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ABB Switzerland Ltda, 23 Abril 2015
Aplicación de Interruptores de Generador para incrementar la Fiabilidad y Rentabilidad de Centrales EléctricasJornadas Técnicas ABB en Perú
Agenda
Ventajas de usar un Interruptor de Generador
Requisitos técnicos y criterios de selección
Nueva Norma para Interruptores de Generador: IEC/IEEE 62271-37-013
Portafolio ABB
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Introducción
Introducción
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Conexión con Interruptor de GeneradorConexión sin Interruptor de Generador
G
EHV HV
MT
UT ST
AUX G
EHV HV
MT
UT STGCB
AUX
Introducción
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Conexión con Interruptor de Generador
G
EHV
MT
UTGCB
AUX G
EHV
MT
UTGCB
AUX
Air-blast GCB (desde 1954) SF6 GCB (desde 1984)
1950 1960 1970 1980 1990 2000
Introducción
Conexión Busbar Conexión directa Conexión con Interruptor de Generador
Con el aumento de la tallade 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.
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Ventajas de usar un Interruptor de Generador
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Ventajas de usar un Interruptor de Generador
G
EHV HV
MT
UT STGenCB
AUX
Conexión con Interruptor de Generador
Ventajas de usar Interruptores de GeneradorSimplificación de los procedimientos de la planta
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Provee un esquema lógico.
Durante el arranque y apagado del generador unúnico interruptor tiene que ser operado, reduciendosubstancialmente el número de operaciones deconmutación necesarias
Las responsabilidades de la operación de la plantay la red de AT quedan claramente definidos.
Simplificación de los
procedimientos
Mejora de la protección
Mayor disponibilidadde la planta
Beneficios económicos
Ventajas de usar Interruptores de GeneradorMejora 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 fallainterna.
Destrucción térmica de devanados amortiguadores debidoa condiciones de carga desequilibrada.
Interrupción rápida y selectiva de diversos tiposde fallas:
Destrucción mecánica del set turbina-generador en casode operación como motor (“generator motoring”).
Estrés térmico/dinámico sobre el generador en caso desincronizacón fuera de fase.
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Simplificación de los
procedimientos
Mejora de la protección
Mayor disponibilidadde la planta
Beneficios económicos
Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador
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Corriente de falla
Tiempo
Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador
Caso sin Interruptor de Generador (“conexión directa”)
IsIgRed ATG
Is+Ig
Ig
Interrupción delInterruptor de AT
decenas de ms segundos
Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador
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Corriente de falla
Time
Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador
Caso con Interruptor de Generador
IsIgGridG
Is+Ig
Ig
decenas de ms segundos
Interrupción delInterruptor de AT
Interrupción delInterruptor de Generador
Ventajas de usar Interruptores de GeneradorMayor disponibilidad de la planta
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Simplificación de los
procedimientos
Mejora de la protección
Mayor disponibilidadde la planta
Beneficios económicos
Incremento de disponibilidad
0.3-0.6%
Interrupción rápida y
selectiva de diversos tipos
de fallas
Sincronizaciónmás fiable
Suministro de serviciosauxiliaries
directamentedesde red principal
Se evita la commutación
del sumministroa serviciosauxiliares
Simplificación de los
procedimientos
Se minimiza el costoso dañosecundario y los largos tiempos
requerdios para reparación
Ventajas de usar Interruptores de GeneradorBeneficios económicos
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Simplificación de los
procedimientos
Mejora de la protección
Mayor disponibilidadde la planta
Beneficios económicos
Integración de diversos elementos en el interiorde la envolvente del interruptor de generador.
Es posible omitir el transformador de central yelementos asociados de AT y MT.
Una mayor disponibilidad conduce a un mayornúmero de horas de funcionamiento y, por tanto,a un beneficio ecónomico para el operador de laplanta.
