SCHWEITZER ENGINEERING LABORATORIES, COMERCIAL LTDA.
Como Determinar a Eficácia da
Proteção Diferencial do Gerador
Normann Fischer, Dale Finney e Douglas Taylor, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
Sumário—A proteção diferencial é frequentemente aclamada
como sendo A proteção dos enrolamentos do estator do gerador.
Neste artigo, analisamos o grau de proteção fornecido por
diversos tipos de elementos diferenciais (fase, sequência-zero e
negativa) para faltas no enrolamento do estator.
Para entender por que e como os enrolamentos falham,
precisamos saber como um estator é construído, como as bobinas
dos enrolamentos são feitas e como elas são montadas no núcleo
do estator. Este artigo analisa vários tipos de configuração do
enrolamento e as características da isolação dos enrolamentos.
Analisamos de que forma diferentes falhas em enrolamentos
podem ser detectadas usando os diversos elementos diferenciais
mencionados. Como os elementos de proteção não são apenas
requisitados para serem sensíveis, mas também seguros,
efetuamos a comparação da confiabilidade e segurança de cada
elemento. A segurança de qualquer elemento diferencial tem que
incluir o desempenho dos transformadores de corrente primários
(TCs); portanto, estendemos a discussão para as recomendações
de ajustes e regras de seleção de TCs.
Finalmente, o artigo responde à pergunta: Qual o grau de
proteção fornecido por cada tipo de elemento diferencial?
Conhecer os limites de desempenho permitirá que os engenheiros
de proteção ajustem os elementos visando obter uma
sensibilidade realista sem qualquer risco desnecessário para a
segurança.
I. INTRODUÇÃO
Antes de selecionar a proteção de qualquer parte de um
dispositivo elétrico, é necessário conhecer profundamente o
dispositivo, bem como todos os possíveis modos de falha do
mesmo. As máquinas síncronas rotativas são exclusivas; logo,
para fornecer uma proteção abrangente para as mesmas, são
necessários esquemas de proteção e medições separadas para o
estator e rotor. Este artigo vai se concentrar apenas no estator
de um gerador.
O campo magnético rotativo produzido pela rotação do
rotor induz tensão nos enrolamentos do estator. Esses
enrolamentos do estator são conectados em série, paralelo ou
ambos, dependendo do número de polos e dos valores
nominais de tensão e corrente da máquina. Normalmente, um
enrolamento é feito de várias espiras para formar uma bobina,
e cada bobina ocupa um slot (“ranhura”), ou parte de um slot,
no estator. As espiras que compõem o enrolamento não são
apenas isoladas uma da outra, mas também do núcleo do
estator. Uma falta no enrolamento ocorre quando a isolação de
um dos componentes do enrolamento falha. O tipo de falha na
isolação determina o tipo da falta. Por exemplo, se a isolação
entre duas espiras falhar, uma falta entre espiras é
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desenvolvida. Este tipo de falta é difícil de ser detectada
usando técnicas de proteção convencionais e pode apenas ser
detectada quando a falta evolui para uma falta à terra na
espira.
De forma geral, é interessante observar que as faltas no
enrolamento podem apenas ser detectadas assim que ocorrer
uma falha da isolação. Contudo, ao contrário do que ocorre em
uma linha de transmissão aérea, a isolação do enrolamento não
pode ser restaurada. Portanto, assim que a falta é detectada, a
máquina tem que ser retirada de serviço para efetuar um
rebobinamento completo ou ser temporariamente reparada de
forma a ser mantida em serviço até que um rebobinamento
possa ser programado. Isso significa que a proteção é instalada
apenas para evitar danos cumulativos após a falta ter sido
detectada, não eliminando a necessidade de reparo da
máquina.
II. O ENROLAMENTO DO ESTATOR DO GERADOR
Antes de tentar entender como um enrolamento pode falhar
e qual corrente de falta pode ser gerada durante uma condição
de falta, é útil rever como um estator é construído. O estator
consiste de três componentes principais: o núcleo do estator,
os enrolamentos do estator e a isolação.
Ao avaliar o impacto de uma falta à terra no enrolamento,
outro aspecto importante a ser considerado é o aterramento do
terminal do neutro do estator. Isso não apenas influencia a
magnitude da corrente de falta, mas também determina qual
proteção será necessária para detectar tal tipo de falta.
A. Construção do Núcleo do Estator
A velocidade de rotação da turbina (“prime mover”) tem
uma influência significativa na construção do gerador. Em
todos os geradores de grande porte, o fator limitante é a força
centrífuga no rotor.
Os geradores acionados por turbinas a vapor giram em altas
velocidades; consequentemente, o rotor é feito de aço forjado.
Como a frequência nominal é fixa em 50 ou 60 Hz, a
velocidade do rotor necessária é atingida limitando o número
de polos em dois ou quatro, o que resulta em velocidades do
rotor de 3.000 ou 1.500 rpm a 50 Hz e 3.600 ou 1.800 rpm a
60 Hz. Sabemos que a tensão de fase do estator (Vph) é
proporcional ao produto do fluxo no entreferro (M) eficaz e
do número de espiras (N) por fase, como mostrado em (1).
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Vph  4.44NƒM
Um fluxo elevado requer uma ampla área do núcleo; como
a força centrífuga limita o diâmetro do rotor em
aproximadamente 1,2 metro, é necessário um núcleo do
estator longo para fornecer a área requerida. O comprimento
do núcleo de um turbogerador de grande porte é tipicamente
de vários metros de comprimento. Por exemplo, um
turbogerador grande de 500 MVA, 50 Hz, com um diâmetro
do rotor de 1,2 metro tem um comprimento axial de cerca de 5
metros. Aqui, usamos a regra prática de que para cada
megawatt é necessário um comprimento axial de 10
milímetros [1]. O núcleo do estator de um turbogerador é
construído de múltiplas seções de aço de grão orientado, como
mostrado na Fig. 1.
Dutos Radiais
de Resfriamento
Direto
Segmento
do núcleo
(1)
Ranhuras do Estator
Fig. 1. Núcleo do estator laminado mostrando ambos os slots (ranhuras) do
estator e os dutos de refrigeração radiais usados para resfriamento de gás
direto.
Conforme mostrado na Fig. 1, os dutos de refrigeração
radiais ocupam uma ampla área do núcleo do estator,
permitindo que o calor gerado pelos enrolamentos seja
efetivamente dissipado. Conforme será discutido na Seção III,
o calor é um dos principais fatores que provocam uma falha
no enrolamento.
Os geradores acionados por potência hidráulica são
construídos para uma ampla faixa de velocidades da turbina
comparativamente baixas. Portanto, essas máquinas possuem
um diâmetro grande para acomodar os vários polos salientes.
Como resultado do diâmetro grande do estator, os
hidrogeradores requerem apenas um comprimento axial curto
para acomodar o fluxo. Como o diâmetro destes geradores é
grande, não é possível fabricar o núcleo em uma peça. Ao
invés disso, o núcleo é formado de vários segmentos do
núcleo, como mostrado na Fig. 2 [1].
Caminho
do Fluxo
Fig. 2. Segmentos do núcleo do estator usados para formar o núcleo do
estator de um hidrogerador com diâmetro grande.
B. Tipos de Estruturas do Enrolamento
Três tipos básicos de estruturas do enrolamento do estator,
variando de 200 kW até mais de 1.000 MW, são usados nas
máquinas atuais. Essas estruturas incluem o seguinte:
 Estatores enrolados aleatoriamente (“Random-wound
stators”). Estes são usados em geradores de até 200 a
300 kW.
 Estatores com enrolamento pré-formado (“Formwound stators”) usando bobinas multiespiras. Estes
são usados em geradores até cerca de 100 MW.
 Estatores com enrolamento pré-formado usando barras
Roebel. Estes são usados em geradores com valores
nominais maiores do que 100 MW.
Neste artigo, vamos nos concentrar principalmente nos dois
tipos de enrolamentos pré-formados [2].
1) Estator Pré-Formado Tipo Bobina
Esses estatores são projetados para máquinas que possuem
tensão no terminal maior do que 1 kV. As bobinas são feitas
de uma parte contínua de fio de cobre isolado com isolação
adicional aplicada sobre cada bobina. Tipicamente, uma
bobina pode consistir de duas ou mais espiras em série. Várias
dessas bobinas são conectadas em série e paralelo para
produzir a corrente e a tensão nominal da máquina. A Fig. 3
mostra uma foto de uma bobina típica com estator préformado.
