alejandro marmolejo, abb switzerland, 12 noviembre de · pdf fileieee std c37.013 será...
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Aplicación de Interruptores de Generador para incrementar la Fiabilidad y Rentabilidad de Centrales Hidroeléctricas de Bombeo
Alejandro Marmolejo, ABB Switzerland, 12 Noviembre de 2014
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Contenido
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Introducción
Ventajas de usar Interruptores de Generador
Requisitos técnicos y criterios de selección
Fenómeno de ceros retrasados de corriente en centrales
hidroeléctricas de bombeo
Nuevo estándar para Interruptores de Generador
Introducción
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Uno de los objetivos principales de un operador de una planta
eléctrica es obtener la máxima disponibilidad al menor costo
posible.
Cómo se conecta el generador a la red de AT, y cómo se asegura
el suministro de energía a los servicios auxiliares tendrá gran
influencia en la disponibilidad de la planta.
Conexión
directa
Esquema con
interruptor de
generador
(GCB)
Introducción
1950 1960 1970 1980 1990 2000
Al comienzo interruptores convencionales de
distribución eran utilizados como interruptores
de generador.
Conexión Busbar
Air-blast GCB (desde 1954)
Con el aumento de la talla de los generadores,
los ratings de la máquina excedieron los
niveles de cortocircuito y corrientes nominales
de los interruptores disponibles. Por este
motivo la “conexión directa” comenzó a ser
adopatada.
Conexión directa Conexión con Interruptor
de Generador
SF6 GCB (desde 1984)
1954: Air-blast circuit-breakers (stand-alone/mounted in cubicle)
1969: Air-blast circuit-breakers mounted in the run of the IPB (Isolated Phase Busbar)
1984: SF6 circuit-breakers with pneumatic drive (mounted in the run of the IPB) 1992: SF6 circuit-breakers with hydraulically charged spring operating mechanism (stand-alone/mounted in cubicle) 1995: SF6 circuit-breakers with hydraulically charged spring operating mechanism (mounted in the run of an IPB)
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Introducción
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Conexión con Interruptor de Generador Conexión directa
(sin Interruptor de Generador)
G
EHV HV
MT
UT ST
AUX
G
EHV HV
MT
UT ST
GCB
AUX
Introducción
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Conexión con Interruptor de Generador
G
EHV
MT
UT
GCB
AUX
G
EHV
MT
UT
GCB
AUX
Introducción
G
EHV HV
ST
G
SSSS
PRD PRD
MT
SFC
BSBS
AUX
MT
G
EHV
MT MT
G
PRD PRD
UT
GenCB
SFC
AUX
BS
GenCB
BSSS
SS SS
SS
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Conexión con Interruptor de Generador
Esquema Típico de Centrales Hidroeléctricas de Bombeo
Conexión directa
(sin Interruptor de Generador)
Sistema Interruptor de Generador Tipo HECPS-S Vista Completa
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Interruptor de freno
Módulo de Interrupción
Módulos de seccionadore
s
Cubículo de control
Sistema Interruptor de Generador Tipo HECPS-S Vista de un Polo del Módulo GCB
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Seccionador Arranque SFC
Seccionador Arranque BtB
Transformador de corriente
Transformador de tensión
Cámara de Interrupción
Sistema Interruptor de Generador Tipo HECPS-S Interruptor de Freno
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Ventajas de usar Interruptores de Generador
Ventajas de usar Interruptores de Generador
Simplificación de los procedimientos de la planta
Mejora de la protección del generador y del
transformador principal
Mayor disponibilidad de la planta
Beneficios económicos
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Ventajas de usar Interruptores de Generador Simplificación de los procedimientos de la planta
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Provee un esquema lógico.
Durante el arranque y apagado del generador un
único interruptor tiene que ser operado, reduciendo
substancialmente el número de operaciones de
conmutación necesarias
Las responsabilidades de la operación de la planta
y la red de AT quedan claramente definidos.
Simplificación de los
procedimientos
Mejora de la protección
Mayor disponibilidad de la planta
Beneficios económicos
Ventajas de usar Interruptores de Generador Mejora de la protección
Máxima selectividad de las zonas de
protección.
Corrientes alimentadas directamente por el
generador pueden ser interrumpidas dentro de
un máximo de cuatro ciclos:
Explosión del transformador principal luego de una falla interna.
Destrucción térmica de devanados amortiguadores debido a condiciones de carga desequilibrada.
Interrupción rápida y selectica de diversos tipos
de fallas:
Destrucción mecánica del set turbina-generador en caso de operación como motor (“generator motoring”).
