Usinas Hidreletricas Diretrizes 9786559435913

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OdinRights
Folha de Rosto
Ficha Catalográfica
Prefácio
Autor
Agradecimento
Capítulo 1: Proteção
1.1 Requisitos Gerais de Projeto
1.2 Filosofia de Proteção
1.2.1 Relés de Proteção
1.2.2 Função dos Relés de Proteção
1.2.3 Princípios Fundamentais do Sistema de Proteção
1.2.4 Características Funcionais do Sistema de Proteção
1.3 Proteção do Gerador
1.3.1 Estator
1.3.2 Rotor
1.3.3 Sistema de resfriamento do gerador
1.3.4 Mancais
1.4 Sistema de Excitação
1.4.1 Regulador Automático de Tensão (RAT)
1.4.2 Excitatriz (Ponte Retificadora)
1.4.3 Fonte de Alimentação
1.5 Turbina
1.5.1 Rotor
1.5.2 Distribuidor
1.5.3 Mancal Guia
1.6 Sistema de Regulação de Velocidade (SRV)
1.6.1 Regulador de Velocidade (RV)
1.6.2 Unidade de Controle Eletro-Hidráulica (UCEH)
1.6.3 Óleo de Alta Pressão (OAP)
1.7 Transformador Elevador
1.8 Dutos de Barras
1.9 Transformador de Serviços Auxiliares
1.10 Proteções Diversas
1.10.1 Motorização
1.10.2 Perda de Excitação
1.10.3 Operação fora de Sincronismo (out of step)
1.10.4 Sobretensão/Subtensão
1.10.5 Sobrevelocidade
1.10.6 Corrente Desequilibrada
1.10.7 Vibrações
1.10.8 Correntes Induzidas no Eixo
1.10.9 Sobrefluxo
1.10.10 Perda de Potencial
1.10.11 Energização Acidental do Gerador
1.10.12 Proteção Contra-Incêndio
1.11 Sistema de Sincronização
1.11.1 Requisitos para Sincronização
1.11.2 Modos de Sincronização
Capítulo 2: Controle e Interfaces
2.1 Filosofia de Controle
2.1.1 Hierarquia de Controle
2.1.2 Níveis de Controle
2.2 Controle Local da Unidade Geradora
2.2.1 Considerações Gerais
2.2.2 Sinais de Controle
2.2.3 Funções de Controle
2.2.4 Interface entre Controle Local e Equipamentos
Capítulo 3: Controle de Partida e Parada da Unidade Geradora
3.1 Considerações Gerais
3.2 Sequência de Partida
3.2.1 Pré-Condições de Partida
3.2.2 Partida dos Equipamentos Auxiliares
3.2.3 Partida da Unidade Geradora
3.3 Sequência de Parada
3.3.1 Parada de Emergência
3.3.2 Parada Rápida
3.3.3 Parada Normal
Capítulo 4: Controle Central
4.1 Considerações Gerais
4.2 Funções de Controle
4.2.1 Partida da Unidade
4.2.2 Parada Normal
4.2.3 Parada Rápida
4.2.4 Parada de Emergência
4.2.5 Controle da Frequência de Referência
4.2.6 Controle da Potência de Referência
4.2.7 Controle de Tensão, Potência Reativa e Fator de Potência
4.2.8 Controle Conjunto de Potência Ativa e Reativa
4.3 Monitoração de Grandezas de Estado
4.4 Alarmes
4.5 Medidas de Grandezas Digitais
4.6 Relatórios
4.7 Registro Sequencial de Eventos e Oscilografia
4.8 Equipamentos de Controle
4.8.1 Controle Convencional
4.8.2 Controle Digital
Capítulo 5: Controle Remoto
5.1 Funções de Controle
5.2 Grandezas de Estado
5.3 Alarmes
5.4 Medidas
Capítulo 6: Recomendações Práticas Para o Projeto
6.1 Aterramento do Neutro do Gerador
6.1.1 Objetivos Principais
6.1.2 Dados do Gerador e Transformador de Aterramento
6.1.3 Pré-dimensionamento do Sistema de Aterramento
6.2 Localização de Detetores de Temperatura no Estator do Gerador
6.2.1 Enrolamento
6.2.2 Núcleo
6.3 Sistema de Frenagem e de Levantamento das Partes Girantes da Unidade
6.3.1 Sistema de Frenagem
6.3.2 Sistema de Levantamento das Partes Girantes
6.4 Sistema de Injeção de Óleo de Alta Pressão
6.5 Sistema de Resfriamento de Óleo dos Mancais
6.5.1 Mancal Escora
6.5.2 Mancal Guia
Capítulo 7: Bibliografia
Capítulo 8: Anexo
Lista de figuras
Lista de tabelas

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Usinas hidrelétricas: diretrizes básicas para proteção e controle lima

, José Moura

isbn

: 978-65-5943-591-3

1ª edição, abril de 2021. Editora Autografia Edição e Comunicação Ltda. Rua Mayrink Veiga, 6 – 10° andar, Centro rio de janeiro

,

rj

–

cep

: 20090-050

www.autografia.com.br Todos os direitos reservados. É proibida a reprodução deste livro com fins comerciais sem prévia autorização do autor e da Editora Autografia.

Dados Internacionais de Catalogação na Publicação (CIP) (eDOC BRASIL, Belo Horizonte/MG) Lima, José Moura. L732u Usinas hidrelétricas [livro eletrônico] : diretrizes básicas para proteção e controle / José Moura Lima. – Rio de Janeiro, RJ: Autografia, 2021. Formato: ePUB Requisitos de sistema: Adobe Digital Editions Modo de acesso: World Wide Web ISBN 978-65-5943-591-3 1. Usinas hidrelétricas – Proteção e controle. I. Título. CDD 363.7 Elaborado por Maurício Amormino Júnior – CRB6/2422

Prefácio A terceira edição de Usinas hidrelétricas – Diretrizes Básicas

para

Proteção

e

Controle

incorporou

informações novas que surgiram após a publicação da primeira edição. Neste espaço de tempo ocorreram significativos avanços tecnológicos que impactaram os sistemas de proteção e de controle de Usinas Hidrelétricas. Sob o ponto de vista técnico, foram implementados todos os avanços no desenvolvimento e aplicação dos equipamentos digitais de proteção e controle nos sistemas de potência, com ênfase nos sistemas de regulação de tensão, de velocidade de proteção e de controle. Nos Capítulos 1 e 2 , foram acrescentados pontos importantes relativos a filosofia de proteção e de controle que produziram as diretrizes para a revisão e adequação dos demais capítulos. O capítulo 3 , sofreu algumas revisões para se adequar às modificações na filosofia de proteção e controle. No Capítulo 4 , foram implementadas modificações decorrentes da revisão da filosofia de proteção e controle e das mudanças ocorridas no controle digital de Usinas Hidrelétricas. No Capítulo 5 foram feitas alterações decorrentes das modificações introduzidas nos capítulos anteriores. O Capítulo 6 sofreu simplificações e reorganização do texto para torná-lo mais inteligível.

Algumas figuras no livro foram substituídas e outras acrescentadas com a finalidade de facilitar a compreensão do que está sendo explanado. José Moura Lima

Autor José Moura Lima , engenheiro eletricista, tem larga experiência

profissional

em

sistema

de

potência,

destacando-se a área de geração de energia elétrica. Esta experiência foi adquirida ao longo de mais de cinquenta anos trabalhando em empresas concessionárias de energia elétrica e em empresas de consultoria em engenharia. Iniciou a sua atividade profissional em trabalho no campo, com a participação em montagem, manutenção e operação de Usinas Hidrelétricas de grande porte. Posteriormente iniciou novo ciclo de trabalho em projetos de Usinas Hidrelétricas e Termelétricas, de pequeno, médio e grande porte. A maior parte dessa experiência ocorreu na área dos sistemas de proteção e de controle, de Usinas Hidrelétricas e termelétricas, que sofreram grandes decorrência da evolução tecnológica.

avanços

em

Tem grande experiência também na área de geração de energia, incluindo gerador, sistema de excitação e sistema de regulação de velocidade e em todo o processo de geração de energia elétrica, destacando-se o controle de partida e parada das unidades geradoras. As experiências em projetos de sistemas de geração de energia elétrica ocorreram nas etapas de planejamento, concepção, detalhamento e coordenação.

Agradecimento Agradeço a meus pais pela grande ajuda e apoio que me deram para a minha formatura em engenharia. À minha esposa, minhas filhas e meu genro pelo incentivo e participação efetiva como coadjuvantes na elaboração deste livro. Agradeço ainda a todos os meus parceiros em projeto de Usinas Hidrelétricas que, de alguma forma contribuíram para a sua realização.

Sumário Capa Folha de Rosto Ficha Catalográfica Prefácio Autor Agradecimento Capítulo 1: Proteção 1.1 Requisitos Gerais de Projeto 1.2 Filosofia de Proteção 1.2.1 Relés de Proteção 1.2.2 Função dos Relés de Proteção 1.2.3 Princípios Fundamentais do Sistema de Proteção 1.2.4 Características Funcionais do Sistema de Proteção 1.3 Proteção do Gerador

1.3.1 Estator 1.3.2 Rotor 1.3.3 Sistema de resfriamento do gerador 1.3.4 Mancais 1.4 Sistema de Excitação 1.4.1 Regulador Automático de Tensão (RAT) 1.4.2 Excitatriz (Ponte Retificadora) 1.4.3 Fonte de Alimentação 1.5 Turbina 1.5.1 Rotor 1.5.2 Distribuidor 1.5.3 Mancal Guia 1.6 Sistema de Regulação de Velocidade (SRV) 1.6.1 Regulador de Velocidade (RV) 1.6.2 Unidade de Controle Eletro-Hidráulica (UCEH) 1.6.3 Óleo de Alta Pressão (OAP) 1.7 Transformador Elevador 1.8 Dutos de Barras

1.9 Transformador de Serviços Auxiliares 1.10 Proteções Diversas 1.10.1 Motorização 1.10.2 Perda de Excitação 1.10.3 Operação fora de Sincronismo (out of step) 1.10.4 Sobretensão/Subtensão 1.10.5 Sobrevelocidade 1.10.6 Corrente Desequilibrada 1.10.7 Vibrações 1.10.8 Correntes Induzidas no Eixo 1.10.9 Sobrefluxo 1.10.10 Perda de Potencial 1.10.11 Energização Acidental do Gerador 1.10.12 Proteção Contra-Incêndio 1.11 Sistema de Sincronização 1.11.1 Requisitos para Sincronização 1.11.2 Modos de Sincronização Capítulo 2: Controle e Interfaces

2.1 Filosofia de Controle 2.1.1 Hierarquia de Controle 2.1.2 Níveis de Controle 2.2 Controle Local da Unidade Geradora 2.2.1 Considerações Gerais 2.2.2 Sinais de Controle 2.2.3 Funções de Controle 2.2.4 Interface entre Controle Local e Equipamentos Capítulo 3: Controle de Partida e Parada da Unidade Geradora 3.1 Considerações Gerais 3.2 Sequência de Partida 3.2.1 Pré-Condições de Partida 3.2.2 Partida dos Equipamentos Auxiliares 3.2.3 Partida da Unidade Geradora 3.3 Sequência de Parada 3.3.1 Parada de Emergência 3.3.2 Parada Rápida 3.3.3 Parada Normal

Capítulo 4: Controle Central 4.1 Considerações Gerais 4.2 Funções de Controle 4.2.1 Partida da Unidade 4.2.2 Parada Normal 4.2.3 Parada Rápida 4.2.4 Parada de Emergência 4.2.5 Controle da Frequência de Referência 4.2.6 Controle da Potência de Referência 4.2.7 Controle de Tensão, Potência Reativa e Fator de Potência 4.2.8 Controle Conjunto de Potência Ativa e Reativa 4.3 Monitoração de Grandezas de Estado 4.4 Alarmes 4.5 Medidas de Grandezas Digitais 4.6 Relatórios 4.7 Registro Sequencial de Eventos e Oscilografia 4.8 Equipamentos de Controle

4.8.1 Controle Convencional 4.8.2 Controle Digital Capítulo 5: Controle Remoto 5.1 Funções de Controle 5.2 Grandezas de Estado 5.3 Alarmes 5.4 Medidas Capítulo 6: Recomendações Práticas Para o Projeto 6.1 Aterramento do Neutro do Gerador 6.1.1 Objetivos Principais 6.1.2 Dados do Gerador e Transformador de Aterramento 6.1.3 Pré-dimensionamento do Sistema de Aterramento 6.2 Localização de Detetores de Temperatura no Estator do Gerador 6.2.1 Enrolamento 6.2.2 Núcleo 6.3 Sistema de Frenagem e de Levantamento das Partes Girantes da Unidade

6.3.1 Sistema de Frenagem 6.3.2 Sistema de Levantamento das Partes Girantes 6.4 Sistema de Injeção de Óleo de Alta Pressão 6.5 Sistema de Resfriamento de Óleo dos Mancais 6.5.1 Mancal Escora 6.5.2 Mancal Guia Capítulo 7: Bibliografia Capítulo 8: Anexo Lista de figuras Lista de tabelas

Capítulo 1 Proteção

1.1 REQUISITOS GERAIS DE PROJETO Este capítulo é um GUIA DE ENGENHARIA DE APLICAÇÃO de relés e dispositivos de proteção e, portanto, não aborda os princípios de funcionamento de cada tipo existente. Algumas publicações, citadas no capítulo 7 , tratam em detalhe estes princípios. Para definição das funções básicas de proteção, admitiu-se que a unidade geradora é de eixo vertical e que a máquina motriz é uma turbina do tipo Francis, com o objetivo de eliminar dúvidas sobre o tipo de proteção, face às peculiaridades de cada tipo de unidade geradora. Para a seleção da proteção da unidade geradora de uma Usina Hidrelétrica típica, foi utilizado como referência o diagrama unifilar de sistema unitário, com o gerador ligado diretamente ao transformador elevador.

1.2 FILOSOFIA DE PROTEÇÃO 1.2.1 Relés de Proteção Entende-se como filosofia de proteção a totalidade dos conceitos e princípios utilizados como referência para a concepção do sistema de proteção da unidade geradora, sendo considerado como o ponto de partida para o estabelecimento do modo como a geração de energia elétrica deve ser protegida. Quando se fala em sistema de potência pensa-se logo em seus equipamentos principais como, gerador, transformador, subestação de manobra, linhas de transmissão de alta tensão, redes de distribuição etc. Entretanto, existem outros equipamentos necessários como os relés de proteção, cuja importância fica evidente após uma rápida análise do sistema de potência. Os sistemas de potência são projetados para um elevado grau de confiabilidade sem desconsiderar, entretanto, a sua análise econômica. Não se justifica tentar obter um sistema sem risco de falha e com alto custo. Sendo assim, é mais razoável projetar os sistemas considerando determinados riscos e, minimizar o efeito das falhas sobre os equipamentos. Para reduzir os riscos de falhas elétricas nos equipamentos e sistemas, procura-se fazer um bom projeto com o objetivo

de atingir os principais pontos descritos a seguir: • Adequado nível de isolamento; •

Coordenação da resistência de isolamento equipamentos, com a capacidade dos para-raios;

dos

• Uso adequado de relés de proteção para a configuração do sistema; • Seleção da capacidade de interrupção do disjuntor adequada ao sistema.

1.2.2 Função dos Relés de Proteção Os relés de proteção da unidade geradora têm como função principal, em caso de falha nos equipamentos protegidos, reduzir ao mínimo os seus danos, bem como as perturbações no sistema de potência. A função secundária é a indicação do local de ocorrência dessas falhas para agilizar o reparo dos equipamentos e permitir também, com a ajuda dos registros sequenciais de eventos e oscilográficos, a verificação da correta atuação da proteção. O sistema de proteção, além dos relés, conta com a ajuda dos disjuntores, os quais são equipamentos de manobra capazes de desconectar o equipamento ou subsistema defeituoso do sistema de potência, quando acionados pelos relés de proteção. Os disjuntores devem ser localizados em posições de modo a isolar o equipamento defeituoso.

Como este trabalho se limita a proteção do sistema de geração,

ressalta-se

a

importância

da

concepção

do

diagrama unifilar de geração, onde se define com segurança a localização dos transformadores de corrente (TC) e de potencial (TP), além do disjuntor.

1.2.3 Princípios Fundamentais do Sistema de Proteção O sistema de proteção é constituído por dois conjuntos distintos

denominados

proteção

“principal

”

e

de

“retaguarda ”. A proteção principal constitui a primeira linha de defesa, enquanto a proteção de “retaguarda” funciona somente em caso de falha da principal. 1.2.3.1 Fatores que Influenciam o Desempenho dos Relés Os fatores que influenciam os relés de proteção são: operação correta, incorreta e não conclusiva. A causa da operação incorreta dos relés ocorre por falha no disparo ou por falso disparo do disjuntor. As principais causas de operação incorreta são: • Seleção de relés Inadequados; • Ajustes incorretos dos relés; • Falha no suprimento de tensão ou corrente para o relé; • Falha no fornecimento de corrente contínua para disparo dos disjuntores; • Falha nos relés de proteção;

• Falha no circuito de disparo ou no mecanismo de operação do disjuntor; • Falha no disjuntor; As causas de falhas não conclusivas são aquelas em que não há evidência de operação correta ou incorreta. Usualmente trata-se de falhas com envolvimento humano. 1.2.3.2 Zonas de Proteção Como parte da filosofia de aplicação dos relés de proteção procura-se dividir o sistema de potência em zonas de proteção adequadamente protegidas de modo que, em caso de falha, se tenha o mínimo de equipamentos desligados. a) Proteção Principal Esta é a primeira linha de defesa dos equipamentos e foi utilizada como referência para divisão do sistema de potência em zonas de proteção, conforme mostrado na figura 1. Sobre as zonas de proteção faz-se as seguintes considerações: • As zonas de proteção devem ser selecionadas de maneira que haja superposição entre elas e que envolvam os disjuntores; • Os disjuntores são localizados em pontos estratégicos entre os subsistemas para permitir o desligamento somente do subsistema defeituoso; • Em caso de defeito em uma única zona de proteção, somente os disjuntores desta zona devem ser

desligados. • Para uma falta dentro da área superposta faz-se necessário o desligamento das duas zonas. Ainda nesta figura são mostrados os subsistemas com suas

respectivas

zonas

de

proteção,

de

maneira

superposta e envolvendo os disjuntores. Os subsistemas considerados e respectivas zonas de proteção são: • Gerador-transformador elevador (ZG1/ZG2); • Subestação de manobra da geração (ZSM1); • Linha de transmissão (ZLT); • Subestação de manobra de fornecimento de energia (ZSM2). Para uma falta no ponto “A” desta figura, as proteções das zonas ZG1 e ZSM1 detectam a falta e comandam o desligamento do disjuntor 52A. Além disso as proteções da zona ZG1 provocam também a parada de emergência da unidade geradora. b) Proteção de Retaguarda A proteção de retaguarda da unidade geradora constitui a sua segunda linha de defesa e deve ser adequadamente selecionada e ajustada para entrar em operação somente em caso de falha da proteção principal.

Figura 1

1.2.4 Características Funcionais do Sistema de Proteção As características funcionais dos relés devem ser adequadamente consideradas na concepção do sistema de proteção da unidade geradora, o qual deve atender a cinco requisitos básicos, a seguir relacionados, de modo a se obter um sistema bem projetado: 1) Confiabilidade É a habilidade do sistema de proteção em operar corretamente quando solicitado e de evitar a operação indevida. É

constituída

por

dois

elementos

–

Confiança

(dependability) e Segurança (security). Confiança é a certeza da operação correta em resposta a uma perturbação no sistema, enquanto segurança é a habilidade da proteção para evitar a operação indevida. Os equipamentos do sistema de proteção devem ser confiáveis. Portanto, é essencial que os relés, bem como a sua aplicação, instalação e manutenção, sejam feitos de modo a garantir a sua máxima confiabilidade. A aplicação do sistema de proteção envolve a seleção dos relés e dos equipamentos associados, as fontes de alimentação de corrente e tensão e o suprimento de corrente contínua., como os relés de proteção e os equipamentos associados funcionam raramente, devem

ser bem cuidados para assegurar a sua atuação quando necessário. Assim,

as

práticas

operativas

recomendadas

pelos

fornecedores devem ser seguidas à risca. 2) Rapidez Os relés de proteção devem ser suficientemente rápidos para reduzir ao mínimo o tempo de duração da falha e em consequência o dano ao equipamento defeituoso 3) Seletividade Os relés de proteção devem ser capazes de distinguir entre as condições que exigem ou não a sua operação ou quando for requerida uma operação temporizada. A seletividade tem como objetivo principal maximizar a continuidade de serviço com um mínimo tempo de desligamento.

4) Simplicidade O projeto do sistema de proteção deve considerar a utilização da menor quantidade de equipamentos e de circuitos possíveis. A simplicidade é uma qualidade essencial para se obter um projeto com reduzidos componentes

e

circuitos

e,

consequentemente

com

elevada confiabilidade. 5) Custo Na seleção da proteção, o engenheiro deve fazer um balanço entre o custo do sistema de proteção e as consequências da perda da energia gerada pela unidade geradora. Esta perda pode ser grave se esta unidade representar uma grande parcela do investimento do empreendimento. O

sistema

de

proteção

deve

ser

projetado

em

conformidade com o que foi descrito no item 1.2 , mas deve levar em consideração os fatores relacionados abaixo,

que

podem

influenciar

na

seleção

das

características dos relés. • Disponibilidade de dados do sistema – consiste em dados estatísticos sobre intensidade e localização dos diversos tipos de perturbações que podem ocorrer no sistema de potência onde a unidade vai se interligar. •

Práticas

de

operação

–

são

recomendações

estabelecidas pelas normas e instruções de operação

dos órgãos de regulação do sistema elétrico, bem como

as

oriundas

pelas

práticas

aceitáveis

de

engenharia, visando assegurar uma operação eficiente do sistema. A filosofia de proteção serviu de base para formulação da proteção básica da unidade geradora, conforme mostrada na figura 1.1 A atuação das proteções deve seguir, sempre que possível, a ordem sequencial descrita a seguir em conformidade com o grau de importância da unidade geradora. Sempre que possível evitar: • Desligamento desnecessário da unidade, dando somente alarme e anunciação, para alguns tipos de falta; • Parada total da unidade, para reduzir os riscos de danificação do mancal escora; • Parada com fechamento da comporta de emergência, visando reduzir o tempo de restabelecimento da unidade em operação; • Rejeição brusca de carga, isto é: descarregar a unidade antes do seu desligamento do sistema, visando evitar oscilações de potência, sobrevelocidade, e sobrepressão no Conduto Forçado e Caixa Espiral.

1.3 PROTEÇÃO DO GERADOR Neste item, adotou-se a metodologia de agrupamento por equipamento e sistema associado para proporcionar o melhor entendimento do leitor sobre os diversos tipos de faltas que podem envolver a unidade geradora bem como os relés e dispositivos de proteção necessários para protegê-la. O diagrama unifilar de proteção e medição, figura 1.1 abaixo, mostra os Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IED), com os relés, utilizados na proteção de gerador de médio e grande porte. Observe que o diagrama mostra a proteção digital duplicada (redundante) tendo em vista que, em caso de falha das fontes de alimentação, perde-se todas as funções de proteção.

Figura 1.1

Além das proteções elétricas da unidade geradora foram incluídas neste trabalho, as proteções mecânicas e térmicas da turbina e do gerador, dos sistemas de regulação de velocidade e de excitação. O sistema de resfriamento, aqui considerado – caso mais usual para geradores deste porte – é constituído por trocadores de calor do tipo ar e água e pela circulação de ar provocada pela rotação do rotor do gerador.

1.3.1 Estator As

faltas

envolvendo

o

estator

podem

ocorrer

no

enrolamento, no núcleo e no sistema de resfriamento. 1.3.1.1 Enrolamento Os tipos de faltas no enrolamento são: • Curto-Circuito entre fases, e/ou enrolamento aberto; • Curto-Circuito entre espiras; • Curto-Circuito fase e terra; • Sobreaquecimento. Com exceção do sobreaquecimento, estas faltas originamse devido a falha do isolamento, causadas pelos seguintes fatores: •

Sobretensões

provocadas

por

sobrevelocidade e rejeição de carga;

manobra,

raios,

• Redução da resistência de isolamento devido ao seu envelhecimento

em

virtude

do

efeito

corona,

da

umidade, da poluição e de outros agentes degenerativos. •

Danos

no

isolamento,

provocado

pelos

esforços

mecânicos, oriundos de curto-circuito; sincronização fora de fase ou afrouxamento na fixação das bobinas. a) Faltas entre Fases e Enrolamento Aberto. Embora defeitos entre fases no estator sejam um dos menos prováveis de ocorrer, é necessária a utilização de uma proteção de ação muito rápida para reduzir ao mínimo os danos decorrentes do defeito. Esta rapidez de atuação é conseguida com a utilização de relés do tipo diferencial. Proteção Principal para Faltas entre Fases A proteção principal, normalmente usada, é constituída por relé diferencial para proteção do gerador contra defeitos entre fases (87G). Para geradores modernos, a constante de tempo da armadura (Ta) é maior do que 100 ms, aumentando os riscos de saturação dos transformadores de corrente para faltas fora ou dentro da zona de proteção. Faltas nos terminais do gerador, operando em vazio e excitado, poderão provocar a saturação do transformador de corrente (TC) em um tempo menor do que o tempo de operação da proteção.

