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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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November 13, 2014 | Slide 1

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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Standard presentaion HGI.ppt

Standard presentaion HECS.ppt

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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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



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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procedimientos




Ventajas de usar Interruptores de Generador Mayor disponibilidad de la planta

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procedimientos




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


procedimientos

Ventajas de usar Interruptores de Generador Beneficios económicos

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procedimientos




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%


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

IscG

G


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ac

dc

I

Ia

2


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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


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%


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

Iop

G


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ac

dc

I

Ia

2


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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 #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)


interruptor de generador de Vacío

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




tcp

tcp

tcp

tcp

SF6 Vacío

Falla

cuando

UA = 0

Falla

cuando

UA = max


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I

HV - System

Generator #2

HV C i rcuit - Breaker

Step - Up Transformer



Generator #1

Sincronización fuera de fase Ángulo de desfase de 90°

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Interrupción de corriente fuera de fase (0 =90°) con












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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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

© ABB Group


Interrupción de corriente con interruptor de generador de

SF6 (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 13.5 ms)


SF6 (falla cuando UA = max, tiempo de arco = 14.9 ms)


Vacío (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 138.4 ms)


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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(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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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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Corriente de falla

Tiempo


Caso sin Interruptor de Generador (“conexión directa”)

Is

Ig

Red AT G

Is+Ig

Ig

Interrupción del

Interruptor de AT

decenas de ms

segundos


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Corriente de falla

Time


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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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


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Unbalanced Load Condition – without

Generator Circuit-Breaker


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Unbalanced Load Condition – without Generator Circuit-Breaker

The rotor’s touching of the

stator destroyed the

generator completely


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Unbalanced Load Condition – without

Generator Circuit-Breaker

Generator Motoring – sin Interruptor de Generador

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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


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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


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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


(2 x 600 MW)

Esquema con GCB y

Transformador de Apagado


(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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