5037 ProtGeradores

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Série Treinamento
Apostila 5037
CELSO ASSUMPÇÀO COSTA
2º Revisão
Ângelo Aparecido Doimo
PROTEÇÃO DE 
 GERADORES 
Três Irmãos
 2002
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SUMÁRIO
INTRODUÇÃO	02
ATERRAMENTO DE GERADORES 	02
CORRENTES DE CURTO‑CIRCUITO NOS GERADORES 	02
FUNCIONAMENTO 	02
ANORMALIDADE QUE AFETAM A OPERAÇÃO DO GERADOR 	03
TIPOS DE PROTEÇÃO 	05
SOBRETENSÃO .	05
CARGA ASSIMÉTRICA (SEQÜÊNCIA NEGATIVA) 	05
DIFERENCIAL 	07
TERRA ESTATOR 	08
TERRA ROTOR 	11
IMPEDÂNCIA 	12
RETORNO DE ENERGIA 	12
PERDA DE EXCITAÇÃO 	14
SOBREEXCITAÇÃO (VOLTS/HERTZ) 	16
TIPOS DE DEFEITOS E PROTEÇÕES ATUANTES 	17
DEFEITOS NO TRECHO DO GERADOR 	17
DEFEITOS NO LADO DE AT 	18
LIMITAÇÕES DAS PROTEÇÕES 	19
CRITÉRIOS DE AJUSTES 	21
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INTRODUÇÃO
A filosofia para proteção de geradores varia bastante entre países e fabricantes diferentes. A escolha desta filosofia deve levar em consideração as características do gerador e do sistema de potência ao qual ele será conectado.
ATERRAMENTO DE GERADORES
O neutro (centro‑estrela) dos geradores pode ser: isolado, aterrado rigidamente;' aterrado através de resistência. Com o objetivo de limitar o valor das correntes de curto‑circuito fase‑terra, é prática comum a utilização de aterramento através de resistência, reator ou transformador de distribuição com resistência no secundário. A corrente é limitada em torno de 12A no máximo.,
CORRENTES DE CURTO‑CIRCUITO NOS GERADORES
DEFEITOS NO LADO DE BT (GERADOR).
Os defeitos entre fases (bifásicos ou trifásicos) possuem valores altos de corrente e são mais danosos. Os defeitos fase‑terra apesar de possuírem valores pequenos de corrente, causam sobretensões,:
DEFEITOS NO LADO AT (SISTEMA).
Todos os tipos de curto‑circuito (entre fases ou fase‑terra) refletem‑se para o lado do gerador e podem ser danosos.
FUNCIONAMENTO DO GERADOR
gerador pode operar fornecendo ou recebendo potência reativa (MVAr) do sistema. Este controle é efetuado através do regulador de corrente de excitação (DC) no rotor.
gerador deve fornecer potência ativa (MW) para o sistema, sendo o valor controlado pelo regulador de velocidade. Se o gerador receber potência ativa do sistema ocorre o fenomeno denominado "motorização".
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ANORMALIDADES QUE AFETAM A OPERAÇÃO DO GERADOR
As anormalidades mais comuns que interferem no funcionamento do gerador, são basicamente de origem externa (sistema de potência) elou interna (gerador e equipamentos associados), conforme resumo abaixo:
ORIGEM EXTERNA (SISTEMA)
sobretensão
transitórios de chaveamento
rejeição de carga
sobrecarga
oscilação de potência
curto‑circuito em LT's e equipamentos
carga assimétrica
retorno de energia
ORIGEM INTERNA (GERADOR E EQUIPAMENTOS ASSOCIADOS)
curto‑circuito:
rotor
estator
barras/cabos
TC's
TP's
trafo elevador
serviço auxiliar
turbina
excitação
carga assimétrica
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Existindo qualquer das anormalidades mencionadas no item 2.1, deverá ocorrer a operação de uma ou mais proteções para desligar o gerador. O quadro, a seguir relaciona as anormalidades com as proteções que devem operar:
	PROTEÇÃO
	ANORMALIDADE
	Diferencial ( 87 )
	Curto-circuito no: estator (fases), trafo e equipamentos
	Terra estator ( 64 )
	Curto-circuito à terra no estator
	Terra rotor ( 64R )
	Curto-circuito no rotor
	Seqüência negativa ( 46 )
	Cara assimétrica
	Sobretensão ( 59 )
	Sobretensão
	Impedância (21)
	Curto-circuito no: estator, trafo, equipamentos, barramentos (AT) e LT (retaguarda)
	Térmico ( 49 )
	Sobrecarga
	Sobrecorrente (51)
	Curto-circuito (retaguarda) 
	Perda de excitação (40) 
	Falha na excitação, oscilação de potência
	Direcional de Potência ( 32 )
	Retorno de energia (motorização)
	Volts/hertz
	Sobreexitação /transformador
	Freqüência ( 81 ) 
	