Esta proteção deve ter um grau de segurança elevado, de modo a ser insensível às seguintes condições de operação: • Curto-Circuito fora da zona de proteção; • Correntes de surto de magnetização do transformador elevador; • Sobreexcitação causada por rejeição remota de carga. Esta proteção também protege contra enrolamento aberto. Para a proteção do enrolamento do estator contra faltas entre fases e enrolamento aberto, utiliza-se nas proteções básicas o relé diferencial 87G. Como consequência, a atuação do relé 87G implica em: • Parada completa de emergência da unidade com bloqueio e rejeição de carga; • Operação do sistema de CO2 . Proteção de Retaguarda para Faltas entre Fases Esta proteção constitui a segunda linha de defesa e funciona somente em caso de falha da proteção principal. Os

relés

normalmente

utilizados

na

proteção

de

retaguarda de geradores para defeitos entre fases são: de distância (21) ou sobrecorrente com restrição ou controle de tensão (51V). Para facilidade de coordenação, escolhe-se o tipo de proteção de retaguarda do mesmo tipo dos relés usados

na

proteção

das

linhas

ligadas

ao

barramento

da

subestação da usina. A atuação do relé (21G) executa as seguintes ações: • Parada completa de emergência com bloqueio e rejeição de carga; • Anunciação e alarme. A figura 1.2 mostra o diagrama unifilar para proteção do enrolamento do estator do gerador para faltas entre fases ou enrolamento aberto. Figura 1.2

LEGENDA: 87U – Relé diferencial de proteção gerador-transformador; 87G – Relé diferencial de proteção de gerador; 21G – Relé de proteção de retaguarda faltas externas; G – Gerador; TE – Transformador Elevador; 52G – Disjuntor do gerador.

b) Faltas entre Espiras Este tipo de falta decorre da falha no isolamento entre espiras da mesma fase e ocorre, principalmente, em gerador com grande número de espiras por bobina, ou seja, gerador com tensão elevada e baixa potência. Geradores modernos de grande porte utilizam bobinas de uma única espira. Neste caso, a probabilidade de defeito entre espiras é muito pequena, pois só pode ocorrer nas extremidades do enrolamento, onde são desenvolvidos esforços elevados.

Defeitos entre espiras devem ser interrompidos o mais rápido possível a fim de reduzir a possibilidade de danos em outras partes do enrolamento. Normalmente é usado o relé 61G, do tipo sobrecorrente, com uma unidade de tempo inversa e uma instantânea. O uso deste relé só é justificável se for sensível o suficiente para detectar o curto-circuito envolvendo uma única espira. Para geradores de fases divididas podem ser usados três métodos, dependendo das características construtivas do gerador, conforme relacionado a seguir: • Transformadores de correntes (TC) com ligações opostas (figura B-1 ). Neste caso utiliza-se relé de sobrecorrente com uma unidade de tempo inversa e uma unidade instantânea. O relé deve ser insensível para transitórios oriundos de faltas externas. • Transformadores de correntes (TC) com duplo primário (figura B-2 ). Com este tipo de ligação elimina-se os transitórios oriundos de faltas externas e pode ser utilizado um relé de sobrecorrente instantâneo, com ganho de sensibilidade na proteção. • Transformadores de correntes (TC) de desequilíbrio do neutro (figura B-3 ). Neste caso utiliza-se o relé diferencial da unidade também para proteção para faltas entre espiras. Economiza-se relé e TCs, com prejuízo da sensibilidade do relé, principalmente com o gerador em plena carga.

Em geradores de uma só espira por bobina não se utiliza este tipo de proteção. A seleção do tipo de proteção a ser usada deve ser escolhida de comum acordo com o fabricante do gerador. Para a proteção do enrolamento do estator contra faltas entre espiras, utiliza-se o relé 61G nas proteções básicas. Como consequência, a atuação do relé 61G, implica em: • Parada completa de emergência da unidade com bloqueio e rejeição de carga; • Operação do sistema de CO2 . A figura 1.3 – mostra os métodos de proteção do gerador contra faltas entre espiras no enrolamento do estator. Figura 1.3

c) Faltas Fase e Terra Faltas entre o enrolamento do estator e o núcleo, constituise o tipo de defeito elétrico mais frequente em geradores. Este tipo de falta pode ser provocado por danos mecânicos ou térmicos no isolamento do enrolamento. O método de aterramento do gerador influi na escolha do tipo de proteção para este tipo de falta. Para o sistema unitário, a prática usual consiste em aterrar o neutro do gerador através de uma alta impedância por meio de resistor ligado diretamente no neutro do gerador ou através de um resistor ligado ao secundário de um transformador de distribuição. Este aterramento tem o

objetivo de limitar a corrente de falta para terra a um valor muito baixo, normalmente compreendido na faixa de 3 a 25 amperes, reduzindo ao mínimo os danos no ferro do estator do gerador, bem como as sobretensões temporárias e transitórias nos equipamentos na tensão de geração. O tipo de atuação normalmente utilizado neste tipo de proteção consiste no desligamento imediato do gerador, tendo em vista o risco de ocorrência de uma segunda falta, que acarretaria as seguintes consequências: • Caso a segunda falta ocorra em outra fase, o relé diferencial (87G) atuará, aumentado os possíveis danos. • Caso a primeira e segundas faltas ocorram nas extremidades

opostas

do

mesmo

enrolamento,

a

proteção diferencial não as detecta. Os danos serão muito grandes, pois esta corrente de falta será maior que a de curto trifásico e porque a falta no terminal de neutro, curto-circuito o resistor de aterramento. Quando

o

Gerador

for

ligado

diretamente

ao

Transformador Elevador, formando um sistema unitário, com uma elevada resistência de aterramento no neutro, deve ser protegido para faltas fase e terra através de dois relés de proteção

independentes.

Um

para

proteger

95%

do

enrolamento do estator, a partir do terminal de linha e o outro para proteger 100% do enrolamento.

Proteção Principal Proteção de 95% (64G1) Este

relé

poderá

ser

do

tipo

sobrecorrente

ou

sobretensão dando uma proteção convencional de 95% do enrolamento do estator, monitorando a corrente ou tensão de 60 Hz no neutro do gerador. Há uma preferência na utilização do relé de sobretensão, temporizado, ligado no delta aberto do TP do terminal de linha do gerador. Este relé deve ser ajustado para proteger cerca de 95% do enrolamento do estator, protegendo também

o

Barramento

Blindado

e

os

enrolamentos

primários dos Transformadores Elevadores, de Excitação e de Serviços Auxiliares. A temporização do relé deve ser ajustada para não operar para faltas fase e terra no lado de alta tensão do Transformador Elevador, devido ao acoplamento capacitivo entre seus enrolamentos. O relé 64G1 poderá ser coordenado com os fusíveis do lado de baixa tensão do TP do terminal de linha do gerador, desde que se aumente o seu tempo de operação. Proteção de 100% (64G2) Um relé de subtensão de terceiro harmônico, deverá ser ligado em paralelo com o resistor de aterramento do neutro do gerador, para proteger 100% do enrolamento do estator.

Este tipo de proteção emprega um relé de subtensão para

operação

com

a

tensão

gerada

pelo

terceiro

harmônico com a finalidade de proteger os 7% do enrolamento

próximo

ao

neutro

do

gerador

com

sobreposição das faixas de operação. Esta proteção usa o princípio de que o terceiro harmônico decresce a medida que o defeito caminha do terminal de linha para o terminal do neutro do gerador. A proteção de 100% do enrolamento do estator monitora também a falta no sistema de aterramento do neutro do gerador, ou seja, identifica se o circuito está aberto ou com defeito. Para aumentar a confiabilidade da proteção fase e terra, deve-se ligar o relé de 95% de preferência, no delta aberto do TP do terminal de linha do gerador e o relé de 100% em paralelo com o resistor de aterramento do neutro do gerador, Utiliza-se, nas proteções básicas os seguintes relés: • 64G1 e 64G2 para faltas entre fase e terra; A atuação destes relés, implica: • Parada completa de emergência da unidade com bloqueio e rejeição de carga; • Operação do sistema de CO2 .

Proteção de Retaguarda para Faltas Fase e Terra Constitui a segunda linha de proteção e funciona somente em caso de falha da proteção principal. O relé normalmente utilizado nesta proteção para defeitos entre fase e terra é o de sobrecorrente 51G. A atuação do relé 51G permite: • Parada completa de emergência com bloqueio e rejeição de carga; • Anunciação e alarme. As figuras 1.4A/B – mostram o diagrama unifilar e funcional para proteção do enrolamento do estator do gerador contra faltas entre fase e terra. Figura 1.4A

Figura 1.4B

LEGENDA: 27-3N – Relé de subtensão de terceiro harmônico, para defeitos faseterra; 51G – Relé de proteção de retaguarda, para defeitos fase-terra; 59N – Relé de sobretenção para defeitos fase-terra; 59F – Relé de sobretensão entre fases, cuja função é permitir o rearme do relé 86E com o gerador fora de operação.

d) Sobreaquecimento do Enrolamento do Estator Este sobreaquecimento seguintes eventos:

pode

ser

provocado

pelos

• Sobrecarga no Enrolamento; • Falha no Sistema de Resfriamento. A proteção contra sobreaquecimento dos enrolamentos do estator é feita por meio de dispositivos sensores – Detetores de Temperatura – e relés acoplados a estes dispositivos ou

ainda por meio de relés térmicos ligados ao secundário de transformadores de corrente. Sensores Utilizados • Detetores de temperatura à resistência (DTR) – Estes detetores podem ser de cobre, 10 ohm de resistência na temperatura de 25°C ou de platina, 100 ohm de resistência a 0°C. • Detectores do tipo par-térmico – Este tipo de detetor pode ser usado também como elemento sensor, podendo ser mais conveniente do que o DTR, quando se necessita de sensores com menores dimensões. Aspectos relativos à localização, quantidade e arranjo físico de DTR, são descritos no capítulo 6, item 6.2 .

Proteção • Sobrecarga no enrolamento – relé 49G ligado a DTR • Dispositivo de monitoração de temperatura ligado a DTR A atuação destas proteções permite a ocorrência dos seguintes eventos: • Relé 49G – Parada parcial rápida com bloqueio e sem rejeição de carga; •

Dispositivo de monitoração de temperatura monitoração contínua, anunciação e alarme.

–

Em algumas usinas atendidas, o relé 49G não dá disparo, apenas anunciação e alarme. 1.3.1.2 Núcleo A detecção da temperatura do núcleo do estator tem como objetivo principal confirmar que a temperatura não seja maior do que a assumida no projeto, visando evitar deformações do mesmo. Os tipos de faltas envolvendo o núcleo do estator originam-se no curto-circuito entre chapas magnéticas, que provoca o seu aquecimento, e na falha do Sistema de Resfriamento. A proteção contra o sobreaquecimento do núcleo é feita por sensores ligados à dispositivos de monitoração. Caso haja problemas de espaço, devido ao arranjo físico do núcleo do estator, é mais conveniente a utilização de Detetores de Temperatura do tipo par-térmico. Para mais informações sobre a localização dos Detetores de temperatura, consultar o Capítulo 6 . Dispositivos de monitoração de temperatura ligados a DTR ou a par térmico podem ser utilizados. A atuação destes dispositivos, permite a ocorrência dos seguintes eventos: • Monitoração contínua da unidade; • Anunciação; • Alarme.

1.3.2 Rotor As faltas envolvendo o rotor podem ocorrer no enrolamento dos polos, no núcleo e no sistema de resfriamento. 1.3.2.1 Enrolamento Os tipos de faltas, que envolvem o enrolamento do rotor, decorrem de: • Curto-Circuito no Enrolamento de Campo • Enrolamento de Campo Aberto • Terra no Enrolamento de Campo • Sobreaquecimento a) Curto-Circuito no Enrolamento de Campo O curto-circuito no enrolamento de campo, envolvendo algumas espiras ou um polo inteiro em uma máquina de baixa

rotação,

não

pode

ser

sentido

por

relés

de

sobrecorrente. O curto envolvendo um polo produz um desbalanceamento

magnético

do

rotor

que

provocará

vibrações e esforços eletrodinâmicos e mecânicos na unidade e na estrutura da Casa de Força. O relé diferencial de proteção do enrolamento do estator do gerador para faltas entre fases poderá operar para curto circuito no enrolamento de campo devido a geração de tensão desequilibrada entre fases.

Proteção • Detetor de vibrações; • Proteção diferencial do gerador 87G; A atuação do detetor de vibrações permite a ocorrência dos seguintes eventos: • Anunciação; • Alarme. • Parada completa de emergência da unidade com bloqueio e rejeição de carga; b) Enrolamento de Campo Aberto Este tipo de falha é mais provável de ocorrer em geradores de polos salientes e de baixa rotação. A abertura do enrolamento provoca perda de excitação. A operação do gerador com o enrolamento de campo aberto poderá causar dano ao gerador e ao sistema de potência. O gerador síncrono, operando como gerador de indução, deixará circular grandes correntes no rotor que poderão provocar aquecimento perigoso. Proteção • Relé de perda de excitação (40G). A atuação do relé 40G permite: • parada parcial rápida com bloqueio e sem rejeição de carga.

c) Terra no Enrolamento de Campo Falta para a terra no rotor não traz nenhum problema sério a não ser pelo aumento da probabilidade de ocorrência de uma segunda falta. A ocorrência de uma falta para a terra, eleva o potencial de todo o campo, o que pode causar a ocorrência da segunda falta. Para detectar faltas à terra no rotor usa-se um dos seguintes métodos: • Método de injeção de tensão alternada; • Método de injeção de tensão contínua; • Método do divisor de tensão; 1) Método de Injeção de Tensão Alternada Este método consiste na aplicação de uma fonte externa em corrente alternada de baixa tensão através de uma capacitância (C), conforme mostrado na figura 1.5A abaixo: Figura 1.5A

2) Método de Injeção de Tensão Contínua Neste método a tensão contínua é obtida através da retificação de uma fonte externa em corrente alternada de baixa tensão, ligada ao terminal positivo do enrolamento de campo, conforme mostrado na figura 1.5B a seguir: Figura 1.5B

3) Método do Divisor de Tensão Este método utiliza a fonte de tensão contínua do próprio sistema de excitação do gerador. Consiste na ligação de um potenciômetro em paralelo com o enrolamento de campo do gerador, com uma derivação central aterrada através do relé 64R, conforme mostrado na figura 1.5C abaixo. Figura 1.5C

O esquema de proteção com a utilização dos métodos de injeção de tensão alternada ou contínua são os mais utilizados. Devem ser insensíveis à corrente capacitiva entre o enrolamento de campo e a terra e deve ter dois estágios de operação temporizados. Proteção • Relé 64R – A atuação deste relé permite no primeiro estágio, alta resistência para a terra (baixa corrente) e dar alarme e no segundo, baixa resistência para a terra (alta corrente) e parada completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga. d) Sobreaquecimento O sobreaquecimento do enrolamento de campo pode ser provocado por:

1) Corrente Excessiva no Campo O aquecimento por corrente excessiva no campo pode ser causado por falha no Regulador de Tensão. A corrente excessiva pode ser detectada por relés de sobrecorrente. Além desta proteção o enrolamento de campo deve ter a sua temperatura monitorada continuamente. Normalmente, a temperatura média do enrolamento é obtida pela variação da sua resistência, sendo indicada diretamente em um instrumento em que o sinal de entrada é proporcional à relação entre a tensão e a corrente de campo. Relé e Dispositivo de Proteção: • Relé 76E1 para corrente excessiva; • Dispositivo de monitoração de temperatura do campo. A atuação do relé 76E1 e dispositivo de monitoração permite: • Parada completa de emergência com bloqueio e com rejeição de carga (76E1); • Monitoração contínua do enrolamento do campo. • Anunciação; • Alarme.

2) Falha no Sistema de Resfriamento O sistema de resfriamento está abordado como um todo, no item 1.3.3 que abrange todas as partes que compõem o gerador. 1.3.2.2 Núcleo O sobreaquecimento do núcleo pode ser provocado por: 1) Correntes Desequilibradas A operação do gerador com correntes desequilibradas produz o aquecimento das faces dos pólos e vibrações nas fundações. Proteção (consultar o item 1.10.6 ) O relé 46G deve ter duas unidades de ajustes: Ajuste Baixo – alarme; Ajuste Alto (opcional) – Parada parcial rápida com bloqueio e sem rejeição de carga. A figura 1.6 mostra o diagrama unifilar de proteção do enrolamento do campo do gerador para faltas para terra no enrolamento. Figura 1.6

2) Falha no Sistema de Resfriamento O sistema de resfriamento está abordado como um todo, no item 1.3.3 que abrange todas as partes que compõem o gerador.

1.3.3 Sistema de resfriamento do gerador O sistema de resfriamento, aqui considerado – caso mais usual para geradores deste porte – é constituído por trocadores de calor do tipo ar e água e pela circulação de ar provocada pela rotação do rotor do gerador. As perdas, do estator e do rotor, são removidas pela circulação do ar através dos trocadores de calor. Falha no sistema de resfriamento acarreta a elevação de temperatura do estator e do rotor, requerendo alguns cuidados na sua monitoração.

1.3.3.1 Ar de Resfriamento Para

o

ar

de

resfriamento

é

necessário

ter

as

temperaturas do ar na entrada (ar frio) e na saída (ar quente)

de

cada

radiador.

Utilizou-se

somente

monitoramento com o objetivo de atender aos requisitos de operação e manutenção. Monitoração • Dispositivo de monitoração de temperatura ligado DTR instalado na saída de ar de cada radiador. • Para comparação da temperatura na saída de ar de cada radiador com a temperatura prevista no projeto; 1.3.3.2 Água de Resfriamento Para a água de resfriamento são necessárias as medições da vazão de água na descarga comum a todos os radiadores e da temperatura na entrada de água para o sistema de resfriamento. Utilizou-se estas informações para controle e monitoração. Para maior detalhamento, consultar o item 2.2.4.14 . Monitoração • Chave de vazão de água da descarga comum a todos os radiadores, com contato (80ARG); • DTR associado a dispositivo de monitoração na entrada e saída de água de cada radiador.

A atuação destes dispositivos permite: • 80ARG – partida dos equipamentos e dispositivos auxiliares, anunciação e alarme; • Para comparação da temperatura da água com a temperatura prevista no projeto.

1.3.4 Mancais O arranjo de mancais da unidade geradora é definido após os estudos de estabilidade mecânica e de velocidades críticas da unidade. Neste trabalho consideramos que a unidade é de eixo vertical e o seu arranjo constituído por um mancal guia instalado na cruzeta superior do gerador, um de escora instalado na cruzeta inferior do gerador e um de guia instalado junto à tampa da turbina, conforme mostrado na figura 1.7 . Figura 1.7 – Conjunto Gerador-Turbina Francis

1.3.4.1 Mancal Escora Em condições normais de operação, o mancal escora é o mais solicitado pois suporta o peso do rotor da unidade e da coluna de água que circula através do rotor da turbina. A proteção e monitoração dos mancais do tipo escora é de grande importância e, em caso de anormalidade, a máquina deve ser desligada para reduzir os danos a um mínimo possível.

A proteção e a monitoração do mancal deverão ser feitas por meio de relés, termômetros e dispositivos ligados a DTR. A melhor combinação consiste na utilização de sensores do tipo DTR associados a dispositivos de monitoração e/ou relés, combinado com o termômetro indicador. Atualmente, os termômetros indicadores estão sendo substituídos por instrumentos indicadores associados à DTR, por ser uma solução mais barata. Os componentes principais do mancal escora são: a) Sapatas (metal) A temperatura das sapatas do mancal escora deve ser continuamente monitorada e a quantidade de dispositivos necessários depende do seu tamanho e tipo. Para qualquer mancal escora utilizar, pelo menos, dois termômetros indicadores com contato ou dispositivos de proteção ligados a DTR (38ME) com contatos e mais dois detectores do tipo DTR, para monitoração remota. Para as grandes máquinas usar quatro de cada dispositivo. b) Óleo de Resfriamento (consultar o item 6.5 para informações detalhadas) A proteção e a monitoração do óleo de resfriamento dos mancais são feitas por: • Dispositivo de proteção com contato, ligado a DTR ou termômetro

indicador

com

reservatório de óleo (38OME);

contato,

instalados

no

• Dispositivo de monitoração com contato, ligado a DTR instalado na saída de óleo de cada radiador; • Chave de vazão de água na saída comum dos radiadores de óleo (80AME); • Chave de vazão de óleo na saída comum dos radiadores (80OME) para sistema de circulação de óleo por meio de bombas acionadas por motor elétrico; • Indicador de nível de óleo alto e baixo, no reservatório (71OME). Proteção Os dispositivos de proteção utilizados são basicamente: • 38ME, 38OME, 71OME, 80OME e 80AME. A atuação destes dispositivos permite os seguintes eventos: • 38ME, 38OME e 71OME – Parada completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga; •

80AME

–

Anunciação,

alarme

e

partida

dos

equipamentos e dispositivos auxiliares; • 80OME – Partida da bomba reserva, anunciação, alarme e partida dos equipamentos auxiliares;

1.3.4.2 Mancal Guia Os mancais de guia são menos solicitados do que os de escora em condições normais de operação. Entretanto, a proteção deste tipo de mancal deve ser igual ao tipo escora (38MG, 80AMG e 80OME). Usualmente, os mancais de escora e guia combinados, possuem o mesmo reservatório de óleo. Quando o mancal guia possui reservatório de óleo independente

do

reservatório

do

mancal

escora,

acrescentar os dispositivos de proteção: 38OGG, 71OGG nível alto e baixo.

1.4 SISTEMA DE EXCITAÇÃO As usinas hidroelétricas de grande e médio porte utilizam normalmente um sistema de excitação do tipo estático, usualmente alimentado a partir do transformador de excitação ligado diretamente aos terminais do gerador. Este sistema é composto pelos subsistemas especificados a seguir e representados na Figura 1.8 . • Regulador Automático de Tensão; • Excitatriz (ponte de tiristores). Em complementação, o transformador de excitação, ligado diretamente aos terminais do gerador, constitui a fonte de alimentação de potência deste sistema.

Além do transformador de excitação, o sistema de excitação inicial constitui a fonte externa utilizada para iniciar a excitação do gerador durante o processo de partida da unidade geradora. A Figura 1.8 mostra um sistema de excitação com excitatriz estática e regulador automático de tensão do tipo digital e redundante. Figura 1.8 – Sistema de Excitação

Legenda: G – Gerador; TE – Transformador elevador; TC – Transformador de corrente; TEX – Transformação de excitação; TP – Transformador de potencial; RAT – Regulador automático de tensão; DT/Tiristores – Proteção contra sobretensão induzida no campo.

A excitação inicial começa quando a unidade geradora atinge cerca de 95% da rotação nominal e termina quando o gerador atinge cerca de 30% da tensão nominal. A partir deste valor o sistema de excitação assume o controle da tensão do gerador.

1.4.1 Regulador Automático de Tensão (RAT) É o Dispositivo Eletrônico Inteligência (IED) que compara as tensões da unidade com a de referência, selecionada através da chave de controle (botoeira) da tensão de referência. Este dispositivo mede o erro entre estas tensões e emite um sinal para a excitatriz de modo a anular este erro. O Regulador Automático de Tensão está permanentemente operando com o gerador, exceto quando o Sistema de Excitação estiver na condição de operação manual. O sistema de excitação possui dispositivos limitadores de modo a manter o seu funcionamento dentro dos limites operacionais do gerador evitando, durante as perturbações, que o mesmo seja retirado de operação pela atuação indevida dos relés de proteção.

1.4.1.1 Limitadores Os limitadores normalmente utilizados são: • Limitador de excitação máxima Este

limitador

enrolamento

tem

de

sobreaquecimento,

a

finalidade

campo devido

do a

de

proteger

gerador

uma

o

contra

sobreexcitação

prolongada. • Limitador de excitação mínima Este limitador tem a finalidade de impedir que a corrente de excitação do gerador caia abaixo de um determinado nível, evitando assim, uma possível perda de sincronismo do gerador. • Limitador Volts/Hertz Este limitador tem a finalidade de impedir o sobrefluxo, o qual pode provocar o aquecimento do núcleo e isolamento do gerador e do transformador elevador.

1.4.1.2 Fonte de Alimentação O Regulador Automático de Tensão pode ter a fonte de alimentação interruptível ou não interruptível. Em caso de falha da fonte interruptível, a unidade pode ser parada ou ter o sistema de excitação transferido para manual. A decisão sobre o tipo de fonte e o modo de atuação, por falta na fonte de alimentação, depende da importância do gerador com relação ao sistema de potência. Proteção Segue

abaixo

os

relés

e

dispositivos

usualmente

aplicados na proteção do sistema de excitação: • Relé 60 – perda de potencial; • 27RT, detetor de perda da fonte de alimentação; • Detetor de falha na comutação automática manual; • Perda da tensão de referência (TP); • Limitadores. A atuação dos relés e dispositivos de proteção executam as seguintes funções: • Relé 60 – transfere o sistema de excitação para controle manual e dá alarme. A parada normal poderá ser

realizada

pelo

operador

(opcional:

parada

completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga). • Limitadores – anunciação e alarme.

• Falha na comutação automático-manual – anunciação e alarme. • 27RT, perda da fonte de alimentação interruptível: transfere o sistema de excitação para manual, anuncia e dá alarme ou dar disparo na unidade geradora. • Perda da tensão de referência – transfere o sistema de excitação para controle manual ou dar disparo.

