JOSÉ LINO BLASIUS NETO
ESTUDO DE PROTEÇÃO ELÉTRICA DE TURBOGERADORES
Tubarão 2018
JOSÉ LINO BLASIUS NETO
ESTUDO DE PROTEÇÃO ELÉTRICA DE TURBOGERADORES
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Universidade do Sul de Santa Catarina como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Orientador: Prof. Felipe Eduardo Stein Cardoso, Bel.
Tubarão 2018
Dedico este trabalho à minha esposa Daiany e filha Heloisa. Pela imensa compreensão, jamais teria conseguido chegar até aqui.
AGRADECIMENTOS
Primeiramente a Deus,
À Engie Brasil Energia, por me proporcionar condições para sustentar o conhecimento profissional.
Ao Engenheiro Rubens José Nascimento, incentivador pela busca de novos conhecimentos e aprimoramento profissional.
Ao orientador Engenheiro Felipe Eduardo Stein Cardoso, pelo aprimoramento técnico e pela disponibilidade nas solicitações durante este período.
Ao Engenheiro Rodrigo da Silva Souza e demais colegas do setor EMAS, pela amizade e conhecimentos compartilhados.
Aos colegas André Schönardie Pasqual, Bruno Goudinho e Alex do Canto Girardi, pelas informações compartilhadas para o enriquecimento deste trabalho.
A todos que não foram citados, mas não serão esquecidos, e compartilharam seus conhecimentos ao longo da minha formação profissional, o meu muito obrigado.
A minha mãe Maria Goreth Francisco Blasius e pai José Ademir Blasius, que sempre apoiaram nos piores e bons momentos.
E por fim, a minha esposa Daiany Giglioli Blasius e minha filha Heloisa Giglioli Blasius que além do incentivo foram inspirações para buscar esta conquista.
“Mesmo desacreditado e ignorado por todos, não posso desistir, pois para mim, vencer é nunca desistir.” (Albert Einstein).
RESUMO
O presente trabalho foi desenvolvido para mostrar o estudo de proteção elétrica de turbogeradores. O interesse do desenvolvimento do trabalho surgiu devido à relevância e à complexidade do tema proposto. Os turbogeradores são geradores síncronos desenvolvidos para centrais termelétricas e podem ser aplicados às turbinas a vapor ou a gás. Os geradores síncronos são elementos de grande importância dentro de um sistema de potência e sua falha ou desligamento intempestivo pode provocar grave instabilidade no sistema elétrico se não houver outra fonte de geração disponível. Por estarem sujeitos a vários tipos de defeitos e falhas, eles possuem um elaborado sistema de proteção composto por relés de proteção, relés auxiliares e acessórios. A finalidade principal desse sistema de proteção é manter um alto nível de continuidade de serviço e, na ocorrência de condições intoleráveis, minimizar o tamanho e o tempo de distúrbios. Sua função secundária é indicar o local onde ocorreu a falta e o tipo de falta, facilitando o diagnóstico e o restabelecimento dos sistemas envolvidos. Neste trabalho são abordadas as principais proteções aplicáveis a turbogeradores, as bases teóricas para seu entendimento e um estudo de caso como validação do conteúdo desenvolvido.
ABSTRACT
The present work was developed to show the study of electrical protection of turbogenerators. The interest in the development of the work arose due to the relevance and complexity of the proposed theme. Turbogenerators are synchronous generators developed for thermoelectric power plants and can be applied to steam or gas turbines. Synchronous generators are elements of great importance within a power system and their failure or unplanned shutdown can cause serious instability in the electrical system if there is no other source of generation available. Because they are subject to various types of defects and failures, they have an elaborate protection system composed of protection relays, auxiliary relays and accessories. The main purpose of this protection system is to maintain a high level of continuity of service and, in the event of intolerable conditions, to minimize the size and time of disturbances. Its secondary function is to indicate where the fault occurred and the type of fault, facilitating the diagnosis and reestablishment of the systems involved. In this work the main protections applicable to turbogenerators are discussed, the theoretical bases for their understanding and a case study as validation of the developed content.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 - Foto do Turbogerador ... 18
Figura 2 - Foto do Estator ... 19
Figura 3 - Carcaça de gerador síncrono ... 19
Figura 4 - Foto do Núcleo do estator ... 20
Figura 5 - Fotos das ranhuras do núcleo ... 20
Figura 6 - Primeiro enrolamento estatórico de cada fase ... 21
Figura 7 - Enrolamento estatórico alojado no núcleo ... 21
Figura 8 – Barra estatórica ... 22
Figura 9 - Rotor de polos lisos ... 23
Figura 10 - Foto do rotor de polos lisos ... 23
Figura 11 - Foto da montagem da turbina ... 24
Figura 12 - Fluxograma térmico de vapor com reaquecimento e regeneração ... 25
Figura 13 - Painel regulador de tensão de um sistema de excitação ... 27
Figura 14 – Esquema do sistema de excitação ... 27
Figura 15 - Malha de controle de velocidade de um gerador síncrono ... 28
Figura 16 - Representação esquemática de um TC ... 29
Figura 17 - TC do tipo Bucha ... 30
Figura 18 - TP de grupo 1, classe 15kV ... 31
Figura 19 - Esquema de TP de grupo 1 ... 32
Figura 20 - TP dos grupos 2 ou 3 ... 32
Figura 21 - Esquema de TP de grupo 2 e 3 ... 33
Figura 22 - Esquema de TP de grupo 2 e 3 ... 33
Figura 23 - Disjuntor de Máquina (52) 230kV ... 34
Figura 24 - Relé de proteção digital multi-função ... 35
Figura 25 - Estrutura de Hardware do dispositivo multi-função numérico 7UM62... 36
Figura 26 - Componentes de sequência positiva ... 38
Figura 27 – Componentes de sequência negativa ... 39
Figura 28 - Componentes de sequência zero ... 39
Figura 29 – Vetores assimétricos ... 40
Figura 30 - Representação por Vetores Simétricos Equilibrados ... 40
Figura 31 - Distribuição do fluxo magnético para os diferentes tipos de ... 44
Figura 33 - Mapa de falhas de Turbogeradores ... 46
Figura 34 - Topologia de montagem da função 32 ... 59
Figura 35 - Métodos de proteção contra perda de excitação ... 60
Figura 36 - Curva de capabilidade definida no plano das admitâncias... 61
Figura 37 – Curva da proteção contra carga desequilibrada ... 63
Figura 38 - Diagrama da proteção contra terra estator 90% ... 64
Figura 39 - Tensão de 3ª harmônica – operação normal ... 65
Figura 40 - Tensão de 3ª harmônica – durante a falta terra no ponto neutro ... 65
Figura 41 - Tensão de 3ª harmônica – durante a falta terra no terminal do gerador ... 65
Figura 42 - Aplicação de Proteção de Falta à Terra do Rotor ... 67
Figura 43 - Princípio Básico da Proteção Diferencial ... 69
Figura 44 - Característica de operação função 87 (relé siemens 7UM622) ... 70
Figura 45 – Diagrama Unifilar da UTLB ... 72
Figura 46 - Característica da curva de atuação da proteção de perda de excitação ... 78
Figura 47 - curva de operação característica da função 87 ... 85
Figura 48 - Esquema de funcionamento de um gerador elementar (armadura girante) ... 92
