rfe-1-bat-ece-ido-001-reva cálculos. transformador principal.pdf

PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN DE ETEN S.A

PROYECTO PROJECT

RESERVA FRÍA ETEN CONTRATISTA CONTRACTOR

TÍTULO TITLE

CÁLCULOS. TRANSFORMADOR PRINCIPAL

Nº DE DOCUMENTO PROYECTO PROJECT DOCUMENT Nº

RFE-1-BAT-ECE-IDO-001

REV A EDITADO PARA ISSUED FOR

PARA DISEÑO FECHA DATE

9-05-2014

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Rev. A

RFE-1-BAT-ECE-IDO-001 Pág/ de/of 18

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Revisión

Revision

Fecha

Date

Modificaciones

Modifications

A 09/05/2014

EDICIÓN INICIAL


Rev. A





ÍNDICE

1. OBJETO ............................................................................................................................. 4

2. REFERENCIAS ................................................................................................................... 5

3. DATOS DE PARTIDA ......................................................................................................... 6

3.1. RED DE 220 KV .................................................................................................... 6

3.2. LÍNEA DE TRANSMISIÓN ..................................................................................... 6

3.3. TRANSFORMADOR PRINCIPAL .......................................................................... 6

3.4. GENERADORES ................................................................................................... 7

3.5. BARRAS DE FASE AISLADA ................................................................................ 7

3.6. SERVICIOS AUXILIARES ..................................................................................... 8

4. DIMENSIONAMIENTO DEL TRANSFORMADOR PRINCIPAL .......................................... 9

4.1. POTENCIA NOMINAL ........................................................................................... 9

4.2. IMPEDANCIA DE CORTOCIRCUITO .................................................................. 10

4.3. ESTUDIO DE TENSIÓN-REACTIVA ................................................................... 11

4.3.1. Resultados Caso 1 ................................................................................. 11

4.3.2. Resultados Caso 2 ................................................................................. 14

5. CONCLUSIONES .............................................................................................................. 17

6. ANEXOS ........................................................................................................................... 18


Rev. A





1. OBJETO

El objeto del presente documento es establecer las características técnicas del

TRANSFORMADOR PRINCIPAL a instalar en la Planta de Reserva Fría de Eten (Perú).

El estudio se ha realizado con el programa de diseño, análisis y simulación de sistemas

eléctricos ETAP Powerstation, de Operation Technology, Inc., versión 12.0.0C.


Rev. A





2. REFERENCIAS

[1] ISA-REP: PE-REQU-ANTE-2011-D230 “Anteproyecto de Ingeniería Subestación Reque

220 kV y obras conexas”

[2] Email RFE-CPI-GE-EML-0070. de 2012-12-13 con datos de la red 220 kV.

[3] General Electric 401A6263 “GE LOAD SUMMARY”

[4] General Electric 105T6742 “ONE LINE DIAGRAM GAS TURBINE”

[5] RFE-1-YE_-ELC-IDO-001 “Lista de Consumidores Electricos”

[6] Doc. RFE-1-YE__-ECE-IDO-001 “CÁLCULOS ELÉCTRICOS”

[7] Código Nacional de Electricidad (Suministro 2011). Ministerio de Energía y Minas. Perú.

[8] ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD DE LA PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN

DE ETEN

[9] Características técnicas y de operación de la Planta Etén. Ministerio de Economía y Finanzas.

Perú.

[10] RFE-1-MKA-EIP-WRT-001-REV0 Generator Technical Specification


Rev. A





3. DATOS DE PARTIDA

En el anexo I se incluye el esquema simplificado empleado para la simulación. En él se han

incluido los elementos descritos a continuación.

3.1. RED DE 220 kV

Se considera la red de 220 kV definida por los siguientes valores:

Tensión nominal ............................................................................................................ 220 kV

Variación de tensión .................................................................................................... ±5% Un

Frecuencia nominal ......................................................................................................... 60 Hz

Intensidad de cortocircuito trifásica ................................................................................. 9,3 kA

Intensidad de cortocircuito monofásica ......................................................................... 10,5 kA

3.2. LÍNEA DE TRANSMISIÓN

Se considera la línea de transmisión aérea desde la planta ‘Reserva Fría Eten’ hasta S.E.

Reque, situada a 2,92 km mediante cable ‘Narcissus’ (1272 MCM).