1.4.2 Excitatriz (Ponte Retificadora) É o subsistema que recebe o sinal de erro do Regulador Automático de Tensão e que emite um sinal de saída para controlar a excitação do gerador. Neste trabalho está sendo considerado a excitatriz do tipo estática, formada por pontes retificadoras com tiristores. A excitatriz é normalmente protegida contra as seguintes condições operativas: • Sobretensão induzida no campo (crowbar – fig 2.2); • Sobrecorrente no campo; • Falha nos tiristores; • Alta temperatura do ponto de junção dos tiristores; • Perda da fonte de alimentação. • Tempo de excitação inicial excessivo. A proteção contra sobretensão induzida no campo, utiliza o “crowbar”, que é um circuito eletrônico que opera para

proteção dos tiristores das pontes retificadoras e do campo do gerador. A principal fonte de sobretensão induzida tem sua origem na operação do gerador fora das condições de sincronismo (out of step). A atuação do “crowbar” tem o objetivo de criar um circuito para circulação da corrente negativa através do resistor de descarga do campo para reduzir essa sobretensão. Embora a ponte retificadora já possua o circuito para circulação da corrente positiva, o “crowbar” opera também para circulação de corrente negativa, oriundas desta mesma operação fora de sincronismo. Como consequência da operação do “crowbar”, o relé 76ER mostrado na figura 2.3 também irá operar. Outro tipo de relé, que seja capaz de medir a tensão gerada pela corrente através do resistor de descarga do campo, pode ser utilizado. O “crowbar” e o relé de proteção são normalmente parte integrante do sistema de excitação. Proteção Geralmente são utilizados os seguintes relés (fig. 2.3, cap. 2): • 76ER – corrente induzida no campo; • 76EI – sobrecorrente na excitatriz; • 58EI/2 – falha nos tiristores; • 27EX – detetor de perda da fonte de alimentação dos tiristores;

• 48EX – excitação inicial excessiva; • 63V2 – falha do 2º estágio de ventilação dos tiristores; • 63V1 – falha no 1º estágio de ventilação dos tiristores. • 1º estágio do detector de temperatura do ponto de junção dos tiristores; • 2º estágio do detector de temperatura do ponto de junção dos tiristores. A atuação destas proteções permite os seguintes eventos: • 76ER, 76E1, 58E1/2 e 48EX – parada completa de emergência com bloqueio e com rejeição de carga; • 63V1 – anunciação e alarme; • 27EX e 63V2 – parada completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga ou anunciação e alarme, dependendo da redundância de fonte de alimentação; • 1º estágio do detector de temperatura do ponto de junção dos tiristores-. Anunciação e alarme; • 2º estágio do detector de temperatura do ponto de junção dos tiristores-parada completa de emergência com bloqueio e rejeição de carga.

1.4.3 Fonte de Alimentação A fonte de alimentação do sistema de excitação é constituída pelo transformador de excitação, que fornece a potência necessária a excitatriz para suprir a corrente de campo solicitada pelo gerador. Neste livro, está sendo considerado o transformador de excitação do tipo seco. As

faltas

prováveis

envolvendo

o

transformador

de

excitação podem ser oriundas de: • Curto-circuito entre fases (transformador trifásico); • Curto-circuito fase-terra; • Sobreaquecimento Proteção O transformador de excitação fica protegido pelo relé diferencial 87U da unidade para detectar defeitos entre fases do lado de média tensão. Para defeitos fase e terra no enrolamento primário, fica protegido pelo relé de terra do estator (64G). Para proteção contra falhas externas e no

enrolamento

secundário

utiliza-se

os

relés

de

sobrecorrente para defeitos entre fases 50/51EX ligados aos TC´s do lado de alta tensão. O relé 49EX (ligado a RTD) protege o transformador contra sobreaquecimento A atuação destes relés, permite a ocorrência dos seguintes eventos: • 50/51EX – parada completa de emergência com bloqueio e rejeição de carga;

• 49EX – 1º estágio–anunciação e alarme; • 49EX – 2º estágio-parada completa de emergência com bloqueio e rejeição de carga

1.5 TURBINA 1.5.1 Rotor O rotor da turbina pode operar em condições adversas quando o gerador funciona como motor síncrono. Para evitar esta condição de operação, protege-se o rotor através da utilização do relé de potência reversa do gerador. Este tipo de proteção é usual em usinas não atendidas. Proteção • Relé de potência inversa (32G). A atuação deste relé implica em: • Relé 32G – parada parcial de emergência sem bloqueio e com rejeição de carga.

1.5.2 Distribuidor As palhetas do Distribuidor estão sujeitas a danos e a ficarem com o seu movimento bloqueado devido à presença de pedaços de madeira ou outros materiais que passam pela grade de proteção da tomada d´água. Para evitar danos maiores às palhetas do Distribuidor instalam-se pinos de cisalhamento (fusível mecânico) na ligação entre cada palheta e o mecanismo de acionamento. Quando o Distribuidor for comandado e uma palheta ficar presa, rompe-se o pino de cisalhamento que aciona um dispositivo com contatos implicando na parada total da máquina. Proteção • Detetores de rompimento dos pinos de cisalhamento (33PC) A atuação do dispositivo de proteção provoca: • 33 PC – parada completa de emergência com bloqueio – fechamento de comporta – Abertura temporizada do disjuntor da unidade.

1.5.3 Mancal Guia A proteção do mancal guia da turbina é idêntica à proteção do mancal guia do gerador. Proteção • 38GT, 38OGT, 71OGT, 80OGT, 80AGT e DTR. A atuação destas proteções implica nos seguintes eventos: • 38GT e 38OGT – parada completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga; • 71OGT – parada completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga e pré-condições de partida; • 80OGT – partida da bomba reserva, anunciação, alarme e partida dos equipamentos auxiliares; •

80AGT

–

anunciação,

alarme

e

partida

dos

equipamentos e dispositivos auxiliares.

1.6 SISTEMA DE REGULAÇÃO DE VELOCIDADE (SRV) O sistema de regulação de velocidade, considerado como exemplo neste trabalho, é constituído pelos subsistemas descritos a seguir e, representados também na fig. 2.5 e 2.6 do capítulo 2 :

• Regulador de velocidade (RV); • Unidade de controle eletro-hidráulica (UCEH). Para que o SRV possa atuar no distribuidor da turbina, necessita-se dos subsistemas de óleo de alta pressão (OAP) e dos servomotores (SM).

1.6.1 Regulador de Velocidade (RV) É o Dispositivo Eletrônico Inteligente (IED) que compara as frequências da unidade com a de referência, e acionado através da chave seletora da frequência de referência. Sua função é medir o erro entre estas frequência s e emitir um sinal para a Unidade de Controle Eletro Hidráulica, para anula-lo. As falhas mais prováveis de ocorrer nos reguladores de velocidade são: • Perda da fonte externa de alimentação de CA e/ou CC; • Falha nas fontes internas de alimentação; • Perda do TP de alimentação da frequência do gerador; • Perda do transdutor de potência (TD). O

Regulador

de

Velocidade

pode

ter

a

fonte

de

alimentação interruptível ou não interruptível. Em caso de falha da fonte interruptível pode-se parar a unidade ou transferir o sistema de regulação para operação manual. A decisão sobre o tipo de fonte e o modo de atuação por falta na fonte de alimentação depende da

importância do gerador em relação ao sistema de potência onde se interliga. Proteção • Detetor de perda da fonte externa 27RV; • Detetor de perda de alimentação do TP-60; • Detetor de falha do transdutor de potência – TD; • Relé de sobrefrequência – 81G. A atuação destes dispositivos acarreta necessariamente na ocorrência dos seguintes eventos: • 27RV, 60 e TD – transferência do sistema de excitação para controle manual, anuncia e dá alarme. A parada normal deverá ser realizada pelo operador. (Opcional: parada total rápida com bloqueio e sem rejeição de carga); • 81G – parada completa de emergência com bloqueio e com o fechamento da comporta de emergência.

1.6.2 Unidade de Controle Eletro-Hidráulica (UCEH) É o subsistema que recebe o sinal do RV, produz uma grande amplificação de potência e emite um sinal (vazão de óleo) que controla o deslocamento do servomotor (SM). A Unidade de Controle Eletro-hidráulica é protegida contra falha na transferência automático-manual.

Proteção • Detetor de falha na comutação automático-manual A atuação do detetor, permite: • Anunciação e alarme.

1.6.3 Óleo de Alta Pressão (OAP) É o subsistema que armazena o óleo sob pressão de ar comprimido e, controlado pela UCEH, libera o óleo para produzir o movimento do servomotor. A proteção e controle consistem na monitoração e operacionalidade

dos

equipamentos

ligados

a

este

subsistema, conforme explicado a seguir: a) Acumulador Deve

ser

protegido

e

controlado

por

dispositivos

indicadores de nível 71AC com as funções descritas a seguir e também representadas na figura 1.9 . • AC3 – Liga a bomba reserva; • AC4 – Desliga a bomba reserva; • AC5 – Nível alto – 1º Estágio – Comanda a abertura da válvula de ar para complementação da pressão no acumulador; • AC6 – Nível muito alto – 2º Estágio (alarme); • AC7 – Nível baixo de 1º Estágio (alarme);

• AC8 – Nível baixo de 2º Estágio (Parada completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga); • AC9 – Nível baixo de 3º Estágio (Fecha a válvula de isolamento de óleo do acumulador. Figura 1.9 – Acumulador de Óleo do SRV

Os níveis AC1 e AC2 correspondem à faixa de operação da bomba principal, controlada por um Sistema de Controle de Pressão, totalmente hidráulico, que faz com que a circulação de óleo alimente o acumulador (nível abaixo de AC1) ou o trocador de calor. (nível acima de AC2). O acumulador também pode ser protegido e controlado por meio de pressostatos. Entretanto, a pressão do ar comprimido no acumulador varia com a temperatura. Este fato pode acarretar erro elevado na medição da pressão em locais onde a temperatura sofra grandes variações. Existe também no mercado, uma outra alternativa em que o Acumulador é constituído por cilindros recarregáveis cheios com nitrogênio. b) Reservatório de Óleo Neste

reservatório

são

instalados

os

seguintes

dispositivos de proteção: • Indicador de nível alto, baixo e mínimo no reservatório – Bloqueia a operação das bombas de óleo do regulador para nível mínimo e dá alarme papa níveis de óleo alto e baixo (71OR);

• Termômetro (26OR) para controle da temperatura do óleo. Anunciação e alarme, para temperatura elevada; • Chave de pressão (63OR) instalada na saída de cada bomba de óleo do regulador para indicação de pressão normal a ser utilizada na partida da unidade. c) Tubulação de Óleo Normalmente, na tubulação de óleo de alta pressão é instalada a chave de pressão 63AC entre o acumulador e as bombas de óleo do regulador, para controle de pressão muito alta, normal e muito baixa. A atuação deste dispositivo acarreta as seguintes ocorrências: • Pressão normal – pré-condições de partida; • Pressão alta – Anunciação e alarme; • Pressão baixa – Parada completa de emergência com bloqueio, fechamento da comporta de emergência e abertura temporizada do disjuntor da unidade. d) Ar comprimido de Regulação Ë usualmente monitorado por uma chave de pressão, com função de controle da operação dos compressores e pela válvula de alívio de pressão (63AP).

1.7 TRANSFORMADOR ELEVADOR As faltas envolvendo o transformador elevador podem ser devidas a:

• Curto-circuito entre fases (transformadores trifásicos); • Curto-circuito fase-terra; • Sobreaquecimento. O curto-circuito entre fases e entre fase e terra originamse da falha do isolamento, provocada por sobretensão e por redução da resistência de isolamento. O sobreaquecimento pode ser produzido por sobrecarga, curto-circuito entre chapas do núcleo e por falha no sistema de resfriamento. Proteção • Curto-circuito entre fases – Relé diferencial da unidade 87U e relé Buchhloz (63TE); • Curto fase e terra – Relé Buchholz, relé diferencial restrito a terra (87TE); • Curto circuito fase e terra no lado de média tensão – relé de proteção do Gerador 64G1/64G2. • Sobreaquecimento – Relé de imagem térmica (49TE) A atuação destas proteções, permite a ocorrência dos seguintes eventos: • Relés 87U, 63TE – Parada completa de emergência com bloqueio e com, rejeição de carga; • Relé 87TE – Parada completa de emergência com bloqueio e com rejeição de carga; • Relé – 64G1/64G2 – Parada completa de emergencia com bloqueio e rejeição de carga;

• Relé 49TE – 1º estágio – anunciação e alarme; • 2º estágio – parada parcial rápida com bloqueio e sem rejeição de carga (opcional).

1.8 DUTOS DE BARRAS A proteção dos Dutos de Barras, que fazem a ligação entre o Gerador e Transformador Elevador, para cada tipo de defeito é feita conforme descrito abaixo: • Defeitos entre fases – Relé diferencial da unidade; • Defeitos fase e terra – Relé de proteção para defeitos fase e terra no estator do gerador.

1.9 TRANSFORMADOR DE SERVIÇOS AUXILIARES O transformador auxiliar considerado neste trabalho é do tipo seco e está indicado no diagrama unifilar referenciado na Figura 1.1 . As faltas neste transformador podem ser devidas a: • Curto-circuito entre fases (transformador trifásico); • Curto-circuito fase-terra; • Sobreaquecimento.

Proteção Proteção principal • Para curto-circuito entre fases – Relé de sobrecorrente de fases 51P, no primário do transformador. • Para defeito fase e terra – A proteção é feita pela proteção do gerador. • Proteção de retaguarda para falhas externas • Relés de sobrecorrente de fases 51S no secundário do transformador e relé de sobrecorrente de neutro 51N. A atuação destas proteções implica nos seguintes eventos: • Relé 51P – parada da unidade; • Relé 51S e 51N – desliga o CCM da unidade geradora. Este transformador está dentro da zona da proteção do relés de proteção do gerador.

1.10 PROTEÇÕES DIVERSAS 1.10.1 Motorização Este tipo de proteção tem a finalidade de proteger a turbina e o gerador. A motorização do gerador com maior probabilidade de ocorrer é quando acionado por motor de combustão interna. Neste caso¸ existe também risco de explosão e fogo no combustível que deixou de ser queimado. O gerador acionado por turbina hidráulica e operando como compensador síncrono, pode ser motorizado quando a pressão do ar de rebaixamento cair, de modo que a turbina passe a operar de maneira submersa. Usinas

Hidroelétricas

atendidas

não

são

usualmente

protegidas contra a motorização do gerador. Já nas usinas não atendidas esta proteção poderá ser usada. Quando a unidade geradora está operando à velocidade síncrona sem suprimento de potência, a potência reversa aproximada para motorizar o gerador, em percentual da potência nominal, medida em kW, é da ordem de: Turbina a vapor

1 a 3%

Diesel

5 a 25%

Turbina a gás

10 a 50%

Turbina hidráulica

0,2 a 2%

Proteção • Relé de potência inversa (32G) A atuação desta proteção implica em: • Anunciação e alarme; • Caso a motorização permaneça por um tempo longo, parada parcial de emergência sem bloqueio e com rejeição de carga.

1.10.2 Perda de Excitação A perda de excitação do gerador síncrono pode ocorrer por uma das seguintes falhas: • Abertura indevida do disjuntor de campo; • Curto-circuito no enrolamento de campo; • Enrolamento de campo aberto; • Perda da fonte de alimentação da excitatriz, ou seja, do transformador de excitação. Após a perda de excitação, o gerador síncrono passa a operar como gerador de indução, continuando a fornecer energia ao sistema. A velocidade cresce e a sua excitação passa a ser obtida do sistema, o que acarreta a absorção de uma grande quantidade de energia reativa. Portanto, com a perda de excitação, o gerador se comporta como uma carga indutiva para o sistema. A absorção desta energia produz grandes correntes no enrolamento do estator e no rotor, o

que pode causar uma rápida elevação de temperatura do enrolamento da armadura e da superfície do rotor. Dependendo do tamanho do gerador em relação ao sistema, a absorção de energia reativa pode provocar a instabilidade do sistema ou problemas de energia reativa em outra parte do mesmo. Como o gerador síncrono não é projetado para operar como gerador de indução, a perda de excitação causa oscilação no gerador e a perda de sincronismo. A perda de excitação pode ser protegida pelo próprio sistema de excitação, através do monitoramento da perda de tensão ou de corrente do campo. Para geradores operando em paralelo com sistema de potência, o método preferido consiste em monitorar a perda de excitação através da medição de tensão e corrente nos terminais de saída do gerador e utilização de relé de impedância. O relé de perda de excitação deve ser usado com o objetivo de proteger: • O gerador; • O sistema de potência, visando reduzir a probabilidade de oscilações e consequentemente evitar um baixo nível de tensão ou instabilidade. A proteção de perda de excitação deve proteger o gerador e o sistema contra a perda total do campo ou contra o seu enfraquecimento. O relé de perda de excitação deve ter as seguintes características:

• Alertar o operador em caso de subexcitação excessiva que possa danificar o gerador ou que possa atingir o seu limite de estabilidade estática. • Alertar o operador quando ocorrer a perda de campo, de modo a dar tempo para correção da falha. • Dar disparo no disjuntor da unidade quando houver perda de excitação que afete a estabilidade do sistema. Proteção •

Relé

40G

–

Este

relé

deve

ter

sua

atuação

temporizada, no primeiro e segundo casos, dando anunciação e alarme, e no terceiro, dar parada parcial rápida com bloqueio e sem rejeição de carga.

1.10.3 Operação fora de Sincronismo (out of step) A operação de um gerador fora das condições de sincronismo (out of step) em um sistema de potência pode ocorrer devido aos seguintes fatores: • Defeito no sistema de potência • Manobra de uma linha de transmissão • Manobra de uma grande carga • Perda de um grande gerador A ocorrência de um desses fatores pode gerar oscilação de potência no sistema. Estas oscilações podem ser estáveis (in step) ou instáveis (out of step).

Uma oscilação de potência é estável quando não provoca deslizamento de polos dos geradores e o sistema retorna a um novo estado de equilíbrio. Uma oscilação de potência é instável quando resulta em deslizamento de frequência em um gerador ou em um grupo de geradores. A operação fora de sincronismo difere da perda de sincronismo,

causada

pela

perda

de

campo

ou

seu

enfraquecimento porque¸ na operação fora de sincronismo¸ o gerador permanece com a excitação normal. Esta operação caracteriza-se por grandes flutuações de potência

ativa

e

reativa

que

podem

causar

severos

impactos na unidade geradora, cujos efeitos acumulados podem provocar danos ao eixo, ao acoplamento e à estrutura do estator. Não obstante o acima exposto, este tipo de defeito pode causar também a perda de sincronismo de motores síncronos, bloqueio de motores assíncronos e a operação indevida de relés de distância, de sobrecorrente e de sobretensão. A operação do gerador fora de sincronismo é uma consequência do advento dos sistemas de extra-alta tensão, com menor impedância, e do aparecimento de grandes geradores e transformadores. Para redução do tamanho físico e custo destes equipamentos diminuiu-se o núcleo e aumentou-se a densidade de corrente, o que resultou no aumento da impedância dos geradores e transformadores.

Assim, o lugar geométrico das oscilações do sistema pode passar pela ligação Gerador-Transformador. A necessidade ou não desta proteção depende dos estudos do sistema. Proteção • Relé de perda de sincronismo, se for necessário (78G). A atuação deste relé implica em: • Parada parcial de emergência sem bloqueio, com rejeição de carga.

1.10.4 Sobretensão/Subtensão 1.10.4.1 Sobretensão Em geradores acionados por turbinas hidráulicas podem ocorrer sobretensões perigosas durante a rejeição de carga devido à sobrevelocidade e a corrente capacitiva da linha. Este fato pode se agravar ainda mais se o gerador estiver com o sistema de excitação em operação manual. A falha no regulador de tensão pode provocar também sobretensões perigosas principalmente com o gerador operando em sistema isolado. Os geradores são usualmente especificados para fornecer a potência nominal nas condições normais de operação e com uma faixa de variação de tensão de ± 5%. As sobretensões mantidas acima de 5% da tensão nominal

podem produzir sobrefluxo (V/Hz) elevado e excessivo estresse no isolamento do gerador. A proteção mais adequada consiste na utilização de relé de sobretensão com uma unidade temporizada e outra instantânea. A unidade temporizada deve ser ajustada para operar com 10% de sobretensão, enquanto a unidade instantânea deve ser ajustada para operar com 40% de sobretensão. Proteção • Relé 59G – A atuação deste relé, tanto na unidade instantânea como na temporizada deve provocar uma parada de emergência com bloqueio e com rejeição de carga. 1.10.4.2 Subtensão Os

geradores

são

normalmente

especificados

para

fornecer a potência nominal nas condições nominais de tensão, frequência, fator de potência e com uma faixa de variação de tensão de ± 5%. A operação do gerador com potência e frequência nominais e com a tensão abaixo de 95% da tensão nominal pode produzir efeitos indesejáveis tais como: redução do limite de estabilidade, importação de potência reativa do sistema

e

funcionamento

indesejado

de

alguns

equipamentos e dispositivos sensíveis a redução de tensão.

Essa subtensão deve ser detectada pela proteção 27G, com a emissão de sinal de alarme para o operador poder corrigir a condição de operação incorreta. Para proteção de subtensão sugere-se a utilização de relés com característica com tempo inverso. Proteção • Relé 27G – Esta proteção é usualmente utilizada para anunciação e alarme.

1.10.5 Sobrevelocidade Geradores acionados por turbinas hidráulicas podem alcançar sobrevelocidades perigosas em condições anormais de operação, portanto devem ser protegidos por relés de sobrevelocidade. Esta sobrevelocidade poderá ocorrer quando, em uma rejeição de carga, houver falha do sistema de regulação de velocidade. A unidade geradora poderá atingir nestas condições, uma sobrevelocidade maior do que a de rejeição de plena carga. A proteção de sobrevelocidade é normalmente feita em dois estágios. O primeiro pelo relé de sobrefrequência 81G, e o segundo por um sistema inteiramente mecânico, com contato para complementação da parada da unidade. O sistema mecânico é capaz de fechar o distribuidor com falha

no regulador de velocidade e sem necessidade de energia elétrica para seu funcionamento. Proteção • Relé de sobrevelocidade 81G; • Dispositivo mecânico de sobrevelocidade 12M. A atuação desta proteção permite: • parada de emergência com bloqueio e rejeição de carga • fechamento da comporta de emergência da tomada d ´água.

1.10.6 Corrente Desequilibrada A operação de um gerador trifásico com correntes desequilibradas no estator, faz com que a componente de sequência negativa induza correntes de dupla frequência no rotor. Se este desequilíbrio for suficientemente grande, pode provocar um grave sobreaquecimento do rotor e severas vibrações no estator e nas fundações. As condições de operação do sistema que podem causar o desequilíbrio das correntes são: • Faltas desequilibradas próximas a Usina; • Cargas desequilibradas • Fase aberta.

A experiência mostra que, o desequilíbrio provocado por estas

condições

operativas,

não

ultrapassam

3%

da

corrente nominal. 1.10.6.1 Faltas Desequilibradas Próximas a Usina Geradores de pólos salientes acionados por turbinas hidráulicas têm a capacidade I2

.t = 40, ou seja, eles

2

suportam por 40 segundos o componente de sequência negativa igual a 1 (um) pu da corrente nominal, o que possibilita, sob este aspecto, um tempo para eliminação de uma falta assimétrica bem maior do que os tempos necessários

para

atuação

das

proteções

primárias

e

secundárias do gerador. Portanto, para faltas desequilibradas, não é necessário nenhum tipo de proteção adicional para o gerador. 1.10.6.2 Cargas Desequilibradas Próximas a Usina As cargas desequilibradas permanentes no gerador podem decorrer das seguintes condições de operação: • Cargas monofásicas de ferrovias; • Compensação capacitiva em série; • Linhas de transmissão não transpostas. As condições de operação com cargas desequilibradas não têm nenhuma influência negativa tendo em vista que são inferiores

ao

desequilíbrio

de

corrente

permanente

estabelecido pelas normas para operação do Gerador. A

norma

ANSI

estabelece

um

limite

de

desequilíbrio

permanente de 10% da corrente nominal para geradores de pólos salientes com enrolamento amortecedor interligado e 5% para geradores com enrolamento amortecedor não interligado. 1.10.6.3 Fase Aberta A abertura de uma fase causada pelo rompimento de um condutor é normalmente seguida por uma falta, a qual é eliminada imediatamente pelas proteções normais de linha, do barramento ou do gerador. Com o gerador ligado a uma linha isolada, o desequilíbrio de corrente provocado pela abertura de um pólo do disjuntor, é de 56% da corrente nominal. Com uma linha em paralelo este desequilíbrio cai para 9%. A condição de operação com carga desequilibrada de curta duração (0,5s), decorrente de religamento monopolar, tem muito pouca influência no gerador. Caso a abertura de uma fase decorra da falha de um polo do disjuntor do gerador, torna-se difícil a sua proteção por meio dos relés normais de proteção. Esta condição de operação deve ser eliminada em um tempo inferior a 125 segundos para atender a equação I2

2

.t = 40. Para este caso

muito raro pode-se justificar o uso desta proteção. Proteção • Relé 46G.

As correntes desequilibradas permanentes podem ser detectadas pelo operador observando o seu desequilíbrio nos amperímetros. Entretanto, o mais importante neste caso é observar a temperatura do gerador. O emprego do relé 46G para proteção de geradores de pólos saliente é discutível e deve ser analisado com cuidado em cada aplicação. Esta proteção pode ser justificada com a função de proteção de retaguarda para faltas desequilibradas no sistema. Quando utilizada, deverá ter duas unidades de ajustes: • Ajuste Baixo – com cerca de 3 % de desequilíbrio (alarme); • Ajuste Alto – com cerca de 10 % de desequilíbrio (disparo). A atuação deste relé permite: • Unidade de alarme (temporizada) – Anunciação e Alarme. • Unidade de disparo (opcional) – Atuação temporizada com parada parcial rápida com bloqueio e sem rejeição de carga.

1.10.7 Vibrações A vibração do gerador pode ser causada pelas seguintes condições de operação: • Faltas desequilibradas;

• Cargas desequilibradas; • Fase aberta; • Curto-circuito no enrolamento de campo; • Desbalanceamento magnético no rotor; • Desbalanceamento mecânico no rotor. As operações com fase aberta, com desbalanceamento magnético ou com desbalanceamento mecânico podem causar danos à estrutura da Casa de Força, ao próprio gerador e aos equipamentos instalados nas proximidades. As vibrações excessivas podem ser identificadas por qualquer tipo de detetor de vibrações e devem ser fornecidas pelo fabricante do gerador e/ou da turbina. Proteção • Detetor de vibrações instalado nos mancais guia do gerador (39V) e da turbina (39VT). A atuação destes detetores produz as seguintes ações: • Registro; • Anunciação; • Alarme; • Parada completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga para usinas não atendidas.