Fig. 3.
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Um exemplo de uma bobina com estator pré-formado.
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O projeto e a fabricação da máquina são efetuados
cuidadosamente para garantir que cada espira de uma bobina
seja instalada próxima de uma espira adjacente durante a
montagem visando criar a menor diferença de potencial entre
duas espiras adjacentes. Ao fazer isso, uma isolação mais fina
pode ser usada para separar as espiras.
2) Estator Pré-Formado Usando Barra Roebel
À medida que os valores nominais da máquina aumentam
acima de cerca de 50 MVA, as bobinas pré-formadas se
tornam tão rijas que é quase impossível inseri-las nos slots
estreitos do estator sem danificar a bobina. Portanto, a maioria
das bobinas de geradores de grande porte atuais não é
construída usando bobinas multiespiras, mas sim aquela
conhecida como meia-bobina, também referida como barra
Roebel (ver Fig. 4).
Fig. 5. Inserção do enrolamento de uma bobina pré-formada em um motor
síncrono de pequeno porte.
Isolação
da Espira
Condutor
Barra Roebel
Fig. 4. Esboço de uma meia-bobina, ou barra Roebel, como normalmente
usado em um gerador de grande porte (> 50 MVA).
Observando a Fig. 5, que demonstra a inserção de uma
bobina pré-formada, torna-se claro que ao enrolar máquinas de
grande porte com bobinas de tamanho considerável, é mais
fácil inserir uma meia-bobina (Fig. 4) no slot do estator do que
inserir dois lados de uma bobina pré-formada (Fig. 3) em dois
slots simultaneamente.
Embora ambas as extremidades de uma meia-bobina
exijam uma conexão elétrica, isto é insignificante quando
comparado ao esforço necessário para inserir simultaneamente
os dois lados de uma bobina em dois slots sem causar danos
mecânicos à bobina.
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3) Inserção das Bobinas nos Slots do Estator
As máquinas de grande porte são normalmente enroladas
usando bobinas com espira única que são feitas de
enrolamentos com barras de camada dupla. Esses
enrolamentos são embricados (“lap-connected”), onde cada
bobina é enrolada sobre a próxima para formar o enrolamento.
Uma conexão embricada é preferida porque facilita a conexão
das bobinas. As espiras que compõem uma bobina têm que ser
isoladas não apenas da terra (o núcleo do estator é
normalmente aterrado), mas também umas das outras. Uma
espira de uma bobina usada em uma máquina de grande porte
é construída com vários grupos de condutores isolados e
encordoados (“strands”: cordões) individuais. Isso é feito para
anular o efeito pelicular e as correntes parasitas, otimizando a
área do condutor. Cada cordão e cada espira são isoladas. As
espiras são então montadas nas bobinas e isoladas através de
uma isolação externa conhecida como “ground wall”. A
isolação externa (“ground wall”) não apenas fornece isolação
para a bobina, mas também garante que não haja vácuo entre a
bobina e a parede do estator. Antes que a bobina seja
encaixada em um slot do estator, o slot é revestido com uma
pintura
isolante
semicondutiva.
Este
revestimento
semicondutivo controla o gradiente de tensão e auxilia na
dissipação de calor. A Fig. 6 mostra um esboço de uma bobina
do estator pré-formado em um slot do estator. O esboço
apresenta os diferentes componentes, incluindo o material de
isolação que compõe uma bobina do estator.
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Núcleo do
Estator
Isolação do
Cordão
Isolação
da Espira
Revestimento
Semicondutivo
Bobina
Inferior
Separador da
Bobina
(“Bakelite”)
Isolação
“Ground Wall”
Bobina
Superior
Cunha de
Ranhuras
Fig. 6. Esboço de uma bobina do estator pré-formado em um enrolamento
do estator de camada dupla com quatro cordões (“strands”) e cinco espiras por
bobina.
C. Material da Isolação
O componente final do estator é a isolação. Conforme
mostrado na Fig. 6, a isolação pode ser dividida em três
partes: isolação do cordão (“strand”), da espira e isolação
externa (“ground wall”).
1) Isolação dos Cordões
Existem razões mecânicas e elétricas para encordoar o
condutor em um enrolamento pré-formado ou barra. À medida
que o valor nominal de MVA aumenta, a corrente que está
sendo transportada pelo enrolamento aumenta. Isso significa
que a área da seção transversal do condutor tem que aumentar
para suportar o aumento da corrente. Um condutor com uma
ampla área da seção transversal é difícil de ser dobrado e
moldado na forma exigida. É mais fácil formar um condutor
feito de múltiplos cordões. Sob o ponto de vista elétrico,
existem razões definidas para encordoar o condutor e isolar os
cordões um do outro. Uma das razões está relacionada ao
efeito pelicular. Da teoria eletromagnética, sabemos que
quando um condutor tem uma área da seção transversal
suficientemente grande, a corrente ac não fluirá
uniformemente em toda a seção transversal do condutor, mas
tenderá a circular perto da superfície do condutor. O efeito
pelicular dá origem a um fenômeno conhecido como
profundidade pelicular, onde circula a maior parte da corrente.
Em tais casos, a corrente ac não usa a área da seção
transversal do condutor; como resultado, a resistência do
caminho é maior do que se uma corrente dc da mesma
magnitude estivesse fluindo através do condutor. Isso significa
que a resistência do caminho ac é maior do que a resistência
do caminho dc equivalente, resultando em maiores perdas de
cobre (I2R) na máquina e maiores estresses térmicos.
Como exemplo, para uma máquina operando a 60 Hz, a
profundidade pelicular de um condutor de cobre será de 8,47
milímetros (para 50 Hz, isso seria de 9,22 milímetros). Se a
dimensão do condutor fosse tal que o raio ou a largura do
condutor fosse maior do que 8,47 milímetros, nenhuma
corrente fluiria nesta região e o condutor não teria qualquer
função nesta região. A divisão do condutor em cordões
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individuais com dimensões tais que a área total da seção
transversal do condutor seja usada vai anular o efeito e as
perdas associadas ao efeito pelicular.
Outra razão para encordoar o condutor consiste na redução
das perdas por correntes parasitas. Quanto maior for a área da
superfície do condutor, maior será o fluxo magnético que pode
ser envolvido por um caminho na superfície do condutor e
maior será a corrente induzida. Isso resulta em grandes perdas
I2R devidas às correntes circulantes na superfície. Reduzindo a
área do condutor reduz as perdas magnéticas por dispersão.
Para manter a integridade elétrica dos cordões, eles
precisam ser isolados um do outro. Como a diferença de
potencial entre os cordões é muito baixa, normalmente de
alguns décimos de um volt, a isolação pode ser bem fina. No
entanto, as propriedades térmicas e mecânicas da isolação têm
que ser excelentes. Se alguns cordões forem curto-circuitados
juntos, isso não causará uma falha imediata do enrolamento do
estator, mas vai aumentar as perdas no enrolamento do estator
(aumento das perdas I2R), resultando num maior aquecimento
localizado.
2) Isolação da Espira
A isolação da espira evita a circulação de corrente entre as
espiras adjacentes de uma bobina. Se uma falta entre espiras
for desenvolvida em uma bobina, as espiras curto-circuitadas
podem ser imaginadas como o enrolamento secundário de um
autotransformador. Estas espiras curto-circuitadas absorverão
uma corrente que é aproximada pelo balanceamento amperesespiras, conforme estabelecido através de (2).
NHealthy IHealthy  NFault IFault
(2)
Para entender a magnitude da corrente nas espiras curtocircuitadas, suponha que um enrolamento do gerador tenha
200 espiras e que uma falta entre espiras se desenvolva através
de uma das espiras. A corrente na espira curto-circuitada
(“IFault”) é calculada da seguinte forma:
IFault 
N Healthy
N Fault
• IHealthy
IFault  199 • IHealthy
(3)
(4)
Usando (3) e (4), vemos que a corrente na espira curtocircuitada (“IFault”) é 199 vezes a corrente nas espiras boas
(“IHealthy”). Faltas entre espiras podem ser demonstradas
usando o modelo do transformador exibido na Fig. 7. Vamos
usar as espiras boas e a corrente associada para representar um
enrolamento do transformador e as espiras defeituosas e a
corrente associada para representar o outro enrolamento de um
transformador.
