Proteção do Gerador - Tipos de Falhas e Dispositivos de Proteção

Tipos de falhas do gerador e dispositivos de proteção

Falhas comuns do gerador

Falhas no gerador geralmente são classificados em falhas internas e externas; falhas internas são devidos a problemas nos componentes do gerador e falhas externas são devidos a condições operacionais anormais e falhas em redes externas .

Falhas em motor principal (Primeiro motor é o componente usado para acionar o gerador e podem ser motores de combustão (caso de grupos geradores a diesel), turbinas a gás, turbinas a vapor, turbinas eólicas e turbinas hidráulicas) e sistemas associados não serão discutidos, pois geralmente são definidos no estágio do projeto mecânico do equipamento.

No entanto, eles devem ser integrados às proteções do gerador para fins de disparo.

Tipos de falhas internas em um gerador

As falhas internas podem ser elétricas ou mecânicas

1. Falhas no estator

• Superaquecimento dos enrolamentos
• Falha fase a fase dos enrolamentos
• Falha fase-terra dos enrolamentos
• Falha entre curvas

2. Falhas no rotor

• Falha à terra
• Curto-circuito do enrolamento (rotor enrolado )
• Superaquecimento

3. Perda de Campo / Excitação (O campo em um gerador CA consiste em bobinas de condutores dentro do gerador que recebem uma tensão de uma fonte (chamada excitação ) e produzem um fluxo magnético).

4. Gerador fora de sintonia

5. Operação do motor

6. Superaquecimento dos rolamentos e falta de pressão do óleo lubrificante

7. Vibração

Superaquecimento dos enrolamentos do estator pode ser causado por sobrecargas permanentes e falhas fase-fase e à terra são devidos a quebra de isolamento .

Curto-circuito no enrolamento do rotor leva a um aumento da corrente de excitação e uma diminuição da tensão de excitação .

Superaquecimento do rotor é uma consequência de correntes desequilibradas no estator , devido a:

• Viagem unipolar
• Falha no enrolamento do estator
• Sequência de fase negativa

Sequência de fase negativa e correntes desbalanceadas nas correntes do estator e produz um fluxo de armadura girando na direção oposta ao rotor , induzindo correntes parasitas na massa do rotor .

Estas correntes parasitas , que estão em duas vezes a frequência do sistema (50Hz ou 60Hz ), produzirá superaquecimento local na periferia do rotor que pode causar fraqueza nas cunhas e anéis de retenção do rotor .

Quando um gerador perde a excitação (ou campo ), potência reativa flui do sistema de energia para o gerador . O gerador então perde o sincronismo e funciona como um gerador de indução, acima da velocidade síncrona .

Acima da velocidade síncrona o rotor começará a oscilar na tentativa de travar o sincronismo , resultando em superaquecimento e outros danos . Desde que o sistema esteja estável , potência reativa (MVAR ) fluirá para o gerador e a máquina continuará a produzir potência ativa (MW ).

Operação do motor dos geradores pode ocorrer quando o fornecimento de vapor ou água para a turbina falha e geradores consome energia do sistema elétrico .

Em turbinas a vapor o vapor atua como refrigerante , mantendo as lâminas em temperatura constante . Falha no fornecimento de vapor pode causar superaquecimento das lâminas . Em algumas máquinas, o aumento de temperatura é muito baixo , e automobilismo pode ser tolerado por um tempo considerável .

Turbina hidráulica terá cavitação (formação e implosão imediata de cavidades em líquido – pequenas zonas livres de líquidos (“bolhas “) – que são a consequência de forças que atuam sobre o líquido ).

Geralmente ocorre quando um líquido é submetido a mudanças rápidas de pressão que causam a formação de cavidades onde a pressão é relativamente baixa .

Cavitação é uma causa significativa de desgaste . Ao entrar em áreas de alta pressão , bolhas de cavitação que implodem em uma superfície metálica causar estresse cíclico por implosão repetida , resultando em fadiga da superfície do metal .

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Tipos de falhas externas em um gerador

Falhas no sistema de energia externo e condições anormais de operação são:

• Falhas externas de curto-circuito
• Conexão não sincronizada do gerador
• Fora de sincronia (deslizamento do pólo ou perda de sincronia)
• Sobrecargas
• Excesso de velocidade
• Desequilíbrio de fase e sequência de fase negativa
• Sub e sobre a frequência
• Sub e sobretensões

Uma falha de limpeza lenta ou não resolvida no sistema de rede pode causar geradores para começar a escorregar em postes , ou vá “fora de sintonia ” com o resto do sistema .

Tal condição é indesejável porque tensões mecânicas prejudiciais são exercidas no eixo , e as severas oscilações de poder ter um efeito perturbador nas tensões do sistema de energia .

Perda de sincronismo pode ser causado por um curto-circuito externo, desligamento de uma carga indutiva importante ou por uma falha no sistema de excitação .

Velocidade excessiva é a consequência de um desligamento repentino da carga total ou uma redução importante de carga .

Dispositivos de proteção do gerador

Geradores são os equipamentos mais caros em sistemas de energia. Os seguintes dispositivos são usados ​​para proteção de geradores CA e CC contra as falhas que ocorrem nele.

