Alejandro Marmolejo, ABB Switzerland, 12 Noviembre de 2014

Aplicación de Interruptores de Generador para incrementar la Fiabilidad y Rentabilidad de Centrales Hidroeléctricas de Bombeo © ABB Group November 13, 2014 | Slide 1

Contenido

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

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 2

Introducción



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)

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 3

Introducción

Con el aumento de la tallaconvencionales de los generadores, Al comienzo interruptores de los ratings de la máquina los distribución eran utilizadosexcedieron como interruptores niveles de cortocircuito y corrientes nominales de generador. de los interruptores disponibles. Por este motivo la “conexión directa” comenzó a ser adopatada. 1950

1960

1970

Air-blast GCB (desde 1954)

1980

1990

Conexión con Interruptor Conexión Busbar directa de Generador

2000

SF6 GCB (desde 1984)

1969: mounted in the run ofin the (Isolated 1954: circuit-breakers (stand-alone/mounted cubicle) 1995: SF6 circuit-breakers with hydraulically charged spring operating (mounted in the run ofinan 1992: (stand-alone/mounted 1984: Air-blast pneumatic drive (mounted inIPB the run of mechanism thePhase IPB)Busbar) IPB) cubicle) © ABB Group November 13, 2014 | Slide 4

Introducción Conexión directa (sin Interruptor de Generador) EHV

EHV

HV

MT

ST

UT

ST

GCB

G AUX

November 13, 2014 | Slide 5

HV

MT

UT

© ABB Group

Conexión con Interruptor de Generador

G

AUX

Introducción Conexión con Interruptor de Generador

EHV

EHV

MT

MT

GCB G

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 6

UT

UT

GCB

AUX

G

AUX

Introducción Conexión directa (sin Interruptor de Generador)

EHV

HV

EHV

MT

PRD

PRD

Conexión con Interruptor de Generador

MT

PRD

PRD

MT

ST BS

BS

GenCB BS

GenCB SS G

SS G

SS

SS

MT

SS G

BS

SS SFC

G

AUX SFC AUX

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 7

Esquema Típico de Centrales Hidroeléctricas de Bombeo

UT

Sistema Interruptor de Generador Tipo HECPS-S Vista Completa Módulos de seccionadore s

Interruptor de freno

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 8

Módulo de Interrupción

Cubículo de control

Sistema Interruptor de Generador Tipo HECPS-S Vista de un Polo del Módulo GCB

Seccionador Arranque BtB Transformador de tensión

Seccionador Arranque SFC Cámara de Interrupción Transformador de corriente

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 9

Sistema Interruptor de Generador Tipo HECPS-S Interruptor de Freno

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 10

Ventajas de usar Interruptores de Generador

Ventajas de usar Interruptores de Generador

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 12



Simplificación de los procedimientos de la planta



Mejora de la protección del generador y del transformador principal



Mayor disponibilidad de la planta



Beneficios económicos

Ventajas de usar Interruptores de Generador Simplificación de los procedimientos de la planta Simplificación de los procedimientos



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.

Mejora de la protección

Mayor disponibilidad de la planta

Beneficios económicos

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 13

Ventajas de usar Interruptores de Generador Mejora de la protección Simplificación de los procedimientos



Máxima selectividad de las zonas de protección.



Corrientes alimentadas directamente por el generador pueden ser interrumpidas dentro de un máximo de cuatro ciclos:

Mejora de la protección

Explosión del transformador principal luego de una falla interna. Mayor disponibilidad de la planta

Destrucción térmica de devanados amortiguadores debido a condiciones de carga desequilibrada. 

Beneficios económicos

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.

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 14

Ventajas de usar Interruptores de Generador Mayor disponibilidad de la planta Interrupción rápida y selectiva de diversos tipos de fallas

Simplificación de los procedimientos

Mejora de la protección

Simplificación de los procedimientos Incremento de disponibilidad 0.3-0.6%

Mayor disponibilidad de la planta

Beneficios económicos

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 15

Sincronización más fiable

Se evita la commutación del sumministro a servicios auxiliares

Suministro de servicios auxiliaries directamente desde red principal

Ventajas de usar Interruptores de Generador Beneficios económicos Simplificación de los procedimientos

Mejora de la protección

Mayor disponibilidad de la planta

Beneficios económicos

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 16



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 

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

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 18

Requisitos técnicos y criterios de selección Normas para Interruptores de Generador 

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)

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 19

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

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 20

Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT 110 kV Sk = 10 GVA

100 MVA 110/13.8 kV uk = 12 %

IscTS

99 MVA 13.8 kV

G © ABB Group November 13, 2014 | Slide 21

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 %

Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT Característica del grado se asimetría:

a

I dc 2 I ac

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 22

Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT (tcs = 40 ms)

ISCsys (kArms)

250

200

150

100

50

0 0

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 23

500

1000 Generator Rated Power (MVA)

1500

2000

Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por la red de AT (tcs = 40 ms)

DOAsys (%)

100

80

60

40

20

0 0

500

1000 Generator Rated Power (MVA)

1500

Grado de asimetría promedio = 72.2% En ningún caso es > 100% © ABB Group November 13, 2014 | Slide 24

