potência

Veio comum

Ar Gases de exaustão 2

1 3

4



2.4.3 – Termodinâmica em Centrais de Ciclo Combinado

As centrais de ciclo combinado são baseadas na utilização de ambos os ciclos

termodinâmicos descritos nos subcapítulos 2.4.1 e 2.4.2, pois são constituídas por uma turbina

a gás e uma turbina a vapor. A energia elétrica produzida resulta da soma da conversão da

energia mecânica produzida por ambas as turbinas. Em centrais de ciclo combinado, os gases

à saída da TG, resultantes da combustão do combustível com ar, são enviados para uma

caldeira recuperativa onde a energia calorífica contida nos mesmos é recuperada. A energia

contida nos gases de exaustão da turbina de potência é, deste modo, usada para gerar vapor

que será expandido numa turbina a vapor.

A utilização de ambos os ciclos permite obter rendimentos superiores aos verificados em

centrais termoelétricas que apenas usem o ciclo termodinâmico de Rankine ou de Brayton.

Fig. 2.7 – Ciclos termodinâmicos em condições ideias de uma central de ciclo combinado com três níveis de

reaquecimento de vapor.

A energia elétrica total resulta, deste modo, da expressão (2.4):

( ))

Os ciclos ideias de Rankine e de Brayton apresentados no subcapítulo 2.5 diferem dos

ciclos reais uma vez que estes não contemplam as perdas ocorridas entre processos.

S

T Ciclo de Brayton Ciclo de Rankine

com 3 níveis de reaquecimento

Alta Pressão Média Pressão Baixa Pressão

(2.4)

Energia elétrica

Turbina a Gás Turbina a Vapor Alternador

Caldeira Recuperativa Gases de exaustão

Vapor

Gases de exaustão

Fig. 2.8 – Esquema descritivo do funcionamento de uma Central de Ciclo Combinado.

Capítulo 3 – Apresentação da Central Termoelétrica de Lares



A Central de Ciclo Combinado de Lares encontra-se localizada junto à margem direita do

rio Mondego, nas proximidades de Lares, freguesia de Vila Verde (Figueira da Foz) como

ilustrado na figura 3.1.

Fig. 3.1 – Localização da Central de Ciclo Combinado de Lares [9].

A construção da Central de Ciclo Combinado de Lares foi finalizada em 2009, tendo sido

efetuado o primeiro sincronismo com a rede elétrica nacional em Junho de 2009 (grupo I). A

sua inauguração foi realizada no dia 25 de Novembro de 2009.

A responsabilidade pela exploração da Central de Ciclo Combinado de Lares é,

atualmente, atribuída à Tergen, S.A, empresa detida pela EDP Produção que tem como

finalidade a operação e manutenção de centrais termoelétricas.

O organograma da Central Termoelétrica de Lares está representado na figura 3.2.

Fig. 3.2 – Modelo organizacional da Central Termoelétrica de Lares [1].

Centro de Produção

Condução Manutenção Controlo técnico

e de Gestão

Equipas de condução

Elétrica e C&I Planeamento Mecânica

Prevenção e

segurança

Ambiente e Química

Lab. Químico

Apoio de Gestão.

Direção

Gestão

Técnicos

Supervisão

Análise de exploração



3.1 – Organização das Pessoas

Os colaboradores da Central encontram-se repartidos em três áreas como ilustrado na

figura 3.2, respetivamente, área de condução, área de manutenção e área de controlo técnico e

de gestão. Estas três áreas são repartidas em pequenas equipas de atuação. Deste modo, a área

de condução divide-se em equipas de condução e equipa de análise de exploração. As equipas

de condução são formadas por três membros (1 supervisor e 2 técnicos) que operam em

regime de turnos rotativos e que têm como principal função a operacionalidade da Central

Termoelétrica. A área de análise de exploração tem como função a análise de indicadores, tais

como consumos de combustível e produção de energia elétrica.

A área de manutenção é constituída por três subáreas, respetivamente, manutenção elétrica,

planeamento e manutenção mecânica. As equipas de manutenção operam em regime normal

de horário e são formadas por supervisores e técnicos. Têm como missão manter os

equipamentos e as instalações em bom estado de operacionalidade efetuando ações de

manutenção corretiva e preventiva.

A área de controlo técnico, por sua vez, está dividida, de igual modo, em três subáreas,

respetivamente, área de segurança, ambiente e química e apoio de gestão.

As áreas de condução e manutenção operam em regime de rotatividade, isto é, as equipas

constituintes de cada área vão alternando as suas funções e a sua área de atuação. Deste modo,

os membros de ambas as equipas adquirem conhecimentos na área de manutenção e condução

promovendo, desta forma, a aptidão para desenvolverem novas tarefas. Os colaboradores da

Central de Ciclo Combinado de Lares são ainda auxiliados através de empresas externas que

funcionam como empresas prestadoras de serviços.

Os gestores de cada área apoiam as equipas afetas à sua área. A responsabilidade máxima

da Central Termoelétrica de Lares é atribuída ao diretor da mesma.

Ao longo do estágio, foi possível observar que a segurança é um fator chave para reduzir

as sinistralidades na Central Termoelétrica de Lares. Foi possível observar que as pessoas

externas à Central Termoelétrica que tivessem de efetuar trabalhos no interior do recinto

estavam sujeitas a induções de segurança.



3.2 – Política Energética

O investimento na Central Termoelétrica de Lares insere-se no âmbito do plano estratégico

e das políticas ambientais do Grupo EDP. A construção desta central contribui para o reforço

de segurança do sistema elétrico em Portugal, complementando a produção a partir de fontes

renováveis tais como centrais hídricas e eólicas minimizando os impacto ambientais. A EDP

promove a exploração dos centros de produção de acordo com critérios de operacionalidade e

fiabilidade estabelecidos, maximizando resultados visando o desempenho ambiental e a

diversidade quanto ao tipo de centrais térmicas.

Desde 2007 que todas as instalações termoelétricas da direção de produção térmica da EDP

(EDP Produção) dispõem de um Sistema Integrado de Gestão do Ambiente e Segurança

(SIGAS4), certificado pela norma NP EN ISSO 14001:2004. A Central Termoelétrica de

Lares é a central mais recente da EDP e obteve a certificação a 24 de Setembro de 2010. Na

sequência da constante preocupação com o desempenho ambiental das suas instalações, a

EDP Produção decidiu, em finais de 2007, definir como objetivo para algumas das suas

instalações, o registo no Sistema de Eco-gestão e Auditoria da União Europeia (EMAS5). O

EMAS apresenta-se como sendo uma ferramenta de gestão para empresas e organizações

avaliarem, reportarem e melhorarem o seu desempenho ambiental. A participação é

totalmente voluntária e qualquer organização pública ou privada pertencente à União

Europeia e Espaço Económico Europeu (EEA) pode participar.

3.3 – Descrição da Central Termoelétrica de Lares

As centrais termoelétricas dividem-se, de modo geral, em “Ilha de potência” e Balance Of

Plant, (BOP). A ilha de potência é essencialmente constituída por uma turbina gás, uma

turbina a vapor, um alternador, uma caldeira recuperativa, um condensador, um transformador

principal e um auxiliar. O BOP, por sua vez, é o conjunto de todos os equipamentos auxiliares

afetos à exploração da Central, tais como motores alimentados a partir da média ou baixa

tensão para bombear água ou acionar ventiladores, sistema de iluminação, sistema de

telecomunicação, sistema de deteção e extinção de incêndios e sistema de controlo e proteção.

A Central de Ciclo Combinado de Lares é constituída por dois grupos electroprodutores

independentes com uma potência unitária de 441 MW. Cada grupo é constituído por uma TG,

uma TV, um alternador, um transformador principal, um transformador auxiliar, uma caldeira

recuperativa horizontal, sistema elétrico, um condensador, um sistema de bypass de vapor e um sistema de arrefecimento em circuito aberto e fechado. 4 O SIGAS permite a uma organização alcançar e controlar de forma sistemática o seu desempenho ambiental e de segurança. 5 O EMAS está disponível para a participação de empresas desde de 1995, originalmente estava restrito a empresas do sector industrial. Só a partir de 2011 o EMAS abriu portas a todos os sectores económicos.



Existem, ainda, alguns sistemas comuns aos dois grupos, tais como sistema de ar

comprimido (produção, armazenamento e distribuição), sistema de vapor auxiliar, sistema de

água (captação, armazenamento e distribuição), Instalação de Tratamento da Água (ITA),

Estação de Tratamento de Efluentes Líquidos (ETEL) e posto de chegada e redução de

pressão do gás. A figura 3.3 ilustra a disposição dos principais edifícios da Central.

Fig. 3.3 – Disposição geral da Central Termoelétrica de Lares [9].

Legenda:

1 – Grupo Turboalternador nº 1; 2 – Grupo Turboalternador nº 2; 3 – Armazenamento de água desmineralizada; 4 – Posto de chegada e redução de pressão do gás natural; 5 – Armazenamento de água de serviço; 6 – Armazenamento de água de combate a incêndios; 7 – Central de ar comprimido e central de bombagem de água de combate a incêndios; 8 – Caldeira Auxiliar; 9 – ITA/ETEL; 10 – Filtros gravíticos ou monopack; 11 – Torre de refrigeração (circuito de arrefecimento aberto); 12 – Subestação elétrica de muita alta tensão (MAT); 13 – Armazenamento de gasóleo bruto e tratado; 14 – Edifício administrativo e de controlo; 15 – Oficina elétrica e mecânica; 16 – Armazém multiusos; 17 – Parque de resíduos; 18 – Edifício elétrico dos serviços comuns e auxiliares.

17

1 2

3

4

5

7 15

8

9 10

18

12 13

14

6 16

11



3.4 – Descrição dos Sistemas da Central

A Central está equipada com 2 grupos electroprodutores independentes. Cada grupo tem

uma potência unitária instalada de 441 MW. O rendimento global de cada grupo é de 57,8%

quando se encontra à carga máxima [10]. O rendimento próximo de 58% deve-se ao facto de

existir uma caldeira recuperativa horizontal que recicla os gases de exaustão resultantes da

combustão do gás natural (ou gasóleo) pela TG. Através da temperatura elevada contida nos

gases resultante da combustão (aproximadamente 649 ºC), a água que circula no interior da

caldeira recuperativa é transformada em vapor com 3 níveis de pressão, respetivamente, alta

pressão (160 Bar), média pressão (25 Bar) e baixa pressão (4 Bar). O vapor expandido na

turbina de alta e média pressão possui uma temperatura média de 560 ºC. Por sua vez, a

temperatura do vapor expandido na turbina de baixa pressão corresponde, em média, a

300 ºC. Estima-se que o consumo anual de gás é de 720 milhões Nm3/ano, sendo a produção

anual de eletricidade de 4000 GWh. A Central de Ciclo Combinado de Lares apresenta uma

disponibilidade superior a 96% [10]. De forma a manter uma disponibilidade elevada, conta-

se com diversos sistemas e equipamentos como descrito nos próximos subcapítulos.

3.4.1 – Sistema de Queima e Produção de Vapor

Para efetuar a queima do combustível na TG é necessário captar ar e guiá-lo para o interior

do compressor de forma a este ser comprimido antes de ser misturado com o combustível. O

sistema de captação de ar é constituído por filtros de modo a reter partículas existentes no ar

(figura 3.4). Os filtros garantem que o ar que entra no compressor não contém impurezas que

possam reduzir o rendimento global do grupo e danificar o compressor e/ou a TG.

Fig. 3.4 – Tomada de ar, vista exterior (A); Filtros cilíndricos no interior da tomada de ar (B).

A tomada de ar possui dois níveis de filtragem. O primeiro nível é constituído por filtros

junto à admissão de ar (contacto direto com o meio ambiente). Estes são responsáveis por

captar as partículas de maiores dimensões (figura 3.4 (A)). No interior da tomada de ar existe

o segundo nível de filtros. Neste nível, existem cerca de 756 filtros cilíndricos que garantem a

retenção das partículas mais finas. A disposição dos filtros está ilustrada na figura 3.4 (B).

A B



Os filtros possuem um sistema de limpeza automático que injeta ar comprimido em sentido

inverso ao sentido normal da passagem de ar. Este processo garante o despoeiramento dos

filtros. A poeira resultante da atuação do sistema é removida automaticamente para o exterior.

O ar filtrado é encaminhado para o compressor onde ocorre a compressão do mesmo com

uma taxa de 18,5:1 através de 18 andares de compressão. O ar, após comprimido, é repartido.

Uma parte do ar é encaminhada para o sistema de arrefecimento de forma a promover o

arrefecimento da TG. O restante ar é misturado com o combustível e é queimado nas câmaras

de combustão. O modelo das turbinas a gás da Central Termoelétrica de Lares é PG9371FB

da General Electric (GE). Estas turbinas a gás possuem 18 queimadores individuais do tipo

Dry Low NOx (DLN). A figura 3.5 (A) ilustra o mímico de monitorização da temperatura na

exaustão da TG. É de realçar a uniformidade da temperatura dos gases de exaustão ao longo

da secção transversal do difusor. Esta uniformidade deve-se ao facto dos queimadores que

constituem o anel de queima formarem um aro contínuo de chamas, garantindo assim a

eliminação de pontos quentes e frios no cone de exaustão da TG.

Fig. 3.5 – Mímico de monitorização do cone de exaustão da TG (A); Cone de exaustão TG (B).

O gás natural é o combustível primário das turbinas a gás, contudo, estas estão preparadas

para queimar gasóleo na falta de gás natural. Os queimadores (figura 3.6) possuem seis bocais

que permitem efetuar diferentes modos de queima permitindo deste modo a ajustar a queima

as necessidades da TG (Anexo B). Os queimadores possuem ainda um sistema de injeção de

água que permite controlar os compostos das emissões gasosas, tais como os NOx.

. Fig. 3.6 – Queimador da TG.

B A



3.4.2 – Caldeira Recuperativa

A caldeira recuperativa é responsável pela produção do vapor necessário ao funcionamento

da TV (figura 3.7). No interior da caldeira, a água circula de forma natural através de

tubulares.

Fig. 3.7 – Visão geral da caldeira recuperativa [11].

Os tubulares são os responsáveis pelo transporte da água e pela permuta de calor entre a

água e os gases de exaustão enquanto esta circula no interior da caldeira recuperativa. De

forma a aumentar a taxa de transferência de calor, os tubulares são constituídos por alhetas ou

discos. Este tipo de construção permite aumentar a área dos tubos em contacto com os gases

de exaustão (figura 3.8). A disposição das alhetas e dos discos permite criar um percurso

helicoidal à passagem dos gases de forma a otimizar a transferência de calor entre os gases de

exaustão e os tubulares. A água após passar ao estado de vapor flui de forma natural para o

barrilete correspondente ao circuito que ela efetua na caldeira recuperativa.

Fig. 3.8 – Tubulares com alhetas (A); Tubulares com discos (B).

A caldeira recuperativa é dividida em secções devido às diferentes temperaturas e pressões

necessárias no ciclo água/vapor. Os barriletes localizados no topo da caldeira recuperativa têm

como função abastecer as secções do evaporador (secção da caldeira onde a água passa do

estado líquido para o estado gasoso) e efetuar a separação da água no estado líquido do gasoso

(figura 3.9 (A)). Na figura 3.10 é possível visualizar o mímico de monitorização da caldeira

recuperativa, assim como o ciclo água/vapor para cada nível de pressão.

B A



Fig. 3.9 – Interior do barrilete AP (A); Barrilete de AP e MP (B); Bomba de abastecimento do barrilete AP (C).

O barrilete é projetado de modo a que apenas a água no estado líquido possa regressar aos

tubulares do evaporador. O vapor, quando livre de gotículas de água, é encaminhado para a

secção da caldeira recuperativa onde se localiza o sobreaquecedor de vapor. Este último

garante a temperatura e a pressão necessária do vapor antes de este ser expandido no corpo da

TV. A função do barrilete, para além de efetuar a separação da água no estado líquido do

gasoso, é abastecer as várias secções da caldeira recuperativa com água. Os barriletes

permitem igualmente efetuar tratamentos químicos à água que eles armazenam. O tratamento

químico é efetuado com o intuito de obter vapor com a qualidade necessária para garantir o

bom funcionamento da TV. Estes permitem, igualmente, efetuar purgas contínuas de forma a

remover partículas contaminantes da água. Na figura 3.9 (C) é possível visualizar um das duas

bombas que abastecem com água o barrilete de AP.

Fig. 3.10 – Mímico de monitorização e controlo dos barriletes.

Quando se efetua um novo arranque é necessário realizar o enchimento e a ventilação da

caldeira. Este procedimento é efetuado para repor os níveis de água nos barriletes e eliminar

possíveis bolsas de ar acumuladas nos tubulares. A caldeira recuperativa está equipada com

um sistema de bypass. Este sistema apresenta-se como caminho alternativo ao vapor

proveniente da caldeira recuperativa e é usado em situações em que a TV não consegue

efetuar admissão de vapor ou quando é necessário canalizar vapor de média pressão para o

sistema de vapor auxiliar.

B A C



3.4.3 – Caldeira Auxiliar

A caldeira auxiliar é comum aos dois grupos e tem como função fornecer vapor auxiliar aos grupos electroprodutores na fase de arranque (figura 3.11). O vapor auxiliar é usado para:

Efetuar a selagem da turbina a vapor; Fornecer vapor de arrefecimento com uma temperatura média de 200 ºC ao corpo da TV

de baixa pressão no arranque dos grupos de forma a eliminar oscilações e turbulência nas pás da turbina;

Fornecer vapor ao desaerador do condensador de forma a eliminar os gases não condensáveis e o oxigénio contido na água condensada antes de esta regressar à caldeira recuperativa prevenindo, deste modo, a corrosão e a formação de ferrugem.

Fig. 3.11 – Visão geral da caldeira auxiliar.

A caldeira deve manter-se disponível durante o funcionamento dos grupos, de modo a

fornecer rapidamente vapor aos consumidores de vapor auxiliar (sistema de selagem da TV ou

desaerador do condensador) caso ocorra uma rejeição de carga ou um disparo6 dos grupos. Os

queimadores da caldeira auxiliar estão preparados para queimar GN ou gasóleo (figura 3.12).

Fig. 3.12 – Queimadores da caldeira auxiliar.

Os gases de exaustão que resultam da queima do combustível atravessam a caldeira através de tubulares envolvidos por água. Este sistema permite gerar vapor com uma temperatura média de 200 ºC a uma pressão máxima de 12 bar. Na figura 3.13 (A) é possível visualizar o percurso dos gases resultantes da queima no interior da caldeira auxiliar. Os gases de exaustão efetuam o percurso 1, em seguida regressam por 2 e, antes de ser evacuado, volta a atravessar à caldeira pelo percurso 3. 6 Termo técnico que indica a saída de uma central electroprodutora do SEE devido à existência de uma anomalia.



Fig. 3.13 – Percurso dos gases de exaustão (A); Tubulares de circulação dos gases de escape (B) [12].

O vapor produzido na caldeira auxiliar deve, ainda, passar pelo sobreaquecedor elétrico

antes de ser usado como meio de selagem da TV. A função do sobreaquecedor (figura 3.14) é

aumentar a pressão e a temperatura do vapor de acordo com as necessidades da TV. O vapor

de selagem tem, em média, uma temperatura de 357 ºC.

Fig. 3.14 – Sobreaquecedor elétrico.

3.4.5 – Condensador

O condensador de vapor é essencialmente um permutador de calor (figura 3.15). Neste, o

vapor proveniente da TV de baixa pressão é condensado, voltando ao estado líquido. A

passagem para o estado líquido é essencial de forma à água retornar novamente à caldeira

recuperativa onde o ciclo água/vapor se reinicia (circuito fechado).

Fig. 3.15 – Condensador (A); Cone de exaustão da TV de baixa pressão (B).

Resistências de aquecimento

Cone de exaustão

A B

A B



O vapor é condensado de forma a:

Retornar para a caldeira recuperativa e abastecer os barriletes;

Retirar oxigénio da água antes de retornar para a caldeira (desgaseificação);

É possível aumentar o rendimento térmico da TV de baixa pressão. Para tal torna-se

necessário prolongar o mais possível a expansão do vapor no interior do condensador. A

temperatura de condensação do vapor é tanto menor quanto menor for a pressão a que está

sujeito. O sistema de vácuo existente no condensador é responsável pela remoção dos gases

não condensáveis contidos no interior do condensador. Este sistema garante que a pressão no

interior do condensador se mantém abaixo da pressão atmosférica.

Para condensar aproximadamente 390 t/h de vapor, o condensador necessita de uma fonte

fria. Esta é garantida pela água de refrigeração que circula pelo condensador com um caudal

médio de 6,40 m3/s. A água de refrigeração após atravessar o condensador sofre um aumento

de temperatura que corresponde em média a 9.2 ºC [2]. O condensador é formado por duas

câmaras individuais por onde circula o vapor condensado e a água de refrigeração. Na figura

3.16 (A) é possível observar o interior do condensador onde se visualiza os tubulares do

circuito de refrigeração e a câmara onde o vapor condensado é mantido antes de ser

bombeado para o barrilete de baixa pressão de forma a reiniciar o ciclo água/vapor.

Fig. 3.16 – Interior do condensador (A); Tubular da água de refrigeração (B).

A água de refrigeração, após passar pelo condensador através de tubulares específicos

(figura 3.16 (B)), retorna a torre de refrigeração (figura 3.17) onde é arrefecida e armazenada

na bacia de forma a ser filtrada e bombeada novamente para o condensador (circuito aberto).

Fig. 3.17 – Torre de refrigeração. Vista geral (A); Vista ao nível dos ventiladores (B); Ventilador (C).

A B C

B A



A torre de refrigeração possui 16 ventiladores (8 por grupo) de forma a promover uma

ventilação forçada. A água de refrigeração é captada no rio Mondego e é filtrada através de 4

filtros de areia gravíticos (figura 3.18). Estes foram dimensionados para a operação

simultânea dos dois grupos. A limpeza dos filtros de areia é efetuada de forma automática

através da passagem de água pré-filtrada em contracorrente.

Fig. 3.18 – Filtros de areia ou monopack (A); Bacia de água filtrada (B).

Fig. 3.19 – Bacia de captação do rio (A); Chegada aos filtros de areia (B); Visão geral dos filtros de areia (C).

A água captada do rio mondego e do canal é retida em bacias distintas de forma a receber

um pré-tratamento químico com hipoclorito de sódio que visa a redução do teor de matéria

orgânica e a eliminação de microrganismos. Deste modo, a água captada do rio é filtrada nos

monopacks (figura 3.18 e 3.19 (C)) e é usada no circuito aberto de refrigeração de ambos os

grupos. A água captada do canal é usada no ciclo água/vapor. Esta, após receber tratamento

químico na bacia de captação, é encaminhada para as instalações da ITA. No total, existem 5

tipos de água na Central Termoelétrica de Lares, respetivamente:

Água potável – Obtida da rede pública (Usada nas instalações sanitárias, laboratório de

química, chuveiros e lava-olhos.);

Água de refrigeração – Obtida no rio mondego (Compensação às torres de refrigeração);

Água bruta – Obtida no canal de Lares (Usada na instalação de pré-tratamento de águas);

Água de serviço – Obtida através da água bruta (Abastece os sistemas de: combate a

incêndios; desmineralização de água; vapor auxiliar; lavagem dos compressores das TG’s);

Água pré-tratada – Usada no ciclo água/vapor após tratamento efetuado na ITA.

A B C

A A B



3.4.6 – ITA - Instalações de Tratamento de Águas

A água utilizada para a produção de vapor deve ser tratada de forma a não conter

impurezas que possam deteriorar a caldeira recuperativa ou a turbina a vapor. Deste modo a

água é sujeita a um processo de desmineralização na ITA (figura 3.21). Como referido no

subcapítulo 3.4.5, a água captada sofre um pré-tratamento químico e uma filtragem na bacia

de captação. Após este procedimento, a água é encaminhada para um misturador estático

(figura 3.20) onde é misturada com hipoclorito de sódio e com um composto floculante.

Fig. 3.20 – Misturador estático.

O floculante é injetado no misturador estático de forma a garantir a sua correta diluição na

água. Este composto químico é usado como um elemento aglutinante de forma a melhorar o

processo de filtragem. A água, após ser misturada com o floculante, é encaminhada para

filtros de areia-antracite. Estes filtros estão colocados nas instalações da ITA e devem garantir

que as partículas sólidas existentes na água fiquem retidas na areia (os filtros de areia-

antracite possuem um sistema de lavagem em contracorrente com água pré-tratada e ar

comprimido). Após este processo a água fica apta para iniciar o processo de desmineralização.

O processo de desmineralização contempla diversas fases, respetivamente, filtragem por

carvão ativo, passagem em permutadores catiónicos e aniónicos, e desgaseificador. O

processo de desmineralização é finalizado com a passagem da água por um permutador misto

que garante a qualidade final da água desmineralizada. A água, após passar pelos filtros do

carvão que retém o cloro contido na água, sujeita-se ao processo de desmineralização através

da permuta iónica. O permutador catiónico tem como função permitir uma permuta iónica

entre a água e as resinas catiónicas. As resinas têm como função reter os catiões contidos na

água. Após este processo, a água é encaminhada para o desgaseificador de forma a eliminar

vestígios de dióxido de carbono (CO2) contido na mesma. Finalizado o processo de

desgaseificação, a água é encaminhada para o permutador aniónico. O permutador aniónico

por sua vez contém resinas aniónicas que retém os aniões contido na água. O processo é

concluído com a passagem da água pelo permutador de leito misto. Este é constituído por

resinas aniónicas e catiónicas. A água, após sofrer o processo de desmineralização, é

armazenada em dois tanques com uma capacidade cada de 5500 m3. A água armazenada é

monitorizada em contínuo de forma a verificar valores de PH e de condutividades.



Fig. 3.21 – Visão geral da ITA; Cadeias de produção (A e B); Desgaseificador (C).

As permutas iónicas são efetuadas por resinas e têm como objetivo absorver os catiões e os

aniões contidos na água (partículas com carga elétrica positiva e negativa). Quando as resinas

saturam é necessário procederem à sua regeneração. A regeneração destas é efetuada através

da passagem de reagentes químicos por elas. Os reagentes são misturados com água

desmineralizada de forma a reduzir as suas concentrações para valores adequados. A

regeneração das resinas catiónicas é efetuada com a passagem de ácido clorídrico com uma

concentração de 33%. As resinas aniónicas são regeneradas através da passagem de hidróxido

de sódio com uma concentração de 50%. Os efluentes resultantes da regeneração das resinas

são enviados para uma bacia de neutralização (ETEL). Esta bacia garante um tratamento

adequado à água antes de esta ser libertada novamente para o meio ambiente.

A ITA é constituída por duas cadeias independentes de produção de água desmineralizada.

Deste modo, quando uma das cadeias é sujeita ao processo de regeneração das resinas ou é

posta fora de serviço, a produção de água desmineralizada é encaminhada para a cadeia

similar.

3.4.7 – Sistema de Combate a Incêndios

A proteção contra incêndios das instalações referentes à Central Termoelétrica é

assegurada através de um sistema de deteção e extinção (água, espuma, CO2) de atuação

manual ou automática (figura 3.22). Os sistemas de deteção de incêndios informam sobre a

localização do incêndio e, se possível, acionam os meios de extinção automáticos. O sistema

principal de combate a incêndios é constituído por uma central de bombagem de água (bomba

elétrica e bomba Diesel (figura 3.22 E e F)) que é abastecida a partir do tanque de água de

combate a incêndios (figura 3.22 (A)). Este sistema está permanentemente ativo e abastece os

chuveiros contra incêndio (figura 3.22 (D)) e carretéis espalhados por toda a Central. Como

complemento deste sistema, estão colocados de forma estratégica, extintores portáteis

devidamente selecionados quanto ao fluido e à capacidade. A seleção do tipo de extintor é

efetuada em função da classe de fogo mais provável de eclodir na zona onde este é colocado.

Cadeias de produção

A B C



Fig. 3.22 – Sistema de combate a incêndios.

Legenda da figura 3.22:

A – Tanque de água de combate a incêndios;

B – Boca-de-incêndio com um esguicho de água orientável;

C – Armazenamento de CO2 para extinção de incêndios em quadros elétricos;

D – Chuveiro de combate a incêndios;

E – Bomba de combate a incêndios elétrica;

F – Bomba de combate a incêndios Diesel.

3.4.8 – Sistema de Ar Comprimido

O sistema de ar comprimido da Central Termoelétrica de Lares é constituído por equipamentos de produção (compressores), de condicionamento (secadores e filtros) e de armazenamento do ar. O ar comprimido é distribuído por toda a Central Termoelétrica até aos seus consumíveis, tais como, bombas pneumáticas, sistema de lavagem dos filtros de areias da ITA e dos filtros da tomada de ar.

Fig. 3.23 – Sistema de ar comprimido. Compressor (1); Secadores (2); Armazenamento (3).

A B C

D E

1 2

2 3 3

F



3.4.9 – Abastecimento de Gás

O abastecimento de gás é assegurado através de contratos de gás Take-or-Pay (mesmo que

não se consuma o valor previsto, paga-se a quantidade mínima acordada) com diferentes

comercializadoras conforme o grupo 1 ou 2. A nível do transporte de gás, este é garantido

pela REN Gasodutos, sendo que o gás chega à Central Termoelétrica através de um gasoduto

subterrâneo com proveniência na derivação do Carriço da rede de alta pressão (Anexo C). O

acesso ao posto de chegada e redução de pressão do gás é restrito à REN (figura 3.24). Devido

à existência de diferentes comercializadoras e tipos de contratos de gás, o preço do gás é

diferente para o grupo I e grupo II. O grupo I tem um contrato com a Sonatrach e o grupo II

em conjunto com dois grupos da Central do Ribatejo tem um contrato com a Galp Gás.

. Fig. 3.24 – Posto de chegada do gás (A); Interior do posto de chegada do gás (B).

3.4.10 – Performance Heater

O Performance Heater permite filtrar e aquecer o gás antes de este ser pulverizado nas

câmaras de combustão da turbina a gás (figura 3.25). Cada grupo electroprodutor possui um

Performance Heater.

Fig. 3.25 – Visão geral do Performance Heater.

A B

Purificador de gás

Tanque de drenagem

Aquecedor de gás elétrico

Aquecedor de gás com água do circuito de MP

Filtros coalescentes



O aquecimento do combustível proporciona um rendimento superior à TG, na medida em

que a necessidade de combustível torna-se inferior para elevar a temperatura dos gases de

exaustão à temperatura adequada de funcionamento [13]. De forma a efetuar o aquecimento

do gás, utilizam-se aquecedores específicos para esse efeito.

Na sequência de arranque, o gás é aquecido através de um aquecedor elétrico. Quando a

água do circuito de média pressão da caldeira recuperativa apresenta temperatura adequada, o

aquecedor elétrico é desligado. O gás passa então a ser aquecido através da água do circuito

de MP com uma temperatura média de 216 ºC (figura 3.26 (B)). O aquecimento do gás com

água do circuito de MP melhora a eficácia do ciclo combinado em cerca de 0,6% [13]. A

água, após passar pelo aquecedor de gás, retorna para o condensador com uma temperatura

média de 38 ºC (figura 3.26 (B)).

Fig. 3.26 – Mímico do sistema de tratamento do gás (A); Mímico de controlo e monitorização do gás (B).

A filtragem é efetuada através de filtros coalescentes que garantem a retenção de partículas

sólidas e líquidos resultantes da condensação do gás. Estes filtros possuem um depósito de

retenção de líquidos que quando cheio efetua uma drenagem através de um sistema de

escoamento automático para o tanque de drenagens do Performance Heater (figura 3.27).

Fig. 3.27 – Filtro coalescentes (A); Tanque de drenagem (B); Purificador e aquecedor de gás (C).

O gás após ser filtrado e aquecido com uma temperatura média de 168 ºC (figura 3.26 (B))

é encaminhado para o purificador de gás. Este último garante a qualidade final do gás antes de

este ser pulverizado nos queimadores da turbina a gás.

A B

A B C

Purificador de gás

Aquecedor de gás elétrico



3.4.11 – Sala de Comando

A sala de comando da Central Termoelétrica acomoda todos os sistemas de controlo e

operação dos grupos (figura 3.28). Nesta, é possível encontrar o sistema de videovigilância, o

sistema de comando e monitorização dos grupos electroprodutores e dos serviços auxiliares.

A monitorização e o controlo da Central Termoelétrica são assegurados através de um sistema

gráfico Human Machine Interface (HMI) pertencente a GE. É de referir que os mímicos

(HMI) apresentados ao longo do presente documento foram retirados da sala de comando da

Central Termoelétrica de Ciclo Combinado de Lares.

O sistema de supervisão da Central Termoelétrica permite, deste modo, comandar e

supervisionar os vários equipamentos e instalações da Central, assim como armazenar num

servidor central toda a informação relevante recolhida durante a exploração da Central.

Fig. 3.28 - Sala de comando [1].

Os sistemas de controlo e instrumentação asseguram a operacionalidade da Central

conforme as instruções dos operadores. Os comandos necessários para a realização de

manobras tais como, arranque, paragem e/ou alteração de carga serão desencadeados de forma

automática a partir do sistema automático de controlo. Deste modo, o operador deve assegurar

as seguintes funções: informar o sistema de controlo sobre as manobras de operação

pretendidas, assegurar o comando de situações mais críticas e menos rotineiras e efetuar uma

vigilância constante das condições de operação da Central Termoelétrica.

Para além de assegurar a produção de energia elétrica em condições de segurança, os

sistemas de controlo e instrumentação devem contribuir para minimizar efeitos negativos

sobre o meio ambiente, aumentar a eficiência dos processos visando sempre prolongar a vida

útil das máquinas e equipamentos afetos a exploração da Central Termoelétrica. Os dados

relativos à exploração da Central Termoelétrica são recolhidos para quadros de comunicação

dedicados e transmitidos para a sala de comando. Devido à elevada quantidade de informação

que é necessário transmitir em tempo real, a transmissão de dados é assegurada através de

cabos de fibra ótica. O sistema de comunicação apresenta redundância dupla ou tripla

(depende do tipo de dados transmitidos) de forma a aumentar a sua fiabilidade.



3.4.12 – Sistema de Conversão de Energia.