1.10.8 Correntes Induzidas no Eixo O desbalanceamento magnético do rotor do gerador dá origem às tensões induzidas no eixo do gerador. A forma da onda de tensão induzida e o seu valor dependem do tipo e potência do gerador. Se os suportes dos mancais acima e abaixo do rotor do gerador não forem isolados, a tensão induzida no eixo será aplicada através do filme de óleo dos mancais. Em caso de rompimento do isolamento da película de óleo, podem aparecer correntes nos mancais que podem danificá-los. A proteção dos mancais consiste no isolamento dos circuitos que podem dar origem a passagem de corrente através da película de óleo dos mancais. Para geradores de eixo vertical, o suporte do mancal superior deve ser isolado e para maior garantia, recomenda-se ligar o eixo do gerador, por meio de escova, ao suporte do mancal. Nesta ligação é recomendável a instalação de um relé de sobrecorrente para monitoramento dessa corrente. Caso o gerador opere como compensador síncrono é recomendável aterrar-se o seu eixo. Já na operação como gerador a água que circula pela turbina faz o aterramento.

Proteção • Quando essa proteção for utilizada, deve atuar apenas para anunciação e alarmam.

1.10.9 Sobrefluxo O sobrefluxo no gerador e no transformador elevador ocorre quando a relação V/Hz aplicada aos seus terminais atingir os seguintes valores: • Gerador – quando a relação V/Hz exceder 105%. • Transformador elevador – quando a relação V/Hz atingir 105% a plena carga e fator de potência (FP) 0,8. ou 110% sem

carga.

Acima

destes

valores

pode

ocorrer

a

saturação do núcleo magnético destes equipamentos e o fluxo de dispersão pode induzir corrente através das partes não magnéticas. O fluxo excessivo pode induzir correntes parasitas no núcleo do estator e do transformador e também produzir tensão excessiva entre as lâminas do núcleo. Estes fatos podem

gerar

severo

aquecimento

do

gerador

e

do

transformador elevador. As

condições

operativas

que

podem

produzir

sobrefluxo no gerador e no transformador elevador são:

um

Rejeição parcial ou total da carga Geradores operando em paralelo têm a corrente de campo que pode variar, de 2 a 3 vezes o valor da corrente necessária para produzir a tensão nominal em vazio, para manter a tensão nos terminais do gerador praticamente constante. Uma rejeição parcial ou total da carga pode resultar em grande elevação de tensão do gerador. Se o regulador automático de tensão não consegue reduzi-la ou se o sistema de excitação estiver em operação manual, um elevado fluxo pode ser induzido no núcleo do estator e do transformador elevador. Partida e Parada Manual da Unidade Na partida e parada manual pode ocorrer sobrefluxo, entretanto, esta não é usualmente uma condição normal de operação. Na partida da unidade a excitação do gerador deve começar a partir de 95% da velocidade nominal. Se o gerador com esta velocidade atingir, por qualquer motivo, a tensão de 105% da nominal, a sobretensão resultante alcança o valor de 110% do valor nominal (1,05/0,95). Na parada manual, o operador deve desexcitar o gerador,

entre

a

velocidade

nominal

e

95%

dessa

velocidade. Neste caso¸ o valor de sobrefluxo fica dentro dos limites estabelecidos em norma.

A utilização da proteção 24G é recomendável e deve dar parada de emergência com bloqueio e com rejeição de carga (86E).

1.10.10 Perda de Potencial Os transformadores de potencial (TP) ligados diretamente aos terminais do gerador são usualmente protegidos por fusíveis. A queima de fusível dos TPs que alimentam os relés e reguladores de tensão e velocidade, podem produzir as seguintes ocorrências: • Nos relés de proteção de perda de campo (40G) e de proteção fase-terra de 95%(64G1) – operação indevida; • Nos reguladores automáticos de tensão – perda da fonte de tensão a ser controlada; • Nos reguladores de velocidade – perda da fonte de frequência a ser controlada. Proteção • Relés de equilíbrio de tensão (60), comparam as tensões de alimentação dos relés com a do regulador de tensão e de velocidade. Em caso de desequilíbrio destas tensões o relé entra em operação. • A atuação da proteção, relé 60, implica nos seguintes eventos: • Bloqueia a atuação dos relés de proteção de retaguarda e de perda de campo se o fusível do TP

correspondente tiver queimado; • Bloqueia a operação do relé de falha para a terra até 95% do enrolamento do estator, quando da queima do fusível correspondente. O bloqueio desta proteção pode ser dispensado, se for possível coordená-lo com os fusíveis do lado do secundário dos TP´s; • Transfere o Regulador Automático de Tensão para manual (opcional) – parada parcial com bloqueio e sem rejeição de carga); • Transfere o Regulador de Velocidade para manual (opcional: parada parcial com bloqueio e sem rejeição de carga).

1.10.11 Energização Acidental do Gerador A energização acidental do gerador poderá resultar de uma descarga (flash over) através do seu disjuntor ou pelo fechamento indevido do mesmo com o gerador parado ou com baixa rotação. A rápida aceleração da unidade geradora pode produzir danos excessivos se não for desenergizado imediatamente. Alguns relés de proteção com outras funções podem eventualmente operar, mas não podem ser considerados confiáveis para este tipo de falta. As figuras 1.10 – mostram o diagrama unifilar de proteção adequado para este tipo de falta e o diagrama de atuação da proteção.

Figura 1.10

O relé 27-2 tem a função de impedir a atuação indevida do relé 62EA em caso de queima do fusível do transformador de potencial do relé 27-1 e vice-versa. Um dos relés 27 pode ser substituído pelo relé 60.

Antes da energização acidental a tensão nos terminais do gerador é zero, portanto o contato do relé (27) está fechado e energiza o relé (62). O relé de sobrecorrente instantâneo (50) dá o disparo no disjuntor somente com o relé (62) operado. Na ocorrência da energização acidental o contato do relé (27) pode abrir devido à súbita aplicação da tensão nominal pelo sistema. Entretanto, o tempo de “dropout” do relé (62) permite que o relé (50) inicie o disparo do disjuntor.

1.10.12 Proteção Contra-Incêndio É o sistema constituído por termostatos, detetores de fogo, detetores de fumaça, etc, de modo a proteger contra incêndio os equipamentos e instalações de uma UHE. Proteção: • 26G – detetor de temperatura instalado no poço do gerador (poço fechado); • 63G – detetor de pressão, opera quando o CO

2

é

liberado. A atuação desses dispositivos de proteção acarreta: • Parada completa de emergência com bloqueio e rejeição de carga.

1.11 SISTEMA DE SINCRONIZAÇÃO A sincronização de um gerador ao sistema de potência ou a outros geradores da mesma Usina é feita quando as condições de sincronismo forem satisfeitas e com o fechamento do disjuntor do gerador. Estas condições de sincronismo são satisfeitas quando: • As tensões do gerador e do sistema tenham o mesmo módulo, a mesma sequência de faze o mesmo ângulo de fases; • Frequência do gerador e do sistema forem iguais. • A sincronização do gerador ao sistema de potência, fora das condições normais de sincronismo, pode causar os seguintes danos: • Aumento da vibração do eixo da unidade geradora; • Afrouxamento do enrolamento do estator; • Afrouxamento das lâminas do estator; • Fadiga do Eixo. Estes fatos demostram a importância e os cuidados que se deve tomar na sincronização do gerador.

1.11.1 Requisitos para Sincronização Para evitar danos ao gerador durante a sincronização, fora das

condições

normais

de

sincronismo,

as

normas

estabelecem os limites permitidos em termos de ângulo de fechamento do disjuntor e de balanceamento de tensão e frequência. Valores típicos para estes limites são: Ângulo de Fechamento do Disjuntor: ±10° elétricos A condição ideal para fechamento do disjuntor deverá ocorrer quando a diferença de ângulo de fases de tensões da unidade geradora e do sistema forem zero. Para que estas

condições

possam

ocorrer,

o

comando

de

fechamento do disjuntor deverá ser iniciado antes da coincidência entre as tensões, para levar em consideração o seu tempo de fechamento. Diferença de Tensões: 0% a +5% A diferença de tensão entre a unidade geradora e o sistema, deve ser minimizada e não deve exceder a 5%. A tensão do gerador com 5% da tensão acima da tensão do sistema traz benefícios a estabilidade do sistema, pelo fato de gerar um fornecimento de potência reativa (var) para o sistema. O fechamento do disjuntor com a tensão do gerador muito abaixo da tensão do sistema poderá ocorrer a atuação do relé de potência reversa (32).

Diferença de Frequência: menor que 0,067Hz. A diferença de frequência entre a unidade geradora e o sistema, deve ser minimizada. Caso haja uma grande diferença, poderá causar uma rápida tomada de carga ou motorização excessiva da unidade geradora (oscilação de potência). Nesta condição operativa poderá ocorrer a operação dos relés 32 ou 78.

1.11.2 Modos de Sincronização Usualmente empregam-se os seguintes modos básicos de sincronização, selecionáveis pelo operador, com a colocação da chave seletora de sincronismo, 43SS em uma das seguintes posições: • 43SS/A – Seleciona o modo de sincronização automático; • 43SS/SA – Seleciona o modo de sincronização semiautomático; • 43SS/M – Seleciona o modo de sincronização manual. A chave seletora de sincronismo 43SS na posição “D” desabilita todos os modos de sincronização.

1.11.2.1 Sincronização Automática É constituída por um Sistema Eletrônico Inteligente (IED) contendo os relés que monitoram o valor da tensão, o ângulo de fase e a taxa de variação do ângulo de fase entre a unidade geradora a sincronizar e o sistema tomado como referência. A sincronização automática dispõe de meios para levar em consideração o tempo de fechamento do disjuntor

a

ser

sincronizado

e

consequentemente

determinar o início do comando de fechamento. O sincronizador automático (25A) deve incluir pelo menos as seguintes funções principais: Verificação de sincronismo Comando de balanceamento de frequência Comando de balanceamento de tensão Comando de fechamento do disjuntor Com a chave seletora de sincronismo 43SS na posição “A”, o sincronizador automático executa as funções abaixo através dos seguintes relés:

Relé de verificação de sincronismo (25C1) Utiliza-se este relé na sincronização automática para garantir que o fechamento do disjuntor ocorra somente quando as condições de sincronismo forem satisfeitas, aumentando assim, a segurança da sincronização. Relé de Balanceamento de Frequência Este relé opera automaticamente de modo a igualar a frequência da unidade geradora à frequência do sistema, além de dispor de meios para atuar no Sistema de Regulação de Velocidade para aumentar ou diminuir a velocidade (frequência) da unidade geradora. Relé de Balanceamento de Tensão Opera automaticamente de modo a igualar o valor das tensões da unidade geradora com a do sistema por meio de sua atuação no Sistema de Regulação de Tensão, que poderá aumentar ou diminuir o valor da tensão da unidade geradora de acordo com a diferença apresentada.

Relé de comando de fechamento do disjuntor Este relé comanda o fechamento do disjuntor quando as condições de sincronismo são satisfeitas. Este comando de fechamento ocorre para um determinado ângulo de fase, em avanço com relação às condições de sincronismo, de modo

a

assegurar

que

o

fechamento

do

disjuntor

controlado ocorra quando a tensão da unidade geradora e do sistema estiverem em fase. 1.11.2.2 Sincronização Semi-Automática Com a chave seletora de sincronismo 43SS na posição “SA”, inicia-se o modo de sincronização semi-automático que difere da sincronização automática no que se refere às ações do sincronizador automático (25A), onde as suas ações de controle de frequência e tensão são desabilitadas e transferidas para serem executadas pelo operador. Neste caso, o operador atua no Regulador de Velocidade e de Tensão,

para

aumentar

ou

diminuir

a

velocidade

(frequência) e aumentar ou diminuir o valor da tensão da unidade geradora. O comando de fechamento do disjuntor é feito pelo sincronizador automático.

1.11.2.3 Sincronização Manual Com a chave seletora de sincronismo 43SS na posição “M”, inicia-se este modo de sincronização pela ação manual do operador, o qual executa todas as funções de controle da frequência e tensão da unidade geradora e comanda o fechamento

do

disjuntor,

supervisionado

pelo

relé

verificador de sincronismo (25C2), independente do relé (25C1). As informações necessárias para o operador tomar a decisão para o comando de fechamento do disjuntor são usualmente fornecidas pelos seguintes instrumentos: • Sincronoscópio • Voltímetro duplo • Frequencímetro duplo As figuras 1.11A e 1.11B, abaixo, mostram os diagramas unifilar e lógico da sincronização manual, automática e semi-automática.

Figura 1.11A

Figura 1.11B

Capítulo 2 Controle e interfaces

2.1 FILOSOFIA DE CONTROLE O sistema de controle de uma UHE tem como objetivos principais: controlar a frequência, a potência ativa gerada, a tensão e potência reativa gerada e o fator de potência, bem como os processos de partida e parada da unidade geradora em condições normais de operação e em condições de emergência. Entende-se como filosofia de controle a totalidade dos conceitos e princípios utilizados como referência para a concepção do sistema de controle da UHE e deve ser considerado como o ponto de partida para o estabelecimento do modo como a geração de energia elétrica deve ser controlada. O sistema de controle de uma UHE abrange: as unidades geradoras, os serviços auxiliares elétricos e mecânicos, as comportas da tomada de água e do canal de fuga, as comportas do vertedouro e a subestação de manobra. O sistema deve possuir também um elevado grau de confiabilidade de acordo com a importância da UHE, número de unidades e grau de segurança.

2.1.1 Hierarquia de Controle É o conjunto de requisitos que o sistema deve atender quanto a sua localização, modo de controle, tipo de supervisão e a maneira como as redes de comunicação interligam o processo aos diversos níveis de controle da UHE. Para a elaboração do projeto do sistema de controle de uma UHE torna-se necessário estabelecer a hierarquia de controle a qual deve ser definida dentro das seguintes categorias: • Localização; • Modo de controle; • Tipo de Supervisão. 2.1.1.1 Localização Quanto à localização, o sistema se refere ao local da instalação dos equipamentos de controle em relação ao equipamento controlado e pode ser enquadrada dentro de três níveis: Controle Local Esta terminologia tem dois significados, um em relação ao controle da unidade geradora e o outro referente ao controle dos demais equipamentos.

Controle local dos equipamentos significa que o controle está localizado no próprio equipamento ou junto ao mesmo. Controle local da unidade significa que a sua localização está bem próxima à unidade. O controle local do equipamento constitui o nível 1 do sistema de controle da UHE e o controle local da unidade constitui o nível 2. Controle Central Este tipo refere-se ao controle localizado na própria UHE, porém, distante dos equipamentos ou da unidade geradora controlada e tem como objetivo consolidar as ações de controle e a aquisição dos dados necessários a operação de toda a usina em um mesmo local. Uma UHE com várias unidades constitui um bom exemplo da importância da colocação do controle central na Sala de Controle Centralizada dentro da própria casa de força. Constitui o nível 3 do sistema de controle de uma UHE. Controle Remoto Este tipo de controle localiza-se fora da UHE, podendo ser na subestação, em outra usina ou em qualquer outro local. Caracteriza-se pelo seu alto grau de sofisticação.

2.1.1.2 Modo de Controle Este modo refere-se à quantidade de intervenção do operador nas ações de comando do sistema de controle. Nesta categoria pode-se ter os modos de controle manual, automático e semiautomático. Controle Manual O controle manual consiste no modo básico de controle, em que cada operação necessita de uma ação de comando isolada e discreta do operador. Pode existir em qualquer dos três níveis de localização do controle, porém é predominante no controle local. Controle Automático O controle automático é um modo de controle em nível acima do manual, sendo utilizado com mais frequência no controle

centralizado

e

remoto.

Caracteriza-se

pela

realização completa de um processo de controle a partir de uma única ação de comando do operador.

Controle Semiautomático O controle semiautomático é igual ao automático, sendo que a sua diferença consiste na necessidade de mais de uma ação de comando do operador para a realização completa de um processo de controle. 2.1.1.3 Tipo de Supervisão do Operador Refere-se ao tempo de permanência da equipe de operação nos locais de controle da UHE. Portanto, a supervisão do sistema de controle de uma UHE é uma função exercida pelo operador. Entretanto, algumas funções do operador poderão ser executadas pelo Sistema de Controle

Digital

(DCS),

podendo

ser

no

local

ou

remotamente. Após o estabelecimento do local e do modo de controle, deve ser estabelecida a maneira como a UHE será supervisionada. Normalmente, a seleção do equipamento e do grau de automação está relacionada com o tipo de supervisão da UHE. Com relação ao tipo de supervisão a UHE pode ser:

Atendida É aquela em que a equipe de operação está disponível para execução das ações de controle 24 horas por dia, do nível local ou centralizado. Não Atendida É aquela em que a equipe de operação não está disponível, para as ações de controle, 24 horas por dia, do nível local ou centralizado. O operador poderá estar presente para realizar determinadas operações, ou para uma visita de rotina. A operação de uma UHE não atendida pode ser caracterizada melhor pelos dois exemplos a seguir: a) Supervisão Remota Neste caso, faz-se o controle (comando e monitoração) à distância para as operações essenciais da usina, bem como a indicação das grandezas necessárias a estas ações de controle. Para garantir a segurança da Usina são feitas visitas ocasionais, pelo pessoal de operação e manutenção.

b) Supervisão Remota Parcial (monitoração) Neste caso, todo o controle da Usina é feito da própria UHE.

Entretanto,

torna-se

necessário

levar

uma

quantidade adequada de informações dos equipamentos e sistemas que fazem parte da UHE para o local onde está a equipe de operação. Quando necessário, esta equipe se desloca para a UHE para execução das funções de controle.

2.1.2 Níveis de Controle Os

níveis

de

controle

descritos

a

seguir,

foram

estabelecidos para permitir a concepção da rede de comunicação que os interligam: Nível 1 – Equipamentos Controla o equipamento a partir da caixa de controle ou de um painel instalado junto ao mesmo. Exemplo: operar o disjuntor a partir de sua caixa de controle. Nível 2 – Local Controla a unidade geradora a partir da atuação da Interface Homem Máquina (IHM) através da Unidade de Aquisição Controle (UAC) instaladas na sala de controle local, junto a unidade geradora.

Nível 3 – Centralizado Controla as unidades geradoras a partir da Interface Homem Máquina (IHM) instalada na Sala de Controle Centralizado. Tem como objetivo centralizar as ações de controle e aquisição de dados da UHE em um mesmo local. As ações de controle são realizadas através das Unidades de Aquisição e controle local (UAC).

2.2 CONTROLE LOCAL DA UNIDADE GERADORA 2.2.1 Considerações Gerais O sistema de controle local se destina a controlar a unidade de um local bem próximo a ela. Este sistema é constituído pela Interface Homem Máquina (IHM), pela Unidade de Aquisição e Controle (UAC) e pelos diversos Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IED). A UAC é um controlador lógico programável (CLP) e fica instalada junto com os IEDs na sala de controle local de cada unidade geradora. O controle é feito a partir da IHM. A IHM local recebe os sinais de entrada dos equipamentos principais e auxiliares da unidade geradora, através da UAC, via a rede local (LAN1). Para interligar o Controle Local (nível 2) aos demais níveis de

controle,

estabeleceu-se

as

seguintes

comunicações, mostradas na figura 2.0:

redes

de

• Rede de Comunicação local (LAN1), que interliga os Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IED) e as Unidades de Aquisição e Controle (UAC). Exemplo: Interliga o IED do sistema de regulação de velocidade (RV) e as Unidades de Aquisição e Controle (UAC); • Rede de Comunicação local (LAN2), interliga as Unidades de Aquisição e Controle (UAC) e o Sistema de Controle Central (SCC). • Rede de Comunicação remota (WAN), que interliga o Sistema de Controle Central (SCC) e o Centro de Operação do Sistema (COS). Figura 2.0 – Diagrama típico – Arquitetura de controle da UHE

Legenda: UAC – Unidade de aquisição e controle; IED – Dispositivo eletrônico inteligente; CLP – Controlador lógico programável; 1– Decodificador GPS; 2 – Multiplex ótico; 3 – Impressora; 4 – Estação de operação; 5 – Servidor; 6 – Estação de Engenharia.

De acordo com a arquitetura de controle, representada na figura 2.0, os seguintes equipamentos devem ser instalados em painéis, juntos à cada unidade geradora, formando assim a Sala de Controle Local: • Interface Homem Máquina (IHM); • Unidade de Aquisição e Controle (UAC); • IED de proteção (RP);

• IED do sistema de regulação de velocidade da turbina (RV); • IED do sistema de excitação (RAT) • IED dos sistemas auxiliares da unidade (AUX); • Painéis de serviços auxiliares de CA e CC da unidade; A configuração tradicional dos sistemas de controle evoluiu da tecnologia convencional para a digital, onde os reguladores analógicos e eletromecânicos de velocidade e de tensão foram substituídos por reguladores eletrônicos (IED) dedicados. A proteção digital (IED) substituiu os relés eletromecânicos e analógicos.

dedicada,

As funções de controle e proteção dedicados tiveram origem no fato do regulador de velocidade ter sido desenvolvido pelo fabricante da turbina, o de regulação de tensão, pelo fabricante do gerador, a proteção, pelo fabricante dos relés e o sistema de controle disponibilizado pelo fornecedor dos sistemas elétricos da UHE. A aplicação da tecnologia digital em UHE foi a base para a integração dos reguladores digitais de tensão e velocidade com o controle digital. A integração fez com que a UAC contenha, além do sistema de controle, o sistema de sincronização, os IEDs do sistema de regulação de velocidade (RV) e do sistema excitação (RAT). A idéia dessa integração não é incluí-los dentro de um mesmo painel, mas proporcionar

uma

otimização

entre

os

sistemas

de

regulação e o sistema de controle com o uso da mesma plataforma de “hardware e software”.

A figura 2.1 mostra o diagrama de bloco dos diversos equipamentos principais e auxiliares envolvidos com o controle de uma unidade geradora. Figura 2.1 – Diagrama de Blocos-Componentes Principais da UHE

2.2.2 Sinais de Controle Existem quatro tipos de sinais que transitam entre o controle local da unidade e de cada equipamento: • Sinal de entrada analógico dos transformadores de corrente (TC) e dos transformadores de potencial (TP), detectores de temperatura a resistência (DTR), par térmico, pressão, fluxo, vibração, ou outros transdutores; • Sinal de entrada digital (contatos), para indicar o estado do equipamento ou o valor digitado de uma variável; • Sinal de saída digital para comando, a partir do Controle Local da unidade; • Sinal de saída analógico para comando, a partir do Controle Local da unidade. Os meios de comunicação entre o Controle Local e os equipamentos devem ser adequados para transmitir sinais de informação e de controle. Os sinais de informação são aqueles transmitidos pelos equipamentos para o Controle Local e os sinais de controle são aqueles transmitidos pelo Controle Local para os equipamentos.

Os sinais de entrada e de saída necessários ao Controle Local da unidade originam-se dos seguintes equipamentos: • Equipamentos dos terminais de linha e de neutro do gerador; • Equipamentos de indicação de nível do reservatório e do canal de fuga; • Turbina; • Disjuntor; • Transformador elevador; • Gerador; • Comportas da tomada d´água (e/ou válvula) e do canal de fuga; • Sistema de regulação de velocidade (SRV); • Sistema de excitação (EX); • Equipamentos auxiliares; •

Sistemas

auxiliares:

Proteção

contra

incêndio,

suprimento de energia em CA e CC, água e ar de serviço. Os sistemas auxiliares, necessários à operação da unidade geradora, devem ser controlados de modo que, em qualquer condição anormal, o operador receba a informação por meio de anunciação e alarme.

2.2.3 Funções de Controle O Controle Local deve executar as seguintes funções: • Recepção e monitoração da informação;

• Controle da sequência de partida e de parada; • Anunciação dos pontos de alarme; • Monitoração de temperatura; • Indicação das grandezas medidas; • Sincronização automática e manual; • Controle da frequência e potência ativa da unidade; • Controle da tensão, potência reativa e fator de potência da unidade; • Registro seqüencial de eventos e oscilografia.

2.2.4 Interface entre Controle Local e Equipamentos Os itens a seguir fornecem as diretrizes para interface entre o Controle Local da Unidade e os equipamentos. A Figura 2.1 mostra os equipamentos principais e auxiliares de uma UHE e suas respectivas interfaces. A Figura. 2.2 mostra o fluxo dos diversos tipos de sinais que circulam entre estes equipamentos. Figura 2.2 – Diagrama de Blocos dos Sinais de Comando e Informação

2.2.4.1 Gerador Neste item estão incluídos além do gerador, os sistemas de frenagem e levantamento das partes girantes da unidade, o sistema de injeção de óleo de alta pressão de mancal escora, o sistema de circulação de óleo de resfriamento dos mancais e os dispositivos de controle do sistema de proteção contra incêndio do gerador e do sistema de água de resfriamento. Estes sistemas serão abordados com mais detalhes no item 6.3 do capítulo 6. As Tabelas 2.1 e 2.2 relacionam os pontos de interface entre o Gerador e o Controle Local da Unidade e a Tabela 2.3 relaciona os pontos de interface com os sistemas auxiliares. Tabela 2.1 – Dados de controle e de estado transmitido pelo gerador ao controle local da unidade Dispositivo (Sinal) / Evento

Atuação

Observação

26EG-Temperatura do enrolamento do estator

P,A,M

DTR embutido no enrolamento ligado a registrador de temperatura. Os dois pontos mais quentes devem ser ligados à relé 49G

26ArS-Temperatura de ar na saída de cada radiador

A,M

DTR ligado a instrumento indicador para monitoração ocasional

26ArE-Temperatura de ar na entrada de cada radiador

A,M

DTR ligado a instrumento indicador para monitoração ocasional

26CG-Temperatura no campo do gerador

A,M

Transdutor ligado a registrador de temperatura para monitoração contínua

26G-Detetor de temperatura para t ã t i ê di

P,C,A

Detetor montado no estator e no poço para operar o i t d t ã t

proteção contra incêndio

,C,

sistema de proteção contra incêndio

63G-Operação do sistema de proteção contra-incêndio

P,A

Pressostato instalado depois da válvula de descarga do sistema de proteção contra incêndio. Parada de emergência

20SAG-Contato da válvula de água de resfriamento do gerador

C,I

Partida e carregamento da unidade. Indicação de estado

80ARG-Contato da chave de vazão de água de resfriamento do gerador

C,I

Partida e carregamento da unidade. Indicação de estado

A,M

DTR embutido em cada sapata, ligado a registrador de temperatura, para monitoração contínua

P,A,I,M

Sensor de temperatura embutido na sapata, ligado a instrumento indicador com contato

38MG-Temperatura do mancal guia do gerador

P,A,I,M

Sensor de temperatura embutido em cada segmenta, ligado a instrumento indicador com contato

80ARG-Chave de vazão de água de resfriamento do gerador na descarga comum de todos os radiadores do estator.