Estrés térmico/dinámico sobre el generador en caso de sincronizacón fuera de fase.
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Simplificación de los
procedimientos
Mejora de la protección
Mayor disponibilidad de la planta
Beneficios económicos
Ventajas de usar Interruptores de Generador Mayor disponibilidad de la planta
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Simplificación de los
procedimientos
Mejora de la protección
Mayor disponibilidad de la planta
Beneficios económicos
Incremento de disponibilidad
0.3-0.6%
Interrupción rápida y
selectiva de diversos tipos
de fallas
Sincronización más fiable
Suministro de servicios
auxiliaries directamente
desde red principal
Se evita la commutación
del sumministro a servicios auxiliares
Simplificación de los
procedimientos
Ventajas de usar Interruptores de Generador Beneficios económicos
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Simplificación de los
procedimientos
Mejora de la protección
Mayor disponibilidad de la planta
Beneficios económicos
Integración de diversos elementos en el interior
de la envolvente del interruptor de generador.
Es posible omitir el transformador de central y
elementos asociados de AT y MT.
Una mayor disponibilidad conduce a un mayor
número de horas de funcionamiento y, por tanto,
a un beneficio ecónomico para el operador de la
planta.
Requisitos técnicos y criterios de selección
Requisitos técnicos y criterios de selección Requisitos para Interruptores de Generador
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Los requisitos técnicos impuestos en interruptores de generador son muy diferentes a aquéllos de interuptores convencionales de transmisión y distribución.
Debido a la ubicación de instalación de un interruptor de generador, se imponen requerimientos técnicos muy severos sobre éste con respecto a:
Corriente nominal
Corrientes de cortocircuito (desde red AT y generador)
Corrientes de falla debidas a sincronización fuera de fase
Grado de asimetría, ceros retrasados de corriente.
Tasa de crecimiento de TRV
Requisitos técnicos y criterios de selección Normas para Interruptores de Generador
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IEEE Std C37.013 “IEEE Standard for AC High-Voltage Generator Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis” cubre los requisitos para la aplicación de interruptores de generador. Es el único estándar en el mundo que cubre específicamente los requisitos para interruptores de generador.
IEC 62271-100 “High-Voltage Switchgear and Controlgear – Part 100: High-Voltage Alternating-Current Circuit-Breakers” excluye explícitamente de su alcance las aplicaciones de interruptores de generador.
IEEE Std C37.013 será prontamente reemplazada por una nueva revisión, IEC/IEEE 62271-37-013 (desarrollo conjunto entre IEC y IEEE)
Requisitos técnicos y criterios de selección Selección de un Interruptor de Generador
Corriente nominal de corto circuito, (alimentada por la red de AT): Simétrica, grado de asimetría , TRV
Corriente de cortocircuito alimentada por el generador: Simétrica, grado de asimetría , TRV
Capacidad de interrupción de corrientes fuera de fase: Simétrica, grado de asimetría , TRV
Capacidad de interrupción de corriente nominal: Simétrica, TRV
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Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT
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110 kV
Sk = 10 GVA
100 MVA
110/13.8 kV
uk = 12 %
99 MVA
13.8 kV
cos = 0.8
X’’dv = 13.5%
Tiempo de separación de contactos 50 ms:
Ipk = 90.5 kA Isym = 33.2 kA a = 63.5 %
IscTS
G
Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT
Característica del grado se asimetría:
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ac
dc
I
Ia
2
Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT (tcs = 40 ms)
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0
50
100
150
200
250
0 500 1000 1500 2000
I SC
sys
(kA
rms)
Generator Rated Power (MVA)
Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT (tcs = 40 ms)
Grado de asimetría promedio = 72.2%
En ningún caso es > 100%
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0
20
40
60
80
100
0 500 1000 1500 2000
DO
Asy
s(%
)
Generator Rated Power (MVA)
Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador
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110 kV
Sk = 10 GVA
100 MVA
110/13.8 kV
uk = 12 %
99 MVA
13.8 kV
cos = 0.8
X’’dv = 13.5%
Tiempo de separación de contactos 50 ms:
Ipk = 95.6 kA Isym = 23.8 kA a = 133.4 %
IscG
G
Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador
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Característica del grado se asimetría:
ac
dc
I
Ia
2
Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador
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- 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160
0
20
40
60
80
100
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5
De
gre
e o
f a
sy
mm
etr
y (
%)
Cu
rre
nt
(kA
)
Time (s)
a.c. component d.c. component
generator-source short-circuit current degree of asymmetry
Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador (tcs = 40 ms)
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Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador (tcs = 40 ms)
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Máquinas con polos salientes normalmente
tienen menor grado de asimetría
Turbinas de gas de baja potencia
normalmente tienen mayor grado de
asimetría
Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador
Los siguiente casos deben ser investigados para confirmar la idoneidad del
interruptor de generador para interrumpir las corrientes de cortocircuito
alimentadas por el generador:
a) Generador sin carga previo a la falla
b) Generador entregando potencia con factor de potencia inductivo previo a la falla
c) Generador entregando potencia con factor de potencia capacitivo previo a la falla
Los datos técnicos del generador en cuestión deben ser usados para los cálculos.
