Função de proteção de verificação de sincronismo do gerador (ANSI 25)
Sincronizando operações
Uma das maneiras mais fáceis de danificar um gerador é sincronizar ou paralela fora de fase com o sistema elétrico. As operações de sincronização fora de fase podem danificar ou reduzir a vida útil restante dos rotores do gerador e dos componentes estacionários.
Função de proteção de verificação de sincronismo de gerador - ANSI 25 (na foto: Sincroscópio de gerador vintage; crédito: Jack Amick via Flickr)
O valor de 1,5 por unidade foi medido por um sistema de aquisição de dados de monitoramento de torsão de eixo (projeto EPRI) em um grande usina de carvão paralela ao sistema elétrico de energia a granel de 500 kV com uma diferença angular de 12 graus durante a sincronização. As operações da fábrica reconheceram que o convés da turbina realmente tremeu.
Embora as turbinas sejam geralmente construídas paraApesar das diferenças angulares estarem acima de 10 graus, a maioria dos fabricantes recomenda limitar as operações de sincronização fora de fase a não mais do que 10 graus no máximo.
Os relés de verificação de sincronismo do gerador devem supervisionar os modos manual e automático de operação para evitar danos ao gerador de erros do operador ou de relés de sincronização automáticos com mau funcionamento.
Uma rotação no sentido horário do sincroscópio na maioria dos desenhos indica que o gerador tem uma velocidade ou frequência maior que o sistema elétrico. Esta condição é desejável para reduzir a possibilidade de que a unidade esteja em um modo de operação do motor e desarme na proteção de potência reversa quando o disjuntor estiver fechado.
As tensões devem coincidir durante a sincronização com uma tensão do gerador um pouco maior para garantir o fluxo no sistema em vez do gerador.
Figura 1 - Sincronizando as configurações do relé de verificação
A Figura 1 fornece configurações sugeridas para relés de verificação de sincronização do gerador. Os ângulos padrão propostos são 5 graus adiantados e 5 graus atrasados. Os cálculos consideram o disjuntoros tempos de fechamento e as taxas máximas de escorregamento permitidas e determinam os segundos mínimos por revolução de escopo e o ângulo de pior caso. Os segundos mínimos por rotação de escopo são fornecidos como um guia para operações ou para configurar relés de sincronização automática. As revoluções do osciloscópio não podem ir mais rápido e estar dentro da faixa de operação do relé de verificação de sincronismo.
Neste caso, o pior ângulo de 8,6 graus cumpre as recomendações do fabricante nãoparalelamente se o ângulo exceder 10 graus. A experiência demonstrou que as configurações propostas são práticas e estão dentro da capacidade operacional da maioria dos sistemas de controle de turbina-regulador.
Outras configurações disponíveis na nova versão digitalos relés podem incluir fatores de correção de relação para derivações de transformador de intensificação porque os potenciais do gerador são normalmente comparados aos potenciais de alta tensão do pátio de derivação e aos percentuais de incompatibilidade de tensão permitidos.
No entanto, os operadores da usina devem limitar as incompatibilidades de voltagem para menos de 5%, apesar de não representarem potência real e os torques do eixo serem mínimos.
Proteção contra disjuntor lento
Algumas das mais recentes funções de relé digital de verificação de sincronização também incluem proteção lenta do disjuntor. Uma vez enviado o sinal de controle do disjuntor, ele se fecha e não há como abortar a operação de fechamento porque existe um contato 52a em série com a bobina de desarme. que impede que a bobina seja energizada até que o disjuntor esteja realmente fechado.
A função de disjuntor lento pode ser configurada para operarDisjuntor de falha de disjuntor para limpar os disjuntores adjacentes se as diferenças angulares atingirem 10 graus ou mais, indicando que o disjuntor é lento para fechar por razões mecânicas.
Quantidade máxima de corrente alternada simétrica
O max. A quantidade de corrente CA simétrica que flui durante a sincronização na frequência nominal pode ser aproximada pela expressão na Figura 2 abaixo.
Tensão lateral do gerador e ohms das figuras 1e 2 (do artigo anterior) foram utilizados no cálculo e refletidos no lado de 765 kV. O sistema de ohms de curto-circuito trifásico de 765 kV foi transferido da Figura 3.
Figura 2 - Corrente de sincronização máxima simétrica
A figura 2 mostra que o Corrente de 765 kV seria aproximadamente 983 amperes e os amplificadores do gerador seriam aproximadamente 32.348 a 30 graus. A 60, 90 e 180 graus, as correntes aproximadas de 765 kV para os parâmetros apresentados na figura seriam 1897, 2682 e 3793 amps, respectivamente. A corrente lateral do gerador a 180 graus seria em torno de 124,767 ampères.
Isso não inclui o componente DC ou pico de corrente assimétrica, que também estará presente.
O torque do entreferro é difícil de calcular e depende das forças eletromecânicas, da resistência do circuito e da quantidade de transferência de potência das diferenças angulares.
A possível avaliação de danos é particularmente complicada e associada à torques de pico e as freqüências naturais do eixo e outros componentes mecânicos como o eventodecai. O equipamento associado pode ter reduzido a vida útil de outros eventos ou excursões, ciclos de inicialização / desligamento ou supervisões de projeto ou reparo, e danos importantes ao equipamento podem ocorrer se o incidente for grave o suficiente.
Toow para sincronizar o simulador DG1 e DG2
Referência // Cálculos elétricos para geração de estações por Thomas E. Baker (compra de papel na Amazon)