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© ABB Group April 27, 2015 | Slide 1

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



Introducción

Introducción


Conexión con Interruptor de GeneradorConexión sin Interruptor de Generador

G

EHV HV

MT

UT ST

AUX G

EHV HV

MT

UT STGCB

AUX

Introducción


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.



G

EHV HV

MT

UT STGenCB

AUX

Conexión con Interruptor de Generador

Ventajas de usar Interruptores de GeneradorSimplificación de los procedimientos de la planta


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.



procedimientos




Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador


Corriente de falla

Tiempo


Caso sin Interruptor de Generador (“conexión directa”)

IsIgRed ATG

Is+Ig

Ig

Interrupción delInterruptor de AT

decenas de ms segundos



Corriente de falla

Time


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



procedimientos




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


procedimientos

Se minimiza el costoso dañosecundario y los largos tiempos

requerdios para reparación

Ventajas de usar Interruptores de GeneradorBeneficios económicos



procedimientos




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.


Cálculo de DisponibilidadEsquema de central eléctrica

2 x 600 MW Power Station Unit Connection

Escenario ReferenciaCaso 1



2 x 600 MW Power Station Layout with Generator Circuit -Breaker and Shut-Down Transformer

Caso 2



2 x 600 MW Power Station Layout with Generator Circuit -Breaker

Caso 3



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)


Requisitos técnicos y criterios de selección

Requisitos técnicos y criterios de selecciónRequisitos para Interruptores de Generador


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


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


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:


ac

dc

II

a2

Requisitos técnicos y criterios de selecciónCorrientes de cortocircuito alimentadas por el generador


110 kVSk = 10 GVA

100 MVA110/13.8 kV

uk = 12 %

99 MVA13.8 kV

cos = 0.8X’’dv = 13.5%


Ipk = 95.6 kA Isym = 23.8 kA a = 133.4 %

IscG

G



Característica del grado se asimetría:

ac

dc

II

a2

Requisitos técnicos y criterios de selecciónCorrientes de cortocircuito alimentadas por el generador(tcs = 40 ms)


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


110 kVSk = 10 GVA

100 MVA110/13.8 kV

uk = 12 %

99 MVA13.8 kV

cos = 0.8X’’dv = 13.5%


Ipk = 92.9 kA Isym = 27.8 kA a = 92.2 %

Iop

G

Requisitos técnicos y criterios de selecciónSincronización fuera de fase


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°

© ABB

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)


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.


“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


-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



110 kVSk = 10 GVA

100 MVA110/13.8 kV

uk = 12 %

99 MVA13.8 kV

cos = 0.8X’’dv = 13.5%


Ipk = 95.6 kA Isym = 23.8 kA a = 133.4 %

IscG

G

Falla en terminales del generadorGenerador sin carga previo a la falla


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


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


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


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:


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.


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


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


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 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 de arco Seccionador


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


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


• Refrigeración por convección de aire

• Falla en refrigeración no afecta la capacidad de interurpción

• Menos SF6

• Bajo mantenimiento

• Alta fiabilidad

Refrigeración Natural

abb switzerland ltda, 23 abril 2015 aplicación de

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