CAMPUS UNIVERSITÁRIO DE TUCURUÍ
FACULDADE DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ERISON VILHENA DAS NEVES
ESTUDO DE CASO DA MODERNIZAÇÃO
DOS RELÉS DE PROTEÇÃO DA USINA
HIDROELÉTRICA DE CURUÁ-UNA
TUCURUÍ / PA 2014
FACULDADE DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ERISON VILHENA DAS NEVES
ESTUDO DE CASO DA MODERNIZAÇÃO
DOS RELÉS DE PROTEÇÃO DA USINA
HIDROELÉTRICA DE CURUÁ-UNA
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Faculdade do Curso de Engenharia Elétrica do Campus Universitário de Tucuruí da Universidade Federal do Pará como parte dos requisitos para obtenção do título de Bacharel em Engenharia Elétrica.
Orientador: Profª. Drª. Luciana Pereira Gonzalez
Co-orientador: Nielson Miranda Faria
TUCURUÍ – PA 2014
“Estamos na situação de uma criancinha que entra em uma imensa biblioteca, repleta de livros em muitas línguas. A criança sabe que alguém deve ter escrito aqueles livros, mas não sabe como. Não compreende as línguas em que foram escritos. Tem uma pálida suspeita de que a disposição dos livros obedece a uma ordem misteriosa, mas não sabe qual ela é”.
Dedicatória
A Deus, por estar comigo em todos os momentos.
Nunca me abandonou, e graças a sua infinita
misericórdia pude vencer todas as dificuldades
que apareceram no meu caminho.
Aos meus pais que sempre me deram todo o apoio
de que precisei. O amor de vocês por mim foi
incondicional, não mediam esforço para
ajudar-me quando precisava.
AGRADECIMENTOS
Acima de tudo, meus agradecimentos vão para o Ser mais importante e perfeito que existe, Deus. Aquele que meu a vida, e sem Ele jamais teria chegado aqui. Este amigo que sempre esteve ao meu lado, sempre me dando a força necessária para alcançar mais este objetivo. Obrigado meu Deus pelo dom da sabedoria. “Porque o Senhor dá a sabedoria; da sua boca vem o conhecimento e o entendimento (Pv. 2.6)”.
Aos meus pais, Edson Neves e Rosângela Neves e minhas irmãs, Rosana Neves e Cynthia Neves, pelo carinho, paciência, amor e todo apoio dedicado a mim durante este trabalho. Vocês sempre foram meu porto seguro. Todas às vezes que pensei em desistir, me encorajavam a nunca ficar cabisbaixo frente à dificuldade, sempre erguer a cabeça e continuar a jornada. Essa conquista é de vocês também.
Ao meu co-orientador e um grande amigo, Eng.º Nielson Farias pela valiosa contribuição na construção deste trabalho. Obrigado pelos conhecimentos fornecidos e os dados necessários para o estudo de caso.
Aos meus amigos Alessandro Pires e William Ribeiro pela força, apoio e amizade. Vocês foram fundamentais na minha caminhada rumo à graduação. Às minhas amigas Joseane Pinheiro e Giullia Teixeira, que quando mais eu precisava me davam palavras animadoras. Agradeço por terem sido como verdadeiras anjas na minha vida. À Maria Doriana, por ter confiado em mim. Ao Walmir Costa, que me ajudou bastante quando cheguei ao município desconhecido de meu curso. Seu nome não poderia ser esquecido.
A uma mulher que foi como uma mãe para mim em Tucuruí, Maria Gorete. Todos seus cuidados e o zelo que sempre teve comigo foram únicos. Nunca pensei em receber tanto amor, carinho e conselhos de uma pessoa que não conhecia há 4 anos, mas que fez parte da minha história e esta conquista dedico a você.
A todas outras pessoas que direta ou indiretamente ajudaram-me na construção deste sonho e sei que sempre torceram pelo meu sucesso.
RESUMO
Neste trabalho são apresentadas as principais funções de proteções aplicadas nos geradores das máquinas 01 e 02 da Usina Hidroelétrica de Curuá-Una.Com o advento da tecnologia e as vantagens que as inovações tecnológicas estavam trazendo para o sistema elétrico, achou-se viável a substituição dos obsoletos relés eletromecânicos pelos digitais microprocessados. Como toda inserção de algo novo, foram verificados impactos positivos para o sistema de proteção. Assim, um estudo de caso foi realizado de pós-falta, indicando que o relé digital multifunção mais atuado no decorrer do ano de 2013 foi o do transformador. Um gráfico foi criado para exemplificação do resultado obtido.
ABSTRACT
This work presents the main functions protections applied in generators machines 01 and 02, theHydroelectric Plant Curua-Una. With the advent of technology and the advantages that technological innovations were bringing to the electrical system, it has been found feasible to replace electromechanical relays obsolete by digital microprocessor.Like every insertion of something new, positive impacts were observed for the protection system. Thus, a case study was performed post-fault, indicating that the digital multifunction relay acted more during the year 2013 was the transformer. A chart was created to exemplify the result.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1: Usina Hidroelétrica de Curuá-Una. ... 14
Figura 2.1: Esquema básico de um gerador síncrono. ... 17
Figura 2.2: Processo de conversão de energia mecânica em elétrica em uma usina hidroelétrica. ... 19
Figura 2.3: Configuração típica de um sistema de excitação. ... 20
Figura 2.4: Diagrama unifilar dos elementos de um dispositivo de proteção. ... 22
Figura 2.5: Imagem real de TP em uma subestação. ... 24
Figura 2.6: Imagens reais de TC's. ... 25
Figura 2.7: Esquema básico com as principais proteções de um gerador. ... 28
Figura 2.8: Curva característica: de tempo definido (a) e de tempo dependente (b). ... 29
Figura 2.9: Curvas características de tempo normalmente inversa (NI), muito inversa (MI) e extremamente inversa (MI). ... 30
Figura 2.10: Esquema básico da proteção de sobrecorrente da saída de um gerador... 31
Figura 2.11: Representação em unifilar do relé 87 (diferencial). ... 32
Figura 2.12: Esquema simplificado da proteção diferencial. ... 32
Figura 2.13: Comportamento da tensão terminal (Vt), potência ativa (P) e potência reativa (Q) após a perda de excitação do gerador. ... 34
Figura 2.14: Modelo de proteção proposto por Mason. ... 35
Figura 2.15: Modelo proposto por Bedy para proteção contra perda de excitação com duas unidades mho com offset. ... 36
Figura 2.16: Esquema do aterramento de alta impedância. ... 37
Figura 2.17: Esquema da proteção terra-rotor. ... 39
Figura 2.18: Característica ideal de proteção da função 24. ... 41
Figura 2.19: Relé de distância (21), conectado a um sistema elétrico através de TP e TC. 42 Figura 2.20: Esquema de ligação de um relé de distância de proteção de fase. ... 43
Figura 2.21: Localização de Z no plano R-X de acordo com o fluxo de potência. ... 44
Figura 2.22: Zonas de relé de impedância. ... 44
Figura 2.23: Esquema do relé de frequência. ... 45
Figura 3.1: Foto de um relé eletromecânico. ... 48
Figura 3.2: Relé digital. ... 50
Figura 3.3: Conjunto de funções de proteção executadas pelo relé SEL-300G. ... 52
Figura 3.5: Vista frontal do relé SEL-300G. ... 54 Figura 3.6: Configuração da função 59 no software AcSELerator Quickset. ... 56 Figura 3.7: Imagem dos elementos componentes de uma UCD... 58 Figura 3.8: Sistema digital de regulação, supervisão, controle e proteção de Curuá-Una. . 59 Figura 3.9: Gráfico demonstrativo do nº de ocorrências de atuações dos relés respectivos das duas máquinas. ... 63
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1: Principais funções de proteção aplicadas a geradores síncronos. ... 27
Tabela 2.2: Função 27 Proteção de subtensão. ... 39
Tabela 3.1: Especificações do relé SEL-300G. ... 53
Tabela 3.2: Atuações dos relés SEL-300G e SEL-387. ... 62