Figura 49 - Distribuição da Indução Magnética sob um Polo ... 93
Figura 50 - Esquema de funcionamento de um gerador elementar (armadura fixa) ... 94
Figura 51 - Distribuição da tensão no enrolamento do estator de um gerador síncrono: ... 96
LISTA DE QUADROS
Quadro 1- Requisitos técnicos gerais para unidades geradoras de termoelétricas relacionados
com as proteções de frequência ... 68
Quadro 2 - Dados do gerador ... 73
Quadro 3 - Lista das funções de proteção propostas ... 74
Quadro 4 – Resumo dos ajustes de proteção ... 87
LISTA DE ABREVIAÇÕES
A/D - Analógico / Digital
ANSI - American National Standards Institute AT - Alta Tensão
BB - Bomba de Recalque BC - Bomba de Condensação C - Condensador
CAP - Cilindro de Alta Pressão CBP1 - Cilindro de Baixa Pressão 1 CC - Corrente Contínua
CMP - Cilindro de Média Pressão D - Desaerador
E - Ejetor de Vapor
fmm - Força Magnetomotriz fem - Força Eletromotriz
IEEE - Institute of Electrical and Electronic Engineers IHM - Interface Homem Máquina
LT - Linha de Transmissão MI - Entrada de Medição
ONS - Operador Nacional do Sistema RI - Reaquecedor Intermediário RT - Regulador de Tensão RV - Regulador de Velocidade SIN - Sistema Interligado Nacional
SRAAP - Sistema Regenerativo de Aquecedores em Série de Alta Pressão SRABP - Sistema Regenerativo de Aquecedores de Baixa Pressão TP - Transformador de Potencial
TC - Transformador de Corrente
TBA - Bomba de Alimentação da Caldeira µC – Microprocessador
SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ... 15 1.1 JUSTIFICATIVA ... 15 1.2 DEFINIÇÃO DO PROBLEMA ... 15 1.3 OBJETIVOS ... 16 1.3.1 Objetivo Geral ... 16 1.3.2 Objetivos Específicos ... 16 1.4 DELIMITAÇÕES ... 16 1.5 METODOLOGIA ... 17 2 TURBOGERADORES ... 18 2.1 CONSTRUÇÃO ... 18 2.1.1 Carcaça ... 19 2.1.2 Núcleo ... 20 2.1.3 Enrolamento estatórico ... 21 2.1.4 Rotor ... 22
2.2 EQUIPAMENTOS DAS CENTRAIS TERMELÉTRICAS ... 23
2.2.1 Turbina a vapor ... 23 2.2.2 Sistema de Excitação ... 26 2.2.3 Regulador de Velocidade ... 28 2.2.4 Transformador de Corrente ... 28 2.2.5 Transformador de Potencial ... 30 2.2.6 Disjuntores ... 33 2.2.7 Relé de Proteção ... 34 2.2.7.1 Relé Digital ... 35
2.2.7.2 Estrutura do Relé Digital ... 36
3 COMPONENTES SIMÉTRICOS ... 38
4 IMPEDÂNCIAS ... 42
5 LIMITES OPERACIONAIS DOS GERADORES SÍNCRONOS ... 45
6 MAPA DE FALHAS EM TURBOGERADORES ... 46
7 PROTEÇÕES ELÉTRICAS DE TURBOGERADORES ... 58
7.1 PROTEÇÃO DE SOBREFLUXO (ANSI 24) ... 58
7.2 PROTEÇÃO CONTRA MOTORIZAÇÃO (ANSI 32) ... 59
7.4 PROTEÇÃO CONTRA CARGA DESEQUILIBRADA (ANSI 46) ... 62
7.5 PROTEÇÃO CONTRA TERRA ESTATOR 90% (ANSI 64S-90%) ... 63
7.6 PROTEÇÃO CONTRA TERRA ESTATOR 3THN (ANSI 64S-3THN) ... 64
7.7 PROTEÇÃO CONTRA FALTA TERRA ROTOR (ANSI 64R) ... 66
7.8 PROTEÇÃO DE SUB/SOB FREQUÊNCIA (ANSI 81) ... 67
7.9 PROTEÇÃO DIFERENCIAL (ANSI 87) ... 68
8 ESTUDO DE CASO: PROJETO DA PROTEÇÃO ELÉTRICA DE TURBOGERADORES ... 71
8.1 CENÁRIO DE APLICAÇÃO ... 71
8.1.1 Diagrama unifilar da usina ... 72
8.1.2 Característica elétrica dos equipamentos ... 73
8.1.3 Proteções aplicadas ... 74
8.1.4 Definição dos TC´s e TP ... 74
8.2 DEFINIÇÃO E CÁLCULO DOS AJUSTES ... 75
8.2.1 Proteção de Sobrefluxo (24) ... 75
8.2.2 Proteção de Potência Reversa (32) ... 76
8.2.3 Proteção de Perda de Excitação (40) ... 78
8.2.4 Proteção Contra Carga Desequilibrada (46) ... 81
8.2.5 Proteção Contra Terra Estator (64S-90%) ... 82
8.2.6 Proteção Contra Terra Estator (64S-3THN) ... 82
8.2.7 Proteção Contra Terra Rotor (64R) ... 83
8.2.8 Proteção de Sub/Sob Frequência (81Sub/Sob) ... 84
8.2.9 Proteção Diferencial (87) ... 85
8.3 RESUMO DOS AJUSTES DE PROTEÇÃO CALCULADO ... 87
9 CONCLUSÃO ... 88
REFERÊNCIAS ... 89
ANEXO A – PRINCÍPIO DE GERAÇÃO DE CORRENTE ALTERNADA ... 92
1 INTRODUÇÃO
De acordo com Mamede (2017, p. 335), os geradores síncronos são máquinas de grande importância dentro de um sistema de potência. Sua falha ou saída intempestiva provoca graves consequências no sistema elétrico se não houver geração disponível.
Para a empresa, o prejuízo não é unicamente devido à necessidade do conserto ou de substituição da máquina danificada, mas também o de não poder atender a seus contratos de fornecimento de energia. Por isso, caso ocorra alguma anormalidade, os sistemas de proteção deverão ser seletivos e rápidos, de modo a isolar o defeito e evitar danos mais severos. Portanto, seu esquema de proteção deve abranger um grande número de falhas de um sistema de potência.
Neste trabalho, será visto as principais proteções utilizadas de forma a proteger especificamente os turbogeradores.
1.1 JUSTIFICATIVA
A falha no funcionamento do sistema de proteção pode ocasionar desde uma desconexão indevida de um gerador do sistema elétrico até sua inutilização permanente, comprometendo diretamente a disponibilidade de geração. Como consequência, o agente responsável pela central geradora estará sujeito às penalidades previstas pela entidade regulatória do setor elétrico, bem como aos prejuízos inerentes à perda de geração, lucro cessante e aos custos em reparos e substituição da máquina danificada (OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO - ONS, SUBMODULO 19.1, p. 2).
1.2 DEFINIÇÃO DO PROBLEMA
O presente trabalho apresenta os estudos de ajustes da proteção elétrica de turbogeradores. Para que o desempenho desse sistema de proteção seja satisfatório, é necessário que as funções de proteção sejam adequadamente projetadas através de critérios teóricos e práticos bem definidos.
1.3 OBJETIVOS
Para a adequação do presente trabalho, serão adotados os seguintes objetivos, geral e específico.
1.3.1 Objetivo Geral
Elaborar um memorial de cálculo com os estudos das principais funções de proteção elétrica aplicáveis especificamente a turbogeradores.
1.3.2 Objetivos Específicos
Neste estudo serão contemplados os principais cálculos para o correto dimensionamento das proteções elétricas de turbogeradores. Abaixo seguem as funções de proteção elétrica que serão estudadas:
• 24 – Proteção de Sobrefluxo; • 32 – Proteção de Potência Reversa; • 40 – Proteção de Perda de Excitação; • 46 – Proteção Contra Carga Desequilibrada; • 64S-90% – Proteção Contra Terra Estator 90%; • 64S-100% – Proteção Contra Terra Estator 3THN; • 64R – Proteção Contra Terra Rotor;
• 81 – Proteção de Sub/Sob frequência; • 87 – Proteção Diferencial.
1.4 DELIMITAÇÕES
Neste trabalho será abordada uma explicação sucinta sobre turbogeradores, mas objetivando um estudo mais profundo nas principais proteções elétricas do equipamento listadas no item 1.3.2, relatando seus principais defeitos e danos gerados em caso de falha da
proteção elétrica específica. As escolhas dessas funções de proteção utilizam o critério de importância e abrangência para os diversos tipos de defeito que podem ocorrer. Um trabalho sobre as causas e efeitos dos tipos de faltas possíveis em turbogeradores é apresentado no item 6, que valida o critério de escolha das proteções definidas neste trabalho.