A produção de energia elétrica é obtida através de duas fases de transformações. A

primeira fase advém da transformação química contida no combustível em energia mecânica

pela turbina a gás. A energia mecânica transmitida ao eixo pela turbina a gás é usada para

acionar o compressor axial e o eixo comum à TG, TV e ao alternador. A segunda

transformação de energia ocorre na turbina a vapor onde o vapor gerado na caldeira

recuperativa é expandido. A expansão do vapor nas pás da TV corresponde a um incremento

de energia mecânica que é transmitida ao alternador através do eixo comum à TV e à TG. A

figura 3.29 ilustra de forma simplificada o processo de produção de eletricidade em centrais

de ciclo combinado com turbina a gás.

Fig. 3.29 - Esquema geral do processo de produção de energia Fig. 3.30 – Balanço energético da Central Ciclo elétrica em Centrais de Ciclo Combinado [1]. Combinado de Lares [1].

A combinação de dois ciclos termodinâmicos (ciclo de Brayton e de Rankine) permite

atingir um rendimento energético superior ao obtido se ambos os ciclos fossem usados

isoladamente. No conjunto turbina a gás e turbina a vapor, aproximadamente 2/3 da potência

elétrica (294 MW) são produzidos pela TG, pertencendo à TV a produção de 1/3 da potência

total do grupo electroprodutor (147 MW).

Da figura 3.30 constata-se que na primeira fase de transformação 37,4% da energia

primária disponibilizada pela transformação química do combustível é convertida em energia

mecânica pela TG. Nesta fase, estima-se que as perdas sejam equivalentes a 1,1%. Os

restantes 61,5% da energia primária são convertidos em energia calorífica que é empregue na

segunda fase de transformação. Na produção de vapor apenas 53,9% da energia calorífica

inicialmente disponibilizada à caldeira recuperativa (61,5%) são empregues na produção de

vapor. Neste processo estima-se que o somatório das perdas na caldeira recuperativa e na

chaminé é equivalente a 7,6%. Da energia calorífica disponibilizada à produção de vapor

(53,9%), verifica-se que apenas 20,9% é convertida em energia mecânica pela TV, sendo que

os restantes 33,2% de energia térmica resultam em perdas no condensador e na TV.



Entrada de ar com temperatura e

pressão ambiente

Entrada de ar aquecido e comprimido para a câmara de combustão

Gases de exaustão

Expansão dos gases resultantes da combustão

para as pás da TG

Eixo Eixo

3.4.12.1 – Turbina a Gás

A TG é um dos elementos mais importantes de uma central de ciclo combinado. A sua

constituição é essencialmente baseada em três elementos, respetivamente, compressor, câmara

de combustão e turbina de potência (figura 3.31).

Fig. 3.31 – Corte longitudinal de uma turbina a gás [11].

Na figura 3.32 pode observar-se uma representação simplificada dos principais elementos

de uma TG.

Fig. 3.32– Representação simplificada de uma turbina a gás.

O ar, ao passar pelo compressor, sofre uma compressão de 18,5:1 ao longo de 18 andares

de compressão. Devido às forças centrífugas, o ar é aquecido com uma temperatura que pode

variar entre 260 ºC a 450 ºC sem adição de calor consoante o modelo da TG e das condições

ambientais [14, 13]. Na Central Termoelétrica de Lares, a temperatura do ar à saída do

compressor é, em média, 420 ºC. Atualmente existem dois tipos de compressores associados

às turbinas a gás, o compressor axial e o radial. O compressor radial é empregue em sistemas

que requerem baixos níveis de compressão (figura 3.33 (A)). O compressor da Central de

Lares é do tipo axial (figura 3.33 (B)). Este tipo de compressor é usado quando são exigidas

elevadas razões de pressão e rendimentos elevados. A razão de pressão é determinada pela

expressão (3.1)

O compressor axial é constituído por vários andares, sendo que cada andar é constituído

por uma fiada de pás ligada ao eixo (pás móveis) e outra ligada a carcaça da turbina a gás (pás

fixas).

Câmara de combustão Compressor Turbina de

Potência

Adição de combustível

IGV's

(3.1)

Compressor

Câmara de combustão

Turbina de potência



Fig. 3.33 - Compressor radial (A); Compressor axial (B) [15, 16].

A primeira fiada ou fileira de pás à entrada do compressor é designada por pás guias de

admissão (IGV’s). Este sistema permite orientar o ângulo da primeira fiada de pás em função

das necessidades da turbina a gás. O controlo do ângulo permite, deste modo, controlar o

fluxo de ar em situação de arranques, paragem, ou quando a turbina está a funcionar em

cargas parciais mantendo constante a temperatura dos gases resultantes da combustão. O

ajuste do ângulo é efetuado de forma automática e é regulado em função da temperatura

ambiente e da velocidade do eixo. Este sistema permite, ainda, efetuar o controlo sobre as

emissões gasosas que fluem para a atmosfera, tal como os óxidos de azoto.

A câmara de combustão é o local onde ocorre a queima da mistura ar/combustível (figura

3.34). O ar comprimido quando chega à câmara de combustão vem com uma velocidade

demasiado elevada para se efetuar a queima e manter a chama. A câmara de combustão é

projetada de forma a reduzir a velocidade do ar através de um difusor (figura 3.35).

Fig. 3.34 – Câmara de combustão [1]. Fig. 3.35 – Esquema de uma câmara de combustão [17].

Da análise da figura 3.35 consta-se que existem três zonas que constituem a câmara de

combustão. A zona primária corresponde ao local onde ocorre a mistura do ar com o

combustível. Esta zona deve ser projetada de forma a permitir uma mistura turbulenta e

adequada entre o ar e o combustível. Esta zona absorve, aproximadamente, 1/3 do caudal total

de ar que provém do compressor para cada queimador. Como a maior parte da combustão

ocorre nesta zona, esta, está sujeita a temperaturas elevadas (aproximadamente 1900 ºC) [2].

1º Estágio de pás da turbina de potência

Zona de combustão

A B



De forma a reduzir a temperatura dos gases resultantes da combustão é injetado ar

proveniente do compressor na zona intermediária e de diluição. Deste modo utilizam-se os 2/3

restantes do caudal de ar proveniente do compressor. A temperatura deve ser diminuída até

uma temperatura que permita o contacto dos gases de exaustão com as pás da turbina de

potência sem correr o risco de as deteriorar. Esta temperatura varia consoante o material

utilizado na produção das turbinas. Prevê-se que um aumento de 30 ºC em relação à

temperatura máxima que a turbina de potência suporta pode reduzir a vida útil da mesma em

30% [2]. Os gases resultantes da combustão são, deste modo, arrefecidos para temperaturas na

ordem dos 1370 ºC antes de serem expandidos nas pás da turbina a gás [18].

Fig. 3.36 – Identificação dos principais sistemas de uma TG [19].

Quando ocorre a expansão dos gases resultantes da combustão nas pás da turbina dá-se a

conversão de energia térmica em energia mecânica. Na realidade, esta transformação de

energia ocorre em duas etapas. Numa primeira etapa, a energia térmica é convertida em

energia cinética. A segunda etapa ocorre quando a energia cinética embate nas pás da turbina

gerando movimento através das pás giratórias e móveis da turbina (figura 3.37). Estima-se

que cerca de 50% do trabalho desenvolvido pela TG é usado para acionar o compressor

axial [13].

Fig. 3.37 – Pás móveis da TG (A); Pás fixas da TG (B).

B

Queimadores

A

Compressor axial

Câmara de combustão

Expansão dos gases nas pás da TG

Exaustão dos gases para a caldeira recuperativa



3.4.12.2 – Turbina a Vapor

A turbina a vapor é um mecanismo que aproveita a energia calorífica do vapor para gerar

energia mecânica. A energia mecânica gerada pela turbina a vapor é transmitida ao eixo de

forma a acionar o alternador em conjunto com a turbina a gás. A TV da Central de Ciclo

Combinado de Lares é constituída por três corpos de pressão, respetivamente alta, média e

baixa pressão (figura 3.38).

Fig. 3.38 – Turbina a vapor.

O controlo de admissão de vapor na TV é efetuado através de válvulas hidráulicas. Estas

válvulas são acionadas através do sistema hidráulico HPU (Hidraulic Power Unit) (figura

3.39 (A)). Este sistema opera através de óleo hidráulico.

Fig. 3.39 – Unidade de Pressão Hidráulica (A); Válvula hidráulica AP, Vista inferior (B) e superior (C).

Além da válvula de admissão de vapor Alta Pressão (AP), existem mais duas válvulas

idênticas para a Média e Baixa Pressão. Estas válvulas incorporam sistemas de admissão de

vapor distintos. Um dos sistemas funciona como abertura e fecho (ON e OFF), o outro

sistema permite regular o caudal de vapor conforme as necessidades da turbina a vapor. O

caudal nominal e a pressão de vapor de cada corpo da turbina a vapor estão descritos no

quadro 3.1. Quadro 3.1 – Caudal nominal de vapor em função do nível de pressão [20].

Corpo de Pressão Pressão Caudal Nominal Alta Pressão (AP) 160 Bar 313,88 ton/h

Média Pressão (MP) 25 Bar 345,97 ton/h Baixa Pressão (BP) 4 Bar 390,78 ton/h

A B C



As turbinas de vapor diferenciam-se quanto ao modo como o vapor é expandido no seu

interior. O processo de expansão pode ser efetuado tendo como base os princípios de

impulsão, de reação ou ambos. O princípio utilizado difere em função da pressão associada a

turbina a vapor. Deste modo, a turbina AP é uma turbina de impulso com 30 estágios (figura

3.41 (A) e 3.41 (B)). A turbina de MP é uma turbina de reação com 11 estágios (figura 3.41

(C) (2)). Por fim, a turbina de BP é de impulsão-reação e é constituída por 6 estágios (figura

3.41 (C) (1)). A TV é constituída por pás fixas (presas à carcaça) e pás móveis (presas ao

eixo). As pás fixas orientam o fluxo de vapor de modo a que este, ao passar pelas pás móveis

da TV, transmita energia que possibilite movimentar o eixo.

As turbinas de impulso alteram a direção do fluxo de vapor. O impulso resultante faz girar

a turbina, deixando o fluxo de vapor com uma energia cinética menor. Nas turbinas de

impulso, a queda de pressão ocorre nas lâminas fixas da turbina (conhecidas como agulhetas)

(figura 3.40 (A)).

Nas turbinas de reação o binário é desenvolvido por meio da reação entre a turbina e a

massa do vapor. A pressão do vapor altera-se à medida que este passa através das pás móveis

da turbina (figura 3.40 (B)).

Fig. 3.40 – Turbina de impulsão (A); Turbina de reação (B) [21].

Fig. 3.41 - Pás móveis da turbina AP (A); Pás fixas da turbina AP (B); Pás móveis turbina BP (1) e MP (2) (C).

De forma a evitar deslocamentos axiais da turbina devido ao impacto do vapor nas pás da

turbina, o fluxo de vapor da turbina de alta pressão circula em sentido oposto ao fluxo de

vapor da turbina de média e baixa pressão como ilustrado na figura 3.42.

B C

A

1 2

A B



Fig. 3.42 – Sentido do fluxo de vapor [22].

A TV é constituída por diversos estágios. Entre cada estágio existem diafragmas. Estes são

fixados na carcaça da turbina e abraçam o eixo sem o tocarem. Entre o eixo e o diafragma

existe um conjunto de anéis de vedação que minimizam as fugas de vapor de um estágio para

o outro de forma a garantir que todo o vapor é turbinado. Este tipo de vedação é chamada

vedação interna. Na figura 3.43 é possível visualizar ligeiras saliências (anéis), assinaladas

por um círculo, que efetuam a selagem interna.

Fig. 3.43 – Diafragmas ente estágios da turbina a vapor alta pressão.

Nas extremidades da turbina a vapor onde o eixo sai do interior da turbina estão colocados

labirintos (figura 3.44). A função dos labirintos é a eliminação de possíveis fugas de vapor

para o exterior da TV. Nestes labirintos é injetado o vapor de selagem de fora para dentro da

TV. Este processo garante a estanquicidade do vapor turbinado no interior da turbina.

Fig. 3.44 – Anéis de vedação da turbina AP (Labirintos) (A); Labirintos (B); Labirinto em relação ao eixo [23].

O vapor de selagem é obtido a partir da caldeira auxiliar durante o arranque dos grupos e é

sobreaquecido no sobreaquecedor elétrico do respetivo grupo. O reaquecimento garante a

temperatura e pressão adequada à selagem. Após efetuar o arranque dos grupos, o vapor de

selagem advém da caldeira recuperativa do circuito de média pressão. Esta selagem é

chamada de selagem externa.

A C B



3.4.12.3 – Eixo

O eixo é o responsável pela transmissão de energia mecânica ao alternador. A topologia

deste, na Central Termoelétrica de Lares, corresponde a um eixo comum à TG, alternador e

TV. Esta topologia tem como vantagem a inexistência de uma embraiagem para efetuar a

junção da TV ao eixo comum. A principal desvantagem deste sistema relaciona-se com os

tempos de arranque devido à imprevisibilidade do comportamento da TV. O eixo é apoiado

em chumaceiras colocadas ao longo do mesmo (figura 3.45). De forma a reduzir fricções

entre as chumaceiras e o eixo, existe um sistema de lubrificação e levantamento. Este sistema

consiste num caudal constante de óleo pressurizado que é injetado entre as chumaceiras e o

eixo minimizando o contacto e o desgaste entre ambos. Ao longo do eixo existem sensores de

excentricidade colocados estrategicamente de forma a monitorizar vibrações. Por normas de

segurança, na ocorrência de vibrações elevadas os grupos são desativados automaticamente.

Fig. 3.45 – Chumaceira. Parte superior (A); Parte inferior (B).

3.4.12.4 – Alternador

O alternador é o responsável pela conversão da energia mecânica desenvolvida pela TG e

pela TV em energia elétrica (figura 3.46). A energia elétrica produzida é transferida para o

transformador principal do grupo respetivo através de barramentos blindados. As principais

características do alternador da Central Termoelétrica de Lares estão descritas no quadro 3.2.

Quadro 3.2 - Característica do alternador. Fabricante / Modelo General Electric / 450H

Electric Velocidade / Frequência / nº Pólos 3000 rpm / 50 Hz / 2 Pólos Potência aparente 530 MVA

Tensão nominal 19 kV Fator de Potência 0,85

Fig. 3.46 – Vista geral do alternador.

A B



Fig. 3.47 – Esquema de um alternador simplificado (A); Onda de tensão alternada monofásica (B) [24].

O alternador recorre a processos eletromagnéticos de forma a gerar energia elétrica. Na figura 3.47 (A) está representado um esquema simplificado de um alternador. Para facilitar o estudo do princípio de funcionamento considera-se uma espira (1) imersa num campo

magnético (2). A energia mecânica é empregue para acionar o movimento rotativo da espira.

O princípio básico de funcionamento está associado à posição relativa entre a espira e as linhas do campo magnético (lei de Lenz-Faraday). Deste modo, quando a espira forma um ângulo de 90º em relação às linhas do campo magnético, a tensão é máxima. Quando a espira forma um ângulo de 0º (figura 3.47) a tensão é zero. Deste modo, consoante a orientação da espira face às linhas do campo magnético, obtém-se a tensão alternada (figura 3.47 (B)).

Os terminais da espira são ligados ao circuito externo onde se encontra a carga ou barramento (figura 3.48 (c)). Este exemplo ilustra o funcionamento de um alternador monofásico, contudo, as centrais electroprodutoras utilizam alternadores trifásicos. O princípio de funcionamento destes é, em todo, semelhante ao ilustrado na figura 3.47 (A), sendo que a principal diferença reside no número de espiras existentes no rotor uma vez que estes alternadores possuem três espiras isoladas e distanciadas entre si 120º.

O alternador de eixo horizontal está diretamente acoplado ao veio da TG e TV estando disposto entre ela. Devido a existências de perdas internas por efeito de Joule no alternador, este está sujeito a elevadas temperaturas que devem ser dissipadas de forma a prevenir a destruição dos isolamentos. Na sequência da paragem programada do grupo I, foi possível acompanhar os trabalhos de inspeção no interior do alternador (figura 3.48 (A)). A inspeção foi efetuada através de um carro equipado com câmaras como ilustrado na figura 3.48 (B).

Fig. 3.48 – Alternador lado TG (A); Carro telcomandado (B); Ligação do alternador ao barramento(C).

(1)

(2)

A B

A B C

Rotor

Estator

0º 60º 120º 180º 240º 300º 360º

Vmax

0V

Vmin



O alternador é arrefecido através de hidrogénio que circula no seu interior. Este gás é indicado para efetuar a refrigeração devido às suas propriedades de variação térmica ou de calor especifico7. De forma a promover uma circulação uniforme do hidrogénio em todos os constituintes do alternador, o hidrogénio é impulsionado através de dois ventiladores de pás fixas instaladas e presas às extremidades do rotor (figura 3.49).

Fig. 3.49 – Ventilador para promover a ventilação forçada do hidrogénio.

O hidrogénio é um gás extremamente inflamável quando se encontra misturado com o ar, tipicamente, com uma concentração de 4% a 75% [25]. De forma a evitar entrada de ar para o interior do alternador, o hidrogénio é pressurizado com uma pressão superior à pressão atmosférica (aproximadamente 4 bar). Contudo, devido à diferença de pressão, o hidrogénio teria tendência a sair para o exterior do alternador. De forma a eliminar possíveis fugas, o alternador possui um sistema de selagem. A selagem é efetuada através de anéis instalados em torno do rotor onde é injetado um caudal constante de óleo pressurizado (figura 3.50).

Fig. 3.50 – Sistema de selagem [25].

Os anéis são comprimidos contra o eixo através de uma mola criando, desta forma, uma

camada de óleo que impede a saída de hidrogénio (figura 3.50 e 3.51). O óleo resultante da

barreira escorre, tanto para o interior, como para o exterior do alternador. Sistemas dedicados

efetuam a recolha e a limpeza do óleo em ambos os lados do anel de vedação. O óleo é limpo

de modo a remover partículas de hidrogénio arrastadas pelo mesmo. Após efetuada a limpeza

do óleo, este é bombeado para um coletor onde será novamente injetado nos anéis de selagem.

7 Calor específico consiste na quantidade de calor que é necessário fornecer a 1 grama de uma substância para

elevar a sua temperatura em 1 grau Celsius. O calor específico da água é 1 cal/g.°C. Por sua vez, o calor específico do hidrogénio é 3.4 cal/g.°C. Quanto maior o calor específico, mais energia térmica é necessária para elevar a sua temperatura. Deste modo, o hidrogénio é um ótimo absorvente térmico.



Fig. 3.51 – Anéis de selagem [25].

O hidrogénio aporta outros benefícios enquanto gás de arrefecimento num alternador. Deste modo, ele minimiza o aparecimento de descargas parciais e reduz o efeito de corona no interior do alternador. O hidrogénio, após percorrer os componentes constituintes do alternador, é encaminhado para permutadores de calor onde é arrefecido.

Num gerador síncrono, o campo magnético de rotação necessário para induzir tensão nos enrolamentos do estator é assegurado pelo sistema de excitação. Este sistema consiste no fornecimento de uma tensão DC ao enrolamento indutor localizado no eixo de forma a estabelecer a tensão interna do alternador, em consequência, este sistema é responsável pela tensão a saída do alternador e pelo fator de potência. O sistema de excitação é operado automaticamente pelo controlador de regulação de tensão que atua na excitatriz de forma que a potência reativa e a tensão a saída do alternador variem da forma pretendida (figura 3.52).

De modo a ajustar a produção de energia elétrica às necessidades do SEE, o regulador automático de velocidade acompanha as variações de velocidade do alternador em função da potência solicitada pelo SEE. A variação de velocidade do alternador interfere diretamente na estabilidade da frequência. Nesse sentido, o regulador automático de velocidade atua na admissão de vapor e de combustível de forma a manter o alternador a velocidade de

sincronismo. Este controlo tem como objetivo aumentar ou diminuir a potência mecânica (Pmec) de forma a manter a velocidade (3000 rpm) e a frequência (50 Hz) no seu valor nominal. Resumidamente, o controlo na admissão de vapor e de combustível é efetuado da seguinte forma:

O alternador acelera – Redução de fluxo de vapor à TV e de combustível à TG. Pmec ↓ O alternador aninha – Aumento de fluxo de vapor à TV e de combustível à TG. Pmec ↑

Fig. 3.52 – Sistema de escovas de excitação (A); Suporte das escovas (B).

B A



É possível visualizar graficamente a evolução da potência gerada em função do fluxo de

vapor e de gás consumido. Quando se pretende elevar a potência ativa gerada é necessário

elevar a potência mecânica disponibilizada ao eixo pela TG e TV. Por seu turno, quando se

pretende diminuir a potência ativa, reduz-se a potência mecânica transmitida ao eixo. A

variação do fluxo de combustível, do fluxo de vapor e da potência reativa no

acompanhamento na curva da potência ativa de um arranque tipo podem ser visualizados na

figura 3.53. A figura 3.53 foi obtida através do PI ProcessBook, e nela constata-se que o fluxo

de gás e de vapor acompanham, invariavelmente, a curva de potência ativa do alternador.

Fig. 3.53 – Evolução da curva de potência ativa produzida.

3.4.13 – LCI - Load Commutated Inverter

Na sequência de arranque, o alternador funciona como motor através do LCI. O LCI é um

sistema de inversão de frequência ajustável. Este, utiliza um software específico baseado em

microprocessadores de forma a controlar a velocidade do alternador enquanto motor. O seu

princípio assenta numa topologia de retificação e inversão da onda de tensão (figura 3.54).

O retificador é constituído por um banco de tirístores que, através de uma comutação

controlável e ajustável, convertem uma tensão AC em DC. O indutor DC elimina os picos de

corrente, tornando a tensão contínua durante o funcionamento do sistema. A tensão retificada

pelo retificador é, então, encaminhada para um inversor que converte a tensão DC em AC

novamente com uma frequência variável. O transformador de isolamento isola o LCI do

barramento de média tensão e fornece a tensão adequada aos terminais do retificador [26].

Este sistema permite, deste modo, converter o alternador em motor de forma acionar a TG até

à velocidade de autossustentação (aproximadamente 95% da velocidade nominal (2850 rpm)).

Fig. 3.54 – Diagrama simplificado do sistema LCI [26].

Potência Ativa (MW)

Fluxo de gás (kg/s)

Fluxo de vapor AP (t/h)

450 18 350

-50 0 0



O benefício deste sistema reside no facto de não existir a necessidade de associar um motor

de arranque à TG. Na Central Termoelétrica de Lares, existe um LCI por grupo, no entanto,

um único LCI pode efetuar o arranque da turbina a gás de ambos os grupos através da

interligação entre barramentos. O LCI possui um sistema de refrigeração de forma a arrefecer

os tirístores de comutação. A refrigeração do LCI é efetuada através de um circuito fechado

de água. Segundo recomendações da GE e para o coreto funcionamento do LCI, a água devem

estar num nível de pureza elevada [26]. A sua desmineralização é garantida através de um

filtro de carvão e um desionizador (figura 3.55).

Fig. 3.55 – Módulos do LCI (A); Sistema de refrigeração (B).

3.4.14 – Disjuntor de Grupo

De forma a separar o alternador do SEE existe um disjuntor de grupo (figura 3.56). Este

disjuntor encontra-se entre o alternador e o transformador principal do respetivo grupo. Em

caso de ocorrências de anomalias no SEE (fora da central) ou anomalias internas (dentro da

central) o disjuntor interrompe o circuito de forma garantir o isolamento do alternador.

Fig. 3.56 – Visão geral do disjuntor de grupo (A); Painel de monitorização do disjuntor (B).

No painel de controlo do disjuntor de grupo é possível visualizar o estado dos seccionadores

(Branco – Circuito Aberto, Verde – Circuito Fechado). Quando o grupo se encontra a injetar

energia para rede elétrica o aspeto do quadro é o da figura 3.56 (B). Após se verificar o

sincronismo entre o alternador e o SEE, na sequência de arranques, este disjuntor fecha

interligando o alternador com o SEE. O sincronismo verifica-se quando os valores da tensão,

da sequência de fases e da frequência são iguais do lado do alternador e do SEE.

A B

A B

Reservatório de água

Bomba de circulação 1

Bomba de circulação 2

Desionizador

Regulador de temperatura

Filtro de carvão

Retificadores

Módulos de tirístores

Módulos de tirístores

Sistema de refrigeração



3.4.15 – Transformadores

A Central Termoelétrica de Lares possui um transformador principal e um auxiliar por

grupo (figura 3.57). O transformador principal tem como função elevar a tensão de geração de

19 kV para 400 kV de forma a transferir a energia elétrica produzida para o SEE onde se

efetua o respetivo transporte. Quando os grupos não se encontram a produzir, o transformador

principal tem como função reduzir a tensão vinda do SEE de 400 kV para 19 kV a fim de

abastecer os serviços auxiliares da Central Termoelétrica através do transformador auxiliar do

respetivo grupo. O transformador auxiliar converte a tensão de 19 kV para 6,6 kV de modo a

alimentar o barramento de média tensão do respetivo grupo ou do grupo similar através de

uma interligação entre barramentos.

Fig. 3.57 – Transformador auxiliar (1) e principal (2) de grupo.

A razão pela qual o valor da tensão de geração é elevado antes de se efetuar o respetivo

transporte deriva da necessidade de reduzir as perdas por efeito de joule nas linhas de

transmissão durante o transporte da energia elétrica. As perdas por efeito de joule variam em

função do quadrado da intensidade (Perdasjoule=[I]2*[R]). Tendo em atenção que os

transformadores têm a capacidade de transformar tensões mantendo o princípio da

conservação da energia (Potênciaprimário=Potênciasecundário) deduz-se, deste modo, que elevando

a tensão do primário para o secundário, a corrente será mais baixa no lado do secundário.

Tendo em conta que a energia dissipada por efeito de joule varia em função do quadrado

da intensidade, pode-se diminuir as perdas diminuído a corrente que flui pelas linhas de

transporte. Pelo princípio de conservação de energia (Potênciaprimário=Potênciasecundário), deduz-

se que elevando a tensão e mantendo a potência inalterada a corrente será mais baixa tal como

descrito na equação (3.2).

[ ] [ ] [ ] ê [ ]

ê . (3.2)



Assim, à saída do alternador, coloca-se um transformador elevador de tensão

([V]secundário > [V]primário) de modo a reduzir a corrente no secundário ([I]secundário < [I]primário)

mantendo a potência inalterada ([P]primário = [P]secundário). No destino, será colocado um

transformador redutor de modo a inverter o efeito do transformador principal da Central

Termoelétrica. Com isto, pretende-se baixar a tensão e elevar a corrente. As vantagens de

elevar a tensão reduzindo a corrente na fase de transporte prendem-se igualmente com a

possibilidade de reduzir a secção dos cabos que efetuam o transporte da energia elétrica. Na

figura 3.58 é efetuada uma apresentação dos principais componentes do transformador

principal.

Fig. 3.58 – Descrição geral do transformador principal.

Legenda: 1 – Chegada da fase W, V, U do alternador;

2 – Permutador de calor fase W, V e U (sistema de refrigeração);

3 – Isolador de proteção contra sobretensões;

4 – Terminal transformador lado MAT 400 kV (fase W);

5 – Quadro de comando dos ventiladores e de serviços auxiliares;

6– Reservatório de óleo de refrigeração.

Os transformadores auxiliares estão equipados com uma resistência de neutro. Esta permite reduzir as correntes de defeito à terra em situações de curto-circuito fase-terra (figura 3.59). Deste modo, ela tem como função diminuir a intensidade das correntes de defeito à terra.

Fig. 3.59 – Resistência do neutro.

1

2 2 2

3

4

5

6



Dada a existência de perdas por efeito joule nos enrolamentos do transformador, estes irão

estar sujeitos a aumentos de temperatura significativas. A temperatura resultante das perdas

deve ser dissipada de forma a não deteriorar o isolamento dos enrolamentos. No caso do

transformador de baixa potência, o arrefecimento é efetuado através de dissipação natural. Em

transformadores de média potência, a dissipação é realizada mergulhando os enrolamentos em

óleo mineral o que, para além de melhorar o fator de dissipação, permite aumentar o

isolamento elétrico. Em transformadores de grande potência, o arrefecimento é efetuado com

ventilação forçada. Esta solução contempla a instalação de ventiladores de forma a promover

a passagem do ar nos permutadores onde o óleo de refrigeração é arrefecido (figura 3.60).

Fig. 3.60 – Sistema de arrefecimento do óleo transformador principal.

O óleo de refrigeração é armazenado no interior do transformador. Devido a possíveis

fugas de óleo e à expansão do mesmo com o aumento da temperatura, existe um reservatório

(figura 3.58 (6)) que garante o nível de óleo do transformador e permite a expansão do mesmo

quando necessário. O reservatório do óleo é isolado do ar exterior de modo a não deteriorar a

qualidade do mesmo. Contudo, existem entradas de ar que permitem a ventilação do mesmo

quando ocorre uma situação de enchimento do reservatório ou quando este descarrega óleo

para a cuba do transformador. O ar, antes de entrar para o reservatório, é filtrado através de

uma coluna de sílica (figura 3.61 (A)) que garante a remoção de impurezas e humidades do ar.

Fig. 3.61 – Filtro de Sílica (A); Instrução para substituir as sílicas (B).

O filtro é constituído por módulos de sílica individuais. Quando estes se encontram

saturados é necessário proceder à substituição do módulo. A cor da sílica permite visualizar

quando é necessário proceder a substituição dos módulos de sílica (figura 3.61 (B)).

A B



3.4.16 – Parque de Linhas

A subestação da Central Termoelétrica de Lares é responsável pela receção da energia

produzida pelos grupos electroprodutores e pelo envio da mesma para a subestação de Lavos.

Na figura 3.62 (A) podem observar-se os principais componentes da subestação. O sistema é

totalmente controlado remotamente a partir da sala de comando.

Os transformadores de corrente são usados como forma de medida, os seccionadores

permitem isolar a Central de Ciclo Combinado de Lares do SEE (não operam em carga). Os

disjuntores são equipamentos de corte que interrompem o circuito na deteção de anomalias

pelos sistemas de proteção (operam em carga).

Fig. 3.62 – Visão geral do parque de linhas (Subestação) (A); Quadro disjuntor (B).

Os disjuntores necessitam de uma força elevada para atuar. Por conseguinte, estes

equipamentos operam a partir de um gás que é comprimido através de um êmbolo acionado

por um motor elétrico. Por baixo de cada disjuntor de linha existe um quadro que indica se o

disjuntor está armado ou não (Figura 3.62 (B)).

A subestação possui aparelhagem de medida e de proteção. Na ocorrência de uma falha de

energia elétrica, a alimentação dos equipamentos é assegurada através de baterias de

emergências (figura 3.63).

Fig. 3.63 – Vista geral dos equipamentos de medida, proteção e das baterias de emergência.

Seccionador de linha

Seccionador de linha

Disjuntor de linha

Transformador de corrente A B



3.4.17 – Esquema Elétrico Unifilar da Central

O esquema unifilar da Central Termoelétrica de Lares pode ser visualizado na figura 3.64.

A Central é constituída por dois barramentos de média tensão (6,6 kV), um por cada grupo.

Estes barramentos são alimentados diretamente através do transformador auxiliar do respetivo

grupo.

Fig. 3.64 - Esquema elétrico simplificado da Central Termoelétrica de Lares [1].

O barramento de média tensão deve alimentar os quadros de baixa tensão (400 / 230 V)

afetos aos serviços auxiliares tais como iluminação, ventiladores e motores de potência

elevada existentes nos respetivos grupos (figura 3.65). Em condições normais, os barramentos

de média tensão são alimentados a partir do transformador auxiliar do respetivo grupo. No

entanto, estes barramentos podem ser alimentados a partir do transformador auxiliar do grupo

similar através de uma interligação de barramentos. O sistema de interlocks permite efetuar a

interligação entre barramentos na ocorrência de uma anomalia no sistema de alimentação de

um determinado barramento. O sistema de interlocks ou de bi-alimentação encontra-se no

sistema de média e baixa tensão e opera segundo determinadas condições que atendem a

segurança do sistema elétrico da Central Termoelétrica.

Fig. 3.65 – Quadros de média tensão (A); Quadros de baixa tensão (B).

19 KV/400 KV 528 MVA

Subestação de Lavos 410 KV Subestação de Lavos 410 KV

Linha 1 Linha 2

19 KV/6.6 KV 24 MVA

6.6 KV/400 V 2.5 MVA

6.6 KV 6.6 KV

400 V 400 V 400 V 400 V

Diesel Emergência

400 V

Diesel Emergência

MCCs MCCs Serviços Comuns

125/250 Vdc

125/250 Vdc

Grupo I Grupo II

19 KV 19 KV

19 KV 530 MVA

19 KV/400 KV 528 MVA

6.6 KV/400 V 2.5 MVA

6.6 KV/400 V 2.5 MVA

6.6 KV/400 V 2.5 MVA

19 KV 530 MVA

19 KV/6.6 KV 24 MVA

A B



Os barramentos de média e de baixa tensão de cada grupo encontram-se na sala elétrica

existente no respetivo grupo (figura 3.65). Esta sala apenas tem os quadros de alimentação de

equipamentos afetos ao grupo.

Os quadros de alimentação dos serviços comuns e auxiliares da Central estão situados no

edifício afeto à alimentação dos serviços comuns (figura 3.66).

Fig. 3.66 – Edifício elétrico de serviços comuns e auxiliares da Central Termoelétrica.

3.4.18 – Sistemas de Emergência de Energia Elétrica

A Central Termoelétrica de Lares está equipada com um sistema de emergência de

fornecimento de energia elétrica. Este deve assegurar a paragem dos grupos em segurança e

garantir a alimentação de cargas essenciais quando, por avaria grave ou por falha no SEE, seja

imperativa a paragem dos grupos. Em caso de apagão, a alimentação das cargas essenciais é

salvaguardada por um banco de baterias e por um gerador Diesel de emergência que arranca

automaticamente fornecendo energia às cargas ligadas aos circuitos de emergência (figura

3.67). O esquema unifilar do gerador de emergência e das baterias pode ser visualizado na

figura 3.64 ou no Anexo H.

Fig. 3.67 – Sistema de emergência. Banco de baterias 125/250 Vdc (A); Gerador de emergência (B).

A B

Capítulo 4 – Tarefas Realizadas



Durante o período de estágio foi possível acompanhar diversas tarefas de manutenção.

Neste capítulo serão descritos alguns desses trabalhos, sendo que os casos de estudo

apresentados no subcapítulo 4.1 e 4.2 foram propostos no decorrer do estágio de forma a

complementar o presente relatório.