SUMÁRIO
RESUMO ... 6
ABSTRACT ... 7
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO ... 13
1.1 Considerações gerais ... 13
1.2 Usina Hidroelétrica de Curuá-Una ... 14
1.3 Objetivos do Trabalho ... 15
1.4 Motivação ... 15
1.5 Estrutura do Trabalho ... 16
CAPÍTULO 2 - PROTEÇÃO DO GERADOR ... 17
2.1 Considerações Gerais ... 17
2.2 O gerador síncrono ... 17
2.2.1 Conceito ... 17
2.2.2 Princípio de funcionamento ... 18
2.2.3 Sistema de excitação ... 19
2.3 Anormalidades em geradores síncronos... 20
2.4 Fundamentos dos sistemas de proteção do gerador contra faltas ... 21
2.4.1 Estrutura de um sistema de proteção ... 21
2.4.2 Elementos de um dispositivo de proteção ... 21
2.4.2.1Bateria ... 22
2.4.2.2Transformadores de instrumentos para proteção ... 22
a) Transformadores de potencial ... 23
b)Transformadores de corrente ... 24
2.4.2.3Relés de proteção ... 25
2.4.2.4Disjuntores automáticos ... 26
2.4.3 Funções de proteção ... 26
2.4.3.1Proteção de Sobrecorrente (ANSI 50/51) ... 29
2.4.3.2Proteção diferencial (ANSI 87) ... 32
a) Proteção diferencial do gerador (87G) ... 33
b) Proteção diferencial do grupo gerador-transformador (87GT) ... 33
2.4.3.3Proteção de perda de excitação (ANSI 40) ... 33
2.4.3.5Proteção de terra de campo (ANSI 64) ... 37
a) 64-1 - Proteção contra faltas à terra no estator 100% ... 38
b) 64-2 – Proteção contra faltas à terra no estator 95% ... 38
c) 64F – Proteção contra faltas à terra no rotor ... 38
2.4.3.6Proteção de subtensão (ANSI 27) ... 39
2.4.3.7Proteção de Sobretensão (ANSI 59) ... 40
2.4.3.8Proteção de sobreexcitação – Volts por Hertz (ANSI 24) ... 40
2.4.3.9Proteção de distância (ANSI 21) ... 42
2.4.3.10Proteção de perda de sincronismo (ANSI 25) ... 44
2.4.3.11Proteção de frequência (ANSI 81)... 45
a) Proteção de sobrefrequência (81O) ... 46
b) Proteção de subfrequência (81U) ... 46
2.4.3.12Proteção falha de fusível (ANSI 60)... 46
2.4.3.13Proteção anti-motorização (ANSI 32) ... 47
CAPÍTULO 3 - IMPACTOS NA MODERNIZAÇÃO DA PROTEÇÃO DA UGH DA UHE DE CURUÁ-UNA ... 48
3.1 Breve caracterização da tecnologia eletromecânica ... 48
3.2 Arquitetura de um relé digital ... 49
3.3 Relé SEL-300G ... 51
3.3.1 Características gerais do relé ... 52
3.3.2 Parametrização do relé SEL-300G ... 54
3.4 Sistema de Proteção de Curuá-Una ... 58
3.5 Vantagens obtidas com a implantação dos relés digitais ... 60
3.6 Estudo de caso: Proteções mais atuadas em Curuá-Una ... 62
CAPÍTULO 4 - CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 65
4.1 Conclusão ... 65
4.2Trabalhos futuros ... 66
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
1.1
Considerações gerais
O principal objetivo de um Sistema Elétrico de Potência (SEP) é fornecer energia, de forma ininterrupta e de ótima qualidade aos consumidores. Entretanto, a energia até chegar a seu destino final, percorre um longo caminho, passando por sucessivas transformações, para então ser consumida e atender a demanda do cliente. Por causa disso, condições intoleráveis de operação podem surgir, causando diversas consequências negativas. Com o intuito de minimizar, o máximo possível, os possíveis danos aos equipamentos, que compõem o sistema elétrico, este deve estar protegido de todas as formas e de maneira eficaz. Para ter um bom fornecimento de energia, é necessário começar de sua geração.
O gerador é um componente extremamente importante para o sistema elétrico. Por isso, os requisitos de confiabilidade, rapidez, seletividade, segurança e precisão exigidos de um sistema de proteção tornam-se ainda mais críticos para proteger de maneira eficiente o equipamento. Com o avanço da tecnologia, os esquemas de monitoramento, além de efetuarem análises em tempo real, coletam informações confiáveis do sistema durante situações adversas. Com isso, abre a possibilidade de estudos pós-falta, compreendendo assim as causas do evento e detectando os fatores que levaram à ocorrência do distúrbio.
Os geradores estão sujeitos a vários tipos de faltas internas, dentre as quais se destacam os curtos-circuitos. Alémde faltas externas e condições operacionais adversas, como rejeição de carga, perda de outra unidade geradora importante etc., podem causar um grande impacto sobre o gerador e danificá-lo seriamente. Estas situações devem ser detectadas e interrompidas pelos sistemas de proteção antes de danificarem os equipamentos (LENZ e ROLIM, 2010).
Este trabalho faz um estudo das principais funções de proteções de geradores aplicadas na Usina Hidroelétrica de Curuá-Una, eas consequências decorridas da automação do sistema de proteção das unidades geradoras da usina.
1.2
Usina Hidroelétrica de Curuá-Una
A Usina Hidroelétrica de Curuá-Una (Figura 1.1)está localizada no Rio Curuá-Una, palavra esta que tem origem no Tupi-Guarani (Curuá: rio e Una: escuro), na Cachoeira do Palhão, a 70 km a Sudeste de Santarém, cerca de 850 km de Belém, no Estado do Pará.
Figura 1.1: Usina Hidroelétrica de Curuá-Uma (Fonte Eletrobras-Eletronorte).
O projeto inicial da UHE de Curuá-Una, na década de 1960, tinha por objetivo abastecer o município de Santarém e região de Aveiro. O projeto da usina previa uma capacidade instalada de 40MW, produzida por 4 turbinas que seriam instaladas em etapas, de acordo com o aumento da demanda. No entanto, ocorreu um crescimento populacional da região maior de que o esperado, aumentando a demanda por energia elétrica. Este aumento populacional foi devido à descoberta de metais preciosos na região, fato que atraiu muitas pessoas em busca de trabalho. Atualmente, a UHE de Curuá-Una possui 3 unidades geradoras hidráulicas, equipadas com turbinas Kaplan, sendo as UGH’s (Unidades Geradoras Hidráulicas) 1 e 2 com capacidade de geração de 10MW cada uma e a UGH 3 com capacidade de geração de 10,3MW, totalizando 30,3MW de potência útil. No momento a Eletrobrás-Eletronorte está viabilizando estudos para a implementação da quarta Unidade Geradora. No entanto, houve o crescimento da demanda por energia elétrica. Dessa forma, a UHE de Curuá-Una não pode ser responsável pelo abastecimento total da região, sendo necessário suprir a deficiência energética nos momentos de pico de consumo. A demanda extra de energia é garantida pelo sistema interligado de Tucuruí (tramo Oeste).
1.3
Objetivos do Trabalho
Este trabalho tem como objetivo geral abordar os assuntos relacionados às principais funções de proteções aplicadas para um gerador da UHE de Curuá-Una, bem como os impactos sofridos com a implantação dos relés digitais, em substituição aos obsoletos eletromecânicos.
Como objetivo específico este trabalho visa:
• Caracterização das principais funções de proteção do gerador, em como cada uma funciona;
• Descrição breve do sistema de proteção do gerador automatizado da UHE de Curuá-Una;
• As vantagens de se usar o sistema digital.
• Um estudo de caso pós-falta, para verificação de qual relé foi mais atuado no ano de 2013: o relé SEL-300G ou SEL-387.
1.4
Motivação
Falar de proteção de qualquer equipamento é algo complexo, ainda mais se tratando de uma máquina tão robusta e muito importante para o sistema elétrico que é o gerador. Com o avanço da tecnologia, a era digital invadiu o mercado, trazendo diversos benefícios. Assim, surge uma infinidade de opções que podem ser trabalhadas. Entretanto, muitas áreas ainda não foram exploradas. Diversas bibliografias trazem à tona o assunto a respeito de proteção de geradores, entretanto de maneira muito simples e geral.