1.5 METODOLOGIA
A metodologia deste trabalho será baseada nos aspectos teóricos das proteções elétricas de sistema de potência, aplicada a um dos seus principais elementos, o gerador síncrono. Para este desenvolvimento, serão adotados manuais dos fabricantes de relés de proteção (Siemens, ABB, Schweitzer); livros que relacionam uma introdução à proteção de sistemas elétricos e de máquinas elétricas, além das normas ANSI, IEEE, IEC e ABNT.
2 TURBOGERADORES
Os turbogeradores são geradores síncronos desenvolvidos para centrais termelétricas que podem ser aplicados em turbinas a vapor e a gás, conforme Figura 1. O turbogerador é o equipamento responsável pela transformação da energia mecânica, fornecida ao seu eixo pela turbina, em energia elétrica (WEG, 2016, p.2).
Figura 1 - Foto do Turbogerador
Fonte: Engie, 2018.
2.1 CONSTRUÇÃO
Um turbogerador é constituído por uma máquina motriz e um gerador síncrono de polos lisos ou salientes1, o qual é dividido em estator e rotor. O estator, ver Figura 2, por sua
vez, é subdividido em carcaça, núcleo e enrolamento estatórico. A máquina motriz, neste caso, pode ser turbina a vapor ou a gás (ENGIE BRASIL ENERGIA S.A, 2018, p. 3).
_____________________________
1 A grande maioria dos turbogeradores de usina biomassa são de polos salientes.
GERADOR SÍNCRONO TURBINA A VAPOR
Figura 2 - Foto do Estator
Fonte: Engie, 2018.
2.1.1 Carcaça
A Figura 3 ilustra uma carcaça do gerador síncrono. Conforme manual de operação de termelétricas da ENGIE (2018, p.3), a carcaça é constituída por uma armação de aço de forma cilíndrica, subdividida em compartimentos onde estão alojadas as lâminas do núcleo. Suas extremidades são formadas por duas tampas de aço bipartidas e removíveis para facilitar a montagem e a manutenção. A caixa do alternador é dimensionada para resistir a uma explosão de hidrogênio em seu interior. As chapas que formam a estrutura de suporte do núcleo são furadas e dispostas de modo a formar caminhos para a circulação do gás de refrigeração, que pode ser hidrogênio (H2) ou ar.
Figura 3 - Carcaça de gerador síncrono
2.1.2 Núcleo
De acordo com manual de operação de termelétricas da ENGIE (2018, p.3), o núcleo é constituído de lâminas de ferro-silício que têm a finalidade de formar um caminho para o fluxo magnético, ver Figura 4.
Figura 4 - Foto do Núcleo do estator
Fonte: Engie, 2018.
Estas lâminas possuem elevada permeabilidade e baixas perdas; sua parte interna tem ranhuras nas quais são colocadas as bobinas que constituem o enrolamento estatórico. A Figura 5 ilustra as ranhuras do gerador síncrono.
Figura 5 - Fotos das ranhuras do núcleo
2.1.3 Enrolamento estatórico
O enrolamento estatórico é constituído por várias bobinas, sendo nelas induzida a tensão do alternador. Estas bobinas são distribuídas em volta de toda a superfície interna do núcleo do estator. Segundo Fitzgerald (2006, p. 182) o enrolamento estatórico é formado por um enrolamento trifásico constituído por três conjuntos de bobinas alojadas nas ranhuras do núcleo e defasadas no espaço em 120° entre si.
A Figura 6 mostra o primeiro enrolamento de cada fase, defasadas de 120°, durante o processo de montagem do estator e a Figura 7 mostra a montagem completa.
Figura 6 - Primeiro enrolamento estatórico de cada fase
Fonte: Engie, 2018.
Figura 7 - Enrolamento estatórico alojado no núcleo
Fonte: Engie, 2018.
120°
120°
120°
O condutor destas bobinas deverá ser capaz de transportar a corrente sem sobreaquecimento, e é formado por várias barras de cobre paralelas e isoladas entre si, conforme Figura 8.
Figura 8 – Barra estatórica
Fonte: Do autor.
2.1.4 Rotor
O rotor é constituído de um bloco de aço forjado. O enrolamento de campo é colocado em ranhuras fresadas axialmente na superfície do corpo do rotor. O corpo do rotor possui orifícios, pelos quais circula o gás refrigerante, e ventiladores acoplados ao eixo com a finalidade de promover a circulação do gás. O gás de refrigeração circula no rotor nos sentidos axial e radial, por entre as espiras do enrolamento de campo. Estas espiras possuem os terminais ligados a um par de anéis presos ao eixo. Estes anéis têm a função de receber a corrente contínua proveniente do sistema de excitação para a formação do campo. Sobre os anéis deslizam escovas de carvão que transferem a energia do sistema de excitação para o enrolamento do campo (manual de operação de termelétricas da ENGIE, 2018, p.3).
De acordo com Almeida (2007), no caso dos turbogeradores, dá-se preferência à construção do rotor em forma de um cilindro. Diz-se então que o rotor é de "polos lisos" ou de "polos cilíndricos". Nesse caso, o enrolamento do campo do rotor (DC) é alojado em ranhuras construídas sobre a própria superfície do rotor, conforme mostrado na Figura 9. Na Figura 10 está ilustrado uma foto do rotor de polos lisos.
Figura 9 - Rotor de polos lisos
Fonte: General Electric
Figura 10 - Foto do rotor de polos lisos
Fonte: Engie, 2018.
2.2 EQUIPAMENTOS DAS CENTRAIS TERMELÉTRICAS
Nos itens a seguir, serão mencionados alguns equipamentos que compõem o sistema de geração de energia em termelétricas. Estes equipamentos serão de explicação sucinta para base do trabalho proposto.
2.2.1 Turbina a vapor
Segundo Lora, 2004, uma turbina a vapor é um motor térmico no qual a energia térmica do vapor, medida pela entalpia1, é transformada em energia cinética devido sua
_____________________________
1 É uma grandeza física definida no âmbito da termodinâmica clássica de forma que esta meça a máxima energia de um sistema termodinâmico.
expansão através dos bocais. Esta energia então é transformada em energia mecânica de rotação devido à força do vapor agindo nas pás rotativas.
Em outras palavras, para geração de energia, a turbina ou máquina motriz é o equipamento que promove a transformação da energia contida no vapor em energia mecânica, que posteriormente será transformada em energia elétrica pelo gerador.
Neste estudo, será apresentado uma classificação de turbina para geração de energia de 150 MW com base no manual da Engie, 2015. A turbina instalada é de condensação2, com reaquecimento do vapor, montada em linha, e composta por três cilindros
de pressão, sendo respectivamente de alta pressão (AP), de média pressão (MP) e de baixa pressão (BP), conforme mostra a Figura 11.
Figura 11 - Foto da montagem da turbina
Fonte: Engie, 2015.
O vapor após expandir-se pela turbina de AP retorna a caldeira para ser reaquecido, antes de expandir-se na turbina de MP e posteriormente na turbina de BP. Após a turbina de BP o vapor é encaminhado para o condensador onde retorna para a fase líquida.
_____________________________
2 Esse tipo de turbina descarrega o vapor para o condensador a uma pressão menor que a atmosférica, a fim de aumentar a eficiência térmica do ciclo mediante aumento da queda de entalpia.
TURBINA DE ALTA PRESSÃO TURBINADE BAIXA
PRESS
TURBINA DE MÉDIA PRESSÃOA turbina de AP tem fluxo reverso e conta com um estágio de controle e seis estágios de ação. O vapor entra na turbina de AP após passar pelas respectivas caixas de válvulas onde estão instaladas duas válvulas de bloqueio e quatro válvulas de controle (parcializadoras). Nas linhas de exaustão da turbina de AP existem válvulas de retenção. A turbina de MP também tem fluxo reverso e conta com oito estágios de ação. O vapor reaquecido chega a esta turbina passando antes pelas suas respectivas caixas de válvulas, onde estão montadas as duas válvulas de bloqueio e as duas válvulas de controle (interceptadoras). A turbina de BP é de duplo fluxo, contando com cinco estágios de cada lado. O vapor chega a esta turbina vinda da exaustão da turbina de MP através de dois dutos de vapor (manual de operação Engie, 2015).