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M
IHealthy
IFault
NHealthy
NFault
Fig. 7. O modelo do transformador de dois enrolamentos demonstra a
magnitude da(s) espira(s) com defeito durante uma falta entre espiras.
A diferença de tensão entre duas espiras de um estator
enrolado aleatoriamente pode ser muito grande—tão grande
quanto a tensão fase-fase se as duas espiras adjacentes forem
conectadas, cada uma delas, aos terminais de tensão da
máquina. Em uma máquina usando bobinas com enrolamento
pré-formado, um projeto cuidadoso garante que a diferença de
potencial entre bobinas adjacentes seja tão pequena quanto
possível. Normalmente, a diferença de tensão entre duas
espiras adjacentes de uma máquina de grande porte é da
ordem de 250 V. No entanto, a isolação das espiras é exposta a
um transitório de tensão muito elevado durante eventos de
chaveamento ou raios (descargas elétricas). Essas tensões
transitórias vão causar o envelhecimento ou até mesmo a
perfuração do isolamento. Quando um transitório de alta
tensão é aplicado aos terminais da máquina, a distribuição de
tensão através do enrolamento do estator é não-linear, com
uma queda de tensão significativa através das primeiras
espiras do enrolamento mais próximo aos terminais da
máquina. Isso ocorre porque a impedância indutiva série do
enrolamento é grande quando comparada à baixa impedância
capacitiva shunt para a terra do enrolamento em altas
frequências. Como resultado, tensões muito altas aparecem
através das primeiras espiras de um enrolamento, estressando
severamente a isolação da espira nas primeiras espiras. Até
40% da tensão de surto pode aparecer através da primeira
espira [3].
Uma elevada tensão entre espiras resultante do surto pode
causar uma descarga parcial se houver uma bolsa de ar entre
as espiras. Se ocorrer um número suficiente de surtos, isso
pode levar a uma eventual falta entre espiras.
A isolação da espira também é exposta ao estresse térmico
e mecânico. O estresse térmico do isolamento da espira é
semelhante ao estresse térmico do isolamento do cordão
discutido anteriormente. As espiras são expostas ao estresse
mecânico como resultado das correntes circulantes dentro das
mesmas (isso é discutido mais detalhadamente na próxima
subseção). A isolação da espira tem que ser selecionada de
forma a atender aos requisitos elétricos, térmicos e mecânicos
da bobina.
3) Isolação “Ground wall”
A isolação externa (“ground wall”) separa a espira do
núcleo do estator aterrado, como mostrado na Fig. 6. Uma
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falha na isolação ground wall geralmente resulta em uma falta
da espira para a terra. Os geradores de grande porte possuem
tensões de operação variando aproximadamente entre 13,8 e
20 kV. Isso significa que a isolação ground wall tem que ser
capaz de suportar uma tensão fase-terra entre 8 e 11,6 kV e ter
uma espessura considerável.
Os enrolamentos do estator do gerador são projetados para
gerar tensões por espira equivalentes. Para um gerador com
100 espiras, gerando uma tensão fase-terra de 11,6 kV, a
tensão por espira é 116 V. Isso significa que a primeira espira
do neutro da máquina terá uma diferença de potencial para
terra de 116 V, a segunda espira terá um potencial para terra
de 232 V, e assim por diante. No entanto, as espiras mais
próximas dos terminais da máquina terão uma tensão faseterra maior do que 11 kV. Como resultado, as espiras mais
próximas do neutro da máquina exigirão uma isolação ground
wall muito fina, enquanto as espiras do enrolamento próximo
aos terminais da máquina exigirão uma isolação ground wall
espessa. Consequentemente, cada bobina pode ter sua própria
espessura da isolação ground wall; dessa forma, se olharmos
para o enrolamento do estator como um todo, a isolação do
enrolamento será graduada. Cada bobina precisaria ser
personalizada, e os slots do estator não teriam as mesmas
dimensões. Aqueles próximos do neutro da máquina seriam
mais estreitos do que aqueles nos terminais da máquina. Sob o
ponto de vista da fabricação, não tem sentido ter bobinas de
diferentes espessuras e slots do núcleo de diferentes
dimensões. Portanto, para facilidade de fabricação, todas as
bobinas têm as mesmas espessuras de isolamento e todos os
slots do estator têm as mesmas dimensões.
Nas máquinas com bobinas pré-formadas refrigeradas
indiretamente (geradores grandes são normalmente resfriados
indiretamente usando hidrogênio), o calor gerado nos
enrolamentos tem que trafegar através da isolação ground wall
para alcançar o meio de refrigeração nos dutos de resfriamento
do estator, como mostrado na Fig. 1. Por causa disso, a
resistência térmica da isolação ground wall deve ser tão baixa
quanto possível para evitar a acumulação de calor nos
enrolamentos de cobre. Para obter uma resistência térmica
baixa, o material utilizado na isolação ground wall precisa ter
alta condutividade térmica e ser livre de vácuos. Os vácuos
inibem o fluxo de calor através da isolação e também
propiciam descarga parcial (ver Seção III, Subseção B).
O estresse mecânico (força eletromagnética) induzido nas
espiras de uma bobina é resultado do fluxo de corrente nas
espiras. Num gerador de grande porte, os enrolamentos do
estator possuem tipicamente duas camadas, como mostrado na
Fig. 6. As duas bobinas que ocupam o mesmo slot terão
corrente circulando através das mesmas, na mesma direção ou
em direção oposta. Estas correntes criam campos magnéticos
que fazem com que as bobinas no slot do estator sejam
atraídas e repelidas mutuamente a uma frequência igual a duas
vezes a frequência nominal do sistema de potência. Logo, para
uma máquina operando a 60 Hz, os condutores vibram cerca
de 104 milhões de vezes por dia. Em 1931, J. F. Calvert
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publicou um artigo descrevendo essas forças [4]. A força entre
os condutores de um slot pode ser tão alta quanto 10 kN/m [1].
Portanto, é importante fixar e calçar os enrolamentos do
estator adequadamente. A Fig. 8 ilustra como as bobinas do
enrolamento do estator são presas e calçadas numa máquina
de grande porte.
Fig. 8. Uma ilustração de como as bobinas do estator são presas e calçadas
em uma máquina síncrona de grande porte.
Uma razão adicional para que a isolação ground wall seja
livre de vácuos é que ela evita que as bobinas vibrem nos slots
do estator. Se a isolação ground wall fosse cheia de espaços
vazios, as bobinas ficariam livres para vibrar uma contra a
outra, levando à abrasão do isolamento. Por esta razão, a
isolação deve ser incompressível.
D. Método de Aterramento
As normas ANSI C50.12 e C50.13 exigem que um gerador
seja projetado para suportar um curto-circuito trifásico nos
seus terminais durante a operação com carga nominal e tensão
nominal de 1,05 pu. Como a impedância de sequência-zero de
um gerador é significativamente menor do que sua impedância
de sequência-negativa ou subtransitória, uma falta fase-terra
vai gerar uma corrente de falta significativamente maior do
que a gerada por uma falta trifásica. Como ambas as forças
mecânica e térmica são proporcionais ao quadrado da
corrente, a redução da magnitude da corrente de falta por
meios externos reduzirá enormemente o stress mecânico e
térmico imposto a um gerador durante uma falta. Esta é a
razão para aterrar a máquina através de uma impedância.
O aterramento do gerador pode ser grosseiramente
categorizado em dois grupos: alta impedância e baixa
impedância. Como regra geral, as máquinas conectadas ao
sistema de potência através de um transformador elevador do
gerador (“generator step-up” – GSU) ligado em delta-estrela
são aterradas através de alta impedância, e as máquinas
conectadas diretamente a um barramento (juntamente com
outras máquinas e cargas) são aterradas através de baixa
impedância.
O aterramento é sempre uma negociação entre o controle
da sobretensão transitória e a limitação da magnitude da
corrente de defeito. Quando conectada através de um GSU,
somente a máquina e o enrolamento de baixa tensão do GSU
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estão sujeitos às condições de sobretensão durante uma falta à
terra. Além disso, o enrolamento em delta no lado do GSU
confina a corrente de sequência-zero e a tensão de sequênciazero resultante no lado de baixa tensão do transformador. O
aterramento do neutro do gerador através de uma alta
impedância limita a corrente de falta a algumas dezenas de
amperes e permite que a proteção de falta à terra baseada em
tensão seja aplicada. Tais sistemas de proteção somente
respondem às faltas à terra no gerador e no enrolamento de
baixa tensão do GSU.