Então, como maneira de mostrar algo mais específico, por que não falar das proteções aplicadas no gerador de uma usina? O processo de automação vem acontecendo em todos os setores produtivos. Junto com esse processo inovador vem os impactos. Logo, é importante ressaltar a justificativa da troca de uma tecnologia eletromecânica pela digital.
Neste trabalho todas as vantagens obtidas com o sistema digital foram contextualizadas. É importante compreender que o mercado nunca fica estagnado. Então é preciso mostrar que o advento da tecnologia vem pra ajudar o homem de alguma maneira. Claro que tudo tem suas consequências. Entretanto, adquirir sempre novas informações é importante para a produtividade da empresa. Estar cercado de novos desafios contribui para solução de problemas que dantes atormentavam, mas agora não incomodam mais.
O sistema elétrico é dinâmico. Cada vez mais, propostas de melhoria serão criadas. A era da informação proporciona ao profissional as ferramentas em busca de se obter uma energia de ótima qualidade, protegendo de maneira confiável e segura os equipamentos responsáveis pela geração da energia. Toda a máquina está sujeita a falhas. Por isso, a proteção desta precisa se atualizar constantemente. Evitar perdas de equipamentos não só favorece o fornecedor como também facilita a vida do consumidor, que sempre poderá usufruir de todas as vantagens que uso da energia elétrica proporciona.
1.5
Estrutura do Trabalho
No capítulo 2 são abordados os conceitos do gerador, desde seu princípio de funcionamento até aos fundamentos de proteção. O gerador, como qualquer outro equipamento, está sujeito a diversas anormalidades, tanto internas como externas. Assim, precisa ser protegido contra possíveis defeitos, para não prejudicar o sistema elétrico. Logo, existem elementos que o protegem, sendo o principal deles o relé. Então, as principais funções de proteção aplicadas a um gerador síncrono são explicadas, e como cada uma se comporta frente a qualquer falta, de origem desconhecida, que poderia trazer algum dano possível ao gerador.
No capítulo 3 uma descrição resumida do funcionamento dos relés eletromecânicos é mostrada. Então é explicado o porquê da troca dos relés eletromecânicos pelos digitais microprocessados. Todas as vantagens obtidas com a inserção desta nova tecnologia na UHE de Curuá-Una são explicitadas. O sistema de proteção da usina passou por um processo de automação, aumentando assim a confiabilidade do sistema. Os relés usados são da multinacional SEL. O que interessa é o qual protege o gerador, recebendo nomenclatura de SEL-300G, em que suas características são citadas. Como os relés são multifunções então a quantidade de equipamentos usados na proteção do gerador foi reduzida drasticamente. Cada UCD, além do relé do gerador, estão presentes os relés do transformador e os de bloqueio. No final do capítulo um estudo de caso foi realizado. A UHE de Curuá-Una após o processo de automação do seu sistema de proteção, um relé do grupo gerador-transformador foi mais atuado. Após descobrir qual foi, são levantadas as possíveis explicações da causa constante de sua atuação e um gráfico comparativo é indicado.
Para finalizar, no capítulo 4, são apresentadas as conclusões e as sugestões para trabalhos futuros a respeito do assunto tratado aqui.
CAPÍTULO 2
PROTEÇÃO DO GERADOR
2.1
Considerações Gerais
A característica principal de um gerador elétrico é converter energia mecânica em elétrica. Sabendo da grande importância que o gerador tem para o sistema elétrico de potência (SEP). Então, este capítulo apresentará de forma bem sucinta as principais formas de proteção do gerador, principalmente a atuação dos relés de maneira a protegê-lo contra anormalidades que o mesmo poderá estar sujeito.
2.2
O gerador síncrono
2.2.1
Conceito
O gerador síncrono tem muita aplicabilidade, principalmente em centrais elétricas, como as hidroelétricas. O nome síncrono se deve ao fato de sua velocidade de rotação ser igual à velocidade do campo girante (velocidade de sincronismo) com a frequência da tensão elétrica alternada aplicada nos terminais da máquina. A Figura 2.1 mostra o esquema básico de um gerador síncrono.
O gerador síncrono é composto por duas partes: a parte girante é chamada de rotor (campo) e a parte fixa recebe o nome de estator (armadura). A estrutura de campo pode ter polos salientes ou não e tem como função gerar um campo magnético constante para excitar a máquina de forma que seja possível a indução de tensões nos terminais dos enrolamentos do estator. Assim, é aplicada em seus enrolamentos uma tensão contínua. A armadura é montada em volta do rotor, pra que este possa girar no seu interior. Pelo estator circula toda a energia elétrica gerada, sendo que, comumente, seus enrolamentos são alimentados por um sistema de tensões alternadas trifásicas.
2.2.2
Princípio de funcionamento
Como mostrado na Figura 2.1, o giro do eixo da turbina gera uma energia mecânica, a qual é fornecida ao gerador, nesse caso se a geração de energia for hidráulica. O gerador, como está ligado à rede elétrica, a tensão medida em seus terminais é controlada pela frequência de rotação do rotor e pelo número de polos que este possui: para uma dada frequência desejada, um gerador de mais polos pode girar a uma velocidade menor.
Para a conversão da energia mecânica em elétrica, o eixo da turbina hidráulica (considerada uma fonte primária de baixa velocidade) é acoplado mecanicamente ao rotor do gerador onde estão alojados os polos e exerce sobre eles uma força fazendo-os girar a uma velocidade uniforme dentro do campo magnético, e este movimento irá variar no tempo a intensidade do campo magnético que atravessa os enrolamentos do estator. E, de acordo com a lei de Faraday, a uma velocidade linear, ocorrerá uma indução de tensões aos terminais da armadura. Esta variação da f.e.m. (força eletromotriz) no condutor em função do tempo é determinada pela lei da distribuição da indução magnética sob um polo. Assim, para o gerador síncrono a f.e.m. induzida será senoidal e trifásica. A Figura 2.2 mostra o processo de conversão da energia mecânica para elétrica em usina hidroelétrica, onde a turbina hidráulica aciona mecanicamente o gerador.
Figura 2.3: Processo de conversão de energia mecânica em elétrica em uma usina hidroelétrica (Fonte Mussoi).
Em uma usina hidroelétrica a energia elétrica é obtida do aproveitamento hidráulico de um rio. O empreendimento é construído em rios, para que apresente desníveis no curso da água. Então a parte mais alta é chamada de montante, em que a água é canalizada e é direcionada por tubulações presentes na usina. Essa força da água em movimento é chamada de energia potencial. Ao entrar na tubulação as turbinas serão ativadas, e o giro destas provocará a conversão de energia potencial em energia mecânica. Estas turbinas estão conectadas ao gerador, responsável pela transformação da energia mecânica em energia elétrica.
2.2.3
Sistema de excitação
A função do sistema de excitação é estabelecer a tensão interna do gerador síncrono. Em consequência, o sistema de excitação é responsável não somente pela tensão de saída da máquina, mas também pelo fator de potência e pela magnitude da corrente gerada (KINDERMANN, 2008).
A figura 2.3 mostra o diagrama de blocos com a configuração física de um sistema de excitação típico.
Figura 2.4: Configuração típica de um sistema de excitação (Fonte Morais).
A excitatriz é a fonte DC para o campo e sua saída é controlada pelo regulador de tensão, tal que a tensão gerada assuma o valor desejado. Para isso, o regulador iniciará uma ação corretiva através da variação do controle da excitatriz, exercendo um papel importante na estabilidade do SEP. O bloco “Controles Auxiliares” mostrado na Figura 2.3, inclui funções como adição de amortecimento ao sistema de controle, compensação de corrente reativa e estabelecimento de limites de sobre e subexcitação.
2.3
Anormalidades em geradores síncronos
Segundo Maezono (2004), os geradores são afetados por:
• Faltas externas, podendo gerar severas vibrações e sobreaquecimento do rotor.