	Balanço de tensão ( 60 )
	Queima de fusível do TP
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TIPOS DE PROTEÇÃO
Neste item são abordados os tipos mais comuns de proteção e seus princípios de funcionamento.
SOBRETENSÃO
Existem sobretensões decorrentes de:
surtos de manobra
descargas atmosféricas
rejeições de carga
falha no regulador de tensão
Os pára‑raios efetuam proteção para os surtos e descargas. Nas rejeições de carga e conseqüentes sobretensões à frequência industrial, a proteção é efetuada através dos reguladores de velocidade e tensão bem como pelos relés.
Recomenda‑se utilizar relés de sobretensão temporizados em geradores sujeitos a sobre velocidade e conseqüente sobretensão, bem como a falhas no regulador de tensão.
Os relés devem ser instalados em TP's ligados nos terminais do gerador e ajustados com temporização adequada para permitir que os reguladores de tensão e velocidade atuem normalmente. Apenas na eventual falha destes, o relé deverá operar.
Os relés de sobretensão devem ser ligados entre fases para evitar operações incorretas quando de curto‑circuito à terra no estator.
CARGA ASSIMÉTRICA (SEQÜÊNCIA NEGATIVA)
Um gerador alimentando um sistema trifásico balanceado, possui corrente de mesmo módulo defasadas de 120°. Nestas condições o fluxo de amperes‑espiras produzido pelas correntes do estator gira em sincronismo com o campo do rotor e portanto não são induzidas correntes parasitas ('eddy‑currents" ou correntes de foucault) no rotor.
Em condições anormais de operação, com o gerador alimentando carga desbalanceada (assimétrica), surge a componente de seqüência negativa na corrente do estator. A corrente de seqüência negativa produz um fluxo adicional de amperes‑espiras que gira em sentido contrário, por isso ele se move relativamente ao rotor com o dobro da velocidade síncrona. Em conseqüência surgem no rotor correntes parasitas com o dobro da frequência fundamental (120 Hz), que causam aquecimento excessivo na superfície do rotor.
O efeito do aquecimento no rotor para condições da carga assimétrica é determinado pela equação
( I2 )2 . t = k
onde:
I2 = corrente de seqüência negativa expressa em pu de corrente do estator.
t = duração do evento em segundos.
k = constante que depende das características de aquecimento da máquina. Representa a quantidade que ela pode suportar uma corrente de seqüência negativa igual à corrente nominal. Os valores típicos são;
Tipo de gerador	máximo ( I2 )2.t
Rotor cilíndrico	30
Rotor de rolos salientes 	40
A figura 1 anexa ilustra uma característica de gerador com k = 40.
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Para proteção do gerador contra carga desbalanceada, utiliza‑se um relé que monitore o nível de corrente de seqüência negativa (12), obtida através da filtragem da corrente do estator. A curva característica do relê deve ser ajustada de forma que a corrente de seqüência negativa não exceda a curva característica do gerador. Assim na fig. 1 a curva do relé deve ser plotada abaixo da curva do gerador.
A atuação da proteção deve apenas abrir os disjuntores principal e de campo, não devendo comandar a parada da máquina, pois na eventual falha de disjuntor com permanência de uma ou duas fases fechadas o gerador permanece energizado e se parar, estabelecer‑se‑á um curto-circuito devido ao rotor bloqueado.
DIFERENCIAL
A proteção diferencial de gerador é semelhante à de transformador.
Normalmente são utilizadas duas (02) proteções: uma delas apenas para o gerador, e a outra para o grupo gerador‑transformador.
No trecho entre o gerador e o transformador elevador, o relé diferencial não é sensibilizado por defeitos à terra devido aos baixos valores de corrente. Apenas defeitos entre fases sensibilizam o relê.
No lado do AT do transformador elevador o relé diferencial é sensibilizado para qualquer tipo de defeito.