3.3. TRANSFORMADOR PRINCIPAL

Los parámetros principales del transformador principal son los siguientes:

Potencia nominal (estimada) .............................................................................. 225 / 300 MVA

Refrigeración ..................................................................................................... ONAN / ONAF

Relación de transformación .................................................................................... 220 / 18 kV

Regulación: ............................................................................................. en carga, ± 10 x 1,5%

Tensión de cortocircuito ................................................................................... 10% (225 MVA)

Grupo de conexión .......................................................................................................... YNd1

Neutro a tierra .................................................................................................. Conexión sólida


Rev. A





3.4. GENERADORES

Los datos y curvas considerados para el generador de la turbina principal se han incluido en el

anexo II:

Generador Principal

Tensión nominal .............................................................................................................. 18 kV

Variación de tensión ................................................................................................ ±5% % Un

Potencia aparente nominal ...................................................................................... 279,5 MVA

Potencia activa nominal ............................................................................................ 223,6 MW

Factor de potencia ........................................................................................................ 0,8 p.u.

Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,80 inductivo ....................................... 167 MVAr

Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,95 capacitivo ...................................... -86 MVAr

Reactancia subtransitoria saturada ............................................................................. 0,17 p.u.

Neutro a tierra .......................................................................... Mediante trafo-resist. (10Aprim)

Los datos del generador auxiliar se muestran a continuación:

Generador Auxiliar (Black Start)

Tensión nominal ........................................................................................................... 6.600 V

Potencia aparente nominal .................................................................................... 10,549 MVA

Potencia activa nominal .............................................................................................. 8,44 MW

Factor de potencia ...................................................................................................... 0,80 p.u.

Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,80 inductivo .......................................6,33 MVAr

Capacidad de potencia reactiva con cos φ =0,95 capacitivo ................................... -3,29 MVAr

Reactancia subtransitoria saturada ............................................................................. 0,16 p.u.

Neutro a tierra Mediante resist. de 762Ω (5A)

3.5. BARRAS DE FASE AISLADA

Tensión nominal .............................................................................................................. 18 kV


Rev. A





Tramo Generador-Interruptor de Generador:

o Corriente nonimal ................................................................................................... 1000 A

o Longitud .................................................................................................................... 35 m

Tramo Interruptor de Generador-Transformador Principal:

o Corriente nonimal ................................................................................................... 1000 A

o Longitud .................................................................................................................... 35 m

Tramo Interruptor de Generador-Transformador Auxiliar:

o Corriente nonimal ..................................................................................................... 400 A

o Longitud ...................................................................................................................... 8 m

Material conductor ................................................................................................................ Cu

3.6. SERVICIOS AUXILIARES

Los consumos de los servicios auxiliares de la planta se estiman en:

Potencia activa ................................................................................................................ 4 MW

Potencia reactiva .......................................................................................................... 3 MVAr

Factor de potencia ........................................................................................................ 0,8 p.u.


Rev. A





4. DIMENSIONAMIENTO DEL TRANSFORMADOR PRINCIPAL

4.1. POTENCIA NOMINAL

Para realizar el cálculo, se precisa estudiar la situación más desfavorable de trabajo en la que se

encontrará el Transformador Principal, por ello, la situación analizada es la siguiente:

Máxima generación de potencia exportada a red:

Generador Pincipal operando a plena carga con FP 0,8 inductivo.

Generador Auxiliar (Black Start) operando a plena carga con FP 0,8 inductivo

Mínimos Servicios Auxiliares de la planta en operación para conseguir plena carga en

Turbina.

Por ello, la potencia generada desde los servicios auxiliares (desde el Black Start) se estima en:

Potencia activa (generada desde auxiliares) .................................................................... 4 MW

Potencia reactiva (generada desde auxiliares) ..........................................................3,33 MVAr

Factor de potencia ...................................................................................................... 0,37 p.u.

Se ha seguido el siguiente diagrama para el dimensionamiento de la potencia nominal del

Transformador Principal:

Donde, teniendo en cuenta los datos del proyecto y estimados en la sección 3 se obtiene:

Ug = 18 kV

P1 = 223,6 MW


Rev. A





Q1 = 167 MVAr

P2 = (-4) MW *De acuerdo al sentido definido en el diagrama.

Q2 = (-3,33) MVAr *De acuerdo al sentido definido en el diagrama.

