SEL 0354 Proteção de Geradores Síncronos

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1 SEL 0354 Proteção de Geradores Síncronos Aula 5 Docente: Prof. Titular Denis Vinicius Coury Colaboradores: Vinícius Albernaz Lacerda e Rodrigo Pavanello Bataglioli

2 Introdução Proteção dos componentes do SEP; Geradores Síncronos (GS); Guia IEEE Std C Relés digitais de proteção; Relé comercial G30 fabricado pela GE; Geradores de pequeno e médio porte. Geração a vapor, a gás ou hidráulica

3 Introdução A maior parte dos geradores em operação são síncronos; As turbinas de usinas hidrelétricas trabalham em baixa velocidade; Elevado número de polos; Polos salientes. As turbinas de usinas termoelétricas trabalham em alta velocidade; Baixo número de polos; Polos lisos.

4 Filosofias Dependência: Tipo de máquina; Potência nominal. Código ANSI Função de Proteção 24 Sobreexcitação 27 Subtensão 32 Direcional de potência 40 Perda de campo (perda de excitação) 46 Desbalanço de corrente 51 Sobrecorrente temporizado 59 Sobretensão 59GN 81 87G Sobretensão residual (neutro ou terra) Subfrequência Sobrefrequência Diferencial de Geradores

5 Sobrecorrente Tempo definido Tempo inverso

6 Sobrecorrente Curvas inversas de atuação: IEC (International Electrotechnical Commission ); IAC (General Electric type ); IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers).

7 Sobrecorrente

8 Sobrecorrente

9 Sobrecorrente

10 Correntes desbalanceadas Fontes: Linhas não transpostas; Cargas desbalanceadas; Faltas assimétricas; Fase aberta. Consequência: Torque oscilante em Máquinas Síncronas (MSs): Vibrações mecânicas:» Desgaste mecânico;» Aumento da temperatura;» Redução na vida útil da máquina. Situação crítica: Danos permanentes.

11 Correntes desbalanceadas Cálculo da componente de sequência negativa: I 2 = 1 3 I a + a 2 I b + a I c Quais frequências estão inclusas no cálculo? Frequência única; O relé de proteção digital extrai da DFT apenas a frequência fundamental.

12 Correntes desbalanceadas Curva de suportabilidade: I 2 2 t < K e I 2 < I 2,máx K e I 2,máx dependem do tipo do gerador. Informado pelo fabricante; Valores típicos no Guia IEEE Std C

13 Correntes desbalanceadas Curva de atuação: I 2 > I 2,máx I 2 2 t > Fator K Deslocamento da curva de suportabilidade. Valor típico de 20%, ou seja, Fator = 0,80.

14 Corrente de sequência negativa [pu] Correntes desbalanceadas Curva de atuação da Proteção (46) Curva de suportabilidade de MS com K= Tempo [s]

15 Perda de excitação Causas: Abertura acidental do disjuntor de campo (circuito de campo aberto); Falha no sistema de excitação. Proteção: Curto-circuito na bobina de campo (tensão de campo nula). Baseia-se no comportamento da impedância aparente vista no estator.

16 Perda de excitação Inspirada na proteção de distância

17 Faltas internas fase-terra (estator) Causas: Falha no isolamento dos enrolamentos. Funções: Diferencial; Sobretensão de neutro; Desbalanço de tensão.

18 Aterramento Formas de aterramento: O método de aterramento determina o tipo de proteção fase-terra que será empregada; Existem inúmeras maneiras de aterrar um gerador: Não aterrado; Solidamente aterrado; Aterramento de alta impedância; Aterramento com transformador; Aterramento de baixa impedância.

19 Aterramento Não aterrado: Uma falta fase-terra desloca o neutro; Corrente de falta fase-terra inferior a 10 A; Não é muito empregado. Aterramento de alta impedância: Limita a corrente de falta fase-terra; O transformador possibilita utilizar resistores mais baratos. Isolação; Resistência.

20 Aterramento Aterramento de baixa impedância: Emprega um resistor ou reator conectado diretamente entre o neutro do gerador e o terra; Corrente de falta fase-terra varia de 100 A ao valor da corrente de falta trifásica. Utilizado quando diversos geradores estão conectados a um transformador elevador comum ou quando conectado diretamente ao sistema de distribuição. Solidamente aterrado: A corrente de falta fase-terra pode ser maior que a falta trifásica. Limitada pela impedância de sequência nula.