Defeitos entre fases nos terminaisdo gerador, nos enrolamentos do estator, nas barras de interligação com o transformador ou neste, representam valores altíssimos de corrente. Nestas condições o gerador precisa ser desligado o mais rápido possível. A proteção diferencial atende a este requisito de rapidez. Face aos altos valores de corrente, há risco de saturação de TC's, com conseqüente 
interferência na atuação do relé diferencial. isto pode ser contornado com a utilização de relé diferencial de alta impedância.
O efeito da corrente de magnetização ("inrush current") em transformadores de geradores é bem diferente dos outros transformadores. A tensão não é aplicada subitamente através de chaveamento; o transformador está conectado diretamente ao gerador que o energiza gradualmente quando iniciada a partida e excitação. Nestas condições o fenômeno transitório de magnetização não ocorre. Assim para esta situação não seria necessário o relé diferencial possuir restrição para 2a harmônica (inrush current), sendo suficiente apenas a restrição para 5a harmônica (sobreexcitação). No entanto, podem existir situações em que aparecerá uma pequena quantidade de corrente de "inrush", como: imediatamente após a eliminação de defeito externo ao gerador‑transformador com a tensão retornando ao normal, ou energização de outro transformador em paralelo. A opinião dos fabricantes de relés é dividida neste aspecto, há os favoráveis e os contrários à utilização de restrição de harmônicas em geradores.
TERRA ESTATOR
Conforme citado no item 1.1 os geradores são normalmente aterrados através de resistência para limitar os valores de corrente de defeitos á terra. O defeito à terra é o mais comum em geradores, causado por falha de isolação de enrolamento colocando‑o em contato com o núcleo do estator. Como o gerador opera num sistema praticamente isolado, a ocorrência de defeito à terra causa um deslocamento da tensão que pode ser medido no aterramento ou nos terminais do gerador.
A magnitude da tensão depende da localização do defeito à terra. Se o defeito ocorrer nos terminais do gerador ou no trecho de interligação com o transformador, obtem‑se o maior valor de tensão. Se o defeito for interno ao gerador, o valor da tensão é reduzido proporcionalmente à tensão do enrolamento, na medida em que o defeito se move em direção ao ponto de fechamento do neutro, onde a tensão é zero. Veremos à frente que mesmo os defeitos próximos ao neutro devem ser detectados.
Um defeito à terra numa fase gera uma sobretensão de 73,2% nas outras duas fases devido ao deslocamento do neutro que resulta para as fases boas num valor de (3 vezes maior que a tensão normal.
Assim apesar de o valor da corrente à terra ser pequeno (aprox. 10 a 12A), há ocorrência de sobretensão que pode causar "stress" na isolação, sendo portanto importante que a proteção detecte o defeito. Há, ainda, a possibilidade de ocorrência de defeitos à terra em dois pontos diferentes, o que traria consequências danosas ao estator. A figura 2 anexa, ilustra o fato.
A ocorrência de um defeito à terra no ponto 1 resulta em pequeno valor de corrente devido à limitação da resistência de aterramento R. Na eventualidade de haver um segundo defeito (ponto 2) na mesma fase ou em outra, observa‑se que a resistência R é ' jumpeada" o que resultará em alto valor de corrente.
É necessário que defeitos à terra, em qualquer ponto do estator ou da conexão deste com o transformador, sejam detectados pela proteção terra‑estator. Existem dois tipos de proteção: Terra estator 100% e Terra estator 90%, que abordaremos a seguir.
TERRA ESTATOR 90 %
Esta proteção será basicamente composta por relé de sobretensão alimentado por transformador conectado no neutro do gerador ou nos terminais do mesmo (cone
ctado em delta aberto).
Quando ocorre um defeito à terra no terminal do gerador, a tensão que surge no transformador de aterramento conectado ao neutro 
