Proteção de Geradores: Tipos de Falhas e Dispositivos de Proteção Essenciais

Tipos de Falhas em Geradores e Dispositivos de Proteção

Falhas Comuns em Geradores

Falhas em geradores são geralmente classificadas em falhas internas e externas; falhas internas são devidas a problemas nos componentes do gerador e falhas externas são devidas a condições anormais de operação e faltas em redes externas.

Faltas no motor primário (O motor primário é o componente usado para acionar o gerador e pode 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 discutidas, pois geralmente são definidas na etapa de projeto mecânico do equipamento.

No entanto, elas devem ser integradas nas proteções do gerador para fins de desarme.

Tipos de Falhas Internas em um Gerador

Falhas internas podem ser elétricas ou mecânicas

1. Falhas no Estator

• Superaquecimento dos enrolamentos
• Falta fase-fase nos enrolamentos
• Falta fase-terra nos enrolamentos
• Falta entre espiras

2. Falhas no Rotor

• Falta à terra
• Curto-circuito no enrolamento (rotor bobinado)
• Superaquecimento

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

4. Gerador Fora de Passo

5. Operação como Motor

6. Superaquecimento de Mancais e Falta de Pressão do Óleo Lubrificante

7. Vibração

Superaquecimento dos enrolamentos do estator pode ser causado por sobrecargas permanentes e faltas fase-fase e terra são devidas a ruptura de isolamento.

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

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

• Desarme monopolar
• Falta no enrolamento do estator
• Sequência de fase negativa

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

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

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

Acima da velocidade síncrona, o rotor começará a oscilhar na tentativa de travar em sincronismo, resultando em superaquecimento e outros danos. Enquanto o sistema for estável, potência reativa (MVAr) fluirá para o gerador e a máquina continuará a fornecer potência ativa (MW).

Operação do gerador como motor pode ocorrer quando o fornecimento de vapor ou água à turbina falha e os geradores consumem potência do sistema elétrico.

Em turbinas a vapor, o vapor atua como refrigerante, mantendo as pás a temperatura constante. Falha no fornecimento de vapor pode causar superaquecimento das pás. Em algumas máquinas, o aumento de temperatura é muito baixo, e a operação como motor pode ser tolerada por tempo considerável.

Turbina hidráulica terá cavitação (formação e imediata implosão de cavidades em líquido – pequenas zonas livres de líquido ("bolhas") – consequência de forças atuando sobre o líquido).

Geralmente ocorre quando um líquido é submetido a rápidas mudanças de pressão que causam 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 superfície metálica causam tensão cíclica através de implosões repetidas, resultando em fadiga superficial do metal.

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Tipos de Falhas Externas em um Gerador

Faltas no Sistema de Potência Externo e Condições Anormais de Operação são:

• Faltas de curto-circuito externas
• Conexão não sincronizada do gerador
• Fora de passo (escorregamento de polos ou perda de sincronismo)
• Sobrecargas
• Sobrevelocidade
• Desequilíbrio de fase e sequência de fase negativa
• Sub e sobre frequência
• Sub e sobre tensão

Uma falha não eliminada ou de eliminação lenta no sistema de rede pode fazer com que geradores comecem a escorregar polos, ou fiquem "fora de passo" com o resto do sistema.

Tal condição é indesejável porque tensões mecânicas prejudiciais são exercidas no eixo, e os balanços severos de potência têm efeito perturbador nas tensões do sistema de potência.

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

Sobrevelocidade é consequência de desligamento súbito da carga total ou redução importante de carga.

Dispositivos de Proteção de Geradores

Geradores são os equipamentos mais caros em sistemas de potência. Os seguintes dispositivos são usados para proteção de geradores CA e CC contra as faltas que ocorrem neles.