Métodos de proteção estão disponíveis para detectar faltas
à terra em 100% do enrolamento. Embora a contribuição de
falta proveniente do neutro do gerador seja limitada a um
valor baixo, uma falta à terra intermitente pode ainda resultar
em sérios danos devido às correntes de descarga capacitivas
repetitivas e às elevadas sobretensões transitórias resultantes
nas fases boas [5].
Nos geradores conectados na barra, a sobretensão durante
uma falta à terra tem que ser limitada. Portanto, estas
máquinas são tipicamente aterradas através de resistores que
limitam a corrente de falta entre 200 e 400 A (aterramento de
baixa impedância). A proteção contra falta à terra baseada em
corrente é aplicada nestas máquinas. Contudo, a proteção
contra falta à terra responderá às faltas em qualquer ponto do
sistema de potência a não ser que esquemas diferenciais ou
direcionais sejam aplicados (ver Seção V). O potencial de
danos também é muito maior nos geradores conectados ao
barramento em função das possíveis correntes de falta muito
maiores. Adicionalmente, quando ocorre uma falta à terra
interna, mesmo depois de a proteção operar e abrir o disjuntor
do gerador, o gerador ainda vai fornecer corrente para sua
própria falta até que o campo tenha sido desenergizado.
Consequentemente, o aterramento híbrido tornou-se um
método cada vez mais popular para aterramento destas
máquinas. Em um esquema de aterramento híbrido, a máquina
é normalmente aterrada através de baixa impedância. Quando
ocorre uma falta, e após a abertura do disjuntor do gerador,
uma alta impedância é inserida no neutro do gerador,
limitando assim a corrente de defeito e reduzindo
enormemente os danos ao enrolamento [6].
III. MECANISMOS DE FALHA DO ENROLAMENTO DO ESTATOR
A seguir, apresentamos os mecanismos que levam a uma
falha do enrolamento.
As falhas no enrolamento do estator causam uma
porcentagem significativa de paralisações do gerador. Um
estudo reporta um valor de 40% [7]. A Fig. 9 mostra um
esboço dos possíveis tipos de faltas no enrolamento do estator.
Cada um desses tipos de falta deve ser detectável pela
proteção do gerador. Geralmente, uma proteção contra faltas à
terra dedicada é aplicada. Faltas que não envolvem a terra têm
que ser detectadas por outros meios. Diversas funções de
proteção normalmente aplicadas podem detectar faltas entre
fases, incluindo diferencial, desbalanço do gerador e distância
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de retaguarda. Entre as mesmas, a proteção diferencial é,
comprovadamente, a mais eficaz. Os hidrogeradores com
enrolamentos tipo bobina e ramais em paralelo compondo
cada fase podem utilizar a proteção de fase dividida (“splitphase”) para detecção de faltas entre espiras. Conforme será
discutido posteriormente, outros esquemas de proteção podem
fornecer um determinado grau de proteção.
A
Fase-Fase
N
B
Fase-Terra
Entre Espiras
C
Fig. 9. Diagrama mostrando os diferentes tipos de faltas que podem ocorrer
num enrolamento do estator.
Uma falha é geralmente o produto da deterioração gradual,
muitas vezes devida a múltiplos fatores (térmico, elétrico,
mecânico e ambiental) seguidos por um evento transitório, tal
como um surto de tensão, uma falta externa, teste de alta
tensão (HiPot), ou um erro de operação (ex., sincronização
fora de fase ou energização inadvertida). [2]. As subseções
seguintes discutem esses mecanismos de deterioração em mais
detalhes.
A. Deterioração Térmica
Quando a isolação tem sua temperatura de projeto
ultrapassada, ela começa a se degradar; as ligações químicas
rompem numa taxa acelerada, tornando a isolação mais fraca e
mais frágil. Quanto maior a temperatura, mais rápido será o
rompimento da isolação. Diversos problemas podem expor a
isolação a altas temperaturas, incluindo a sobrecarga do
gerador, temperatura ambiente elevada, falha no sistema de
refrigeração ou um desligamento acidental do sistema de
refrigeração devido a um erro do operador. Uma conexão
elétrica deficiente ou defeituosa também provocará um
sobreaquecimento localizado e consequente degradação da
isolação.
Os geradores que são submetidos a rápidas variações de
carga ou a frequentes partidas e paradas (tais como os usados
no armazenamento bombeado) e têm estatores relativamente
longos podem sofrer com os ciclos térmicos. Diferentes
coeficientes de expansão térmica das bobinas, isolação e
núcleo produzem forças de cisalhamento. Estas forças podem
resultar na separação da isolação ground wall do núcleo do
estator. Isso, por sua vez, provoca uma descarga no slot e
consequente colapso do isolamento, que é descrito na próxima
subseção.
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B. Deterioração Elétrica
O envelhecimento elétrico é geralmente resultado do
estresse elétrico criado dentro de pequenos vácuos da isolação.
Estes espaços vazios são formados durante o processo de
fabricação. Para explicar como os vácuos da isolação
impactam na resistência elétrica da isolação, considere o
seguinte exemplo.
O hidrogênio possui a melhor condutividade térmica de
todos os gases (0,168 W/(m • K)), cerca de sete a dez vezes
melhor do que o ar. Por esta razão, o hidrogênio é usado como
meio de refrigeração em máquinas de grande porte. O
hidrogênio e o ar têm aproximadamente a mesma
suportabilidade de rompimento elétrico, cerca de 3 kV/mm a
100 kPa. A pressão de operação do hidrogênio em um
turbogerador grande é normalmente da ordem de 3 atmosferas
(300 kPa), aumentando assim a resistência de ruptura do
hidrogênio para 9 kV/mm.
Considere uma máquina com uma tensão nominal de 21 kV
(VLN  12 kV) e uma isolação ground wall de 5 milímetros. Se
um vácuo de 0,25 milímetro de espessura se formou dentro do
isolamento ground wall, qual será a diferença de potencial
através do espaço vazio? Para responder a esta questão,
aplicamos a regra do divisor de tensão para dois capacitores
em série com um outro (a capacitância da isolação ground
wall em série com a capacitância do vácuo). A diferença de
potencial através do vácuo é calculada em 2 kV, criando um
estresse elétrico de 8 kV/mm. Este valor encontra-se dentro da
suportabilidade de ruptura do hidrogénio a 300 kPa. Contudo,
se por algum motivo a pressão do hidrogênio cair abaixo de
267 kPa, ocorrerá a ruptura elétrica dentro do vácuo,
formando um arco. A faísca resultante é referida como
descarga parcial porque a descarga ocorre apenas dentro do
espaço vazio. Uma descarga completa seria, em essência, uma
falta da espira para a terra. A descarga parcial provoca a
decomposição do isolamento na superfície interior desses
vazios, causando gradualmente o aparecimento de vácuos e
enfraquecendo a isolação ao longo do tempo [8].
A descarga parcial também pode ocorrer nos enrolamentos
extremos. Isso pode acontecer quando folgas inadequadas
criam gradientes de tensão que ultrapassam a resistência de
ruptura da isolação.
Uma descarga no slot é similar a uma descarga parcial, mas
potencialmente mais prejudicial. Ela ocorre quando um vácuo
é desenvolvido entre a isolação ground wall e o núcleo. A
tensão na superfície do isolamento aumenta até o valor faseterra. Isso resulta em um arco, que rompe o isolamento na
superfície, resultando consequentemente em uma falha da
isolação.
C. Deterioração Mecânica
Uma fixação inadequada dos enrolamentos extremos
devido à má concepção ou construção pode causar vibração
excessiva dos mesmos. A fixação pode também tornar-se
frouxa devido ao elevado torque transitório produzido pela
sincronização fora de fase ou faltas muito próximas. O
[email protected]
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impacto de eventos repetidos é cumulativo. A vibração
excessiva provocará o desgaste ou ruptura da isolação.
As máquinas de grande porte são frequentemente resfriadas
por bombeamento de água através dos condutores do estator.
Altos níveis de vibração podem resultar em um pequeno
vazamento de água. A isolação do estator é aplicada em
camadas ou laminações e a ingressão de água causa a
delaminação da isolação, tornando-a eletricamente menos
eficaz e mais propensa a falhar durante um transitório de
tensão.