• Sobrecarga, aumentando assim as perdas e elevando a temperatura no enrolamento estatórico.
• Carga desbalanceada, provocando correntes induzidas de frequência dupla no rotor.
• Sobretensão dinâmica, quando ocorre um excesso de tensão causando diversos desequilíbrios no sistema.
• Sobrexcitação em grupo gerador, em que há a ocorrência de níveis excessivos de densidade de fluxo magnético, fazendo-os percorrer por caminhos não projetados.
• Faltas internas no estator, estas podem ser curto-circuito a terra ou entre fases ou entre espiras.
• Faltas internas no rotor, também podem ser de curto-circuito a terra ou entre espiras.
• Perda de campo e perda de sincronismo, em que ao se perder a excitação leva à ausência de sincronismo. Assim, o gerador passa a rodar de modo assíncrono, com velocidade acima da síncrona, absorvendo então potência reativa.
• Energização acidental do gerador, em que a corrente resultante é elevada resultando num rápido aquecimento.
• Sobre ou subfrequência, podendo estressar mecanicamente a máquina e saturar o circuito magnético respectivamente.
2.4
Fundamentos dos Sistemas de Proteção do Gerador Contra Faltas
2.4.1
Estrutura de um Sistema de Proteção
Devido um sistema de proteção ter uma grande importância, é necessário que este possua uma estrutura que evite a falha de qualquer de seus componentes. Assim, é estruturado de três formas: principal, retaguarda e auxiliar.
• Proteção primária: responsável por remover a falta inicialmente, ou seja, em caso de falta dentro da zona protegida, é quem deverá atuar por primeiro.
• Proteção secundária: responsável por remover as faltas como segunda alternativa, ou seja, só deverá atuar quando ocorrer falha da proteção primária.
• Proteção auxiliar: é constituída por funções auxiliares da proteção principal e de retaguarda, cujos objetivos são sinalização, alarme, temporização, intertravamento etc. (ALMEIDA, 2000).
2.4.2
Elementos de um dispositivo de proteção
Os elementos que compõem um dispositivo de proteção permitem que uma falta seja detectada, analisada e removida. Dentre os principais estão a bateria, os transformadores de instrumentos, o relé e o disjuntor automático. A Figura 2.4 mostra um diagrama unifilar simplificado do posicionamento destes elementos no sistema de proteção.
Figura 2.5: Diagrama unifilar dos elementos de um dispositivo de proteção (Fonte Sato).
2.4.2.1 Bateria
Bateria é o dispositivo eletroquímico que armazena energia. Por isso, é o elemento que garante a continuidade do fornecimento de energia necessária para operar o dispositivo de proteção, em caso de falha na alimentação principal. Assim, o dispositivo de proteção não pode ser energizado diretamente da linha.
Portanto, um dispositivo de proteção tem que contar com sua própria fonte de potência que permita sua operação isolada, sem depender, por um tempo suficiente, de fontes externas. Em geral, a bateria DC está permanentemente conectada através de um carregador na corrente alternada dos serviços auxiliares da subestação e, se o circuito AC falhar, tem um período de funcionamento de 10-12 horas (ALVARADO et. al, 2011).
2.4.2.2 Transformadores de Instrumentos para Proteção
O dado de entrada no relé de proteção deve refletir o estado do sistema de potência. Embora existam várias exceções, os dados, geralmente usados, são as magnitudes de corrente e de tensão. Logicamente, devido a seus altos valores, as tensões e correntes atuais na rede não podem ser usadas diretamente como sinais de entrada dos relés e devem usar elementos que reduzam esses valores para um nível mais adequado. Esses elementos são os transformadores de instrumentos para proteção (ALVARADO et. al, 2011).
Segundo Sato (2005), a principal função desses equipamentos é transformar as altas correntes e tensões do SEP para valores baixos. Os valores nominais dos enrolamentos secundários desses transformadores são padronizados para que relés e instrumentos de medidas possam ser conectados.
Os transformadores de instrumentação podem ser: transformadores de potencial (TP) e transformadores de corrente (TC).
a) Transformadores de potencial
São transformadores desenvolvidos para operar com os terminais do secundário com cargas de elevadas impedâncias, como é o caso da bobina de voltímetros, bobinas voltimétricas dos relés etc. (SIMONE, 1998). Isso quer dizer que um TP, mostrado na Figura 2.5, é capaz de reduzir a tensão do circuito primário (entrada) para níveis compatíveis suportáveis pelos instrumentos de medição em seu secundário (saída). A tensão reduzida obtida no secundário do TP é diretamente proporcional a do primário como mostrado na equação 2.1:
= = (2.1)
Onde:
RTP = Relação de transformação de potencial E1= Tensão no enrolamento primário do TP E2 = Tensão no enrolamento secundário do TP N1 = Número de espiras do primário do TP N2= Número de espiras do secundário do TP
Segundo a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), para altas tensões em redes trifásicas a tensão no enrolamento secundário dos transformadores de potencial é padronizada em 115 V (tensão de linha) ou 66,39 V (tensão de fase). Os TP’s devem suportar sobretensões dinâmicas do sistema da ordem de 20% acima do valor nominal.
Figura 2.6: Imagem real de TP em uma subestação.
b) Transformadores de corrente
São transformadores destinados a operar com seus secundários sobre cargas com impedância reduzida, como bobinas de amperímetros, bobinas de corrente de relés etc. (SIMONE, 1998). Seguindo a mesma lógica do TP, o TC, mostrado na Figura 2.6, é capaz de reduzir suficientemente, no seu secundário, a alta corrente que circula em seu enrolamento primário a fim de possibilitar o seu uso por equipamentos de medição. A equação referente a esta redução de corrente é mostrada na equação 2.2:
= = (2.2)
Onde:
RTC = Relação de transformação de corrente
I1 = Corrente que circula no enrolamento primário do TC I2 = Corrente que circula no enrolamento secundário do TC
Na maioria dos países os enrolamentos secundários dos TC’s são padronizados em 5 A, enquanto que na Europa é difundido o de 1 A. Então, os TC’s são projetados para suportar, por poucos segundos, correntes elevadas de curtos-circuitos, que podem alcançar 50 vezes o valor da carga.
Figura 2.7: Imagens reais de TC's.
2.4.2.3 Relés de Proteção
Os relés de proteção são os elementos mais importantes do sistema de proteção. Entende-se que estes funcionam como se fossem o cérebro do processo, já que recebem a informação, processam-na, tomam as decisões que lhe foram configuradas e ordenam as medidas a serem tomadas.
Segundo Miñambres et. al (2011), um relé de proteção internamente possui três estágios:
a) Processamento do sinal.
b) Aplicação da função de proteção. c) Lógica de acionamento.
O funcionamento dos relés depende dos dados que estes recebem. Entretanto,esses códigos não podem ser recebidos diretamente dos transformadores de instrumentos. Então o primeiro estágio citado pelo autor que é de processamento, irá ajustar os sinais de entrada ao formato utilizado pelo relé.
Após os relés de proteção já possuírem os dados de que precisam, procede aplicar os critérios de decisão que foram configurados. Esses critérios são estabelecidos usando as funções de proteção básica que serão discutidas mais adiante. O elemento em cada função básica é desempenhado e chamado de unidade de medição. Devido à complexidade, é essencial que várias dessas funções sejam implementadas em um só relé, para que este opere corretamente.
O terceiro estágio do relé está definido em sua lógica de acionamento, em que após os resultados fornecidos pelas diferentes funções de proteção, passarão a ser analisados em
conjunto, e decidir como o relé deve atuar. Esse processo é configurado utilizando um circuito de controle auxiliar associado aos disjuntores de operação do relé. O comando se dá através de contatos que ativam os circuitos de acionamento dos disjuntores.
2.4.2.4 Disjuntores Automáticos
O disjuntor automático é o elemento do SEP que permite a circulação da corrente ou a aberturado circuito energizado impedindo o fluxo. Sua operação é ordenada pelo comando do relé de proteção, em que vários disjuntores são coordenados com a finalidade de isolar a falta.