Source: IEC 17A/993/CD IEEE P62271-37-013 D 9.3
Requisitos técnicos y criterios de selección Sincronización fuera de fase
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110 kV
Sk = 10 GVA
100 MVA
110/13.8 kV
uk = 12 %
99 MVA
13.8 kV
cos = 0.8
X’’dv = 13.5%
Tiempo de separación de contactos 50 ms:
Ipk = 92.9 kA Isym = 27.8 kA a = 92.2 %
Iop
G
Requisitos técnicos y criterios de selección Sincronización fuera de fase
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Característica del grado se asimetría:
ac
dc
I
Ia
2
Requisitos técnicos y criterios de selección Sincronización fuera de fase
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Influencia de
ángulo de
desfase
60° out-of-phase condition
180° out-of-phase condition 120° out-of-phase condition
90° out-of-phase condition
Fenómeno de ceros retrasados de corriente en centrales hidroeléctricas de bombeo Interruptores SF6 v/s Vacío
Interrupción de corrientes con ceros retrasados de corriente
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El fenómeno de ceros retrasados de corriente ocurre generalmente en caso de:
Falla en terminales del generador
Sincronización fuera de fase
Fallas lado BT de un transformador elevador de tres devanados
1
2
3
Interrupción de corrientes con ceros retrasados de corriente
La resistencia eléctrica del arco que se forma luego de la separación de los
contactos del interruptor de generador es una resistencia adicional que reduce la
contante de tiempo la componente d.c de la corriente, acelerando su
decaimiento.
arcRRf
X
2
Current
0
Time (s)
Interrupción de corrientes con ceros retrasados de corriente Interruptores de SF6 v/s Vacío
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-5000
-4000
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4
Time (ms)
V
-120000
-100000
-80000
-60000
-40000
-20000
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
A
Arc-voltage Current
Interruptor de generador de SF6 Interruptor de generador de vacío
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
104 105 106 107 108 109 110 111 112
Time (ms)
V
-120000
-100000
-80000
-60000
-40000
-20000
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
A
Arc-voltage Current
Falla en terminales del generador
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I
HV - System
F
Generator #2
HV C i rcuit - Breaker
Step - Up Transformer
Generator Circuit - Breaker #1
Generator Circuit - Breaker #2
Generator #1
Falla en terminales del generador Generador sin carga previo a la falla
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Interrupción de corriente alimentada por el generador con
interruptor de generador de SF6
(falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 17.6 ms)
Interrupción de corriente alimentada por el generador
con interruptor de generador de SF6
(falla cuando UA = max, tiempo de arco = 20.2 ms)
Interrupción de corriente alimentada por el generador con
interruptor de generador de Vacío
(falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 39 ms)
Interrupción de corriente alimentada por el generador con
interruptor de generador de Vacío
(falla cuando UA = max, tiempo de arco = 80.9 ms)
tcp
tcp
tcp
tcp
SF6 Vacío
Falla
cuando
UA = 0
Falla
cuando
UA = max
Sincronización fuera de fase
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November 13, 2014 | Slide 40
I
HV - System
Generator #2
HV C i rcuit - Breaker
Step - Up Transformer
Generator Circuit - Breaker #1
Generator Circuit - Breaker #2
Generator #1
Sincronización fuera de fase Ángulo de desfase de 90°
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November 13, 2014 | Slide 41
Interrupción de corriente fuera de fase (0 =90°) con
interruptor de generador de SF6
(falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 16.5 ms)
Interrupción de corriente fuera de fase (0 =90°) con
interruptor de generador de SF6
(falla cuando UA = max, tiempo de arco = 18.9 ms)
Interrupción de corriente fuera de fase (0 =90°) con
interruptor de generador de Vacío
(falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 18.2 ms)