4.1 – Programação de um Autómato da Siemens

Foi referido no subcapítulo 3.4.12.3 que o eixo comum ao alternador, à turbina a gás e à

turbina a vapor se encontra apoiado sobre chumaceiras. De forma a minimizar o desgaste

entre o eixo e as chumaceiras existe o sistema de lubrificação e levantamento do eixo. Este

sistema consiste na injeção de um caudal de óleo pressurizado entre o eixo e as chumaceiras

elevando o eixo alguns milímetros em relação as chumaceiras. De modo a manter um caudal

constante de óleo pressurizado, este sistema conta com 4 bombas (2 bombas principais e 2

bombas de emergência). Para o correto funcionamento do grupo electroprodutor, estas devem

estar sempre operacionais. As bombas principais são acionadas através de motores AC, na

ocorrência de uma falha de energia ou numa queda de pressão do óleo no sistema de

lubrificação e levantamento, as bombas de emergência são ativadas através de motores DC. A

alimentação destes motores é efetuada a partir de um banco de baterias de 250 Vdc. O

objetivo deste trabalho consistiu na programação de um autómato que monitorizasse os

tempos de arranques dos motores DC de forma a testar a fiabilidade do sistema de arranque.

O arranque dos motores DC é efetuado através de um sistema eletromecânico autónomo.

Para que os motores arranquem de forma suave minimizando os picos de corrente, existem

duas resistências no circuito de alimentação que devem ser retiradas de forma sequencial e

controlada. No Anexo D é possível visualizar o esquema de alimentação dos motores DC

onde se verifica a existência de dois contatos (1A e 2A). Estes contatos são responsáveis pela

saída das resistências (oferecem um caminho alternativo à corrente) efetuando um bypass às

resistências R1 e R2. Os contatos 1A e 2A são acionados através de contatores que terão

ligado a eles um contacto auxiliar. Os contatos auxiliares permitem indicar ao autómato as

manobras de abertura ou fecho do contator responsável pela atuação dos contatos 1A e 2A.

Deste modo, os contatos auxiliares são ligados às entradas do autómato (I3 e I4) de forma a

monitorizar os tempos de atuação dos contatores e determinar o tempo de saída das

resistências. A resistência R1 (representada no esquema de alimentação do motor, Anexo D)

terá como contacto auxiliar o 1A. Por seu turno, a resistência R2 terá como contacto auxiliar o

1Ax. 1A e 1Ax são as nomenclaturas usadas para referenciar o bypass às resistências R1 e R2.



Montagem em bancada do LOGO!:

Para efetuar programação do autómato da Siemens (LOGO!) foi necessário efetuar uma

montagem em bancada onde se pretendeu simular os inputs e outputs do autómato como se

este estivesse montado no quadro de controlo dos motores de corrente contínua (figura 4.1).

Fig. 4.1 – Placa de montagem do autómato LOGO! 24RC.

O esquema de ligações está ilustrado na figura 4.2. Neste é possível visualizar os principais

equipamentos necessários para efetuar a monitorização do tempo de saída das resistências.

Lista de componentes:

Fonte de alimentação AC-DC 230V – 24Vdc (só para efetuar os testes em bancada);

Contactos auxiliares (designados por Reset, Mx, IA e IAx);

2 Lâmpadas (Alarmes visuais);

1 Autómato da Siemens LOGO! 24RC;

Relé de monitorização de sobrecorrente (Ref: DIB02C724150MV) [27].

Fig. 4.2 – Esquema de montagem das entradas/saídas do autómato e montagem de bancada.

A monitorização dos tempos de arranque dos motores de corrente contínua é efetuada

através de contadores colocados estrategicamente ao longo do programa. O valor obtido pela

contagem dos contadores é posteriormente convertido em tempo através de blocos

matemáticos existentes no software LogoSoft (cada centésimo de segundo corresponde as

duas contagens dos contadores). Com a finalidade de confirmar os tempos apresentados no

ecrã do LOGO!, efetuou-se um teste através de um osciloscópio (figura 4.3, 4.4 e 4.5).



Fig. 4.3 – Verificação dos tempos indicados pelo LOGO! através de um osciloscópio.

Fig. 4.4 – Verificação do tempo de saída da resistência R1 (IA).

Na figura 4.4 pode visualizar-se o teste ao tempo de saída da resistência R1 (IA). As linhas representadas no osciloscópio representam a mudança de estado dos contactos auxiliares em função dos contatores a eles associados. A linha azul na figura 4.4 representa o instante em que é dada ordem de arranque ao motor, por sua vez, a linha vermelha representa o tempo de atuação do contator referente à resistência R1 (IA). Selecionando a opção “Cursor” no osciloscópio foi possível visualizar o espaço de tempo entre a curva a azul e a vermelho. Neste teste, o tempo de saída da resistência R1 (IA) foi efetuando em 0,48 segundos após a ordem de arranque do motor como indicado na figura 4.4.

Fig. 4.5 – Verificação do tempo de saída da resistência R2 (IAx).

Testou-se, de igual modo, a secção do programa onde é efetuado o controlo do tempo

associado à resistência R2 (IAx) (figura 4.5). Neste teste, o tempo de saída da resistência R2

foi em 0,46 segundos (462,5 ms no osciloscópio). Com este teste, verificou-se que o autómato

estava a apresentar valores fidedigno no ecrã.



Funcionamento do Programa

Para que o arranque dos motores DC do sistema de lubrificação e levantamento do eixo

ocorra sem anomalias, o bypass das resistências deve ser efetuado nos tempos definidos. No

máximo, a sequência de arranque (correspondente as saída das resistências) pode demorar até

3 segundos. As condições de bypass às resistências estão representadas na figura 4.6.

Fig. 4.6 – Sequência e tempo de arranque do motor DC.

A→ Representa o tempo de espera que o contator associado à saída da resistência R1 (IA)

deve aguardar após a ordem de arranque do motor (0,5 segundos no mínimo);

B→ Representa o tempo em que o contator associado à saída da resistência R1 (IA) deve atuar

de forma a retirar a resistência R1 do circuito de alimentação (1 segundo no máximo);

C→ Representa o tempo de espera que o contator associado à saída da resistência R2 (IAx)

deve aguardar após a saída da resistência R1 (0,5 segundos no mínimo);

D→ Representa o tempo em que o contator associado à saída da resistência R2 (IAx) deve atuar

de forma a retirar a resistência R2 do circuito de alimentação (1 segundo no máximo);

A figura 4.7 ilustra como é efetuado o controlo do alarme geral Q1 em função dos tempos

de saída das resistências (função principal do programa). O programa foi concebido de forma

a monitorizar todos os tipos de falhas enviando mensagens para o ecrã a informar o motivo do

alarme. No anexo D são descritos os vários blocos de instruções e as respetivas funções.

Fig. 4.7 – Diagrama de funcionamento do programa de monitorização (programa principal).

0.5 seg. 0.5 seg. 1 seg. 1 seg. 3 Segundos no máximo

A B C D

Mx é libertado

R1 não saiu no tempo definido Ativa

Alarme Q(1)

R2 não saiu no tempo definido Ativa

Alarme Q(1)

Ordem de arranque. Inicia a contagem de tempo para R1 (IA)

Inicia a contagem de tempo para R2 (IAX)

Mx é premido

R1 saiu no tempo definido

Início – Aguarda ordem de arranque do motor

Tempo de saída

R2

Tempo de saída

R1

R2 saiu no tempo definido

Aguarda que o botão Reset seja premido Não

Sim

Reset efetuado

Não

Sim

Aguarda ordem de paragem do motor

Alarme Q1 ativo



Entradas e saídas do autómato LOGO!:

Entradas/Input: I1 Reset

I2 Mx – Ordem de arranque

I3 1A – Contacto auxiliar da resistência R1

I4 1Ax – Contacto auxiliar da resistência R2

I5 Relé de sobrecorrente

Saídas/Output: Q1 Alarme geral

Q2 Alarme de sobrecorrente

Divisão do programa:

O programa foi repartido em secções de forma a tornar mais percetível a função de cada bloco de instruções. O programa encontra-se estruturado da seguinte forma:

Programa principal;

Amostragem do tempo 1A e Amostragem do tempo 1Ax;

Mensagem de alarme;

Alarme de sobrecorrente;

Alarme de falha nos contatores IA e/ou IAx após arranque;

Saída Open Connector e Saídas;

Contactos analógicos Blocos de Matemática IA e IAx;

Contador de Arranque;

Reset;

Ecrã principal;

Ligar luz;

Histórico.

Cada bloco de instruções representa uma determinada ação/função do autómato e são

totalmente independentes entre si. Devido às limitações de endereçamento da memória interna

do LOGO!, foi necessário integrar, na programação, três blocos de temporizadores que

contabilizam exatamente os mesmos tempos, mas que são usados para fins distintos.

Deste modo, o primeiro bloco de temporizadores é atribuído à parte de controlo

(monitoriza os tempos de saída das resistências e envia alarme caso os tempos não sejam

cumpridos), o segundo bloco de temporizadores serve para indicar no ecrã do LOGO! os

tempos de saída das resistência R1 e R2. O terceiro bloco de temporizadores é usado para

manter em memória os tempos referentes ao último arranque (histórico). O programa foi

totalmente elaborado recorrendo a linguagem de programação Ladder.



Os tempos apresentados no ecrã são incrementados de dois em dois centésimos de segundo

(figura 4.8). Este incremento pode, por vezes, causar alarmes quando o tempo de atuação dos

contatores ocorre no limite do tempo definido para cada resistência (0,5 segundo no mínimo

ou 1,5 segundo no máximo). Isto ocorre porque foi usado um gerador de pulsos síncrono que

transita de estado a cada centésimo de segundo (0,01s). O contador apenas conta quando

existe uma transição de “0” lógico para “1” lógico. Deste modo, cada contagem ocorre a cada

2 centésimos de segundo (0,01 segundo a “0” + 0,01 segundo a “1”). O alarme será ativado,

ou não, conforme a transição ascendente ou descendente do pulso.

Fig. 4.8 – Diagrama temporal de transição de pulso.

As mensagens enviadas para o ecrã do LOGO! podem ser visualizadas pela sua ordem de

prioridade. Para tal, basta carregar nas setas para cima e para baixo existentes no módulo do

LOGO! (figura 4.9) para transitar entre as diversas mensagens ativas. No Anexo D do

presente documento é possivel consultar as mensagens visuais que o LOGO! emite, assim

como as parameterizaçoes iniciais dos temporizadores e contadores. A figura 4.9 indica

igulamente os botões (switch) usados de forma a simular os tempo de atuação dos contatores

associados aos contatos 1A (IA) e 2A (IAx).

Fig. 4.9 – Teclas de transição entre mensagens.

Legendas da figura 4.9:

A → Efetua o Reset aos contadores e temporizadores existentes no programa;

B → Simula a ordem de arranque do motor (Mx);

C → Simula a saída da resistência R1 do circuito de alimentação (IA);

D → Simula a saída da resistência R2 do circuito de alimentação (IAx).

A B C D



4.2 – Estudo das Proteções dos Transformadores

Os transformadores da Central Termoelétrica de Lares encontram-se protegidos com

aparelhagem que garante a sua retirada de operação em condições anómalas de exploração. O

rápido isolamento dos transformadores quando detetadas situações irregulares é importante

para não danificar os próprios transformadores e para não colocar em risco a vida de pessoas.

O sistema de proteção dos transformadores é essencialmente efetuado através de relés digitais.

Estes equipamentos são concebidos de forma a promover a retirada rápida de operação de

uma parte de um sistema elétrico a fim de isolar a parte do circuito que apresente condições

irregulares de operação. Estes relés são auxiliados por disjuntores que permitem a interrupção

de correntes elevadas. O sistema de proteção deve ter como função principal o diagnóstico

correto do problema, atuando de forma rápida e causando o menor distúrbio possível nos

transformadores. O sistema de proteção dos transformadores inclui as seguintes proteções:

Proteção contra bloqueios;

Proteção dos transformadores principais e auxiliares;

Proteção interna dos transformadores principais e auxiliares;

Nos transformadores de potência podem surgir dois tipos de avarias, respetivamente,

internas ou externas. As avarias internas estão relacionadas exclusivamente com as avarias

afetas ao transformador, por exemplo, contacto entre dois enrolamentos, contacto entre um

enrolamento e a massa, curto-circuito entre enrolamentos ou entre terminais. Por seu turno, as

avarias externas são devidas a falhas exterior ao transformador tal como uma anomalia nas

linhas de transmissão (lado fora da central termoelétrica) ou no gerador (lado dentro da

central termoelétrica). As avarias externas são devidas por exemplo a sobrecargas ou a curto

circuitos externos aos transformadores.

Modo de proteções:

A proteção dos transformadores é assegurada por um relé digital multifunções baseado

num microprocessador do tipo T60 da série UR desenvolvido pela GE. Este relé apresenta-se

como sendo o elemento principal de proteção, tendo sido concebido especificamente para

proteger transformadores trifásicos. O esquema de proteção pode ser consultado no Anexo E

do presente documento. Estes distinguem-se pelo tipo de proteção oferecida, deste modo:

A proteção contra bloqueios é efetuada através do relé digital T60U;

A proteção do transformador principal é efetuada através do um relé digital T60B;

A proteção do transformador auxiliar é efetuada através do relé digital T60C.



Tipo de proteção do relé digital T60:

As funções principais de proteção disponíveis neste relé digital da serie UR são as seguintes:

Diferencial percentual (função principal);

Diferencial instantâneo;

Diferencial de terra restrita;

Sobretensão retardada de fase;

Sobretensão instantânea de fase;

Sobretensão direcional de fase/neutro;

Subtensão de fase;

Sobretensão de fase/neutro/auxiliar;

Sobretensão de excitação;

Frequência alta/baixa.

Definição das principais proteções:

Diferencial percentual (função principal)

A metodologia de proteção diferencial em transformadores baseia-se na comparação das

correntes que fluem no primário e no secundário. Quando não existem defeitos internos no

transformador, o valor das correntes medidas pelos transformadores de correntes localizados

nos enrolamentos do primário e do secundário deveriam ser iguais tanto em amplitude como

em fase, contudo, devido às características construtivas dos transformadores e à presença de

correntes diferenciais em algumas condições de operações torna-se difícil verificar esta

condição na prática. De modo a contornar esta situação, utiliza-se a proteção diferencial

percentual, que se difere a proteção diferencial comum por possuir bobines de restrição.

Os relés diferenciais comuns, ao serem sensíveis às correntes transitórias de magnetização,

tornam-se desvantajosos na proteção diferencial em transformadores, pois estes poderiam

atuar indevidamente devido a defeitos externos ao transformador (este tipo de proteção é

ativada quando a corrente de operação ultrapassa um valor predefinido). Deste modo, o relé

utilizado na proteção diferencial percentual apenas deve atuar na ocorrência de um defeito

interno no transformador permanecendo bloqueado em condições especiais de operação. As

bobines de restrição usadas na proteção diferencial percentual são o fator de sensibilidade do

relé. A corrente que flui nessas bobines é designada por corrente de restrição. As proteções

são ativadas somente quando o relé diferencial percentual verificar que o valor resultante do

quociente entre a corrente de operação e a corrente de restrição for superior a um valor

predefinido em percentagem.



Diferencial instantâneo

O relé de proteção diferencial instantâneo atua de forma instantânea na ocorrência de um

defeito que provoque uma diferença no valor das correntes que fluem entre o primário e o

secundário do transformador excedendo o valor predefinido.

Diferencial de terra restrita

A proteção diferencial de terra restrita é usada para detetar defeitos à terra através de um

curto-circuito fase-terra perto do neutro do transformador e averiguar se o defeito foi interno

ou externo ao transformador. A corrente de terra no neutro do transformador é usada como

referência e é comparada com a corrente de sequência-zero (componente homopolar). Só é

possível usar este tipo de proteção em transformadores com as ligações dos enrolamentos em

estrela e com o neutro ligado a terra.

Sobretensão retardada de fase

O relé de proteção temporizado contra sobretensões de fase efetua uma análise à tensão eficaz

do sistema e compara-a com a tensão previamente ajustada para a sua atuação (tensão de

referência). Se o valor medido for superior ao valor ajustado durante um determinado período

de tempo definido, o relé envia ordem de atuação às respetivas proteções do transformador.

Sobretensão instantânea de fase

O relé de proteção instantâneo contra sobretensões de fase efetua uma análise à tensão

eficaz do sistema e compara-a com a tensão previamente ajustada para a sua atuação (tensão

de referência). Se o valor medido for superior ao valor ajustado, este envia instantaneamente

ordem de atuação às respetivas proteções do transformador.

Sobretensão direcional

Os relés direcionais têm como função determinar o sentido do fluxo de energia. Esta

função é imprescindível em SEE onde exista grande número de consumidores e produtores.

Este relé é polarizado num determinado sentido de operação através dos ângulos da corrente e

da tensão. Quando é detetada a inversão do sentido do fluxo de energia e se o valor da tensão

do respetivo fluxo for superior ao predefinido, este envia ordem de atuação às respetivas

proteções do transformador.

Subtensão de fase

O relé de proteção contra subtensão de fase efetua a monitorização de forma permanente

das tensões nas três fases do transformador. Na ocorrência de uma diminuição de tensão em

qualquer uma das três fases, este envia ordem de atuação às respetivas proteções do

transformador.



Sobretensão de fase/neutro

A proteção de sobretensão de fase efetua a monitorização de forma permanente das

tensões nas três fases do transformador. Se qualquer uma das três fases superar um valor

predefinido de tensão, o relé que monitoriza as sobretensões de fase envia ordem de atuação

às respetivas proteções do transformador.

A proteção de sobretensão de neutro efetua uma monitorização à tensão residual no

secundário do transformador. Caso esta supere o valor predefinido, o relé que monitoriza as

sobretensões no neutro envia ordem de atuação às respetivas proteções do transformador.

Sobretensão de excitação

Este tipo de proteção é usado para proteger o transformador contra possíveis danos

provocados pela sobrexcitação do transformador. A sobrexcitação ocorre quando o núcleo

magnético do transformador fica saturado devido à diminuição da frequência ou à existência

de sobretensões. Tendencialmente, o efeito de sobrexcitação provoca um aquecimento que

pode ser prejudicial aos transformadores. Quando o valor de excitação do transformador

ultrapassar um valor predefinido, o sistema de proteção envia uma ordem que visa reduzir o

valor da tensão.

Frequência alta/baixa

Este tipo de proteção atua quando o valor predefinido da frequência é ultrapassado numa

determinada gama acima ou abaixo da frequência nominal. Este tipo de proteção é útil em

sistemas de produção de energia elétrica onde pode ocorrer uma perda parcial de produção

elétrica num SEE que pode originar uma subfrequência no SEE. Nesta situação, o SEE pode

exigir aos alternadores em serviço uma sobrecarga excessiva na geração que os pode

danificar. A operação com sobrefrequências pode indicar uma sobrevelocidade por parte do

alternador devido, por exemplo, a perda parcial de carga no SEE (consumidores).

As proteções dos transformadores da Central de Termoelétrica de Lares permitem que a

frequência oscile entre 95% e 108% em relação a frequência nominal. Deste modo, na

situação de subfrequência as proteções permitem que a frequência se mantenha no máximo

20 segundos com um valor mínimo de 47,5 Hz antes das proteções atuarem. Numa situação

de sobrefrequência, o valor máximo permissível é de 54 Hz, caso a frequência atinja tal valor,

as proteções atuam passado 1 segundo.



Áreas de proteção:

Proteção do transformador principal (T60B)

Este relé diferencial efetua leituras analógicas de correntes através de transformadores de

correntes localizados:

No parque de linhas de alta tensão;

No neutro do enrolamento de alta tensão do transformador principal;

Entre o disjuntor de grupo e o primário do transformador principal;

Entre o disjuntor de grupo e o primário do transformador auxiliar.

Este relé efetua, igualmente, medições da tensão do lado MAT (400 kV). Caso este relé

detete correntes diferenciais entre os vários pontos de medida, ele envia ordem de atuação às

respetivas proteções de forma a isolar o grupo.

Proteção contra bloqueios (T60U)

Este relé diferencial efetua leituras analógicas das medições de correntes através de

transformadores de correntes colocados:

No parque de linhas;

No neutro do alternador e no neutro do transformador principal.

Caso este relé detete correntes de defeito entre estes três pontos de medida envia ordem de

atuação às respetivas proteções de forma a isolar o grupo. Este relé recebe igualmente sinais

de corte (proteção) de outros relés e atua sobre as respetivas proteções de forma a prevenir o

rearme automático das mesmas. Deste modo, os disjuntores ativados devido a ordem de corte

só serão rearmados após ser efetuados manualmente o reset ao relé de bloqueio.

Proteção do transformador auxiliar (T60C)

Este relé diferencial efetua leituras analógicas das medições de correntes através de

transformadores de correntes colocados:

À chegada do barramento de média tensão (6,6 kV);

No primário do transformador auxiliar, lado da alta tensão (19 kV);

No neutro do secundário do transformador auxiliar, lado da média tensão (6,6 kV).

Caso este relé detete correntes de defeito entre estes três pontos de medida envia ordem de

atuação às respetivas proteções de forma a isolar o grupo.



Proteções internas dos transformadores:

Os transformadores possuem, de igual forma, proteções locais. Estas proteções não

dependem diretamente dos relés digitais T60 da GE, embora este último, efetue uma

monitorização contínua de algumas proteções através de sinais analógicos (4 a 20 mA). Deste

modo, as proteções locais/internas são as seguintes:

Relé Buchholz;

Indicador magnético de nível de óleo do transformador (baixo e alto);

Válvulas de redução automática da pressão do transformador;

Termómetro indicativo da temperatura do óleo do transformador que se encontra na

parte de cima da cuba, com sinal de alarme e de comando de disparo, comandos de

controlo para o arranque dos ventiladores, sinalização de disparos e saída analógica de

4-20 mA para monitorizar a temperatura do óleo a partir da sala de comando (DCS);

Termóstato de temperatura do óleo com alarme e comando de disparo;

Termómetro para indicar a temperatura dos enrolamentos do lado da alta tensão com

sinal de alarme, comando de disparo e comando de arranque para as duas unidades de

ventilação.

O relé T60 é um relé digital programável. Deste modo, é possível configurar as proteções

de forma mais adequada ao sistema que se pretende proteger. Neste capítulo pretende-se

apenas indicar as proteções que cada relé atende. Este, para além das entradas digitais, possui

entradas analógicas de modo a efetuar leituras de corrente e/ou tensões do transformador. No

Anexo F é descrito de forma pormenorizada a função de cada proteção segundo a tabela

ANSI.

Entradas digitais do relé T60B:

Tipo Discrição 50 Relé de sobrecorrente instantâneo

50 Fase 1 Relé de sobrecorrente instantâneo

51 Fase 1 Relé de sobrecorrente temporizado 50 Fase 3 Relé de sobrecorrente instantâneo

51 Fase 3 Relé de sobrecorrente temporizado 51N Sobrecorrente temporizado de neutro 24 Relé de sobrexcitação 87 Relé de proteção diferencial

87 l Relé de proteção diferencial de linha 87 TN Relé de proteção diferencial de neutro



Entradas analógicas do T60B:

Entrada Descrição/Função

M5-7 Leitura de um TI c/ uma relação de 2000 / 1 A localizado entre o transformador principal e a subestação de 400 kV.

F8 Leitura de um TT c/ uma relação √

kV localizado entre o relé de

sincronismo (MKV) e a subestação de 400 kV.

M8 Leitura de um TI c/ relação 1000 / 1 A localizado no neutro do enrolamento de muita alta tensão de 400 kV no transformador principal. Este TI tem como função detetar possíveis correntes que circulem pela malha de terra.

F1-4 Leitura de um TI trifásico c/ relação 20000 / 1 A localizado entre o disjuntor de grupo e transformador principal de cada grupo.

M1-3 Leitura de um TI trifásico c/relação 20000 / 1 A localizado entre o disjuntor de grupo e o transformador auxiliar de cada grupo.

Entradas digitais do relé T60U:

Tipo de proteção Função 51N Sobrecorrente temporizado de neutro. 87 Relé de proteção diferencial. 87l Relé de proteção diferencial de linha.

Entradas analógicas do relé T60U:

Entrada Descrição/Função

M5-7 Leitura de um TI trifásico c/ relação 2000 / 1 A localizado entre o transformado principal de cada grupo e a subestação de 400 kV.

MI-4 Entrada de reserva. P7a Leitura de oscilografia. F1-4

Leitura de um TI trifásico c/ relação 20000 / 1 A localizado no neutro do transformador.

F5-8

Leitura da aparelhagem de média tensão 6,6 kV. A aparelhagem de medida está localizada entre o transformador auxiliar e o barramento de média tensão de cada grupo (BBA11).

M8

Leitura de um TI c/ relação 1000/1 A localizado no neutro do enrolamento de alta tensão de 400 kV no transformador principal. O TI tem como função detetar possíveis correntes que circulem pela malha de terra.



Entradas digitais do relé T60C:

Tipo Descrição 50 Fase 1 Relé de sobrecorrente instantâneo. 51 Fase 1 Relé de sobrecorrente instantâneo. 51N Fase 2 Relé de sobrecorrente instantâneo de neutro. 24 Relé de sobrexcitação – Disparo. 24 A Relé de sobrexcitação – Alarme. 87 Relé de proteção diferencial. 87l Relé de proteção diferencial de linha. 87 TN Relé de proteção diferencial de neutro.

Entradas analógicas do relé T60C:

Entrada Descrição/Função M5-7 Entrada de reserva.

F1-3 Leitura de um TI trifásico localizado entre o disjuntor de grupo e o transformador auxiliar com oscilografia.

F5-7 Leitura de TT com relação √

localizados entre o disjuntor

de grupo e o transformador principal.

M4 Leitura de um TI trifásico c/ relação de 500 / 1 A do neutro do transformador auxiliar na parte de média tensão de 6,6 kV.

M1-3 Leitura de um TI localizado entre o transformador auxiliar e o barramento de média tensão de 6,6 kV.



4.3 – Reparação de uma Gaveta de Comando

O presente subcapítulo descreve a reparação de uma gaveta de comando de um motor

elétrico (figura 4.10). Esta gaveta apresentou uma anomalia derivada do contator de potência

usado para efetuar o controlo da alimentação ao motor, figura 4.10 (B).

Descrição:

A gaveta de comando é constituída por equipamento de proteção, de comando e de

alimentação. A aparelhagem de proteção é constituída por fusíveis, disjuntores e um relé

térmico. No sistema de alimentação encontra-se um transformador monofásico que converte

uma tensão composta trifásica de 400 V para monofásica de 110 V de modo a efetuar a

alimentação da aparelhagem de comando. Na aparelhagem de comando encontramos o

referido contator trifásico que sofreu a avaria. Este contator tem como função a abertura e o

fecho do circuito de alimentação do motor.

Fig. 4.10 – Parte frontal da gaveta (A); Retaguarda da gaveta (B).

Descrição do contator:

O contator (elemento de potência) funciona como um interruptor de corte no circuito de

alimentação do motor. Este atua com recurso a um eletroíman que quando magnetizado força

o fecho do circuito elétrico. O desarme do circuito é efetuado através da força mecânica

proveniente de molas colocadas no interior do contator forçando a abertura do circuito. A

velocidade de abertura do circuito está diretamente relacionada com a potência mecânica das

molas (descompressão da mola).

A bobina eletromagnética (constituída por um fio condutor em torno de um núcleo um

núcleo ferromagnético), quando percorrida por uma corrente elétrica, age como sendo um

íman criando, deste modo, um campo magnético. Este campo magnético, juntamente com a

parte fixa do contator, atrai a parte móvel do mesmo. Este efeito força a parte móvel do

contator a fechar-se mecanicamente permitindo, deste modo, a passagem de corrente elétrica.

Na figura 4.11 estão ilustrados os principais componentes de um contator.

Botões de Comando Manual

Interruptor trifásico

Proteções do circuito de comando

Transformador 380/110 Vac

Relé Térmico

Contator

Encaixes da gaveta no quadro de

controlo do motor. A B



Fig. 4.11 – Esquema simplificado de um contator electromagnético [28].

Cada espira da bobina cria um pequeno campo magnético individual, sendo que a soma

desses campos formam o campo magnético principal. A força do campo magnético principal

pode ser alterada de modo a aumentar ou diminuir a força magnética da bobine. Este efeito é

possível através da adição ou remoção de espiras na bobine (figura 4.12). Outro modo de

variar a força do campo magnético sem alterar o número de espiras é variar o valor da

corrente elétrica que flui pela bobine. Quanto maior for a corrente, maior será a força do

campo magnético representado pela letra H na figura 4.12.

Fig. 4.12 – Campo magnético (H) gerado por uma bobine [29].

Os contatores podem ser classificados por classe consoante o tipo de corrente que os

alimentam. Deste modo, existem os contatores de corrente contínua (DC) e alternada (AC).

Contator DC:

Nos contatores DC, a alimentação da bobine é efetuada através de uma corrente contínua.

Este tipo de contator apresenta uma construção menos complexa se comparado a um contator

AC uma vez que a corrente não se anula em nenhum instante (corrente contínua).

Fig. 4.13 – Diagrama esquemático do contator [30].

H

i i



Na figura 4.13, quando a corrente alimenta a bobina (B), a parte móvel (P) é puxada para

cima, fazendo com que os contactos elétricos (C) sejam fechados. Quando a corrente é nula, a

mola (M) faz com que a parte móvel (P) volte ao seu local de repouso e os contactos abrem.

Contator AC:

Neste tipo de contator, a bobine é alimentada por uma corrente alternada. Quando a onda

sinusoidal da corrente que alimenta a bobina passa por zero a cada semi-ciclo, o campo

magnético (H) do entre ferro é nulo, como consequência, a força que atrai a parte móvel (P)

também se anula. Devido à existência da mola, os contactos (C) iriam sofrer um movimento

oscilatório fazendo com que os contactos estariam sistematicamente a abrir e a fechar a cada

semi-ciclo da onda de corrente. É possível observar que a força das faces polarizadas de cada

entreferro com secção transversal (A) é sempre de atracão e é expressa pela

equação (4.1) [30].

Onde: – Força de atração;

µ0 – Permeabilidade magnética do vazio;

H – campo magnético (depende do valor da corrente);

A – Secção transversal entreferro.

Dessa forma, para uma corrente alternada, a força de atracão ” “seria nula a cada semi-

ciclo da corrente que alimenta bobina conforme mostrado na figura 4.14.

Fig. 4.14 – Força de atração em função da corrente que percorre a espira.

A construção de um contator de corrente alternada pouco difere de um contator de corrente

contínua. A principal diferença reside na parte móvel (P) do contator de corrente alternada

que é equipada com anéis ou espiras em cobre curto-circuitadas (figura 4.15).

(4.1)

0



Fig. 4.15 – Diagrama esquemático do contator AC com detalhe do anel de cobre [30].

Tendo em conta que a bobine é alimentada com uma corrente sinusoidal, o fluxo que

circula no circuito magnético também o é. O anel em cobre é, deste modo, atravessado por

esse fluxo e, consequentemente, é induzida uma corrente no anel. Esta corrente é desfasada,

aproximadamente 90º (lei de Lenz8), em relação ao fluxo que a originou. Deste modo, quando

a corrente na bobine é nula a corrente no anel é máxima. O resultado deste efeito reside no

facto de existir sempre uma quantidade de fluxo magnético que, consequentemente, origina

uma força eletromagnética permanente na bobine. O fluxo e a força de atracão residentes na

bobine levam a que a peça móvel (P) se mantenha atraída sempre que a corrente na bobine é

nula evitando, deste modo, a abertura e o fecho da parte móvel (P) a cada semi-ciclo.

Causas da avaria:

A avaria foi causada pelo desgaste e possível deslocação do anel de cobre instalado no

interior do contator. O estado do contator pode ser visualizado na figura 4.16, na qual se

constata a existência de uma das três fases queimada. A solução adotada de modo a reparar a

gaveta de comando consistiu na substituição do contator danificado por um idêntico. No

Anexo G é possível verificar o tempo de vida deste tipo de equipamento em função do

número de manobras e correntes suportadas.

Fig. 4.16 – Estado do contator avariado.

8 Segundo a lei de Lenz o sentido da corrente induzida é o oposto à variação do campo magnético que lhe deu

origem. Na situação de diminuição do fluxo magnético, a corrente induzida irá criar um campo magnético mantendo o sentido do fluxo que lhe deu origem. Na situação de ocorrer um aumento de fluxo magnético, a corrente induzida irá gerar um campo magnético oposto ao sentido do fluxo magnético que lhe deu origem.



4.4 – Teste a um Transformador de Corrente

Quando se efetuava a limpeza da cela 9 dos quadros elétricos de média tensão BBA11, foi

detetado que um transformador de corrente (TI) se encontrava desligado. Tendo em atenção

que se desconhecia a razão de tal situação, foi solicitado um teste para averiguar se este teria

sido desligado por não estar a operar da forma correta. Para tal, foi necessário descobrir qual a

razão de transformação9 do TI. Após efetuar uma pesquisa tendo como base o modelo do TI

(Merlin Gerin CSH200) descobriu-se que a razão de transformação entre o primário e o

secundário era de 470 / 1 A.

Princípios de funcionamento de um transformador de corrente:

Os transformadores de correntes são equipamentos que permitem aos instrumentos de

proteção e medida funcionarem de forma adequada, sem que para isso seja necessário

funcionarem com as correntes nominais das cargas dos circuitos onde estes se encontram

ligados. Este tipo de transformador é usado para complementar aparelhos de medição que

apresentem uma resistência elétrica baixa tais como os amperímetros convencionais.

Os transformadores de corrente transformam, através de um fenómeno de conversão

eletromagnética, correntes elevadas que circulam no primário, em pequenas correntes no

secundário segundo uma relação de transformação.

Sabe-se, através da lei de Ampere, que uma corrente que flui por um fio condutor cria um

campo magnético em seu redor. Através da lei da mão direita pode determinar-se o sentido do

campo magnético. Com a mão fechada envolvendo o condutor elétrico, orientamos o polegar

no sentido da corrente. Os restantes dedos irão indicar o sentido das linhas do campo

magnético como ilustrado na figura 4.17.

Fig. 4.17 – Lei de Ampere – Aplicação da regra da mão direita [31].