• Proteção contra Falta à Terra do Estator (proteção contra faltas fase-fase do estator & faltas terra do estator por Relé Diferencial)
• Proteção contra Falta à Terra do Rotor
• Proteção contra Carga Desbalanceada do Estator (Proteção contra perda de campo e mudança no fluxo de potência reativa)
• Proteção contra Superaquecimento do Estator (Proteção contra superaquecimento de enrolamentos e mancais do estator & Proteção contra sequência de fase negativa)
• Proteção contra Perda de Queima da Caldeira
• Proteção contra Falha do Motor Primário & Turbina (Proteção contra desequilíbrio de fase do estator)
• Proteção contra Sobrevelocidade & Sobreexcitação (saturação do núcleo por sobreexcitação)
• Falha de Isolamento
• Proteção contra Falha do Óleo Lubrificante
• Proteção contra Baixo Vácuo
• Proteção contra Vibração & Sub e sobre frequência
• Proteção de Reserva do Gerador
• Proteção contra Distorção do Rotor & Proteção suplementar de partida de fase
• Proteção contra faltas de curto-circuito externas
• Proteção contra diferença de expansão entre partes fixas e móveis do gerador
• Proteção contra Potência Reversa e Proteção contra Fluxo de Potência Negativo

Esquemas de relés de proteção confiáveis são necessários para detectar e eliminar falhas de geradores rapidamente para minimizar danos e reduzir tempo de reparo ao mínimo.

Proteção contra faltas fase-fase dos enrolamentos do estator é realizada através de relé diferencial, cujo princípio foi discutido anteriormente em outras seções. Este dispositivo de proteção não consegue detectar faltas entre espiras do enrolamento.

Quando tal tipo de falta ocorre, a tensão de fase diminui e uma tensão de sequência zero aparece; esta tensão é detectada por um relé de tensão (código ANSI/IEEE/IEC 60) conectado a TP.

Faltas terra ou à terra do estator proteção depende do aterramento do estator. Para sistema de aterramento por resistência, um relé de sobrecorrente conectado a um TC "tipo anel" dentro da conexão neutra ou um relé de tensão nos terminais da resistência pode ser usado.

Sob condições normais saudáveis, nenhuma corrente flui através da resistência e a tensão nos terminais é igual a zero.

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

Sob condições normais saudáveis, o transformador de aterramento desenvolve tensão secundária nula, e nenhuma tensão é aplicada ao relé. Quando ocorre falta à terra do estator, tensão é desenvolvida nos terminais secundários do transformador de aterramento, e o relé de tensão opera.

A Figura 1 mostra conexão típica para proteção diferencial e falta à terra do estator.

Faltas de curto-circuito no enrolamento bobinado do rotor são protegidas por relés de sobrecorrente.

Os enrolamentos do rotor podem ser danificados por faltas à terra.

O enrolamento do rotor ou de campo em geradores térmicos de grande porte é não aterrado, assim uma falta à terra única não produz corrente de falta.

Uma falta à terra única, no entanto, eleva o potencial de todo o sistema de campo e excitador, e as tensões extras induzidas pela abertura do disjuntor de campo, ou do disjuntor principal do gerador, particularmente sob condições de falta, podem aumentar a tensão à terra no campo, quando os transitórios do estator induzem uma tensão extra nos enrolamentos de campo. Esta tensão extra pode causar uma segunda falta no enrolamento de campo.

Uma segunda falta à terra pode causar aquecimento localizado do ferro que poderia distorcer o rotor, causando desbalanceamento perigoso.

A proteção contra faltas à terra do rotor pode ser fornecida por um relé que controla o isolamento do rotor aplicando tensão CA auxiliar ao rotor ou um relé de tensão em associação série com alta resistência (combinação de resistores lineares e não lineares é o método comum usado atualmente) conectada ao circuito do rotor, o ponto central do qual é conectado à terra através da bobina de um relé sensível (código ANSI/IEEE/IEC 64).

Atualmente, a técnica moderna prevê o uso combinado de resistores lineares e não lineares.

Figura 2 – Exemplo de proteção contra falta à terra do rotor

Proteção contra perda de campo usa um relé que detecta a mudança no fluxo de potência reativa. Um esquema típico de proteção contra perda de excitação usa um Relé Mho Deslocado (impedância) para medir a impedância de carga do gerador.

O relé de impedância Mho Deslocado é um relé monofásico, e é alimentado pelo TC e TP do gerador. O relé de perda de campo operará se o valor da impedância de carga cair dentro da característica de operação do relé.