de um gerador de tensão nominal igual a 13800V, será de 13800
 V como indicado na figura 3, anexa. Se o defeito ocorrer num ponto situado 10% a partir do neutro (90% do total do enrolamento), a tensão no transformador de aterramento sei ‑á igual a 10% do valor obtido quando de defeito no terminal do gerador, ou seja 1380
 V.
Devido à sensibilidade do relé, não é possível detectar defeitos localizados entre o fechamento do neutro até cerca de 10% do enrolamento.
O relé deve possuir um filtro para restrição da tensão de 3a harmônica (180 Hz) existente no gerador.
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TERRA ‑ ESTATOR 100%
Este tipo é destinado a proteger também o trecho entre o neutro do gerador e 10% do enrolamento, não coberto pela proteção descrita no item anterior (3.4.a).
A proteção terra‑estator 100% baseia‑se no princípio de detecção de tensão de 3a harmônica e/ou no princípio de medição da capacitância.
Para os geradores que produzem mais que 1 % de tensão de 3a harmônica em todas as condições de operação é possível utilizar relés que supervisionem esta tensão.
Se houver defeito à terra próximo ao fechamento do neutro até 10% do enrolamento, a tensão de 3a harmônica desaparece ativando o relé.
O princípio de medição da capacitância baseia‑se na injeção de sinal de tensão de baixa frequência no circuito do estator via transformador de aterramento. O sinal cria uma pequena corrente que flui através da capacitância do enrolamento para a terra. Esta corrente é pequena em condições normais de operação, aumentando em condições de defeito á terra porque a capacitância é "jumpeada". O relé detecta esta variação e opera.
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TERRA‑ROTOR
O circuito de campo do gerador é isolado da terra, assim um defeito à terra no enrolamento do rotor ou circuitos associados causa correntes desprezíveis. Porém na eventual ocorrência de um segundo defeito, surgirá um valor altíssimo de corrente bem como desbalanço magnético do rotor com conseqüente vibração. Isto certamente causará grandes danos ao rotor. Portanto é importante a detecção deste tipo de defeito.
Uma maneira comum de se supervisionar o circuito de campo está mostrada na figura 4, anexa. Pode ser injetado um sinal DC ou AC.
Em condições normais de operação o sinal injetado flui pela capacitância gerando uma corrente IC de baixo valor. Se houver um defeito no ponto F, o sinal injetado gerará uma corrente IF > IC. Os relés mais modernos possuem dois níveis de atuação. Um dos níveis é sensibilizado pela ocorrência de um primeiro defeito (R < 80K ) e dá alarme. O outro nível é ativado se houver um segundo defeito (R < 5k ) e dá trip.
A filosofia de atuação da proteção terra‑rotor, utilizada por fabricantes e concessionárias, é bastante variada. Há os que usam apenas alarme, os que usam alarme com desligamento após temporização grande (minutos), os que usam desligamento após a retirada da carga do gerador. Os comentários relativos são:
a filosofia de propiciar apenas alarme, conta com a probabilidade de não ocorrer o segundo defeito, evitando o desligamento do gerador. Posteriormente, assim que as condições do sistema permitirem, a máquina é desligada manualmente, o que é um aspecto positivo para a operação. Mas na eventualidade de ocorrer um segundo defeito, o que é difícil mas não impossível, teremos a danificação do rotor, o que é um aspecto negativo para o equipamento.
a filosofia de propiciar o trip é mais conservativa, enfatizando o aspecto da segurança do equipamento, o que é um aspecto positivo. Entretanto o desligamento pode acontecer num momento crucial para o sistema de potência, o que é um aspecto negativo.
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IMPEDÂNCIA