Quando o relé é sensibilizado por alguma falta, este irá mandar o comando para o disjuntor abrir o circuito, impedindo a circulação da corrente de falta, e assim permanecerá por um tempo pré-determinado. Após esse período, o relé manda a informação de religamento do circuito. Caso a corrente de falta não tenha sido eliminada, novamente ocorre a abertura do sistema e depois seu fechamento. Se persistir a falta, o relé abrirá novamente o disjuntor, entretanto, essa terceira abertura permanecerá fixa, só podendo ser desfeita com a intervenção de um operador.
Segundo Miñambres (2011), o acionamento do disjuntor se dá pelo circuito de controle (o qual é comandado pelo respectivo relé de proteção), contatos principais (ao trocarem de posição poderão abrir ou fechar o disjuntor) e contatos auxiliares (em que emitem informações ao relé indicando se o disjuntor está aberto ou fechado).
2.4.3
Funções de Proteção
Os geradores constituem as peças mais caras no equipamento de um sistema de potência, e são sujeitos a mais tipos de defeitos que qualquer outro equipamento. Assim, o desejo de protegê-los contra essas possíveis condições anormais, ao mesmo tempo mantendo a proteção simples e confiável, pode resultar em consideráveis divergências de opinião. Isto porque uma operação intempestiva pode ser, às vezes, tão grave quanto uma falha ou demora de atuação da proteção (CAMINHA, 1977).
Assim, visando cobrir as faltas e demais anormalidades que o gerador síncrono está sujeito, aplicam-se diversas funções (relés) de proteção. A Tabela 2.1 lista as principais proteções aplicadas a um gerador.
Tabela 2.1: Principais funções de proteção aplicadas a geradores síncronos (Fonte do Autor).
FUNÇÃO ANSI/IEEE
DESCRIÇÃO
50/51 Proteção de Sobrecorrente (Instantâneo/Temporizado) 87 Proteção Diferencial
40 Proteção de Perda de Excitação 46 Proteção de Sequência Negativa 64 Proteção de Terra de Campo 27 Proteção de Subtensão 59 Proteção de Sobretensão 24 Proteção de Sobreexcitação 21 Proteção de Distância
25 Proteção de Perda de Sincronismo 81 Proteção de Frequência
60 Proteção Falha de Fusível 32 Proteção Anti-motorização
A Figura 2.7 mostra o esquema com as principais proteções do gerador.
2.4.3.1 Proteção de Sobrecorrente (ANSI 50/51)
A proteção de sobrecorrente detecta níveis altos de corrente causados por curtos-circuitos entre duas ou mais fases ou entre uma ou mais fases e a terra. Existem dois tipos de proteção de sobrecorrente, a proteção de sobrecorrente direcional e a não- direcional. A diferença entre essas proteções é que a proteção de sobrecorrente direcional considera a amplitude e o ângulo da corrente medida para definir sua atuação, enquanto a não-direcional considera apenas a amplitude (SILVA, 2008). Neste tópico será tratada apenas esta última.
Referente ao tempo de atuação do relé, este possui curvas características de dois tipos: de tempo definido (irá atuar para qualquer valor de corrente igual ou superior à mínima ajustada) e de tempo dependente(irá atuar em tempos decrescentes para valores de corrente igual ou superior à mínima de atuação).
Figura 2.9: Curva característica: de tempo definido (a) e de tempo dependente (b) (Fonte Almeida).
A Figura 2.8 ta é o tempo de atuação e IMIN,AT é a corrente mínima de atuação. Estes
são os parâmetros de ajustes para que se obtenham os gráficos da Figura 2.8 (tempo x corrente) referente ao tipo de característica do relé.
Em relação à curva de tempo dependente, esta pode ser classificada em três grupos: Normalmente Inversa (NI), Muito Inversa (MI) e Extremamente Inversa (EI).
Figura 2.10: Curvas características de tempo normalmente inversa (NI), muito inversa (MI) e extremamente inversa (MI) (Fonte Almeida).
Essas curvas são definidas, por norma segundo Almeida, a partir de equações exponenciais do tipo a (2.3):
= ( )∝− 1 (2.3)
Onde:
ta =tempo de atuação do relé.
k e α = constantes que, dependendo do valor recebido, irão definir os grupos (NI, MI ou EI).
M = múltiplo de corrente.
TMS = valores diferencias de tempo, em que seus valores deslocam as curvas ao longo do eixo do tempo.
Os relés de sobrecorrente são compostos por duas unidades: instantâneas e temporizadas, nos equipamentos elétricos estas recebem os números 50 e 51, respectivamente. A unidade 50 atua instantaneamente ou segundo um tempo previamente definida. As unidades instantâneas trabalham com dois ajustes: corrente mínima de atuação e tempo de atuação. A unidade 51 pode atuar com curvas de tempo dependentes ou de tempo definido. As unidades de tempo dependentes permitem dois tipos de ajustes: corrente mínima de atuação e curva de atuação (VIANA, 2010). A Figura 2.10 mostra o esquema básico da disposição da proteção de sobrecorrente na saída do gerador.
Figura 2.11: Esquema básico da proteção de sobrecorrente da saída de um gerador (Fonte Almeida).
Dependendo das funções exercidas pelos relés 50/51, estes recebem nomenclaturas que simplesmente são uma complementação da tabela ANSI.
• 50N/51N: proteção de sobrecorrente instantâneo de neutro/ proteção de sobrecorrente temporizado de neutro (tempo definido ou curvas inversas).
• 50G/51G: proteção de sobrecorrente instantâneo de terra/ proteção de sobrecorrente temporizado de terra (tempo definido ou curvas inversas). Esta irá detectar falhas na terra em redes aterradas de baixa impedância.
• 50P/51P: proteção de sobrecorrente instantâneo de fase/ proteção de sobrecorrente temporizado de fase. Usada em condição de sobrecarga.
• 50BF: proteção contra falha de disjuntor. Esta irá atuar disparando qualquer disjuntor acima no circuito. Caso, a falha não desaparecer com o disparo inicial do disjuntor 52.
• 51V: proteção de sobrecorrente com restrição de tensão. Irá operar para falhas a jusante que não tenham sido eliminadas por outros relés. A dependência da tensão proporciona segurança contra operação indevida durante condições de sobrecarga, mas permite melhorar sensibilidade requerida pela capacidade limitada do gerador de fornecer uma corrente confirmada de curto-circuito.
2.4.3.2 Proteção Diferencial (ANSI 87)
Esse tipo de proteção compara magnitudes elétricas de entrada e saída do equipamento protegido, e atua quando o vetor diferença de duas ou mais magnitudes similares excede o valor preestabelecido ou ajustado. A Figura 2.11 representa o esquema unifilar do relé 87.
Figura 2.12: Representação em unifilar do relé 87 (Fonte Mardegan).
Na proteção de sistemas elétricos de potência, é uma das funções mais utilizadas, tanto que até mesmo outros relés realizam o seu papel, como é o caso dos relés de sobrecorrente. Segundo Kindermann (2005), a proteção diferencial é largamente empregada na proteção de transformadores de potência, cabos e linhas de transmissão, máquinas rotativas dos curtos-circuitos, o qual produz elevadas correntes de curto-circuito.
A Figura 2.12 mostra um esquema simplificado da proteção diferencial de um gerador.
O relé diferencial pode ser comum (só atuará para faltas internas - dentro da zona delimitada pelos TC’s, ou seja, só entrará em operação quando ocorrer a diferença vetorial das correntes de entrada e saída) e percentual (este possui operação normal no defeito fora da zona protegida).
O relé diferencial 87, assim como outros, também recebe complementações da norma ANSI. Os principais aqui citados são:
a) Proteção diferencial do gerador (87G)
A ocorrência de faltas internas no gerador, como faltas à terra, fase a fase e de espira a espira, requer uma proteção especial, neste caso, os relés diferenciais. Estes devem ter atuação rápida para curto-circuito interno, e bastante sensível, para que possam detectar falhas de baixa corrente.
b) Proteção diferencial do grupo gerador-transformador (87GT)
Esta proteção é bastante importante, porque ela trabalha o conjunto gerador e o respectivo transformador elevador. Isto porque, além de oferecer proteção contra qualquer falha no transformador, também atua como retaguarda para a proteção diferencial do gerador.