O campo magnético gerado devido à passagem da corrente elétrica vai, por sua vez, induzir

uma corrente elétrica no secundário do TI. O valor da corrente induzida poderá ser maior ou

menor consoante o número de espiras (N) envolvidas no transformador de corrente.

9 Razão de transformação (rt) é a relação entre o primário e o secundário do transformador. Geralmente esta

definição é associada à razão de espiras entre o primário e o secundário de um transformador, á

á .



Descrição do ensaio:

Para efetuar este ensaio foi necessário recorrer a um autotransformador, dois amperímetros

e fio de cobre (figura 4.18). Com este ensaio pretendeu-se verificar se o valor da corrente que

o TI media estava na gama correta segundo a sua relação de transformação. Deste modo, foi

enrolado um fio de cobre no primário do TI de forma a criar um circuito por onde uma

corrente pré-estabelecida iria atravessar o primário do TI. O fio de cobre foi ligado aos bornes

do autotransformador de forma a controlar a corrente que era disponibilizada ao primário do

TI. Para este ensaio ter sucesso foi necessário saber qual o valor da corrente que o

autotransformador estava a debitar para o fio de cobre. Deste modo foi colocado um

amperímetro em série entre o fio de cobre enrolado ao TI e o autotransformador.

Fig. 4.18 – Esquema de montagem do amperímetro.

Legenda: 1 – TI em teste com o fio de cobre enrolado (fio azul); 2 – Amperímetro em série com o autotransformador e o TI;

3 – Autotransformador.

Atendendo à razão de transformação entre o primário e o secundário do TI (470 A

para 1 A), foi necessário garantir que a corrente induzida no primário seria suficientemente

elevada de forma a ter valores mensuráveis no secundário. Deste modo, o fio de cobre foi

enrolado à volta do TI completando vinte voltas (correspondente a vinte espiras). A colocação

das vinte espiras em torno do primário do TI, permitiu criar um campo magnético vinte vezes

superior se comparado a um campo magnético gerado pela passagem de uma corrente idêntica

num único fio condutor inserido no TI (correspondendo apenas a uma espira).

Cada espira cria um pequeno campo magnético individual, pelo que a junção de várias

espiras resulta na soma de vários campos magnéticos individuais. A soma de vários campos

individuais cria um campo magnético principal10. O aumento do campo magnético gera

diretamente uma corrente induzida superior no secundário do TI. O esquema pode ser

visualizado na figura 4.19.

10 Esta condição é verdadeira se a corrente fluir no mesmo sentido. Correntes em sentidos opostos e de intensidade idênticas levam à anulação dos campos magnéticos por elas criadas.



Fig. 4.19 – Disposição do TI para efetuar o ensaio.

Legenda: 1 – Transformador de corrente;

2– Fio condutor enrolado em torno do TI completando vinte voltas;

3– Secundário do transformador de corrente;

4– Pinça do amperímetro para medição da corrente que flui no primário;

5 – Fios de alimentação da carga da cela 9 (circuito principal).

De seguida, foram ligados 2 fios de cobre no secundário do TI com a finalidade de saber

qual o valor que o TI estava a medir. Na figura 4.19, o fio castanho e o fio azul (3) colocados

lado a lado correspondem aos terminais do secundário do TI e permitem medir a corrente

induzida no secundário.

Ensaio:

Antes de iniciar o ensaio no terreno, efetuou-se um estudo teórico de forma a saber quais

seriam os valores expectáveis resultantes deste ensaio. Deste modo, o estudo teórico foi

realizado com os seguintes dados:

Número de espiras: 20;

Corrente fornecida pelo autotransformador: 4,8 A;

Razão de transformação do Transformador: 470 A → 1 A;

Fig. 4.20 – Esquema geral do ensaio.



Através do número de espiras e do valor da corrente fornecida pelo autotransformador,

procedeu-se ao cálculo teórico da corrente no primário do TI. Esta resulta da multiplicação do

número de espiras pelo valor da corrente fornecida pelo autotransformador (equação (4.2)).

Iprimário

Após determinar a corrente do primário foi necessário determinar o valor expectável da

corrente no secundário (equação (4.3)). Para tal, recorreu-se à razão de transformação

do TI (470 A →1 A).

Isecundário

0,20 A

O valor teórico foi determinado segundo a equação (4.3) e retornou como valor expectável

de corrente no secundário de 0,20 A.

Após serem verificadas todas as ligações procedeu-se à energização do fio de cobre

enrolado ao primário do TI. Para tal, o autotransformador foi colocado na posição inicial de

0 V e, de forma progressiva, foi-se aumentado a tensão até atingir uma corrente de 4,8 A no

primário do TI. Quando se obteve o valor de corrente pretendido no primário procedeu-se à

medição do valor da corrente no secundário do TI. O amperímetro que monitorizava a

corrente no secundário do TI indicou uma corrente de 0,22 A.

Conclusão:

O valor medido pelo amperímetro colocado no secundário do transformador de corrente foi

de 0,22 A, contudo, os cálculos teóricos apontavam para uma corrente de 0,20 A. A diferença

entre o valor teórico e o valor medido da corrente no secundário do TI pode ser justificada

pelo erro de medição dos equipamentos usados para efetuar a monitorização das correntes e

pelo erro de medição do próprio TI que apresenta uma precisão de ±6%.

Após a conclusão do ensaio, verificou-se que o transformador de corrente estava a operar

de forma correta e procedeu-se à respetiva ligação em falta (figura 4.21).

Fig. 4.21 – Ligações do TI após efetuar a intervenção.

(4.3)

(4.2)



4.5 – Barramento de Média Tensão

Na sequência da limpeza do barramento de média tensão de 6,6 kV (11BBA11) detetou-se

que barramento permanecia energizado após se ter efetuado o corte da respetiva alimentação.

O presente subcapítulo pretende descrever os passos executados para determinar as causas

desta situação verificada no barramento de média tensão do grupo I.

Descrição do Barramento de média tensão:

O barramento de média tensão encontra-se localizado na sala elétrica do respetivo grupo

(figura 4.22). A função deste barramento é alimentar os seguintes barramentos: 11BFA11,

11BMA10, 11BFA12, 11BFA21 e 11BFA22. Nestes estão instalados transformadores

redutores que reduzem a tensão proveniente do barramento de média tensão 11BBA11

(6,6 kV) para 400 V. Estes alimentam cargas específicas em baixa tensão. Cada quadro ou

cela representa uma carga ou um consumidor. No Anexo H é possível visualizar os

barramentos e as cargas associadas ao barramento de média tensão.

Fig. 4.22 – Quadros alimentados pelo barramento 11BBA11 de 6,6 kV (Vista frontal (A) e Traseira (B)).

O barramento de média tensão é alimentado diretamente a partir do transformador auxiliar

do grupo correspondente podendo, todavia, ser alimentado pelo transformador auxiliar do

grupo similar através de uma interligação entre barramentos.

Descrição da anomalia:

Após ter-se desligado a alimentação do 11BBA11 proveniente do transformador auxiliar,

verificou-se a existência de tensões elevadas no barramento de 6,6 kV. Neste barramento,

existe uma cela de medida que está preparada para efetuar análise às correntes e tensões

existentes no barramento. Um dos equipamentos de medida instalado é um analisador de rede

que permite visualizar qual o valor de tensão existente em cada fase do barramento. Foi

através deste analisador que foi possível verificar a existência desta situação (figura 4.23 (A)).

A B



Fig. 4.23 – Cela de medida do 11BBA11 (A); Interior da cela de medida (B).

Em operação normal, a tensão composta das 3 fases do 11BBA11 é de 6,6 kV, contudo,

por motivos operacionais, é possível alterar o valor da tensão alterando a regulação das

tomadas do transformador auxiliar de forma a elevar ou reduzir o valor da tensão. Quando se

desligou a alimentação do 11BBA11 verificou-se que o analisador de rede apresentava

valores na ordem de 8500 V a 10000 V em duas fases do barramento.

Na fase inicial, foi imprescindível avaliar qual a possível causa para o surgimento dessas

tensões. Tendo em atenção que a alimentação principal do barramento de média tensão estava

desligada e não se verificava nenhuma interligação com o transformador auxiliar do grupo

similar, procedeu-se à análise do diagrama unifilar da cela onde está situado o analisador de

rede. O diagrama unifilar ilustrado na figura 4.24 foi analisado de forma a detetar as possíveis

causas para este acontecimento.

Fig. 4.24 – Esquema unifilar da cela de medida do 11BBA11 [32].

Analisador de rede.

A B D

C

A B




A - Alimentação da cela de medida através do barramento de média tensão;

B - Barramento de medida ou de referência;

C – Transformador de tensão (TT);

D - Analisador de rede.

Após analisar o interior da cela de medida, verificou-se a existência de barramentos de

comando (125 Vdc), de serviços auxiliares (230 V ou 400 V) e o barramento de referência

para efetuar medidas de tensões, correntes e/ou potências. Segundo o esquema unifilar da

figura 4.24, o barramento de medida está diretamente ligado ao analisador de rede em

conjunto com os transformadores de tensão.

O barramento de medida (B) é comum a todas as celas ou quadros do barramento de média

tensão. A função deste barramento é disponibilizar uma tensão de referência a todas as celas

associadas ao barramento de média tensão de forma a efetuar a medição da potência

consumida pelas cargas de cada cela. Cada cela alimenta um equipamento específico, deste

modo, é possível determinar a potência consumida em cada instante por cada equipamento. A

potência é determinada através de equipamentos de medição (Power Meter).

Uma causa possível para o aparecimento de tensão no barramento de 6,6 kV poderia passar

por um defeito de isolamento nos barramentos de comando e de serviços auxiliares. Nesse

sentido, decidiu-se desligar a alimentação do barramento auxiliar (230 V ou 400 V). Este

barramento tem como função alimentar resistências de aquecimento existentes nas várias

celas ligadas ao 11BBA11 e alimentar os serviços auxiliares tal como o circuito de iluminação

e tomadas monofásicas contidas no interior de cada cela. A função das resistências de

aquecimento é prevenir qualquer acumulação de humidade no interior das celas.

Ao desligar a alimentação do barramento 230 V, verificou-se que o analisador de rede

deixava de detetar tensão no barramento de média tensão. O passo seguinte foi descobrir qual

a cela que estava a originar a energização do barramento de média tensão. Deste modo, foram

desligadas em todas as celas as cargas afetas ao barramento de 230 V. Foram desligados de

modo consecutivo os disjuntores 8RM, 8TC, 8R e 8L de cada cela (figura 4.25). Ao desligar

os disjuntores do barramento de 230 V da cela de alimentação da bomba LAC 10, descobriu-

se a cela que originava o defeito.



Fig. 4.25 – Esquema unifilar do barramento 230 V da cela da bomba LAC 10 [32].

Legenda da figura 4.25: A - Barramento de serviços auxiliares de 230 V;

B - Disjuntor – 8RM de 16A;

C - Disjuntor – 8TC de 10A;

D - Disjuntor – 8R de 6A;

E - Disjuntor – 8L de 6A.

Descrição dos circuitos:

8RM – Este circuito é usado para alimentar resistências de aquecimento no interior

do motor de média tensão (LAC 10). Estas resistências são usadas para evitar

a acumulação de humidade no interior do motor quando este se encontra

parado por períodos de longa duração.

8TC – A função deste circuito é alimentar uma tomada monofásica de 230 V de uso geral.

8R – A função deste circuito é alimentar resistências de aquecimento que tem

como objetivo o aquecimento da cela de modo a evitar a acumulação de

humidade no seu interior.

8L – Este circuito é dedicado à iluminação da cela. A sua constituição é formada

por uma lâmpada fluorescente e um interruptor que fecha o circuito de iluminação

quando a porta de acesso ao interior da cela é aberta.

A

B C D E



Fig. 4.26 – Disjuntores da cela da bomba LAC10 (A); Barramento de comando, serviços auxiliares e medida (B).

Ao desligar os disjuntores 8RM, 8TC, 8R e 8L de forma sequencial verificou-se que a

origem do defeito estava associada aos circuitos dos disjuntores 8RM e 8L.

O circuito do disjuntor 8L é relativo à iluminação da cela. Após analisar as ligações do

circuito de iluminação concluiu-se que o neutro do circuito afeto à iluminação estava ligado

ao barramento de referência em vez de estar ligado no neutro do barramento afeto aos

serviços auxiliares.

Após analisar o circuito do disjuntor 8RM, observou-se que a situação se repetia, isto é, o

neutro deste circuito estava de igual forma ligada ao barramento de referência em vez de estar

ligado ao neutro do barramento afeto aos serviços auxiliares.

De forma a normalizar a situação, procedeu-se à ligação dos neutros dos circuitos em falha

no neutro do barramento afeto à alimentação dos serviços auxiliares. Assim, o analisador de

rede do 11BBA11 passou a indicar 0 V por fase como se pretendia.

Causa de propagação das tensões induzidas:

A causa da propagação de tensão é devida à existência de transformadores de tensão (TT)

afetos ao analisador de rede. Os transformadores de tensão têm como objetivo reduzir a tensão

vinda do transformador auxiliar com uma razão de transformação de 6600 / 100 V.

Os transformadores são máquinas reversíveis, isto é, tanto podem funcionar como

transformadores redutores como elevadores (consoante o sentido da corrente). Neste caso em

particular, os transformadores de tensão redutores passaram a funcionar como

transformadores elevadores induzindo tensões indevidas no barramento 11BBA11.

A B



Fig. 4.27 - Disposição dos barramentos.

Na figura 4.27 é possível visualizar a disposição dos barramentos no interior das celas. Ao

colocar o neutro dos circuitos afetos aos serviços auxiliares (230 V) no barramento de medida,

este ficou energizado. Deste modo, o barramento de medida passou a ser alimentado através

do circuito dos disjuntores 8L e 8RM. Como o barramento de medida está diretamente ligado

aos transformadores de tensão, estes passaram a funcionar como transformadores elevadores

elevando a tensão com uma razão de transformação de 1 para 66 originando, deste modo, as

tensões indevidas no barramento de média tensão.

Fig. 4.28 – Esquema unifilar dos barramentos de média e baixa tensão do grupo I [32].

Barramento de comando 125Vdc.

Barramento de serviços auxiliar. 230 V ou 400 V

Barramento de medida.

Barramento de média tensão 6.6 kV



4.6 – Sobreaquecedor Elétrico

O sobreaquecedor elétrico serve para elevar a temperatura do vapor proveniente da caldeira

auxiliar. O vapor sobreaquecido neste equipamento é usado como meio de selagem na turbina

a vapor. Deste modo, o vapor deve ser aquecido com uma temperatura média de 357 ºC. As

características do sobreaquecedor podem ser consultadas no Anexo I do presente documento.

O Sobreaquecedor elétrico é composto por dois grupos de resistências controlados

independentemente através de um módulo de tirístores que retificam a onda de tensão de

alimentação das resistências elétricas. Este método permite efetuar um controlo adequado ao

aquecimento de vapor. Quando o sobreaquecedor se encontra inativo durante largos períodos

de tempo o valor da resistência de isolamento pode decrescer, uma vez, que o isolante usado é

o óxido de magnésio que apresenta características higroscópicas11 [33].

Quando o sobreaquecedor elétrico entra novamente em funcionamento, é aconselhável que

se elimine toda a humidade contida no seu interior, para tal, faz-se passar vapor pelo

sobreaquecedor com as resistências desligadas por um período mínimo de 3 horas [33].

Este procedimento é suficiente para recuperar a resistência de isolamento do equipamento.

É desejável que o valor de isolamento seja elevado de forma a eliminar possíveis correntes de

fugas. Na figura 4.29 é possível comparar as correntes de fuga em Amperes de um

equipamento que apresenta um bom e um mau isolamento.

Fig. 4.29 – Comparação de corrente de fuga [33].

O valor da resistência de isolamento do equipamento deve ser, regra geral, superior a 2

MΩ. Caso o valor da resistência de isolamento seja inferior, deve-se aumentar o tempo de

passagem de vapor pelo sobreaquecedor de vapor.

11 Propriedade associada a um determinado material que absorve água.



Notas de avarias:

O sobreaquecedor elétrico apresentava uma avaria que inibia a possibilidade de arranque

do grupo electroprodutor. Quando este era solicitado a entrar em funcionamento, as proteções

eram ativadas e, consequentemente, a energia elétrica era desligada ao sobreaquecedor.

Fig. 4.30 – Desmontagem do sobreaquecedor elétrico no local.

A causa dos disparos foi devida ao valor da temperatura à superfície do metal da

resistência. A causa para este acontecimento residia na rutura de um dedo de luva do termopar

responsável pela medição da temperatura à superfície do metal da resistência (figura 4.31).

Como a temperatura medida excedia o valor máximo permitido (600 ºC), as proteções eram

ativadas e, consequentemente, o sobreaquecedor era desativado.

Fig. 4.31 – Dedo de luva (bainha de proteção da sonda de temperatura ou termopar) [34].

Uma vez que o módulo de resistências já apresentava algum desgaste inerente a sua

utilização, procedeu-se à substituição do módulo a fim de solucionar a avaria como ilustrado

nas figuras 4.32 e 4.33.

Fig. 4.32 – Remoção do bloco de resistências.



Fig. 4.33 – Resistências de aquecimento do vapor.

Foi de igual forma detetado que o valor da resistência de isolamento estava abaixo do valor

recomendado. A medição da resistência foi efetuada através de um megaohmímetro12. Este

equipamento estabelece uma tendência de medidas e o valor final resulta do conjunto das

várias medidas. Deste modo, foi efetuada a medição da resistência de isolamento nas três

fases que alimentam o módulo de tirístores. Numa das fases foi detetado o valor de

isolamento abaixo do recomendado, aproximadamente 1,5 MΩ. Como a passagem de vapor

no interior do equipamento não era suficiente para elevar o valor da resistência de isolamento,

foi necessário limpar o armário de controlo de forma a eliminar possíveis vestígios de

sujidades que influencia-se e reduzissem o valor da resistência de isolamento (figura 4.34).

Fig. 4.34 – Quadro de comando (A); Módulo de tiristores removidos (B).

O controlo das resistências é efetuado através de tirístores (figura 4.34 (B)). Estes têm

como função modular a onda de tensão de modo a que as resistências aqueçam mais ou menos

em função das necessidades da TV e da temperatura do vapor à chegada do sobreaquecedor.

Deste modo, procedeu-se à remoção do módulo de tirístores do armário de controlo de forma

a transportá-lo para as oficinas da Central Termoelétrica de Lares e proceder à respetiva

limpeza. Após efetuar à limpeza e a colocação do módulo de tirístores no armário de comando

verificaram-se melhorias significativas do valor da resistência de isolamento do

sobreaquecedor.

12 Um megaohmímetro é um instrumento utilizado para fazer medições de resistências elevadas tal a resistências de isolamento de equipamentos elétricos ou cabos.

A B



4.7 – Teste às Escovas de Terra do Alternador

O seguinte subcapítulo descreve a ação de manutenção preventiva ocorrida nas escovas de

terra do eixo comum à TG, à TV e ao alternador. Esta ação tinha como objetivo verificar o

estado do sistema de escovas de terra e efetuar um ensaio de forma a testar a operacionalidade

do sistema de detenção de correntes parasitas no eixo.

As escovas de terra existentes nas extremidades do alternador (lado da turbina a gás e da

turbina a vapor) são de extrema importância. Estas são responsáveis pela monitorização e pelo

escoamento de correntes indesejáveis que possam circular pelo eixo. O escoamento das

correntes parasitas é desejável, pois elas representam um fator destrutivo prematuro do eixo.

Os principais danos visíveis são a corrosão e picadas na superfície do metal. As escovas de

terra têm as seguintes funções:

Fornecer uma ligação contínua entre o eixo e a terra de forma a evitar acumulação de

tensões prejudiciais ao eixo;

Proporcionar um meio de medida da tensão caso ela exista ao longo do eixo;

Proporcionar um meio de medida das correntes que fluem do eixo para a terra.

Fig. 4.35 – Eixo do lado da turbina a vapor.

Descrição das escovas:

As escovas de terra são tipicamente de carvão do lado da TG e tranças de cobre no lado da

TV (figura 4.36). A monitorização das correntes parasitas no eixo é efetuada do lado da TG.

Fig. 4.36 – Escovas de terra lado TG (A) e lado TV (B).

A A B



Constituição do sistema de proteção:

O sistema de monitorização de correntes parasitas no eixo é constituído por:

Escovas de terra para efetuarem uma ligação física entre o eixo e a terra;

Escovas isolada para medir tensões no eixo;

Escovas de baixa impedância para medirem fluxos de corrente.

Fig. 4.37 – Sistema de terra (A); Esquema de ligação das escovas (B) [35].


1 – Placa de terminais. Esta permite efetuar uma ligação física entre as escovas e o sistema

de monitorização contínuo das tensões/correntes no eixo;

2 – Resistência de monitorização da corrente;

3 – Suporte de apoio;

4 – Fios condutores que efetuam a ligação entre as escovas e a placa de terminais;

5 – Suporte para as escovas de terra.

A figura 4.37 (B) indica as ligações efetuadas para a monitorização constante das tensões e

correntes parasitas no eixo. Em síntese, as escovas 1 e 3 monitorizam a tensão no eixo, as

escovas 2 e 4 monitorizam a corrente através de uma resistência (principio da lei de ohm).

Sendo o valor da resistência e da tensão que circula no eixo conhecido, é possível obter o

valor da corrente através da expressão (4.4). Como o valor da resistência é constante, o valor

da corrente é diretamente proporcional ao valor da tensão parasita (Vparasita) no eixo como

descrito pela equação (4.4). O valor da resistência é de 0,005Ω.

A B

(4.4)



Origem das correntes parasitas:

A origem das correntes parasitas pode ocorrer devido a um deste três fatores [35]:

1- Através da formação de uma tensão estática causada pelo aparecimento de gotículas de

água no último estágio da turbina a vapor de baixa pressão. O valor desta tensão é

reduzido, contudo, o seu valor pode aumentar até tornar possível uma descarga parcial

entre o eixo e a terra. Esta descarga pode ocorrer, por exemplo, através do óleo de

lubrificação existente entre o eixo e as chumaceiras caso não exista um caminho

alternativo por onde a corrente possa fluir para a terra.

2- Existência de corrente alternada no sistema de excitação de corrente contínua. Nesta

situação, o sistema de excitação DC cria uma tensão alternada no eixo em relação a terra

através da capacitância do enrolamento de excitação e de isolamento. Esta tensão

normalmente possui uma frequência 2 a 3 vezes superior á frequência nominal.

3- Devido à dissimetria dos circuitos magnéticos existentes na constituição do alternador, é

possível o surgimento de tensões parasita nas extremidades do alternador. Estas tensões

podem atingir valores elevados e, consequentemente, gerar correntes elevadas. Estas

tensões possuem normalmente a mesma frequência que o alternador.

No ponto 1 e 2, as tensões geradas são de valor reduzido. Se existir um caminho alternativo

para a terra, a corrente é descarregada através deste eliminando a tensão existente no eixo.

Para se efetuar a medição da tensão parasita no eixo, caso ela exista, deve ser usado um

voltímetro de alta impedância (mais de um 1 Megaohm) de forma a detetar valores baixos de

tensão.

Procedimentos:

O primeiro passo foi retirar a grelha de proteção das escovas do lado da TG com o intuito

de limpar as escovas e o rotor onde se verifica o contacto entre ambos (figura 4.38).

Fig. 4.38 – Proteção do eixo lado TG (A); Suporte das escovas de terra (B).

A B



Após retirar a grelha de proteção, o passo seguinte foi retirar as quatro escovas de terra e

limpá-las uma a uma. A zona de contacto entre a escova e o rotor foi, de igual modo, limpa. O

objetivo da limpeza do sistema de escovas de terra era garantir a não acumulação de sujidade

que pudesse interferir no escoamento das correntes parasitas para a terra e avaliar o desgaste

de cada escova. Após efetuada a limpeza das escovas e do eixo, procedeu-se à montagem do

sistema verificando o contato físico entre as escovas e o eixo.

Do lado da turbina a vapor o procedimento foi semelhante. Tendo em consideração que o

sistema de escovas de terra do lado da TV é efetuado por tranças de cobre, teve-se em

especial atenção a pressão de contacto entre as tranças e o eixo uma vez que este sistema é

isento de molas que garantem o contacto permanente entre a trança e o eixo (figura 4.39).

Fig. 4.39 – Escovas lado turbina a vapor.

Após efetuar a limpeza das escovas procedeu-se à medição da resistência de monitorização

(figura 4.37 (2)). Para efetuar a medição recorreu-se a um micro-ohmímetro com uma

resolução de 0,1 μΩ a 100 mΩ.

Fig. 4.40 – Micro-ohmímetro (Chauvin Arnoux CA6240) (A);Valor da resistência em mΩ (B).

Depois de colocar os terminais do micro-ohmímetro nos bornes da resistência procedeu-se

à medição da mesma. O resultado da medição da resistência foi de 5,2 mΩ como pode ser

visualizado na figura 4.40 (B). O valor medido da resistência é muito próximo ao valor usado

como referência (5 mΩ).

A B



No seguimento desta ação de manutenção efetuou-se, de igual forma, um teste ao sistema

de detenção de correntes no eixo. Para tal, acedeu-se ao armário de controlo da TG existente

na sala eletrónica do respetivo grupo. No interior do armário encontram-se as cartas

eletrónicas que efetuam a monitorização das tensões/correntes parasitas do eixo (4.41). Para

efetuar o teste foi necessário um multímetro, um osciloscópio e um gerador de sinal.

Fig. 4.41 – Interior do armário de controlo da TG (A); Carta de monitorização de correntes parasitas (B).

Após localizar a carta que efetuava a leitura dos valores da tensão e da corrente vindos das

escovas de terra (através da placas de terminais), procedeu-se à remoção dos fios condutores

que ligavam a carta eletrónica às escovas de terra como indicado na figura 4.41 (B). Os fios

foram retirados de modo a ligar o gerador de sinal aos bornes da carta eletrónico com o intuito

de injetar um sinal de tensão com amplitude e frequência variável simulando, deste modo, as

tensões parasitas. De forma a visualizar a onda injetada na carta e o valor da frequência,

efetuou-se a instalação do osciloscópio. O multímetro foi usado para monitorizar a tensão

injetada na carta. A montagem e os equipamentos usados para efetuar este teste podem ser

visualizados na figura 4.42.

Fig. 4.42 – Bancada de teste e equipamentos.

A B



Modo de funcionamento:

A carta eletrónica efetua leituras sistemáticas dos valores da tensão e/ou corrente existentes

no eixo. Caso numa dessas leituras sejam detetados valores de tensão ou corrente acima do

valor máximo admissível, por questões de segurança, a carta eletrónica envia os valores

resultantes da leitura para os mímicos de controlo. O operador na sala de comando tem

acesso, em tempo real, aos valores medidos pela carta. O valor máximo de tensão permissível

no eixo e para o qual a carta não envia qualquer alarme está definido em 6 Vpico a pico. De

forma a minimizar a degradação do valor da tensão (devido a quedas de tensão nos fios

elétricos ou a ruido) na transmissão dos seus valores, a tensão é convertida de forma linear

numa sequência de impulsos. Este sistema permite converter sinais analógicos em frequências

de forma a serem transmitidos a distâncias mais longas. Deste modo, os valores da tensão ao

serem exibidos nos mímicos aparecem em Hertz, como ilustrado na figura 4.43.

Tendo em consideração o modo de funcionamento do sistema de monitorização das

tensões/correntes parasitas, procedeu-se ao início dos ensaios. Foram efetuados diversos

ensaios, nos quais, o valor da amplitude da tensão e da frequência do sinal injetado na carta

foram alternando. O objetivo destes ensaios consistia em confirmar se o sistema de

monitorização enviava sinais de alarme para os mímicos de controlo na existência de tensões

e/ou corrente parasitas no eixo

Fig. 4.43 – Mímico de monitorização das tensões/correntes parasitas no eixo.

Após efetuar diversos ensaios, concluiu-se que o sistema de alarme não estava a operar do

modo correto, pois, no mímico, os valores de Shaft AC Frequency e Shaft AC Current não se

alteraram em nenhum dos ensaios (figura 4.43).



4.8 – Substituição dos Filtros de Sílicas do Analisador de Hidrogénio

O analisador de hidrogénio (H2) tem como função analisar a pureza do hidrogénio que se

encontra no interior do alternador de forma a promover o seu arrefecimento (figura 4.44).

Contudo, este gás é extremamente inflamável se não for mantido em concentrações elevadas.

A zona onde o analisador se encontra é considerada uma zona ATEX13.

Fig. 4.44 – Analisador de hidrogénio.

De modo a manter a pureza do hidrogénio dentro dos limites de segurança e de exploração

do grupo electroprodutor, existe um sistema de purgas contínuas que renovam o hidrogénio

quando necessário. Quando a concentração de hidrogénio se situa abaixo do valor específico

efetua-se a uma purga extra de forma a promover a entrada de hidrogénio novo para o circuito

de refrigeração do alternador. O valor de pureza indicada pelo analisador é, regra geral,

superior a 95%.

Numa das rondas efetuadas pelos colaboradores da Central Termoelétrica de Lares,

constatou-se que as colunas de sílicas do analisador de hidrogénio do grupo 2 estavam

saturadas. Estas colunas têm como função a remoção de contaminantes e humidades

existentes no hidrogénio que possam originar leituras incorretas pelo analisador de pureza do

hidrogénio.

13 O termo ATEX deriva do termo Atmosfera Explosiva e consiste em identificar as áreas potencialmente

explosivas. As áreas ATEX são divididas por zonas tendo como base a frequência e a duração com que a atmosfera se pode tornar explosiva devido a existências de gases, vapores ou névoas.

Válvulas de purgas automáticas

Caudalímetro analisador do lado

da TG

Caudalímetro totalizador

Caudalímetro analisador do lado

do coletor

Válvula controlo purga contínua do

lado da TG Válvula controlo

purga extra do lado da TG

Válvula controlo purga extra do lado

do coletor

Válvula controlo purga contínua do

lado do coletor



Fig. 4.45 – Colunas de sílicas (A); Indicador do estado da coluna de sílica (B).

Na figura 4.45 é possível visualizar duas das três colunas de sílica. Quando o visor do

recipiente da sílica está azul significa que a sílica se encontra em bom estado. Quando o tom

azul vai desaparecendo, ficando a sílica com um tom rosa (figura 4.45 (B)), é necessário

proceder à substituição do filtro, pois, este já não garante uma filtragem adequada do

hidrogénio que será analisado. A não substituição dos filtros pode originar leituras incorretas

dos valores de concentração de hidrogénio.

Antes de intervir na troca dos filtros foi necessário analisar quais as válvulas que era

necessário fechar de modo a estancar o hidrogénio no circuito de refrigeração do alternador

precavendo possíveis fugas. Na figura 4.46 é possível visualizar as válvulas que foram

fechadas. Depois de fechar as válvulas procedeu-se à substituição dos filtros.

Fig. 4.46 – Esquema de válvulas do analisador de H2 e indicação das válvulas a fechar [36].


1 – HV 2971 - Válvula de purga contínua lado da turbina a gás;

2 – HV 2972 - Válvula de purga extra lado da turbina a gás;

3 – HV 2973 - Válvula de purga contínua lado do coletor;

4 – HV 2974 - Válvula de purga extra lado do coletor;

5 – HV 2978 - Válvula de isolamento.

A B

1 2 3 4

5

2

1

5

4

3



Fig. 4.47 – Desmontagem dos filtros de H2.

Após a substituição dos filtros saturados procedeu-se à substituição dos recipientes de

sílica por uns novos (figura 4.47 e 4.48).

Fig. 4.48 – Compartimento de sílicas substituídos.

Depois da colocação dos novos filtros, realizou-se a um reaperto de todas as junções por

forma a garantir a estanquicidade do hidrogénio. Foi, de igual forma, necessário calibrar os

caudais de purga contínua do analisador. No total existem três caudalímetro como ilustrado na

figura 4.44.

O caudalímetro do lado da turbina e do coletor devem ter um caudal de 500 cc/min.

Para melhorar a exatidão de todos os caudais, o caudalímetro totalizador (figura 4.44) deve

indicar um caudal entre 2000 e 3500 cc/min. O caudalímetro totalizador mede o caudal total

das purgas contínuas (1000 cc/min +1000 cc/min) e dos dois analisadores de pureza (500

cc/min +500 cc/min).

Capítulo 5 – Arranques da Central Termoelétrica


Capítulo 5 – Arranques da Central Termoelétrica 5.1 – Influência do Mercado Energético nos Arranques

O arranque de uma central termoelétrica de ciclo combinado é um processo crítico sob

duas perspetivas. Por um lado, trata-se de um estado de transição de um grupo térmico com

impacto nos equipamentos e materiais, por outro, na ótica do mercado de energia um arranque

mal sucedido, pode comprometer a disponibilidade da central termoelétrica e inviabilizá-la

durante largos períodos de tempo. Na sequência de arranque de grupos térmicos, todos os

equipamentos devem estar operacionais de forma a minimizar possíveis anomalias e prevenir

disparos intempestivos dos grupos electroprodutores. Os disparos acarretam custos elevados

uma vez que provocam indisponibilidade da central termoelétrica e, consequentemente,

penalizações. O valor das penalizações varia em função do tempo da indisponibilidade e do

valor da energia elétrica em mercado. No Anexo J são descritos os requisitos a verificar antes

de efetuar um novo arranque de forma a mitigar possíveis avarias ou disparos nos grupos.

Na Central Termoelétrica de Lares a sequência de arranque é automática até ao grupo

electroprodutor atingir o mínimo técnico. Este representa a potência mínima que cada grupo

electroprodutor pode produzir em condições normais de exploração (200 MW). A

caracterização dos arranques consiste em determinar o comportamento da curva de potência e

a energia elétrica gerada desde do início do arranque até ao mínimo técnico permitindo, deste

modo, estimar a produção de energia elétrica para arranques futuros em condições iniciais

semelhantes. Devido à imprevisibilidade do comportamento da TV, a energia produzida no

arranque tende, de modo geral, a divergir da energia estimada. O comportamento da TV varia

em função das horas de paragem e da temperatura do metal da TV.

A capacidade de quantificar a energia é importante de forma a reduzir desvios. A

importância de estimar com precisão a energia elétrica produzida nos arranques prende-se

com a necessidade de cumprir as Instruções de Despachos (ID) recebidas através da Unidade

de Negócio de Gestão de Energia (UNGE14). A UNGE é a responsável por negociar em

mercado o preço e a quantidade da energia transacionada. As negociações relativas à energia

são efetuadas no mercado ibérico (MIBEL) onde se encontram vendedores, compradores e

comercializadores. Estes mercados têm como finalidade transacionar a energia elétrica a um

determinado preço. O mercado existe em duas topologias, respetivamente, mercado físico

(Spot) e mercado financeiro de longo prazo.