A,C

Partida da unidade

80AME-Chave de vazão de água de resfriamento do gerador na saída comum dos radiadores de óleo do mancal escora

A,C

Partida da unidade

P,M

Sensor de temperatura em cada reservatório independente de óleo dos mancais, ligado a termômetro indicador com contato

P,A

Sensor de nível em cada reservatório de óleo dos mancais, ligado a instrumento indicador com contato

A

Um sensor em cada reservatório de óleo para detectar a presença de água no reservatório de óleo

38ME-Temperatura do mancal escora

38ME1-Temperatura do mancal escora

38OMG-Temperatura de óleo do mancal guia do gerador

71OME-Nível de óleo, alto e baixo, no reservatório do mancal escora do gerador

38OA-Detetor de água no óleo do mancal

C,A,I

Chave de pressão para confirmação de que a bomba de óleo estabeleceu a pressão suficiente para continuar a sequência de partida. É usado também para alarme se a pressão não se estabelece após a partida da bomba

39V-Detetor de vibração

P,A

Instalado nos segmentos do mancal guia. Usado combinado com o detetor do mancal guia da turbina

80OME-Chave de vazão de óleo na saída comum dos radiadores

A,C

Partida e carregamento da unidade

33FA-Indicação de freio aplicado

I

33FL-Indicação de freio liberado

C,I

Partida da unidade

63AF-Chave de pressão para indicação de pressão de ar de freio normal e baixo

C,I

Pré-condições de partida e alarme

3F-Comando liga/desliga do freio do gerador

C

Freio aplicado automaticamente na parada da unidade, com o distribuidor fechado e a velocidade abaixo de determinado nível

43OME-Seleção do modo de operação da bomba de circulação de óleo do mancal escora

C,I

Mancal de escora fornecido com o gerador

43OMG-Seleção do modo de operação da bomba de circulação de óleo do mancal guia do gerador

C,I

Idem

43APME-Seleção do modo de operação da bomba de óleo de alta pressão do mancal escora

C,I

Idem

63OME-Alta pressão de óleo do mancal escora

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; M = Monitoração; I = Indicação (analógica, digital ou lâmpada indicadora).

Tabela 2.2 – Dados de controle de estado transmitido do controle local ao gerador Dispositivo (Sinal) / Evento

Atuação

Observação

C

Partir a bomba antes de partir a unidade. 63 OME confirma partida da bomba

C

Abre a válvula ou parte à bomba antes de partir a unidade. 33 AR ou 80 AR confirma que o fluxo de água está normal

1CSV-Comando de partida e parada do sistema de ventilação do gerador

C

Quando se usa sistema de ar forçado para o sistema de resfriamento do gerador

1CSA-Comando de liga/desliga das resistências de aquecimento do gerador

C

Fica desligado com o gerador em operação

2CME-Comando de partida e parada da bomba de óleo de alta pressão do mancal escora

20SAG/CS-Comando de partida e parada do sistema de água de resfriamento do gerador

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; M = Monitoração; I = Indicação (analógica, digital ou lâmpada indicadora).

Tabela 2.3 – Suprimento de energia-água e ar dos serviços auxiliares para o gerador Dispositivo (Sinal)

Atuação

Observação

Suprimento de energia para a bomba de óleo de alta pressão do mancal escora

CA

Uma das bombas pode ser alimentada em corrente contínua

Suprimento de energia para a bomba de circulação de óleo para resfriamento dos mancais

CA

Bombas de circulação de óleo independentes, para cada reservatório

Suprimento de energia para controle

CC

Proteção contra incêndio

Suprimento de ar comprimido para freio

Ar

Deve ser definida a localização da válvula de controle

Suprimento de energia para os aquecedores

CA

Deve ser controlada por termostato para reduzir a condensação nos enrolamentos quando o gerador estiver parado

Suprimento de energia para bomba de levantamento do rotor

CA

Suprimento de água para os radiadores do gerador e dos mancais

A

Simbologia: CA = Corrente Alternada; CC = Corrente Contínua; Ar = Ar Comprimido; A = Água.

2.2.4.2 Sistema de Excitação Este item relaciona os pontos de interface entre o Sistema de Excitação e o Controle Local da Unidade. Considerou-se como

base,

retificadores

o

Sistema

estáticos

de

Excitação

controlados

e

constituído com

por

regulador

automático de tensão de alta resposta inicial, sendo o mais usado para excitação de grandes geradores, conforme mostrado na Figura 2.3 .

A Tabela 2.4 mostra um Sistema de Excitação típico. Os pontos de interface entre o Sistema de Excitação e o Controle Local da Unidade estão mostrados nas Tabelas 2.4 e 2.5. A Tabela 2.6 mostra os pontos de interface com os Serviços Auxiliares. Tabela 2.4 – Dados de controle e de estado transmitidosdo sistema de excitação para o controle local da unidade Dispositivo (Sinal) / Evento

Atuação

Observação

50/51EX- Proteção de sobrecorrente do transformador de excitação

P

Verificar o melhor local de instalação deste relé (primário ou secundário)

49EX1,2 Proteção de Sobretemperatura do transformador de excitação

P,A

Com dois estágios de atuação

C

Ajustado para operar após o tempo normal requerido para a excitação inicial levar a tensão a um valor suficiente para a operação dos tiristores

64R-Detetor de terra no campo

P,A

Possui 2 estágios de atuação

76ER-Sobrecorrente na excitatriz

P

Gerada por sobretensão reversa

63V-1-Ventilação – 1º Estágio

A

Falha de ventilação redundante

63V-2-Ventilação – 2º Estágio

P

Falha de ventilação

27EX-Falha no suprimento de CC para a excitatriz

P ou A

Disparo ou alarme, dependendo de redundância no suprimento de energia

27RT-Falha no suprimento de CC para o regulador de tensão

C,A

Transfere o sistema para operação manual e alarme

76EI-Sobrecorrente na excitatriz

Ac-Indicação de corrente de campo Vc-Indicação de tensão do campo

i

id d

26RT-Indicação de temperatura do transformador de excitação

I

Tipo DTR. A quantidade depende do número de enrolamento e se o transformador é monofásico ou trifásico

58E1/2- Falha nos tiristores

P

Queima do fusível ou falha no acendimento dos tiristores

48EX-Tempo excessivo de operação da excitação inicial

P,A

Ajustado para operar após o tempo normal requerido para a excitação inicial levar a tensão a um valor suficiente para a operação dos tiristores

70VA – Ajuste manual de tensão da excitação com indicação de posição

I

Sinal gerado por sensor acoplado ao motor de acionamento

70VA/CL-1/2-Indicação de fim de curso do 70VA

I

Sinal gerado por chave limite

90VA-Ajuste de tensão de referência do RT com indicação de posição

I

Sinal gerado por sensor acoplado ao motor de acionamento

90CS-MAN/AUTO – Erro entre a tensão de saída do regulador de tensão e o valor se ajuste manual de tensão

I

Para garantir a transferência suave entre AUTO / MAN e MAN / AUTO

41/a, 41/b-Posição do disjuntor de campo – 41

C,I

31/a, 31/b-Posição do contactor da excitação inicial – 31

C,I

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; M = Monitoração; I = Indicação (analógica, digital ou lâmpada indicadora).

Tabela 2.5 – Dados de controle e de estado transmitidos do controle da unidade ao sistema de excitação Dispositivo (Sinal) / Evento

Atuação

41-Disparo do disjuntor de campo pela proteção

P

41-Disparo do disjuntor de campo pelo operador ou pela sequência lógica de parada

C

41-Fechamento do disjuntor de campo manual ou pela sequência lógica de partida

C

Observação

C

Fecha o contato para iniciar a excitação inicial a 95% da velocidade nominal, na partida automática ou manual

1EX-Desexcitação

C

Abre o contato para iniciar a desexcitação com a velocidade abaixo de 95% da velocidade nominal com a unidade desligada do sistema

60-Perda de potencial da excitação

C, A

Transfere o sistema de excitação para controle manual

90VA/CS-Seleção do modo de operação do sistema de excitação

C

Manual – Automático

70VA/CS- Controle do ajuste manual da C tensão

Aumentar – Diminuir

90CS-Controle da tensão de referência do regulador de tensão

C

Aumentar – Diminuir

33D-Chave de posição do distribuidor

C

Usado para estabilizador de potência, se necessário

1EX-Excitação inicial

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; M = Monitoração; I = Indicação (analógica, digital ou lâmpada indicadora).

Tabela 2.6 – Suprimento de energia, água e ar comprimido dos serviços auxiliares para o sistema de excitação e ar comprimido Dispositivo (Sinal)

Atuação

Observação

Suprimento de CA para teste (opcional)

CA

Usar para teste do sistema de excitação ou operação de emergência com o transformador de excitação fora de operação

Excitação inicial

CC

Excitação inicial

CA

Suprimento de água para os trocadores de calor (se usado)

A

Fonte de CA preferível

Simbologia: CA = Corrente Alternada; CC = Corrente Contínua; Ar = Ar Comprimido;A = Água. Figura 2.3 – Diagrama de Blocos-Sistema de Excitação

2.2.4.3 Equipamentos dos Terminais do Gerador Este item aborda os pontos de interface entre os Equipamentos dos Terminais do Gerador e o Controle Local da Unidade. Estes pontos estão relacionados nas tabelas 2.7, 2.8, 2.9 . A figura 2.4 mostra os equipamentos dos terminais do gerador. Tabela 2.7 – Dados de controle e de estado transmitidos dos equipamentos dos terminais do gerador ao controle local da unidade Dispositivo (Sinal)

Atuação

Origem

Observação

Corrente – para proteção e medição

—

TC

Grandeza elétrica

Tensão – para proteção e medição

—

TP

Grandeza elétrica

A – Indicação de corrente

I

TC

Amperímetro

F – Indicação de Frequência

I

TP

Frequencímetro

d cação de

equê c a

eque c

e o

V – Indicação de tensão

I

TP

Voltímetro

W – Medição de potência ativa

I,A

TC e TP

Para medição e registro

Var – Medição de potência reativa

I,A

TC e TP

Para medição e registro

RT – Tensão para o regulador de tensão

C

TP

63 – Relé de pressão para a ventilação forçada do barramento blindado, se usado (se utilizado)

A

Barramento

N – Sensor de velocidade

C

TP

TD – Transdutor de potência

20 I0 – Válvula do Sistema de proteção contra incêndio

80 – Controle da ventilação forçada do barramento blindado (se utilizado)

C

C,P

C

TC e TP

Sinal de potência da unidade para o RV

C,P

Abre pela atuação da proteção 87G, 61G

C

Controle para partida e parada da ventilação forçada. Está associado ao fechamento e abertura do disjuntor do gerador

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; M = Monitoração; I = Indicação (analógica, digital ou lâmpada indicadora).

Tabela 2.8 – Dados de controle e de estado transmitidos do controle local da unidade para os equipamentos dos terminais do gerador Dispositivo (Sinal) / Evento Atuação

Observação

20X-Comando para o sistema de proteção contra incêndio

P,C

Abre a válvula de descarga de CO2 após a atuação da proteção diferencial e do detetor de alta temperatura

C

O controle de partida e parada da ventilação forçada do barramento blindado está associado à posição do disjuntor do gerador e sua ligação ao sistema de transmissão

80X-Controle de partida/parada da ventilação forçada do barramento blindado cessário (se utilizado)

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; M = Monitoração; I = Indicação (analógica, digital ou lâmpada indicadora); TC = Transformador de Corrente; TP = transformador de Potencial. Tabela 2.9 – Suprimento de energia, água e ar comprimido dos serviços auxiliares para os equipamentos dos terminais do gerador Dispositivo (Sinal)

Atuação

Observação

Suprimento de CC

C

Para o sistema de proteção contra incêndio

Suprimento de CA

CA

Para o sistema de ventilação forçada do barramento blindado

Simbologia: C = Controle; CA = Corrente Alternada.

Figura 2.4 – Equipamentos dos Terminais do Gerador

2.2.4.4 Equipamentos do Neutro do Gerador A seleção dos equipamentos que podem ser utilizados para aterramento do gerador, dependem essencialmente do método de aterramento selecionado. Os diversos métodos de aterramento utilizados são:, • Aterramento em ressonância; • Não aterramento; • Aterramento com alta resistência; • Aterramento com baixa resistência; • Aterramento com baixa indutância; • Efetivamente aterrado; A aplicação do método depende do Diagrama Unifilar de Geração, da quantidade de Geradores e da filosofia do proprietário ou Concessionária de energia. O sistema aqui considerado, emprega o aterramento com alta resistência, utilizando transformador de distribuição com resistor de aterramento no enrolamento secundário, como mostrado na Figura 1.1 – Diagrama Unifilar de Proteção e Medição do Gerador. 2.2.4.5 Transformador Elevador (TE) Este item relaciona os pontos de interfaces entre o Transformador Elevador e o Controle Local da Unidade. Algumas informações contidas neste item, dependem do tipo de transformador utilizado.

Considerou-se que a indicação de posição do dispositivo de mudança de derivações – comutador de derivações sem carga – será feita somente no próprio transformador. As Tabelas 2.10 e 2.11 mostram os pontos de interface entre o Transformador Elevador e o Controle Local da Unidade, enquanto a tabela 2.12 mostra os pontos de interface com os Serviços Auxiliares. Tabela 2.10 – Dados de controle e de estado transmitidos do transformador elevador para o controle local da unidade Dispositivo (Sinal) / Evento)

Atuação

TC-Sinal de corrente para proteção

P

63TE- Relé Buchholz

A,P

71TE-Nível de óleo do tanque

A

Observação

Registro de eventos e parada de emergência

49TE-Imagem térmica em cada enrolamento

A,P,M,C

DTR instalado em cada enrolamento, devido à possibilidade de carga desequilibrada

26OTE-Indicador de temperatura do topo do óleo

A,M

Indicador com contato. Disparo opcional no 2º estágio

71CTE-Nível de óleo do conservador

A

Indicador com indicação de níveis máximo e mínimo com contato. Disparo opcional

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; M = Monitoração.

Tabela 2.11 – Dados de controle e de estado transmitidos do controle local da unidade para o transformador elevador Dispositivo (Sinal) / Evento 20TE-Sistema de proteção conta incêndio

Atuação

Observação

C,P

Operado pela proteção diferencial do transformador e pelo relé 63TE. O sensor de fogo desliga os ventiladores e bombas

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção. Tabela 2.12 – Suprimentos de energia, água e ar comprimido dos serviços auxiliares para o transformador elevador Dispositivo (Sinal)

Atuação

Observação

Suprimento de CC

CC

Para os circuitos de controle

Suprimento de CA

CA

Para ventiladores e bombas, dependendo do tipo de resfriamento do transformador. Pode ser necessária informação adicional para controle

Suprimento de água

A

Para o sistema de proteção contra incêndio

Suprimento de água

A

Para resfriamento dos enrolamentos

Simbologia: CC = Corrente Contínua; CA = Corrente Alternada; A = Água.

2.2.4.6 Disjuntor da Unidade (52G) Este item relaciona os pontos de interface entre o Disjuntor e o Sistema de Controle e de Proteção da unidade geradora. A Tabela 2.13 mostra os pontos de interfaces entre o disjuntor e os demais equipamentos da usina e a Tabela 2.14 os pontos de interface com o Controle Local da Unidade. Considerou-se o disjuntor do tipo SF6 .

Tabela 2.13 – Dados de controle transmitidos dos equipamentos da usina para o disjuntor da unidade Dispositivo (Sinal) / Evento

Atuação

Observação

1CD-Chave de controle do disjuntor (abrir/fechar)

C

Controle local

5-Relé mestre de controle da unidade

C

Parada normal

C

Sincronização automática e manual ao sistema de potência

25SA/25C-Sincronizador automático e relé de verificação de sincronismo 33D-Chave de posição do distribuidor 43S-Chave seletora de sincronização

Permissão C

Permissão

Simbologia: C = Controle. Tabela 2.14 – Dados de controle transmitidos pelo disjuntor da unidade ao controle local da unidade Dispositivo (Sinal) / Evento

Atuação

52G/a,b-Contatos auxiliar do disjuntor fechado – aberto

C,I

27D-Perda da alimentação de corrente contínua do disjuntor

A

63GI-Pressão normal de gás

C

63G2-Baixa pressão de gás

P,A

52CS-Chave de controle do disjuntor

C

43S-Chave seletora de controle local/remoto

C

Observação

Permissão

Controle Local

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; I = Indicação (analógica, digital ou lâmpada indicadora).

2.2.4.7 Turbina Neste item estão relacionados os pontos de interface entre uma Turbina Francis típica, de eixo vertical e o Controle Local da Unidade. Junto com a Turbina são considerados os Sistemas Auxiliares associados, tais como: pino de cisalhamento e mancal guia. As Tabelas 2.15 e 2.16 relacionam os pontos de interface entre a Turbina e o Controle Local da Unidade e a Tabela 2.17 relaciona os pontos de interface com os Sistemas Auxiliares. Tabela 2.15 – Dados de controle de estado transmitidos pela turbina ao controle local da unidade Dispositivo (Sinal) / Evento

38GT-Temperatura do mancal guia da turbina

38OGT-Temperatura de óleo do mancal guia da turbina

71OGTA-Nível de óleo alto do mancal guia da turbina

71OGTB-Nível de óleo baixo do mancal guia da turbina

39VT-Detetor de vibrações do eixo e mancal da turbina

Atuação

Observação

P,A,I,M

Sensor de temperatura embutido em cada segmento ligado a termômetro indicador com contato

P,A,I,M

Sensor de temperatura no reservatório de óleo do mancal, ligado a termômetro indicador com contato

A

Sensor no reservatório de óleo ligado a instrumento indicador com contato

P,A

Sensor no reservatório de óleo ligado a instrumento indicador com contato

A,P

Instalado nos segmentos do mancal guia. Usado combinado com o detetor de vibração do l i d d

mancal guia do gerador 33PC-Pino de cisalhamento do distribuidor

A,P

Rompimento do pino

80AGT-Vazão de água na saída comum dos radiadores

A,C

Partida e carregamento da unidade

80VE-Vazão de água do selo de vedação do eixo da turbina

A,C,P

Partida e carregamento da unidade. Dá disparo quando operando como compensador síncrono

12M-Dispositivo mecânico de sobrevelocidade

A, C,P

80VRT-Vazão de água do selo de vedação do rotor da turbina

A,C,P

71ATA-Nível alto de água no poço da turbina

A,C

63VAM-Selo de manutenção do eixo da turbina aplicado

A,P

CEPA-Pressão de água na caixa espiral

I

TSPA-Pressão de vácuo no tubo de sucção

I

71TSA-Nível de água alto no tubo de sucção

A

71TSEA-Nível de água extremamente alto no tubo de sucção

C,A

43OMT-Seleção do modo de operação da bomba de circulação de óleo do mancal guia da turbina

C, I

Partida e carregamento da unidade. Dá disparo quando operando como compensador síncrono

Impede a partida de unidade ou inicia a parada se o selo for aplicada

Permissão

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; M = Monitoração; I = Indicação (analógica, digital ou lâmpada indicadora).

Tabela 2.16 – Dados de controle de estado transmitidos do controle local da unidade para a turbina Dispositivo (Sinal) / Evento

Atuação

Observação

80VE – Admissão de ar comprimido na turbina, operando como compensador síncrono

C

Dá disparo quando operando como compensador síncrono

20DT-Válvula de drenagem da tampa da turbina

C

Simbologia: C = Controle. Tabela 2.17 – Suprimento de energia água e ar comprimido dos serviços auxiliares para a turbina Dispositivo (Sinal)

Atuação

Observação

Suprimento de CC

CC

Para os dispositivos de proteção e controle

Suprimento de CA

CA

Para bombas de circulação de óleo do mancal guia

Suprimento de ar comprimido

Ar

Para vedação na manutenção do rotor da turbina, para rebaixamento de água do tubo de sucção, para operação como compensador síncrono e contra cavitação

Suprimento de água

A

Para os radiadores de óleo do mancal guia e para vedação do eixo e rotor da turbina

Simbologia: CC = Corrente Contínua; CA = Corrente Alternada; Ar = Ar comprimido; A = Água.

2.2.4.8 Sistema de Regulação de Velocidade Este item relaciona os pontos de interface entre o Sistema de Regulação de Velocidade (SRV) e o Controle Local da Unidade. A Figura 2.5 mostra o diagrama simplificado com os componentes eletrônicos de um regulador de velocidade

típico e a figura 2.6 mostra, de modo simplificado, uma unidade de controle eletrohidráulica típica para controle de uma Turbina Francis. Figura 2.5 – Diagrama Regulador de Velocidade (RV)

Os pontos de interface entre o SRV e o Controle Local da Unidade estão mostrados nas Tabelas 2.18 e 2.19. A Tabela 2.20 mostra os pontos de interface com os serviços auxiliares. Tabela 2.18 – Dados de controle de estado transmitidos pelo Sistema de Regulação de Velocidade ao controle local da unidade Dispositivo (Sinal) / Evento

Atuação

Observação

n(RPM)-Indicação da velocidade

I

Este sinal é normalmente obtido por meio de gerador de imã permanente; gerador de sinal de velocidade ou transformador de potencial ligado aos terminais do gerador

81A,B,C-Relé de sobrevelocidade, de velocidade síncrona e subvelocidade

C,P,I

65FSV-Falha do sinal de velocidade

A,C,P

A perda do sinal de velocidade pode transferir o controle para manual ou dar parada rápida

39D-Detetor de deslocamento da unidade

A,C

Detecção do deslocamento da unidade após a parada

15FR-CP-Chave de posição do ajuste da frequência de referência

C,I

Chave de posição ajustável, usada para indicação de partida e sincronização da unidade

F-Indicação da frequência de referência

I

Normalmente associado a potenciômetro

C,I

Chave de posição ajustável, usada para indicação da posição de partida e para transferência de operação de gerador para compensador

65PR-CP-Chave de posição do limitador de abertura P-Indicação da potência

I

Normalmente associado a

de referência

I

potenciômetro

65LA-CP-Chave de posição do limitador da potência de referência

C,I

Chave de posição ajustável usada para indicar várias posições do limitador de abertura. As posições extremas são usadas com as chaves de controle remoto do limitador de abertura

LA-Indicador da posição do limitador de abertura

I

Normalmente associado a potenciômetro

A

Fecha quando o distribuidor é aberto até alcançar a posição do limite de abertura. Anuncia “Abertura Bloqueada”. Usado também no bloqueio do comando de abertura do ajuste da frequência e da potência de referência

63BA ou 33BA-Indicação de bloqueio do atuador aplicado

C,P,I

Pode-se bloquear o atuador e transferir o controle do SRV para manual ou dar parada rápida na unidade. A função de proteção se aplica quando ocorrer sobrevelocidade com o atuador bloqueado

65PAR-Contatos auxiliares do solenóide de partida/parada

C,P

Confirmação da operação do solenóide 65PAR

63AR-Chave de pressão do tanque de ar comprimido do SRV

A

D-Indicação de posição do distribuidor

C,I

33LA-Chave de coincidência

Normalmente associado ao potenciômetro

33D-Chave de posição do C,I distribuidor

Uso da chave de posição do distribuidor para controle e indicação: aplicação do freio (0%); transferência para operação como compensador síncrono (0%); aplicação das travas do distribuidor (0,%); disparo do disjuntor do gerador com o distribuidor na posição de velocidade em vazio; detecção de parada incompleta; detecção de unidade em operação; inicia a operação do relé de tempo para a parada dos auxiliares; bloqueio do atuador

53AC-Chave de pressão na tubulação de óleo do SRV

Pressão muito alta dar alarme; muito baixa dar parada da unidade; pressão normal – pré-condições de partida

63AP-Válvula de alívio de pressão do tanque de ar

A,P,C

A

comprimido do SRV 71OR-Nível de óleo do reservatório de óleo do SRV

A,C

Alarme para níveis alto e baixo. Para o nível mínimo bloqueia a operação das bombas de óleo do SRV e dar parada rápida para usinas Não Atendidas

26OR-Temperatura de óleo do reservatório de óleo do SRV

A

Indicação excessiva do SRV

27SE-Operação da bomba reserva do SRV

A

Indicação de operação excessiva do SRV ou falha da bomba principal

33DTA-Suprimento de energia ao SRV

A,C,P

Indicação de falha de alimentação em CA e CC. Pode-se bloquear o atuador e transferir o controle do SRV para manual ou dar parada rápida na unidade dependendo da existência de redundância de fonte

65DTA-Trava hidráulica do servo motor

A

Indica falha na aplicação da trava automática na parada da unidade

65M/CP-Controle manual do do SRV

I

Indica que o SRV está em controle manual local

63OR- Chave de pressão instalada na saida de cada bomba de óleo do SRV

C

Bomba de óleo em operação, pressão normal, Utilado na partida da unidade

43RV-Seleção do modo de operação do RV

C

43BRV-Seleção do modo de operação da bomba de óleo do SRV

C

Simbologia: C = Controle; P = Disparo de Proteção; A = Anunciação/Registro de Eventos; M = Monitoração; I = Indicação (analógica, digital ou lâmpada indicadora). Tabela 2.19 – Dados de controle de estado, transmitidos do controle local da unidade para o Sistema de Regulação de Velocidade (SRV) Dispositivo (Sinal) / Evento

15FA/15FD – Comando de ajuste da referência de frequência (aumentar/diminuir)

Atuação

C

Observação Usualmente contato de chave ou de relé auxiliar para acionamento do motor. Caso exista o ajuste da referência de potência, o ajuste da referência de frequencia só opera quando o gerador estiver operando em

quando o gerador estiver operando em sistema isolado.. 65PA/ 5PD – Comando do ajuste de referência de potência (aumentar / diminuir)

C

Usualmente contato de chave ou de relé auxiliar para acionamento do motor, com o gerador operando em sistema interligado.