2.4.3.3 Proteção de Perda de Excitação (ANSI 40)
Segundo a Norma IEE Std C37.102TM (2006), a excitação em máquinas síncronas pode ser completa ou parcialmente perdida por meio de:
• Abertura acidental do disjuntor de campo;
• Ocorrência de um curto-circuito no circuito de campo;
• Falha no regulador de tensão;
• Mal contato nas escovas de excitatriz;
• Falha na fonte de alimentação do sistema de excitação.
Quando um gerador síncrono pede a excitação, ele acelera ligeiramente e opera como um gerador de indução; ou seja, puxa corrente reativa da rede, ao invés de fornecer
(CAMINHA, 1977). Assim, o campo do rotor perde repentinamente sua força magnetomotriz – fmm, e começa a girar com uma velocidade diferente da nominal, perdendo o seu acoplamento magnético com o estator, e ocasionando uma redução do ângulo da potência ativa de saída da máquina. Logo, há uma injeção de correntes reativas induzidas pelo sistema no corpo do rotor, enrolamentos amortecedores e enrolamentos de campo gerando então aquecimento excessivo. A Figura 2.13 mostra o comportamento do gerador após perder sua excitação.
Figura 2.14: Comportamento da tensão terminal (Vt), potência ativa (P) e potência reativa (Q) após a
perda de excitação do gerador (Fonte Morais).
De acordo coma Figura 2.13, a absorção de potência reativa do sistema pelo gerador desencadeia uma queda na tensão terminal do mesmo, causando problemas de instabilidade angular, perdas de carga etc.
Este desequilíbrio ocorre em um curto espaço de tempo, e por isso um equipamento de proteção rápido e automático deve atuar. Assim, é usado um tipo de relé direcional de distância (mho ou admitância) alimentada pela tensão e corrente alternada do gerador principal.
O principal objetivo da proteção da função 40 (que no fundo é um relé de distância) consiste em assegurar que quando o gerador entrar na região de subexcitação, não ocorra a perda de campo, com provável consequência a retirada do gerador do sistema.
O primeiro modelo de proteção consiste no qual foi proposto por Mason, em 1949. Um relé de distância mho offset, polarizado para monitorar a impedância vista dos terminais do gerador (ANSI 40). Os ajustes para o cumprimento do modelo são o afastamento da origem no plano R-X (offset), cuja configuração recomendada é igual a metade da reatância
transitória de eixo direto da máquina (X’d/2), e o diâmetro da característica de operação, igual
ao valor da reatância síncrona de eixo direto (Xd).
Figura 2.15: Modelo de proteção proposto por Mason (Fonte Morais).
De acordo com Kindermann, o relé de Admitância é definido pela equação 2.4:
′ = cos(# − $) (2.4)
Onde:
Z’: impedância de admitância
Kd: constante relacionada ao torque de operação. Kv: constante relacionada ao torque de restrição. r: ângulo de máximo torque.
θ: ângulo de defasagem entre tensão e corrente.
Quando a máquina perde o campo, a tensão deste começa a decair exponencialmente. O que inicialmente o ângulo entre as tensões do gerador estava no 1º quadrante, após a perda de excitação, a tensão terminal da unidade geradora decresce, fazendo o ângulo cair para o 4º quadrante. Como a tensão do sistema é constante, quem vai realizar a trajetória de decaimento é a impedância até entrar na característica do elemento de perda de campo, representado na Figura 2.14 pelo diâmetro traçado por Mason, e então o relé dispararia.
Para maximizar a área de operação da curva de capacidade da máquina síncrona delimitada pela limitação por excitação mínima, e a necessidade de se adotar um esquema de proteção de maior seletividade, em que a proteção não atue de forma incorreta devido a outras
condições anormais de operação, duas zonas de proteção para o relé mho são utilizadas. Este modelo segue o qual foi proposto por Bedy, em 1975. A Figura 2.15 mostra o esquema de proteção.
Figura 2.16: Modelo proposto por Bedy para proteção contra perda de excitação com duas unidades mho com offset(Fonte Morais).
O elemento 40 consiste de duas zonas mho impedância de sequência positiva. Zona 1 (Z1) será sempre aplicada como zona interna. Considerada região crítica, é ajustada com
retardo de tempo muito curto, para que uma possível perda de campo, o deslocamento da impedância aparente ao chegar na Z1, o relé quase que instantaneamente atuará, impedindo
assim a perda total de excitação da máquina. A zona 2 (Z2) possui um retardo de tempo maior,
a qual representa condições leves de perda campo.
2.4.3.4 Proteção de Sequência Negativa (ANSI 46)
A função de sequência negativa detecta desbalanços de corrente, com ou sem terra. Este desequilíbrio em um sistema trifásico fará com que apareçam as componentes simétricas de sequência negativa.
Segundo Mardegan publicou na revista “O setor elétrico” o surgimento de sequência negativa (I2) pode se dar das seguintes formas:
• Uma ou duas fases abertas;
• Carga desequilibrada (Circuitos primários de distribuição);
O desbalanço produz campo girante no sentido reverso e induz correntes de frequência dupla no rotor, podendo haver aquecimento severo tanto no rotor quanto nos enrolamentos amortecedores.
Assim, são usados elementos instantâneos de sobrecorrente que sensibilizam com corrente de sequência negativa. Estes são providos de uma função de alarme separada para alertar o operador da condição existente de desequilíbrio. A temporização para o alarme é de um tempo definido, suficiente para eliminar a falha. Caso contrário, será ordenada a abertura automática do disjuntor principal do gerador, retirando assim a máquina do sistema.
2.4.3.5 Proteção de Terra de Campo (ANSI 64)
Em usinas hidroelétricas, a topologia de aterramento mais utilizada nos geradores síncronos é o aterramento de alta impedância. Para esta realização, é utilizado um transformador de distribuição, em que o neutro do enrolamento da máquina geradora é conectado à terra através do primário do transformador. No lado secundário deste um resistor é conectado, com um valor de resistência não muito alto para limitar as corrente de falta monofásicas à terra, já que devido à relação de transformação, esta resistência é vista pelo gerador como um valor elevado. A Figura 2.16 mostra o esquema do aterramento de alta impedância.
Figura 2.17: Esquema do aterramento de alta impedância (Fonte Manual de instruções da SEL).
Relés diferencias e de sobretensão participam da proteção contra faltas à terra. Entretanto, para topologia de aterramento com alta impedância as correntes de falta a terra podem ser muito pequenas,dificultando assim a detecção da falta pela proteção diferencial. Assim, a função de proteção mais utilizada em usinas hidroelétricas é a de sobretensão. O relé respectivo é conectado em paralelo com o resistor mostrado na figura 2.16. Usando esse
método, a sensibilidade para a detecção de faltas para terra é maior, isso devido à relação de transformação do transformador de distribuição.
Então, este tipo especial de proteção de sobretensão denominado de 59GN, pela norma ANSI, também recebe a nomenclatura de 64. O relé de sobrecorrente também é usado para a proteção de terra de campo. Serve como retaguarda em caso de falha do relé de sobretensão.
No entanto, em casos de uma falta muito próximos ao neutro da máquina, a tensão do neutro causada pela falta cai abaixo da sensibilidade mínima do elemento de sobretensão. Fazendo o relé não atuar, ou até mesmo operar indevidamente. Por isso, os parâmetros dessa função são projetados para proteger 95% a 100% dos enrolamentos do gerador.
a) 64-1 - Proteção contra faltas à terra no estator 100%
Falta à terra em pontos próximos ao neutro ou no próprio fechamento do neutro precisam ser detectados, uma vez que, no caso de um segundo curto-circuito fase-terra num outro ponto da máquina, a falta será plena, sem a limitação introduzida pelo aterramento da alta impedância (MAEZONO, 2004).