Um relé de temporização é incluído para iniciar o desarme da máquina se a condição de potência reativa adiantada persistir por 1 s (típico).

Para evitar saturação do núcleo devido à sobreexcitação durante aceleração e desligamento, uma proteção contra sobreexcitação (código ANSI/IEEE/IEC 59) é usada.

Sobreexcitação pode ser explicada pela seguinte equação:

B = V / f

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

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

Se a excitação for aumentada demasiado rápido, esta condição de sobreexcitação deve ser detectada, e o disjuntor de campo desarmado.

Esquemas de proteção contra sobreexcitação usam relés Volts por Hertz.

Estes relés têm característica linear, e operarão se a tensão dividida pela frequência exceder o valor ajustado.

Proteção contra superaquecimento de enrolamentos e mancais do estator é geralmente realizada por RTD e termistor para monitorar a temperatura.

Proteção contra desequilíbrio de fase do estator comumente usa relé de sobrecorrente com tempo inverso, que é ajustado de acordo com o tempo máximo que o rotor pode suportar este superaquecimento.

A função de proteção contra sequência de fase negativa do gerador é proteger a máquina contra os efeitos de superaquecimento, 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 de TC, como mostra a Figura 3.

Proteções são ajustadas de acordo com o tempo máximo que o rotor pode suportar este superaquecimento e o tempo é definido pela equação K = I²t (baseada na lei de Joule).

Curvas típicas para esta condição são mostradas dependem do motor primário e são indicadas pelo fabricante.

Proteção contra Potência Reversa (código ANSI/IEEE/IEC 32) usa relé direcional de potência para monitorar a carga do gerador; o relé é alimentado pelo TC e TP do gerador como mostrado na Figura 4 e operará quando qualquer fluxo de potência negativa for detectado.

Proteção Fora de Passo detecta condição causada por perturbações no sistema de potência, e não por falhas no gerador. A proteção detecta a condição quando o gerador escorrega seu primeiro polo, e causa o desarme dos disjuntores do gerador.

A turbina não é desarmada 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.

A condição fora de passo ocorre com o gerador a campo total e a perda de sincronismo devido à subexcitação ocorre quando o gerador não tem campo.

Proteção Fora de Passo usa três relés medidores de impedância. Estes relés são alimentados pelo TC e TP do gerador e medem a impedância de carga do gerador, detectando condição de oscilação de potência se os três relés operarem na sequência correta e iniciarão o desarme dos disjuntores AT.

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

Proteção contra sub e sobre frequência (código ANSI/IEEE/IEC 81) detecta também perturbações do sistema, e não falhas do gerador. Uma grande separação do sistema de potência pode resultar em excesso ou insuficiência de potência geradora para a carga restante conectada.

No primeiro caso, sobre frequência, com possível sobretensão resulta devido à redução da demanda de carga. Operação neste modo não produzirá superaquecimento a menos que potência nominal e aproximadamente 105% tensão nominal sejam excedidos.

Os controles do gerador devem ser prontamente ajustados para igualar a saída do gerador à demanda de carga.

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

A queda de tensão faz com que o regulador de tensão aumente a excitação. O resultado é que superaquecimento pode ocorrer tanto no rotor quanto no estator. Ao mesmo tempo, mais potência é demandada, com o gerador menos capaz de fornecê-la na frequência decrescente.

Desligamento automático ou manual de carga do sistema de transmissão deve idealmente ajustar a carga para igualar a geração conectada antes que ocorra colapso total do sistema de potência.

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

Proteção suplementar de partida de fase é fornecida para detectar condição onde uma falta existe quando o gerador está sendo acelerado até a velocidade. Geradores não devem, obviamente, ser energizados em carga ou em condição de falta.

Para evitar isso, um esquema de proteção é usado que coloca em serviço relés de sobrecorrente de ajuste baixo APENAS se a frequência for abaixo de 52 Hz em sistemas de 60 Hz e 42 Hz em sistemas de 50 Hz.

Atualmente IED (ver Seção 2.1) que agrupam todas as funções de proteção necessárias são comumente usados para proteção de geradores.

Sobre o Autor: Manuel Bolotinha

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