P3 = P1-P2 = 223,6 – (-4) = 227,6 MW

Q3 = Q1-Q2 = 167 –(-3,33) = 170,33 MVAr

S3 = √(P3^2+Q3^2) = 284,3 MVA < 300 MVA

U1 / U2 = 18 / 220 kV

P4, Q4 = Pérdidas en el transformador. Calculadas a partir de la siguiente estimación:

(

)

( )

|

| ( )

o = 99,7%

o

o P4 = 0,683 MW

o Q4 = 35.92 MVAr

P5 = P3-P4 = 227,6-0.683 = 226,9 MW

Q5 = Q3-Q4 = 170,33-35.92= 134.4 MVAr

S5 = √(P5^2+Q5^2) = 263,7 MVA < 300 MVA

Por lo que para el caso más desfavorable, se considera válida la potencia del Transformador

Principal de 225 /300 MVA (ONAN/ONAF).

4.2. IMPEDANCIA DE CORTOCIRCUITO

En los siguientes apartados y para una impedancia de cortocircuito del 10% (225 MVA) en el

Transformador Principal, se comprueba que las variaciones de tensión en el embarrado de

generación se encuentran dentro del rango admisible del ± 10%.

Ver documento de Cálculos Eléctricos [6].


Rev. A





4.3. ESTUDIO DE TENSIÓN-REACTIVA

El estudio de tensión-reactiva muestra la capacidad reactiva de la planta frente a las variaciones

de tensión de la red para cada una de las tomas del regulador de tensión del Transformador

Principal, verificando así que para todo el rango de tensiones posibles de la red, la planta estará

trabajando dentro de los límites establecidos en cada sistema (Generador, Barras de Fase

Aislada, Transformador Auxiliar…).

Los casos estudiados son los siguientes:

CASO CONDICIONES DE OPERACIÓN

1

- Tensión de red operando en el rango de 220±5% kV (209 ÷231 kV)

- Generador Principal operando a plena carga con FP 0,8 inductivo.

- Generador Auxiliar operando a plena carga con FP 0,8 inductivo.

2

- Tensión de red operando en el rango de 220±5% kV (209 ÷231 kV)

- Generador Principal operando a plena carga con FP 0,95 capacitivo.

- Generador Auxiliar operando a plena carga con FP 0,95 capacitivo.

Nota: Los valores marcados en verde en los resultado marcan los valores de operación que se

encuentran fuera de los límites establecidos en bornas del Generador Principal (variación de

tensión de ±5% Un acorde a [8]).

4.3.1. Resultados Caso 1

En la siguientes tablas se dan los resultados de las simulaciones con el programa ETAP en

función de la tensión de la red 220 kV y de la posición del cambiador de tomas.

En la primera tabla se dan los valores de la tensión en la barra del generador en tanto por ciento.

TAP %

TOMA Tensión de la red de 220 kV

209 214,5 220 225,5 231

15 10 - - 95,44 97,47 99,50

13,5 9 - 94,47 96,52 98,58 100,64


Rev. A





TAP %


209 214,5 220 225,5 231

12 8 - 95,55 97,64 99,72 101,82

10,5 7 94,55 96,66 98,78 100,90 103,02

9 6 95,67 97,81 99,96 102,10 104,26

7,5 5 96,81 98,99 101,17 103,35 105,53

6 4 97,99 100,20 102,41 104,63 -

4,5 3 99,21 101,45 103,69 105,94 -

3 2 100,46 102,74 105,02 - -

1,5 1 101,75 104,06 - - -

0 0 103,08 105,43 - - -

-1,5 -1 104,45 - - - -

-3 -2 105,87 - - - -

-4,5 -3 - - - - -

-6 -4 - - - - -

-7,5 -5 - - - - -

-9 -6 - - - - -

-10,5 -7 - - - - -

-12 -8 - - - - -

-13,5 -9 - - - - -

-15 -10 - - - - -

En la siguente tabla se representan los valores de la potencia transmitida a la red de 220 kV y el

factor de potencia (inductivo) en bornes del primario del transformador.