Interrupción de corriente fuera de fase (0 =90°) con
interruptor de generador de Vacío
(falla cuando UA = max, tiempo de arco = 206.8 ms)
tcp
tcp
tcp
tcp
SF6 Vacío
Falla
cuando
UA = 0
Falla
cuando
UA = max
Falla lado BT de un transformador elevador de tres devanados
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November 13, 2014 | Slide 42
HV-System
F
Generator #2
HV Circuit-Breaker
Step-Up Transformer
Generator Circuit-
Breaker #1
Generator Circuit-
Breaker #2
Generator #1
I
Falla lado BT de un transformador elevador de tres devanados
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November 13, 2014 | Slide 43
Interrupción de corriente con interruptor de generador de
SF6 (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 13.5 ms)
Interrupción de corriente con interruptor de generador de
SF6 (falla cuando UA = max, tiempo de arco = 14.9 ms)
Interrupción de corriente con interruptor de generador de
Vacío (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 138.4 ms)
Interrupción de corriente con interruptor de generador de
Vacío (falla cuando UA = max, tiempo de arco = 199.4 ms)
tcp
tcp
tcp
tcp
SF6 Vacío
Falla
cuando
UA = 0
Falla
cuando
UA = max
Portafolio de Productos ABB System Type
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November 13, 2014 | Slide 44
(4’000) 8‘000 10‘000 12‘000 13‘700 17‘100 21‘700 22‘000 26‘500 28‘500 (50‘000)
Corriente nominal [A] at 60 Hz
Corriente Nominal de Cortocituito [kA]
HEC 8A
HEC 8B
HEC 8C
300
210
190
170
140
130
100
80
50
HEC 7S
HEC 7A
HEC 7B
HEC 7C
HECS-100 (HECPS-3S)
HECS-130 (HECPS-5S)
HECS- 80
S M L XLp XXLp
Lplus
HEC 9
VD4G-50 in
cubicle (vacío)
Máquinas con polos salientes normalmente
tienen menor grado de asimetría
Portafolio de Productos ABB Open Type
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November 13, 2014 | Slide 45
6’300 8‘000 8‘600
130
100
63
50
HECS-100R
HECS-130R
Corriente nominal [A] at 60 Hz
HVR-63XS HVR-63S
VD4G-50
Corriente Nominal de Cortocituito [kA]
(vacío)
ABB Product Portfolio VD4G-50 - Ratings
System-fed fault Generator-fed
fault (2)
Out of Phase
90°
Load current
Breaking current (kArms) 50 50/37 25 4
Degree of asymmetry (%) 75 (1) 110/130 75 –
E2 (kVpeak) 27.6 27.6 39.0 13.8
RRRV (kV/µs) 3.5 1.6 3.3 1.0
td (µs) 1.0 0.5 1.0 1.0
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(1) based on d.c. time constant of 133 ms and opening time of 30 ms
(2) Class G1 as per the classification of IEC/IEEE 62271-37-013
Nueva Norma para Interruptores de Generador: IEC/IEEE 66271-37-013
Nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013 Ratings – Corrientes alimentadas por el generador
Un grado de asimetría de 110% no es representativo de lo que ocurre en
aplicaciones reales.
Un grado de asimetría de 130% es más adecuado.
La nueva norma introducirá dos clases para la capacidad de interrupción
de corrientes alimentadas por el generador:
Iscg con 110% grado de
asimetría
0.74 x Iscg with 130%
grado de asimetría
Clase G1
Iscg con 130% grado de
asimetría
Clase G2
Grado de asimetría al momento de separación de los contactos es independiente del tiempo en que éstos se separan
Nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013 Pruebas de Tipo – Ceros Retrasados de Corriente
Estrictos requisitos se imponen en el interruptor de generador con
respecto al tiempo de arco (1,5 ciclos).
Dicha prueba no es evidencia suficiente de la capacidad del interruptor
de generador para interrumpir corrientes que posean tal forma de onda.
La prueba se require para derivar la característica de tension de arco vs
corriente y determinar el modelo de la tension de arco del interruptor de
generador.
La capacidad del interruptor de generador para interrumpir corrientes que
posean ceros retrasados de corriente debe ser determinada por medio de
estudios que consideren el efecto de la tensión de arco.
“The capability of the generator circuit-breaker to
interrupt the current with delayed zero crossings shall
be ascertained by computations that consider the
effect of the arc voltage on the prospective short-
circuit current.”