Bobinas soltas podem ocorrer devido à má concepção ou
construção ou ao encolhimento da isolação. Forças magnéticas
em duas vezes a frequência da linha provocam a vibração das
barras, podendo causar o desgaste da isolação e/ou sua
separação do núcleo do estator. De forma similar ao caso dos
ciclos térmicos, a separação do isolamento ground wall do
núcleo resultará em descargas no slot.
D. Deterioração Ambiental
A contaminação do gerador consiste na penetração de água,
óleo ou poeira (ex., sedimentos da escova e do carvão) na
isolação. A contaminação degrada a isolação de duas
maneiras.
Primeiro, ela causa uma redução na suportabilidade elétrica
ou mecânica da isolação. Alguns tipos de isolamento são mais
suscetíveis do que outros. Por exemplo, a isolação feita de
compostos orgânicos sofrerá mais com a entrada de água do
que a isolação feita de um composto inorgânico.
Em segundo lugar, a contaminação fornece um meio para
criação de trilhas na superfície, principalmente no
enrolamento final. A contaminação da superfície cria um
caminho para pequenas correntes capacitivas impulsionadas
por diferenças de potencial em uma fase ou entre fases. Estas
correntes levam à descarga na superfície através do ar
adjacente à superfície e à formação de vestígios de carbono.
Os caminhos de baixa impedância formados por estas trilhas
podem levar a uma falta entre fases ou uma falta entre espiras.
IV. FALTAS EVOLUTIVAS
Idealmente, qualquer falha na isolação deve ser
rapidamente detectada pelas funções de proteção. Se houver
falha na detecção precoce de uma falta, sua duração será
prolongada, podendo resultar na evolução para um tipo de
falta com maior potencial de danos. A seguir, alguns exemplos
de como faltas no gerador podem evoluir sem uma proteção
eficaz adequada.
Conforme descrito na Seção II, faltas entre espiras são
possíveis nos enrolamentos construídos a partir de bobinas
multiespiras. Uma pesquisa constatou que apenas cerca de
25% da área da superfície total do isolamento separa um
condutor da terra ou de outra fase neste tipo de enrolamento
[9]. Os restantes 75% da isolação encontram-se entre espiras.
Portanto, o potencial para faltas entre espiras é elevado.
Quando ocorre uma falta entre espiras, a corrente circulante na
espira curto-circuitada pode ser significativamente maior do
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que a corrente nominal da máquina (como mostrado na Seção
II, Subseção C). Sem uma proteção eficaz para faltas entre
espiras, esta corrente vai rapidamente queimar a isolação e
derreter os condutores, resultando em uma falta fase-fase ou
fase-terra.
De forma similar, uma falta à terra pode evoluir para uma
falta fase-fase muito mais prejudicial. Por exemplo, um dos
mecanismos de deterioração descritos anteriormente pode
causar um enfraquecimento da isolação nas imediações do
neutro do estator. Neste ponto, a tensão para a terra será baixa.
Sem uma proteção contra faltas à terra eficaz para 100% do
enrolamento, este problema pode não ser detectado. Se uma
falta à terra for desenvolvida perto dos terminais, a tensão no
ponto do neutro subirá para a tensão fase-neutro. A isolação
anteriormente enfraquecida perto do neutro vai romper,
resultando em uma falta muito mais grave.
Uma terceira possibilidade consiste numa falta à terra
intermitente. Devido aos atrasos inerentes aos esquemas de
proteção contra faltas à terra, a falta pode não ser detectada.
As sobretensões transitórias sucessivas que ocorrem no início
de cada arco podem levar a uma falta à terra em uma segunda
fase.
V. ESQUEMAS DE PROTEÇÃO DIFERENCIAL
A proteção diferencial é um dos principais elementos de
proteção responsáveis pela detecção das falhas descritas na
Seção III. Os esquemas de proteção diferencial do gerador são
projetados para detectar faltas por meio da comparação da
corrente que entra e sai do estator, possibilitando uma
variedade de esquemas.
A. Diferencial Autobalanceado
Neste esquema, mostrado na Fig. 10, os elementos de
sobrecorrente são conectados aos transformadores de corrente
(TCs) tipo core-balance em uma base por fase. Isso permite a
detecção tanto de faltas entre fases quanto de faltas à terra.
Este esquema permite que TCs de baixa relação sejam
aplicados, tornando-o muito mais sensível e seguro para faltas
externas. No entanto, a saturação para faltas internas é
possível se o burden do TC for muito alto. Uma desvantagem
deste esquema é que ambas as extremidades do enrolamento
têm que passar através das janelas do TC core-balance,
tornando difícil sua aplicação em máquinas de grande porte.
Além disso, esses TCs são suscetíveis ao fluxo de dispersão
dos condutores de corrente das proximidades. Esta
suscetibilidade causa algumas limitações na sensibilidade
deste esquema. Definindo IpkpSB como o ajuste de pickup
mínimo do elemento de sobrecorrente e CTRCB como a
relação do TC (TC core-balance), definimos a sensibilidade
como a corrente mínima (Imin) detectável por um esquema
particular. Para este esquema, a sensibilidade é calculada por
(5).
[email protected]
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IminSB  CTR CB • IpkpSB
50
(5)
do enrolamento numa base por fase. Os TCs são conectados
em paralelo através de um elemento de sobrecorrente em série
com o resistor de valor elevado. Esta conexão cria um
caminho de alta impedância entre os terminais do TC, daí o
nome do esquema.
A
B
50
C
50
MOV
A
B
50
50
N
MOV
C
Fig. 10. Esquema de proteção diferencial autobalanceado.
B. Diferencial Porcentual (“Bias”)
Este esquema, mostrado na Fig. 11, usa os TCS em ambos
os lados do enrolamento em uma base por fase. Os TCs são
dimensionados para transportar a corrente total do gerador.
Nas máquinas aterradas através de baixa impedância, este
esquema pode detectar faltas fase-terra, fase-fase e trifásicas,
mas nas máquinas aterradas através de alta impedância, ele
não é eficaz para faltas fase-terra. Para segurança, um método
bias é utilizado, o qual requer que a corrente diferencial (OP)
seja maior do que um valor porcentual da corrente de restrição
(KB • RST). Este método resulta na característica de inclinação
(“slope”) bem conhecida na qual a corrente diferencial é
plotada contra a corrente de restrição. A corrente de restrição é
tipicamente a soma escalar das correntes de cada lado da zona
(RST). Este esquema utiliza uma variedade de características,
incluindo a inclinação variável, inclinação dual e inclinação
adaptativa.
OP
RST
RST
A
B
C
OP
RST
RST
Fig. 11.
RST
Definindo KB como o ajuste da inclinação bias do elemento
diferencial e CTRPH como a relação do TC de fase do TC, e
assumindo que a corrente nominal (IGRated) circula para fora
da máquina durante a falta, a sensibilidade deste esquema é
calculada em (6).
Imin B  2 • CTR PH • KB • IG Rated
50
MOV
Esquema de proteção diferencial de alta impedância.
Este esquema é extremamente seguro para faltas externas
na presença de saturação do TC; o esquema é geralmente mais
sensível do que o elemento diferencial bias porque a alta
impedância em série com a bobina de operação permite que
seja ajustado de acordo com a queda de tensão através do
resistor. Alguns esquemas têm uma corrente de pickup tão
baixa quanto 20 mA. As principais desvantagens deste
esquema referem-se ao fato de requerer TCs dedicados em
ambos os lados do enrolamento, sendo que estes TCs precisam
ter características compatíveis. Por essas razões, os relés de
proteção de gerador multifunção geralmente não utilizam
elementos de proteção diferencial de alta impedância.
Outra desvantagem é o fato de que um TC curto-circuitado
desabilita o esquema. Uma variação deste esquema usa um
elemento de sobrecorrente único para detecção de falta à terra
restrita em máquinas aterradas através de baixa impedância.
Definindo IpkpHZ como a corrente de operação do elemento
de sobrecorrente e negligenciando a corrente de excitação do
TC e a corrente no MOV (“metal oxide varistor”), a
sensibilidade deste esquema é aproximada em (7).
Imin PH  CTR PH • IpkpHZ
Esquema de proteção diferencial porcentual (“bias”).
(6)
C. Diferencial de Alta Impedância
Conforme pode ser visto na Fig. 12, este esquema é similar
ao esquema diferencial bias, usando TCs em ambos os lados
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Fig. 12.