65LAA/65LAD – Comando ‘do limitador de abertura C (aumentar / diminuir)

Usualmente contato de chave ou de relé auxiliar para acionamento do motor. A sua função principal é limitar a abertura máxima do distribuidor para evitar sobrecarga da unidade.

65BA – Comando liga/desliga do atuador

C

Permite que seja aplicado o bloqueio do atuador

3PAR – Comando de partida e parada do solenóide 65PAR

C

Quando a solenóide 65PAR opera permite a abertura e fechamento do distribuidor, sob controle do SRV. Quando fora de operação permite o fechamento do distribuidor com a máxima velocidade

V,I – Tensão e corrente do gerador

C

Sinais de entrada para o transdutor de potência, para SRV com realimentação de potência

C

Contato auxiliar do disjuntor do gerador. Usado para ajuste de ganho e constante de tempo, para operação da unidade em sistema isolada ou interligado.

C

Unidade operando como gerador inicia o fechamento do distribuidor, injeta o ar comprimido no tubo de sucção e aplica a água de resfriamento de vedação da turbina

4GC – Transferência Compensador-Gerador (quando o gerador puder operar como compensador)

C

Unidade operando como compensador síncrono, inicia a abertura do distribuidor, fecha a válvula de injeção de ar de rebaixamento e fecha a válvula de água de resfriamento de vedação da turbina

71DH – Diferença de nível de montante e jusante (incluindo perda no conduto forçado)

C

Usado em turbina Kaplan para otimizar o posicionamento das pás com relação à posição do distribuidor

52G – Unidade ligada ao sistema

4GC – Transferência Gerador-Compensador síncrono (quando o geardor puder operar como compensador)

Simbologia: C = Controle.

Tabela 2.20 – Suprimento de energia, água e de ar comprimido dos serviços auxiliares para o Sistema de Regulação de Velocidade Evento

Atuação

Observação

Suprimento de CC

CC

Para os circuitos de controle e de indicação do sistema de regulação de velocidade. Um ou mais circuitos independentes, conforme for o arranjo dos auxiliares de CC

Suprimento de CA

CA

Para a unidade de controle eletrohiráulica

Suprimento de CA

CA

Alimentação alternativa do regulador de velocidade

Suprimento de água

A

Para o sistema de resfriamento de óleo

Simbologia: CC = Corrente Contínua; CA = Corrente Alternada; A = Água. Figura 2.6 – Unidade de Controle Eletrohidráulica

2.2.4.9 Conduto Forçado e Comporta de Emergência da Tomada d´Água O conduto forçado constitui o sistema de ligação entre a Turbina e a Comporta de Emergência da Tomada d´Água. Normalmente não se utiliza instrumento de controle no conduto forçado, exceto sensores de pressão ou de vazão, junto à ligação com a caixa espiral. A Comporta de Emergência da Tomada d´Água é utilizada para isolar a turbina do reservatório para sua manutenção e do conduto forçado e também para a parada de emergência hidráulica da unidade. As comportas têm pontos de interface com o sistema de controle da unidade e é normalmente fechada para

manutenção

ou

em

condições

de

emergência

e,

permanecendo aberta em condições normais de operação. A condição de emergência pode ocorrer após a rejeição de carga, com falha do fechamento do distribuidor. O fechamento da comporta pode ser iniciado pelo operador ou pela atuação do relé 86H de parada de emergência hidráulica. O Sistema de controle da comporta (IED) além de controlar a

sua

abertura

e

fechamento,

contém

mais

alguns

dispositivos de monitoramento para as seguintes funções: • Falha no sistema de controle; • Falha de comporta para abrir ou fechar após um comando automático; • Falha do sistema hidráulico de acionamento. 2.2.4.10 Comporta do Tubo de Sucção Esta comporta é utilizada para isolar a turbina do tubo de sucção, com a unidade parada. 2.2.4.11 Sistema de Rebaixamento de Água do Tubo de Sucção Este sistema é utilizado para rebaixar a água no tubo de sucção da unidade a um nível abaixo do rotor da turbina. Sua finalidade principal é a de permitir a operação da unidade como Compensador Síncrono ou como Reserva Girante, permitindo uma rápida operação da unidade quando requerida pelo Sistema de Potência.

Este sistema consiste basicamente em: • Um detetor de nível localizado no tubo de sucção para monitoração do nível de água abaixo do rotor da turbina. • Um sistema de ar comprimido de rebaixamento para suprir adequado volume de ar à determinada pressão, para rebaixar a água a um determinado nível, em um determinado tempo. • Válvulas de ar, operadas a solenóide, para controle do ar a ser admitido na turbina para rebaixamento da água. Normalmente, o sistema contém duas válvulas, sendo a primeira para injeção inicial com grande vazão e a segunda, para reposição de ar, com menor vazão. A

válvula

de

maior

vazão

é

usada

para

fazer

o

rebaixamento inicial e a de menor vazão para conservar uma certa pressão de ar suficiente, visando manter o nível da água abaixo do rotor da turbina. Para o processo de rebaixamento são necessários três níveis de controle da água: Nível 1 – Ajustado para indicar que o nível de água está abaixo do rotor da turbina, necessária à operação como compensador síncrono (mínimo). Nível 2 – Ajustado para indicar que o nível de água está abaixo

do

rotor

da

turbina

para

operação

como

compensador síncrono, porém, acima do nível 1. Este nível é utilizado para energizar a válvula de menor vazão (normal)

Nível 3 – Ajustado para indicar que o nível de água está acima do nível 2, porém ainda abaixo do rotor da turbina. Este nível é utilizado para energizar as duas válvulas e anunciar o alarme (máximo) 2.2.4.12 Nível de Água no Reservatório/Canal de Fuga Os níveis de água no Reservatório e no Canal de Fuga devem ser medidos com precisão para atender os seguintes objetivos: • Controle do nível do reservatório. • Cálculo da queda líquida. • Controle das comportas do vertedouro. • Controle da potência gerada. • Controle do nível mínimo. • Dados estatísticos. A instrumentação típica para monitoração e alarme utilizadas nesses processos são: • Nível do reservatório com sinal para o registrador de nível e para o sistema de controle local. • Nível do canal de fuga, com sinal para o registrador de nível e para o sistema de controle local. • Chave de nível, para dar alarme se o nível do reservatório está acima ou abaixo dos limites de operação e para operar as comportas do vertedouro se o nível exceder determinado limite.

• Chaves de nível, para dar alarme se o nível do canal de fuga está abaixo dos limites de operação. 2.2.4.13 Ar Comprimido de Serviço É responsabilidade deste sistema fornecer o ar comprimido para as necessidades da usina, tais como: sistema de frenagem da unidade, válvulas pneumáticas auxiliares, selo de manutenção do eixo da turbina, diversas ferramentas operadas a ar, oficina mecânica, etc. A fonte de ar comprimido é constituída de compressores, usualmente duplicados e reservatórios. Dispositivos detetores de pressão são instalados na tubulação de ar comprimido para controle e sinalização. Estes dispositivos desempenham as seguintes funções: 63 ArMA – Pressão muito alta – alarme; 63 ArA – Pressão normal alta – desliga o compressor; 63 ArB – Pressão normal baixa – liga o compressor principal; 63 ArB – Pressão muito baixa – liga o compressor reserva e alarme. 2.2.4.14 Água de Serviço É de responsabilidade deste sistema fornecer água para o sistema de resfriamento da unidade, para o sistema de combate

a

incêndio,

utilidades

necessidades na Casa de Força.

e

para

as

demais

A água de serviço pode ser obtida a partir do conduto forçado ou do canal de fuga. Esta

água

é

geralmente

filtrada

e

normalmente,

dependendo do porte da usina, é fornecida através de uma Estação de Tratamento de Água (ETA). Uma chave diferencial de pressão no filtro permite dar alarme para indicar que o filtro precisa ser limpo. Normalmente, uma válvula operada a motor é utilizada para interromper a vazão de água de resfriamento da unidade quando estiver parada. Normalmente

utilizam-se

duas

bombas,

sendo

uma

principal e outra reserva, e qualquer uma delas pode funcionar como principal ou reserva. A bomba de reserva é operada automaticamente se a pressão cair durante determinado tempo. A tubulação principal de água de resfriamento distribui água para: • Trocadores de calor dos mancais do gerador; • Trocador de calor dos mancais da turbina; • Trocador de calor do reservatório do sistema de regulação de velocidade; • Trocador de calor do gerador; • Trocador do calor dos transformadores elevadores; • Vedação do eixo da Turbina. Na saída comum dos trocadores é instalada uma chave de vazão, que tem a finalidade de verificar se a vazão de água foi estabelecida durante a partida da unidade. Esta condição

é utilizada na sequência de partida da unidade e possibilita dar alarme quando houver perda total de vazão (80AGT). A vazão de água de vedação do eixo e dos anéis de desgaste do rotor da turbina é monitorada na entrada de água (80VRT). A instrumentação local indica a temperatura na entrada de água e na saída de cada trocador. 2.2.4.15 Serviços Auxiliares em Corrente Alternada (CA) da Unidade O suprimento de energia, através dos serviços auxiliares de

corrente

alternada

(CA),

pode

possuir

diversas

configurações ou arranjos dependendo do diagrama unifilar de geração e da disponibilidade de energia no local de implantação da usina. O controle fica contido no IED de Serviços Auxiliares. Os disjuntores que alimentam os equipamentos auxiliares ficam instalados no painel de serviços auxiliares de CA. O IED recebe os sinais de estado dos disjuntores e de tensão e corrente do painel de serviços auxiliares e os demais sinais de entrada provenientes dos equipamentos auxiliares de corrente alternada (CA) da unidade geradora. Esses dados são necessários ao monitoramento e controle destes equipamentos e são transmitidos a UAC através da rede local (LAN1).

2.2.4.16 Serviços Auxiliares em Corrente Contínua (CC) da Unidade O suprimento de energia através dos serviços auxiliares de corrente contínua (CC) para a UHE consiste normalmente em um conjunto de baterias, carregadores de baterias, painéis e quadros de distribuição em corrente contínua. O controle fica contido no IED de Serviços Auxiliares e os disjuntores e instrumentos de medição ficam instalados nos painéis e quadros de CC. O IED recebe os sinais de estado dos disjuntores e de tensão e corrente do painel e quadros de serviços auxiliares de CC. Esses dados são necessários ao controle e monitoramento dos equipamentos e são transmitidos a UAC através da rede local LAN1. 2.2.4.17 Proteção Contra Incêndio Este item fornece as instruções para a interface entre o sistema de proteção contra incêndio da unidade geradora e o sistema de controle local da unidade. Para esta proteção deve-se considerar os seguintes itens: • A localização e o tipo de detetor devem ser definidos no projeto.

Os

dispositivos

usados

são

termostatos,

detetores de calor, detetor de fumaça, etc. • Sistema a CO2 , ou “halon ” deve ser intertravado com os acessos com a finalidade de evitar que ocorra descarga

sobre as pessoas no local desses acessos. • A operação do detetor de fogo ou do sistema de extinção de incêndio deve disparar o alarme no local e transmitir o sinal para a sala de operação. A Tabela 2.21 mostra a interface entre os Sistemas de Proteção Contra-Incêndio e de Controle Local da Unidade Tabela 2.21 – Interface entre o sistema de proteção contra-incêndio do gerador e controle local da unidade Equipamento/Área

Tipo de Detetor

Atuação

Gerador

Temperatura, fumaça e relé diferencial

Descarga de CO2 e disparo a unidade

Transformador

Temperatura

Água

Sala de Controle Local

Temperatura, fumaça e detetor de calor nos cabos

CO2 ou “halon”

Equipamentos hidráulicos, óleo lubrificante

Temperatura e fumaça

CO2 ou água

Capítulo 3 Controle de partida e parada da unidade geradora

3.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS A concepção de um Sistema de Controle de uma UHE deve começar pelo estabelecimento da filosofia de proteção e de controle da unidade geradora já descritas nos capítulos 1 e 2. A hierarquia mostra que o sistema de controle da UHE está distribuído em toda a planta. O controle da unidade geradora é parte integrante da Unidade de Aquisição e Controle (UAC) que, através das redes de comunicação local (LAN), se interliga ao controle central e aos equipamentos controlados. Este capítulo aborda o processo de controle de partida e parada da unidade geradora em condições normais de operação e seus diversos graus de intervenção do operador, que abrange desde um total automatismo até o controle passo a passo. Para este procedimento, deve-se seguir uma determinada sequência de eventos, independente do grau de intervenção do operador. O processo de parada em condições de emergência é sempre automático e sem a intervenção do operador.

A UAC, parte integrante do controle local, recebe os sinais de entrada do sistema de controle central (SCC) e dos diversos equipamentos controlados e produz os sinais de saída para iniciar o processo de partida ou de parada da unidade geradora. A partir do sinal de entrada do (SCC) a Unidade de Aquisição e Controle (UAC) produz e monitora os sinais de saída para os IEDs, dispositivos e equipamentos de modo a permitir a aceleração da unidade, sua excitação e sincronização ao sistema de potência. Qualquer anormalidade no sistema de controle deve impedir a partida da unidade ou desligá-la do sistema, quando a unidade estiver em operação. Independente do grau de automação, o sistema de controle deve ser dividido em quatro partes. • Pré-condições de partida • Partida dos Equipamentos Auxiliares • Partida da Unidade • Parada da Unidade

3.2 SEQUÊNCIA DE PARTIDA A partida da unidade geradora deve ocorrer em três etapas bem distintas e na seguinte sequência: précondições de partida, partida dos equipamentos auxiliares e partida da unidade, conforme descrição a seguir:

3.2.1 Pré-Condições de Partida No primeiro passo da sequência de partida automática, o operador seleciona a unidade a partir na IHM da sala de controle central. O sinal de comando é acionado para dar partida da unidade e, via a rede local LAN2, alcança a UAC do controle local. A UAC recebe também todos sinais do estado dos dispositivos, equipamentos e sistemas incluídos neste primeiro passo do processo de partida. Quando todos os sinais do estado dos dispositivos e equipamentos atenderem as pré-condições de partida, aciona-se então os equipamentos auxiliares. Vale ressaltar que, todas as restrições operativas devem ser colocadas e verificadas neste estágio da sequência de partida. A Tabela 3.1 mostra as pré-condições de partida da Unidade Geradora e a Figura 3.1 mostra a lógica do primeiro passo, ou seja, as pré-condições de partida.

Tabela 3.1 – Pré-condição de partida

Sinal de Entrada

Posição para Partir

Função C = Controle P = Proteção

Origem do Sinal TE, G, T, SRV, EX, CL, O, PR, D, RV, UCEH, AUX, SEX

Chave seletora de operação Manual / Automático

Auto

C

CL

Chave de controle de freio

Auto

C

O

Chave de controle da bomba de óleo do SRV – 43 SRV

Auto

C

UCEH(SRV)

Chave de controle de Excitação – 90 CS

Auto

C

RAT(SEX)

Chave de controle do RV – 43 RV

Auto

C

RV(SRV)

Chave de controle da bomba de água de resfriamento do gerador – 43 RG

Auto

C

O

Chave de controle da bomba de circulação de óleo do mancal escora – 43 OME

Auto

C

G

Chave de controle da bomba de circulação de óleo do mancal guia do gerador – 43OMG

Auto

C

G

Chave de controle da bomba de circulação de óleo do mancal guia da turbina – 43OMT

Auto

C

T

Chave de controle de da bomba de óleo de alta pressão do mancal escora – 43APME

Auto

C

G

Disjuntor da unidade – 52G

Aberto

C

D

Disjuntor de campo – 41

Aberto

C

EX

Válvula da água de resfriamento Fechada do gerador – 20SAG

C

O

Nível de óleo no mancal guia da turbina – 71OGT

Normal

C,P

T

Normal

C P

G

Nível de óleo no mancal guia do

Normal

C, P.

G

Nível de óleo no mancal escora do gerador – 71OME

Normal

C, P

G

Nível de óleo do reservatório do SRV – 71OR

Normal

C, P

UCEH(SRV)

Pressão na tubulação de óleo do Normal SRV – 63 AC

C,P

SRV

Nível de óleo no acumulador – 71AC

Normal

C, P

UCEH(SRV)

Pressão de ar na frenagem – 63AF

Normal

C

O

Relés de bloqueio – 86

Rearmado

P

QR

CCM da unidade

Energizado

C

AUX

Centro de carga de CC da unidade

Energizado

C

AUX

Trava hidráulica do servo motor

Aplicada

C

T

Nível de água do reservatório da UHE

Normal

C

O

Água do selo de vedação do rotor da turbina – 80VRT

Aberta

C, P

T

Válvula de isolamento do óleo do acumulador – 65VI

Fechada

C

UCEH(SRV)

Ajuste da potência de referência Zero – posição

C

RV(SRV)

Ajuste de frequência de referência – posição

Partir

C

RV(SRV)

Botoeira de parada

Não acionada

C

CL

gerador – 71OGG

Simbologia: TE = Transformador Elevador; G = Gerador; T = Turbina; D = Disjuntor; AUX = Auxiliares; SEX = Sistema excitação; SRV = Sistema de Regulação de Velocidade; EX = Cubículo de Excitação; RV = Regulado de velocidade; PR = Painel de Relés; CL = Controle Local; O = Outros; UCEH = Unidade de controle eletro hidráulica. Figura 3.1 – Diagrama Lógico – Pré-condições de Partida

3.2.2 Partida dos Equipamentos Auxiliares A UAC ao receber o sinal de que as pré-condições de partida foram todas satisfeitas, envia o sinal aos IEDs, dispositivos e equipamentos para execução das ações abaixo relacionadas. Nesta etapa a UAC inicia as seguintes ações principais de comando: • Coloca o limite de abertura na posição partir; • Coloca o ajuste da frequência de referência para a posição de frequência síncrona; • Abre a comporta da tomada de água; • Coloca a excitação manual e o regulador automático de tensão na posição de tensão em vazio; • Liga a bomba de água de resfriamento; • Libera os freios; • Liga a bomba de circulação de óleo de alta pressão do mancal escora; • Liga a bomba de circulação de óleo do mancal escora; • Liga a bomba de circulação de óleo do mancal guia do gerador; • Liga a bomba de circulação de óleo do mancal guia da turbina; • Liga a bomba de circulação de óleo do SRV; • Abre a válvula de isolamento de óleo do SRV; • Abre a válvula de água de resfriamento;

A Tabela 3.2 relaciona os sinais típicos de entrada, necessário para a partida da unidade. Esta tabela mostra o resultado das ações de comando executadas nesta etapa. A Figura 3.2 mostra a sequência lógica da partida dos equipamentos auxiliares. Tabela 3.2 – Partida dos equipamentos auxiliares

Sinal de Entrada

Posição para Partir

Função C = Controle P = Proteção

Origem do Sinal TE, G, T, SRV, EX,SEX, CL, O, PR.RV,UCEH,D

Limite de abertura

Partir

C

CL

Ajuste da frequência de referência

Velocidade síncrona

C

RV(SRV)

Regulador automático de tensão

Tensão em vazio

C

RAT(SEX)

Excitação manual

Tensão em vazio

C

EX(SEX)

Pressão de óleo do mancal escora = 63 OME

Normal

C

G

Vazão de água de resfriamento do gerador = 80ARG

Normal

C

G

Vazão de óleo de circulação do mancal escora = 80OME

Normal

C

G

Vazão de óleo de circulação do mancal guierador = 80OMG

Normal

C

G

Vazão de óleo de circulação do mancal guia da turbina = 80OGT

Normal

C

T

Freios

Liberados

C

G

Pressão da bomba de óleo do regulador 63OR

Normal

C

UCEH(SRV)

Válvula de isolamento de óleo do SRV = 65VI

Aberta

C

SRV

Comporta da tomada d’água

Aberta

C

O

Vazão de água de resfriamento do mancal escora = 80AME

Normal

C

G

Vazão de água de resfriamento do mancal guia do gerador = 80AMG

Normal

C

G

Vazão de água do mancal guia Normal da turbina = 80AGT

C

T

Simbologia: SRV = Sistema de Regulação de Velocidade; SEX = Sistema de Excitação; EX = Excitatriz; RT = Regulador automático de Tensão; G = Gerador; T = Turbina; O = Outros; RV = Regulador de velocidade; CL = Controle local; PR = Painel de relés. Figura 3.2 – Diagrama Lógico – Partida dos Equipamentos Auxiliares

3.2.3 Partida da Unidade Geradora Quando todos os resultados das ações de comando executadas na etapa anterior forem satisfeitos, a UAC inicia a partida da unidade. Nesta etapa, a UAC executa as ações principais de comando, conforme a sequencia descrita a seguir: • Libera a trava hidráulica do servo motor; • Trava hidráulica do servo motor liberada, energiza o solenóide de partida/parada, o qual inicia a abertura do distribuidor • Quando a rotação da unidade atingir 50 % da rotação nominal desliga a bomba de circulação de óleo de alta pressão do mancal escora. O SRV transfere o limitador de

abertura da posição partir para a posição de velocidade em vazio; • Quando a unidade geradora atingir a cerca de 95 % da rotação nominal, fecha o disjuntor de excitação inicial e o disjuntor de campo. • Quando a tensão atingir cerca de 30 % da tensão nominal, o Regulador Automático de Tensão (IED do SEX) assume o controle da excitação e quando atingir 50% da tensão nominal abre o disjuntor de excitação inicial. • Quando a tensão atingir a cerca de 90 % da tensão nominal energiza a sincronização automática; • Condição de sincronização satisfeita fecha o disjuntor da unidade. • Disjuntor da unidade fechado • Desliga a sincronização automática; • Libera o limitador de abertura do distribuidor • Troca à realimentação do RV de abertura do distribuidor para

potência,

se

estiver

operando

em

sistema

interligado. O operador ou o sistema de controle automático ajusta o RV para o valor desejado da potência a ser gerada. A Figura 3.3 mostra a sequência lógica de partida da unidade geradora. Figura 3.3 – Diagrama Lógico – Partida da Unidade Geradora

3.3 SEQUÊNCIA DE PARADA Os relés e dispositivos de proteção (IED RP) têm a sua função de proteção bem definida para cada tipo de falta no equipamento protegido. Como cada tipo de falta submete o equipamento a determinado grau de risco de dano, agrupamos a atuação destes relés e dispositivos de proteção de acordo com o poder destrutivo que a falta tem sobre o equipamento. Este agrupamento produziu os três tipos fundamentais de parada, conforme os itens descritos a seguir:

3.3.1 Parada de Emergência Os relés de proteção contidos no IED RP, bem como os dispositivos de proteção responsáveis pelos diversos tipos de

parada

submetem

de os

emergência, equipamentos

operam a

um

para

faltas

elevado

risco

que de

danificação. Estes relés e dispositivos atuam no relé de bloqueio 96E.

3.3.1.1 Parada Completa de Emergência com Bloqueio e com Rejeição de Carga (86E) É o processo mais rápido de parada da unidade, onde se agrupam os relés e dispositivos de proteção que operam para faltas e que possuem um alto poder destrutivo nos equipamentos. Esta sequência de parada se inicia pelo disparo imediato do disjuntor da unidade. Neste tipo de parada há sempre sobre velocidade e sobre pressão na caixa espiral e conduto forçado. O relé 86E, responsável por este tipo de parada, é atuado pelos relés e dispositivos de proteção relacionados na Tabela 3.3 . A figura 3.4 mostra o diagrama lógico da sequência de parada de emergência da unidade geradora. A operação do relé 86E atua diretamente nos disjuntores e na UAC da unidade geradora e provoca imediata e simultaneamente as seguintes ações: Diretamente: • Desliga o disjuntor da unidade; • Desliga o disjuntor de campo; • Desliga o solenoide de partida/parada. Através da UAC • Desenergiza o solenóide de partida/parada; • Coloca o ajuste da frequência de referência na posição zero;

• Coloca o ajuste da potência de referência na posição Zero; • Coloca o limite de abertura do distribuidor na posição zero; • Coloca o ajuste de tensão de referência do regulador de tensão na posição de tensão zero; • Coloca o ajuste da excitação manual na posição de tensão zero; • Desarma a sequência de partida; • Quando a rotação da unidade atingir 50 % da rotação nominal, liga a bomba de circulação de óleo de alta pressão do mancal escora; • Quando a rotação da unidade atingir 30 % da rotação nominal, com os disjuntores do gerador e do campo abertos e o distribuidor fechado, aplica o freio até a parada completa da unidade; • Unidade parada, aplica a trava hidráulica do servo motor. Após a finalização da sequência de paradas e a unidade geradora estiver completamente parada, os equipamentos auxiliares serão desligados. Os valores indicados para as rotações de ligar a bomba de óleo de alta pressão e para aplicação dos freios, servem apenas como orientação. Entre os fabricantes de turbinas estes valores diferem de acordo com cada projeto.