A proteção de impedância é uma retaguarda para defeitos no gerador, no transformador elevador, nas barras e nos bays de linha.Deve detectar defeitos entre fases no trecho entre o neutro do gerador e o lado de baixa tensão do transformador elevador, bem como defeitos de qualquer tipo (entre fases e fase‑terra) no lado de alta tensão do transformador elevador.
Normalmente são utilizados relés de impedância com característica circular, paralelogramo ou lente.
Devido à impedância do transformador, deve‑se ter atenção especial no cálculo do ajuste para que o relé seja sensível para qualquer tipo de defeito no lado de alta tensão e esteja coordenado com as proteções de linha.
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RETORNO DE ENERGIA
A proteção contra retorno de energia ou motorização, destina‑se mais à proteção da turbina ("prime mover") do que do gerador. A motorização ocorre quando o torque fornecido para o eixo do alternador, for insuficiente para suprir as perdas. Nestas condições o gerador passa a absorver potência ativa do sistema de potência, para manter a velocidade síncrona, operando como motor síncrono.
Para turbinas hidráulicas a ocorrência de motorização causa cavitação nas pás da turbinas e em consequência grande vibração.
Para turbinas a vapor, a motorização causa sobreaquecimento.
Para geradores movidos a diesel, a motorização pode causar fogo ou explosão devido ao combustível não queimado.
Quando ocorre a motorização com o sistema de excitação operando normalmente, tem‑se potência ativa (MW) entrando no gerador enquanto a potência reativa (MVAr) poderá estar entrando ou saindo, dependendo das condições da excitação (sobre ou sub‑excitação). Assim no diagrama da curva de capabilidade do gerador, o fasor da corrente se localizará no segundo ou terceiro quadrante.
Qualquer tipo de relé destinado a detectar a motorização, deverá ser extremamente sensível para responder à potência reversa, tendo em vista que os valores envolvidos são muito pequenos. Para um gerador rodando em velocidade síncrona, as perdas totais em percentual relativo á potência nominal são aproximadamente:
turbina a vapor 1‑3%
turbina hidráulica 1‑3%
turbina a gás 10‑50%
motor diesel 25%
Estes valores valem para casos em que o torque motriz (potência de entrada) é totalmente cortado. Nestas condições, os valores acima representam a quantidade mínima de potência (em %) que precisa ser absorvida do sistema para causar a motorização. Os relés a serem aplicados devem ter sensibilidade compatível.
Normalmente são utilizados relés direcionais de potência temporizados. Se a potência necessária para motorização for menor que 1 % (comum em grandes geradores > 200MVA), pode‑se utilizar um relé de mínima potência ativa.
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3.8	PERDA DE EXCITAÇÃO
Uma falha no sistema de excitação, resulta na perda de sincronismo do gerador que começa a operar assincronamente com velocidade maior que a do sistema. Ele passa a operar como um gerador de indução, absorvendo potência reativa do sistema para sua excitação. O fluxo principal é produzido pela corrente do estator drenada do sistema. A operação como um gerador de indução requer um fluxo de corrente com frequência de escorregamento no rotor, com esta corrente fluindo nos enrolamentos amortecedores e na superfície do rotor, o que gera sobreaquecimento na região final do estator e em partes do rotor.
O gerador também pode perder o sincronismo sem que haja falha no sistema de excitação, devido a perturbações no sistema (oscilações de potência) ou operação com carga elevada (MW) e absorvendo potência reativa (corrente de campo baixa). Nestas condições a máquina é submetida a oscilações de torque com variações grandes na corrente, potência e fator de potência.