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Cálculo de DisponibilidadEsquema de central eléctrica
2 x 600 MW Power Station Unit Connection
Escenario ReferenciaCaso 1
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Cálculo de DisponibilidadEsquema de central eléctrica
2 x 600 MW Power Station Layout with Generator Circuit -Breaker and Shut-Down Transformer
Caso 2
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Cálculo de DisponibilidadEsquema de central eléctrica
2 x 600 MW Power Station Layout with Generator Circuit -Breaker
Caso 3
Cálculo de DisponibilidadEsquema de central eléctrica
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Resultados de Cálculo de Disponibilidadpara una de las unidades de 600 MWPotencia promedio entregada
Pow
er [M
W]
520
515
510
505
500
525
530
Cas
e 2
Cas
e 1
Cas
e 3
Average Power Output of Unit (Assumed Value)
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Requisitos técnicos y criterios de selección
Requisitos técnicos y criterios de selecciónRequisitos para Interruptores de Generador
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t [ms]
50403020100-10-20
-30
-40
u (t)
i (t)
Características de corrientesde cortocircuito
Características de TRV
Tasa de Crecimiento
Debido a su ubicación de instalación, se imponenrequerimientos técnicos muy severos sobre éstecon respecto a:
Corriente nominal
Corrientes de cortocircuito (desde red AT ygenerador)
Corrientes de falla debidas a sincronizaciónfuera de fase
MagnitudAsimetría
EstándaresIEEE C37.013 v/s IEC 62271-100
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IEEE Std C37.013 / IEEE Std C37.013a
IEC 62271-100
Interruptores que han sidodiseñados y probados
según la norma IEC 62271-100 no cumplen con los
estrictos requisitos técnicosimpuestos en interruptores
de generador
Requisitos técnicos y criterios de selecciónCorrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT
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110 kVSk = 10 GVA
100 MVA110/13.8 kV
uk = 12 %
99 MVA13.8 kV
cos = 0.8X’’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 selecciónCorrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT
Característica del grado se asimetría:
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ac
dc
II
a2
Requisitos técnicos y criterios de selecciónCorrientes de cortocircuito alimentadas por el generador
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110 kVSk = 10 GVA
100 MVA110/13.8 kV
uk = 12 %
99 MVA13.8 kV
cos = 0.8X’’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 selecciónCorrientes de cortocircuito alimentadas por el generador
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Característica del grado se asimetría:
ac
dc
II
a2
Requisitos técnicos y criterios de selecciónCorrientes 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
ABB prueba 130% grado de asimetría
Requisitos técnicos y criterios de selecciónSincronización fuera de fase
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110 kVSk = 10 GVA
100 MVA110/13.8 kV
uk = 12 %
99 MVA13.8 kV
cos = 0.8X’’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 selecciónSincronización 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
La norma para interruptores de generador sólo define una prueba de tipo para sincronización fuera de fase con desfase de 90°. No obstante, un caso tan severo como
el de sincronización con 180° de desfase puede ocurrir en la realidad.
Una prueba de tipo para sincronización fuera de fase con 180° puede ser incluida en las especificaciones del interruptor.
Requisitos técnicos y criterios de selecciónSincronización fuera de fase - 180°
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Pruebas para demostrar la capacidad de interrupción de un GCB para interrumpir corrientes que resultan the una sincronización fuera de fase de 180° deben mostrar
Una magnitud de corriente simétrica mayor al 85% de la corriente de cortocircuito alimentada por la red de AT (system-source short-circuit current);
Una tasa de crecimiento del TRV (RRRV) ≥ 6.25 kV/s.
Una prueba de tipo realizada con
Una magnitud de corriente simétrica equivalente al 50% corriente de cortocircuito alimentada por la red de AT (system-source short-circuit current);
RRRV igual o menor a 5.2 kV/s;
No es una prueba de la capacidad de ese interruptor para interrumpir corrientes de falla resultantes de una sincronización fuera de fase de 180°.
Requisitos técnicos y criterios de selecciónTensión Transitoria de Recupero (TRV)
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Requisitos técnicos y criterios de selecciónTRV – Efecto de capacitores
Los capacitores se conectandurante las pruebas deinterrupción.
El capacitor, por lo tanto, debeser considerado como parteintegral del interruptor degenerador.