Tabela 3.3 – Parada completa de emergência, com bloqueio e rejeição de carga – Atuação do relé de bloqueio 86E Sinal dos Relés / Dispositivos de Proteção

Tipo de Sinal

Origem do Sinal

87G – diferencial do gerador atuado

P

PR

87U – diferencial da unidade atuado

P

PR

64G1 – Terra no estator (90%) atuada

P

PR

64G2 – Terra no estator (100%) atuada

P

PR

61G – falta entre espiras atuada

P

PR

50/51EX – sobrecorrente no transformador de excitação atuada

P

PR

76EI – sobrecorrente no campo atuada

P

EX

76ER – sobrecorrente reserva no campo atuada

P

EX

21G – proteção de retaguarda atuada

P

PR

59G – sobretensão atuada

P

PR

63TE – buchholz do transformador elevador atuado

P, A

TE

87TE – proteção restrita a terra do transformador elevador atuada

P

PR

86BF – falha do disjuntor do gerador atuada

P

PR

58E1/2 – proteção dos tiristores atuada

P

EX

48EX – excitação inicial excessiva atuada

P

EX

26G – opera sistema de proteção contra incêndio

P

O

63G – CO2 liberado

P

O

1PB – botoeira de parada de emergência atuada

C

CL

24G – Proteção de sobrefluxo atuada

P

PR

Simbologia: P = Proteção; A = Alarme; PR = Painel de Relés; EX = Cubículo de Excitação; TE = Transformador Elevador; CL = Controle Local da Unidade; O = Outros. Figura 3.4 – Diagrama Lógico – Parada de Emergência com Bloqueio e Rejeição de Carga

3.3.1.2 Parada Parcial de Emergência, sem Bloqueio e com Rejeição de Carga (94) O relé 94, responsável por este tipo de parada, é operado pelos relés de proteção que provocam o desligamento imediato da unidade, devido a uma condição de operação perigosa, porém transitória, e externa à unidade. Após cessar a condição de operação transitória a unidade poderá ser sincronizada novamente. Neste tipo de parada a unidade permanece operando em vazio e excitada. A operação do relé 94 atua diretamente no disjuntor e na UAC e provoca simultaneamente as seguintes ações: Diretamente: • Desliga o disjuntor da unidade; Através da UAC: • Coloca o limite de abertura do distribuidor na posição de velocidade em vazio; • Coloca o ajuste da frequência de referência na posição de velocidade nominal; • Coloca o ajuste da tensão de referência do regulador de tensão na posição de tensão em vazio; • Coloca o ajuste da excitação manual na posição de tensão em vazio; Os relés contidos no IED de proteção e que atuam no relé 94 estão relacionados na Tabela 3.4 .

A Figura 3.5 mostra o diagrama lógico da parada parcial de emergência. Tabela 3.4 – Parada parcial de emergência, sem bloqueio e com rejeição de carga – Atuação do relé 94 Sinal de Proteção

Tipo de Sinal

Origem

32G – potência inversa atuada

P

PR

78G – perda de sincronismo atuado

P

PR

Simbologia: P = Proteção; PR = Painéis de Relés. Figura 3.5 – Diagrama Lógico – Parada Parcial de Emergência sem Bloqueio e com Rejeição de Carga

3.3.1.3 Parada Completa de Emergência, com Bloqueio, Fechamento da Comporta de Emergência com Abertura Temporizada do Disjuntor (86H) Os relés e dispositivos de proteção que atuam no relé 86H, identificam

a

existência

de

falha

no

Regulador

de

Velocidade (IED SRV) no sistema de alimentação de óleo de alta pressa (pressão baixa) ou no Distribuidor, o que poderá levar a unidade à velocidade de disparo. O relé 86H, responsável por este tipo de parada, atua diretamente na Comporta de emergência através da rede local LAN1. Através da UAC são iniciadas as seguintes ações de controle: • Executa a abertura temporizada do disjuntor da unidade e do disjuntor de campo; • Desenergiza o solenóide de partida/parada;

• Coloca o ajuste da frequência de referência na posição zero; • Coloca o ajuste da potência de referência na posição Zero; • Coloca o limite de abertura do distribuidor na posição zero; • Coloca o ajuste de tensão de referência do regulador de tensão na posição de tensão zero; • Coloca o ajuste da excitação manual na posição de tensão zero; • Desarma a sequência de partida; • Quando a rotação da unidade atingir 50 % da rotação nominal, liga a bomba de circulação de óleo de alta pressão do mancal escora; A abertura temporizada do disjuntor visa reduzir o risco da unidade geradora atingir a velocidade de disparo. Os relés contidos no IED de proteção bem como os dispositivos de proteção, que atuam no relé de bloqueio 86H, estão relacionados na Tabela 3.5 . A figura 3.6 mostra o diagrama lógico da parada de emergência hidráulica.

Tabela 3.5 – Parada completa de emergência com bloqueio, rejeição de carga e fechamento da comporta – Atuação do relé 86H Sinal dos Relés / Dispositivos de Proteção

Tipo de Sinal

Origem

81G – relé de sobrefrequência atuado

P

PR

12M – dispositivo mecânico da sobrevelocidade atuado

P

O

33PC – pino de cisalhamento do distribuidor rompido

P

O

48M – parada pelo 86M incompleta atuada

C

PR

63AC – pressão baixa na tubulação de óleo de pressão

P

SRV

27-1/2+50EA – Energização Acidental do gerador

P

PR

Simbologia: PR = Painel de relés; UCEH = Unidade de controle eletro hidráulica; P = Proteção; SRV = Sistema de regulação de velocidade. Figura 3.6 – Parada de Emergência Hidráulica com Bloqueio e Rejeição de Carga

3.3.2 Parada Rápida É o processo de parada que agrupa os relés e dispositivos de proteção e provoca, primeiramente, o descarregamento da unidade geradora a uma taxa rápida de carga. Após a etapa de descarregamento, é acionado o disparo do disjuntor da unidade. Neste caso não há sobrevelocidade da unidade porém, há sobrepressão na caixa espiral da turbina e no conduto forçado com intensidade menor do que a provocada pela parada através do relé 86E. Não se faz o disparo imediato do disjuntor da unidade para evitar maiores danos no equipamento defeituoso em decorrência da sobrevelocidade de rejeição de carga. 3.3.2.1 Parada Completa Rápida com Bloqueio e sem Rejeição de Carga (86M) O relé 86M responsável por este tipo de parada, atua na UAC da unidade geradora, que executa as seguintes ações de controle: • Descarrega a Unidade geradora; • Desenergiza o solenóide de partida/parada; • Coloca o ajuste da frequência de referência na posição zero; • Coloca o ajuste da potência de referência na posição zero;

• Coloca o limite de abertura do distribuidor na posição zero; • Coloca o ajuste da tensão de referência do regulador de tensão na posição de tensão zero; • Coloca o ajuste da excitação manual na posição de tensão zero; • Desarma a sequência de partida; • Abre o disjuntor da unidade quando o distribuidor atingir a posição de velocidade em vazio • Disjuntor da unidade aberto abre o disjuntor de campo; • Quando a rotação da unidade geradora atingir 50 % da rotação nominal, liga a bomba de circulação de óleo de alta pressão do mancal escora; • Quando a rotação da unidade geradora atingir 30 % da rotação nominal, com os disjuntores do gerador e do campo desligados e com o distribuidor fechado, aplica os freios até a parada total da unidade; • Unidade parada, aplica a trava hidráulica do servo motor; • Desliga os equipamentos auxiliares. Os relés contidos no IED de proteção e os dispositivos de proteção que atuam no relé de bloqueio 86M estão relacionados na Tabela 3.6 . A Figura 3.7 mostra o diagrama lógico de parada total rápida com bloqueio e sem rejeição de carga. Tabela 3.6 – Parada completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga – Atuação pelo relé 86M

Relé / Dispositivo

Atuação dos Relés / Dispositivos de Proteção

Posição de Parada

Origem Atuação do (tipo) Evento

38ME

Temperatura do mancal escora do gerador

Alta

P,M

G

38MG

Temperatura do mancal guia do gerador

Alta

P,M

G

38GT

Temperatura do mancal guia da turbina

Alta

P,M

T

38OME

Temperatura do óleo do mancal escora do gerador

Alta

P,M

G

38OGT

Temperatura do óleo do mancal da turbina

Alta

P,M

T

71OME

Nível de óleo no reservatório do mancal escora do gerador

Baixo

P

G

71OGT

Nível do óleo do mancal guia da turbina

Baixo

P

T

71AC8

Nível de óleo do acumulador do SRV

Baixo

P

UCEH

64R

Terra no rotor atuado

—

P

EX

27EX

Perda da fonte de alimentação dos tiristores da excitatriz

—

P

EX (opcional)

63V2

Falha do 2º estágio de ventilação dos tiristores da excitatriz

—

P

EX (opcional)

71OGG

Nível de óleo do mancal guia do gerador

Baixo

P

G

39V

Vibração do eixo ou mancal guia do gerador (usinas não atendidas)

Alta

P

G (opcional)

39VT

Vibração do eixo ou mancal guia da turbina (usinas não atendidas)

Alta

P

T (opcional)

60

Perda de Potencial (opcional)

—

P

PR

48 PA

Supervisão da Partida da Unidade

P

PR

Simbologia: P = Proteção; M = Monitoração; A = Alarme; PR = Painel de Relés; EX = Cubículo de Excitação; G = Gerador; UCEH = Unidade de controle eletro hidráulica. Figura 3.7 – Diagrama Lógico – Parada Completa Rápida, com Bloqueio e sem Rejeição de Carga

3.3.2.2 Parada Parcial Rápida com Bloqueio e sem Rejeição de Carga (Relé 86P) O relé 86P, responsável por este tipo de parada, é acionado pelos relés de proteção que atuam para faltas e não tem um alto poder destrutivo mas, podem por em risco a integridade do gerador. Quando operado, executa as seguintes ações após o descarregamento da unidade geradora. Neste tipo de parada a unidade geradora permanece girando e desexcitada. O relé 86P responsável por este tipo de parada, quando operado, realiza as seguintes funções através da UAC: • Coloca o limite de abertura do distribuidor na posição de velocidade em vazio; • Desliga o disjuntor da unidade e do campo, quando o distribuidor atinge a posição de velocidade em vazio; • Coloca o ajuste da potência de referência na posição zero • Coloca o ajuste da frequência de referência na posição de frequência nominal; • Coloca o ajuste da tensão de referência do regulador de tensão na posição de tensão zero; • Coloca o ajuste da excitação manual em posição de tensão zero; Os relés contidos no IED de proteção, bem como os dispositivos de proteção que atuam no relé de bloqueio 86P

estão relacionados na Tabela 3.7 . A Figura 3.7 mostra o diagrama lógico de parada parcial rápida com bloqueio e sem rejeição de carga. Tabela 3.7 – Parada parcial rápida com bloqueio e sem rejeição de carga – Atuação do relé 86P Sinal

Ação dos Relés / Dispositivos de Proteção

Atuação

Origem do Evento

40G

Perda de excitação atuada

P, A

PR

46G

Corrente desequilibrada atuada

P, A

PR

49G

Sobreaquecimento do estator atuado

P

PR

49TE

Sobreaquecimento do transformador elevador atuado – 2º estágio (opcional)

P

TE

Simbologia: P = Proteção; A = Alarme; PR = Painel de relés; TE = Transformador elevado.

OBSERVAÇÃO: Para unidades geradoras de pequeno porte, a parada rápida poderá ser simplificada e reduzida para a parada rápida com bloqueio e com rejeição de carga através do relé 86M. Com esta simplificação, os relés que atuam no 86P passam para o relé 86M. Figura 3.8 – Diagrama Lógico – Parada Parcial Rápida com Bloqueio e sem Rejeição de Carga

3.3.3 Parada Normal A sequência de parada normal automática se inicia com a ação de comando do operador (1-OC), pela IHM da sala de controle central e, através da rede local LAN2, alcança a UAC da unidade. A UAC então inicia o processo de parada descarregando a unidade geradora a uma taxa moderada de carga. Quando a unidade geradora atingir a potência ativa e reativa zero, inicia o comando de abertura do disjuntor da unidade. Esta sequência é utilizada pelo operador, nas paradas programadas da unidade. Neste caso, não há sobrevelocidade da unidade, existe apenas uma ligeira sobrepressão na caixa espiral da turbina. A parada normal é similar à parada rápida através do relé 86M. A diferença consiste no fechamento do distribuidor da turbina efetuado através do limitador de abertura do regulador de velocidade. A UAC executa as seguintes ações de controle • Coloca o limitador de abertura na posição zero; • Coloca o ajuste da frequência de referência na posição zero; • Coloca o ajuste da potência de referência na posição zero; • Coloca o ajuste da tensão de referência do regulador de tensão na posição de tensão zero;

• Coloca o ajuste da excitação manual na posição de tensão zero; • Desarma a sequência de partida; • Quando o distribuidor atingir a posição de velocidade em vazio, abre o disjuntor da unidade; • Disjuntor da unidade aberto abre o disjuntor de campo; • Desenergiza o solenóide de partida/parada; • Quando a rotação da unidade geradora atingir 50 % da rotação nominal, liga a bomba de circulação de óleo de alta pressão do mancal escora; • Quando a rotação da unidade geradora atingir 30 % da rotação nominal, com os disjuntores do gerador e do campo desligados e com o distribuidor fechado, aplica os freios até a parada total da unidade; • Unidade parada, aplica a trava hidráulica do servo motor; • Desliga os equipamentos auxiliares. A parada através do relé 5 é igual a parada normal. Quando opera, envia um sinal de parada através da UAC. Os relés de proteção que atuam no relé 5 estão relacionados na Tabela 3.8 .

Tabela 3.8 – Parada normal – Atuação do relé 5 Relé / Dispositivo

Ação dos Relés / Dispositivo de Proteção

Posição de Parada

Origem Atuação do Evento

80AG

Vagão de água de resfriamento do gerador (opcional)

baixa

P

O

48

Partida incompleta

atuado

C

PR

Simbologia: P = Proteção; C = Controle; CL = Controle local; PR = Painel de relés; O = Outros. Figura 3.9 – Diagrama Lógico – Parada Normal

Capítulo 4 Controle central

4.1 CONSIDERAÇÕES GERAIS O controle central se destina a controlar toda a UHE de um único local. Este sistema é constituído pela Interface Homem Máquina (IHM), Servidores, estação de engenharia, decodificador GPS e impressoras, etc. Os equipamentos de controle, instalados na Sala de Controle Central (SCC), se interligam ao Controle Local através de redes de comunicação local (LAN). Os sinais de comando, monitoração e alarmes trafegam pela rede local (LAN2) entre as diversas UACs e o controle central. O seu objetivo é centralizar as ações de controle de toda a UHE em um mesmo, para facilitar os trabalhos da equipe de operação e reduzir o número de pessoas na mesma função. A seguir serão relacionadas as principais funções de controle, as informativos

grandezas de considerados

estado, alarmes necessários ao

centralizado de uma Usina Hidroelétrica.

e dados controle

4.2 FUNÇÕES DE CONTROLE Neste tipo de controle as ações de comando são iniciadas pelo operador na Interface Homem Máquina (IHM), instalada na Sala de Controle Central (SCC) e alcançam as Unidades de Aquisição e Controle (UAC) através da rede de comunicação local LAN2. A UAC então, transmite estes sinais para os equipamentos e dispositivos via a rede de comunicação local LAN1. As informações necessárias ao monitoramento e alarmes de todos os equipamentos controlados chegam ao Controle Local e ao Controle Central seguindo o caminho inverso.

4.2.1 Partida da Unidade A sequência de partida de uma unidade se inicia pela ação do operador, a partir da IHM na Sala de Controle Central, e alcança a UAC via rede LAN2. A continuidade do processo ocorre com a ação da UAC, via a rede local LAN1, sobre os equipamentos e dispositivos controlados considerando a verificação das etapas de précondições de partida, partida dos equipamentos auxiliares, partida da unidade e só termina com a sincronização da unidade geradora ao sistema de potência.

4.2.2 Parada Normal Esta sequência se inicia através da ação do operador, a partir da IHM da Sala de Controle Central e alcança a unidade geradora via a rede local LAN2 e a UAC. A UAC inicia então, o processo de parada, via a rede local LAN1, atuando inicialmente para descarregar a unidade geradora a uma taxa moderada de carga. Posteriormente é acionado o comando de abertura do disjuntor da unidade quando a potência ativa e reativa for nula. Neste caso, não há

sobrevelocidade

da

unidade,

apenas

uma

ligeira

sobrepressão na caixa espiral da turbina.

4.2.3 Parada Rápida Esta sequência é independente da ação do operador e se inicia pela atuação dos relés e dispositivos de proteção nos relés 86M ou 86P, os quais atuam diretamente na UAC via a rede local LAN1. A UAC inicia então o processo de parada rápida atuando inicialmente para descarregar a unidade geradora a uma taxa rápida de carga. Após este procedimento, o relé 86M ou 86P aciona diretamente o disparo do disjuntor. Neste caso não há sobrevelocidade da unidade porém, há sobrepressão na caixa espiral da turbina e conduto forçado,

com intensidade menor do que a provocada pela parada de emergência.

4.2.4 Parada de Emergência Esta sequência é independente da ação do operador e se inicia pela atuação dos relés e dispositivos de proteção nos relés 86E ou 94, os quais atuam simultaneamente no disjuntor para dar disparo e na UAC para iniciar a parada imediata da unidade geradora. Neste caso, há sempre sobrevelocidade da unidade e sobrepressão na caixa espiral e conduto forçado. Na parada de emergência hidráulica, dependendo do relé ou dispositivo de proteção que atuar no relé 86H, poderá não ocorrer sobrevelocidade da unidade e sobrepressão na caixa espiral e conduto forçado.

4.2.5 Controle da Frequência de Referência Este controle é utilizado pelo operador para aumentar ou diminuir o ajuste da frequência de referência da unidade geradora quando operado em sistema isolado (ilha). O valor do ajuste estabelece, para o regulador de velocidade (IED), a frequência que deve ser controlada automaticamente.

4.2.6 Controle da Potência de Referência Este controle é utilizado pelo operador para ajustar o valor da potência de referência da unidade quando operado em sistema interligado. O valor do ajuste estabelece, para o regulador de velocidade (IED), a potência a ser controlada automaticamente.

4.2.7 Controle de Tensão, Potência Reativa e Fator de Potência Este controle é utilizado pelo operador para selecionar o tipo de grandeza a ser controlada, bem como o valor de ajuste para o regulador automático de tensão (IED). O valor do ajuste estabelece para o regulador a tensão, a potência reativa ou o fator automaticamente.

de

potência

a

ser

controlada

4.2.8 Controle Conjunto de Potência Ativa e Reativa Para uma UHE com várias unidades, a potência ativa e reativa gerada pode ser ajustada pelo operador ou pelo despacho de carga como se fosse uma só unidade (controle conjunto). A geração de potência a ser produzida pela UHE é dividida proporcionalmente entre as diversas unidades que estejam em operação conjunta. Esta função poderá ser feita por meio de um sistema de controle digital independente, normalmente instalados no mesmo local do Controle Centralizado.

4.3 MONITORAÇÃO DE GRANDEZAS DE ESTADO As informações dos estados operativos dos equipamentos e sistemas devem ser levadas ao Controle Centralizado por meio das redes locais LAN1, LAN2 e da UAC. Estas grandezas permitem ao operador controlar cada unidade geradora individualmente e toda a UHE. As principais grandezas de estado estão relacionadas a seguir: • Indicação de controle centralizado ativado; • Sequência de partida automática iniciada; • Sequência de parada normal iniciada; • Disjuntor do gerador aberto ou fechado; • Comporta de emergência aberta ou fechada; • Comporta do tubo de sucção aberta ou fechada; • Modo de operação; • Unidade em operação conjunta.

4.4 ALARMES Os eventos que produzem alarmes são levados para o Controle Central, por meio das redes locais LAN1, LAN2 e das UACs, para informar ao operador sobre a existência de condições anormais de operação nos equipamentos ou sistemas. Os principais exemplos desses alarmes são:

• Operação dos relés e dispositivos de proteção; • Início de uma sequência de parada de emergência ou rápida; • Anormalidade nos equipamentos principais, incluindo gerador, turbina, sistema de excitação, sistema de regulação de velocidade, transformador elevador e sistema de controle; • Anormalidade na UHE, tais como sinistro causado por incêndio, inundação imprevista ou enchente, segurança e sistemas auxiliares eletromecânicos.

4.5 MEDIDAS DE GRANDEZAS DIGITAIS As grandezas medidas informam as condições operativas de cada unidade geradora e são levadas ao operador via as redes locais LAN1, LAN2 e das UAC. Principais medidas: • Potência ativa e reativa do gerador; • Tens ão e Corrente do Gerador; • Posição das palhetas do distribuidor da turbina; • Níveis de água no reservatório e no canal de fuga; • Temperaturas de equipamentos e sistemas; • Rotação e frequência da unidade; • Posição do limitador da turbina.

4.6 RELATÓRIOS Equipamentos instalados junto ao Controle Central geram dados operacionais para que relatórios sejam gerados com informações sobre a operação de cada unidade e de toda a UHE. Em u m sistema de geração de energia elétrica, controlado por um sistema de controle digital, todos os eventos e ações de controle são processados, impressos ou armazenados em arquivos. No caso do armazenamento das ocorrências em arquivo possibilita que, a qualquer momento, as informações sobre as anormalidades operativas da UHE sejam fornecidas em tempo real ou na forma de relatórios por intervalos de tempo (diario, mensal…).

4.7 REGISTRO SEQUENCIAL DE EVENTOS E OSCILOGRAFIA Este registro tem como objetivo relacionar os diversos eventos antes, durante e após a perturbação ocorrida na UHE, na sequência exata em que os fatos ocorreram. O registro seqüencial de eventos e a oscilografia podem ser feitos por meio de equipamentos independentes, por meio das Unidades de Aquisição e Controle (UACs) ou por meio dos IEDs de proteção digital e são armazenados de forma cronológica, podendo ser adquiridos pelo Controle Central.

4.8 EQUIPAMENTOS DE CONTROLE 4.8.1 Controle Convencional A título de informação, o Sistema de Controle Central convencional é normalmente constituído por: •

painéis

de

controle

discretos,

contendo

alarmes,

instrumentos indicadores e registradores, • registradores seqüenciais de eventos, • controladores de potência ativa, reativa e de tensão • anunciadores. A interface entre este controle e a unidade geradora é feita através dos Painéis de Controle convencionais instalados na Sala de Controle Local. O sistema de controle centralizado faz o interfaceamento entre o operador e o processo controlado.

4.8.2 Controle Digital O Sistema de Controle Digital usualmente utilizado para a execução das funções de controle de uma UHE é o DCS (Distributed Control System). O DCS é constituído por todos os equipamentos de controle instalados na sala de controle central, na sala de

controle local, pelas redes de comunicação local e os demais equipamentos de controle distribuídos e instalados em toda a UHE. A interligação entre o SCC e as UACs, é usualmente feita por meio de uma rede de comunicação local (LAN2) de alta velocidade e constituída por cabos de fibra ótica. No sistema DCS as Unidades de Aquisição e Controle (UAC) fazem a interface com os equipamentos controlados e fazem parte do Controle Local, enquanto o Sistema de Controle Central (SCC) faz a interface entre o operador e o processo controlado. A figura 2.0 , referenciada no capítulo 2, mostra o diagrama típico de hierarquia de controle utilizada neste livro.

Capítulo 5 Controle remoto Este capítulo trata das funções de controle, grandezas de estado, alarmes e dados informativos necessários ao controle remoto de uma Usina Hidroelétrica (UHE). Considera-se que o local de controle remoto fica distante da UHE de modo que, a ligação entre eles fique inviável por meio de cabos condutores de energia e cabos de controle. Este tipo de controle é normalmente utilizado para operação de usinas não atendidas que apresentam geralmente dois problemas básicos: • Necessidade e um alto grau de disponibilidade para as funções críticas; • Necessidade de superar a ausência do operador. Estes dois fatos fazem com que a concepção dos controles remoto e centralizado sejam diferentes. As informações necessárias para o Controle Remoto de uma UHE são levadas ao operador pela rede de comunicação remota WAN.

5.1 FUNÇÕES DE CONTROLE As funções de controle usualmente utilizadas operação remota de uma Usina Hidrelétrica são:

para

• Partida Automática da Unidade; • Parada Normal da Unidade; • Parada de Emergência da Unidade; • Controle da Frequência de Referência; • Controle da Potência de Referência; • Controle da Tensão e Potência Reativa; • Controle Conjunto de Potência Ativa e Reativa. Além das funções relacionadas acima e as descritas no capítulo 4 , pode-se incluir as funções críticas necessárias ao controle de usinas não atendidas. Como exemplo, podese considerar o controle de nível de água do reservatório em que o sistema de controle deve ser capaz de assumir as funções do operador, ou seja, comandar as comportas do vertedouro, quando se fizer necessário.

5.2 GRANDEZAS DE ESTADO As informações dos estados operativos dos equipamentos e dos sistemas que compõem uma UHE são transmitidas para o Controle Remoto e permitem ao operador controlar cada unidade geradora e toda a Usina Hidroelétrica. São utilizadas remotamente as seguintes Grandezas de Estado para operação remota: • Indicação do controle remoto ativado; • Sequência de partida automática iniciada; • Sequência de parada automática iniciada; • Unidade em operação conjunta sim ou não; • Disjuntor da unidade aberto ou fechado; • Comporta de emergência aberta ou fechada; • Modo de operação.