A figura 5, em anexo, ilustra a curva de capabilidade típica de um gerador. Os pontos A, B, C, D são os limites que, em condições normais, não devem ser ultrapassados. A operação contínua abaixo do trecho CD causa aquecimento excessivo. A mínima corrente de excitação necessária para manter o sincronismo é chamada de "limite de estabilidade teórico". Uma margem de segurança é normalmente adicionada para obtenção do limite de estabilidade prático.
A proteção contra perda de excitação tem a finalidade de evitar que sejam excedidos os limites da figura 5, protegendo a máquina contra perda de sincronismo (estabilidade) e aquecimento excessivo. A maneira (filosofia) de executar a proteção varia de um fabricante para outro. Basicamente pode‑se utilizar:]
relé de sobrecorrente direcional.
O relé deve ser polarizado e ajustado de maneira que opere se ultrapassada a linha CD na figura 5.
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relé de impedância (tipo OFFSET‑MHO).
O relé com característica circular é ajustado com centro no eixo de reatância negativa, com um diâmetro igual a reatância síncrona do gerador (Xd) e off‑set igual a 0,5 da reatância transitória do gerador X'd . Em operação normal o ponto de operação do gerador permanece no 1 ° quadrante (ver figura 6), quando ocorre perda de excitação o vetor impedância desloca‑se para dentro do circulo de partida do relé, ocasionando o trip. Quando o sincronismo é perdido mas a excitação permanece intacta, a oscilação resultante faz com que o vetor impedância movimenta‑se entrando e saindo da característica do relé. Através de um integrador de tempo é possível assegurar que apesar das partidas intermitentes devidas às entradas e saídas do vetor no circulo é possível estabelecer o trip ("out of step triping") ou o bloqueio do relé ("out of step blocking"). Simulações de estabilidade do sistema conduzem à filosofia e ajuste de temporização do relé.
Combinação dos itens a e b acima.
3.9	SOBREEXCITAÇÃO (VOLTS/HERTZ)
Está proteção é destinada ao transformador elevador onde o fluxo no núcleo é dado por: 
Onde:
	K = Constante
V = tensão no transformador
F = frequência
Pode‑se observar, pela fórmula, que a sobreexcitação no transformador é causada por acréscimo da tensão e/ou redução da frequência. O aumento do fluxo, acima do valor nominal, inicia rapidamente uma saturação no núcleo com conseqüente aquecimento em curto período de tempo.
Os transformadores elevadores de usinas estão mais sujeitos à sobreexcitação devido à condição particular de operação quando eles estão conectados apenas ao gerador e ainda não sincronizados no sistema.
As normas internacionais para transformadores especificam como limite máximo de sobreexcitação contínua o valor de 5% em carga nominal, e um valor de 10% sem carga.
A proteção contra sobreexcitação é composta de relé que monitora e compara os valores de tensão (volts) e frequência (hertz), evitando que sejam excedidos os valores acima.
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TIPOS DE DEFEITOS E PROTEÇÕES ATUANTES
Os quadros a seguir, apresentam um resumo dos tipos de defeito, sua localização e que proteções devem atuar.
DEFEITOS NO TRECHO DO GERADOR ATÉ O LADO BT DO TRAFO
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DEFEITOS NO LADO AT DO TRAFO
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LIMITAÇÕES DAS PROTEÇÕES
Os quadros a seguir, apresentam um resumo das principais limitações dos diversos tipos de proteção, são limitações decorrentes dos princípios de funcionamento bem como dos equipamentos associados.
LIMITAÇÕES DAS PROTEÇÕES
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LIMITAÇÕES DAS PROTEÇÕES
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CRITÉRIOS DE AJUSTES DA PROTEÇÕES DE GERADOR
Os valores de ajuste par a os diversos tipos de proteções utilizados na CESP estão resumido à seguir.
Tratam-se de valores médios e são fruto da experiência da empresa aliada à recomendações de fabricantes.
Critérios de ajuste
	DIFERENCIAL DO GERADOR
	