21 Faltas internas fase-terra (estator) Diferencial:

22 Faltas internas fase-terra (estator) Baixa impedância Alta impedância Alta impedância via transformador

23 Faltas internas fase-terra (estator) Sensibilidade:

24 Faltas internas fase-terra (estator)

25 Motorização Motorização: Caso o gerador perca sua fonte motriz, ele se comportará como: Motor síncrono: Se a alimentação de campo for mantida; Movimentando todo o arranjo mecânico na velocidade síncrona; Danificando as turbinas e/ou o eixo. Motor de indução: Se a alimentação de campo for retirada. O gerador funcionará como motor pois está acoplado ao sistema que o alimentará. O conjunto mecânico será danificado, e não o gerador; A proteção elétrica é feita pelo relé direcional de potência; Para evitar atuações indevidas por inversão temporária de potência ativa, como na sincronização da máquina com o SEP, a proteção é temporizada.

26 Sobre-excitação Os geradores necessitam de um campo magnético interno para operar; O circuito de campo é projetado para fornecer o fluxo magnético necessário para dada potência; A sobre-excitação ocorre quando o gerador opera com fluxo magnético maior que o valor previsto em projeto.

27 Sobre-excitação Causas: Durante a partida e parada do gerador a frequência é menor que a nominal, caso a tensão não seja reduzida durante estes eventos, observa-se a sobre-excitação; Ex.: regulador automático de tensão ligado no momento da partida da máquina. Perda do sinal de tensão do gerador no regulador de tensão. Possíveis danos: As correntes de fuga variam: Linearmente com o fluxo; Quadraticamente com a frequência. As correntes induzidas na laminação do estator criam um gradiente de tensão entre as lâminas, suficiente para a ruptura da isolação entre as mesmas. O efeito pode se agravar e levar à danificação do estator. Outras consequências: Saturação do núcleo; Distorção da forma de onda de tensão; Aumento das perdas e aquecimento do estator.

28 Sobre-excitação É difícil medir a magnitude do fluxo no estator, mas pode ser quantificada em termos de Volts/Hertz; A tensão de saída do gerador é função da taxa de variação do fluxo e do número de espiras do enrolamento. Exemplo: Tensão nominal (1 pu) e 95% da frequência nominal: 1,0/0,95 = 1,05 pu. Ajuste entre 5 a 20% da relação Volts/Hz nominal.

29 Sobretensão e subtensão A sobretensão pode ocorrer sem que necessariamente o limite V/Hz da máquina seja excedido; Rejeição de carga: sobretensão e sobre-velocidade do rotor. Por outro lado, a operação de geradores com tensão terminal abaixo da tensão mínima (0,95 pu) pode provocar efeitos indesejáveis: Consumo excessivo de potência reativa da rede; Redução do limite de estabilidade. Ajustes típicos: Sobretensão: 5 s para 1,1 pu e 0,5 s para 1,3 pu. Subtensão: 5 s para 0,9 pu e 0,5 s para 0,75 pu.

30 Alteração da frequência A operação em frequências diferentes de 60 Hz, são geralmente consequência de eventos no sistema elétrico: Sobre-frequência: Resultado do excesso de geração; Não traz grandes problemas, pois é facilmente corrigida pela diminuição da potência de saída. Sub-frequência: Resultado do déficit de geração; Não pode ser corrigido localmente.» Solução: Rejeição de carga.

31 Proteções parametrizadas Dependência: Tipo de máquina; Potência nominal. Simulações Código ANSI Função de Proteção 24 Sobreexitação 27 Subtensão 32 Direcional de potência 40 Perda de campo (perda de excitação) 46 Desbalanço de corrente 51 Sobrecorrente temporizado 59 Sobretensão 59GN 81 87G Sobretensão residual (neutro ou terra) Subfrequência Sobrefrequência Diferencial de Geradores

32 Simulações Perda de excitação (40): Falta aplicada: Curto-circuito no sistema de excitação: Tensão de campo nula. Ajuste zona instantânea: Diâmetro = Z B sec = 18,81 Ω Offset = X d sec 2 = - 2,44 Ajuste zona temporizada (0,5 s): Diâmetro = X d sec = 39,87 Ω Offset = X d sec 2 = - 2,44