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“The interrupting capability demonstrated by these tests is valid only if capacitors of the same capacitance value as used during the tests are installed according to the tested
configuration.”
efecto del capacitor
Fenómeno de ceros retrasados de corriente
Interruptores SF6 v/s Vacío
Interrupción de corrientes con ceros retrasados de corriente
La resistencia eléctrica del arco que se forma luego de la separación de loscontactos del interruptor de generador es una resistencia adicional que reduce lacontante de tiempo la componente d.c de la corriente, acelerando sudecaimiento.
arcRRfX
2
Current
0Time (s)
Interrupción de corrientes con ceros retrasados de corrienteInterruptores 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
Requisitos técnicos y criterios de selecciónCorrientes de cortocircuito alimentadas por el generador
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110 kVSk = 10 GVA
100 MVA110/13.8 kV
uk = 12 %
99 MVA13.8 kV
cos = 0.8X’’dv = 13.5%
Tiempo de separación de contactos 50 ms:
Ipk = 95.6 kA Isym = 23.8 kA a = 133.4 %
IscG
G
Falla en terminales del generadorGenerador 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 generadorcon 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
FallacuandoUA = 0
Fallacuando
UA = max
Nueva Norma para Interruptores de Generador: IEC/IEEE 62271-37-013
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Nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013
IEEE C37.013
IEEE C37.013a
IEC/IEEE 62271-37-013
Nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013Ratings – Corrientes alimentadas por el generador
Un grado de asimetría de 110% no es representativo de lo que ocurre enaplicaciones reales.
Un grado de asimetría de 130% es más adecuado.
Nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013Ratings – Corrientes alimentadas por el generador
Un grado de asimetría de 110% no es representativo de lo que ocurre enaplicaciones reales.
Un grado de asimetría de 130% es más adecuado.
La nueva norma introducirá dos clases para la capacidad de interrupciónde 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
La nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013 exigirá al menos una prueba de tipo con grado de asimetría de 130%
Nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013Pruebas de Tipo – Ceros Retrasados de Corriente
Estrictos requisitos se imponen en el interruptor de generador conrespecto al tiempo de arco (1,5 ciclos).
Dicha prueba no es evidencia suficiente de la capacidad del interruptorde generador para interrumpir corrientes que posean tal forma de onda.
La prueba se require para derivar la característica de tension de arco vscorriente y determinar el modelo de la tension de arco del interruptor degenerador.
La capacidad del interruptor de generador para interrumpir corrientes queposean ceros retrasados de corriente debe ser determinada por medio deestudios 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 62271-37-013Estudios de Aplicación
Los siguientes estudios se deben realizar para cadaproyecto: 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
Nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013Clarificación acerca de uso de capacitores en pruebas de tipo
© ABB Group April 27, 2015 | Slide 43
GridGIsIg "The interrupting capability
demonstrated by these tests is valid only if capacitors of the
same capacitance value as used during the tests are installed
according to the tested configuration.”
Source: IEC 17A/993/CD IEEE P62271-37-013 D 9.3
De acuero al estándard de interruptores de generador, el valor de capacitancia equivalente requerida para las pruebas de tipo debe ser especificada en los reportes de éstas y en la placa del interruptor.
El mismo valor de capacitancia debe ser ocupado para todas las pruebas de interrupción.
La capacidad de interrupción demontrada por las pruebas de interrupción es válidaúnicamente si capacitores del mismo valor a aquellos utilizados durante las pruebas son instalados con el interruptor de generador entregado para un proyecto específico.
Ejemplo de Reporte KEMA:
© ABB Group April 27, 2015 | Slide 44
Portafolio ABB 2015
Portafolio ABBInterruptores de Generador
Portafolio ABBInterruptores de Generador
Máquinas con polos salientes normalmente tienen menor grado de asimetría
• Nuevo interruptor de generador en vacío VD4G-50 ya probado de acuerdo a IEEE C37.013 y IEC/IEEE 62271-37-013.
• ABB es el único fabricante que ofrece ambas tecnologías.