Source:
IEC 17A/993/CD
IEEE P62271-37-013 D 9.3
Nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013 Estudios de Aplicación
Los siguientes estudios se deben realizar para cada
proyecto:
Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT
Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador
Corriente de falla por sincronización fuera de fase
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sin carga
carga nominal f.p inductivo
carga nominal f.p capacitivo
efecto de
tensión de arco
UA = 0
UA = max
UA = 0
UA = max
efecto de
tensión de arco
SF6
o
Vacío
Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador
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November 13, 2014 | Slide 52
Corriente de falla
Tiempo
Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador
Caso sin Interruptor de Generador (“conexión directa”)
Is
Ig
Red AT G
Is+Ig
Ig
Interrupción del
Interruptor de AT
decenas de ms
segundos
Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador
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November 13, 2014 | Slide 53
Corriente de falla
Time
Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador
Caso con Interruptor de Generador
Is
Ig
Grid G
Is+Ig
Ig
decenas de ms
segundos
Interrupción del
Interruptor de AT
Interrupción del
Interruptor de Generador
Aumento de Presión en Transformadores de Potencia
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t [ms]
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
Inte
rru
pto
r d
e G
en
era
do
r
Inte
rru
pto
r d
e A
T
P [bar]
Presión máxima soportada por el tanque
50 100 150 250 200
falla entre devanado AT y tanque
devanado AT completamente cortocircuitado
porción devanado cortocircuitado
falla contacto del tap changer
15%
Tap Changer
25% 30%
falla a través del bushing
10% 5%
Fallas Transformador Principal
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Falla Transformador Principal – sin Interruptor de Generador
Secuencia de eventos:
t = 0 ms: falla a tierra lado AT
del transformador
t = 45 ms: cortocircuito bifase
t = 95 ms: cortocircuito trifase
t ≈ 150 ms: explosión del
transformador
Fallas Transformador Principal
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November 13, 2014 | Slide 56
Generator
Transformer Failure -
without Generator
Circuit-Breaker
Carga desbalanceada de corta duración
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HV Circuit breaker: 1 phase does not close HV Circuit breaker: 1 phase does not open Transformer HV bushings: single phase earth fault Transformer HV bushings: two phase fault Transformer LV terminals: two phase fault Transformer HV windings: various types of faults HV circuit-breaker: two phase flashover
Fallas monofase y bifase
Componente inversa interactúa
con los devanados de
amortiguamiento
Esfuerzos mecánicos y
térmicos críticos
Carga desbalanceada de corta duración
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November 13, 2014 | Slide 58
Unbalanced Load Condition – without
Generator Circuit-Breaker
Carga desbalanceada de corta duración
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November 13, 2014 | Slide 59
Unbalanced Load Condition – without Generator Circuit-Breaker
The rotor’s touching of the
stator destroyed the
generator completely
Carga desbalanceada de corta duración
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November 13, 2014 | Slide 60
Unbalanced Load Condition – without
Generator Circuit-Breaker
Generator Motoring – sin Interruptor de Generador
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November 13, 2014 | Slide 61
GS
3~
Generator
Pn = 500 MW
Main Transformer Overhead Line
(Transmission)
Coupling
Overhead Line
HV Circuit-Breaker
Internal breakdown at HV circuit-breaker, pole L1 •Generator starts working as motor
•Speed is increasing again
Open command •Three-phase network interruption
•Turbine-generator unit is running down normally
Mechanical destruction of turbine-generator set •Shaft and bearings are destroyed
•Generator is lifted out of the foundation
•12 meter high explosive flame
Generator Motoring – sin Interruptor de Generador
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n [min-1] Objeto
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2250
2500
2750
3000
0
2 4 6 8 10 12 14 16 0
18 20 22 24 26 28 30 32
n [min -1]
t [min]
2420 Generador
870 Generador
2040
1800
2010 1940 Turbina
Velocidad Crítica del Rotor
curso normal
1643
2142
luego de la
destrucción mecánica
Generator Motoring – sin Interruptor de Generador
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Generator Motoring – sin Interruptor de Generador
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Generator Motoring – sin Interruptor de Generador
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Sincronización fuera de fase
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Sincronización fuera de fase –
Sin interruptor de Generador
Cálculo de Disponibilidad Esquema de central eléctrica
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Central Termoeléctrica
(2 x 600 MW)
Esquema con GCB
Central Termoeléctrica
(2 x 600 MW)
Esquema con GCB y
Transformador de Apagado
Central Termoeléctrica
(2 x 600 MW)
Conexión Directa
Escenario de Referencia
Caso 1 Caso 2 Caso 3
Cálculo de Disponibilidad Esquema de central eléctrica
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Resultados de Cálculo de Disponibilidad
para una de las unidades de 600 MW
Potencia promedio entregada
P
ow
er
[MW
]
520
515
510
505
500
525
530
Case 2
Case 1
Case 3
Average Power Output of Unit (Assumed Value)
G
Braking/short circuiting switch
START
Generator Mode
G1
G2
M
START
Pumping Mode; „Back-to-back“- Starting
CLOSE
G1
M
OPEN
Pumping Mode; „SFC“- Starting
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