14 UNGE. Esta entidade engloba quatro ramos, respetivamente, gestão dos riscos em mercado, direção de mercados energéticos, gestão e aquisição de combustíveis e direção de sistemas e operações.



Nos mercados financeiros de longo prazo, transacionam-se volumes de energia elétrica

para uma data futura. Estas transações são baseadas no encontro de expectativas entre

vendedores e compradores a um determinado preço. No mercado Spot, a energia elétrica é

transacionada em função da participação dos agentes nas sessões de mercado diário e

intradiário de forma a satisfazer a procura do dia que sucede o da negociação. O mercado

organiza-se em sessões, deste modo, o mercado diário é elaborado no dia D-2 do programa

provisório de produção, compra e venda para o dia D com base nas previsões recebidas

(produção hídrica e eólica, preços e consumos). Por seu turno, no mercado intradiário, é

efetuado ajustes na oferta devido a alteração das previsões do dia D-2, através de otimizações

da produção durante o dia D-1.

No processo de encontro do preço da energia em mercado, é criada a curva de oferta. Esta

é formada de forma crescente, pelas ofertas de venda dos vários produtores, seguindo a ordem

relativa aos preços apresentados por cada tipo de produção. Em sentido oposto, é apresentada

a curva de procura que no desenrolar da sessão do mercado apresenta uma tendência

decrescente na oferta de preço. O valor da energia em mercado é estabelecido pelo encontro

do menor preço que garante a satisfação da procura pela oferta (figura 5.1). No mercado

diário o preço estabelecido segue o modelo de preço marginal único. Deste modo, todos os

compradores pagam o mesmo preço e todos os produtores, independentemente do tipo de

produção que disponham, recebem o mesmo. Deste modo, os produtores que façam ofertas de

energia elétrica a um preço inferior, pelas regras impostas do mercado, recebem por elas o

preço marginal estabelecido, mesmo sendo superior à sua oferta.

Fig. 5.1 – Exemplificação do encontro entre oferta e procura de energia elétrica no mercado diário [37].

O mercado Spot estabelece-se, deste modo, programas de venda e de compra de energia

elétrica para o dia seguinte ao da negociação tendo em consideração os diagramas de carga15.

A razão pela qual se deve cumprir com as energias descritas na ID deve-se à necessidade de

equilibrar o sistema de energia, como descrito na equação (5.1).

15 Diagrama de carga é representado por uma curva de carga prevista (produção) e uma curva de carga verificada (consumo).

Energia [MWh]

Preç

o [€

/MW

h]

(5.1)

Curva de oferta

Curva de procura



O MIBEL foi criado em Novembro de 2001 e consiste na cooperação entre Portugal e

Espanha no setor energético. O seu principal objetivo é beneficiar os consumidores de energia

elétrica de ambos os países através de processos de integração de SEE. Esta integração traduz-

se num melhormente do serviço e numa redução dos preços de energia elétrica incentivando o

desenvolvimento e a competitividade no sector energético na área de produção e distribuição.

O MIBEL, por sua vez, é repartido em dois operadores, OMIP16 e OMIE17. O operador OMIE

é a entidade responsável pela realização das liquidações dos mercados diários e intradiário de

energia. Por seu turno, o OMIP tem como funções contribuir para o desenvolvimento do

mercado ibérico de eletricidade, disponibilizar instrumentos eficientes de gestão de risco e

promover preços de referência ibéricos.

A gestão do Sistema de Energia Elétrico (SEE) em Portugal é atribuída à Redes

Energéticas Nacionais (REN). A REN, enquanto gestora de rede tem como missão a

programação e a monitorização constante do equilíbrio entre a produção e o consumo. Deste

modo, após ser efetuada a programação da produção em função dos consumos previstos, a

REN, aguarda uma determinada quantidade de energia elétrica em cada período horário. Se

um dos centros electroprodutores não injetar no SEE as energias programadas ou descritas na

ID (quer por excesso quer por falta), a estabilidade ou o equilíbrio da rede elétrica pode ser

afetada. No caso de uma central electroprodutora produzir abaixo ou acima ao estipulado na

ID ou se sair do SEE devido a um disparo de grupo, o gestor de rede possui mecanismos para

compensar o desvio infligido ao SEE através da regulação primária, secundária e terciária.

Os desvios entre a produção e o consumo num SEE afetam, invariavelmente, a frequência

(figura 5.2). O desequilíbrio num SEE pode originar apagões parciais ou totais consoante a

severidade e a duração do mesmo.

Fig. 5.2 – Equilíbrio do SEE.

Origem dos desvios entre consumo e produção:

Devido à indisponibilidade total ou parcial de um ou de vários centros produtores;

Variações no consumo real do sistema e/ou nas entregas da produção em regime

especial em relação à previsão de entregas comunicadas;

Pela existência de diferenças importantes entre o consumo total e o consumo

estimado pelo agentes nas diferentes sessões de mercado [38]. 16 OMIP – Operador de Mercado Ibérico de Energia Pólo Português. 17 OMIE – Operador de Mercado Ibérico de Energia Pólo Espanhol.



Como referido anteriormente, existem três formas de regulação que permitem mitigar os

desvios relativos ao consumo e à produção.

A regulação primária é uma regulação intrínseca aos alternadores e conhecida por

estatismo, não sendo remunerada. Tem como objetivo corrigir automaticamente os desvios

instantâneos entre produção e consumo. A sua atuação realiza-se através da variação de

potência dos alternadores de forma imediata e autónoma. A atuação é efetuada a partir dos

reguladores de velocidade das turbinas que respondem às variações de frequência [38].

A regulação secundária é efetuada pelo operador do SEE através da telerregulação. Neste

tipo de regulação os valores de referência na produção são definidos pelo operador da rede

para cada centro electroprodutor de forma a restabelecer o equilíbrio no SEE. A

telerregulação deve atender os critérios de segurança de operação das centrais

electroprodutoras. A energia elétrica produzida enquanto a central se encontra em

telerregulação é valorizada ao preço da última oferta ocorrida no mercado em cada hora para a

regulação terciária. A regulação secundária deve ser iniciada em menos de 30 segundos e ser

eventualmente compensada com uma regulação terciária em menos de 15 minutos [38].

A EDP apresenta, atualmente, alguns centros electroprodutores com telerregulação,

respetivamente, as centrais de Lares, Ribatejo, Alto Lindoso, Régua, Picote, Pocinho, Valeira,

Castelo de Bode, Aguieira, Cabril e Frades.

A regulação terciária é um serviço complementar atribuído aos mecanismos constituintes

do mercado. A sua função é restabelecer a reserva secundária que tenha sido usada mediante a

adaptação dos programas de funcionamento dos alternadores que estejam ou não em serviço.

A regulação terciária é baseada no uso de reservas mínimas e reservas adicionais [38].

A reserva mínima é usada como forma de regulação quando ocorre uma perda máxima de

produção provocada de forma direta pela saída inesperada de um grupo produtor existente no

sistema elétrico. Esta reserva, em geral, é aumentada em 2% em relação ao consumo previsto

para cada período horário [38].

Por seu turno, a reserva adicional deverá compensar as seguintes situações:

Quando o consumo horário previsto pela REN ultrapassa em mais de 2% o consumo

horário resultante dos mercados de produção diários e intradiário (mais 2% de

consumo que o previsto).

Quando a previsão de perda de produção devida a falhas sucessivas e/ou atrasos na

ligação ou subida de carga nos grupos térmicos seja superior à reserva de regulação

terciária estabelecida [38].



5.2 – Caracterização dos Arranques

Os arranques da Central de Ciclo Combinado de Lares são classificados em quatro tipos

em função das horas de paragem e temperatura do metal da turbina a vapor. Os arranques

podem ser classificados segundo o quadro 5.1.

Quadro 5.1 – Classificação dos arranques da Central de Ciclo Combinado de Lares. Tipo Frio Morno Quente - Morno Quente

Tempo de paragem >72 Horas 48 < Horas < 72 8 < Horas < 48 < 8 Horas

A dificuldade em prever a energia que a Central Termoelétrica de Lares consegue injetar

no SEE durante a sequência de arranque advém da imprevisibilidade do comportamento da

turbina a vapor. Quanto maior for o período de paragem, mais baixas serão as temperaturas do

vapor e do metal da TV. Como consequência direta, os tempos de aquecimento da TV são

maiores, tornando os arranques mais prolongados, podendo variar tipicamente entre 1h30m a

4h30m. Os tempos e a classificação dos arranques apresentados no quadro 5.1 foram

disponibilizados pela Central Termoelétrica de Ciclo Combinado de Lares de forma a realizar

o presente estudo.

A admissão de vapor na TV é condicionada pela qualidade do mesmo. A qualidade

caracteriza-se pelo PH e pelas condutividades18 do vapor. A qualidade do vapor é validada

pelo operador e deve possuir requisitos mínimos de acordo com as normas de exploração dos

grupos electroprodutores de forma a não deteriorar e reduzir o tempo de vida da TV. Deste

modo, o valor máximo das condutividades é de 0,45 µS e o valor de PH deve ser igual ou

superior a 9 de forma a minimizar os efeitos de corrosão19.

O controlo de admissão de vapor na TV é efetuado através de válvulas hidráulicas (figura

3.39 (B) e 3.39 (C)). Após se verificar a aceitação das condutividades do vapor, estas vão

abrindo de forma progressiva até atingirem a abertura total. No estudo de caracterização dos

arranques apenas o comportamento da válvula de Alta Pressão (AP) foi considerado. A ordem

de abertura da válvula AP está dependente da aceitação da qualidade do vapor e do diferencial

de temperatura entre o vapor e o metal da TV. O arranque é tanto mais rápido quanto mais

rápido for efetuada a admissão de vapor à TV uma vez que esta representa 1/3 da potência

elétrica total de cada grupo.

18 A condutividade expressa a capacidade do vapor em conduzir uma corrente elétrica. O valor da condutividade é influenciado pelas concentrações iónicas (sais minerais) e pela temperatura do vapor. Deste modo, a condutividade torna-se um excelente indicador da qualidade do vapor. 19 A corrosão pode ser definida como o processo de oxidação dos metais que compõe o sistema por onde o vapor circula. O processo de corrosão varia em função da pressão, da temperatura constituição química do vapor. Um ph baixo (corrosão ácida) torna o processo de corrosão mais rápido, deste modo, é de extrema importância manter um ph elevado.



5.2.1 – Procedimento de Caracterização dos Arranques

De modo a efetuar a caracterização dos vários arranques efetuados na Central

Termoelétrica de Lares foi necessário aceder à base de dados existente em servidor central.

Nessa base de dados encontram-se registados os valores de todas as variáveis mensuráveis

afetas a exploração da Central Termoelétrica. O primeiro passo foi determinar quais as

variáveis que seriam importantes considerar para efetuar o estudo da caracterização dos

arranques através do PI e PI ProcessBook.

O PI é uma ferramenta que permite aos utilizadores aceder a bases de dados ou a históricos

de forma a retirar valores relevantes para a sua atividade. Tendo como base o PI, foi elaborada

uma folha de cálculo em Excel que permitiu efetuar uma análise numérica às variáveis afetas

aos arranques considerados no estudo das curvas características.

Fig. 5.3 – Folha de cálculo considerada na caraterização dos arranques.

A folha de Excel, ilustrada na figura 5.3, permite analisar a evolução das variáveis em

intervalos de 1 segundo (1), elaborar a curva de potência ativa gerada na sequência de

arranque (curva azul no gráfico da figura 5.3) e quantificar a energia elétrica produzida em

MWh. A aceitação das condutividades do vapor é representada pela curva a vermelho no

gráfico (3). A tabela (2) ilustra a quantidade de energia que foi produzida em períodos de

quinze minutos. A data, o período de tempo e o intervalo de tempo entre cada amostra são

colocados em células específicas para esse efeito de forma a informar o PI qual o espaço

temporal da amostragem dos dados (4).

1

2

3

4




1 – Dados analisados na caracterização dos arranques;

2 – Tabela com indicação da energia produzida (MWh) em blocos de 15 minutos;

3 – Curva de potência e indicação das aceitações das condutividades;

4 – Indicação da data inicial, final e intervalo de tempo dos dados.

Fig. 5.4 – Seleção da localização das células de data-hora, intervalo de tempo e variável a estudar.

A figura 5.4 ilustra o procedimento para indicar ao PI as células que contêm as

informações necessárias para o processamento dos dados. Deste modo, seleciona-se o

separador PI no Excel e escolhe-se a opção Sample Date. O passo seguinte é indicar ao PI a

data inicial, a data final e o nome da variável que se pretende analisar. No quadro 5.2

encontram-se listadas as variáveis consideradas na caracterização dos arranques.

Quadro 5.2 – Quadro com indicação das variáveis consideradas.

Descrição Nome da variável (KKS do grupo 2) Potência ativa G2.DWATT Potência exportada BOPC.00ACA20GT001XQ01 Temperatura do metal TV AP S2.TT_1SB_CS Temperatura do metal TV MP S2.TT_RHB_CS Temperatura do Vapor AP S2.TT_IS Temperatura do Vapor MP S2.TT_RHS Aceitação Condutividades B2.21CJB10GR001XY83 Mínimo Técnico B2.21CJB10EA130S9_PM1 BAC – Disjuntor de grupo B2.21BAC10GS001XS01 Posição da válvula Vapor AP S2.CV1_POS Temperature Matching Sequence G2.L83TMSEL_C Velocidade rotor G2.TNH_V Frequência do alternador G2.DF

As variáveis consideradas para a caracterização dos arranques encontram-se descritas de

forma pormenorizada no Anexo K do presente documento.



5.2.2 – Considerações Sobre as Curvas Características

Para efetuar a caracterização dos arranques e definir a curva característica respetiva por

tipo de arranque foi necessário caracterizar e analisar os arranques efetuados na Central

Termoelétrica de Lares desde o início da sua atividade. Devido à limitação de memória do

servidor, os dados mais antigos vão sendo substituídos por dados mais recentes. Esta condição

não permitiu o acesso aos dados referentes aos arranques efetuados em 2009 e parte dos

arranques ocorridos em 2010.

Deste modo, procedeu-se à caracterização de 28 arranques a frio, 34 a morno e 27 a

quente. No total, foram analisados 89 arranques. Nestes estudos, apenas foram contemplados

os arranques que decorreram sem anomalias. Contudo, nem todos os arranques contemplados

foram considerados no estudo para a obtenção das curvas características pois apresentavam

tempos de espera superiores ao normal.

Para o estudo da curva característica dos arranques a frio foram selecionados 22 dos 28

arranques analisados. Esta seleção deriva do tempo de espera considerado em 5 horas no

máximo desde o sincronismo até ao mínimo técnico (tempo de arranque).

No estudo da curva característica dos arranques a morno, foram selecionados 31 dos 34

arranques analisados. À semelhança da seleção efetuada nos arranques a frio, foi considerado

um tempo de espera máximo entre o sincronismo e o mínimo técnico de 3h15m.

No estudo dos arranques a quente foram considerados os 27 arranques analisados para a

obtenção da curva característica, pois estes apresentam tempos de arranque semelhantes.

Os tempos de arranque variam em função da temperatura inicial do metal da TV e do

tempo de espera da aceitação das condutividades do vapor. As decisões tomadas pela equipa

de condução devido a questões de operacionalidade dos grupos podem influenciar o tempo de

arranque. No estudo da caracterização dos arranques, não foram consideradas as decisões e/ou

questões operacionais que possam ter sucedido no decorrer do arranque dos grupos.

No estudo apresentado no subcapítulo 5.3 do presente documento foram considerados

somente três tipos de arranque, respetivamente, arranque a frio, a morno e a quente. A

eliminação do tipo quente-morno descrito no quadro 5.1 deriva do fato de não se terem

verificado diferenças significativas entre os arranques que se enquadravam na categoria

quente-morno e morno. Deste modo, os arranques considerados foram classificados da

seguinte forma:

Frio – A partir de 72 horas de paragem;

Morno – Entre 9 e 72 horas de paragem;

Quente – Até 8 horas de paragem.



5.2.3 – Descrição da Caracterização dos Arranques Através do PI

Para efetuar a descrição de como foi efetuada a caracterização ou análise numérica dos

arranques tomou-se como exemplo um arranque a frio com 98 horas paragem.

Arranque a frio com 98 horas de paragem:

Fig. 5.5 – Curva de potência do arranque de 98 horas considerado para exemplo.

Quadro 5.3 – Tabela resumida do arranque.

Quadro 5.4 – Tabela de caracterização do arranque.

Para a caracterização de um arranque considera-se a informação relativa a curva de

potência, aos tempos de espera da aceitação das condutividades, do mínimo técnico, tempo de

aquecimento do vapor e do metal da TV e a energia produzida desde do sincronismo até ao

mínimo técnico. O método de caracterização e a informação descrita neste exemplo foi

efetuado de igual modo nos 89 arranques analisados.

020406080

100120140160180200

Tempo

Paragem Inicio

Arranque Fecho BAC

Condu-tividade

Mínimo técnico

Tempo aquecimento

vapor (560 ºC) 04:10:20

Hora 98:00:00 1:45:29 02:15:25 03:33:44 06:05:22 Temperature

matching sequence

03:46:13 15 mn 30 mn 45 mn 60 mn Total MWh

1º 3,68 3,81 3,65 3,35 14,50 Gradiente subida Vapor AP 2º 3,35 4,52 5,30 4,73 17,90 Antes temp.

matching 1,49 ºC/min 3º 5,88 5,69 5,58 6,32 23,49 4º 11,43 16,41 20,80 45,04 93,70 Após temp.

matching 2,18 ºC/min 5º 68,53 52,95 53,75 50,30 225,54

Potência (MW)

Tempo (mn)



No presente exemplo é possível verificar as seguintes informações:

Tempo de paragem: Tempo em que o grupo se encontrou inativo ou em stand-by;

Início do Arranque: Hora em que o arranque se iniciou. Esta informação é útil para

determinar o tempo de espera até se verificar o sincronismo;

Fecho BAC: Hora em que ocorreu o sincronismo entre o alternador e a rede elétrica;

Condutividades: Hora em que o vapor apresentou condições para ser admitido na TV;

Mínimo técnico: Hora em que o grupo atingiu o mínimo técnico (200MW);

Tempo aquecimento vapor: Tempo de espera até o vapor AP atingir a temperatura nominal

de exploração (560 ºC);

Temperature matching sequence: Processo de aquecimento do metal da turbina a vapor;

Gradiente subida vapor AP: Gradiente de subida da temperatura do vapor AP antes e

após a conclusão do temperature matching sequence;

Temp. Vap AP: Evolução da temperatura do vapor de alta pressão;

Temp. Metal AP: Evolução da temperatura do metal da turbina de alta pressão;

Temp. Vap MP: Evolução da temperatura do vapor de média pressão;

Temp. Metal AP: Evolução da temperatura do metal na turbina de média pressão;

Energia elétrica gerada em bloco de 15 minutos e por hora.

Indicação do tempo de espera das condutividades, sincronismo e mínimo técnico.

A energia gerada é apresentada em blocos de 15 minutos. Deste modo, cada hora é

dividida em quatro períodos de 15 minutos cada. A figura 5.6 descreve o comportamento da

curva de potência referente ao período em que ocorre o mínimo técnico atribuindo ênfase às

energias máximas e mínimas que é possível produzir nesse período de tempo. A

caracterização do arranque é finalizada no instante em que os grupos electroprodutores

atingem o mínimo técnico e o operador toma o controlo dos grupos podendo, deste modo,

variar a potência ativa em função das necessidades do SEE. A sequência automática de

arranque é igualmente finalizada no instante em que os grupos atingem o mínimo técnico.

Fig. 5.6 – Coluna Rampa do quadro 5.4.

Valores relativos à potência e à energia se a potência continuasse a aumentar com uma taxa de 0.3 MW/s até completar o tempo em falta para concluir os 15 minutos referentes ao período da hora em que ocorreu o mínimo

técnico.

Energia gerada na rampa



A figura 5.6 ilustra a coluna Rampa do quadro 5.4. Esta coluna indica que neste arranque a

rampa de subida da potência ativa teve uma duração de 5,8 minutos e foi produzido um total

de 14,65 MWh. Nas duas últimas colunas pode-se visualizar a energia mínima e máxima que

pode ser produzida nesse período de 15 minutos. A energia mínima produzida é determinada

com o grupo electroprodutor a funcionar à potência mínima (200 MW) durante o período de

tempo restante (9,2 minutos neste arranque). A energia máxima produzida é determinada

relativamente à subida teórica de carga do grupo durante o tempo restante. Neste arranque,

teoricamente, o grupo conseguiria atingir a potência máxima de 364,1 MW em 9,2 minutos.

Em resumo, com a potência à carga mínima (200 MW), o grupo conseguiu produzir um

total de 30,44 MWh. Considerando a subida da carga (aproximadamente 18 MW/m), o grupo

conseguiria produzir um total de 42,93 MWh. O cálculo teórico da energia mínima e máxima

produzida realiza-se efetuando a soma da energia obtida na rampa com a energia obtida à

carga mínima e máxima respetivamente. Deste modo, a energia mínima produzida seria de

45,09 MWh e a energia máxima seria de 57,58 MWh (valores teóricos).

No quadro 5.3, um dos valores da energia aparece a verde. Esta é a indicação da energia

real que foi produzida nos 15 minutos da hora que correspondem ao período da hora em que

ocorreu o mínimo técnico. Este valor, em teoria, deveria estar sempre compreendido entre o

valor mínimo e máximo da energia produzida da coluna Rampa (figura 5.6). Quando tal não

sucede, significa que o controlador de carga não conseguiu manter a potência ativa nos

200 MW de forma constante. Este facto origina oscilações da potência ativa, variando-a

tipicamente entre 192 e 200 MW. O estudo da caracterização de arranques baseou-se na

otimização desse acontecimento, pelo que foi considerada uma subida constante até aos

200 MW eliminando-se, desta forma, as oscilações na curva da potência ativa (figura 5.7).

Foi, ainda, considerado que a potência ativa máxima produzida pelo alternador é de 440 MW

e a taxa de subida de potência ativa por minuto é de 18 MW (0,3 MW/s).

Fig. 5.7 – Curva de potência em oscilação de carga (A); Curva de potência otimizada (B).

A B



5.2.4 – Descrição da Caracterização dos Arranques Através do PI ProcessBook

O PI ProcessBook é um software que permite visualizar a evolução temporal das variáveis

mensuráveis através de um método gráfico. A iniciação ao PI ProcessBook é intuitiva e

semelhante à do PI. A partir deste, é possível visualizar a evolução de várias variáveis em

simultâneo num determinado período de tempo.

Fig. 5.8 – Análise de um arranque através do PI ProcessBoock (método gráfico).

Na figura 5.8 é possível observar a evolução de variáveis associadas a um arranque.

Através de um cursor disponível na janela gráfica é possível visualizar o valor das variáveis a

cada instante. No quadro 5.5 descreve-se as variáveis visualizadas na figura 5.8.

Apesar do PI ProcessBook ser uma excelente ferramenta que permite visualizar

graficamente a evolução de variáveis ao longo de um determinado período de tempo, não

permite trabalhar valores em Excel da mesma forma que o PI.

Quadro 5.5 – Legenda das cores do PI ProcessBook. Cor Descrição da variável

Vermelho Velocidade do rotor em rpm Azul Abertura da válvula de admissão de vapor AP em percentagem

Verde-claro Temperatura do metal da turbina de alta pressão [ºC] Ciano Temperatura do vapor de alta pressão [ºC] Preto Potência ativa produzida no alternador [MW] Lilás Aceitação das condutividades do vapor

Verde-Escuro Abertura e fecho do disjuntor de grupo



Para iniciar a utilização do PI ProcessBook é necessário ir ao separador “File” e selecionar

”New”. De seguida, escolhe-se a opção ”ProcessBook Display”, que permite iniciar uma nova

janela gráfica como ilustrado na figura 5.9. Após aparecer a nova janela gráfica é necessário

selecionar as variáveis a visualizar através do PI ProcessBook. Deste modo, seleciona-se o

ícone na barra de ferramentas “Define Trend”. Aparecerá, de seguida, uma janela que permite

efetuar a seleção das variáveis desejáveis. Para tal, selecionasse a opção “Tag Search” e

escolhe-se a opção “Tag Search”. Esta sequência é ilustrada na figura 5.9 (B).

Fig. 5.9 – Iniciação o PI ProcessBook. Criar novo projecto (A); Seleção das variáveis (B).

Em seguida é apresentada uma nova janela onde todas as variáveis armazenadas na base de

dados são listadas (figura 5.10 (A)). Nesta janela existem filtros para ajudar a selecionar as

variáveis pretendidas. De forma ilustrativa, na figura 5.10 (B) foi selecionada a variável que

permite visualizar a velocidade em rpm do eixo no grupo I. Os nomes das variáveis no PI

ProcessBook são idênticos ao PI, pelo que que as variáveis necessárias à caracterização dos

arranques não serão mencionadas no presente subcapítulo.

Fig. 5.10 – Janela de seleção das variáveis (A); Seleção de tempo e amostragem da velocidade do rotor (B).

Após selecionar a variável desejada é necessário ajustar o período de tempo ao qual se

pretende analisar a evolução da variável. Para alterar o período de tempo é necessário clicar

no ícone de tempo existente na barra de tarefas do PI ProcessBook (seta a vermelho na figura

5.10 (B). Os passos de seleção de tempo e o resultado final estão ilustrados na figura 5.10 (B).

A B

A B



5.3 – Estudo Prático da Caracterização dos Arranques

Com o estudo da caracterização dos arranques da Central de Ciclo Combinado de Lares

pretendeu-se identificar as curvas características de cada tipo de arranque. Como referido

anteriormente, os arranques são caracterizados pelas horas de paragem e pela temperatura do

metal da TV. É de salientar que todos os valores apresentados neste estudo têm como base

valores reais disponibilizados pela EDP Produção e pela Central de Ciclo Combinado de

Lares. Neste estudo, foram considerados três tipos de arranques como ilustrado no quadro 5.6.

Este são classificados em função das horas de paragem.

Quadro 5.6 - Classificação dos arranques para efeitos de estudo das curvas características.

Tipo Frio Morno Quente Tempo de paragem >72 Horas 8< Horas < 72 < 8 Horas

Desta forma, foi elaborada uma curva característica para cada tipo de arranque em função

da temperatura do metal da turbina a vapor de alta pressão. As curvas características estão

listadas da seguinte forma:

Arranques a quente até 8 horas de paragem;

Arranques a morno com a temperatura do metal superior a 400 ºC;

Arranques a morno com a temperatura do metal inferior a 400 ºC;

Arranque a frio com a temperatura do metal superior a 204 ºC;

Arranque a frio com a temperatura do metal inferior a 204 ºC;

O resultado do estudo de cada arranque é apresentado sob forma de tabela por tipo onde

todos os valores relevantes de cada arranque são indicados. As tabelas estão organizadas por

separadores. Cada separador faz referência a um determinado tipo de dado.

Horas de paragens – Indica o tempo em que o grupo esteve parado;

Tempos de espera – Indica o tempo de espera de determinados acontecimentos tais

como: aceitação das condutividades, mínimo técnico, aquecimento

do vapor e do metal da turbina a vapor de alta pressão;

Temperaturas – Indica a temperatura da TV e do vapor de média e alta pressão no

instante imediatamente a seguir ao sincronismo;

Gradiente subida vapor AP – Indica o gradiente e aquecimento do vapor AP antes e

depois da conclusão do temperature matching sequence.



5.3.1 – Metodologia de Cálculo

Determinar a energia produzida:

Para determinar a energia produzida durante a sequência de arranque efetuou-se a

integração da curva de potência em relação ao tempo. A integração da curva de potência pode

ser efetuada graficamente ou algebricamente. O método usado neste estudo foi o método

algébrico (através da análise numérica do PI).

Deste modo, a energia produzida é apresentada em blocos de 15 minutos, englobando, no

total 900 amostras por cada bloco (um valor de potência por cada segundo). O cálculo de

integração foi efetuado de forma automática através do Excel tendo em consideração a

expressão (5.2).

∑

Onde:

∑ Potência 15 min – Somatório de todos os valores de potência referente aos 15 minutos;

Nº amostras – Número de amostras incluídas no somatório da Potência (900 amostras);

– Como a energia é expressa em MegaWatt hora (MWh) e a hora está dividida em

quatro períodos idênticos (quinze minutos cada), foi necessário multiplicar o resultado por 0,25 (referente a um quarto da hora)

Determinar o gradiente de aquecimento do vapor:

Para efetuar o cálculo do gradiente de aquecimento do vapor foi necessário contabilizar o

número de amostras desde o sincronismo até à temperatura nominal do vapor alta

pressão (560 ºC). Foi ainda efetuada a distinção do gradiente antes e após a conclusão do

processo de aquecimento do metal da turbina a vapor (temperature matching sequence). Deste

modo, o cálculo foi efetuado da seguinte forma:

Para determinar o gradiente de aquecimento do vapor antes da conclusão do

temperature matching sequence foi considerada a expressão (5.3).

Para determinar o gradiente de aquecimento do vapor após a conclusão do temperature

matching sequence foi considerada a expressão (5.4).

(5.4)

(5.3)

(5.2)



5.3.2 – Informações Sobre a Curva de Potência

A curva de potência permite visualizar dados que não vêm de forma implícita no estudo efetuado. Deste modo, pretende-se elucidar o significado de certos termos e a sua influência na curva de potência. A figura 5.11 indica o comportamento típico de um arranque a quente. Através da curva de potência ativa é possível visualizar por exemplo o tempo de aquecimento do metal da turbina a vapor e o momento de admissão de vapor a turbina.

Fig. 5.11 – Exemplo ilustrativo de uma curva características [1].

Arranque do grupo até ao sincronismo - Este procedimento demora aproximadamente 28 minutos e coincide com o tempo de sincronismo (3000 rpm). Nos primeiros 15 minutos a TG mantém uma velocidade aproximada de 750 rpm. Após este período a velocidade da mesma diminui de forma a permitir a ignição da chama nos queimadores da TG.

Spinnig reserve: Indica o fim do processo de aquecimento da caldeira recuperativa.

Temperature Matching Sequence: Durante o aquecimento da turbina a vapor a curva de potência tende a ser constante. Nesta fase, o aquecimento da TV é controlado através da abertura faseada da válvula de amissão de vapor à TV. O tempo de aquecimento da TV varia em função da temperatura inicial do metal da TV, da temperatura inicial do vapor e do diferencial verificado entre a temperatura do vapor e do metal da turbina durante a sequência de arranque. O diferencial da temperatura do vapor e do metal da TV deve ser inferior a 60 ºC durante a sequência de arranque. Deste modo, a válvula de admissão de vapor abre progressivamente de forma a ajustar o aquecimento do metal da TV em função da temperatura verificada do vapor.

Aceitação das condutividades: A aceitação das condutividades indica ao operador que o vapor se encontra com a qualidade necessária para ser admitido à TV. Após a aceitação das condutividades, a válvula de admissão de vapor abre totalmente correspondendo um incremento de potência substancial como ilustrado na figura 5.11.

-50

0

50

100

150

200

250

300

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

5:00

5:12

5:24

5:36

5:48

6:00

6:12

6:24

6:36

6:48

7:00

7:12

7:24

7:36

7:48

8:00

8:12

8:24

8:36

8:48

9:00

9:12

9:24

9:36

9:48

10:00

MW

; % V

lv. V

apo

r A

P

Vel

oci

dad

e R

PM

Velocidade Potência Turbina Vapor Admissão de vapor na TV AP (%)

Spinning Reserve

Temperature Matching Sequence

Aceitação das condutividades

Sincronismo



5.3.3 – Caracterização dos Arranques a Quente

Os arranques a quente, por apresentarem um número reduzindo de horas de paragens,

tornam-se arranques rápidos se comparados aos arranques a morno ou a frio, podendo variar

entre 50 minutos a 1h40m. Neste tipo de arranque, a temperatura do metal da TV AP ainda se

encontra elevada, tipicamente acima de 500 ºC. No quadro 5.7 é possível visualizar os dados

relativos aos arranques a quente tidos em consideração no estudo da curva característica.

Quadro 5.7 – Resumo dos arranques a quente.

