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Usina Termelétrica Aureliano Chaves
GE do Brasil
Usina Termelétrica Aureliano Chaves
SISTEMA ELÉTRICOSISTEMA ELÉTRICO
Fábio Henrique de A. Pereira
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PARALELISMO DE GERADORES SÍNCRONOS
REGULADOR DE VELOCIDADE
TURBINAGERADOR SÍNCRONO
T
CONTROLADOR DE CORRENTE DE
CAMPO
Ie
BARRAMENTO DE POTÊNCIA INFINITA
A B C
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a
a’S
N
c’
c
bb’
neutro
ESQUEMA SIMPLIFICADO DE UM GERADOR TRIFÁSICO
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
0 40 80 120 160 200 240 280 320 360
Van’ Vbn’ Vcn’
FORMA DE ONDA RESULTANTE
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PARALELISMO DE GERADORES SÍNCRONOS
Igualdade de tensões
Concordância de fases
Igualdade de frequências
Ordenação de fases
CRITÉRIOS PARA SINCRONISMO DE UMA MÁQUINA SÍNCRONA NO BARRAMENTO DE POTÊNCIA INFINITA:
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PARALELISMO DE GERADORES SÍNCRONOS
O gerador síncrono é trazido à velocidade nominal e seu valor eficaz de tensão de linha é ajustado à tensão do barramento.
A frequência do gerador a ser ligado é comparada à do barramento através de um sincronoscópio. Se a frequência da máquina a ser ligada é baixa, aumenta-se a velocidade da máquina primária (turbina); se é alta, a velocidade é reduzida.
A chave de paralelismo (disj.) é fechada no instante em que as tensões fase-a-fase são exatamente iguais e opostas. O alternador estará então ligado e flutuando na linha.
Faz-se com que o alternador assuma carga, aumentando-se a velocidade de sua máquina primária (turbina).
PROCEDIMENTO PARA LIGAR EM PARALELO ALTERNADORES POLIFÁSICOS:
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Para determinar a tensão induzida na máquina síncrona:
Para determinar a frequência do sistema:
Para determinar a concordância de fases:
http://www.sciencejoywagon.com/physicszone/lesson/otherpub/wfendt/generatorengl.htm
A figura mostra o defasamento angular entre as tensões da
fase a de um gerador e do barramento
infinito.
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Para determinar a potência ativa fornecida pelo gerador:
gerador
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VAB
VBC
VCA
Van
Vcn
Vbn
120o
120o
120o
VAB2 = Van2 + Vbn2 + 2. Van . Vbn cos
VAB2 = Van2 + Vbn2 + 2. Van . Vbn cos 60
VL2 = VF2 + VF2 + 2VF . VF . 0,5
VL2 = 3 . VF2
VL = 1,73 VF
COMPOSIÇÃO VETORIAL DAS TRÊS TENSÕES DE LINHA
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VIr
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
0 40 80 120 160 200 240 280 320 360
Representação gráfica e fasorial da tensão e da corrente
para uma carga puramente resistiva
V
IL
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
0 45 90 135 180 225 270 315 360
Representação gráfica e fasorial da tensão e da corrente
para uma carga puramente indutiva
Corrente adiantada 90 graus
VIC
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
200
0 45 90 135 180 225 270 315 360
Representação gráfica e fasorial da tensão e da corrente
para uma carga puramente capacitiva
Corrente atrasada 90 graus
LEADING LAGGING
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TRIÂNGULO DE POTÊNCIA PARA UM CIRCUITO RL
P [kW]
S [kVA]QL [kVAR]
V
IL
IR
I
REPRESENTAÇÃO DAS CORRENTES PARA UM CIRCUITO
RL EM PARALELO
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Determinando a Tensão Gerada por Fase
Egf = (Vf cos+ Ia Ra) + j (Vf senIa Xs)
Egf = (Vf cos+ Ia Ra) + j (Vf senIa Xs)
CARGAS COM FP EM ATRASO
CARGAS COM FP ADIANTADO
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CURVA DE CAPABILIDADE
Super-excitação Sub-excitação
Atrasado Adiantado
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LIMITES DE POTÊNCIA ATIVA E REATIVA DE UM GERADOR
Na prática poderão existir outros limites de origem eletromecânicas para o gerador além dos indicados acima. A região mais crítica para a operação do gerador é aquela referente à absorção de reativos (gerador subexcitado) por ser esta a região mais estreita da curva de capabilidade.
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OPERAÇÃO DO CAMPO FRACOOPERAÇÃO DO CAMPO FRACOA seção à direita da curva representa a operação do campo fraco ou do fator de potência adiantado. Durante a operação com o campo fraco, dois eventos poderão ocasionar problemas no gerador. O primeiro problema é que com o campo fraco é fácil que o gerador perca sincronismo. Esta é uma possibilidade. Mesmo que o gerador esteja operando corretamente com um campo fraco, ele fica vulnerável às mudanças de carga na instalação. Por exemplo, o gerador poderá ser sobrecarregado repentinamente em virtude da interrupção de outro gerador ou da partida de um motor de grande porte. Esse choque de carga pode reduzir a velocidade da turbina por um instante e um pólo do gerador poderá resvalar. O gerador pula a etapa, fornecendo uma potência bem menor. A turbina responderá com um aumento de velocidade e, dessa forma, a unidade oscilará de uma velocidade muito baixa para uma muito rápida. Pode haver de dez a quinze ciclos de oscilação ou busca até que algum recurso de proteção encerre o disparo do gerador elétrica ou mecanicamente por meio do aparato da turbina. Raramente a máquina entra em sincronia novamente quando a busca ocorre no modo de campo fraco. Além desse desempenho estável, poderá ocorrer um grave problema com o serviço em uma máquina subexcitada. O fluxo no orifício de ar entre o campo de corrente contínua e a armadura de corrente alternada torna-se distorcido, ocasionando um fluxo considerável nas extremidades expostas das bobinas da armadura, cujo resultado será o superaquecimento dos giros dessas extremidades. Vários testes foram realizados para medir o aquecimento desses giros e uma curva foi incluída para representar a elevação de temperatura nos giros de extremidades de uma máquina operada na faixa de subexcitação.