A Figura 12 representa um fluxograma térmico de vapor simplificado de uma unidade de turbina com reaquecimento intermediário e sistema regenerativo de aquecimento da água de alimentação.
Figura 12 - Fluxograma térmico de vapor com reaquecimento e regeneração
Fonte: Lora, 2004.
Segundo o fluxograma, inicialmente, o vapor superaquecido sai da caldeira e se expande no CAP (cilindro de alta pressão). Após o CAP, o vapor retorna à caldeira e passa pelo reaquecedor intermediário (RI) expandindo-se, primeiramente, no CMP (cilindro de média pressão) e, posteriormente, nos CBP1 e CBP2 (cilindro de baixa pressão 1 e 2). Destes,
flui para o condensador (C), depois para a bomba de condensação (BC) e recuperador de calor do ejetor de vapor (E) e, então, para SRABP (sistema regenerativo de aquecedores de baixa pressão 1 e 2), normalmente de 3 a 5 aquecedores abertos (ou de mistura) conectados em série. Deste, o fluxo segue para desaerador (D) e, após o mesmo, para a bomba de recalque (BB) e para bomba de alimentação da caldeira (TBA), passando, em seguida, pelo SRAAP (sistema regenerativo de aquecedores em série de alta pressão), retornando a caldeira.
2.2.2 Sistema de Excitação
Para que apareça tensão nos terminais do alternador, suas bobinas devem estar sujeitas a ação de um fluxo magnético variável, isto é obtido pela circulação de corrente contínua nas bobinas do rotor, formando um campo magnético com polaridade definida (norte e sul) e pela rotação deste campo no interior do núcleo do gerador. Como a rotação do rotor é constante a tensão nos terminais do gerador seria praticamente constante caso não houvesse variação da corrente nestas bobinas. Tendo em vista a necessidade de variar a tensão nos terminais do alternador de acordo com as necessidades do sistema, o valor da corrente que circula nas bobinas do rotor, corrente esta denominada de corrente de excitação, deve ser controlada para permitir que em determinado momento seu valor seja aumentado ou diminuído (Manual de operação de termelétricas da ENGIE, 2018, p.3). Para melhor entendimento, no anexo A se encontram os princípios de geração de corrente alternada e no anexo B a geração da tensão trifásica.
A classificação com relação ao tipo de sistema de excitação é feita conforme a fonte de potência utilizada. Estes podem ser classificados em três tipos: Sistemas de excitação com corrente contínua (DC Excitation System), Sistema de Excitação com Corrente Alternada (AC Excitation System) e Sistema de Excitação Estáticos (Static Excitation System) (KUNDER, Power System Stability and Control, 1994).
O sistema de excitação empregado no turbogerador objeto deste estudo é do tipo estático. Ele utiliza um Regulador de Tensão (RT) modelo RTX400, fabricado pela empresa Reivax. A Figura 13 ilustra o painel do RT.
Figura 13 - Painel regulador de tensão de um sistema de excitação
Fonte: Engie, 2018.
O Regulador de Tensão tem por finalidade básica fornecer de forma controlada a corrente de excitação para o campo do gerador, de modo a permitir que o gerador síncrono seja excitado e possa gerar tensão em seus terminais.
Conforme a Figura 14, o sistema de excitação estático é composto basicamente por um transformador de excitação, uma ponte retificadora trifásica, um disjuntor de campo, um sistema de controle e elementos de medição (FITZGERALD, 2006, p. 639).
−√3
Figura 14 – Esquema do sistema de excitação
2.2.3 Regulador de Velocidade
Segundo Viana (2011, p. 80), o regulador de velocidade é de suma importância para manter a frequência da tensão gerada dentro dos limites bastante estreitos e definidos. O sistema de regulação atua no comando de abertura e fechamento das válvulas de admissão principal de vapor (distribuidor) nas entradas da turbina.
De acordo com Costa (2012, p. 36), o regulador de velocidade realiza a função principal de atuar no sentido de elevar ou reduzir a potência da unidade, quando a velocidade (ou frequência) se afasta do valor de referência. O controle de velocidade é exercido através da realimentação do desvio da velocidade para controlar a posição do distribuidor.
O regulador de velocidade para o conjunto turbina-gerador é composto genericamente de um transdutor de velocidade e amplificadores de deslocamento e força. A saída do sensor de velocidade é um deslocamento proporcional à velocidade do conjunto turbina-gerador. Tanto o deslocamento quanto a força produzido pelo sensor são pequenos e necessitam ser amplificados, através de um ou mais estágios de amplificadores hidráulicos. É a saída do servomotor principal que atua sobre a válvula da turbina. A Figura 15 ilustra a malha de controle de velocidade de um gerador síncrono.
Figura 15 - Malha de controle de velocidade de um gerador síncrono
Fonte: Costa, 2012.
2.2.4 Transformador de Corrente
De acordo com a norma ABNT NBR6546, Transformador de Corrente (TC) é o transformador para instrumento cujo o enrolamento primário é ligado em série em um circuito elétrico e reproduz, no seu circuito secundário, uma corrente proporcional a do seu circuito primário, com sua posição fasorial substancialmente mantida”.
O TC tem, portanto, a finalidade de fornecer no seu secundário, uma corrente proporcional à do primário e de valores adequados para serem usados pelos sistemas de controle, medição e proteção, que desta forma também isola os equipamentos do circuito de Alta Tensão (AT).
No Brasil, a corrente secundária do TC está normalizada em 5A, no entanto, pode ser encontrada em aplicações cuja a corrente do secundário é de 1 A. A corrente de 1A é escolhida quando existe uma distância física grande entre o relé e o TC, de modo a diminuir as perdas na fiação.
Conforme mostra a Figura 16, os TCs geralmente têm poucas espiras no primário e, dependendo do valor da corrente primário, pode ter apenas uma espira, ou pode ser constituída por uma barra colocada em série no circuito (Hojo, 2005, p. 9).
Figura 16 - Representação esquemática de um TC
Fonte: Hojo, 2005. Onde:
n1 = número de espiras no enrolamento primário;
n2 = número de espiras no enrolamento secundário;
I1 = a corrente eficaz primária;
I2 = a corrente eficaz secundária;
ZC = impedância de carga;
Zi = impedância de carga no secundário do TC (impedância de todos os
A Figura 17 retrata a disposição de um TC da fase B na saída dos terminais do gerador. Neste local estão instalados um TC por fase com três enrolamentos no secundário para realizar as medições para controle, faturamento e proteção.
Figura 17 - TC do tipo Bucha
Fonte: Engie, 2017.
2.2.5 Transformador de Potencial
De acordo com a norma ABNT NBR 6546, Transformador de Potencial (TP) é o transformador para instrumento cujo enrolamento primário é ligado em derivação em um circuito elétrico e reduz, no seu circuito secundário, uma tensão proporcional à do seu circuito primário, com sua posição fasorial substancialmente mantida.
Segundo Frontin, 2013, existem dois tipos de transformadores de potencial utilizado no SEP1: o indutivo e o capacitivo. A principal diferença entre esses equipamentos é o modo como a redução de tensão é realizada. Enquanto o indutivo utiliza apenas um TP, o capacitivo possui, além do TP, capacitores conectados em série que formam um divisor de tensão. Para estudo serão descritos os conceitos fundamentais e aspectos construtivos apenas do TP indutivo.
Na sua forma mais simples, os transformadores de potencial possuem um enrolamento primário de muitas espiras e um enrolamento secundário por meio do qual se obtém a tensão desejada, normalmente padronizada em 115 V ou 115/√3. Os transformadores de potencial funcionam com base na conversão eletromagnética entre os enrolamentos primário e secundário. Assim, para uma determinada tensão aplicada nos enrolamentos primários, obtém-se _____________________________
nos terminais secundários uma tensão reduzida dada pelo valor da relação de transformação de tensão (Mamede, 2011, p. 78).