	SENSIBILIDADE MÁXIMA, CONSIDERANDO OS ERROS POSSÍVEIS DE TC’s NA BASE DE 5 % POR TC.
EX.: Relé D2 (B. Boveri)
 Em geral, 10 %
	
	
	
	DIFERENCIAL DO GRUPO
	
	SENSIBILIDADE MÁXIMA, CONSIDERANDOOS ERROS POSSÍVEIS DE TC’s E TC’s AUXILIARES NA BASE DE 5 % CADA.
Em geral 25 a 30 %
	
	
	
	IMPEDÂNCIA
	
	SENSIBILIDADE SUFICIENTE PARA DETECÇÃO DE CURTOS CIRCUITOS TRIFÁSICOS E FASE-TERRA NA BARRA DE ALTA TENSÃO DA USINA
tempo = 0 . 4 a 0 . 6 s
	
	
	
	SEQUÊNCIA NEGATIVA
	
	AS PROTEÇÕES MAIS MODERNAS ( EX.: SIEMENS) POSSUEM 2 ESTÁGIOS. O PRIMEIRO ESTÁGIO É AJUSTADO.
I2 / In = 15 % 
O SEGUNDO ESTÁGIO É AJUSTADO COM BASE NA CARACTERÍSTICA I22.T DA MÁQUINA.
	
	
	
	TERRA ESTATOR
	
	MÁXIMA SENSIBILIDADE.
0 . 3 a 0 . 4 s
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	TERRA ROTOR convencionais
	
	PROTEÇÕES COM UM ESTÁGIO.
R < 1 k 0hm 5s
ALARME APENAS ou ALARME + TRIP ?
DEPENDE DO HISTÓRICO DE CADA MÁQUINA OU USINA.
	
	
	
	TERRA ROTOR 
(Siemens)
	
	POSSUEM 2 ESTÁGIOS
R < 80 k O h m - ALARME
R < 5 k 0 h m - TRIP Instantâneo
	
	
	
	VOLTS / HERTZ
 (Siemens)
	
	AJUSTADO PARA 10 % DE SOBRE - EXCITAÇÃO, DO TRANSFORMADOR ELEVADOR COM TEMPO DE 10 s.
	
	
	
	PERDA E EXCITAÇÃO
	
	PROTEÇÕES ELETROMECANICAS CONVENCIONAIS.
CRITÉRIOS SEGUNDO ORIENTAÇÃO DO MANUAL DA PROTEÇÃO:
OFF-SET 0.5 X’d
PICK- UP 1.0 X
d (DIÂMETRO) 
Tempo 0.5 – 5.0 s
	
	
	
	SOBRETENSÃO ( 59 )
	
	OS VALORES SÃO FORNECIDOS PELA ÁREA DE ESTUDOS ELÉTRICOS, EM FUNÇÃO DA SIMULAÇÃO DO COMPORTAMENTO DO SISTEMA DE POTÊNCIA DURANTE DISTURBIOS.
NORMALMENTE ESTES VALORES ESTÃO EM TORNO DE:
1.15 a 1.20 VN 2.5 s
1.25 a 1.40 VN INST.
	