Tempo de espera Temperaturas Iniciais (ºC), t=0s Gradiente subida

Vapor AP ºC/min

Tempo Paragem Sincr. Conduti Min Tec

Aqueci. vapor AP (560 ºC)

temp match complete

Abertura Valv AP

100%

Temp. Vapor

AP

Temp. Metal AP

Temp. Vapor MP

Temp. Metal MP

Temp. Match Compl

Antes Após 1h42m 00:29:24 00:07:20 00:50:49 00:58:24 00:44:38 00:43:29 475,53 538,96 438,46 505,67 1,37 1,69 2h15m 00:32:06 00:44:54 01:00:27 01:08:26 00:55:09 00:15:33 390,10 501,78 425.43 490,60 2,70 1,57 2h58m 00:29:24 00:09:08 01:06:50 01:16:19 01:02:42 00:57:42 446,89 534,61 430,43 486,80 1,48 1,49 4h14m 00:29:25 00:30:53 01:21:15 01:32:09 01:18:16 00:50:22 418,76 523,72 431,44 468,94 1,54 1,49 4h15m 00:29:29 00:31:42 01:17:47 01:30:16 01:14:43 00:46:05 393,22 525,78 399,32 475,28 1,89 1,65 4h25m 00:30:53 00:57:47 01:17:55 01:24:33 01:11:12 00:20:08 332,14 525,09 371,14 475,76 2,91 1,57 4h30m 00:30:56 00:04:03 01:09:16 01:20:29 01:05:42 01:05:13 342,98 523,55 412,51 473,78 2,96 1,53 4h30m 00:30:00 00:26:52 01:11:27 01:22:33 01:07:13 00:44:35 322,06 526,07 414,28 473,17 3,22 1,41 4h40m 00:29:27 01:01:02 01:14:41 01:27:37 01:11:14 00:13:39 339,59 518,42 415,10 464,14 2,77 1,42 5h00m 00:31:24 00:29:25 01:13:49 01:24:19 01:09:43 00:44:24 319,34 521,45 381,03 461,92 3,14 1,47 5h00m 00:28:57 01:00:47 01:14:58 01:26:14 01:11:15 00:14:11 326,08 520,55 404,84 460,28 2,96 1,52 5h09m 00:29:25 01:01:09 01:16:20 01:25:47 01:12:14 00:15:11 324,12 518,54 362,06 462,33 2,96 1,64 5h13m 00:31:31 00:56:56 01:11:16 01:22:18 01:07:45 00:14:20 317,12 521,46 380,99 461,71 3,25 1,52 5h27m 00:28:55 00:24:19 01:14:32 01:26:11 01:11:13 00:50:13 310,50 519,34 372,79 457,65 3,20 1,45 5h30m 00:31:54 00:57:40 01:41:14 01:52:02 01:37:18 00:43:34 316,15 517,04 369,74 452,99 2,30 1,39 5h35m 00:31:25 00:56:58 01:10:58 01:26:17 01:07:11 00:14:00 396,05 518,24 437,37 451,96 1,99 1,57 5h45m 00:37:00 01:00:19 01:14:08 01:25:34 01:11:12 00:13:49 320,80 516,35 361,87 451,19 3,06 1,50 5h45m 00:30:21 00:56:06 01:20:21 01:31:03 01:16:43 00:24:15 318,28 519,03 375,66 453,92 2,86 1,57 5h45m 00:29:54 00:58:09 01:13:41 01:23:30 01:09:14 00:15:32 317,46 515,97 357,34 451,89 3,16 1,66 6h00m 00:29:29 01:00:12 01:28:21 01:38:59 01:24:16 00:28:09 319,68 517,30 399,05 453,06 2,57 1,58 6h06m 00:29:26 00:29:56 01:10:55 01:23:03 01:07:15 00:40:59 301,97 513,68 377,47 447,23 3,44 1,65 6h15m 00:29:23 00:48:23 01:18:47 01:30:22 01:14:16 00:30:24 380,42 514,64 432,49 447,16 2,10 1,30 6h15m 00:28:58 00:59:19 01:17:25 01:28:32 01:13:17 00:18:06 364,46 514,28 435,81 449,12 2,36 1,49 6h39m 00:31:55 00:47:18 01:14:48 01:15:34 01:00:11 00:27:30 298,59 511,86 360,50 438,85 3,96 1,50 6h45m 00:29:53 00:18:51 00:58:38 01:08:35 00:54:43 00:39:47 396,17 512,96 434,11 439,72 2,69 1,57 7h00m 00:29:25 00:30:30 01:07:53 01:19:20 01:04:10 00:37:23 299,93 508,42 368,79 430,79 3,63 1,71 7h45m 00:40:10 00:53:04 01:06:34 01:24:16 01:03:12 00:13:30 338,76 510,38 407,52 430,72 3,00 1,51

Média 00:30:46 00:42:20 01:13:31 01:24:10 01:09:07 00:31:11 349,15 518,87 397,39 459,88 2,72 1,53 Máximo 00:40:10 01:01:09 01:41:14 01:52:02 01:37:18 01:05:13 475,53 538,96 438,46 505,67 3,96 1,71 Mínimo 00:28:55 00:04:03 00:50:49 00:58:24 00:44:38 00:13:30 298,59 501,78 357,34 430,72 1,37 1,30

Condutividade – A aceitação das condutividades neste tipo de arranque varia entre 4 minutos

e 1 hora, apresentando em média um tempo de espera de 42 minutos.

Mínimo técnico – Os tempos de espera até atingir o mínimo técnico variam entre 50 minutos

e 1h41m apresentando em média um tempo de espera de 1h13m.

Aquecimento vapor AP – Tendo em consideração as temperatura elevadas do vapor AP

(298 a 475 ºC), o tempo de espera torna-se reduzido e varia entre 58 minutos

e 1h52m, apresentando em média um tempo de espera de 1h24m.

Temperature matching sequence – O tempo de aquecimento da TV varia entre 44 minutos e

1h37m. O tempo de espera associado ao aquecimento da TV é reduzido

devido as temperaturas elevadas registadas no metal da TV AP.



Através da curva da figura 5.12, é possível prever o comportamento da curva de potência ativa na sequência de arranque. Nesta é possível visualizar uma reta a vermelho que indica o tempo de espera médio de aceitação das condutividades, a reta a verde representa o tempo médio de espera até ao mínimo técnico. Pela curva característica da figura 5.12 é possível observar que o mínimo técnico demora aproximadamente 1h20m, mais 7 minutos em relação à média aritmética calculada no quadro 5.7. A discrepância entre o tempo de espera do mínimo técnico ilustrado na curva característica (figura 5.12) e o calculado no quadro 5.7 é devida apenas ao método usado para o determinar. Deste modo, a média aritmética efetuada no quadro 5.7 não tem em consideração o comportamento da curva de potência ao longo da fase de arranque. Por seu turno, o método gráfico (figura 5.12) tem em consideração os valores da potência ao longo da sequência de arranque (efetua-se uma média do valor da potência de todos arranques considerados por cada instante). Este facto leva a que o comportamento da curva característica seja influenciado pelo comportamento da curva de potência de cada arranque. Este acontecimento é comum a todas as curvas características, pelo que não se voltará a efetuar referência a este acontecimento.

Fig. 5.12 – Curva característica de arranque a quente.

Quadro 5.8 – Energia média produzida na sequência de arranque a quente. 1º Hora 2º Hora

Tempo (mn) 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 MWh 8,28 12,10 12,33 15,21 31,43 50,94

Sincronismo à hora

O quadro 5.8 indica o valor médio da energia produzida na fase de arranque deste tipo de arranque. Os valores da energia descritos no quadro 5.8 são obtidos através da integração da curva característica ilustrada na figura 5.12. A energia produzida na sequência de arranque é apresentada em blocos de 15 minutos desde do sincronismo até ao mínimo técnico. A energia injetada no SEE é contabilizada em períodos de 1 hora. Neste tipo de arranque foi considerado que sincronismo ocorreu à hora e o tempo de espera médio pelo mínimo técnico é aproximadamente de 1h15m (quadro 5.7). Assim, o operador da Central Termoelétrica tem 45 minutos para ajustar a potência ativa gerada em função da energia solicitada na ID. Do estudo dos arranques a quente, conclui-se que os fatores que indicaram maiores variações entre arranques foram o tempo de espera das condutividades e o gradiente de aquecimento de vapor.

020406080

100120140160180200Potência MW

Tempo (mn)

Curva Característica Arranque a Quente



5.3.4 – Caracterização dos Arranques a Morno

De forma a determinar a curva característica dos arranques a morno com maior fiabilidade,

procedeu-se à distinção dos arranques pela temperatura do metal da TV de alta pressão. Deste

modo, foram elaboradas curvas características distintas para os arranques que apresentaram

temperaturas do metal da TV AP superiores e inferiores a 400 ºC. Os arranques a morno

tornam-se mais prolongados se comparados aos arranques a quente, pois as temperaturas do

vapor e do metal da TV são mais baixas, variando tipicamente entre, 322 ºC e 496 ºC.

Curva característica para temperatura do metal da TV alta pressão superior a 400 ºC:

Quadro 5.9 – Resumo dos arranques a morno com temperatura do metal da TV AP superior a 400 ºC. Tempo de espera Temperaturas (ºC) t=0s Gradiente subida

Vap AP ºC/min

Horas Paragem Sincron Conduti Min Tec

Aq vapor AP

(560 ºC)

temp match

complete

Abertura Valv AP

100%

Temp Vapor

AP

Temp Metal

AP

Temp Vapor MP

Temp Metal MP

Temp Match Compl

Antes Após 9h20m 00:29:23 00:30:27 01:17:45 01:23:53 01:04:43 00:47:18 286,28 495,66 351,03 404,09 3,69 1,81 11h00m 00:30:25 01:06:17 01:30:12 01:51:51 01:26:19 00:23:55 260,42 484,19 316,27 385,20 3,02 1,52 11h45m 00:45:31 00:20:29 02:07:01 02:28:00 02:01:53 02:46:32 271,36 489,60 315,76 350,41 1,97 1,76 15h49m 00:29:52 01:37:06 02:07:10 02:31:03 02:03:23 00:30:04 248,03 461,52 284,35 353,61 2,13 1,79 25h00m 00:32:25 01:00:06 01:43:08 02:07:49 01:38:49 00:43:02 317,73 437,44 305,26 324,24 1,89 1,88 25h01m 00:30:26 01:09:45 02:03:12 02:25:43 01:55:53 00:53:27 270,06 436,94 301,08 284,34 2,00 1,95 26h00m 00:32:29 01:10:33 01:55:59 02:22:04 01:52:20 00:45:26 297,59 432,63 289,18 308,13 1,83 1,93 26h04m 00:28:59 01:00:40 01:50:03 02:11:30 01:46:20 00:49:23 378,31 427,49 306,68 291,43 1,16 2,31 27h00m 00:29:29 00:39:30 01:25:34 01:50:06 01:22:14 00:46:04 299,88 413,10 304,21 321,71 2,52 1,85 27h45m 00:31:27 00:59:44 01:56:56 02:22:37 01:53:22 00:57:12 364,72 426,97 301,26 274,42 1,21 2,00 27h52m 00:32:04 01:06:07 01:48:58 02:14:45 01:44:48 00:42:51 353,64 423,25 302,10 321,07 1,42 1,92 28h00m 00:29:29 00:44:32 02:05:08 02:27:51 02:01:24 01:20:36 274,39 423,72 291,00 278,70 1,91 2,04 29h00m 00:29:22 00:33:25 02:00:34 02:26:58 01:57:28 01:27:09 329,37 418,66 288,45 242,62 1,49 1,90 29h01m 00:31:27 00:59:53 01:52:18 02:17:24 01:47:20 00:52:25 327,09 422,10 286,56 291,54 1,63 1,94 30h17m 00:20:00 01:01:26 02:20:43 02:38:26 02:17:25 01:19:17 265,39 414,60 273,23 265,86 1,89 1,73 31h00m 00:29:26 00:30:18 02:11:02 02:36:59 02:07:23 01:40:44 280,36 410,42 252,39 209,16 1,73 1,69 31h00m 00:31:28 00:50:00 01:43:38 02:12:16 01:39:19 00:53:38 370,67 415,76 289,44 290,77 1,31 1,82 32h0m 00:29:25 01:03:08 02:16:14 02:37:15 02:02:26 01:13:06 345,72 410,91 270,56 207,03 1,17 2,37 33h23m 00:31:56 02:00:16 03:11:17 03:31:07 03:06:34 01:11:01 216,49 409,91 230,71 215,02 1,53 2,37

Media 00:30:48 00:58:05 01:58:15 02:20:56 01:53:08 01:03:19 303,03 434,47 292,61 295,76 1,87 1,92 Máximo 00:45:31 02:00:16 03:11:17 03:31:07 03:06:34 02:46:32 378,31 495,66 351,03 404,09 3,69 2,37 Mínimo 00:20:00 00:20:29 01:17:45 01:23:53 01:04:43 00:23:55 216,49 409,91 230,71 207,03 1,16 1,52

Condutividade: A aceitação das condutividades neste tipo de arranque varia entre 20 minutos e 2 horas apresentando, em média, um tempo de espera de 58 minutos.

Mínimo técnico: Os tempos de espera, até atingirem o mínimo técnico, variam entre 1h17m e 3h11m, apresentando, em média, um tempo de espera de 1h58m.

Aquecimento vapor AP: Os tempos de espera pelo aquecimento do vapor AP variam entre 1h23m e 3h31m apresentando, em média, um tempo de espera de 2h20m.

Temperature matching sequence: O tempo de aquecimento da TV varia entre 1h04m e 3h06m apresentando, em média, um tempo de espera de 1h53m.

Da análise do quadro 5.9 conclui-se que o tempo de espera pela aceitação das

condutividades, do aquecimento do vapor e do mínimo técnico são as variáveis que mais

variações obtiveram entre arranques. Este acontecimento justifica-se pela temperatura do

vapor, que apresenta valores substancialmente inferiores a temperatura do metal da TV AP.



Fig. 5.13 – Curva característica de arranque a morno com temperatura do metal da TV AP superior a 400 ºC.

Quadro 5.10 – Energia média produzida no arranque a morno. Temperatura do metal da TV AP superior a 400 ºC.

A curva característica para os arranques a morno com a temperatura do metal da turbina a

vapor superior a 400 ºC encontra-se ilustrada na figura 5.13. Verifica-se que neste tipo de

arranque o tempo de espera desde o sincronismo até ao mínimo técnico difere ao verificado na

análise numérica (quadro 5.9) e na análise gráfica (figura 5.13), correspondendo em média a

10 minutos.

A energia produzida na sequência de arranque está apresentada no quadro 5.10. Neste tipo

de arranque a morno foi considerado que sincronismo ocorreu à hora e o tempo de espera

médio pelo mínimo técnico é de 2h15m. Assim, segundo a curva característica, o operador da

Central Termoelétrica tem 45 minutos para ajustar a potência elétrica gerada em função das

energias solicitadas na ID.

020406080

100120140160180200

1 Hora 2 Hora 3 Hora Tempo (mn) 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60

MWh 4,48 7,90 8,33 9,18 12,87 17,60 22,74 34,32 48,50 55,52 56,63 58,06 Sincronismo à hora Ajuste nos últimos 45 mn. da hora

Potência MW

Tempo (mn)

Curva Característica Arranque a Morno Temp. TV AP > 400 ºC



Curva característica para temperatura do metal da TV alta pressão inferior a 400 ºC:

Quadro 5.11 – Resumo dos arranques a morno com temperatura do metal da TV AP inferior a 400 ºC.

Tempo de espera Temperaturas (ºC) t=0s Gradiente subida Vap AP ºC/min

Horas Sincron Conduti Min Tec

Aq vapor AP

(560 ºC)

temp match complete

Abertura Valv AP

100%

Temp Vapor

AP

Temp Metal

AP

Temp Vapor

MP

Temp Metal MP

Temp Match Compl

Paragem Antes Depois 36h58m 00:28:55 00:29:31 01:28:55 01:54:04 01:25:15 00:59:24 273,42 386,68 242,50 288,61 2,75 1,81 49h00m 00:33:26 00:59:38 02:47:54 03:06:09 02:43:01 01:48:16 297,73 362,64 225,65 209,56 1,26 2,47 49h30m 00:30:55 01:00:31 02:05:35 02:31:54 02:01:25 01:05:04 286,64 364,17 210,56 278,54 1,77 1,93 49h04m 00:29:00 01:28:04 03:09:48 03:31:13 03:03:35 01:41:44 192,13 359,78 205,44 163,31 1,70 2,00 50h00m 00:29:54 01:00:03 02:32:14 02:52:04 02:28:28 01:32:11 175,04 346,90 185,13 227,98 2,23 2,29 51h00m 00:29:25 01:00:11 02:16:12 02:38:40 02:02:58 01:16:01 227,96 354,10 219,31 242,39 2,06 2,26 51h03m 00:31:23 01:59:33 03:06:39 03:31:43 03:02:33 01:07:06 186,77 353,45 166,15 264,89 1,74 1,88 51h03m 00:29:25 01:30:52 02:52:59 03:15:51 02:49:34 01:22:07 173,18 347,87 173,90 259,98 1,97 1,98 52h00m 00:35:25 01:00:24 02:08:45 02:34:31 02:04:55 01:08:21 286,35 353,01 195,94 270,97 1,73 1,96 53h44m 00:40:27 01:01:47 02:27:28 02:52:54 02:23:55 01:25:41 221,64 352,58 205,38 232,61 1,97 1,90 58h00m 00:31:08 02:01:32 03:15:18 03:33:37 03:10:33 01:13:46 179,18 335,98 254,00 1,72 2,32 62h05m 00:29:24 01:05:37 03:03:15 03:19:38 02:58:34 01:57:38 165,34 322,72 171,77 155,92 1,95 2,22


Condutividade: A aceitação das condutividades neste tipo de arranque varia entre 30 minutos

e 2 horas apresentando, em média, um tempo de espera de 1h13m.

Mínimo técnico: Os tempos de espera até ao mínimo técnico variam entre 1h28 e 3h15m

apresentando, em média, um tempo de espera de 2h36m.

Aquecimento vapor AP: Os tempos de espera pelo aquecimento do vapor AP variam entre

1h54m e 3h33m apresentando, em média, um tempo de espera de 2h58m.

Temperature matching sequence: O tempo de aquecimento da TV varia entre 1h25m e 3h10,

apresentando uma média aritmética de 2h31m.

Da análise do quadro 5.11 conclui-se que o tempo de espera da aceitação das

condutividades e do mínimo técnico são as variáveis que mais variações obtiveram entre cada

arranque. Este acontecimento justifica-se pela temperatura inicial do vapor, que apresenta

valor substancialmente inferior a temperatura do metal da turbina a vapor AP.

Através dos quadros obtidos na caracterização de arranques a morno (quadro 5.9 e 5.11), é

possível verificar a existência de diferenças entre os tempos de espera máximos e mínimos.

Constata-se que os arranque a morno com temperatura do metal da turbina a vapor superior a

400 ºC (quadro 5.9) apresentam tempos de espera inferiores aos verificados nos arranques a

morno com temperaturas do metal da turbina a vapor inferiores a 400 ºC (quadro 5.11).



Fig. 5.14 – Curva característica de arranque a morno com temperatura do metal da TV AP inferior a 400 ºC.

Quadro 5.12 – Energia média produzida no arranque a morno. Temperatura do metal da TV AP inferior a 400 ºC. 1 Hora 2 Hora 3 Hora 4 Hora

Tempo (mn) 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 MWh 4,45 6,13 6,51 6,30 8,58 10,36 13,31 16,30 21,91 31,75 37,54 44,67 63,88

Sincronismo à hora Ajuste nos últimos 15 mn. da hora

A curva característica para os arranques a morno com a temperatura da TV inferior a

400 ºC encontra-se ilustrada na figura 5.14. É possível verificar que neste tipo de arranque a

morno o tempo de espera até ao mínimo técnico difere do valor verificado na análise

numérica (quadro 5.11) e na análise gráfica (figura 5.14), correspondendo em média a 25

minutos.


de arranque a morno foi considerado que sincronismo ocorreu à hora e o tempo de espera

médio pelo mínimo técnico foi de 2h45m. Assim, segundo a curva característica, o operador

da Central Termoelétrica tem 15 minutos para ajustar a potência elétrica gerada em função da

energia solicitada na ID.

Da obtenção das curvas características dos arranques a morno, conclui-se que o tempo de

espera até ao mínimo técnico é superior nos arranques cuja temperatura do metal da TV de

alta pressão é inferior a 400 ºC. Graficamente, é possível analisar o comportamento das

curvas características dos arranques a morno. Verifica-se que a curva característica dos

arranques cuja temperatura do metal da TV é inferior a 400 ºC (figura 5.14) é mais irregular.

Este facto reflete-se na energia elétrica produzida (quadro 5.12) uma vez que esta é

significativamente inferior a verificada nos arranques a morno com temperatura do metal da

TV superior a 400 ºC (quadro 5.10). É possível igualmente efetuar uma comparação referente

a energia produzida na sequência dos arranques a quente e a morno. Constata-se com base nos

quadros 5.8, 5.10 e 5.12, que nos arranques a morno a energia produzida (quadro 5.10 e 5.12)

é substancialmente inferior se comparada a energia gerada nos arranques a quente (quadro

5.8). Esta situação deriva do tempo de espera verificado desde do sincronismo até ao mínimo

técnico ser mais extenso nos arranques a morno.

020406080

100120140160180200

Potência MW

Tempo (mn)

Curva Característica Arranque a Morno Temp. TV AP < 400 ºC



5.3.5 – Caracterização dos Arranques a Frio

De forma a determinar a curva característica dos arranques a frio com maior fiabilidade,

procedeu-se à distinção dos arranques pela temperatura do metal da TV de alta pressão. Deste

modo, foram elaboradas curvas características distintas para os arranques que apresentaram

temperaturas do metal da TV AP superiores e inferiores a 204 ºC. Este tipo de arranque é

mais complexo e demorado em comparação aos arranques a quente e a morno. Neste tipo de

arranque a temperatura do metal da turbina a vapor de alta pressão apresenta, tipicamente,

valores entre 92 ºC e 303 ºC. Devido as baixas temperaturas do metal da TV a queima do gás

pela TG é ajustada em função do diferencial de temperatura entre o metal da TV e do vapor.

Curva característica para temperatura do metal da turbina alta pressão superior a 204 ºC:

Quadro 5.13 – Resumo dos arranques a frio com temperatura do metal da TV AP superior a 204 ºC.

Tempo de espera Temperaturas (ºC) t=0s Gradiente subida Vap AP ºC/min

Horas Paragem Sincron Conduti Min Tec

Aq vapor AP

(560 ºC)

temp match complete

Abertura Valv AP

100%

Temp Vapor

AP

Temp Metal AP

Temp Vapor

MP

Temp Metal MP

Temp Match Compl

Antes Depois 74h00m 00:29:58 00:46:17 03:12:41 03:36:15 03:08:40 02:26:24 169,4 303,3 161,4 167,8 1,81 1,84 74h30m 00:30:56 00:47:31 03:24:09 03:46:12 03:31:10 02:36:38 219,3 301,5 168,0 153,8 1,41 2,29 85h00m 00:31:58 03:03:19 04:21:11 04:46:58 04:17:53 01:17:53 266,0 294,0 236,4 1,19 1,82 98h23m 00:29:56 01:18:19 03:49:57 04:10:20 03:46:13 02:31:38 170,3 256,3 125,2 143,9 1,49 2,18 98h30m 00:28:56 01:33:27 03:25:49 03:51:04 03:22:19 01:52:22 146,3 259,6 118,8 193,2 1,77 1,93 100h00m 00:31:00 01:07:25 03:08:10 03:32:27 03:04:39 02:00:46 172,2 250,6 124,7 136,9 1,81 1,91 102h40m 00:29:25 01:34:23 03:50:29 04:04:26 03:36:13 02:16:06 132,0 248,6 126,1 124,0 1,73 1,79 105h15m 00:29:54 01:13:36 03:36:01 03:59:14 03:32:12 02:22:25 112,0 251,9 104,7 214,2 1,86 1,93 110h30m 00:35:26 01:03:00 03:09:52 03:33:51 03:06:05 02:06:52 152,0 217,9 82,2 174,2 1,96 1,90 125h40m 00:29:57 01:29:10 03:38:23 04:02:26 03:34:43 02:09:13 103,1 208,7 93,1 125,2 1,89 1,89 126h30m 00:46:09 01:26:51 03:35:14 03:56:22 03:31:41 02:08:23 86,3 212,2 93,2 116,3 1,99 2,11


Condutividade: A aceitação das condutividades neste tipo de arranque varia entre 46 minutos

e 1h34m apresentando, em média, um tempo de espera de 1h14m minutos.

Mínimo técnico: Os tempos de espera até atingir o mínimo técnico variam entre 3h08m e

4h21m apresentando, em média, um tempo de espera de 3h33m.

Aquecimento vapor AP: Os tempos de espera pelo aquecimento do vapor AP variam entre

3h32m e 4h46m apresentando, em média, um tempo de espera de 3h56m.

Temperature matching sequence: O tempo de aquecimento da TV varia entre 3h04m e 4h17


Da análise do quadro 5.13 verifica-se que os gradientes de aquecimento do vapor são

inferiores se comparados aos verificados nos arranques a quente e a morno. Este

acontecimento deve-se às baixas temperaturas verificadas no metal da turbina a vapor de alta

pressão. Como consequência direta, a abertura da válvula de admissão de vapor AP é mais

lenta tornando os arranques mais demorados, estendendo-se até 4h21m.



Fig. 5.15 – Curva característica de arranque a frio com temperatura do metal da TV AP superior a 204 ºC.

Quadro 5.14 – Energia média produzida no arranque a frio. Temperatura do metal da TV AP superior 204 ºC. 1 Hora 2 Hora 3 Hora 4 Hora

Tempo (mn) 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60 MWh 4,3 4,2 3,6 3,7 4,3 5,3 6,0 6,7 6,8 8,3 10,0 13,5 20,9 30,1 46,6 58,6

Sincronismo à hora Ajuste nos últimos 15 mn. da hora

A curva característica para os arranques a frio com a temperatura da turbina a vapor

superior a 204 ºC encontra-se ilustrada na figura 5.15. Verifica-se que neste tipo de arranque o

tempo de espera desde do sincronismo até ao mínimo técnico difere ao verificado na análise

numérica (quadro 5.13) e na análise gráfica (figura 5.15), correspondendo em média a 7

minutos.

A energia produzida na sequência deste tipo de arranque está apresentada no quadro 5.14.

Neste tipo de arranque a frio foi considerado que sincronismo ocorreu à hora e o tempo de

espera médio desde do sincronismo até ao mínimo técnico foi de 3h45m. Assim, segundo a

curva característica, o operador da Central Termoelétrica tem 15 minutos para ajustar a

potência elétrica gerada em função da energia solicitada na ID.

020406080

100120140160180200220

Potência MW

Tempo (mn)

Curva Característica Arranque a Frio Temp. TV AP > 204 ºC



Curva característica para temperatura do metal da turbina alta pressão inferior a 204 ºC:

Quadro 5.15 – Resumo dos arranques a frio com temperatura do metal da TV AP inferior a 204 ºC.

Tempo de espera Temperaturas (ºC) t=0s Gradiente subida

Vap AP ºC/min Horas Paragem Sincron Conduti Min Tec

Aq vapor AP

(560 ºC)

temp match

complete

Abertura Valv AP

100%

Temp Vapor

AP

Temp Metal

AP

Temp Vapor

MP

Temp Metal MP

Temp Match Compl

Antes Após 137h30m 00:34:53 01:57:53 04:56:18 04:30:13 04:03:16 02:58:25 143,3 199,5 65,4 144,0 1,5 1,7 144h00m 00:31:26 02:30:10 04:38:45 05:04:32 04:35:04 02:08:35 103,5 188,5 80,0 111,6 1,5 1,8 146h00m 00:29:29 01:27:10 03:17:09 03:52:38 03:23:39 01:49:59 87,1 185,0 74,6 122,8 2,1 1,8 147h30m 00:34:27 02:00:36 04:26:26 04:50:42 04:22:49 02:25:50 132,5 184,5 76,6 115,5 1,4 2,3 156h30m 00:32:57 01:20:09 03:34:41 03:59:28 03:30:41 02:14:32 95,6 173,3 70,1 121,8 2,0 1,8 168h00m 00:29:09 02:38:48 04:40:33 04:57:22 04:37:21 02:01:45 68,9 175,4 45,0 145,3 1,6 2,3 172h00m 00:30:00 01:00:06 03:46:46 04:09:25 03:43:14 02:46:40 64,3 192,9 50,4 180,4 2,0 1,9 267h50m 00:29:24 01:08:10 03:41:32 04:20:02 03:52:43 02:33:22 37,0 100,6 34,9 106,5 2,2 1,6 269h00m 00:34:02 01:28:48 03:50:34 04:13:47 03:46:47 02:21:46 38,7 106,6 41,5 123,5 2,1 1,7 292h40m 00:29:56 02:00:07 04:35:39 04:54:28 04:32:22 02:35:32 55,0 92,8 40,4 129,8 1,7 2,2 384h00m 00:38:04 02:02:37 04:14:27 04:40:12 04:11:15 02:11:50 170,9 114,3 41,1 149,0 1,3 1,7


Condutividade: A aceitação das condutividades neste tipo de arranque varia entre 1 hora

1hora e 2h38m apresentando, em média, um tempo de espera de 1h46m.

Mínimo técnico: Os tempos de espera até atingir o mínimo técnico varia entre 3h17m e

4h56m apresentando, em média, um tempo de espera de 4h09m.

Aquecimento vapor AP: O tempo de espera de aquecimento do vapor AP varia entre 3h52m

e 5h04m apresentando, em média, um tempo de espera de 4h30m.

Temperature matching sequence: O tempo de aquecimento da TV varia entre 3h23m e4h37


Da análise do quadro 5.15 verifica-se que os gradientes de aquecimento do vapor da

turbina a vapor de alta pressão são inferiores se comparados aos gradientes obtidos nos

arranques a quente e a morno. Este acontecimento deve-se às baixas temperaturas verificadas

no metal da TV AP. Como consequência direta, a abertura da válvula de admissão de vapor

AP é mais lenta tornando os arranques mais demorados, estendendo-se, em média, 4h09m.

Efetuando uma análise comparativa entre o quadro 5.13 e o quadro 5.15 verifica-se que,

nos arranques a frio com a temperatura do metal da TV inferior a 204 ºC, os tempos de espera

são mais prolongados. Este acontecimento é devido ao facto da temperatura do metal da TV

AP ser menor. Como referido anteriormente, a temperatura do metal da TV influencia

diretamente os gradientes de aquecimento do vapor (a temperatura do metal da TV deve

alcançar a temperatura do vapor). Tendo em conta que o vapor demora mais tempo a chegar a

temperatura nominal, o processo de arranque torna-se é mais lento, estendendo-se até 4h56m.



Fig. 5.16 – Curva característica de arranque a frio com temperatura do metal da TV AP inferior a 204 ºC.

Quadro 5.16 – Energia média produzida no arranque a frio com a temperatura do metal da TV AP inferior a 204 ºC. 1 Hora 2 Hora 3 Hora 4 Hora 5 Hora

Tempo (mn) 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60 0-15 15-30 30-45 45-60

MWh 4,45 4,28 3,24 3,51 4,33 4,79 5,62 6,06 6,52 7,42 7,96 9,58 12,15 15,51 22,07 31,86 42,69 51,51 58,14 68,32

Sincronismo à hora

Ajuste nos últimos 30 mn. da hora

A curva característica para os arranques a frio com a temperatura do metal da turbina a

vapor inferior a 204 ºC encontra-se ilustrada na figura 5.16. É possível verificar que neste tipo

de arranque a frio o tempo de espera desde do sincronismo até ao mínimo técnico difere do

valor verificado na análise numérica (quadro 5.15) e na análise gráfica (figura 5.16),

correspondendo em média a 15 minutos.


de arranque a frio foi considerado que sincronismo ocorreu à hora e o tempo de espera médio

desde do sincronismo até ao mínimo técnico foi de 4h15m. Assim, segundo a curva

característica, o operador da Central Termoelétrica tem 45 minutos para ajustar a potência

elétrica gerada em função da energia solicitada na ID.

Da obtenção das curvas características dos arranques a frio, conclui-se que o tempo de

espera desde do sincronismo até ao mínimo técnico é mais prolongado (aproximadamente 45

minutos) nos arranques cuja temperatura do metal da TV de alta pressão é inferior a 204 ºC.

É possível analisar graficamente o comportamento das curvas características dos arranques

a frio. Verifica-se que a subida de potência é mais lenta na curva característica dos arranques

cuja temperatura do metal da TV é inferior a 204 ºC (figura 5.16). Este facto reflete-se na

energia produzida na sequência de arranque (quadro 5.16). Neste tipo de arranque, as energias

produzidas nas primeiras duas horas são extremamente baixas se comparadas com as energias

produzidas nos arranques a quente e a morno no mesmo período de tempo. Pode-se considerar

que o fator mais condicionante neste tipo de arranque e que limita a subida da potência ativa

gerada está associado às temperaturas do metal da TV AP.

020406080

100120140160180200220

Potência MW

Tempo (mn)

Curva Característica Arranque a Frio Temp. TV AP < 204 ºC



5.3.6 – Comparação das Curvas Características com as Curvas de Referência

De forma a concluir o estudo referente a caraterização dos arranques da central de Ciclo

Combinado de Lares é efetuada uma comparação entre as curvas características obtidas neste

estudo com as curvas de referência disponibilizadas pela General Electric.

Comparação das curvas de potência dos arranques a quente:

Fig. 5.17 – Curva característica a quente resultante do estudo prático.

Fig. 5.18 – Curva de referência da General Electric dos arranques a quente.

Da análise das figuras 5.17 e 5.18 é possível visualizar que, na curva de referência, o tempo de espera que decorre desde o sincronismo até ao mínimo técnico é menor se comparado ao tempo de espera representado na curva característica (aproximadamente menos 45 minutos). Quanto ao comportamento da curva de potência, durante o arranque, verifica-se que a curva de referência apresenta uma subida de carga mais rápida em comparação à subida de carga representada na curva característica. É igualmente possível constatar que a curva característica apresenta um tempo de aquecimento do metal da TV (Temperature Matching Sequence) mais demoroso do que o indicado na curva de referência. Este acontecimento é devido ao tempo de espera que decorre desde do sincronismo até ao instante em que se efetua a admissão de vapor à TV (aceitação das condutividades). Este tempo de espera demora, em média, mais 30 minutos do que o indicado na curva de referência.

020406080

100120140160180200

0 10 20 30 40 50 1h00 1h10 Tempo (mn)

Potência MW

Tempo (mn)

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20

MW 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10

%

Curva Característica Arranque a Quente

Velocidade% Admissão de vapor a TV% Potência ativa MW



Comparação das curvas de potência dos arranques a morno:

Fig. 5.19 – Curva característica a morno resultante do estudo com temperatura do metal da TV AP superior a 400 ºC.

Fig. 5.20 – Curva característica a morno resultante do estudo com temperatura do metal da TV AP inferior a 400 ºC.

Fig. 5.21 – Curva de referência da General Electric dos arranques a morno.

Da análise das figuras 5.19, 5.20 e 5.21 verifica-se que o tempo de espera que decorre desde o sincronismo até ao mínimo técnico diverge significativamente entre cada curva de potência. O aumento de carga representado nas curvas características da figura 5.19 e 5.20 é mais lento em comparação com o ilustrado na curva de referência. Este facto pode ser constatado pelo declive das curvas de potência. O tempo de espera pela aceitação das condutividades após o sincronismo nas curvas características demora, em média, 1h00m e 1h15m respetivamente. Este tempo de espera contrasta com o tempo de espera indicado na curva de referência que é aproximadamente de 20 minutos. Este facto torna os tempos de arranques mais prolongados, uma vez que a admissão de vapor à TV demora, em média, mais 40 minutos do que o indicado na curva de referência.

020406080

100120140160180200

020406080

100120140160180200

0 30 1h00 1h30 2h00 Tempo (mn)

%

Potência MW

Potência MW

Tempo (mn)

Tempo (mn)

Temperatura do metal TV AP > 400 ºC

Temperatura do metal TV AP < 400 ºC

MW 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10




Comparação das curvas de potência dos arranques a frio:

Fig. 5.22 – Curva característica a frio resultante do estudo com temperatura do metal da TV AP superior a 204 ºC.