Dessa forma, os instrumentos de proteção e medição são dimensionados em tamanhos reduzidos com bobinas e demais componentes de baixa isolação.
Os TPs indutivos são construídos para utilização em sistemas de tensão de até 138 kV, por apresentarem custo de produção inferior ao do tipo capacitivo. Os transformadores de potencial indutivo são dotados de um enrolamento primário envolvendo um núcleo de ferro-silício que é comum ao enrolamento secundário.
Segundo a norma NBR 6855, os transformadores de potencial indutivos são construídos segundo três grupos de ligação:
Grupo 1 – são aqueles projetados para ligação entre fases. São basicamente os do tipo utilizado nos sistemas de até 34,5 kV. Os transformadores enquadrados nesse grupo devem suportar continuamente 10% de sobrecarga. A Figura 18 mostra um transformador de potencial do grupo 1, a seco, classe 15 kV, uso interno. Já a Figura 19 mostra o esquema básico de um TP do grupo 1.
Figura 18 - TP de grupo 1, classe 15kV
Figura 19 - Esquema de TP de grupo 1
Fonte: Mamede, 2011.
Grupo 2 – são aqueles projetados para ligação entre fase e neutro de sistemas diretamente aterrados, isto é: RZ/XP ≤ 1, sendo RZ o valor da resistência de sequência zero do
sistema e XP o valor da reatância de sequência positiva do sistema.
Grupo 3 – são aqueles projetados para ligação entre fase e neutro de sistemas onde não se garanta a eficácia do aterramento.
A Figura 20 mostra um TP dos grupos 2 ou 3 e a Figura 21 representa o seu esquema.
Figura 20 - TP dos grupos 2 ou 3
Figura 21 - Esquema de TP de grupo 2 e 3
Fonte: Mamede, 2011.
A tensão primária desses transformadores corresponde à tensão de fase da rede, enquanto no secundário as tensões podem ser de 115/√3 ou 115 V, ou ainda as duas tensões mencionadas, obtidas através de uma derivação, conforme apresentado na Figura 22.
Figura 22 - Esquema de TP de grupo 2 e 3
Fonte: Mamede, 2011.
2.2.6 Disjuntores
Os disjuntores têm a função precípua de interromper correntes de curto-circuito em curtíssimos intervalos de tempo, sendo esta uma das tarefas mais difíceis confiadas aos equipamentos instalados em sistemas de potência. Ao mesmo tempo, devem ser capazes de estabelecer correntes de falta, de estabelecer e interromper correntes de magnitudes muito menores e de isolar partes dos sistemas quando na posição aberta. O disjuntor deve realizar essa tarefa de forma absolutamente confiável, para impedir danos aos demais equipamentos instalados nas subestações de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica (Frontin, 2013, pag. 532).
Na Figura 23 é mostrado um modelo de disjuntor para proteção de turbogeradores, objeto desse estudo.
Figura 23 - Disjuntor de Máquina (52) 230kV
Fonte: Engie, 2004.
2.2.7 Relé de Proteção
Segundo Sato (2007, p. 23), os relés de proteção foram os primeiros automatismos utilizados em sistemas elétricos de potência. Até a década de 70 os relés de concepção eletromecânica dominaram amplamente o mercado. Os primeiros relés de proteção de concepção eletrônica foram introduzidos no final da década de 50 e cresceu durante a década de 60. Estes relés eram construídos com componentes discretos, tendo como objetivo melhorar a exatidão, a velocidade e o desempenho global. Entretanto, devido a excessiva quantidade de componentes, além da sua susceptibilidade da variação das condições de ambiente, seu desempenho não era superior aos relés eletromecânicos. A consolidação deste tipo de relés eletrônicos só veio a ocorrer na década 70 com a utilização de circuitos integrados. O surgimento de componentes integrados e a sua utilização na construção de relés de proteção permitiu aumentar a gama de
funções, por exemplo, a inclusão da capacidade de detecção de falhas evitando a operação incorreta.
Na década de 80, o desenvolvimento de microprocessadores com memórias de alta velocidade levou a um rápido crescimento de computadores pessoais. Sendo assim, essas novas tecnologias foram também utilizadas para o desenvolvimento de relés de proteção – os denominados relés digitais.
2.2.7.1 Relé Digital
De acordo com Mamede (2011, p. 10), com a automação cada vez mais crescente dos sistemas elétricos industriais e de potência, os relés digitais passaram a ser elementos obrigatórios nos esquemas de proteção. São constituídos de circuitos eletrônicos providos de chips de alta velocidade de processamento. Funcionam através de programas dedicados que processam as informações que chegam pelos transformadores de medida. Por meio de contatos externos são efetuados os comandos decididos pelo processo de avaliação microprocessada do relé. Seus ajustes são efetuados pela frontal do relé por uma tecla de membrana por meio de instruções específicas ou através de um microcomputador conectado no frontal do relé por meio de uma comunicação serial RS-232.
Os relés digitais revolucionaram os esquemas de proteção, oferecendo vantagens impossíveis de serem obtidas dos seus antecessores. Além das multi-funções de proteção propriamente ditas, os relés digitais realizam funções de comunicação, medidas elétricas, controle, sinalização remota, acesso remoto, etc. A Figura 24 mostra relés digitais largamente empregado nos projetos de proteção de geração e demais sistemas de potência.
Figura 24 - Relé de proteção digital multi-função
2.2.7.2 Estrutura do Relé Digital
Conforme a Siemens (2010, p. 199), o relé de proteção digital multi-função é equipado com um microprocessador de alto desempenho. Todas as tarefas tais como a aquisição de valores medidos e emissão de comandos para disjuntores e outros equipamentos de manobra são processadas digitalmente. A Figura 25 mostra a estrutura básica do dispositivo.
Figura 25 - Estrutura de Hardware do dispositivo multi-função numérico 7UM62
Fonte: Siemens, 2010.
As informações de corrente e tensão são coletadas do meio externo pelos TPs e TCs auxiliares (MI) e convertidas em sinais digitais pelo conversor analógico/digital (A/D) e disponibilizadas ao microprocessador (µC). Sendo assim, o µC recebe informações lógicas
referente à posição de contatos de relés auxiliares através de entradas binárias. O µC, por sua vez, roda os algoritmos das funções de proteção armazenados na memória do relé. De acordo com os valores de corrente e tensão medidos e os ajustes das referidas funções, o relé comanda a atuação dos contatos de saída.
Além disso, o relé ainda possui interfaces de comunicação para troca de informações entre o relé e o meio externo. A interface de operação é utilizada para acessar e programar o relé via notebook; a interface homem máquina (IHM) é utilizada para entrada e saída de dados manualmente; a interface do sistema é utilizada para troca de informações entre o relé de proteção e um sistema supervisório por exemplo.
3 COMPONENTES SIMÉTRICOS
Em 1918, foi desenvolvido um método de cálculo de circuito polifásicos desbalanceados pelo Dr. Charles L. Fortescue, conhecido como “Method of Symmetrical Coordinates Applied to the Solution of Polyphase Networks” (Métodos de Componentes Simétricos Aplicado a Soluções de Sistemas Polifásicos). Em resumo, o método consiste em decompor um sistema desequilibrado de N fases em N sistemas de fasores equilibrados (Maezono 2005, p. 47).
Para sistema elétrico trifásico (N = 3), o Método de Fortescue pode ser enunciado da seguinte forma: cada um dos três fasores, de um sistema trifásico desequilibrado, pode ser decomposto da soma vetorial de outros três vetores pertencentes a três sistemas equilibrados trifásicos. Os três sistemas equilibrados são assim denominados: sistemas de sequência positiva, de sequência zero e de sequência negativa (FISCHER, 2002).