RST
OP
N
N
(7)
D. Diferencial de Sequência-Zero e Negativa
Esses esquemas são variações da proteção diferencial bias,
usando as mesmas definições para os sinais de restrição e
diferencial, mas respondendo ao componente da corrente de
sequência-negativa ou zero medida em cada lado do
enrolamento. A Fig. 13 mostra o esquema diferencial de
sequência-negativa, que pode detectar faltas fase-fase e faseterra, mas não uma falta trifásica. O esquema de sequênciazero pode somente detectar faltas que envolvem a terra. Esses
esquemas são mais sensíveis do que o esquema diferencial
bias padrão porque eles não respondem à corrente de carga
equilibrada. Por outro lado, eles podem ser suscetíveis à
operação incorreta para faltas externas equilibradas durante
saturação do TC, a menos que sejam devidamente bloqueados.
[email protected]
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Definindo IpkpQ como o ajuste de pickup mínimo do elemento
de sequência-negativa (Q), a sensibilidade deste esquema é
calculada em (8).
Imin Q  CTR PH • IpkpQ
(8)
para faltas à terra em geradores aterrados através de baixa
impedância. Embora o sinal de operação possa ser derivado de
um TC de baixa relação, o fator limitante para uma operação
sensível é a magnitude do sinal de polarização e este sinal é
derivado dos TCs de fase. Definindo IpolREF como o ajuste de
pickup mínimo do elemento, a sensibilidade do esquema pode
ser calculada usando (9).
Imin REF  CTR PH • IpolREF
A
(9)
B
C
A
B
N
Fig. 13.
I2
OP
RST
RST
I2
C
Esquema de proteção diferencial de sequência-negativa.
E. Falta à Terra Restrita
Este esquema, mostrado na Fig. 14, usa um elemento de
sobrecorrente de terra polarizado por corrente. O sinal de
operação, que é derivado de um TC no neutro do gerador, é o
componente de sequência-zero dos TCs dos terminais de saída
do gerador. Este esquema pode fornecer uma proteção eficaz
OP
N
67
Ipol
IG
Fig. 14. Esquema de proteção de falta à terra restrita.
1
FP
2
3
Fig. 15. Modelo do RTDS.
F. Comparação das Sensibilidades dos Esquemas
Os vários esquemas podem ser comparados com a ajuda de
um exemplo. Escolhemos uma máquina pequena (1 MVA,
480 V) aterrada através de baixa impedância de forma que
qualquer esquema seja aplicável. A Tabela I lista os valores
assumidos para cada esquema. Aplicando (5) a (9) tem como
resultado as sensibilidades mostradas na Tabela II.
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TABELA I
VALORES ASSUMIDOS NO ESQUEMA DE PROTEÇÃO DIFERENCIAL
Variável do Esquema
Valor
[email protected]
CTRPH
1200/5
CTRCB
100/5
IpkpSB
0,25 A secundário
KB
25%
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IpkpHZ
0,1 A secundário
IpkpQ
0,25 A secundário
IpolREF
0,25 A secundário
12
Diferencial de Fase
Diferencial de
Sequência Negativa
Característica
TABELA II
SENSIBILIDADES DO ESQUEMA DE PROTEÇÃO DIFERENCIAL
Esquema de Proteçã o
I min (Amperes Primários)
Autobalanceado
5
Porcentual (“Bias”)
600
Alta Impedância
24
Sequência-Negativa
60
Falta à Terra Restrita
60
Diferencial (pu)
10
5%
8
95%
6
4
2
0
0
VI. DETECÇÃO DE FALTAS NO ENROLAMENTO DO ESTATOR
Usamos o modelo do Simulador Digital em Tempo Real
(“Real Time Digital Simulator” – RTDS®), mostrado na Fig.
15, para investigar a sensibilidade da proteção para faltas
internas. Este modelo permite assumir uma falta no
enrolamento da Fase A em locais variando de 5 a 95%
medidos a partir do neutro. A conexão do ponto da falta (FP
na Fig. 15) nas Posições 1, 2 ou 3 simula uma falta fase-terra,
falta entre espiras, ou uma falta fase-fase, respectivamente.
Modelamos uma máquina de 200 MVA para faltas fasefase e faltas entre espiras, e modelamos uma máquina de 5
MVA para faltas à terra. Ajustamos a tensão no terminal da
máquina em 13,8 kV e aterramos o gerador através de um
resistor de 400 A. Com a máquina operando a plena carga,
efetuamos vários testes simulando faltas internas em vários
pontos. Capturamos as tensões e correntes nos terminais do
neutro e saída da máquina e processamos as formas de onda
no MATLAB® para avaliar o desempenho da proteção.
A. Detecção de Faltas Fase-Fase
Capturamos as correntes no neutro e terminal, usando-as
para calcular as grandezas diferencial e de restrição para o
gerador de 200 MVA. A Fig. 16 mostra as grandezas de
operação e restrição plotadas na característica diferencial
porcentual.
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Fig. 16.
2
4
6
Restrição (pu)
8
10
12
Faltas fase-fase plotadas na característica de operação diferencial.
Escolhemos um valor de pickup mínimo de 0,5 pu para a
corrente de operação e selecionamos uma inclinação de 25%
(ver Seção VIII). Observe que o lugar geométrico dos pontos
de operação situa-se bem dentro da região de operação da
característica para ambos o diferencial de sequência-negativa
e de fase. As correntes diferenciais diminuem à medida que o
ponto de falta se move em direção ao neutro. Como o modelo
permite faltas internas somente em uma fase, não foi possível
simular faltas fase-fase em qualquer localização possível do
enrolamento (por exemplo, 10% da Fase A para 10% da Fase
B). No entanto, pode-se assumir uma continuação do lugar
geométrico em direção à região de restrição à medida que o
ponto de falta se move em direção ao neutro na segunda fase.
As grandezas são plotadas em pu (por unidade) da corrente
nominal do gerador, que simula TCs dimensionados para a
corrente nominal do gerador. Aumentar a relação do TC tem o
efeito de mover todo o lugar geométrico para baixo e para a
esquerda, resultando numa redução da sensibilidade do
elemento.
B. Detecção de Faltas Fase-Terra
Para a máquina de 5 MVA, capturamos as correntes no
neutro e terminal, usando-as para calcular as grandezas
diferencial e de restrição. Em seguida, plotamos estas
grandezas em uma característica de operação diferencial
porcentual, como mostrado na Fig. 17. Os valores estão em pu
(por unidade) da corrente nominal da máquina. Para a corrente
mínima de operação, escolhemos um valor de pickup de 0,5 pu
e selecionamos uma inclinação de 25%.
[email protected]
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800
6
Diferencial de Fase
Característica
Corrente de Neutro
(Gerador de 5 MVA)
Corrente de Neutro
(Gerador de 200 MVA)
Corrente do Sistema (3I0)
95%
720
5
4
560
Corrente (A)
Diferencial (pu)
640
3
2
480
400
320
5%
240
1
160
0
0
1
2
3
4
5
6
Restrição (pu)
Fig. 17.
Faltas fase-terra plotadas na característica de operação diferencial.
Para esta máquina, observe que 90% do enrolamento é
coberto por um elemento diferencial de fase. Esta excelente
cobertura é resultado da conexão de um gerador relativamente
pequeno a um barramento de média tensão, permitindo a
aplicação de TCs de baixa relação. A mudança do resistor para
limitar a corrente de falta de 400 para 200 A ou o aumento do
valor nominal de MVA da máquina vai mover o lugar
geométrico para baixo e para a esquerda. Isso reduzirá a
cobertura do elemento diferencial. A Fig. 18 exibe um gráfico
da contribuição do gerador e contribuição do sistema, o qual
pode ser usado para avaliar a eficácia de um elemento
direcional de terra. A contribuição do gerador é mostrada para
uma máquina de 5 MVA e uma de 200 MVA. O mesmo
resistor de aterramento de 400 A é usado em ambos os casos.
As linhas pontilhadas da Fig. 18 representam uma variação
linear da contribuição da falta com localização da falta.
Observe que a variação real da contribuição do gerador e do
sistema é não-linear. No entanto, ela pode ser estimada como
linear, especialmente para faltas nas proximidades do neutro,
onde se espera que o elemento forneça cobertura. As curvas
dos dois geradores divergem para faltas com magnitudes
maiores perto dos terminais da máquina. Isso ocorre porque a
impedância da máquina menor (5 MVA) é significativa em
comparação com a resistência do neutro. Como resultado, a
contribuição da máquina de 5 MVA não alcança o valor
esperado de 400 A.