Fig. 5.23 – Curva característica a frio resultante do estudo com temperatura do metal da TV AP inferior 204 ºC.

Fig. 5.24 – Curva de referência da General Electric dos arranques a frio.

Da análise das figuras 5.22, 5.23 e 5.24 verifica-se que os tempos de espera desde o sincronismo até ao mínimo técnico divergem significativamente entre cada curva de potência. O tempo de espera pela aceitação das condutividades após o sincronismo nas curvas características dos arranques a frio é uma das variáveis que mais diverge em relação à curva de referência, podendo variar tipicamente entre 1h15m e 1h45m (figura 5.22 e 5.23). Este tempo de espera contrasta com o tempo de espera indicado na curva de referência que é aproximadamente de 30 minutos. Este facto torna os tempos de arranques mais prolongados uma vez que a admissão de vapor à TV demora, em média, mais 45 minutos do que o indicado na curva de referência.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

020406080

100120140160180200

0 30 1h00 1h30 2h00 2h30 3h00 3h30 Tempo (mn)

%

Temperatura do metal TV AP > 204 ºC

Temperatura do metal TV AP < 204 ºC Potência MW

Potência MW

Tempo (mn)

Tempo (mn)

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20

MW 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10




5.4 – Conclusão do Estudo Prático dos Arranques

O estudo da caracterização dos arranques possibilitou determinar as curvas características

de cada tipo de arranque em função das horas em que o grupo se encontrou parado e da

temperatura do metal da TV AP. Foi possível concluir que o tempo que decorre desde o

sincronismo até ao mínimo técnico varia deste modo em função de três fatores,

respetivamente, das horas de paragem, da temperatura do vapor e da temperatura do metal da

turbina a vapor. De forma direta, os três fatores referidos anteriormente influenciam o

processo de aquecimento da turbina a vapor (temperature matching sequence) e o tempo de

espera pela aceitação das condutividades. Neste estudo, não foi contemplada a temperatura da

turbina a vapor de média pressão, contudo, nos arranques a morno e a frio, esta representa

igualmente um fator condicionante ao aumento de carga.

O gradiente de aquecimento do vapor é um indicador que representa o valor médio por

minuto do aquecimento do vapor AP na sequência de arranque. Conclui-se que este indicador

toma valores maiores para arranques que apresentem temperaturas mais elevadas do metal

da TV (tipicamente acima de 500 ºC). O aquecimento do vapor e, consequentemente, o

gradiente de subida da temperatura do vapor AP, estão diretamente relacionados com o

sistema de queima da turbina a gás. A queima é deste modo ajustada em função do diferencial

de temperatura verificado entre o vapor e o metal da turbina a vapor. Verifica-se que nos

arranques a quente, o gradiente de aquecimento do vapor tende a ser superior aos verificados

nos arranque a morno, por seu turno, os arranques a morno tendem a ter gradientes de

aquecimento do vapor superiores aos verificados nos arranques a frio. Este acontecimento

deve-se a forma como o controlador automático gere cada arranque em função do diferencial

da temperatura entre o vapor e o metal da TV (por questões de segurança o diferencial não

deve exceder os 60 ºC a fim de evitar choques térmicos nos componentes da TV).

Deste modo, nos arranques a quente, o vapor é aquecido de forma a chegar rapidamente a

temperatura nominal (560 ºC) uma vez que a temperatura do metal da TV já se encontra

próxima da sua temperatura nominal (560 ºC), variando tipicamente entre 501 e 538 ºC

(quadro 5.11). Nos arranques a morno e a frio, a temperatura do metal é mais baixa do que a

verificada nos arranque a quente (tipicamente inferiores a 450 ºC), deste modo, o vapor é

aquecido progressivamente em função do aumento da temperatura do metal da TV de modo a

não ultrapassar o diferencial da temperatura estabelecido (60 ºC). Se em alguma situação se

verificar um diferencial superior ao estabelecido ao longo da sequência de arranque, o grupo

desliga-se automaticamente por questões de segurança. Esta situação é deste modo

indesejável pois representa a saída de um grupo térmico do SEE e, consequentemente, gera

indisponibilidade da Central Termoelétrica sendo necessário efetuar um novo arranque.



Este estudo tornou-se importante na medida em que foi elaborado um histórico de 89 arranques com diversos dados associados aos arranques, tais como o comportamento da curva de potência, as energias injetadas no SEE, a evolução da temperatura do metal da TV de AP e MP. Através deste histórico, foram elaboradas as curvas cateterísticas de cada tipo de arranque em função das horas de paragem e da temperatura do metal da TV AP. Este estudo permitirá aos colaboradores da Central Temoelétrica de Lares prever o comportamento da curva de potência em futuros arranques de forma a determinar atempadamente as energias que a Central conseguirá injetar na rede quando esta for solicitada a entrar no SEE. Deste modo, este estudo poderá servir como auxílio na hora de informar a UNGE sobre as energias que a central consegue injetar no SEE atendendo ao tempo em que os grupos estiveram inativos e a temperatura do corpo da TV. As curvas características resultantes permitiram verificar as diferenças existentes entre estas e as curvas de referência disponibilizada pela GE20.

No presente estudo não foi possível considerar questões operacionais21 e/ou as decisões tomadas pelas equipas de condução que efetuaram os arranques. Contudo, as decisões tomadas pelas equipas de condução podem influenciar os tempos de espera de cada arranque. As condições ambientais (temperatura e humidade do ar à entrada do compressor) podem de igual modo influenciar o comportamento do grupo electroprodutor na sequência de arranque e no processo de aumento de carga.

Como considerações finais conclui-se que:

Nas curvas reais o aumento de carga está diretamente relacionado com a temperatura do metal da turbina a vapor, e não pelas horas de paragens;

As curvas de referência não consideram a qualidade do ciclo água/vapor; Nas curvas reais, o tempo de espera pela aceitação das condutividades influencia o

processo de arranque tornando-o mais incerto e mais lento devido ao comportamento da turbina a vapor;

Existem limitações na subida de carga nos arranques a frio e a morno devido aos gradientes entre a temperatura do vapor e da turbina a vapor (proteção da TV de forma a evitar choques térmicos e possíveis disparos da unidade electroprodutora);

O tempo de sincronismo e o tempo de espera spinning reserve são cumpridos; Decisões operacionais podem influenciar os tempos de arranque; A dificuldade na obtenção da qualidade do vapor condiciona a aproximação das curvas

reais às curvas da GE; A sequência de arranque é automática até ao mínimo técnico (Potência ativa = 200 MW).

20 As curvas características disponibilizadas pela GE não consideram a qualidade do ciclo água/vapor. 21 As questões operacionais determinam, por exemplo, a manutenção da selagem da turbina a vapor e o vácuo no condensador entre cada arranque.

Capítulo 6 – Conclusão do Estágio


Capítulo 6 – Conclusão A energia elétrica tornou-se a principal fonte de energia usada atualmente. A partir desta é

possível, por exemplo, obter luz, calor e força motriz. Deste modo, a energia elétrica

apresenta-se como um bem essencial ao bem-estar das pessoas e ao desenvolvimento

socioeconómico do mundo moderno, uma vez que grande parte dos avanços tecnológicos

alcançados se deve à eletricidade. De um modo geral, a eletricidade revolucionou por

completo o modo de vida do ser humano em todos os aspetos, melhorando a sua qualidade de

vida. O primeiro passo para produzir energia elétrica é obter força mecânica para acionar os

alternadores/geradores que se encontram nos centros electroprodutores. A força necessária

para acionar os alternadores pode advir de diversas fontes de energia primária, tais como,

vento, sol, hídrica ou calorífica. Os alternadores são os responsáveis pela conversão da

energia mecânica em energia elétrica. À saída dos alternadores, a energia é transportada e

distribuída aos consumidores finais. Entre os centros electroprodutores e os consumidores

finais, a energia elétrica passa por subestações com o intuito de alterar o seu nível de tensão

em função do processo a que está sujeita. Deste modo, o ciclo da energia elétrica contempla 4

processos ou etapas, respetivamente, produção, transmissão, distribuição e consumo. De

forma a garantir a estabilidade do SEE, a energia elétrica produzida deverá ser igual à energia

elétrica consumida mais as perdas associadas, por exemplo, ao transporte da mesma (ver

equação 5.1). Esta condição é essencial de forma a mitigar desequilíbrios de frequência no

SEE que podem conduzir à ocorrência de apagões parciais ou totais. De forma a mitigar

possíveis desequilíbrios, os centros electroprodutores tem automatismos (reguladores em

carga ou estatismo) que ajustam a velocidade do conjunto alternador/turbinas em função da

frequência de modo a mante-la no seu valor nominal (regulação primária).

Foi apresentado no capítulo 2 que existem diversas formas de gerar energia elétrica.

Verificou-se que a eletricidade é produzida em centros electroprodutores que podem usar

energias renováveis (vento, água, sol, biomassa) ou não renováveis (combustíveis fósseis)

como meio de obter a energia primária necessária ao processo de produção de energia elétrica.

Como os centros electroprodutores que utilizam as energias renováveis não garantem uma

produção constante de eletricidade, as centrais termoelétrica (que de modo geral utilizam

combustíveis fósseis) têm um papel fundamental no equilíbrio de um SEE.

Capítulo 6 – Conclusão do Estágio


As centrais termoelétricas, por seu turno, são caraterizadas pelos ciclos termodinâmicos

que utilizam no processo de produção de eletricidade. Verificou-se que as centrais

termoelétricas de ciclo combinado, por usarem uma combinação de ciclos termodinâmicos,

apresentam rendimentos superiores aos verificados em centrais térmicas tradicionais.

O estudo relativo à caracterização dos arranques efetuados na Central de Ciclo Combinado

de Lares permitiu elaborar um histórico de arranques e obter as curvas caraterística para cada

tipo de arranque em função das horas de paragem dos grupos e da temperatura do metal da

TV. Este estudo tornou-se relevante na medida em que foi possível adquirir conhecimentos

sobre os processos a seguir na sequência de arranque em centrais de ciclo combinado, das

dificuldades impostas pelo comportamento da TV e a influência que estes têm no SEE.

No decorrer do estágio foi possível acompanhar os colaborados da Central em trabalhos de

manutenção o que me permitiu a minha integração num contexto real de trabalho numa

central de produção elétrica do grupo EDP. O acompanhamento dos trabalhos permitiu,

igualmente, aprofundar conhecimentos teóricos adquiridos ao longo do curso. As tarefas

descritas no subcapítulo 4.1 e 4.2 permitiram de igual modo adquirir novos conhecimentos,

nomeadamente através da interação com um autómato da Siemens e através de um estudo

relativo às proteções existentes nos transformadores de potência da Central Termoelétrica.

No decorrer do estágio foi possível observar a estrutura organizacional e de gestão da

Central Termoelétrica de Lares. O regime de rotatividade entre as equipas da condução e da

manutenção permite fomentar a polivalência e a valorização dos colaboradores promovendo a

integração do pessoal das equipas de condução através de uma participação mais ativa na vida

da Central Termoelétrica. Este regime de rotatividade permite, de igual modo, anular

possíveis marginalizações entre as pessoas que operam (equipas de condução) e as pessoas

que mantém (equipas de manutenção).

Em suma, a realização deste estágio promoveu a aquisição de novos conhecimentos na área

de produção de energia elétrica, assim como a observação da estrutura organizacional de um

centro electroprodutor do grupo EDP. Os trabalhos acompanhados e efetuados ao longo do

estágio constituíram uma fonte de aprendizagem rica ao proporcionarem a aplicação de

conhecimentos teóricos adquiridos ao longo do percurso académico.

Capítulo 7 – Bibliografia


Capitulo 7 – Bibliografia [1] – EDP, “Apresentação da Central Termoelétrica de Lares 2011”, Março 2012

[2] – EDP, “Plataforma de formação e documentação”, Março 2012

[3] – EDP, http://www.a-nossa-energia.edp.pt/centros_produtores/fotos_videos.php? item_id =4&cp_type=he&section_type=fotos_videos, Consultado em Junho 2012

[4] – EDP, http://www.a-nossa-energia.edp.pt/centros_produtores/fotos_videos.php? item_id =102&.cp_type=pe&section_type=fotos_videos, Consultado em Junho 2012

[5] – EDP, http://www.a-nossa-energia.edp.pt/centros_produtores/info_tecnica.php? item_id =75&cp_type=&section_type=info_tecnica, Consultado em Junho 2012

[6] – EDP, http://www.a-nossa-energia.edp.pt/centros_produtores/fotos_videos.php? item_id =76&cp_type=te&section_type=fotos_videos, Consultado em Junho 2012

[7] – EDP, http://www.a-nossa-energia.edp.pt/centros_produtores/fotos_videos.php? item_id =73&cp_type=te&section_type=fotos_videos, Consultado em Junho 2012

[8] – António Santos, http://pt.scribd.com/doc/46332196/CICLO-DE-RANKINE, Consultado em Julho 2012

[9] – Google Maps, http://maps.google.pt/, Consultado em Junho 2012

[10] – EDP, http://www.a-nossa-energia.edp.pt/centros_produtores/info_tecnica.php? item_id =71&cptype=te&section_type=info_tecnica, Consultado em Abril 2012.

[11] – General Electric, “Flex Efficiency Plant White Combined Cycle Power Plant”, Julho 2011

[12] – Victor Semedo, http://www.ebah.com.br/content/ABAAABmHMAA/guia-caldeiras, . Consultado em Julho 2012

[13] – General Electric,” Power Systems - GE Gas Turbine Performance Characteristics GER-3567H”, Outubro 2000

[14] – EDP, “Manual de Formação do Operador da Turbina a Gás Central Elétrica do Ciclo Combinado de Lares”, Maio 2012

[15] – General Electric, “Centrifugal & Axial Compressors”, Novembro 2005

[16] – General Electric, “Gas Turbine and Combined Cycle Products”, Março 2003

[17] – Pedro Quaresma, “Efeito da Composição do Combustível no desempenho de uma Câmara de Combustão”, Dissertação de Mestrado, Universidade técnica de Lisboa, Junho 2010

[18] – EDP, “Manual do Sistema Integrado de Gestão de Ambiente e Segurança – Parte II”, Outubro 2010

[19] – Elforsk, “Gas Turbine Developments Rapport 2009”, Junho 2010.

[20] – EDP - Gestão Da Produção De Energia, SA., “Sistema de vapor e bypass - 428-11-LB-MMO-EA-200”, Agosto 2010

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http://pt.scribd.com/doc/46332196/CICLO-DE-RANKINE

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Capítulo 7 – Bibliografia


[21] – Museu da Eletricidade, http://wikienergia.com/~edp/index.php?title=Turbina, . Consultado em Junho 2012.

[22] – General Electric, http://www.ge-energy.com/products_and_services/products/steam_ turbines/combined_cycle_a_series.jsp, Consultado em Maio 2012

[23] – GE Energy, “Evolution of the D Series Combined Cycle Steam Turbine”, Junho 2011.

[24] – WEG, “Características e Especificações de Geradores”. http://ecatalog.weg.net/files/ wegnet/WEG-curso-dt-5-caracteristicas-e-especificacoes-de-geradores-artigo-tecnico-portugues-br.pdf, Consultado em Julho 2012

[25] – EDP, “Sistema de Refrigeração e Selagem do Gerador”, Dezembro 2011

[26] – GE Energy, “GEH-6373 – Load commuted Inverter”, Março 2011

[27] – Carlo Gavazzi, – http://www.carlogavazzisales.com/pdfs/controlprod/DIC01DB.pdf, Consultado em Setembro 2012.

[28] – Paulo Moraes, “Controle eletrónico da corrente da bobine de contatores eletromagnéticos”, Dissertação de Mestrado, Universidade Federal de Santa Catarina, Agosto 2004

[29] – http://www.google.pt/search?hl=pt-PT&q=solenoide+campo+magnetico&bav=on.2, or.r_gc.r_pw.r_qf.&biw=1366&bih=586&wrapid=tlif134764284761510&um=1&ie=UTF-8&tbm=isch&source=og&sa=N&tab=wi&ei=6mVTUM2-HIK5hAerwYCoAg, Consultado em Abril 2012

[30] – Antônio Nogueira, “Força magnética em contatores”. http://www.joinville.udesc.br/po rtal/professores/nogueira/materiais/ContactorCA_Guia.pdf, Consultado em Junho 2012

[31] – Uol Educação, http://educacao.uol.com.br/fisica/campo-magnetico-lei-de-ampere.jhtm, Consultado em Maio 2012

[32] – EDP - Gestão Da Produção De Energia, S.A, “Sistema de Alimentação de Média Tensão 428-00-BB_-EMO-EA_-310”, Maio 2010

[33] – EDP - Manual de Operação e Arranque, “Aquecedor elétrico 428-00-MAW-RMP-IES-017”, Julho 2008

[34] – Tecnisis, http://www.tecnisis.pt/produtos/detail.html?categoria=1&node=1%7C1%7 C&ref=85&level=p, Consultado em Junho 2012

[35] – General Electric, “Shaft Voltage Monitor - GEK 95154a”, Março 2002.

[36] – GE Energy, “Operation and Maintenance Manual - Dual Hydrogen Control Panel (DHCP)”, Março 2011

[37] – ERSE – http://www.erse.pt/pt/supervisaodemercados/mercadodeelectricidade/mercado diario/Paginas/default.aspx, Consultado em Agosto 2012

[38] – REN, – “Manual de procedimentos do gestor do sistema”, Dezembro 2008

[39] – GE Energy Management,“Contatores M-CL-CK & Contatores para Manobras de Capacitores”, Julho 2011

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http://www.tecnisis.pt/produtos/detail.html?categoria=1&node=1%7C1%257

http://www.erse.pt/pt/supervisaodemercados/mercadodeelectricidade/mercado

129

Anexo A

Plano de Estágio

Anexo A


Mês Fev.12 Mar 12 Abr.12 Mai.12 Jun.12 Jul 12 Ago.12 Set 12

Fase 1 x Fase 2 x x x Fase 3 x x x x x Fase 4 x Fase 5 x x Fase 6 x x x

Fase 1: Preparação do estágio, adequação à central.

Fase 2: Caracterização dos Arranques a frio, a morno e a quente.

Fase 3 : Acompanhamento dos trabalhos realizados na Central e desenvolvimentos dos

relatórios referentes as tarefas efetuadas e aos trabalhos acompanhados.

Fase 4: Elaboração de um relatório intercalar que visa apresentar o resultado do estudo

da caracterização dos arranques da Central Termoelétrica.

Fase 5: Estudo das proteções dos transformadores.

Fase 6: Elaboração do relatório final.

Plano de estágio

Estagiário:

Rodolfo Manuel da Conceição Pereira

Empresa de Acolhimento

Central Termoelétrica de Ciclo Combinado de Lares – Figueira da Foz (EDP)

Supervisores na Central Termoelétrica:

Engº António Oliveira (Gestor da condução)

Engº Bruno Tereso (Gestor da manutenção)

Orientadores no ISEC

Professore Adelino Pereira

Professora Rita Pereira

Título do relatório de estágio


De 13 de Fevereiro a 31 de Julho de 2011

Período de estágio Horário: 8:30 as 17:30

Total: 800 Horas

Objetivos

- Adquirir conhecimento na área de produção de energia elétrica;

- Adquirir conhecimento na área de manutenção;

- Determinar as curvas características de cada tipo de arranque;

- Estudo das proteções dos transformadores principais e auxiliares;

- Efetuar a programação de um autómato da Siemens.

133

Anexo B

Tipos de Queima

Anexo B


Os queimadores da TG possuem seis bocais, como ilustrado na figura 1, para efetuar

modos distintos de queima do combustível. A diversidade no modo como é efetuada a queima

permite adaptar a mesma as necessidades da TG. O fluxo de combustível é controlado por

válvulas de paragem auxiliar, válvula de coeficiente de paragem/aceleração e por válvulas de

controlo de admissão de combustível, respetivamente, D5, PM1, PM2 e PM3. A válvula de

coeficiente de paragem/aceleração e a de controlo admissão de combustível funcionam em

conjunto para regular o fluxo total de combustível entregue aos queimadores da TG. O

sistema de combustão possui quatro coletores de passagem de combustível como ilustrado na

figura 1 (D5, PM1, PM2 e PM3). Cada coletor é controlado de forma independente através de

uma válvula de admissão individual. Os queimadores no total possuem 5 bocais de

combustível dispostos numa configuração circular em torno de um bocal central.

Fig. 1 – Disposição dos bocais dos queimadores.

As representações das válvulas de passagem de combustível (GSV) e do servo controlador

(SRV) podem ser visualizadas no mímico de controlo da figura 2.

Fig. 2 – Mímico de controlo do combustível gasoso.

Anexo B


Especificação dos sistemas de fornecimento de combustível:

Difusão (D5) – Consiste em 5 bocais de difusão de combustível para cada câmara de

combustão (queimador).

PréMix1 (PM1) – Consiste num bocal de difusão de combustível para cada câmara de


PréMix1 (PM2) – Consiste em dois bocais de difusão de combustível para cada câmara de


PréMix1 (PM3) – Consiste em três bocais de difusão de combustível para cada câmara de


Cada sistema de combustível requer uma determinada percentagem de combustível. A

percentagem de combustível é determinada em função da temperatura de referência de

combustão e do modo de funcionamento do DLN. No total, os queimadores possuem 6 modos

de funcionamento, respetivamente, D5, 1D, 2D 3, 6B, 6A e PPM.

Especificação dos modos de queima:

Modo D5 – Apenas a passagem D5 é abastecida com combustível;

Modo 1D – As passagens D5 e PM1 são abastecidas com combustível enquanto as passagens

PM2 e PM3 são purgadas;

Modo 2D – As passagens D5 e PM2 são abastecidas com combustível, enquanto as passagens

PM1e PM3 são purgadas;

Modo 3 – As passagens PM1 e PM2 são abastecidas com combustível enquanto as

passagens D5 e PM3 são purgadas;

Modo 6B – As passagens PM1, PM2 e PM3 são abastecidas com combustível enquanto a

passagem D5 é purgada;

Modo 6A – As passagens PM1, PM2 e PM3 são abastecidas com combustível enquanto a

passagem D5 é purgada;

Modo PPM – As passagens D5, PM1, PM2 e PM3 são abastecidas com combustível e não é

purgada nenhuma passagem.

Tabela 1- Modos de queima. Modo Passagens com Combustível Passagens purgadas

Difusão D5 PM1, PM2 e PM3 1D D5 e PM1 PM2 e PM3 2D D5 e PM2 PM1 e PM3 3 PM1 e PM2 D5 e PM3

6B PM1, PM2 e PM3 D5 6A PM1, PM2 e PM3 D5

PPM PM1, PM2, PM3 e D5 Nenhuma

Anexo B


Procedimento de arranque:

A TG é iniciada em modo de difusão D5. Quando esta atinge a velocidade de ignição, os

servos controlos SRV e a válvula de difusão D5 (VGC-1) são ativados. O SRV é ativado de

forma a controlar a pressão de alimentação das válvulas de passagem de combustível e a

válvula D5 (VGC-1) abre para o ponto de referência de ignição.

Após a chama estar estabelecida e o ciclo de aquecimento da TG ter terminado, a TG acelera

para velocidade Full Speed no Load (FSNL). Quando ela atinge 95% da velocidade nominal,

o modo de queima transfere-se para o modo 1D. Neste modo, as válvulas de purga PM2 e

PM3 abrem admitindo ar de descarga do compressor para o interior dos coletores de gás.

À velocidade nominal (3000 rpm) a unidade é sincronizada com a rede elétrica e o disjuntor

de grupo fecha. A potência ativa tenderá a aumentar até à potência de referência (200 MW). O

modo de queima permanece em 1D, quando o ponto de comutação da temperatura de

referência de combustão (TTRF) é atingido o sistema de queima transfere-se para o modo 2D.

No modo 2D, as válvulas de purga de PM2 recebem ordem de fecho. Quando o controlador

da TG recebe a confirmação de fecho das válvulas de purga, o sistema de combustível PM2

(VGC-4) é ativado.

No modo 3, as válvulas de purga de passagem PM1 recebem ordem de fecho. Quando o

controlador da TG recebe a confirmação do fecho das válvulas o sistema de combustível PM1

(VGC-2) é ativado de forma a efetuar o pré-enchimento do coletor de gás. Após o

pré-enchimento estar concluído, o sistema de combustível PM1 recebe ordem para distribuir o

combustível na câmara de combustão. A válvula de difusão D5 (VGC-1) recebe ordem de

fecho. Quando confirmado o fecho da válvula VGC-1 as válvulas de purga D5 são ativadas de

forma a permitir a admissão de ar de descarga do compressor para o interior do coletor de gás.

A unidade encontra-se agora no modo 3.

No modo 6B, as válvulas de purga PM3 recebem ordem de fecho. Quando confirmado o

fecho das válvulas de purga o sistema de combustível PM3 (VGC-3) é ativado de forma a

efetuar o pré-enchimento. Após concluído o pré-enchimento, o sistema PM3 recebe ordem de

distribuição de combustível para os queimadores. A unidade encontra-se agora no modo 6B.

No modo 6A os pontos de comutação estão concluídos. A unidade contínua no modo 6A até a

unidade atingir a carga base ou o mínimo técnico (200 MW).

Anexo B


Existe, ainda, a possibilidade de comutar para o modo PPM caso seja necessário efetuar

ajustes na queima. Nesta situação, a válvula de purga D5 recebe ordem de fecho e é iniciado o

pré-enchimento do coletor de gás. Quando confirmado o pré-enchimento, o sistema de

combustível D5 recebe ordem de distribuição do combustível no interior da câmara de

combustão.

A sequência de enceramento da TG é o inverso da sequência de arranque e de forma similar.

Durante a sequência de paragem, a unidade transfere para 6B, 3, 2D, 1D e finalmente D5 até

aproximadamente 17% da velocidade nominal.

139

Anexo C

Rede Gasoduto

Anexo C


Figura 3 – Rede alta pressão de gás.

143

Anexo D

Descrição e Parametrizações do Programa Desenvolvido para o Autómato LOGO! 24RC da Siemens.

Anexo D


Descrição das etapas programa

Programa Principal

Para efetuar a monitorização dos tempos de saída das

resistências foram usados geradores síncronos de pulsos e

contadores para cada uma das resistências.

T001 e C002 → R1 (1A) e T006 e C007 →R2 (1Ax)

Tendo em conta que a largura do pulso é de 0.02 segundo,

os contadores C002 e C007 foram programados para

iniciar a contagem ao 26º pulso. Isto permite garantir que

se as resistências R1 (IA) e R2 (IAx) saírem do circuito

de alimentação do motor antes de 0.5 segundos como

definido, o programa vai enviar uma mensagem de erro

para o ecrã do LOGO! com a informação dos tempos de

saída das resistências indicando qual a resistência que

gerou o alarme. Este tipo de erro ativa um alarme visual.

Os temporizadores T004 e T009 estão iniciados a

0.99 seg. Isto garante que, se as resistências R1 (1A) ou

R2 (1Ax) permanecerem mais do que 1 segundo no

circuito de alimentação do motor DC após condições de

saída, é enviada uma mensagem de erro para o ecrã do

LOGO com a informação dos tempos de saída das

resistências indicando qual a resistência que gerou o

alarme. Este tipo de erro ativa um alarme visual (Q1).

Caso se pretenda redefinir os tempos de saída das

resistências basta alterar os valores de inicialização dos

contadores e temporizador. Deste modo, os contadores

C002 e C007 permitem alterar o tempo mínimo e máximo

da saída das resistências. Os temporizadores T004 e T009

devem ser inicializador, consequentemente, com os

tempos em que os contadores C002 e C007 estão ativos.

Neste caso, C002 é ativo ao 26º pulso e é desativado

quando chegar ao 76º impulso. O tempo que decore desde

o pulso 26 ate ao 76 corresponde a 1 segundo (50 pulsos).

Deste modo, o temporizador T004 deve ser inicializado a

0.99 segundos.

Programa do Principal

Anexo D


Amostragem dos Tempos no Ecrã do LOGO!

Para efetuar a amostragem dos tempos de saída das

resistências no ecrã do LOGO! foi necessário utilizar novos

temporizadores e contadores. Deste modo, para visualizar o

tempo de saída da resistência R1 (1A) foram usados o

temporizador T012 e o contador C011. Para visualizar o

tempo de saída da resistência R2 (1Ax) foram usados o

temporizador T020 e o contador C021.

A necessidade de recorrer a novos temporizadores deve-se

ao facto de os temporizadores usados para efetuar a

monitorização dos tempos de saída das resistências terem de

ser inicializados a “0” sempre que um arranque termine. Isto

permite que o LOGO! monitorize de forma sucessiva todos

os arranques (na situação dos tempos de saída das

resistências ocorrerem nos tempos definidos, o programa

monitoriza cada arranque. Na situação das resistências não

saírem nos tempos devidos, o LOGO! mantém os tempos de

saída das resistências no ecrã e aguarda que o botão RESET

seja premido).

Procedimento de amostragem:

A sequência de amostragem é realizada recorrendo aos

“Latching Relay” SF014 e SF023 (blocos de instrução/relé).

Estes blocos ativam e desativam os geradores de pulsos

usados para indicar os tempos. Estes blocos são úteis de

forma a manter a informação do tempo de saída das

resistências no ecrã do LOGO! numa situação onde os

tempos na saída das resistências R1 (1A) e/ou R2 (1Ax) não

sejam cumpridos.

Os pulsos são contabilizados através dos contadores C011 e

C021. Através dos blocos de matemática SF015 e SF022 a

contagem de pulsos é convertida em tempo de forma a ser

apresentado no ecrã no seguinte formato 00,00 seg. Este

formato permite uma contagem ao centésimo de segundo. A

informação dos tempos é enviada para o ecrã do LOGO!

através do bloco de texto SF013.

Anexo D


Mensagens de Alarme

O LOGO! foi programado de forma a monitorizar

todas as anomalias que possam ocorrer. Caso

detete uma anomalia, deve enviar uma mensagem

de alarme adequada de forma a informar o operador

da Central Termoelétrica qual a falha verificada.

Deste modo, foram elaboradas mensagens de

alarme de acordo para cada tipo situação que

pudesse ocorrer, respetivamente, falha nos tempos

de saída das resistências, erro de sequência,

contatores/contactos auxiliares presos ou falha dos

contatores/contactos auxiliares após se verificar o

arranque. As mensagens de alarme podem ser

consultadas no final do presente anexo.

O alarme geral é um alarme que é ativado em todas

as anomalias que o LOGO! detete. Este alarme

ativa um led que deve ser ligado na saída Q1 do

LOGO!. O programa foi desenvolvido de forma a

detetar picos de corrente ou sobrecorrente através

de um relé temporizado (este relé fica ativo caso a

corrente ultrapasse um valor predefinido durante

três segundos). Caso o LOGO! detete que o relé de

monitorização de sobrecorrente é ativo, é enviado

uma mensagens para o ecrã do LOGO! a informar

sobre o consumo excessivo de corrente por parte do

motor DC. Este alarme ativa um alarme visual (Led

que deverá ser ligado à saída Q2 do LOGO!)

Quando se efetua a paragem dos motores DC que

acionam as bombas de emergências, os contatores

têm tempos diferentes para voltar à sua posição de

repouso. De forma a evitar falsos alarme, foi

iniciado um temporizador (T037) que inibe

qualquer mensagem de alarme durante

0,6 segundos após ordem de paragem dos motores.

Anexo D


Alarme nos Contatores Após Arranque

A retirada das resistências do circuito de alimentação

é efetuada recorrendo a contatores eletromecânicos.

Estes elementos de comando estão sujeitos a desgaste

que podem levar a avarias.

Deste modo, este bloco de instrução foi elaborado de

forma a detetar falha nos contatores após o arranque

se ter efetuado. Desta forma, o LOGO! avalia a

transição de estado dos contatores (aberto ou fechado)

através dos contactos auxiliares. Caso o LOGO!

detete uma mudança de estado dos contactos

auxiliares durante a fase de funcionamento dos

motores DC, emitirá um alarme a indicar qual o

contator ou contatores que geraram o alarme (por

exemplo: IA em falha após arranque).

Saídas Open Connector

Estas saídas servem exclusivamente para o

funcionamento normal do programa uma vez que o

LogoSoft exige que todos os blocos inseridos devem

ter pelo menos um contato a fazer referência a esse

bloco de instrução (por ex: bloco de texto, “latching

relay”).

Saídas

Neste bloco, são ligados todos os contactos que geram

o alarme visual. Deste modo, é possível visualizar

quais os contactos que ativam a saída Q1 e Q2.

Anexo D


Contactos Analógicos

Este bloco de instrução foi elaborado de forma a ligar os

blocos analógicos usados ao longo do programa a saídas

analógicas.

Contador de Arranques

Este bloco de instruções é usado para contar através do

contador C026 o número total de arranques. Os

arranques mal sucedidos são contados através do

contador C041. O número de vezes que a bomba recebe

ordem de arranque (Mx) é contabilizado pelo contador

C046. Os arranques bem-sucedidos são contabilizados

através do contador C042 (este recebe como input para

efetuar contagem o contacto SF008 (Arranque OK)).

Reset

Este bloco inicializa um temporizador com 3 segundos.

O botão RESET tem duas funções. Se premido e

largado, este apenas faz reset as mensagens de alarme e

aos contadores que fazem a amostragem dos tempos no

ecrã. Ao manter premido o botão RESET mais do que 3

segundos, este vai efetuar reset a todos os contadores e

temporizadores existentes no programa.

Ecrã Principal

Este é o ecrã de boas vindas e indica a hora atual, o

número de arranques OK (bem sucedidos) e o número

de arranques mal sucedidos.

Ligar luz

Este bloco de instrução serve exclusivamente para ligar

a luz de fundo do ecrã do LOGO! quando este ativa

uma mensagem de alarme ou quando alguém toca nas

setas ao lado do ecrã. A luz permanece ligada durante

99,99 segundos, após este tempo e se os alarmes já

estiverem desativados ela desliga-se automaticamente.

Anexo D


Mensagens de alarmes:

Comparador - Prioridade 1: Permite comparar o número de ordens de arranques (Mx) com o número total de arranques efetivamente concluídos (C026).

Último arr OK – Prioridade 3: Permite visualizar os dados referentes ao último arranque quando bem-sucedido, permite igualmente, visualizar os tempos de saída das resistências e a hora em que ocorreu o último arranque.