Os componentes da sequência positiva são iguais em magnitude e com fasores defasados um do outro em 120° com a mesma sequência das fases originais. As correntes e tensões de sequência positiva seguem a mesma ordem de ciclo da fonte original. No caso de um típico sistema elétrico de rotação anti-horária, o fasor de sequência positiva é mostrado na Figura 26. O mesmo caso se aplica para os fasores de corrente positiva. Esta sequência é identificada como sequência “abc” e usualmente designada pelo símbolo “+” ou “1” (AL-SAIARI 2011, p.11).
Figura 26 - Componentes de sequência positiva
Fonte: AL-SAIARI, 2011. Vb1
Va1
A sequência negativa possui componentes que também são iguais em magnitude e defasados um do outro em 120°, semelhantes aos componentes da sequência positiva. No entanto, ele possui uma sequência de fase oposta do sistema original. A sequência negativa é identificada como a sequência “acb” e é usualmente designada pelo símbolo “-” ou “2” (AL-SAIARI 2011, p.12). Os fasores desta sequência são mostrados na Figura 27, onde os fasores giram no sentido anti-horário. Esta sequência ocorre apenas no caso de uma falha assimétrica.
1
Figura 27 – Componentes de sequência negativa
Fonte: AL-SAIARI, 2011.
Os componentes de sequência zero consistem em três fasores que são iguais em magnitude como antes, mas com um deslocamento zero. Os componentes fasoriais estão em fase um com o outro, conforme ilustrado na Figura 28. Sob uma condição de falha assimétrica, esta sequência simboliza a eletricidade residual no sistema em termos de tensões e correntes onde existe um condutor a terra. Isso acontece quando as correntes de aterramento retornam ao sistema de energia por meio de qualquer ponto de aterramento no sistema elétrico. Neste tipo de falha, os componentes positivo e negativo também estão presentes. Esta sequência é conhecida pelo símbolo “0” (AL-SAIARI 2011, p.12).
Figura 28 - Componentes de sequência zero
Fonte: AL-SAIARI, 2011. Vc2
Va2
Vb2
Na figura 29, é dado como exemplo de um sistema trifásico assimétrico, onde Va, Vb e Vc, são as tensões da fase a, b e c, estando defasados entre si.
Figura 29 – Vetores assimétricos
Fonte: ANDERSON, 1995.
Os mesmos vetores, Va, Vb e Vc, podem ser representados como a soma dos três sistemas de três vetores, conforme representado na Figura 30.
Figura 30 - Representação por Vetores Simétricos Equilibrados Fonte: ANDERSON, 1995. Então: = + + = + + = + +
Onde as numerações subscritas ‘0’,’1’ e ‘2’, referem-se à sequência zero, positiva e negativa, respectivamente, e as letras ‘a’, ‘b’ e ‘c’ referem-se as fases ‘a’, ‘b’ e ‘c’.
A equação (Eq.1) pode ser simplificada com a adoção de um operador, denominado ‘α’, cujo valor é 1/120° ou e j2π/3, sendo que α2 é igual a 1/-120° .
Logo, os vetores Va, Vb e Vc, em função de Va1 , Va2 e Va0 valem:
= + +
= + . + . . 1
= + . + .
Reescrevendo a equação (Eq.2) em um sistema matricial, obtém-se:
= 1 11 1
1 . . 2 Então, pode-se definir a matriz A como sendo:
= 1 11 1
1 . 3 Logo,
= . 4 Onde Vabc são os vetores de tensão das fases a, b e c, e V012 são vetores de tensão
da fase ‘a’ de sequencia zero, positiva e negativa.
Se o interesse for pelos vetores de sequência, pode-se reescrever:
= . 5 Ou
=13 . 1 11 1
1 . . 6 Efetuando a multiplicação de matrizes, tem-se:
= 1 3. + +
= 1 3. + . + . .7 = 1 3. + . + .
Conhecendo os componentes da fase ‘a’, pode determinar os das demais fases, como já mostrado.
4 IMPEDÂNCIAS
De acordo com Batista (2015, p. 16), as impedâncias do gerador síncrono trifásico são decompostos nos componentes de sequência positiva, negativa e zero, segundo o método das componentes simétricas. As componentes de sequência negativa, “X2”, e zero, “X0”, são únicas; no entanto, a componente de sequência positiva depende da posição angular do rotor e é influenciada por transientes na distribuição do fluxo magnético da máquina, conforme Figura 28. Por essa razão, a impedância de sequência positiva é usualmente subdivida conforme abaixo (Kimbark, Power System Stability: Synchronous Machines, 1968).
• Reatância síncrona de eixo direto – Xd
• Reatância síncrona do eixo em quadratura – Xq • Reatância transitória de eixo direto – X’d
• Reatância transitória do eixo em quadratura – X’q • Reatância subtransitória de eixo direto – X”d
• Reatância subtransitória do eixo em quadratura – X”q
Segundo Kimbark (1968), em uma máquina síncrona, o fluxo magnético que atravessa o entreferro é máximo quando o eixo do polo coincide com o pico da onda da força magnetomotriz (fmm) produzida pelas correntes da armadura, como na Figura 31 (a). Em regime permanente, a reatância associada a esse fluxo magnético máximo é denominada de reatância síncrona de eixo direto (Xd). Em condições transitórias, nas quais ocorre uma variação súbita da corrente de armadura, a reatância associada ao fluxo magnético máximo, no instante inicial, é denominada de reatância subtransitória de eixo direto (X”d), evoluindo posteriormente para a reatância transitória de eixo direto (X’d).
Nos primeiros instantes da variação súbita de corrente, ocorre a reação do enrolamento de campo e de outros circuitos magnéticos relacionados ao rotor, principalmente o enrolamento amortecedor, localizado próximo ao entreferro. O efeito dessa reação força uma circulação do fluxo pela superfície do polo como na Figura 31 (e). Nesse instante, prevalece a reatância subtransitória de eixo direto (X”d).
A reação do enrolamento amortecedor e das demais circuitos magnéticos do rotor torna-se mínima em poucos ciclos, com exceção da reação do enrolamento de campo. Com isso, o fluxo magnético passa a enlaçar uma porção maior do corpo polar como na Figura 31
(c), resultando em um circuito magnético de maior permeância, que resultará em uma reatância maior que a anterior, denominada, nesse instante, de reatância transitória de eixo direto (X’d).
Por outro lado, quando a onda da fmm produzida pelas correntes do estator coincide com o eixo interpolar, o fluxo magnético que atravessa o entreferro é mínimo, conforme representado na Figura 31 (b). Em condições de regime permanente, a reatância associada a esse fluxo magnético mínimo é denominada de reatância síncrona de eixo em quadratura (Xq). Em condições transitórias, nas quais ocorre uma variação súbita de corrente, a reatância associada ao fluxo magnético mínimo, no instante inicial, é denominada de reatância subtransitória de eixo em quadratura (X”q), evoluindo posteriormente para a reatância transitória de eixo em quadratura (X’q). As considerações para a diferenciação das reatâncias subtransitória e transitória em quadratura são análogas às de eixo direto.
Em máquinas síncronas de polos lisos, os valores das reatâncias em quadratura são praticamente iguais aos das reatâncias em eixo direto. As pequenas diferenças entre as duas reatâncias são explicadas pelas ranhuras nos polos do rotor.
Figura 31 - Distribuição do fluxo magnético para os diferentes tipos de reatância de uma máquina síncrona de polos salientes
5 LIMITES OPERACIONAIS DOS GERADORES SÍNCRONOS
Cada gerador tem seus limites operacionais, os quais devem ser respeitados para que o gerador opere em regime permanente de forma segura, conforme sua curva de capabilidade. Assim, os geradores síncronos têm seus limites de capacidade de geração de potência ativa e reativa.