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Sistema de Interruptor de Generador Familia HECS 80-800 MVA
Surge arrester
Current transformer
Voltage transformer
Series Disconnector
Interrupting chamber
Diseño estandarizado y compacto
Hasta 20.000 CO sin carga o 20 años
Una familia para generadores desde 100 hasta 800 MVA, hasta 23’000 A y 130 kA
Refrigeración natural
Máxima confiabilidad con másde 2’500 unidades a la fecha
Excede los requisitos mínimosde IEEE C37.013-1997
(130% asimetría, OOF180°)
Estado del Arte Interruptores de GeneradorSistema de Contactos SF6/Aire v/s SF6/SF6
Sistema de contactos SF6/Aire
Contactos de arco
Contactos principales
seccionador
Sistema de contactos SF6/SF6
Contactos de arco
Contactos principales
seccionador
Transformador de tensión destruido por
ferroresonancia Largos tiempos de commutación
Chispas generadas durantecommutación en aire→ fallas a tierra
Humedad, polución, etc
Visibilidad
Para especificar sistema de contactos SF6/SF6 basta mencionar que
ambos contactos, de arco y principales, deben estar
aislados en gas SF6
Sistema de Contactos– Aire/SF6Duración de la Commutación
Convencionalmente, los GCBs a SF6 tienen commutación en SF6, pero en algunos modelos nuevos, la commutación de la corriente de los contactosprincipales a los contactos de arco occure en aire.
Cuando los contactos principales se separan, la corriente que continúafluyendo a través de ellos conlleva a la formación de un arco, i.e, el arco de commutación.
Este arco se extingue cuando toda la corriente fluye a través de los contactosde arco.
La duración de la commutación es más larga cuando la capacidad dieléctricadel gas es menor.
En aire la duración de la commutación es 1.5 a 2 veces más larga que la commutación en las mismas condiciones en SF6 (confirmado por tests y cálculos) .
Contactos de arco
Contactos principales
seccionador
Sistema de Contactos– Aire/SF6Generación de Chispas
© ABB
Chispas que occurren en aire durante la commutación pueden conllevar a la reducciónde la capacidad dieléctrica.
A pesar de la posible presencia de barreras de contención de las chispas, este tipo de occurencias no puede ser elimnada porcompleto.
Fallas a tierra con la consecuenteautoextinción del arco pueden dar origen al fenómeno de ferroresonancia.
Como consecuencia, grandes corrientes de saturación fluyen a través de los devanadosprimarios de los transformadores de tensión, calentando los devanados y frecuentementeconllevando a la destrucción de éstos.
Transformador de Tensión destruido por Ferroresonancia
Sistema de Contactos– Aire/SF6Presión de la IPB
© ABB
Con los contactos principales en aire, problemas puedenocurrir si el aire de la IPB está a presión atmosférica.
Estos problemas incluyen la posible humedad, contaminación, etc., sobre los principales contactos que pueden:
afectar el ciclo de vida de la aplicación y
incrementar la tasa de falla
del interruptor de generador.
© ABB
Puede ocurrir que los contactos principales y los contactos de arco cierren accidentalment bajo tensión con el seccionador abierto (e.g, generador desconectado y transformador energizado).
Los contactos principales serían estresados por la formación de un arco, sin posibilidad de commutar la corriente a los contactos de arco (seccionador en posición abierta)
Esta condición conllevaría a una falla catastrófica con severos daños.
Contactos principales
Contactos de arco Seccionador
Sistema de Contactos– Aire/SF6Commutación en Aire
Sistema de Contactos– Aire/SF6Commutación en Aire
© ABB
Debido a que tanto los contactos principales como el seccionador hacen la función de un seccionador convencional, la posición de ambos debe ser visible.
Debido al diseño del sistema de contactos, no essiempre posible tener la posición de los contactosprincipales y del seccionador fácilmente visibles.
Contactos principales
Contactos de arco Seccionador
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Mecanismo de operación de resorte hidro-mecánico
Estado del Arte Interruptores de GeneradorMecanismo de Operación
in all ABB applications
Estado del Arte Interruptores de GeneradorMecanismo de Operación
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HMB 4HMB 1
HMB 8
El reconocido mecanismo de operaciónde resorte hidro-mecánico tipo HMB es el más confiable según el paper A2-206 presentado en CIGRE’ 2012
Los interruptores de generador en SF6 con mecanismo de operación de resorte hidro-mecánico tienen una tasa de falla 6 veces menor que aquéllos con tecnología a aire comprimido y la mitad de aquéllos en SF6 con mecanismo de operación neumático.
Estado del Arte Interruptores de GeneradorRefrigeración e Interrupción Independientes
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• Refrigeración por convección de aire
• Falla en refrigeración no afecta la capacidad de interurpción
• Menos SF6
• Bajo mantenimiento
• Alta fiabilidad
Refrigeración Natural
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