Último arr Mal sucedido – Prioridade 4: Permite visualizar os dados referentes ao último arranque quando mal sucedido, permite igualmente, visualizar os tempos de saída das resistências e a hora em que ocorreu o último arranque.

C. Lares – Prioridade 13: Ecrã principal. Nele é possível visualizar a hora e a data atual, assim como o número total de arranques bem (C042) e mal (C041) sucedidos.

Histórico Último Arranque

Este bloco de instrução fica ativo quando ocorre um

novo arranque dos motores DC. A função deste

bloco é manter em memória os tempos de saída das

resistências R1 (1A) e R2 (1Ax) independentemente

do arranque ter sido bem ou mal sucedido. Este bloco

de instrução é útil quando se pretende rever os

tempos referentes ao último arranque. A única forma

de eliminar a informação relativa ao último arranque

é manter premido o botão RESET durante pelo

menos 3 segundos.

O esquema de amostragem dos tempos de saídas das

resistências R1 (IA) e R2 (IAx) é em tudo idêntico ao

já explicado no bloco de instruções “Amostragem de

Tempo no Ecrã do LOGO!”.

Para consultar os dados referente ao último arranque

basta clicar nas setas para cima e para baixo

colocadas ao lado do ecrã do LOGO!. Todas as

mensagens são apresentadas pelas ordens de

prioridades.

Anexo D


LOGO! Reset – Prioridade 20: Este ecrã informa que foi efetuado um reset geral a todos os contadores e temporizadores do programa. Este reset ocorre quando o botão reset estiver premido pelo menos 3 segundos.

Alarme IAx Preso - Prioridade 25: Permite visualizar que o contator ou contacto auxiliar IAx (R2) se encontra preso e não regressou à sua posição original ou de repouso após ordem de paragem do motor DC.

Alarme IA Preso - Prioridade 30: Permite visualizar que o contator ou contacto auxiliar IA (R1) se encontra preso e não regressou à sua posição original ou de repouso após ordem de paragem do motor DC.

Alarme IA-IAx Preso - Prioridade 35: Permite visualizar que os contatores ou contactos auxiliares IA e IAx se encontram presos e não regressaram às suas posições originais ou de repouso após ordem de paragem do motor DC.

Tempos - Prioridade 42: Permite visualizar o tempo decorrido na sequência da retirada das resistências R1 (IA) e R2 (IAx).

Mal Sucedido – Prioridade 45: Permite visualizar o número do arranque (C026) indicando que o arranque foi mal sucedido e a hora em que o arranque foi efetuado. Este ecrã só está disponível nos arranques mal sucedidos.

Arranque OK – Prioridade 51: Informa que as resistências foram retiradas no intervalo de tempo definido. Apresenta os tempos de saída das resistências e o número do arranque (C026). Este ecrã só está disponível enquanto os motores DC estiverem em funcionamento (Mx ativo).

Erro Tempo – Prioridade 54: Informa que a resistência R2 (IAx) não saiu no intervalo de tempo definido. Indica igualmente o número do arranque.

Erro Tempo – Prioridade 55: Informa que a resistência R1 (IA) não saiu no intervalo de tempo definido. Indica igualmente o número do arranque.

IA em falha após Arr – Prioridade 57: Esta mensagem aparece se o contator ou contacto auxiliar referente a resistência R1(IA) entre em anomalia após o arranque do motor DC.

Anexo D


Esquema de Controlo do motor DC:

Figura 4 – Esquema de controlo do motor DC.

IAx em falha após Arr – Prioridade 58: Esta mensagem aparece se o contator ou contacto auxiliar referente à resistência R2 (IAx) entre em anomalia após o arranque do motor DC.

IA-IAx em falha após Arr – Prioridade 59: Esta mensagem aparece se os contatores ou contactos auxiliares referente às resistências R1 (IA) e R2 (IAx) entram em anomalia após o arranque do motor DC.

Erro de sequência – Prioridade 65: Indica um erro de sequência. Este erro aparece caso a resistência R2 (IAx) saia do circuito de alimentação do motor DC antes da resistência R1(IA).

Sobrecorrente – Prioridade 66: Esta mensagem indica que o relé de sobrecorrente detetou um consumo excessivo de corrente. Quando esta mensagem fica ativa, é ativado de igual forma um alarme visual (Led ligado a saída Q2 do LOGO!).

Anexo D


Inicialização dos Temporizadores e Contadores

Contadores

C002 – ON Threshold: 26

Off Threshold: 76

Start Value: 0


Off Threshold: 76

Start Value: 0


Off Threshold: 0

Start Value: 0


Off Threshold: 75

Start Value: 0


Off Threshold: 0

Start Value: 0


Off Threshold: 0

Start Value: 0


Off Threshold: 0

Start Value: 0


Off Threshold: 0

Start Value: 0


Off Threshold: 0

Start Value: 1


Off Threshold: 0

Start Value: 0

Temporizadores

T001 – Pulse Width (TH) 0 : 1 ( s : 1/100s) Interpulse Width (TL) 0 : 1 ( s : 1/100s)

T004 – On-delay 0 : 99 ( s : 1/100s)


T009 – On-delay 0 : 99 ( s : 1/100s)



T037 – Off-delay 0 : 60 ( s : 1/100s)

T053 – On-delay 3 : 0 ( s : 1/100s)

T054 – On-delay 5 : 0 ( s : 1/100s)

T027 – On-delay 3 : 0 ( s : 1/100s)

T059 – On-Time (TH) 0 : 0 ( s : 1/100s) Off-Time (TL) 99 : 99 ( s : 1/100s)

T067 – Off-Time (TL) 0 : 1( s : 1/100s)

155

Anexo E

Esquema Unifilar das Proteções dos Transformadores e do Alternador (Grupo II)

159

Anexo F

Definições das Principais Proteções Elétricas da Central de Ciclo Combinado de Lares

Anexo F


As nomenclaturas das proteções estão listadas segundo a tabela ANSI.

12 – Relé de sobrevelocidade – A sobrevelocidade normalmente advém de uma rejeição de

carga seguida do mau funcionamento do regulador de velocidade do grupo

electroprodutor. Este tipo de proteção é desejável de forma a evitar esforços mecânicos

excessivos devido ao aumento da velocidade.

21 – Relé de distância – Relé que funciona quando a admitância, a impedância ou a

reactância de um circuito (por exemplo linha de transmissão elétrica de um SEE)

apresenta valores anormais de funcionamento levando a atuação do relé ou dando um

aviso de alarme adequado a situação.

24 – Relé de sobrexcitação – Dispositivo habilitado a detetar sobrexcitação nos

equipamentos elétricos. A sobrexcitação ocorre quando o núcleo magnético de um

equipamento de potência fica saturado. Quando ocorre a saturação, o fluxo de dispersão

é induzido nos componentes não laminados, o que pode resultar no aquecimento do

equipamento.

25 – Relé de sincronismo – Este relé verifica se as condições de sincronismo e de

paralelismo entre o gerador e o SEE foram ou não cumpridas. Este relé atua diretamente

no disjuntor de grupo ordenando a abertura ou o fecho do mesmo. Este relé efetua uma

análise aos valores da frequência, do ângulo de fase e da tensão.

26 – Detetor térmico – Dispositivo que ativa um alarme ou desliga um determinado

equipamento quando a temperatura de um equipamento ou de um líquido (por exemplo

óleo) estiver acima ou abaixo de um valor predefinido.

27 – Relé de subtensão – Relé que atua quando a tensão é inferior ao valor de referência.

32 – Relé direcional de potência – Relé que deteta o sentido do fluxo de potência. Este relé é

polarizado por corrente e tensão. Caso este detete a inversão do fluxo de potência para o

qual foi ajustado, aciona as respetivas proteções, por exemplo, quando o gerador passa a

funcionar como motor consumindo energia elétrica do SEE.

40 – Relé de excitação – A função deste relé é detetar a falta, a diminuição ou o excesso de

corrente de excitação numa máquina AC. Este relé deve funcionar determinada gama ou

ligeiramente abaixo da corrente de excitação nominal. Quando existe perda de excitação

num gerador síncrono, este passa a operar como um gerador de indução, girando abaixo

da velocidade sincronismo absorvendo potência reativa do SEE.

41 -Disjuntor de campo - Permite aplicar ou cortar a corrente de excitação em máquinas AC.

Anexo F


46 – Relé de sequência negativa – Um sistema trifásico deve operar de forma equilibrada.

Isto é, os vetores das tensões das três fases devem ter amplitudes idênticas e devem estar

desfasados 120º. O relé de sequência negativa mede o desequilíbrio no sistema e atua

caso o desequilíbrio apresente características fora dos parâmetros.

49 – Relé térmico – Este relé atua quando a temperatura dos enrolamentos do transformador

ou do gerador excederem um valor predefinido.

50 – Relé de sobrecorrente instantâneo – Este relé permite uma proteção de alta velocidade

e sensibilidade, atuando imediatamente sempre que o valor de corrente ultrapasse um

valor predefinido.

50BF – Relé de proteção contra falha de disjuntor – Um disjuntor pode não atuar mediante

uma ordem de manobra. Este acontecimento pode ser devido a questões elétricas (a

potência de curto-circuito ultrapassa a capacidade disruptiva do disjuntor) ou

mecânicas (parte móveis com defeito).

50N – Sobrecorrente instantânea – Este relé monitoriza as correntes que fluem no neutro do

transformador atuando de imediato caso o valor da corrente ultrapasse um limite

predefinido.

51 – Relé de sobrecorrente temporizado – Este relé atua quando a corrente excede o valor

máximo predefinido durante um período de tempo definido. A característica de tempo é

muitas vezes desejável de forma a coordenar as proteções.

51N – Sobrecorrente de temporizado do neutro – Este relé monitoriza as correntes que

fluem no neutro do transformador. Este atua de forma temporizada caso o valor da

corrente ultrapasse um limite predefinido.

51V – Relé de sobrecorrente com restrição de tensão – Este relé monitoriza a corrente e a

tensão dos equipamentos elétricos. Este relé permite ser ajustado para valores de

corrente abaixo da corrente nominal do equipamento, uma vez que ele só atua se a

tensão se encontrar abaixo de um valor predefinido. Este tipo de equipamento permite

atuar na ocorrência de um curto-circuito cuja corrente de defeito seja inferior ou

aproximada a corrente nominal, por exemplo, um curto-circuito num gerador elétrico.

52 – Disjuntor de corrente alternada – Este equipamento permite efetuar o corte num

circuito de corrente alternada. Este pode ser acionado de forma manual ou a partir da

ordem de um dispositivo de proteção tal como um relé.

Anexo F


57 – Seccionador de terra – Permite efetuar uma ligação física à terra de um equipamento

elétrico (motor, alternador, transformador, parque de linhas de uma subestação). Esta

função é útil quando se pretende efetuar trabalhos onde ocorra o risco de electrocução.

Com este tipo de ligação garantimos um caminho alternativo de baixa resistência por

onde as correntes de defeito podem fluir para terra isolando deste modo o equipamento.

59 – Relé sobretensão – Este relé atua quando a tensão num circuito elétrico excede um valor

predefinido para a sua atuação. As sobretensões podem ter origem pela perda de cargas,

sobrexcitação da máquina, descargas atmosféricas ou manobras de abertura ou fecho

dos circuitos (sobretensões transitórias).

62 – Relé temporizador – Relé temporizado que atua em conjunto com um dispositivo de

corte ou de interrupção de um circuito elétrico de forma automática.

63B – Relé de pressão de gás (Buchholz) – O relé de Buchholz é a combinação de o relé de

pressão com o relé detetor de gás. A sua aplicação em transformadores a óleo deriva da

formação de gás na ocorrência de uma falha de isolamento (produção lenta de gás) ou

um curto-circuito interno que dê origem a um arco elétrico (produção rápida de gás).

Deste modo, este relé analisa o gás existente no interior da cuba de um transformador

avaliando a pressão do mesmo. Na ocorrência de uma formação rápida de gás devido a

um curto-circuito interno, este atua diretamente nas proteções do transformador de

forma a isolar o mesmo.

63BJ – Relé Buchholz Jansen – Este relé tem como função proteger a regulação das tomadas

do transformador na ocorrência de uma falha no dispositivo de regulação.

63L – Válvula de alívio sobrepressão – Dispositivo que atua na deteção de pressão superior

a um valor predefinido de forma a reduzir a pressão do sistema.

63V – Sensor de pressão – Dispositivo que opera a uma dada pressão ou numa gama de

variação de pressão (Pressóstato).

64 – Relé de proteção de terra – Relé que atua quando ocorre um defeito a terra. Este relé

não substitui outros relés que tenham como sufixo a letra N ou G tal como o relé 51N.

71 – Sensor de nível – Dispositivo que atua a um dado nível ou numa determinada gama de

variação de nível de um líquido (por exemplo água ou óleo).

74 – Relé de alarme – Este relé atua aquando há existência de um alarme sonoro ou visual.

Anexo F


78 – Relé de medição de ângulo de fase – Este relé opera numa determinada gama de ângulo

de fase registado entre duas grandezas. A comparação de angulo de fase é um princípio

bastante usado de forma a determinar a direção da corrente com relação a uma

determinada referência (geralmente a própria tensão existente no circuito). Dado um

fluxo de potência, o ângulo de fase entre a corrente e a tensão vai variar em função do

fator de potência.

81 – Relé de frequência – Protege máquinas ou equipamentos elétricos contra as variações

da frequência da rede elétrica, permitindo apenas a operação dos mesmos dentro de uma

determinada gama (tipicamente ±5% ou ±10% da frequência nominal). A operação com

sobrefrequência pode indicar um acréscimo de velocidade em relação a velocidade

nominal, sendo prejudicial, por exemplo, às partes rotativas de um grupo

electroprodutor, por sua vez uma subfrequência pode indicar uma sobrecarga nos

equipamentos devendo rapidamente ser corrigida.

86 – Relé de bloqueio – Dispositivo indicado para desligar e bloquear circuitos de proteção,

desligar circuitos auxiliares ou principais de disjuntores e seccionadores, desligar e

bloquear todas os seccionadores ou disjuntores de um barramento. Também são

utilizados em conjunto com relés diferenciais, para proteger transformadores,

barramentos, entre outros sistemas elétricos.

87 – Relé de proteção diferencial – Dispositivo de proteção contra curto-circuitos. O seu

princípio de funcionamento assenta no método de comparação das correntes que entram

e saem dos terminais (caso de um transformador). Quando houver uma diferença acima

de um valor predefinido em percentagem ele dará ordem atuação às respetivas

proteções.

87B - Proteção diferencial – Barramento;

87T - Proteção diferencial – Transformador;

87G - Proteção diferencial – Gerador;

87L - Proteção diferencial – Linha.

89 – Seccionador de linha – Este dispositivo mecânico de manobra assegura, na posição

aberta, o isolamento de um troço de um circuito elétrico segundo os requisitos de

segurança especificados. Estes dispositivos protegem igualmente as linhas de

transmissão de um SEE contra sobrecargas, correntes de curto-circuito e contatos a terra

94 – Relé de desligamento ou disparo livre – Dispositivo com capacidade de desarmar

disjuntores, contatores ou outros equipamentos de forma a permitir o desarme imediato

através de outros dispositivos.

165

Anexo G

Características do Contator CK85B300

Anexo G


Figura 5 – Vida útil do contador CK85B300 [39].

A figura 5 ilustra o tempo médio de vida útil (número de manobras de abertura e fecho) em

função da corrente que suporta. O tempo de vida útil do contator descrito no presente relatório

é representado pela linha vermelha.

Figura 6 – Contator CK85B300.

169

Anexo H

Esquema unifilar dos grupos electroprodutores (Grupo II)

171

173

Anexo I

Características do Sobreaquecedor Elétrico

Anexo I


O Sobreaquecedor elétrico da Central Termoelétrica de Ciclo Combinado de Lares apresenta

as seguintes características [33]:

Potência 730 KW

Alimentação 3~ 400V 50Hz

Fluido Vapor

Fluxo de Vapor Máximo: 5443 kg/h

Mínimo: 1814 kg/h

Pressão projetada 31,3 bar

Pressão de Vapor 10 bar

Queda de pressão Inferior a 0,5 bar

Temperatura de projeto 399 ºC

Temperatura de entrada de vapor 180 ºC

Temperatura de saída de vapor 329 ºC Mínimo,

357 ºC Normal

386 ºC Máximo

Controlo de potência Modulo de tirístor

Peso total 5220 kg

Figura 7 – Dimensões do sobreaquecedor elétrico [33].

Figura 8 – Sobreaquecedor de vapor elétrico [33].

1 - Flange Entrada do vapor 3” 300Lb. RF.

2 - Flange Saída do vapor 3” 300Lb RF.

3 - Válvula de segurança.

4 - Válvula de purga do ar ¾” 300Lb RF.

5 - Válvula para purga ¾” 300Lb RF.

6 - Sonda de controlo de temperatura Pt-100.

7 - Aquecedor nº1 365kW 3~400V.

8 - Aquecedor nº2 365kW 3~400V.

9 - Armário de controlo

177

Anexo J

Preparação dos Arranques

Anexo J


O presente estudo pretende descrever de forma sucinta os requisitos necessários a verificar

antes de cada arranque dos grupos electroprodutores. Os requisitos encontram-se ilustrados de

forma a tornar mais percetível o que cada um representa. Os mímicos (HMI) usados nas

ilustrações foram retirados da sala de comando da Central Termoelétrica de Lares. A

descrição da preparação dos arranques foi efetuada tendo como base o manual de arranque

existente na Central de Ciclo Combinado de Lares. Este manual foi disponibilizado de forma

a efetuar o presente estudo. Os requisitos a verificar são listados em função da ordem em que

devem ser verificados.

Sistema de hidrogénio e óleo de selagem do veio:

Verificar se a pressão do hidrogénio no alternador está aproximadamente a 4 bar;

Verificar se o diferencial de pressão do óleo de selagem está aproximadamente a

8,5 psi (0,6 kg/cm2).

Figura 9 – Sistema de Hidrogénio e óleo de selagem.

Verificações em campo:

Tensão das baterias de 125 Vdc (figura 10);

Tensão das baterias 250 Vdc (figura 11);

Pressão do CO2 deve estar acima de 300 psi (figura 12);

Gerador Diesel de emergência em modo automático e nível de combustível acima de

80% (figura 14);

O sistema de combate a incêndios Diesel e o depósito Diesel deve conter pelo menos

85% da sua capacidade máxima de combustível (figura 15);

A pressão no rack de hidrogénio (refrigeração do alternador) deve ter uma pressão de

125 psi e deve existir um rack suplente preparado em casa de necessidade (figura 16);

Nível de amónia acima de 30% (figura 17);

Disjuntor do LCI e do Alternador/grupo (BAC) em modo Remoto (figura 18).

Anexo J


Figura 10 – Controlador das baterias de 125 Vdc. Figura 11 – Controlador das baterias de 250 Vdc.

Figura 12 – Indicador de pressão do CO2. Figura 13 – Válvula manual do tanque de CO2.

Figura 14 – Controlador do gerador de Figura 15 – Indicador do nível de Diesel do tanque das emergência Diesel. bombas de combate aos incêndios.

Anexo J


Figura 16 – Rack's de hidrogénio e manómetro indicativo da pressão do hidrogénio (psi/bar).

Figura 17 – Tanque de amónia e indicação de nível. Figura 18 – Disjuntor de grupo em modo remoto.

Drenos Caldeira:

Fechar as linhas de aquecimento do bypass de alta, média e baixa pressão.

Abrir o dreno manual do pote LP SH até à drenagem completa da água.

Figura 19 – Linhas de aquecimento de by-pass. Indicação visual das válvulas a fechar.

Figura 20 – Dreno manual do pote LP SH.

Anexo J


Preparação do BOP:

Verificar o nível de água nos tanques do sistema de combate a incêndios e apontar a

percentagem da quantidade de água contida neles (figura 21);

Verificar a abertura das válvulas de gás para a caldeira auxiliar e TG (figura 22);

Verificar se a pressão do vapor auxiliar está a 8 bar e com temperatura acima de 160 ºC;

Confirmar se o PH da água desmineralizada está na gama correta (ph ≈ 9);

Confirmar se os sistemas do BOP (figura 23) estão em serviço e em modo automático,

respetivamente, sistema de condensado, água desmineralizada, doseamento químico;

Efetuar o arranque do sistema de vapor auxiliar (verificar se as válvulas se encontram

abertas e os drenos da caldeira auxiliar estão em modo automático;

Confirmar se o sistema de lubrificação do eixo e se o virador estão a funcionar

corretamente;

Verificar se o disjuntor de excitação do alternador se encontra fechado (figura 24);

Figura 21 – Mímico dos tanques de água potável e Figura 22 – Mímico do sistema de gás de alimentação de serviço. da caldeira e da TG do grupos I e II.

Figura 23 – Sistema BOP, mímico do condensado. Figura 24 – Disjuntor de excitação do alternador.

Anexo J


Sistema de Vácuo:

Verificar se a pressão a montante da válvula SSFV está superior a 7 bar (figura 25);

Arrancar o sistema de vapor de selagem através o sobreaquecedor elétrico (figura 25);

Arrancar um dos ventiladores do condensador de vapor de bucins;

Verificar se a válvula de quebra vácuo está aberta (figura 26);

Arrancar o sistema de vapor de selagem;

Arrancar as bombas de vácuo. Devem estar as duas bombas em serviço;

Fechar a válvula de quebra vácuo, são necessários aproximadamente 30 minutos para

obter vácuo com uma pressão inferior a 80 mbar.

Figura 25 – Vapor de selagem. Figura 26 – Sistema de vácuo condensador.

Enchimento e Ventilação da Caldeira:

Verificar se o PH na descarga das bombas de condensado se encontra entre 9,8 e 10,1;

Verificar o nível de água contida no barrilete de BP. Caso o nível esteja inferior ao nível

predefinido é necessário arrancar com o sistema de controlo do nível do barrilete de BP;

Arrancar com os sistemas de controlo de nível de água de alimentação dos barriletes de

média e alta pressão.

Figura 27 – Descarga condensado. Figura 28 – Nível barrilete de baixa pressão.

Anexo J


Ilha de Potência:

Confirmar se a pressão de hidrogénio no alternador se encontra a 4 bar (figura 9);

Confirmar a pressão diferencial do óleo de selagem (aproximadamente 0,6 kg/cm2) em

relação à pressão do hidrogénio, este diferencial de pressão é necessário de forma a

garantir a selagem do hidrogénio no interior do alternador;

Verificar os motores da turbina a vapor (motores do sistema de óleo de lubrificação, do

sistema de fluido hidráulico e do sistema de selagem do vapor), figura 29;

Verificar a temperatura do óleo de lubrificação (aproximadamente 37 ºC). Esta é a

temperatura de referência no arranque. A temperatura nominal do óleo é de 49 ºC. O

aumento da temperatura garante uma viscosidade inferior do óleo (figura 31);

Escolher o LCI para efetuar o arranque do grupo (figura 30);

Verificar se a excentricidade é inferior a 0,025mm nos três pontos de medida (vibrações

no eixo comum do alternador e das turbinas a gás e vapor);

Verificar o aquecedor elétrico do gás e as permissivas da turbina a vapor;

Figura 29 – Motores associados à turbina a vapor. Figura 30 – Mímico de monitorização do LCI.

Sistema Óleo de Lubrificação e Teste Hidráulico

- Testar o funcionamento das bombas de óleo de lubrificação AC;

- Testar a bomba de óleo de lubrificação DC e a bomba de óleo hidráulico.

Figura 31 – Sistema de levantamento e lubrificação do eixo.

Anexo J


Sequências de arranque:

Como referido anteriormente, a sequência de arranque é totalmente automática até ao

mínimo técnico. Ao longo da fase de arranque é necessário verificar e/ou alterar o estado de

alguns requisitos, tais como:

1- Verificar se as permissivas da caldeira recuperativa e do BOP estão cumpridas;

2- Verificar se todas as permissivas de arranque da TG estão cumpridas, ficando a faltar

apenas as seguintes permissivas prestart check, Perfomance Heater e TV pronta (figura 33);

3- Verificar no mímico de monitorização da TG que o combustível selecionado é o gás;

4- Selecionar o modo "Remoto" ou "Auto and Start" no mímico de monitorização da TG;

5- Selecionar Auto-Sequence "ON", no mímico de monitorização da caldeira recuperativa

"HRSG ready to Start S2", verificar o by-pass do vapor e selecionar a seta que aponta para

a etapa "S4" (figura 34);

6- Após a deteção de chama (a partir das 430 rpm), confirmar se os 4 detetores de chama

estão a vermelho no mímico de monitorização da TG (figura 32);

7- As 1500 rpm, verificar se a válvula do vapor de arrefecimento da TV está aberta;

8- Confirmar as 2860 rpm a troca do modo de queima de D5 para 1D;

9- Antes da sincronização, confirmar a temperatura do óleo de lubrificação (deve estar acima

de 43 ºC);

10- Confirmar se a válvula de purga contínua de vapor está aberta;

11- Verificar o aquecimento da linha de vapor de AP, por forma à obtenção dos critérios

de temperatura para a TV;

12- Verificar o cumprimento das permissivas da TV (figura 39);

13- Verificar a admissão de vapor à TV;

14- Verificar se a temperatura de exaustão da TG se adequa ao diferencial de temperatura

entre o vapor e o metal da turbina de vapor;

15- Confirmar a auto-selagem da TV (SSFV fechada, SSDV ligeiramente aberta) quando a

pressão do vapor atinge a pressão adequada, (figura 25);

16- Quando Temperature Matching Sequence passa a OFF, (temperatura de exaustão da TG

próxima de 580 ºC), selecionar modo "Operador" e a potência desejada (mínimo. 200 MW);

17- Verificar a abertura das pás guias do compressor (IGV) para efetuar o controlo da

temperatura de exaustão (aproximadamente 649 ºC);

18- Confirmar que a sequência automática chega ao passo "S4", a potência ativa pode variar

entre 200 MW 440 MW.

19- Antes de se efetuar o início da sequência automática de arranque, é necessário

verificar o estado das permissivas da turbina a gás (figura 33).

Anexo J


Figura 32 – Mímico de monitorização da TG.

Figura 33 – Mímico das permissivas da turbina a gás.

Após serem verificadas todas as permissivas da figura 33 dá-se, finalmente, o arranque do

grupo electroprodutor. A sequência de arranque da TG pode ser visualizada na figura 34.

Figura 34 – Sequência de arranque da turbina a gás.

A figura 35 descreve, sucintamente, os passos da sequência automática de arranque

(sequência geral). Posteriormente, no presente capítulo será possível analisar de forma mais

pormenorizada as várias etapas da sequência (S1, S2, S3, RS2 e RS3)

Anexo J


Figura 35 - Etapas da auto-sequência de arranque dos grupos electroprodutores.

Na figura 35 é possível visualizar as permissivas gerais que devem ser cumpridas desde o

início de arranque até ao desligar do grupo. Deste modo, a sequência geral é composta por 5

etapas S1, S2, S3, RS2 e RS3.

Na transição entre cada etapa, existem condições/permissivas que têm de ser verificadas e

aceites. O estudo em questão não pretende descrever de forma exaustiva as permissivas

necessárias para efetuar a transição entre cada etapa, mas antes, descrever e explicar as várias

etapas de forma genérica. Deste modo, a sequência normal de arranque, funcionamento e

paragem dos grupos electroprodutores segue a sequência que pode ser visualizada nas figuras

36, 37 e 38.

Figura 36 – Permissivas de transição entre a etapa S1 e S2.

A figura 36 ilustra as permissivas de transição entre a etapa S1 a S2. Na transição de S1 para

S2 atribui-se particular atenção à preparação e arranque de caldeira recuperativa. Das

permissivas ilustradas na figura 36 destaca-se as permissivas relacionadas com os drenos, com

o sobreaquecedor elétrico e o bypass de vapor.

Anexo J


Figura 37 – Permissivas de transição desde da etapa S2 até a etapa RS2.

A figura 37 ilustra as permissivas desde da etapa S2 até a etapa RS2. Na transição de S2

para S3 analisam-se as permissivas da TG. Das permissivas entre as etapas S2 e S3

destacam-se as permissivas que verificam se a TG efetuou o arranque, o fecho do disjuntor de

grupo (BAC) e se a variável “Temperature Matching Sequence” está a ON. Após verificar

estas permissivas, a sequência automática transita para a etapa S3.

Ao passar para a etapa S3, a sequência garante que a turbina a gás já se encontra a rodar à

velocidade nominal (3000 rpm) e que foi efetuado com sucesso o sincronismo com a rede

elétrica nacional. Nesta etapa, pretende-se acionar a turbina a vapor de forma a elevar a

potência ativa do alternador para o seu mínimo técnico (200 MW). Na transição de S3 para S4

verificam-se condições tais como aceitação da qualidade do vapor, o fim do processo de

aquecimento do metal da TV (Temperature Matching Sequence) e se o bypass de vapor se

encontra fechado. Por fim, verifica-se se o grupo electroprodutor atingiu o mínimo técnico.

Depois de verificadas todas as permissivas anteriores, a sequência automática transita para a

etapa S4. Nesta etapa, o grupo permanece em funcionamento normal, podendo variar a

potência ativa produzida dentro dos limites do alternador (200 MW > Potência > 440 MW). A

transição de S4 para RS3 ocorre quando se pretende desligar o grupo electroprodutor. Deste

modo, nesta transição é retirada potência mecânica à TG e TV, de seguida procede-se ao

isolamento da TV e ao respetivo corte de vapor. Na transição de RS3 para RS2 procede-se à

retirada da TG verificando-se, deste modo, o desligar total do grupo.

Anexo J


Figura 38 – Permissivas de transição da etapa RS2 para S1

A figura 38 ilustra as permissivas de transição das etapas RS2 para S1. Esta sequência

remete para os procedimentos de preparação para efetuar um novo arranque.

Após ser verificado o arranque do grupo e o sincronismo com a rede elétrica, é necessário

elevar a potência produzida pelo alternador. O aumento da potência ativa está dependente da

potência mecânica disponibilizada ao eixo pela turbina a vapor. De forma a acionar a TV é

necessário cumprir com as permissivas ilustradas na figura 39. Só quando se verificar que

todas as permissivas se encontram a verde é que se efetua o arranque da turbina a vapor.

Figura 39 – Permissivas da turbina a vapor.

191

Anexo K

Descrição das Variáveis Consideradas na Caracterização dos Arranques

Anexo K


Potência ativa – É a potência ativa gerada pelo alternador. O mínimo técnico corresponde a

uma potência mínima gerada de 200 MW. Em condições favoráveis, os grupos

electroprodutores conseguem produzir uma energia máxima correspondente a 441 MW.

Potência exportada – É a potência que efetivamente foi injetada no SEE. Tendencialmente, a

potência injetada é 10 MW inferior à potência ativa gerada. Este acontecimento deve-se ao

facto do alternador alimentar os sistemas auxiliares da Central Termoelétrica através do

transformador auxiliar de grupo.

Temperatura do metal TV AP – Temperatura do metal da turbina a vapor de Alta

Pressão. A temperatura nominal do metal da turbina de Alta e Média Pressão é,

respetivamente, 560 ºC. Por seu turno, a temperatura do metal da turbina de Baixa Pressão

corresponde em média a 295 ºC.

Temperatura do metal TV MP – Temperatura do metal da turbina a vapor de Média

Pressão. A temperatura nominal do metal da turbina de Alta e Média Pressão é,

respetivamente, 560 ºC. Por seu turno, a temperatura do metal da turbina de Baixa Pressão

corresponde em média a 295 ºC.

Temperatura do Vapor AP – Temperatura do vapor a entrada da turbina de Alta Pressão. A

temperatura nominal do vapor de Alta e Média Pressão é, respetivamente, de 560 ºC. Por seu

turno, a temperatura do vapor da turbina de Baixa Pressão corresponde em média a 295 ºC.

Temperatura do Vapor MP – Temperatura do vapor a entrada da turbina de Média Pressão

A temperatura nominal do vapor de Alta e Média Pressão é, respetivamente, de 560 ºC. Por

seu turno, a temperatura do vapor da turbina de Baixa Pressão corresponde em média a 295 ºC

Aceitação Condutividades – A aceitação das condutividades é a variável que indica quando

o vapor proveniente da caldeira recuperativa se encontra em condições para ser expandido no

corpo da TV. A unidade de medida desta variável é o µS/cm. O valor ideal de funcionamento

da condutividade é de 0,15 µS/cm com tendência a descer devido as purgas contínuas de

vapor. Em caso excecionais, o valor limite das condutividades pode ser de 0,45 µS/cm.

Anexo K


Mínimo Técnico – O mínimo técnico é o valor da potência ativa mínima que o alternador

pode produzir atendendo às suas condições de segurança e operacionalidade. O valor

estipulado pela GE é de 200 MW. A sequência de arranque é efetuada de forma totalmente

automática até o grupo electroprodutor atingir a potência correspondente ao mínimo técnico.

BAC – Disjuntor de grupo – Este disjuntor é o responsável pela ligação física do alternador

ao SEE. Na sequência de arranque, este permanece aberto até ocorrer o sincronismo entre o

alternador e o SEE.

Posição da válvula Vapor AP – A posição da válvula de vapor Alta Pressão dá a indicação

do estado da abertura da válvula em percentagem durante a fase de arranque. Esta vai abrindo

de forma graduada em função do diferencial de temperatura verificado entre a temperatura do

metal da turbina a vapor e do vapor.

Temperature Matching Sequence – Sequência que remete para o processo de aquecimento

do metal da turbina a vapor. A turbina a vapor é aquecida através do vapor proveniente da

caldeira recuperativa. Deste modo, a turbina a gás ajusta a queima do combustível de forma a

garantir um gradiente de aquecimento ajustado do vapor em função da temperatura do metal

da turbina a vapor. Esta variável toma o valor de 0 (OFF) ou 1 (ON) para indicar,

respetivamente, o decorrer ou o fim do processo de aquecimento da TV. Deste modo,

enquanto esta variável estiver a 0 o processo de aquecimento ainda não se encontra finalizado.

É de referir, que em situação alguma na sequência de arranque, o diferencial de temperatura

entre o vapor e o metal da TV deve exceder os 60 ºC.

Velocidade rotor – Velocidade em que o rotor se encontra a rodar. A velocidade nominal é

de 3000 rpm podendo oscilar entre 2995 e 3005 rpm.

Frequência do alternador – A frequência do alternador segue a frequência do SEE. O valor

nominal da frequência é 50 Hz.

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