• Proteção de falta à terra do estator (proteção fase-a-fase dos enrolamentos do estator e proteção de faltas à terra ou à terra do estator por relé diferencial)
• Proteção de falha de aterramento do rotor
• Proteção de carga de estator desbalanceada (perda de proteção de campo e mudança no fluxo de potência reativa)
• Proteção contra superaquecimento do estator (proteção contra superaquecimento dos enrolamentos e rolamentos do estator e proteção de sequência negativa de fase)
• Proteção contra perda de queima de caldeira
• Proteção contra falha de motor principal e turbina (proteção contra desequilíbrio de fase do estator)
• Proteção de sobrevelocidade e sobreexcitação (saturação do núcleo devido a sobreexcitação)
• Falha de isolamento
• Proteção contra falha de óleo de lubrificação
• Proteção de baixo vácuo
• Proteção contra vibração e proteção contra frequência excessiva
• Fazer backup da proteção do gerador
• Proteção contra distorção do rotor e proteção de partida suplementar de fase
• Proteção contra falhas externas de curto-circuito 
• Proteção contra a expansão da diferença entre as partes estacionárias e rotativas do gerador
• Proteção de energia reversa e proteção de fluxo de energia negativa

Esquemas de relés de proteção confiáveis ​​são, portanto, necessários para detectar e eliminar falhas do gerador rapidamente para minimizar danos e reduzir o tempo de reparo ao mínimo .

Proteção contra falhas fase-fase dos enrolamentos do estator é realizado por meio de um relé diferencial , princípio esse que já foi discutido em outras seções. Este dispositivo de proteção não é capaz de detectar falhas entre espiras do enrolamento .

Quando tal tipo de falha ocorre diminuição da tensão de fase e uma tensão de sequência zero aparece; esta tensão é detectado por um relé de tensão (ANSI/IEEE/IEC código 60 ) conectado a VT .

Falhas à terra ou à terra do estator proteção depende de aterramento do estator . Para sistema de aterramento de resistência um relé de sobrecorrente conectado a um TC “tipo anel” dentro da conexão neutra ou um relé de tensão em terminais de resistência pode ser usado.

Em condições normais de saúde nenhuma corrente flui através da resistência e a tensão nos terminais é igual a zero .

Para aterramento por meio de um transformador um relé de tensão verificando a tensão na resistência conectada ao secundário do transformador é usado.

Em condições normais de saúde o transformador de aterramento desenvolve nenhuma tensão secundária , e nenhuma tensão é aplicada ao relé . Quando ocorre uma falta de aterramento do estator , uma tensão é desenvolvida nos terminais secundários do transformador de aterramento , e o relé de tensão opera .

A Figura 1 mostra a conexão típica para diferencial do estator e proteção contra falha à terra.

Falhas de curto-circuito no enrolamento do rotor enrolado são protegidos por relés de sobrecorrente .

Os enrolamentos do rotor podem ser danificados por falhas de aterramento.

O rotor ou enrolamento de campo em grandes geradores térmicos é sem aterramento , portanto, uma falta à terra única não produz corrente de falha .

Uma falta de aterramento única , no entanto, aumenta o potencial de todo o campo e do sistema excitador , e as tensões extras induzidas pela abertura do disjuntor de campo ou do disjuntor do gerador principal , especialmente em condições de falha , pode aumentar o estresse para o solo no campo , quando o estator transitórios induzir um extra tensão nos enrolamentos de campo . Esta tensão extra pode causar uma segunda falha no enrolamento de campo .

Uma segunda falha no aterramento d pode causar aquecimento local do ferro que pode distorcer rotor, causando desequilíbrio perigoso.

A proteção contra falhas de aterramento do rotor pode ser fornecido por um relé que controla o isolamento do rotor aplicando uma tensão CA auxiliar ao rotor ou um relé de tensão em associação em série com uma alta resistência (combinação de resistores lineares e não lineares é o método comum usado hoje em dia ) conectado através do circuito do rotor , o ponto central dos quais está conectado ao terra através da bobina de um relé sensível (ANSI/IEEE/IEC código 64).

Atualmente, a técnica moderna exige o uso da combinação resistores lineares e não lineares .

A Figura 2 mostra um exemplo de rotor proteção de falta à terra .

Perda de proteção de campo usa um relé que detecta a alteração no fluxo de potência reativa. Uma típica perda de proteção contra excitação esquema usa um Mho Offset (impedância ) relé para medir a impedância de carga do gerador .

O Mho de deslocamento relé de impedância é um relé monofásico , e é fornecido pelo gerador CT e VT . A perda do relé de campo funcionará se o valor da impedância de carga estiver dentro da característica operacional da relação sim

Um relé de tempo está incluído para iniciar a viagem da máquina se a condição de potência reativa principal persiste por 1 s (típico ).

Para evitar a saturação do núcleo devido a superexcitação durante execução e desligamento uma proteção contra superexcitação (ANSI/IEEE/IEC código 59) é usado.