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80
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Localização da Falta Medida a Partir do Neutro (%)
Fig. 18. Contribuição para uma falta à terra versus localização.
C. Detecção de Faltas Entre Espiras
Capturamos as correntes e tensões no neutro e terminal da
máquina de 200 MVA, usando-as para calcular as grandezas
diferencial e de restrição. Como as correntes de fase que
entram e saem do enrolamento defeituoso são as mesmas, os
elementos diferenciais de fase não medem a corrente
diferencial e não podem detectar essas faltas. Um elemento
normalmente aplicado no gerador que pode ver faltas entre
espiras é o elemento de distância de retaguarda (21P). Para
ilustrar isso, o alcance (cálculo de M) do elemento é plotado
contra a porção do enrolamento que é curto-circuitada,
conforme mostrado na Fig. 19. Um ajuste do alcance arbitrário
é aplicado. O elemento opera quando o alcance calculado é
menor do que o ajuste.
A Fig. 19 mostra que o elemento não é sensível para faltas
entre espiras envolvendo uma porção pequena do
enrolamento. Além disso, este elemento é temporizado para
coordenar com as proteções do sistema. Estas duas limitações
impactam a eficácia deste elemento. A aplicação de uma
segunda zona com um alcance reduzido para ver apenas
dentro do GSU permitiria a atuação (trip) instantânea deste
elemento. Contudo, a redução do alcance reduziria ainda mais
a cobertura.
[email protected]
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Cálculo de M (Ω secundários)
10
Como o porcentual do enrolamento curto-circuitado é
reduzido, observe que as magnitudes resultantes de V2 e I2
são reduzidas. Para o sistema modelado, a tensão será o fator
limitante. A cobertura do elemento dependerá da tensão
mínima requerida pelo elemento (geralmente menos de 1 V
secundário) e da precisão do transformador de instrumento. É
provável que o esquema seja menos eficaz para geradores
construídos com múltiplos ramais paralelos por fase.
8
6
4
Ajuste do Alcance
VII. SELEÇÃO DE TCS PARA A PROTEÇÃO DIFERENCIAL
2
0
0
20
40
60
80
100
Porção do Enrolamento que é Curto-Circuitada (%)
Fig. 19. Impedância versus porcentual do enrolamento curto-circuitado para
faltas entre espiras.
Um esquema alternativo que fornece uma proteção mais
eficaz (embora não aplicado normalmente) consiste em um
elemento direcional de sequência-negativa (67Q). Este
elemento é conectado aos terminais (ver fig. 20) e pode,
portanto, discriminar mais facilmente entre faltas internas e
externas.
21P
67Q
Fig. 20. Proteção contra faltas entre espiras usando um elemento 21P ou
67Q.
Um tipo de elemento direcional usa um cálculo da
impedância para determinar a direção. Os elementos que usam
o método da impedância vão enxergar a impedância do
sistema durante uma falta entre espiras. O elemento direcional
de sequência-negativa é simples de ser ajustado e não precisa
coordenar com outra proteção. A sensibilidade do elemento é
uma função da corrente de operação disponível (I2) e tensão
de polarização (V2). A Fig. 21 exibe o gráfico desses valores.
1.5
Corrente de
Sequência Negativa
Tensão de
Sequência Negativa
1.35
Magnitude (pu)
1.2
1.05
0.9
0.75
0.6
0.45
0.3
0.15
0
0
20
40
60
80
100
Porção do Enrolamento que é Curto-Circuitada (%)
Fig. 21. Magnitude da tensão e corrente de sequência-negativa versus
porcentual do enrolamento curto-circuitado para faltas entre espiras.
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Uma proteção diferencial eficaz requer um desempenho
adequado dos TCs. Esta seção analisa os requisitos dos TCs
para os esquemas descritos na Seção V.
A. Relação do TC
Os elementos diferenciais de sequência-negativa,
porcentual (“bias”) e de alta impedância usam TCs em cada
lado da máquina como entradas. A entrada de polarização do
esquema de falta à terra restrita utiliza os TCs no terminal do
gerador. Como estes TCs enxergam as correntes de fase, a
seleção da relação é uma função da corrente máxima esperada
durante operação normal da máquina. Uma vez que a corrente
mínima, que é mensurável pelo relé, é uma função de sua
classificação nominal, a escolha de uma relação maior
representa uma sensibilidade menor para essas funções. Vários
relés
modernos
microprocessados
podem
operar
indefinidamente com correntes até três vezes a nominal.
Normalmente, o fator limitante será regido pelo fator de
classificação do TC. O fator de classificação é a corrente
máxima que pode ser conduzida a uma temperatura ambiente
especificada. Valores típicos são 1,0 - 1,25 - 1,33 - 1,5 - 2,0 3,0 e 4,0. Quando a máquina estiver a plena carga, escolha
uma relação que resulte em uma corrente secundária igual ou
próxima da classificação nominal do TC (1 ou 5 A) e um fator
de classificação que permita a sobrecarga temporária da
máquina ( 1,5 pu).
B. Valor Nominal da Tensão do TC
A seleção de um TC com valor da tensão nominal maior
que 1 + X/R vezes a tensão da carga (“burden”) para a
máxima corrente de falta simétrica garante que o potencial
para uma operação incorreta devido à saturação não seja uma
preocupação. No gerador, a relação X/R é frequentemente
muito alta e a saturação pode ser inevitável. Em geral, uma
característica diferencial porcentual garante que o diferencial
de fase permaneça seguro durante uma falta externa com
saturação do TC. Observe que os elementos que respondem
aos componentes de sequência podem não desenvolver um
sinal de restrição significativo para todos os tipos de falta.
Esses elementos podem usar um detector de falta externa ou
outro mecanismo para fornecer segurança adicional.
Geralmente, o desempenho do TC é satisfatório se a máxima
corrente de falta externa simétrica no secundário do TC
multiplicada pelo burden secundário total em ohms for menor
do que a metade da tensão nominal do TC.
[email protected]
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Uma operação incorreta para uma falta externa pode
ocorrer se houver saturação de um TC antes do outro.
Portanto, TCs com características idênticas de excitação
devem ser aplicados em ambos os lados do gerador.
Geralmente, não é suficiente compatibilizar os TCs baseandose apenas na tensão nominal; é também importante
compatibilizar o burden do secundário do TC.
VIII. RECOMENDAÇÕES PARA APLICAÇÃO DA
PROTEÇÃO DIFERENCIAL
Ao aplicar a proteção diferencial, o fator mais importante a
ser considerado é o desempenho (características) dos TCs nos
terminais e neutro da máquina. Para uma segurança e
sensibilidade ideal, todos os TCs da zona diferencial devem
ser idênticos. A sensibilidade de um esquema diferencial
resulta de seu princípio de operação—a somatória de todas as
correntes dentro da zona. Historicamente, as considerações de
ajuste têm sido definidas de forma a fornecer segurança
durante faltas externas, especialmente quando os TCs se
tornam saturados. Conforme mostrado na Fig. 16 e Fig. 17, o
elemento diferencial tem essencialmente dois ajustes: valor de
pickup mínimo e inclinação (“slope”).
A sensibilidade do elemento é estabelecida pelo ajuste do
pickup mínimo do relé diferencial, que determina a menor
corrente que o elemento pode detectar. Este valor de pickup
tem que ser definido menor do que a mínima corrente de falta
que pode ser gerada durante uma condição de falta. Se
analisarmos a Fig. 16, vemos que a corrente diferencial
mínima para uma falta fase-fase para ambos os elementos de
sequência-negativa e de fase estava bem acima da corrente
nominal da máquina (1 pu). Portanto, um ajuste de pickup de
0,5 pu (metade da corrente a plena carga da máquina) resultou
em um desempenho satisfatório do elemento. Ajustar o
elemento em um valor mais baixo não vai melhorar a
sensibilidade do elemento, mas pode reduzir a segurança do
elemento.
O ajuste da inclinação do elemento diferencial é
determinado pelo cálculo da máxima corrente diferencial falsa
(corrente de operação) que o elemento diferencial vai medir
para um evento de corrente passante sem saturação do TC.