Assim sendo, por ser de grande perigo para o sistema elétrico, se utiliza uma proteção para detectar curtos-circuitos a terra em 100% do enrolamento estatórico.
b) 64-2 – Proteção contra faltas à terra no estator 95%
Esta proteção detecta eventuais contatos do enrolamento do estator à terra. A instalação deste relé será sensível a faltas à terra de 0 a 95% do enrolamento, sendo que outros 5% perto do neutro ficarão desprotegidos
.
c) 64F – Proteção contra faltas à terra no rotor
O circuito de campo de geradores síncronos é um sistema DC não aterrado. Um defeito na isolação do rotor ou uma simples falta à terra em qualquer ponto do circuito de campo, não afetará a operação do gerador, nem produzirá qualquer efeito ou dano na máquina. Entretanto, em caso de ocorrência de um curto-circuito num segundo ponto, implicará na perda de várias espiras do enrolamento do rotor, produzindo fluxos desbalanceados nos entreferros da máquina. Assim, a proteção terra-rotor tem a função de
detectar a primeira falta para a terra e nesta situação acionar um alarme ou retirar a máquina de operação.
Figura 2.18: Esquema da proteção terra-rotor (Fonte Sato).
2.4.3.6 Proteção de subtensão (ANSI 27)
As faltas próximas, ou a perda de um gerador, ou um aumento na demanda do sistema reduzem a tensão de saída gerada. A excitatriz aumenta o campo para compensar esta redução de tensão, causando um sobreaquecimento do estator e do rotor do gerador.
O relé 27 opera quando a tensão elétrica atingir níveis de tensão abaixo de valores requeridos. Este mede as três tensões linha a linha e, sempre que a menor delas cair abaixo da configuração de acionamento feita pelo usuário para um estágio específico, esse estágio será acionado e um sinal de partida será emitido. Se a situação de falha permanecer por mais tempo que a configuração de atraso do tempo de operação estabelecida pelo usuário, um sinal de desarme será emitido.
A Tabela 2.2é um exemplo indicando as configurações, que normalmente são feitas para a utilização do relé, valores estes extraídos do manual de instruções da ABB.
Tabela 2.2: Função 27 Proteção de subtensão.
Parâmetro 27 Faixa Incremento
Ajuste de partida 20 a 200 volts 1 volt
2.4.3.7 Proteção de Sobretensão (ANSI 59)
A função 59 é utilizada para proteger equipamentos, neste caso o gerador, contra estresse na isolação provocada por excesso de tensão.
Pode-se aplicar função de sobretensão sob as seguintes condições:
• O ajuste deve ser tal ponto para que não ocorra uma tensão acima de 10% da tensão de fornecimento. Isto fará que somente uma entrada de tensão de fase deva ser excedida para uma condição de partida.
• A função deve ser temporizada, com característica de tempo definido ou de tempo inverso, para dar tempo de atuação do regulador de velocidade em casos de variação momentânea. Este retardo definido oferece uma temporização para permitir condições transitórias no sistema.
• Uma função instantânea pode ser ajustada para sobretensão severa.
Assim como os relés de sobrecorrente, os de sobretensão são apresentados em duas versões, de acordo com suas características:
a) Relés de sobretensão instantâneos (59I). b) Relés de sobretensão temporizados (59T).
2.4.3.8 Proteção de Sobreexcitação – Volts por Hertz (ANSI 24)
A sobreexcitação é caracterizada pela relação tensão/frequência (V/Hz), em que os níveis de densidade de fluxo estão acima do normal. E, como consequência deste tipo de operação pode ocorrer saturação no núcleo magnético, fluxo em componentes não laminados, gerando assim correntes excessivas no campo, desencadeando um severo aquecimento das estruturas do núcleo e o isolamento, provocando falhas no gerador.
Os danos por sobreexcitação, tipicamente acontecem durante os períodos de operação fora da frequência da máquina; ou seja, partida e parada do gerador, como o sistema de excitação é ajustado de maneira a manter a saída com a tensão nominal. Então durante períodos em que o gerador é conectado ao sistema, uma falha do regulador de tensão poderá causar sobreexcitação.
Assim, a função 24 (V/Hz) é utilizada para proteger geradores e transformadores contra níveis excessivos de densidade de fluxo magnético. Por isso, as limitações dos
equipamentos são importantes para se determinar os ajustes dessa função, cobrindo assim todos os limites.
Para o relé, os esquemas de proteção contra sobreexcitação são:
• Relé V/Hz tempo definido
Atua quando a sobreexcitação tem estado presente por um intervalo de tempo previamente definido e é ajustado para uma determinada relação V/Hz. O ajuste de operação rápida para grandes variações, fica entre 1,15 e 1,20 pu e com temporização entre 1 e 5 s, e um ajuste lento com variações menos severas, geralmente acima de 1,10 pu e tempo de atuação de entre 40 e 60 s (CARRASCO, 2009).
• Relé V/Hz de tempo inverso
Este esquema baseia a operação em uma curva de tipo inverso, ou seja, que atua mais rápido para valores V/Hz maiores (CARRASCO, 2009).
A figura 2.18 mostra características possíveis de proteção, cobrindo os limites.
Figura 2.19: Característica ideal de proteção da função 24 (Fonte Morais).
De acordo com a Figura 2.18, o limite do gerador é representado pela curva em preto. Já a curva azul é composta por pares de valores de característica térmica que modela o aquecimento que a sobreexcitação provoca sobre o equipamento protegido. O gráfico da direita mostra um esquema que incorpora dois elementos de tempo definido com ajustes diferentes.
2.4.3.9 Proteção de distância (ANSI 21)
A proteção de distância compara duas grandezas: a corrente (I) no local de instalação do relé, com a tensão (V) também no local correspondente, amostradas por TP’s e TC’s conectados ao sistema elétrico, como na mostrado na Figura 2.19. Da comparação entre V e I resulta Z = V/I, ou seja, a impedância “vista” ou “medida” pelo relé.
Figura 2.20: Relé de distância (21), conectado a um sistema elétrico através de TP e TC (Fonte Almeida).
Quando ocorrer uma falta, a impedância vista será a razão da tensão e corrente do ponto de instalação do relé. Então, este irá medir a distância d (km), do seu ponto de inserção até a falta. Daí o nome relé de distância. Normalmente é classificado em três tipos básicos: impedância, mho ou admitância (seção 2.4.3.3) e reatância (que para efeito simplificado, é um relé direcional seletivo que pode distinguir distância baseando-se apenas na componente reativa da impedância).
O elemento 21 é utilizado como proteção principal em linhas de transmissão, mas serve de retaguarda para outros componentes do SEP, como o gerador. A Figura 2.20 mostra um exemplo de uma ligação do relé de distância a um transformador triângulo-estrela, em que as tensões e correntes equivalentes devem ser usadas segundo a relação de transformação para que o relé possa calcular a impedância correta da ocorrência de alguma possível falta.
Figura 2.21: Esquema de ligação de um relé de distância de proteção de fase (Fonte Almeida).
Como os relés de distância são indiretos, como pode ser observado na Figura 2.20, medem, portanto impedâncias secundárias (ALMEIDA, 2000). Assim, os valores respectivos do lado primário devem ser refletidos no lado secundário dos TP’s e TC’s, vide equação 2.5.
& ='& & = () *+, -) *+. ='/ / = / (2.5) Onde:
Zs: impedância secundária medida pelo relé; Zp: impedância primária;
Vs: tensão secundária dos TPs; Is: corrente secundária dos TCs; Ip: corrente primária dos TCs; Vp: tensão primária dos TPs;
Uma vez que os relés de distância medem impedâncias, é importante que suas características de operação sejam traçadas no plano R-X (plano de impedância). Essa providência facilita bastante a aplicação desses relés. Os ângulos das impedâncias medidas por esses relés dependem dos sentidos (sinais) dos fluxos de potências ativas e reativas no elemento protegido. As impedâncias medidas se apresentarão em um dos quadrantes do plano R-X conforme mostra a Figura 2.21.
Figura 2.22: Localização de Z no plano R-X de acordo com o fluxo de potência (Fonte Almeida).
O elemento 21 opera como se fossem três relés em um só. As características de atuação da 1ª, 2ª e 3ª zonas são mostradas na Figura 2.22.
Figura 2.23: Zonas de relé de impedância (Fonte Sato).