Segundo Ribeiro (2001, p. 87), a curva de capabilidade do gerador mostra os limites de aquecimento térmico do estator e do rotor juntamente com qualquer limitação externa, ver Figura 32. A curva de capabilidade do gerador, proporciona um panorama das operações da máquina síncrona. Normalmente, o sistema de excitação (campo magnético) do gerador é ajustado de tal forma para o fornecimento de potência ativa e potência reativa. Se o sistema de excitação se perder ou é reduzido, o gerador absorve potência reativa do sistema de potência em lugar de fornecê-la, e opera na região de subexcitação da curva de capabilidade. Os geradores têm nesta área uma estabilidade baixa ou reduzida. Se ocorrer uma perda total do campo e o sistema poder fornecer uma suficiente potência reativa sem uma grande queda de tensão terminal, o gerador pode operar como um gerador de indução; caso contrário, se perderá o sincronismo. A mudança da operação normal sobre-excitado para uma operação subexcitado, antes da perda de campo, não é instantâneo, pois ocorre em um certo período de tempo (geralmente alguns segundos), dependendo do nível de potência fornecida pelo gerador e da capacidade do sistema conectado.
Figura 32 – Curva de capabilidade do gerador
6 MAPA DE FALHAS EM TURBOGERADORES
Um turbogerador usualmente possui uma expectativa de vida por volta de 30 anos para o enrolamento estatórico e cerca de 20 anos para o enrolamento rotórico, segundo estatísticas realizadas pelo CIGRE1 e EPRI2. Isto quando o turbogerador não foi exposto a
condições impróprias de operação ou quando estes não possuem algum defeito oriundo de projeto ou de fabricação.
Este mapa de falhas apresenta dezoito localizações das principais falhas nestes equipamentos, como cabeças de bobinas, mancais, rotor, buchas de alta tensão e outros, totalizando quarenta e oito falhas mapeadas em um turbogerador.
Segundo PASQUAL (Manual de manutenção da Engie, 2016), os resultados aqui apresentados são referentes a falhas que ocorreram em turboalternadores. Muito dos casos aqui apresentados, são falhas presenciadas pelas equipes de manutenção da Engie Brasil Energia, enquanto outras são provenientes das referências presentes nesta área. De forma a apresentar o mapa de falhas, todas as falhas serão expostas individualmente ao longo do trabalho. Para cada falha será apresentada a sua localização no turbogerador. A Figura 33 ilustra o mapa de falhas de turbogeradores.
Figura 33 - Mapa de falhas de Turbogeradores
Fonte: Engie, 2016. _____________________________
1 CIGRE – Conselho Internacional de Grandes Sistemas Elétricos. 2 EPRI – Electric Power Research Institute.
A seguir serão apresentados os 48 tipos de falhas que compõem o “Mapa de Falhas” em 18 locais do equipamento.
1. Mancais do gerador
1.1 A falha de isolação elétrica nos mancais ocasionando a circulação de corrente pelo eixo da máquina. Isto leva a incidência de marcas de "pittings" nos mancais, munhões, anéis de selagem levando a danos estruturais a estes componentes. Em casos mais graves temos a perda completa dos mancais.
1.2 Vazamento de H2 pelas tampas, flanges, selagens:
O vazamento acarreta em queda de pressão e aumento do consumo diário de hidrogênio, causando danos ao equipamento, possibilitando a formação de chamas no gerador.
1.3 Falhas nos anéis de selagem de hidrogênio: pode levar ao arraste do eixo, danificando o mesmo e o ingresso de óleo no interior da máquina.
2. Desprendimento de materiais magnéticos
2.1 O desprendimento das tampas e parafusos das câmaras do sistema de refrigeração de H2 os quais irão ser
magnetizados para o enrolamento estatórico levando a falhas de isolamento elétrico para massa e consequente curto-circuito.
3. Água de refrigeração
3.1 O rompimento da mangueira de água de refrigeração do estator irá causar um vazamento de água no gerador que pode levar a curtos-circuitos.
3.2 O vazamento de água na junção da conexão série e tubulação de água de refrigeração irá causar um vazamento de água no gerador que pode levar a curtos-circuitos.
4. Núcleo magnético do estator
4.1 Um curto-circuito monofásico poderá resultar em danos ao núcleo magnético, este ocasionado pela falha na isolação elétrica para massa na região reta das barras, com circulação de corrente pelo núcleo e sublimação das chapas do núcleo gerando pontos quentes e curto-circuito.
4.2 A falha de isolação interlaminar no núcleo magnético pode levar ao surgimento de pontos quentes levando a degradação das isolações das barras estatóricas que em consequência irão gerar curtos-circuitos.
4.3 O afrouxamento das cunhas estatóricas faz com que as barras estatóricas vibrem no interior das ranhuras do núcleo, levando a descargas parciais e caso se agrave ocorrerão curtos-circuitos fase-terra.
4.4 Contaminação interna do núcleo bobinado por óleo de lubrificação fará com que os calços e amarrações das cabeças de bobinas se afrouxem, além de prejudicar na refrigeração do gerador.
5. Tirantes de compactação do núcleo magnético
5.1 O afrouxamento dos tirantes de compactação do núcleo magnético acarretará no surgimento de ruídos anormais causando a perda da eficiência e o aparecimento de pontos quentes.
6. Anéis de ligação de cabeça de bobina
6.1 A Falha na isolação elétrica nos anéis de ligação de cabeça de bobina acarreta em curtos-circuitos no enrolamento estatórico.
6.2 Vibrações e desgastes da isolação nos anéis de ligação do estator, onde em casos mais severos podem levar a curtos-circuitos. Para o item 6.1 e para este caso a máquina torna-se inoperante até que medidas corretivas sejam adotadas.
7. Cabeças de Bobinas
7.1 Um curto-circuito entre fases pode ocorrer devido a uma falha na isolação elétrica nas barras adjacentes de divisão de fase na região de curvatura das cabeças de bobinas.
7.2 A vibração das cabeças de bobinas irá fazer com que a mesma apresente vibrações em alta frequência e ocorra roçamento dos calços e amarrações na isolação elétrica para massa nas barras estatóricas acarretando em curtos-circuitos no gerador.
7.3 Descargas parciais entre as divisões de fases devido à proximidade e não uniformidade das cabeças de bobinas.
7.4 Esta isolação pode ter sido prejudicada devido a um afrouxamento dos calços de sustentação da cabeça de bobinas, levando a perda de rigidez nas cabeças de bobinas e sua vibração excessiva.
7.5 Vibrações nas cabeças de bobinas levam ao surgimento de trincas na isolação do enrolamento estatórico.
8. Ligação série das barras estatóricas
8.1 O afrouxamento da amarração ocasionará o surgimento de vibrações cominando para o rompimento da ligação série das barras estatóricas.
8.2 A obstrução dos condutores de refrigeração das barras estatóricas em função da corrosão interna do cobre ocasionará em aquecimentos localizados das barras podendo ocasionar um curto-circuito.
9. Anéis coletores
9.1 Um curto-circuito para terra pode ocorrer nos anéis coletores ocasionado pela falha na isolação elétrica.
9.2 Um mau desempenho do sistema de porta escovas e escovas do gerador levando a indisponibilidade da máquina podendo levar a necessidade de substituição completa deste sistema.
10. Tubo condutor do gerador
10.1 Um curto-circuito para terra pode acontecer no tubo condutor do gerador ocasionado por falha na isolação elétrica, levando a indisponibilidade do gerador.
11. Ventilador do rotor
11.1 Pode ocorrer a ruptura das pás do ventilador do rotor do gerador, onde ela será arremessada para as cabeças de bobinas do estator, levando a graves danos e curtos-circuitos no gerador.
12. Parafuso do tubo condutor
12.1 Uma falha na conexão elétrica entre os parafusos do tubo condutor pode ocasionar um curto-circuito para massa ou abertura (circuito aberto) do enrolamento de campo do gerador.
12.2 Falha na vedação de H2 no parafuso do tubo
condutor levando ao vazamento de H2 na região do porta
escovas do gerador.
13. Capas de Contenção
13.1 Trincas nas capas de contenção podem se propagar se não forem inspecionadas e contidas, onde em casos mais graves, podem levar a ruptura castastróficas das capas de contenção.
13.2 Falha estrutural (ruptura) das capas de contenção levando a perda completa do gerador e ainda, podendo levar aos desprendimentos de materiais e estes serem arremessados pela casa de máquinas.