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OPERAÇÃO DO CAMPO FORTEOPERAÇÃO DO CAMPO FORTE
O termo “operação com campo forte” é utilizado apenas para distingui-lo do desempenho do campo fraco descrito anteriormente. Essa operação deve ser considerada normal e possui uma faixa superior à condição de subexcitação. Nas situações de cargas repentinas, o campo forte tem maior capacidade de se manter na etapa, embora cargas extremamente altas possam produzir o mesmo ciclo de instabilidade que ocasiona o disparo do disjuntor. O fator limitador que se aplica à operação com campo forte representa a duplicidade do problema de aquecimento. As perdas de I2R no campo limitam a quantidade de corrente de campo que pode ser utilizada e são somadas às perdas de I2R nas bobinas da armadura. O aquecimento da extremidade da bobina não representa um problema neste caso, mas como o fator de potência é reduzido, a corrente de linha total é aumentada para qualquer carga do gerador. Nas turbinas de uso geral maiores, a curva de capacidade pode ser estendida pelo resfriamento por hidrogênio. Esse procedimento exige compartimentos especiais e precauções de segurança. Em geral, quanto maior é a pressão de hidrogênio, maior é o efeito de refrigeração e a capacidade elétrica. Essa seqüência não é infinita porque a fricção e as perdas por ventilação do rotor tornam-se uma sobrecarga crescente na turbina. As perdas de I 2R da armadura e do campo sobrecarregam a turbina. O motivo para que as perdas do campo sejam retiradas da potência do motor é que a potência do campo é retirada de uma excitatriz no eixo da turbina ou de uma porção da saída do gerador, que é retificada para a excitação do campo.
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SEP – SISTEMA ELÉTRICO DE SEP – SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA POTÊNCIA (PROTEÇÃO E TRANSMISSÃO)(PROTEÇÃO E TRANSMISSÃO)
SEP – SISTEMA ELÉTRICO DE SEP – SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA POTÊNCIA (PROTEÇÃO E TRANSMISSÃO)(PROTEÇÃO E TRANSMISSÃO)
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O SIN
Com tamanho e características que permitem considerá-lo único em âmbito mundial, o sistema elétrico brasileiro se caracteriza por ser um sistema hidrotérmico de grande porte com forte predominância de usinas hidroelétricas, ou seja, a energia elétrica pode ser gerada através de fontes renováveis de energia, como por exemplo, a força das águas, ou através de fontes não renováveis, como por exemplo, combustíveis fósseis, carvão, etc. No Brasil, a opção hidráulica é a mais utilizada e apenas uma pequena parte da energia consumida é gerada a partir de fontes não renováveis, em usinas térmicas. A interligação do sistema elétrico de potência trouxe, além de vantagens econômicas, novos problemas para o sistema como um todo. Em sistemas interligados, as perturbações causadas por uma falta podem se estender a todo o sistema, pois a corrente que circula durante um curto-circuito é aumentada, obrigando a instalação de um sistema de proteção de maior capacidade.
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CARACTERIZAÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃOAs Linhas de Transmissão são os elementos do sistema elétrico que transportam toda a energia elétrica gerada até o consumidor. Dependendo do local da geração e do consumo, elas podem ter comprimentos variados, e por este motivo, apresentam modelos distintos. Sua representação depende da extensão da linha, que podem ser classificadas como:
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SISTEMAS DE PROTEÇÃO
ARRANJO TÍPICO
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Função de subtensão
A diminuição na magnitude da tensão pode ocorrer por várias razões. Algumas estão descritas a baixo:
• Aumento na carga do sistema.
• Faltas no sistema elétrico resultam na redução
da tensão das fases envolvidas.
• Perda da trensão da barra.
A condição de subtensão é detectada por elementos nstantâneos ou temporizados. Eles podem ser usados com outros temporizadores para criar esquemas lógicos que destinguem entre afundamentos de tensão e interrupções de energia.Função de sobretensão
Subtensões podem estar relacionadas a condições de falta. No entanto, sobretensões também podem estar ligadas a condições de perda de carga.
A condição de sobretensão é detectada por elementos instantâneos ou temporizados. Eles podem ser usados com outros temporizadores para criar esquemas lógicos que destinguem entre saltos de tensão e transitórios.
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Função de subfreqüência
Condições de subfrequência ocorrem quando a carga do sistema é maior que a geração. Sobrecargas podem aparecer quando o sistema sofre ilhamento, onde as cargas são maiores que a capacidade dos geradores. A condição de subfreqüência é detectada por elementos reqüências ou temporizados. Em alguns relés especialistas em esquemas de alívio e restauração de carga, o valor absoluto ou a variação da reqüência pode ser usada para criar esquemas avançados de detecção de tais condições.
Função de sobrefreqüência
Condições de sobrefrequência aparecem quando a geração é maior que a carga. É comum quando o ssitema sofre uma perda de carga substancial.
A condição de sobrefreqüência é detectada por elementos nstantâneos ou temporizados.
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EXEMPLO DE COORDENOGRAMA DE UM RELÉ DE SOBRECORRENTE (TEMPORIZADO E INSTANTÂNEO)
COORDENOGRAMA
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OBRIGADO!!! FIM!!!!