Segundo mostra a Figura 2.22 a zona 1a é onde o relé praticamente atua de forma instantânea, opera com cerca de 70% da impedância de carga nominal da máquina. Entretanto, como o sistema é redundante para evitar possíveis falhas do relé primário, as zonas 1 e 2 servem como proteções de retaguarda, em casos da 1ª zona não eliminar a falha.
2.4.3.10 Proteção de Perda de Sincronismo (ANSI 25)
A perda de sincronismo dos geradores síncronos pode ser devido a um defeito de excitação (abertura involuntária do disjuntor de campo; rompimento de um condutor; ou por defeito no sistema de regulação) ou a uma causa exterior (curto-circuito na rede; desligamento de um importante consumidor de carga indutiva; ou conexão a uma longa linha em vazio) (CAMINHA, 1977).
Como consequência da perda, podem ser induzidas elevadas correntes e oscilações no conjugado que podem causar estresse mecânico no eixo do rotor e na turbina.
O operador pode atribuir um contato de saída físico para a função lógica 25. As condições para emitir essa saída, segundo os especialistas, são a diferença de ângulo de fase, a diferença de tensão e a frequência de escorregamento estejam dentro dos limites ajustados.
A perda de sincronismo tem acarretado diminuição da impedância vista desde os terminais da máquina, logo esquemas de proteção de impedância têm sido usados para detectar essa condição (CARRASCO, 2009). Assim sendo, na prática não é usual o emprego dessa proteção, visto que ela já é protegida pelas faltas que resultariam na perda de sincronismo, como proteção contra perda de excitação.
2.4.3.11 Proteção de Frequência (ANSI 81)
A função de sobre/subfrequência atua quando a frequência do sistema sai do valor nominal, ou seja, 60 Hz, e, assim, se mantém por um determinado período, abaixo ou acima do valor pré-estabelecido. A Figura 2.23 mostra um esquema de um gerador equipado com um relé baseado em medida de frequência.
Figura 2.24: Esquema do relé de frequência (Fonte Revista Controle e Automação).
A Figura 2.23 mostra o gerador síncrono (GS) alimentando uma carga (L). A diferença da potência fornecida pelo gerador (PGS) e a potência consumida pela carga (PL) é
fornecida, como na figura, pela rede elétrica ou sistema de distribuição (PSIS). Logo, a
frequência do sistema é constante. Entretanto, se o disjuntor (DJ) abrir por algum motivo, como por exemplo, a falta em algum ponto da rede, o subsistema composto pelo gerador e a carga torna-se ilhado. Nesse momento, a frequência começa a oscilar, devendo a função do elemento 81 detectar a anomalia e corrigir o problema.Segundo Freitas publicou na Revista
Controle e Automação a equação 2.6 mostra o cálculo realizado para a detecção da variação da frequência.
∆2 = 22 4 , 6789# :; 4< (2.6)3 ∆
Onde:
t: máximo tempo requerido para a detecção do ilhamento. H: constante de inércia da máquina.
∆P: fluxo de potência do sistema, em pu.
f0: frequência da rede.
Esta proteção também recebe complementações, que são referentes às características particulares:
a) Proteção de sobrefrequência (81O)
A operação com sobrefrequência pode indicar uma sobrevelocidade, sendo extremamente nociva às partes rotativas do grupo gerador, pela força atuante, e aos mancais (LIMA, 2002). Pode ocorrer ainda desligamento de disjuntores por faltas no lado da carga.
b) Proteção de subfrequência (81U)
A subfrequência pode indicar uma sobrecarga, ou seja, alta corrente de estator. Há redução de ventilação, portanto, ocasionando uma redução na potência aparente da máquina, podendo até mesmo haver perda de unidades geradoras.
Assim, dada essas complementações do elemento 81, o relé é capaz de detectar as variações de valores de frequência, permitindo atuar com diferentes ajustes temporizados.
2.4.3.12 Proteção Falha de Fusível (ANSI 60)
O elemento 60 também chamado de relé de balanço de tensão pode ser usado para bloquear outros relés ou demais funções que operariam incorretamente quando a tensão da
rede destruir o fusível. Este último tem o importante papel de proteger o enrolamento primário do transformador.
Assim, quando uma súbita perda de potencial acontecer na ausência de corrente de falha, é assumida a condição de fusível queimado, e os elementos de proteção dependentes da tensão são bloqueados e a lógica de fusível queimado é estabelecida.
2.4.3.13 Proteção Anti-motorização (ANSI 32)
No gerador, esta função tem por objetivo visualizar uma motorização, ou seja, se há uma inversão do fluxo de potência ativa. Na eventualidade da perda de potência mecânica de entrada ao gerador, este passa a absorver potência ativa ao invés de entrega-la, passando a operar como motor.
A função 32 na direção reversa (32R) detecta este retorno de energia permitindo que a máquina seja retirada de serviço para protegê-la contra danos mecânicos e outros perigos.
Segundo Mardegan publicou na revista “O setor elétrico”, a sensibilidade e o ajuste do relé dependem do tipo de máquina primária envolvida, visto que a potência necessária para motorizar é função da carga e das perdas nas engrenagens da máquina primária. A proteção contra motorização visa a turbina. E, dependendo de seu tipo, deve ter uma grande sensibilidade no sentido inverso (da ordem de 1,0 % da potência nominal do gerador).
Existem as funções 32O e 32U (Proteção de sobre e subpotência), que de uma maneira geral são usadas para disparar ou dar um alarme se um nível de potência gerado estiver fora dos limites ajustados.
CAPÍTULO 3
IMPACTOS NA MODERNIZAÇÃO DA PROTEÇÃO DA UGH DA UHE
DE CURUÁ-UNA
A intensificação da automação de processos vem implicando em profundos impactos nos processos produtivos em diversos segmentos industriais e em toda a sua cadeia produtiva (FONSECA, 2007). Na Usina Hidroelétrica de Curuá-Una que alimenta um desses processos produtivos não é diferente, em que os dispositivos de proteção do gerador, principalmente os relés eletromecânicos, obsoletos estão sendo substituídos por equipamentos mais modernos e microprocessados.
3.1 Breve Caracterização da Tecnologia Eletromecânica
A tecnologia eletromecânica estava bem estabelecida e sempre teve uma vida útil longa (acima de 30 anos). Seus hardwares não avançavam com rapidez, o que demorava a tornar-se obsoleto e também não sofriam interferências eletromagnéticas.
O funcionamento do relé eletromecânico se dá quando a bobina é percorrida por uma corrente elétrica, criando assim um campo magnético que atua sobre uma armadura móvel, instalada nas proximidades do eletroímã, atraindo-a. Nesta atração ocorre um movimento que ativa os contatos, os quais podem ser abertos, fechados ou comutados, dependendo da posição que estes se encontram.
O uso dos relés eletromecânicos na proteção das unidades geradoras da UHE de Curuá-Una era individualmente para cada função de proteção específica, não havendo assim redundância de proteção no circuito. A velocidade de operação era lenta, muitos ruídos e arcos eram produzidos ao se acionar os contatos. Com o advento da tecnologia a aplicação dos sistemas digitais haveria uma maior flexibilidade operativa, uma integração e processamento das funções de proteção e controle e a exploração de um novo nicho pelos fabricantes desses sistemas.
3.2 Arquitetura de um relé digital
Relés digitais são dispositivos eletrônicos gerenciados por microprocessadores específicos. A utilização desses tipos de relés tem trazido grandes vantagens, principalmente porque ao invés de se ter um elemento para cada função de proteção, os relés digitais concentram várias funções de proteção no mesmo dispositivo, sendo chamados de relés multifunção. Assim, é possível ter uma redundância no sistema. Além disso, o operador tem sua vida facilitada, já que são programáveis. Basta conectar um computador e fazer as configurações devidas, podendo alterar tempos de disparo e diversas outras finalidades. Funcionando como “cérebro” de todo processo, pois recebem os dados, analisa-os e os executa conforme os ajustes implementados.
Segundo Kindermann (2005), o relé digital, de um modo geral, funciona internamente associando várias lógicas de blocos, como mostra a Figura 3.2.