14. Cordoalhas de saída de fase e neutro do gerador
14.1 O Afrouxamento dos parafusos das cordoalhas de saída de fase do gerador fará com que apareçam pontos quentes localizados em função das altas correntes elétricas. Este ponto quente leva a sublimação do material, ocasionando um curto-circuito para massa no gerador.
15. Buchas isolantes do gerador
15.1 Uma falha de isolação nas buchas isolantes do gerador (fase/neutro) ocasionará um curto-circuito fase terra nas buchas isolantes, inutilizando a mesma necessitando sua substituição.
15.2 Uma Falha na selagem de hidrogênio nas buchas isolantes do gerador fará com que ocorram vazamentos de hidrogênio nas buchas, sendo necessária sua substituição.
16. Cabeça de bobina de rotor
16.1 Afrouxamentos dos calços e consequentemente movimentação das esperas/bobinas da cabeça de bobina podendo levar a curto-circuito para massa, entres espiras ou entre bobinas dos enrolamentos de campo.
16.2 Falha na isolação elétrica do campo do gerador levando ao curto-circuito para massa no enrolamento rotórico.
16.3 Quebra na brasagem de ligação entre polos causando a aberturado enrolamento de campo do gerador.
16.4 Migração da isaloção entre espiras ocasionando curto entre espiras no enrolamento de campo do gerador.
17. Corpo do rotor
17.1 Obstrução dos canais de refrigeração do rotor acarretando em aquecimento localizado do rotor, levando a desbalanceamento e possíveis curtos-circuitos para massa.
17.2 Curto-circuito entre espiras no isolamento rotórico, desbalanceando o gerador. Esse tipo de falha evolui para um curto-circuito para massa.
17.3 Motorização do gerador fazendo com que no rotor circule uma alta corrente de sequência negativa, superaquecendo o rotor e causando danos severos.
17.4 Falha na calha isolante das ranhuras do rotor levando ao curto-circuito para massa.
17.5 Uma falha catastrófica no eixo do rotor leva a perda completa do gerador e pode ocorrer quebras/desprendimento de materiais que são arremessados pela casa de máquinas levando riscos as estruturas e pessoas.
17.6 Uma falha catastrófica no acoplamento do gerador leva a perda completa do gerador e pode ocorrer quebras / desprendimento de materiais que são arremessados pela casa de máquinas levando riscos as estruturas e pessoas.
17.7 Afrouxamento das cunhas rotóricas levando as bobinas a se deformarem devido as dilatações e esforços que o enrolamento é submetido, podendo ocasionar curtos-circuitos para massa.
17.8 Rompimento da conexão flexível entre o tubo condutor e 0 enrolamento rotórico, levando o campo do gerador a um circuito em aberto.
17.9 Circulação de corrente de sequência negativa causando danos por sobreaquecimento nas ranhuras e nos alívios de tensão do coro do rotor.
17.10 Trincas no eixo na região de interferência com as capas de contenção “Top Tooth Cracking” causam perda de rigidez e devem ser eliminadas. Em casos mais graves é necessário mudar o projeto e região de interferência com a capa de contenção para se eliminar as trincas.
17.11 Trincas no eixo na região do rabo de andorinha e cunhas do gerador, em função do alto stress e esforços entre as peças.
18. Carcaça do gerador
18.1 Trincas na carcaça interna e externa do gerador podendo levar a desbalanceamentos e vibrações no gerador pela perda de rigidez mecânica.
18.2 Óleo no interior da carcaça contribuindo para contaminação do enrolamento estatórico e rotórico.
7 PROTEÇÕES ELÉTRICAS DE TURBOGERADORES
As proteções elétricas aplicáveis a turbogeradores são inúmeras. Neste capítulo foram escolhidos algumas delas utilizando critérios de importância e de abrangência aos diferentes tipos de falhas que podem ocorrer em turbogeradores. São elas: proteção de sobrefluxo, proteção contra motorização, proteção de perda de excitação, proteção contra carga desequilibrada, proteção contra terra estator 90%, proteção contra terra estator 3THN, proteção contra falta terra rotor, proteção de sub/sob frequência e proteção diferencial.
7.1 PROTEÇÃO DE SOBREFLUXO (ANSI 24)
A função de proteção de sobrefluxo ou sobreexcitação (V/Hz) é utilizada para proteger geradores e transformadores contra níveis excessivos de densidade de fluxo magnético. Um aumento na indução acima do valor nominal satura o núcleo de ferro e causa perdas por correntes de Foulcault (correntes parasitas) e por histerese, ocasionando assim sobreaquecimento.
O recurso da proteção de sobrexcitação monitora a relação tensão (U) e frequência (f), conforme equação (Eq.8), que é proporcional à indução (B) e a coloca em relação à indução nominal (BN), conforme equação (Eq.9). Neste contexto, tanto a tensão quanto a
frequência estão relacionadas com os valores nominais do objeto a ser protegido (gerador, transformador) (SIEMENS, Manual de Proteção Multifunção de Máquina, 2010, p.199).
! ~
#$Eq. 8 ( () *+,
=
--) *+, . .)=
# $ Eq. 97.2 PROTEÇÃO CONTRA MOTORIZAÇÃO (ANSI 32)
A proteção contra motorização do gerador é também conhecida como proteção antimotorização ou proteção de potência reversa. O fenômeno de motorização de um gerador tem como causa principal a falha de acionamento da máquina motriz (MAMEDE, Proteção de sistemas elétricos de Potência, 2017, p.357).
No caso de falha na máquina motriz, o gerador funciona como motor, sendo, portanto, alimentado pela rede. Esta condição leva ao sobreaquecimento das palhetas da turbina e deve ser interrompida rapidamente com a abertura do disjuntor da unidade (Engie, Manual de Manutenção de Sistema – Proteção UTLA, p. 26).
Um gerador “motoriza” quando a potência mecânica colocada no seu eixo é perdida enquanto ele ainda está conectado ao Sistema Interligado Nacional - SIN. De acordo com Reimert (2005, p. 191), considerando que o campo não seja afetado, o gerador começa a operar como um motor síncrono e, portanto, traciona a máquina motriz na velocidade síncrona. Assumindo que a excitação é mantida, o gerador pode funcionar indefinidamente como um motor síncrono.
Segundo o Manual de manutenção de sistema da Engie (2010, p. 26), a proteção contra motorização é obtida observando-se o fluxo de potência ativa. Numa condição de motorização este fluxo é de sentido sistema para o gerador, ou seja, potência reversa. Turbinas a vapor operando sem fluxo de vapor requerem cerca de 1 a 3% da potência nominal ativa para motorizar. Dessa forma, esta norma sugere o uso de um relé de potência reversa instalado, conforme a Figura 34.
Figura 34 - Topologia de montagem da função 32
7.3 PROTEÇÃO DE PERDA DE EXCITAÇÃO (ANSI 40)
Quando um gerador síncrono perde a excitação, ele acelera ligeiramente e opera como um gerador de indução, ou seja, absorve corrente reativa da rede, ao invés de fornecer. Mesmo durante o curto tempo da perda de excitação, há um desequilíbrio magnético na máquina, resultando sobreaquecimento perigoso (especialmente, se o rotor é de polos lisos) (CAMINHA, Introdução à proteção dos sistemas elétricos, 1977, p.123).
De acordo com Batista (2015, p. 43), atualmente são empregados diferentes métodos para detectar a perda ou a redução significativa de excitação, sendo os mais usuais, nos relés de proteção atuais, os de Mason e Berdy, o do Offset Positivo e o que utiliza características Mho sem offset, todos eles ilustrados na Figura35.
Figura 35 - Métodos de proteção contra perda de excitação
a) Método de Mason b) Método de Berdy
c) Método Offset Positivo d) Característica Mho Sem Offset
Fonte: MORAIS et al., 2009.
No método de Mason, é utilizada uma unidade Mho deslocada negativamente no eixo das reatâncias conforme o valor da reatância “X’d”, como na Figura 35-a. Seu diâmetro é definido de acordo com a reatância “Xd”. O funcionamento é similar à proteção de distância,