33 Simulações Diferencial (87): Falta aplicada: Curto-circuito interno fase-terra: Posição = 95 % R aterramento = 1 Ω R falta = 1 Ω Incidência = 0º Ajustes: Pickup = 0,20 pu Slope 1 = 15 % Break 1 = 1,15 pu Break 2 = 8 pu Slope 2 = 50 %

34 Simulações Diferencial (87): Falta aplicada: Curto-circuito interno fase-terra: Posição = 5 % R aterramento = 1 Ω R falta = 1 Ω Incidência = 45º Ajustes: Pickup = 0,20 pu Slope 1 = 15 % Break 1 = 1,15 pu Break 2 = 8 pu Slope 2 = 50 %

35 Sobretensão de neutro (59G): Simulações Falta aplicada: Curto-circuito interno fase-terra: Posição = 5 % R aterramento = 1 Ω R falta = 1 Ω Incidência = 45º Ajustes: Pickup = 0,02 pu Delay = 0,5 s

36 Motorização (32): Falha na fonte motriz: Torque nulo. Ajuste: Pickup = -0,05 pu Delay = 0,25 s Simulações

37 Sistema auxiliar de uma planta de geração

38 Exercício Parametrizar a proteção contra perda de excitação. Apresentar o cálculo do respectivo ajuste para um gerador com potência nominal de 234 MVA, tensão nominal de 18 kv, reatância síncrona de eixo direto X d = 2,12 pu e reatância transitória de eixo direto X d = 0,26 pu. As relações de transformação dos transformadores de tensão (TPs) e corrente (TCs) do sistema de medição são iguais a 12700:115 e 1500:1, respectivamente. Os valores dos ajustes devem ser apresentados em Ω refletido ao secundário do sistema de medição.

39 Bibliografia 1) BATAGLIOLI, R. P. Relé Universal baseado na Plataforma PC104 Aplicado na Proteção de Geradores Síncronos. Dissertação (Trabalho de Conclusão de Curso) Escola de Engenharia de São Carlos EESC/USP, ) BLACKBURN, J. L.; DOMIN, T. J. Protective Relaying - Principles and Applications. Third edition. Boca Raton: Taylor & Francis Group, ) CAMINHA, A. C. Introdução à Proteção dos Sistemas Elétricos. São Paulo - SP - Brasil: Planimpress Gráfca e Editora, ) COMMITTEE, P. S. R. IEEE Guide for AC Generator Protection - Redline. IEEE Std C (Revision of IEEE Std C ) - Redline, p , ).IEEE Guide for Abnormal Frequency Protection for Power Generating Plants. IEEE Std C (Revision of ANSI/IEEE C ), p. 1 34, ).IEEE Guide for Generator Ground Protection - Redline. IEEE Std C (Revision of IEEE Std C /Incorporates IEEE Std C /Cor1:2007) - Redline, p. 1 91, Nov ) KINDERMAN, G., Proteção de sistemas elétricos de potência. 1ª Edição, vol.3, ) MONARO, R. M. Lógica Fuzzy Aplicada na Melhoria da Proteção Digital de Geradores Síncronos. Tese (Doutorado) Escola de Engenharia de São Carlos - USP, ) MOTTER, D. Modelagem Computacional de Funções de Proteção Baseadas em Medidas de Frequência para Detecção de Ilhamento de Geração Distribuída. 167 p. Dissertação (Mestrado) Universidade de São Paulo, ) MOURINHO, F. A. ; FERNANDES, R. A. S. ; OLESKOVICZ, M. ; VIEIRA JUNIOR, J. C. M., Análise de geradores síncronos distribuídos conectados a sistemas com distorções harmônicas de sequência negativa. In: 11th IEEE/IAS International Conference on Industry Applications (INDUSCON). Juiz de Fora, ) REIMERT, D. Protective Relaying for Power Generation System. Boca Raton - Florida - USA: CRC Press, ) HOROWITZ, S. H., and PHADKE, A. G. Phadke. Power system relaying. Vol. 22. John Wiley & Sons, 2008.

40 SEL 0354 Proteção de Geradores Síncronos Aula 5 Docente: Prof. Titular Denis Vinicius Coury Colaboradores: Vinícius Albernaz Lacerda e Rodrigo Pavanello Bataglioli