Sobreexcitação pode ser explicado pela seguinte equação:

B =V / f

Onde B é a densidade de fluxo magnético ou indução magnética ou fluxo de núcleo (unidade:tesla – T ), V é a tensão aplicada (unidade:volt – V ) e f a frequência (unidade:hetz – Hz ).

Para o fluxo central para permanecer abaixo do ponto de saturação , a tensão do gerador só pode ser aumentado à medida que a frequência (ou velocidade) aumenta .

Se a excitação é aumentado muito rapidamente , então esta condição de sobreexcitação deve ser detectado , e o disjuntor de campo disparou .

Sobreexcitação esquemas de proteção usam Volts por Hertz relés .

Esses relés têm uma característica linear , e funcionará se a tensão dividida pela frequência exceder o valor definido .

Enrolamentos do estator e proteção contra superaquecimento dos rolamentos geralmente é realizado por RTD e thermistor para monitorar a temperatura .

Proteção de desequilíbrio de fase do estator geralmente usa um relé de sobrecorrente inverso no tempo , que está definido de acordo com o rotor de tempo máximo pode suportar esse superaquecimento .

A função do gerador proteção de sequência de fase negativa é proteger a máquina contra o superaquecimento efeitos, nomeadamente no rotor , que ocorrem como resultado do desequilíbrio das correntes de fase do estator .

Esta proteção usa um relé que compara a corrente em duas fases através do TC , como mostrado na Figura 3.

Proteções estão definidos de acordo com o tempo máximo que o rotor pode suportar esse superaquecimento e tempo é definido pela equação K =I ² t (baseado na lei Joule ).

Curvas típicas para esta condição é mostrado dependendo do motor principal e são indicados pelo fabricante .

Proteção de energia reversa (código ANSI/IEEE/IEC 32) usa um relé direcional de potência para monitorar a carga do gerador; o relé é fornecido pelo gerador CT e VT conforme mostrado na Figura 4 e irá operar quando qualquer fluxo de energia negativo é detectado .

Proteção fora do padrão detecta uma condição causado por distúrbios no sistema de energia, em vez de falhas no gerador . A proteção detecta a condição quando o gerador desliza seu primeiro pólo , e faz com que os disjuntores do gerador disparem .

A turbina é não desarmado permitindo que a máquina seja re-sincronizada após a perturbação do sistema ser eliminada .

Esta proteção pode ser considerada complementar à proteção contra perda de excitação.

O fora de sintonia condição ocorre com o gerador em campo completo e a perda de sincronismo devido à subexcitação ocorre quando o gerador não tem campo .

Proteção fora do padrão usa três relés de medição de impedância . Esses relés são fornecidos pelo gerador CT e VT e medir o gerador impedância de carga , detectando uma condição de oscilação de potência se os três relés operarem na sequência correta e irá iniciar o disparo dos disjuntores de alta tensão .

Para falhas externas de curto-circuito relés de sobrecorrente são usados ​​(50; 50N; 51; 51N ).

Proteção de sub e sobre frequência (ANSI/IEEE/IEC código 81 ) detecta também perturbações do sistema, em vez de falhas no gerador. Uma grande ruptura do sistema de energia pode resultar em um excesso ou insuficiência de energia de geração para a carga conectada restante .

No primeiro caso , sobrefrequência , com possível sobretensão resultados devido à demanda de carga reduzida . Operação neste modo não produzirá superaquecimento a menos que a potência nominal e aproximadamente 105% tensão nominal são excedidos .

Os controles do gerador devem ser ajustados imediatamente para corresponder a saída do gerador à demanda de carga .

Com geração insuficiente para a carga conectada , subfrequência é o resultado da demanda de carga pesada .

A queda de tensão faz com que o regulador de tensão para aumentar a excitação . O resultado é que superaquecimento pode ocorrer tanto no rotor quanto no estator . Ao mesmo tempo , mais energia está sendo exigida , com o gerador menos capaz de fornecê-lo na frequência decrescente .

A redução de carga do sistema de transmissão automática ou manual deve, idealmente, ajustar a carga para corresponder à geração conectada antes que ocorra um colapso total do sistema de energia.

Relés de sobre e subtensão (Códigos ANSI/IEEE/IEC 59 e 27 ) são usados ​​para controlar a tensão .

Proteção de início suplementar de fase é fornecido para detectar uma condição onde existe uma falha s quando o gerador está sendo acelerado . Os geradores não devem, obviamente, ser iniciados em uma carga ou em uma condição de falha.

Para evitar isso, um esquema de proteção n é usado para mudar para relés de sobrecorrente de baixa configuração de serviço SOMENTE se a frequência está abaixo de 52 Hz em 60 Hz sistemas de energia e 42 Hz em 50 Hz sistemas .

Atualmente IED (consulte a Seção 2.1) que agrupam todas as funções de proteção necessárias são comumente usados ​​para proteção do gerador .

Sobre o Autor:Manuel Bolotinha

-Licenciatura em Engenharia Electrotécnica – Energia e Sistemas de Potência (1974 – Instituto Superior Técnico/Universidade de Lisboa)
– Mestrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Nova Universidade de Lisboa)
– Consultor Sênior em Subestações e Sistemas de Potência; Instrutor Profissional