TAP %

TOMA

Tensión de la red de 220 kV

209 214,5 220 225,5 231

15 10 - - 260,07 260,98 261,84

- - 87,30 87,00 86,70

13,5 9 - 259,58 260,53 261,42 262,27

- 87,40 87,10 86,80 86,50

12 8 - 260,05 260,98 261,86 262,69

- 87,30 87,00 86,70 86,40

10,5 7 259,54 260,51 261,43 262,29 263,11

87,40 87,10 86,80 86,50 86,30

9 6 260,02 260,97 261,87 262,72 263,53

87,30 87,00 86,70 86,40 86,10


Rev. A





TAP %

TOMA


209 214,5 220 225,5 231

7,5 5 260,50 261,43 262,32 263,15 263,94

87,10 86,80 86,50 86,20 86,00

6 4 260,97 261,89 262,76 263,58 -

87,00 86,60 86,40 86,10 -

4,5 3 261,44 262,35 263,20 264,00 -

86,80 86,50 86,20 85,90 -

3 2 261,91 262,80 263,63 - -

86,60 86,30 86,10 - -

1,5 1 262,37 263,25 - - -

86,50 86,20 - - -

0 0 262,84 263,69 - - -

86,30 86,00 - - -

-1,5 -1 263,30 - - - -

86,20 - - - -

-3 -2 263,75 - - - -

86,00 - - - -

-4,5 -3 - - - - -

- - - - -

-6 -4 - - - - -

- - - - -

-7,5 -5 - - - - -

- - - - -

-9 -6 - - - - -

- - - - -

-10,5 -7 - - - - -

- - - - -

-12 -8 - - - - -

- - - - -

-13,5 -9 - - - - -

- - - - -

-15 -10 - - - - -

- - - - -


Rev. A





4.3.2. Resultados Caso 2

En la siguientes tablas se dan los resultados de las simulaciones con el programa ETAP en

función de la tensión de la red 220 kV y de la posición del cambiador de tomas.

En la tercera tabla se dan los valores de la tensión en la barra del generador en tanto por ciento.

TAP %


209 214,5 220 225,5 231

15 10 - - - - -

13,5 9 - - - - -

12 8 - - - - -

10,5 7 - - - - -

9 6 - - - - -

7,5 5 - - - - -

6 4 - - - - 94,40

4,5 3 - - - - 95,91

3 2 - - - 94,87 97,46

1,5 1 - - 93,81 96,43 99,05

0 0 - - 95,38 98,04 100,69

-1,5 -1 - 94,28 96,99 99,69 102,37

-3 -2 - 95,91 98,65 101,38 104,10

-4,5 -3 94,79 97,58 100,36 103,12 105,88

-6 -4 96,48 99,30 102,12 104,92 -

-7,5 -5 98,21 101,08 103,93 106,77 -

-9 -6 100,00 102,90 105,79 - -

-10,5 -7 101,84 104,78 - - -

-12 -8 103,74 106,73 - - -

-13,5 -9 105,70 - - - -

-15 -10 - - - - -


Rev. A





En la siguente tabla se representan los valores de la potencia transmitida a la red de 220 kV y el

factor de potencia (capacitivo) en bornes del primario del transformador.

TAP

% TOMA


209 214,5 220 225,5 231

15 10 - - - - -

- - - - -

13,5 9 - - - - -

- - - - -

12 8 - - - - -

- - - - -

10,5 7 - - - - -

- - - - -

9 6 - - - - -

- - - - -

7,5 5 - - - - -

- - - - -

6 4 - - - - 253,20

- - - - -89,80

4,5 3 - - - - 252,77

- - - - -89,90

3 2 - - - 253,10 252,34

- - - -89,80 -90,10

1,5 1 - - 253,46 252,66 251,93

- - -89,70 -89,90 -90,20

0 0 - - 253,00 252,23 251,53

- - -89,80 -90,10 -90,30

-1,5 -1 - 253,36 252,55 251,81 251,14

- -89,70 -90,00 -90,20 -90,50

-3 -2 - 252,89 252,11 251,40 250,75

- -89,90 -90,10 -90,40 -90,60

-4,5 -3 253,25 252,43 251,68 251,00 250,38

-89,70 -90,00 -90,30 -90,50 -90,70

-6 -4 252,78 251,99 251,27 250,61 -

-89,90 -90,20 -90,40 -90,60 -

-7,5 -5 252,31 251,55 250,86 250,23 -

-90,00 -90,30 -90,50 -90,80 -

-9 -6 251,86 251,13 250,47 - -


Rev. A





TAP

% TOMA


209 214,5 220 225,5 231

-90,20 -90,50 -90,70 - -

-10,5 -7 251,42 250,72 - - -

-90,40 -90,60 - - -

-12 -8 250,99 250,32 - - -

-90,50 -90,70 - - -

-13,5 -9 250,57 - - - -

-90,60 - - - -

-15 -10 - - - - -

- - - - -


Rev. A





5. CONCLUSIONES

Las características principales finalmente establecidas para el Transformador Principal son las

siguientes:

Potencia nominal ............................................................................................... 225 / 300 MVA

Refrigeración ..................................................................................................... ONAN / ONAF

Relación de transformación .................................................................................... 220 / 18 kV

Regulación: ............................................................................................. en carga, ± 10 x 1,5%

Tensión de cortocircuito ................................................................................... 10% (225 MVA)

Grupo de conexión .......................................................................................................... YNd1

Neutro a tierra .................................................................................................. Conexión sólida

Además, de los estudios realizados en la sección 4, se concluye que el bloque de potencia

Generador-Transformador Principal opera dentro de los límites establecidos tanto de tensión,

como de capacidad para cualquier caso de operación en la red.


Rev. A





6. ANEXOS

Anexo I: Esquema Unifilar

Anexo II: Datos Generador


Rev. A

ANEXO I

RFE-1-BAT-ECE-IDO-001 Pág/Page 1 de/of 2




ANEXO I:

ESQUEMA UNIFILAR

One-Line Diagram - OLV1 (Load Flow Analysis)

page 1 18:37:17 abr 30, 2014 Project File: Eten-XFR_PPL

RESERVA FRÍA ETEN

DIMENSIONAMIENTO DE TRANSFORMADOR

PRINCIPAL (REV A)

SS_AA

18 kV

BUS GEN

18 kV

S.E. Etén

220 kV

S.E. Reque

220 kV

1MKA76_BS

8,44 MW

Servicios_Aux

5 MVA

Red eléctrica Peruana

3022 MVAsc

Narcissus

AL 2,92 km

1BAT10

13,33 %Z

220/18 kV

YNd1

300 MVA

6% TapP

1MKA10

225 MW

Isolated Phase CU

35 m

Isolated Phase CU

35 mIsolated Phase CU

8 m

SS_AA

18 kV

S.E. Reque

220 kV

BUS GEN

18 kV

S.E. Etén

220 kV

1MKA10

225 MW

Isolated Phase CU

35 m

Isolated Phase CU

35 m

1BAT10

13,33 %Z

220/18 kV

YNd1

300 MVA

6% TapP

Isolated Phase CU

8 m

Red eléctrica Peruana

3022 MVAsc

Narcissus

AL 2,92 km

Servicios_Aux

5 MVA

1MKA76_BS

8,44 MW


Rev. A

ANEXO II

RFE-1-BAT-ECE-IDO-001 Pág/Page 1 de/of 14




ANEXO II:

DATOS GENERADOR

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A 106T0023 1 -

©COPYRIGHT 2012 GE ENERGY (USA), LLC AND/OR ITS AFFILIATES. All rights reserved. The information contained herein is GE Energy Generator Proprietary Technical Information that belongs to the General Electric Company, GE Energy (USA), LLC and/or their affiliates, which has been provided solely for the express reason of restricted private use. All persons, firms, or corporations who receive such information shall be deemed by the act of their receiving the same to have agreed to make no duplication, or other disclosure, or use whatsoever for any, or all such information except as expressly authorized in writing by the General Electric Company, GE Energy (USA), LLC and/or its affiliates.

GE CLASS II (INTERNAL NON-CRITICAL)

SIGNATURES & DATES

GE ENERGY GENERAL ELECTRIC COMPANYGENERATOR

Schenectady, NY, USA

DRAWN - L. Cruz

DRAWN DATE (YYYY-MM-DD) - 12/10/26

CHECKED - See PLM

GENERATOR ELECTRICAL DATAUTE Reserva Fria Eten

CHECKED DATE (YYYY-MM-DD) -12/10/26

ENGR - SEE PLM

ENGRG DATE (YYYY-MM-DD) - 12/10/26FIRST MADE FOR: 761X201 MLI/COST CODE: C902

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726191 - UTE

SIZE DWG NO SH REV

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A 106T0023DRAWN - L. Cruz

DRAWN DATE (YYYY-MM-DD) - 12/10/26 RDO CODE: SHEET 2 of 12

ESTIMATED GENERATOR DATA

Customer: ACS Cobra

Station/Project: UTE Reserva Fria Eten

Generator Number: 761X201

Generator Type: 7FH2B LU

GENERATOR RATING

Data for Proposal No/Electrical Design: 726191G2 Jul 23 2012

ATB 2 281250 kVA 3600 RPM 18000 Volts 0.8 PF 45 psig (310 kPa) 42 °C Gas 225000 kW 9021 Amps410 Field Volts 79 Ft (24.1 m) Alt 0.44 SCR 60 Hz 3 Phase WYE Connection