5.3 ALARMES As funções de alarmes informam ao operador do Controle Remoto

as

condições

anormais

de

operação

dos

equipamentos e sistemas de uma Usina Hidrelétrica. As funções de alarmes normalmente utilizadas para controle remoto são: • Operação dos relés e dispositivos de proteção; • Parada de emergência ou parada rápida da unidade;

• Anormalidade nos equipamentos principais, incluindo turbina e sistema de regulação de velocidade, gerador e sistema de excitação, transformador elevador e sistema de controle. • Anormalidade na usina, incluindo os equipamentos e sistemas auxiliares eletromecânicos, o sistema de combate a incêndio e enchentes.

5.4 MEDIDAS As principais grandezas medidas informam as condições operativas das unidades geradoras, comunicação remota WAN, são:

via

rede

• Potência ativa e reativa do gerador; • Tensão e Corrente do Gerador; • Posição das palhetas do distribuidor da turbina; • Níveis de água no reservatório e no canal de fuga; • Temperatura do estator do gerador; • Rotação e frequência da unidade;

de

Capítulo 6 Recomendações práticas para o projeto

6.1 ATERRAMENTO DO NEUTRO DO GERADOR 6.1.1 Objetivos Principais Os objetivos principais do sistema de aterramento de uma Unidade Geradora visam alcançar os seguintes benefícios: • Minimizar os danos no ferro do estator do gerador; • Reduzir os níveis de curto circuito monofásico; • Reduzir as sobretensões transitórias e temporárias nos equipamentos na tensão de geração; Tomando como base a Figura 1.1 do Capítulo 1, foi considerado como exemplo, um sistema unitário onde o gerador é ligado diretamente ao transformador elevador e esse ao barramento de alta tensão da subestação de manobra. No caso desse exemplo, é bastante comum fazer-se o aterramento do neutro do gerador através de um resistor. Este resistor pode ligar o neutro do gerador diretamente a terra ou utilizar um resistor ligado no secundário de um transformador monofásico ligado ao neutro do gerador.

No cálculo dos equipamentos de aterramento abaixo, utilizou-se o sistema com resistor instalado no secundário do transformador.

6.1.2 Dados do Gerador e Transformador de Aterramento Dados do gerador: • Tensão entre fases (Vff) = 13.800V • Tensão entre fases e neutro (Vfn) = 7.968V Dados do transformador monofásico de aterramento: •

Tensão primária – para evitar a saturação do transformador, devido à elevada corrente de magnetização na ocorrência de um defeito fase-terra, a tensão primária do transformador é usualmente escolhida em um valor compreendido entre 1,5 vezes a tensão entre fase e neutro do gerador e a tensão entre fases. Neste exemplo foi selecionada igual à tensão entre fases do gerador = 13800V

• Tensão secundária – selecionou-se a tensão (Vs) = 240V • Relação de transformação (N) = 13800/240 = 57,50

6.1.3 Pré-dimensionamento do Sistema de Aterramento Segue, nos itens subsequentes, o exemplo de cálculo dos equipamentos do sistema de aterramento, para atender os objetivos estabelecidos no item 6.1.1 . 6.1.3.1 Minimizar os Danos no Ferro do Estator do Gerador Para atender a este requisito, o valor da resistência do resistor de aterramento deve ser: • R0 ≥ Vfn/N²xIccmax • R0 – resistência no secundário no transformador de distribuição • Vfn – tensão entre fase e neutro do gerador • N – Relação de transformação do transformador de aterramento • Iccmax – máxima corrente de curto circuito fase-terra permitida pelo gerador O valor máximo da corrente de curto fase-terra é normalmente estabelecido pelo fornecedor do gerador. Em nosso exemplo considerou-se que, o valor máximo dessa corrente de curto-circuito (Iccmax) é igual a 10A, valor máximo suportado pelo ferro do estator do gerador, durante 30 segundos. R0 ≥ 7968/ (57,50)².10 ≥ 0,24Ω

A figura 6.1 mostra a curva, corrente x tempo, de suportabilidade do ferro do estator do gerador.

Figura 6.1

6.1.3.2 Reduzir o Nível de Curto Circuito Monofásico A redução do nível de curto circuito entre fase e terra tem o objetivo de torná-lo igual ou menor do que o nível de curto circuito trifásico nos terminais de saída do gerador. De acordo com as normas, o gerador é dimensionado para suportar

o

nível

de

curto-circuito

trifásico

em

seus

terminais. 6.1.3.3 Reduzir as Sobretensões Transitórias e Temporárias Para atender a este requisito, o valor da resistência do resistor é selecionado de forma que, durante uma falta a terra, as perdas através do resistor em kW, sejam igual ou maior que à potência capacitiva em kVAr para a terra, do sistema compreendido entre o gerador e os enrolamentos de média tensão do transformador elevador, ou seja:,R0 ≤ Xc/3.N² Para o nosso exemplo, mostrado no diagrama unifilar da Figura 1.1, os valores estimados para as capacitâncias para a terra por fase são: • Enrolamento do estator (CG) = 0,250 µF • Barramento blindado (CB) = 0,002 µF • Enrolamento de baixa tensão do trafo elevador (CBT) = 0,020 µF • Enrolamento de AT do trafo excitação (CTE) = 0,010 µF • Enrolamento de AT do Trafo auxiliar(CTA) = 0,008 µF • Capacitor de proteção contra surto (CS) = 0,250 µF

• Capacitância do disjuntor auxiliar (CDA) = 0,220 µF • Capacitância total fase-terra (CT) = 0,760 µF Desprezou-se as capacitâncias dos TPs e TCs, devido ao seu baixo valor. Em 60 Hz a reatância capacitiva para terra, por fase, Xc = ½πfCT = 106 /377x0,760 = 3484Ω Xcg = Xc/3 = 1161Ω Os valores de Xc e Xcg se referem ao primário do transformador de aterramento. Xcg = 0,35Ω, referido ao secundário do transformador de aterramento. Neste caso R0 ≤ 3484/3.(57,50)² ≤ 0,35Ω referido ao secundário do transformador de aterramento. Para atender aos requisitos do item 6.1.3 , selecionou-se: R0

=

0,35Ω

Xcg/Ro

=

1

A figura 6.2 a seguir, mostra o comportamento da sobretensão em função da relação Xcg/R0. Figura 6.2

6.2 LOCALIZAÇÃO DE DETETORES DE TEMPERATURA NO ESTATOR DO GERADOR 6.2.1 Enrolamento A temperatura do enrolamento medida pelos detetores depende de sua localização dentro da ranhura e se contém lados de bobina da mesma fase ou de fases diferentes. Para geradores de grande porte é conveniente a utilização de detetores de temperatura (DTR). Estes detetores devem ser localizados conforme descrição a seguir: • Dentro do isolamento espaçador entre lados de bobina de fases diferentes; • Em contato com o lado da bobina externa, junto ao isolamento espaçador; • No fundo da ranhura que contém lados de bobinas de mesma fase. Como a temperatura do enrolamento não é uniforme ao longo da circunferência e do eixo do gerador, deve-se solicitar que, os detetores devam ser uniformemente distribuídos ao longo da circunferência, conforme descrição a seguir: • No meio do comprimento axial; • Próximo ao topo do núcleo; • Próximo da base do núcleo;

O número de detetores deve ser maior no meio do comprimento axial, que é normalmente a região mais quente. Deve-se colocar um detetor a cada 2m de circunferência e 25% desta quantidade circunferência próxima do topo e da base.

em

cada

6.2.2 Núcleo A localização de detectores de temperatura no núcleo do estator deve ser de acordo com as especificações a seguir: • No corpo do núcleo, entre o fundo das ranhuras e o diâmetro externo; • Uniformemente distribuído em torno do núcleo em dois níveis. A 25% da altura do núcleo, a partir de cada extremidade, colocar um detector a cada 4 ou 5 m da circunferência, em cada nível. Ver figura 1.7 do Capítulo 1.

6.3 SISTEMA DE FRENAGEM E DE LEVANTAMENTO DAS PARTES GIRANTES DA UNIDADE Neste trabalho considerou-se que a unidade é de eixo vertical e com o arranjo dos mancais conforme descrito a seguir. • Mancal guia instalado na cruzeta superior do gerador;

• Mancal escora instalado na cruzeta inferior do gerador; • Mancal guia instalado junto a tampa da turbina. Ver figura 1.7 do capítulo 1.

6.3.1 Sistema de Frenagem Este sistema é normalmente constituído por um tanque de acumulação de ar comprimido ligado ao sistema de ar comprimido de serviço da usina através de uma válvula acionada pneumaticamente. O tanque é ligado as sapatas de frenagem através de tubulação, com vazão controlada por meio de válvula de três vias, operada a solenoide. O tanque tem a finalidade de armazenar o ar para garantir determinado número de frenagem sem o auxílio do ar de serviço da usina.

6.3.2 Sistema de Levantamento das Partes Girantes Este

sistema

é

normalmente

constituído

por

um

reservatório de óleo, por uma bomba e por válvulas. E, por estar ligado só a manutenção, é operado manualmente.

6.4 SISTEMA DE INJEÇÃO DE ÓLEO DE ALTA PRESSÃO Com a finalidade de dar maior segurança durante a operação da unidade com baixa velocidade, injeta-se óleo entre as superfícies do mancal escora, estabelecendo um filme de óleo, independente da velocidade da unidade. Esta injeção de óleo é normalmente aplicada onde a pressão específica média é muito elevada. Este sistema é usualmente constituído por duas bombas de óleo de alta pressão (uma reserva da outra), que injeta o óleo do reservatório do próprio mancal diretamente entre as superfícies girantes e estacionárias do mancal. Para monitoração da operação da bomba de óleo de alta pressão,

instala-se

um

pressostato

com

contatos

na

tubulação de saída da bomba, para indicação de pressão de óleo normal no mancal escora para ser utilizado na partida da unidade (63OME).

6.5 SISTEMA DE RESFRIAMENTO DE ÓLEO DOS MANCAIS O sistema de circulação de óleo de cada mancal, para resfriamento,

constitui,

normalmente,

um

sistema

independente.

6.5.1 Mancal Escora Para o mancal escora, considerou-se que a circulação de óleo, através dos trocadores de calor, é feita com a utilização de duas bombas acionadas por motores elétricos. Estas bombas são instaladas fora do reservatório de óleo do mancal.

6.5.2 Mancal Guia Para este mancal aplica-se o mesmo sistema de circulação de óleo do mancal escora.

Capítulo 7 Bibliografia METCALF, E.T. – The Technical Specification of Large Hydroelectric Generators; Applied Protective Relaying – Westinghouse; Transmission and Distribution Reference – Westinghouse; MASON – The Art and Science of Protective Relaying; WALKER – Large Synchronouns Machines; WARRINGTON, A.R. Van C. – Protective Relays Their Theory and Practice; ANSI C 50.12 – Requirements for Salient Pole Synchronous Generators and Condenser; /789+.654123 Norma ANSI C 50.12–198 – Requirements for Salient–pole synchronous generators an generator/motors for hydraulic turbine applications; IEEE Std 1-1969 – General Principles for Temperature Limits in the Rating of Eletric Equipment; IEEE – 115 – Test Procedures for Synchronous Machines; IEEE Guide for Operation and Maintenance of Hydro (Std 492 – 1974) Generators; IEC – 308 – International Code for Testing of Speed Governing Systems of Hydraulic Turbines Protective Relaying for Generators – Transactions on PAS – 96 – n. 77; HOROWITZ, Stanley H. Protective Relaying for Power Systems; Out of Steps Relaying for Generators. Transactions on PAS 96 – n. 77; Summary Update of Practices on Breaker Failure Protective PAS – 101, n. 3 – 1982; BARÍLESCO J., TAYLOR, J.. Report on Methods of Earthing of Generator Step-up Transformer and Generator Winding Neutrals as Practiced Thoughout the World – Revista ELECTRA, n. 121 pág 87 a 101;

CO2 Fire Protection Study for Hydrogenerators – Report of Findings – Bureau of Reclamations; BROWN, G.P. Generator I2 t Requirements of Systems Faults – General Eletric Company BARÍLESCO J., TAYLOR, J.. Report on Methods for Earthing of Generator Step-up Transformer and Generator Winding Neutrals as Practical Throughout the World; Influence of Unbalanced Currents on the Desing and Operation of Large Turbine Generators PAS – 92 – Sep/Oct – 1973; A Standard of Generator Continuous Unbalanced Curret Capability – Report by IEEE Working Group of the Synchronous Machinery Subcommittee; Generator Interturn Protection – Relays and Protection Scheme CH – ES31-23EBBC. Power System Protection – Edited by Electric Council – Macdonald – London; Power System Stability – Volume III – Synchronous Machines – Edward Wilson Kimbark; Power System Stability – Volume I – Elements of Stability Calculations – Edward Wilson Kimbark; Power System Stability – Volume II – Power Circuit Breakers an Protective Relays – Edward Wilson Kimbark; A Standard for Generator Continuous Umbalanced Capability – A Report by Working Group of the Syncronous Machinery – December, 11, 1972; Gwenerator I².t Requirements for System Faults – P.G. Brown –General Electric Company – Sptember 1973; Influencwe of Umbalanced Currents on the Design and Operation of Large Turbine Generators – N. Schmitt; R. L. Winchester – General Electric Company – PAS – 92 – September/October – 1973; Report on methods for earthing of generator step-up transformer and generator winding neutrals as practiced throughout the world – J. Basilesco (USA), Working Group 23.06; J. Taylor (UK), Working Group 23.06; IEEE Guide for AC Generator Protection – IEEE Std C37.102

IEEE Std C50.13 for Cylindrical Rotor 50 Hz and 60 hZ Synchronous generator rated 10 MVA and Above IEEE Guide for the Application of Neutral Ground in Electrical Utility Systems Part II-Grounding of Synchronous Generator Systems – IEEE Std C62.92.2 Blackburn, J. L. – Protective Relaying Principles and Applications IEEE Standard Electrical Power System Device Function Number and Contact Designation – IEEE Std C37.2 EPRI – Hydro Life Extension – Modernization Guide – Volume 7 – Protection and Control ANSI/IEEE Standard C62.92.2 – IEEE Guide for Application of Neutral ground in Electrical Utility System – Part II – Ground of Synchronous Generator System

Capítulo 8 Anexo CÓDIGO NUMÉRICO DAS FUNÇÕES DOS EQUIPAMENTOS No.

DENOMINAÇÃO

FUNÇÃO

Elemento Mestre

Dispositivo Iniciador que serve, seja diretamente ou por intermédio de outros dispositivos, tais como relés de proteção e relés de tempo, para colocar ou retirar um equipamento de operação

Relé de Verificação de Intertravamento

Relé que opera em resposta a posição de um certo número de outros dispositivos, (ou a um certo número de condições predeterminadas) em um equipamento, para permitir o prosseguimento ou a interrupção de uma sequência de operações ou para efetuar uma verificação da posição destes dispositivos ou destas condições.

Contator Mestre

Dispositivo que serve para fechar e abrir os circuitos de controle necessários para colocar um equipamento em funcionamento sob as condições desejadas e retirá-lo de operação sobre outras condições.

5

Dispositivo de Parada

Dispositivo de controle usado principalmente para desligar um equipamento e mantê-lo fora de funcionamento. Este dispositivo pode ser acionado manualmente ou eletricamente, mas exclui a função de travamento elétrico em condições anormais (ver função 86).

12

Dispositivo de Sobrevelocidade

Dispositivo de sobrevelocidade, de acoplamento direto a uma máquina, opera numa velocidade acima de um valor predeterminado.

21

Relé de Distância

Relé que atua quando a admitância, a impedância ou a reatância do circuito aumenta ou diminui em relação a valores predeterminados.

24

Relé de sobre

Relé que atua quando a relação Volt/Hz

1

3

4

excitação

ultrapassa determinado valor predeterminado.

25

Dispositivo de Sincronização ou de Verificação de Sincronismo

Dispositivo que opera quando dois circuitos de corrente alternada estão dentro dos limites desejadas de frequência, ângulo de fase e tensão, para permitir ou efetuar a sincronização destes dois circuitos.

26

Dispositivo Térmico de Equipamento

Dispositivo que atua quando a temperatura do um equipamento ou parte dele, ou de um meio de transferência de calor, sai de limites predeterminados.

27

Relé de Subtensão

Relé que atua quando sua tensão de entrada é menor do que um valor predeterminado.

31

Dispositivo de Excitação Separada

Dispositivo que liga um circuito, tal como o enrolamento de campo de um conversor síncrono, a uma fonte de excitação separada, durante a sequência de partida; ou que energiza os circuitos de excitação e disparo de um retificador de potência.

32

Relé Direcional de Potência

Relé que atua quando um fluxo de potência circula no sentido contrário ao predeterminado.

33

Chave de Posição

Chave que atua quando o dispositivo controlado atinge uma dada posição.

38

Dispositivo de Proteção de Mancal

Dispositivo que atua quando a temperatura do mancal exceda um valor predeterminado ou por outras condições mecânicas anormais a ele associado

39

Monitor de Condição Mecânica

Dispositivo que atua por ocorrência de uma condição mecânica anormal (exceto naquela associada com mancais, coberta pela função 38).

40

Relé de Campo

Relé que atua por perda de corrente de excitação de campo de uma máquina

41

Disjuntor de Campo

Dispositivo que opera para aplicar ou remover a excitação de campo de uma máquina.

Relé de Corrente de Sequência Negativa

Relé que atua quando as correntes polifásicas estiverem em sequência inversa de fases ou quando estiverem desequilibradas, ou contiverem componentes de sequência negativa acima de um dado valor.

46

48

Relé de Sequência Incompleta

Relé que geralmente retorna o equipamento a posição normal ou desligada e o bloqueia se a sequência normal de partida, operação ou parada não for completada adequadamente dentro de um tempo predeterminado.

49

Relé Térmico de Equipamento

Relé que atua quando a temperatura de um equipamento excede um valor predeterminado.

50

Relé Instântaneo de Sobrecorrente

Relé que atua instantaneamente por valor de corrente superior a um limite predeterminado.

51

Relé de Sobrecorrente de CA de Tempo Definido ou Inverso

Relé que atua com retardo intencional de tempo, quando sua corrente de entrada excede a um valor predeterminado, e no qual a corrente de entrada e o tempo de operação são relacionados de modo definido ou inverso.

Disjuntor de CA

Dispositivo de manobra e proteção capaz de estabelecer, conduzir e interromper correntes alternadas em condições normais do circuito, assim como estabelecer, conduzir por tempo especificado e interromper correntes alternadas em condições anormais especificadas do circuito, tais como as de curto-circuito.

58

Relé de Falha de Retificador

Relé que atua se um ou mais anodos de um retificador de potência falharem no disparo, ou na detecção de um arco de retorno, ou por falha de um diodo em conduzir ou bloquear corretamente.

59

Relé de Sobretensão

Relé que atua quando sua tensão de entrada for maior do que um valor predeterminado.

60

Relé de Equilíbrio de Tensão ou de Corrente

Relé que atua por uma dada diferença na tensão ou na corrente de dois circuitos.

61

Relé de Equilíbrio de Corrente

Relé que atua quando a diferença entre as correntes de dois circuitos excede um valor predeterminado.

63

Chave de Pressão

Dispositivo que atua por um valor predeterminado de pressão, ou por uma dada taxa de sua variação.

64

Relé Detector de Terra

Relé que atua por falha do isolamento para terra de máquina ou outro equipamento.

52

70

Reostato

71

Chave de Nível

Dispositivo que atua por valores ou por taxas de variação de nível predeterminados.

76

Relé de Sobrecorrente de CC

Relé que atua quando a corrente, em um circuito de corrente contínua, excede um valor predeterminado.

78

Relé de Medida do Angulo do Fase ou de Sincronismo

Relé que atua para um ângulo de fase predeterminado entre duas tensões, ou entre duas correntes, ou entre tensão e corrente.

80

Chave de Fluxo

Dispositivo que atua para um valor ou uma taxa de variação de fluxo predeterminados.

81

Relé de Frequência

Relé que opera quando a frequência ou sua taxa de variação está fora de limites determinados.

86

Relé de Bloqueio de Operação

Relé operado eletricamente, usado para desligar e manter inoperante dispositivos e equipamentos.

87

Relé Diferencial

Relé de proteção que atua por diferença percentual entre duas ou mais grandezas elétricas.

Dispositivo de Regulação

Dispositivo que opera para regular uma ou mais grandezas, tais como tensão, corrente, potência, velocidade, frequência, temperatura e carga em máquinas, linhas de interligação ou outros equipamentos.

Relé de Abertura ou Permissão de Abertura

Relé que atua para abrir um disjuntor, contator, ou equipamento, ou para permitir abertura imediata por outros dispositivos, ou para impedir o religamento imediato de uma chave caso ela deva abrir automaticamente

90

94

Resistor variável ou conjunto unitário de resistores variáveis.

LEGENDA PARA DIAGRAMAS: A Corrente V Tensão W Potência Ativa VAR Potência Reativa VA Potência Aparente F Frequência N Rotação TD Transdutor IP Indicador de Pressão M Motor B Bomba UAC Unidade de Aquisição e Controle IED Dispositivo Eletrônico Inteligente CLP Controlador Lógico Programável SEX Sistema de Excitação SRV Sistema de Regulação de Velocidade G Gerador TE Transformador Elevador

Lista de figuras Figura 1 Figura 1.1 Figura 1.2 Figura 1.3 Figura 1.4A Figura 1.4B Figura 1.5A Figura 1.5B Figura 1.5C Figura 1.6 Figura 1.7 – Conjunto Gerador-Turbina Francis Figura 1.8 – Sistema de Excitação Figura 1.9 – Acumulador de Óleo do SRV Figura 1.10 Figura 1.11A Figura 1.11B Figura 2.0 – Diagrama típico – Arquitetura de controle da UHE Figura 2.1 – Diagrama de Blocos-Componentes Principais da UHE Figura 2.2 – Diagrama de Blocos dos Sinais de Comando e Informação Figura 2.3 – Diagrama de Blocos-Sistema de Excitação Figura 2.4 – Equipamentos dos Terminais do Gerador Figura 2.5 – Diagrama Regulador de Velocidade (RV) Figura 2.6 – Unidade de Controle Eletrohidráulica Figura 3.1 – Diagrama Lógico – Pré-condições de Partida

Figura 3.2 – Diagrama Lógico – Partida dos Equipamentos Auxiliares Figura 3.3 – Diagrama Lógico – Partida da Unidade Geradora Figura 3.4 – Diagrama Lógico – Parada de Emergência com Bloqueio e Rejeição de Carga Figura 3.5 – Diagrama Lógico – Parada Parcial de Emergência sem Bloqueio e com Rejeição de Carga Figura 3.6 – Parada de Emergência Hidráulica com Bloqueio e Rejeição de Carga Figura 3.7 – Diagrama Lógico – Parada Completa Rápida, com Bloqueio e sem Rejeição de Carga Figura 3.8 – Diagrama Lógico – Parada Parcial Rápida com Bloqueio e sem Rejeição de Carga Figura 3.9 – Diagrama Lógico – Parada Normal Figura 6.1 Figura 6.2

Lista de tabelas Tabela 2.1 – Dados de controle e de estado transmitido pelo gerador ao controle local da unidade Tabela 2.2 – Dados de controle de estado transmitido do controle local ao gerador Tabela 2.3 – Suprimento de energia-água e ar dos serviços auxiliares para o gerador Tabela 2.4 – Dados de controle e de estado transmitidosdo sistema de excitação para o controle local da unidade Tabela 2.5 – Dados de controle e de estado transmitidos do controle da unidade ao sistema de excitação Tabela 2.6 – Suprimento de energia, água e ar comprimido dos serviços auxiliares para o sistema de excitação e ar comprimido Tabela 2.7 – Dados de controle e de estado transmitidos dos equipamentos dos terminais do gerador ao controle local da unidade Tabela 2.8 – Dados de controle e de estado transmitidos do controle local da unidade para os equipamentos dos terminais do gerador Tabela 2.9 – Suprimento de energia, água e ar comprimido dos serviços auxiliares para os equipamentos dos terminais do gerador Tabela 2.10 – Dados de controle e de estado transmitidos do transformador elevador para o controle local da unidade Tabela 2.11 – Dados de controle e de estado transmitidos do controle local da unidade para o

transformador elevador Tabela 2.12 – Suprimentos de energia, água e ar comprimido dos serviços auxiliares para o transformador elevador Tabela 2.13 – Dados de controle transmitidos dos equipamentos da usina para o disjuntor da unidade Tabela 2.14 – Dados de controle transmitidos pelo disjuntor da unidade ao controle local da unidade Tabela 2.15 – Dados de controle de estado transmitidos pela turbina ao controle local da unidade Tabela 2.16 – Dados de controle de estado transmitidos do controle local da unidade para a turbina Tabela 2.17 – Suprimento de energia água e ar comprimido dos serviços auxiliares para a turbina Tabela 2.18 – Dados de controle de estado transmitidos pelo Sistema de Regulação de Velocidade ao controle local da unidade Tabela 2.19 – Dados de controle de estado, transmitidos do controle local da unidade para o Sistema de Regulação de Velocidade (SRV) Tabela 2.20 – Suprimento de energia, água e de ar comprimido dos serviços auxiliares para o Sistema de Regulação de Velocidade Tabela 2.21 – Interface entre o sistema de proteção contra-incêndio do gerador e controle local da unidade Tabela 3.1 – Pré-condição de partida Tabela 3.2 – Partida dos equipamentos auxiliares Tabela 3.3 – Parada completa de emergência, com bloqueio e rejeição de carga – Atuação do relé de bloqueio 86E

Tabela 3.4 – Parada parcial de emergência, sem bloqueio e com rejeição de carga – Atuação do relé 94 Tabela 3.5 – Parada completa de emergência com bloqueio, rejeição de carga e fechamento da comporta – Atuação do relé 86H Tabela 3.6 – Parada completa rápida com bloqueio e sem rejeição de carga – Atuação pelo relé 86M Tabela 3.7 – Parada parcial rápida com bloqueio e sem rejeição de carga – Atuação do relé 86P Tabela 3.8 – Parada normal – Atuação do relé 5