Definindo ɛ como o erro do TC e INeu e ITerm como as correntes
de cada lado do gerador, a máxima corrente diferencial falsa
(IOPERR) é a seguinte:
IOPERR  1    I Neu  1    ITerm
(10)
Como INeu e ITerm são iguais, podemos expressar a corrente
falsa máxima em termos da porcentagem da corrente no
terminal, conforme indicado a seguir:
IOPERR  2%
(11)
Para TCs de proteção, a norma ANSI/IEEE C37.110 define
um limite de 10% para o erro de relação para 20 vezes a
corrente nominal secundária com burden padrão [10]. Isso
equivale a uma corrente falsa máxima de 20% da corrente no
terminal; portanto, um ajuste da inclinação de 25% estaria
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adequado. Este cálculo se aplica no caso onde os TCs têm
características idênticas e não saturam. Se este não for o caso,
então o desempenho dos TCs para diferentes condições de
faltas externas precisa ser avaliado. Por exemplo, para uma
falta externa ou durante a energização do GSU, vamos assumir
que o TC no terminal do gerador satura antes do TC do neutro
da máquina. Uma elevada corrente diferencial falsa será
calculada pelo elemento diferencial; as duas opções seguintes
estão disponíveis para o engenheiro de proteção:
 Aumentar o ajuste da inclinação para um valor maior
que o erro criado pela falsa corrente diferencial.
 Usar um relé com capacidade de detectar uma falta
externa. Bloquear o elemento do relé durante este
período, retornando o relé para seu modo de operação
normal assim que a falta externa tiver sido eliminada.
A primeira opção sacrifica a sensibilidade do elemento; a
segunda opção, contudo, mantém a sensibilidade e aumenta a
segurança do elemento diferencial. Como os geradores não
apenas têm uma elevada corrente de falta, mas também uma
alta relação X/R, a possibilidade de os TCs saturarem para
uma falta externa é muito real. Por esta razão, selecionar um
relé com capacidade de detectar uma falta externa e bloquear o
relé durante este tempo representa uma opção vantajosa.
Outra questão que surge quando o gerador é usado para
energizar o GSU é que o GSU e o gerador têm uma relação
X/R muito alta. Mesmo que a corrente de energização possa
ser baixa, ela vai conter um alto componente dc. Isso acabará
levando os TCs à saturação, provocando a operação do
elemento diferencial. É aconselhável usar um relé com
capacidade de detectar esta condição e, de forma similar à
condição de falta externa, comutar o relé para o modo de alta
segurança.
IX. CONCLUSÃO
Este artigo descreve os fatores que influenciam o projeto
do enrolamento do estator de um gerador síncrono.
Discutimos a construção dos componentes individuais e
descrevemos em detalhes os fatores que levam à deterioração
e falha do enrolamento. Este trabalho abrange as práticas de
aterramento do gerador e os métodos de proteção aplicáveis.
Além disso, apresentamos e comparamos diversos métodos de
proteção diferencial.
Usando um modelo do RTDS, simulamos faltas internas e
determinamos a resposta de vários elementos de proteção. Os
resultados mostram que os elementos de proteção diferencial
de fase, sequência-negativa e zero têm sensibilidade para
detectar todas as faltas entre fases aplicadas. No entanto,
devido às limitações do modelo, não foi possível simular
faltas próximas do neutro do gerador em ambas as fases.
Modelos mais avançados são necessários para avaliar a
cobertura da proteção para este tipo de falta.
Os resultados da simulação também mostram que os
elementos diferenciais são eficazes na detecção de faltas à
terra. Para este tipo de falta, o modelo permite que as faltas
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sejam aplicadas em qualquer ponto do enrolamento. Os
resultados mostram que a relação entre a posição da falta e a
contribuição da falta é aproximadamente linear para faltas
próximas do neutro do gerador. Esta relação linear
aproximada é muito útil para avaliar a sensibilidade da
proteção contra faltas à terra de forma geral.
A simulação do RTDS não indicou se os elementos
diferenciais foram eficazes na detecção de faltas entre espiras;
no entanto, outras funções, tais como a proteção direcional ou
de impedância, podem fornecer um determinado grau de
proteção. Melhorias do modelo, tal como a implementação de
ramais dos enrolamentos paralelos, permitiriam uma
investigação mais abrangente deste tipo de falta.
Dale Finney recebeu seu diploma de graduação da Lakehead University e
mestrado da University of Toronto, ambos em engenharia elétrica. Ele
começou sua carreira na Ontario Hydro, onde trabalhou como engenheiro de
proteção e controle. Atualmente, Mr. Finney trabalha como engenheiro de
sistemas de potência sênior na Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Suas
áreas de interesse incluem proteção de geradores, proteção de linhas e
automação de subestações. Ele detém várias patentes e é autor de mais de uma
dúzia de artigos técnicos na área de proteção de sistemas de potência. Ele é
membro do comitê principal do IEEE PSRC, membro do subcomitê de
máquinas rotativas e engenheiro profissional registrado na Província de
Ontario.
Douglas Taylor recebeu seu BSEE e MSEE da University of Idaho em 2007
e 2009, respectivamente. Desde 2009, ele trabalha na Schweitzer Engineering
Laboratories, Inc., sendo atualmente um engenheiro de sistemas de potência
na área de pesquisa e desenvolvimento. Mr. Taylor é um engenheiro
profissional registrado em Washington, é membro do IEEE e autor de vários
artigos técnicos.
X. REFERÊNCIAS
[1]
M. G. Say, Alternating Current Machines, 5th ed. Pitman Publishing
Ltd., London, 1984.
[2] G. C. Stone, E. A. Boulter, I. Culbert, and H. Dhirani, Electrical
Insulation for Rotating Machines: Design, Evaluation, Aging, Testing,
and Repair. Wiley–IEEE Press, 2004.
[3] B. K. Gupta, B. A. Lloyd, G. C. Stone, S. R. Campbell, D. K. Sharma,
and N. E. Nilsson, “Turn Insulation Capability of Large AC Motors
Part 1—Surge Monitoring,” IEEE Transactions on Energy Conversion,
Vol. 2, Issue 4, December 1987, pp. 658–665.
[4] J. F. Calvert, “Forces in Turbine Generator Stator Windings,”
Transactions of the American Institute of Electrical Engineers, Vol. 50,
Issue 1, March 1931, pp. 178–194.
[5] G. Koeppl and D. Braun, “New Aspects for Neutral Grounding of
Generators Considering Intermittent Faults,” proceedings of CIDEL
Argentina 2010, Buenos Aires, Argentina, September 2010. Available:
http://www.cidel 2010.com/papers/paper-24-10022010.pdf
[6] L. J. Powell, “The Impact of System Grounding Practices on Generator
Fault Damage,” IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 34,
Issue 5, September/October 1998, pp. 923–927.
[7] D. L. Evans, “IEEE Working Group Report of Problems With
Hydrogenerator Thermoset Stator Windings Part I—Analysis of
Survey,” IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems,
Vol. 100, Issue 7, July 1981, pp. 3,284–3,291.
[8] P. Tavner, L. Ran, J. Penman, and H. Sedding, Condition Monitoring of
Rotating Electrical Machines. The Institution of Engineering and
Technology, London, United Kingdom, 2008.
[9] H. R. Sills and J. L. McKeever, “Characteristics of Split-Phase Currents
as a Source of Generator Protection,” Transactions of the American
Institute of Electrical Engineers, Part III: Power Apparatus and
Systems, Vol. 72, Issue 2, January 1953, pp. 1,005–1,016.
[10] ANSI/IEEE C37.100-1996, IEEE Guide for the Application of Current
Transformers Used for Protective Relaying Purposes, 1996.
XI. BIOGRAFIAS
Normann Fischer recebeu um Diploma Superior em Tecnologia, com louvor,
da Technikon Witwatersrand, Johannesburg, África do Sul, em 1988; um
BSEE, com louvor, da University of Cape Town em 1993; e um MSEE da
University of Idaho em 2005. Ele ingressou na Eskom como técnico de
proteção em 1984 e foi engenheiro de projetos sênior no departamento de
projetos de proteção da Eskom por três anos. Em seguida, foi trabalhar na IST
Energy como engenheiro de projetos sênior em 1996. Em 1999, ingressou na
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. como engenheiro de sistemas de
potência na divisão de pesquisas e desenvolvimento. Ele foi um engenheiro
profissional registrado na África do Sul e membro do South African Institute
of Electrical Engineers. Atualmente, ele é membro sênior do IEEE e membro
do ASEE.
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© 2013 por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
Todos os direitos reservados.
20130913 • TP6622-01
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