Exciter Rating

Type Static

875 kW 410 Volts 2134 D.C.Amps Field Amps @ Generator rated Load 2011

Total temperatures are guaranteed not to exceed:

Stator coils: 104 °C by embedded detector

Field coils 120 °C by Resistance

Collector Gas Rise 20 °C by RTD

Insulation Class

Armature F

Field F

Temperature Rise

B

B

COOLING WATER REQUIREMENTS @ GENERATOR RATING

Generator Output: 281250 kVA

Loss to Coolers: 2075 kW

Inlet Water Temperature: 36.4 °C

Outlet Cold Gas Temperature 42 °C

Coolant 100% Water

Maximum Fouling Factor: 0.0005 ft2 hr °F/ Btu (0.0881 m2 °K/ kW)

Total Water Flow Required: 1820 GPM (413.1 m3/hr) (total for all coolers)

Coolant temperature Max 40.7 °C

Head Loss Per Cooler: 12.92 Feet of Water (38.6 kPa)

Maximum Operating Pressure: 125 psig (862 kPa)

DIELECTRIC TESTS (Between coils and ground, 50/60 hertz AC for 1 min)

Stator 37000V

Rotor 3750V



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REACTANCES (Per Unit): Direct Axis Quadrature AxisSaturated Synchronous Xdv 2.39 Xqv 2.27Unsaturated Synchronous Xdi 2.39 Xqi 2.27Saturated Transient X'dv 0.265Unsaturated Transient X'di 0.300 X'q 0.505Saturated Sub transient X"dv 0.170 X"qv 0.170Unsaturated Sub transient X"di 0.220 X"qi 0.220Saturated Negative Sequence X2v 0.170Unsaturated Negative Sequence X2i 0.220Saturated Zero Sequence X0v 0.115Unsaturated Zero Sequence X0i 0.115Saturated Leakage Reactance Xlv 0.150Unsaturated Leakage Reactance Xli 0.170

FIELD TIME CONSTANTS (Seconds @ 125 °C)Open Circuit T'd0 7.7 T'q0 0.62Three Phase Short Circuit Transient T'd3 0.77 T'q 0.14Line To Line Short Circuit Transient T'd2 1.32Line To Neutral Short Circuit Transient T'd1 1.6Short Circuit Sub transient T"d 0.026 T"q 0.026Open Circuit Sub transient T"d0 0.039 T"q0 0.076

ARMATURE DC COMPONENT TIME CONSTANTS (Seconds@ 100 °C)

Three Phase Short Circuit Ta3 0.42Line To Line Short Circuit Ta2 0.42Line To Neutral Short Circuit Ta1 0.32

ARMATURE WINDING SEQUENCE RESISTANCES (Per Unit)

Positive R1 0.0033Negative R2 0.0155Zero R0 0.0067

Reactance, Resistance and Time Constant data may be interpreted per IEEE 115, Part II.

The base reactance (“UNIT”) is calculated by the armature kV squared / MVA.

Base reactance = 1.152 Ohms

Rotor Short-Time Thermal Capacity, (I2)2t 10 s

Turbine-Generator Combined Train Inertia, WR2

389970 lb-ft2

(16433 kg-m2)

Turbine-Generator Combined Inertia Constant, H 4.151 kW-s/kVA

Three Phase Armature Winding Capacitance 0.9651 F

Armature Winding DC Resistance (Per Phase) 0.001472 Ω (100 °C)

Field Winding DC Resistance 0.1804 Ω (125 °C)

Field Current At Rated Kva, Armature Voltage, & PF 2011 A

Field Current At Rated Kva, Armature Voltage, 0 PF Lagging*

2460 A

(*For Systems Study Only - Not Allowable Operating Point)



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MACHINE SATURATION DATA

S/1.0 = 0.0792 Machine saturation may be calculated from the data of curves A and B of

S/1.2 = 0.7214 “ESTIMATED SATURATION AND SYNCHRONOUS IMPEDANCE CURVES”.

“S/1.0” is the field amp difference from B to A divided by the field amp of A at 1.0 pu voltage.

X/R RATIO

X/R = 134 X/R ratio equals “XPP/DV” * base reactance / armature DC resistance at 100 C



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rfe-1-bat-ece-ido-001-reva cálculos. transformador principal.pdf

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