	
	
	SOBRECORRENTE
	
	1.20 a 1.30 IN 5.0 s TEMPO DEFINIDO
1.20 a 1.30 IN TEMPO INVERSO
INSTANTÂNEO BLOQUEADO
	
	
	
	SOBRECARGA
	
	NEM TODAS AS MÁQUINAS POSSUEM ESTE RELÉ.
1.15 IN 65OC 5.0 >15.0s
TRIFÁSICO
BIFÁSICO-TERRA
DIFERENCIAL
IMPEDÂNCIA (RETAGUARDA)
SOBRECORRENTE ( RETAGUARDA)
DIFERENCIAL
IMPEDÂNCIA (RETAGUARDA)
SOBRECORRENTE ( RETAGUARDA)
TERRA ESTATOR
DIFERENCIAL
IMPEDÂNCIA (RETAGUARDA)
SOBRECORRENTE ( RETAGUARDA)
BIFÁSICO
TERRA ESTATOR 
FASE - TERRA
PROTEÇÕES ATUANTES
TIPO DE 
CURTO-CIRCUITO
TRIFÁSICO
BIFÁSICO-TERRA
BIFÁSICO
DIFERENCIAL ( ZONA)
IMPEDÂNCIA
SOBRECOR. GERADOR
DIFERENCIAL ( ZONA)
IMPEDÂNCIA
SOBRECOR. NEUTRO TR.
SOBRECOR. GERADOR
DIFERENCIAL ( ZONA)
IMPEDÂNCIA
SOBRECOR. GERADOR
DIFERENCIAL ( ZONA)
IMPEDÂNCIA
SOBRECOR. NEUTRO TR.
SOBRECOR. GERADOR
FASE-TERRA
PROTEÇÕES ATUANTES
TIPO DE 
CURTO-CIRCUITO
 C A P A C I T Â N C I A
 I N T E R M I T Ê N C I A
- D E F E I T O S C O M R E S I S T Ê N C I A
 D E C O N T A T O E L E V A D A
 ( C O R R E N T E B A I X A )
 - D E F E I T O S C O M R E S I S T Ê N C I A
 D E C O N T A T O E L E V A D A.
 - F A I X A D E A J U S T E ( O H M S / F A S E )
 I N S U F I C I E N T E P A R A C O B R I R 
 I M P E D Â N C I A D O TR.
- S E N S I B I L I D A D E 25 - 30% D E
 D I F E R E N Ç A D E C O R R E N T E
- S A T U R A Ç Ã O
- S O B R E E X C I T A Ç Ã O E I N R U S H
- S E N S I B I L I D A D E 5 - 10% D E
 D I F E R E N Ç A D E C O R R E N T E
- S A T U R A Ç Ã O
- S O B R E E X C I T A Ç Ã O E I N R U S H
S O B R E C O R R E N T E 
 I M P E D Â N C I A 
D I F E R E N C I A L
G R U P O
D I F E R E N C I A L
G E R A D O R
S I N T O N I A D O F I L T R O
% D E D E S B A L A N Ç O
N Í V E L D E T E R C E I R A
H A R M Ô N I C A
O S C I L A Ç Ã O T P 
O S C I L A Ç Õ E S D E P O T Ê N C I A
(L O C U S - T E M P O D E
P E R M A N Ê N C I A)
F E R R O R E S S O N Â N C I A T P 
TERRA 
ROTOR 
CARGA
ASSIMÉTRICA 
TERRA
ESTATOR 
PERDA DE
EXCITAÇÃO
 SOBRETENSÃO
Sobre
Corrente
50/51
Terra
Rotor
64 F
1)
1)
Reversão de Potência
Diferêncial do Gerador
Terra Estator
100%
Impedância
TC’s
Auxiliares
Seqüência Negativa
Sobretensão
(Thermal overload relay
RXVE 4)
Perda de Exitação
46
32
87 G
59 N
21
26
40 
59
59 F
59 N
Sobre Exitação
Terra estator (95%)
Diferencial de Grupo
87T
Trafo
Elevador
FIGURA 1
I SEQ. NEGATIVA
 (I2)
 (pu)
1 pu = I normal gerador
 
 
4
2
1
2,5
10
30
40
 TEMPO
(SEGUNDOS)
R
ESTATOR
FIGURA 2
2
1
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