jjtt_peabb2015_interruptores-de-generador-(2).pdf

© 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
Eléctricas
Jornadas 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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© ABB Group
Introducción

Introducción
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Conexión con Interruptor de Generador
Conexión sin Interruptor de Generador
G
EHV HV
MT
UT ST
AUX
G
EHV HV
MT
UT ST
GCB
AUX

Introducción
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G
EHV
MT
UT
GCB
AUX
G
EHV
MT
UT
GCB
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 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.

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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
ST
GenCB
AUX

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

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 selectiva 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

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”)
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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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

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
Se minimiza el costoso daño
secundario y los largos tiempos
requerdios para reparación

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.

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Cálculo de Disponibilidad
Esquema de central eléctrica
2 x 600 MW Power Station
Unit Connection
Escenario Referencia
Caso 1

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Layout with Generator
Circuit -Breaker and
Shut-Down Transformer
Caso 2

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Layout with Generator
Circuit -Breaker
Caso 3

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Resultados de Cálculo de Disponibilidad
para una de las unidades de 600 MW
Potencia promedio entregada
Power
[MW]
520
515
510
505
500
525
530
Case
2
Case
1
Case
3
Average Power Output of Unit (Assumed Value)

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Requisitos técnicos y criterios de
selección

Requisitos técnicos y criterios de selección
Requisitos para Interruptores de Generador
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t
[ms]
50
40
30
20
10
0
-10
-
20
-
30
-
40
u (t)
i (t)
Características de corrientes
de cortocircuito
Características de TRV
Tasa de
Crecimiento
Debido a su ubicación de instalación, 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
Magnitud
Asimetría

Estándares
IEEE 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 sido
diseñados y probados
según la norma IEC 62271-
100 no cumplen con los
estrictos requisitos técnicos
impuestos en interruptores
de generador

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

Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT
Característica del grado se asimetría:
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ac
dc
I
I
a
2


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

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Característica del grado se asimetría:
ac
dc
I
I
a
2


(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

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

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
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.

Sincronización 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°.

Tensión Transitoria de Recupero (TRV)
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TRV – Efecto de capacitores
 Los capacitores se conectan
durante las pruebas de
interrupción.
 El capacitor, por lo tanto, debe
ser considerado como parte
integral del interruptor de
generador.
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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 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.
 
arc
R
R
f
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

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

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)
interruptor de generador de Vacío
(falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 39 ms)
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

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

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.

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
La nueva Norma IEC/IEEE 62271-37-013 exigirá al menos una prueba de tipo con
grado de asimetría de 130%

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

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

Clarificación acerca de uso de capacitores en pruebas de tipo
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Grid
G
Is
Ig
"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 válida
únicamente 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
Interruptores de Generador

Portafolio ABB
Interruptores 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 más
de 2’500 unidades a la fecha
Excede los requisitos mínimos
de IEEE C37.013-1997
(130% asimetría, OOF180°)

Estado del Arte Interruptores de Generador
Sistema 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 durante
commutación 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/SF6
Duración de la Commutación
 Convencionalmente, los GCBs a SF6 tienen commutación en SF6, pero en
algunos modelos nuevos, la commutación de la corriente de los contactos
principales a los contactos de arco occure en aire.
 Cuando los contactos principales se separan, la corriente que continúa
fluyendo 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 contactos
de arco.
 La duración de la commutación es más larga cuando la capacidad dieléctrica
del 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

Generación de Chispas
© ABB
 Chispas que occurren en aire durante la
commutación pueden conllevar a la reducción
de la capacidad dieléctrica.
 A pesar de la posible presencia de barreras de
contención de las chispas, este tipo de
occurencias no puede ser elimnada por
completo.
 Fallas a tierra con la consecuente
autoextinción del arco pueden dar origen al
fenómeno de ferroresonancia.
 Como consecuencia, grandes corrientes de
saturación fluyen a través de los devanados
primarios de los transformadores de tensión,
calentando los devanados y frecuentemente
conllevando a la destrucción de éstos.
Transformador de Tensión
destruido por Ferroresonancia

Presión de la IPB
© ABB
 Con los contactos principales en aire, problemas pueden
ocurrir 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
Commutación en Aire

Commutación 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 es
siempre posible tener la posición de los contactos
principales y del seccionador fácilmente visibles.
Contactos de arco Seccionador

Mecanismo de Operación
© ABB Group
HMB 4
HMB 1
HMB 8
El reconocido mecanismo de operación
de 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.

Refrigeración e Interrupción Independientes
© ABB Group
• 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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