2000

Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador 110 kV Sk = 10 GVA

100 MVA 110/13.8 kV uk = 12 %

IscG

99 MVA 13.8 kV

G © ABB Group November 13, 2014 | Slide 25

cos  = 0.8 X’’dv = 13.5%

Tiempo de separación de contactos 50 ms: Ipk = 95.6 kA

Isym = 23.8 kA

a = 133.4 %

Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador Característica del grado se asimetría:

a

I dc 2 I ac

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 26

160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 -

100

Current (kA)

80 60 40 20 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

Time (s)

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 27

a.c. component

d.c. component

generator-source short-circuit current

degree of asymmetry

0.5

Degree of asymmetry (%)

Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador

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

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 28

Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador (tcs = 40 ms) Turbinas de gas de baja potencia normalmente tienen mayor grado de asimetría

Máquinas con polos salientes normalmente tienen menor grado de asimetría

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 29

Requisitos técnicos y criterios de selección Corrientes de cortocircuito alimentadas por el generador 

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 110 kV Sk = 10 GVA

100 MVA 110/13.8 kV uk = 12 % Iop

99 MVA 13.8 kV

G © ABB Group November 13, 2014 | Slide 31

cos  = 0.8 X’’dv = 13.5%

Tiempo de separación de contactos 50 ms: Ipk = 92.9 kA

Isym = 27.8 kA

a = 92.2 %

Requisitos técnicos y criterios de selección Sincronización fuera de fase Característica del grado se asimetría:

a

I dc 2 I ac

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 32

Requisitos técnicos y criterios de selección Sincronización fuera de fase Influencia de ángulo de desfase

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 33

180° out-of-phase condition

120° out-of-phase condition

90° out-of-phase condition

60° 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 

El fenómeno de ceros retrasados de corriente ocurre generalmente en caso de: 1

Falla en terminales del generador

2

Sincronización fuera de fase

3

Fallas lado BT de un transformador elevador de tres devanados

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 35

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.



X 2f R  Rarc 

Current

0

Time (s)

Interrupción de corrientes con ceros retrasados de corriente Interruptores de SF6 v/s Vacío 5000

120000

500

4000

100000

400

120000 100000

80000

3000

80000 300

60000

60000

2000

200

40000 1000 V

40000 100

20000

0

0 0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

-1000

0.4

-20000

A

V

0 104

20000

105

106

107

108

109

-100

-40000 -2000

110

111

A 0 112 -20000 -40000

-200

-60000 -3000

-80000

-4000 -5000 Time (ms) Arc-voltage

-80000

-100000

-400

-120000

-500

-100000 -120000 Time (ms)

Current

Interruptor de generador de SF6

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 37

-60000 -300

Arc-voltage

Current

Interruptor de generador de vacío

Falla en terminales del generador HV-System

HV Circuit-Breaker

Step-Up Transformer

F Generator CircuitBreaker #1

Generator #1

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 38

I

Generator CircuitBreaker #2

Generator #2

Falla en terminales del generador Generador sin carga previo a la falla SF6

Vacío

Falla cuando UA = 0 tcp Interrupción de corriente alimentada por el generador con interruptor de generador de SF6 (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 17.6 ms)

tcp

Interrupción de corriente alimentada por el generador con interruptor de generador de Vacío (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 39 ms)

Falla cuando UA = max tcp Interrupción de corriente alimentada por el generador con interruptor de generador de SF6 © ABB Group (falla cuando UA = max, tiempo de arco = 20.2 ms) November 13, 2014 | Slide 39

tcp Interrupción de corriente alimentada por el generador con interruptor de generador de Vacío (falla cuando UA = max, tiempo de arco = 80.9 ms)

Sincronización fuera de fase HV-System

HV Circuit-Breaker

Step-Up Transformer

Generator CircuitBreaker #1

Generator #1

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 40

I

Generator CircuitBreaker #2

Generator #2

Sincronización fuera de fase Ángulo de desfase de 90° SF6

Vacío

Falla cuando UA = 0 tcp

tcp Interrupción de corriente fuera de fase (0 =90°) con interruptor de generador de SF6 (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 16.5 ms)

Interrupción de corriente fuera de fase (0 =90°) con interruptor de generador de Vacío (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 18.2 ms)

Falla cuando UA = max tcp Interrupción de corriente fuera de fase (0 =90°) con interruptor de generador de SF6 © ABB Group (falla cuando UA = max, tiempo de arco = 18.9 ms) November 13, 2014 | Slide 41

tcp

Interrupción de corriente fuera de fase (0 =90°) con interruptor de generador de Vacío (falla cuando UA = max, tiempo de arco = 206.8 ms)

Falla lado BT de un transformador elevador de tres devanados

HV-System

HV Circuit-Breaker

Step-Up Transformer

F Generator CircuitBreaker #1

Generator #1

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 42

I

Generator CircuitBreaker #2

Generator #2

Falla lado BT de un transformador elevador de tres devanados SF6

Vacío

Falla cuando UA = 0 tcp

Interrupción de corriente con interruptor de generador de SF6 (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 13.5 ms)

tcp

Interrupción de corriente con interruptor de generador de Vacío (falla cuando UA = 0, tiempo de arco = 138.4 ms)

Falla cuando UA = max tcp

Interrupción de corriente con interruptor de generador de SF6 (falla cuando UA = max, tiempo de arco = 14.9 ms)

© ABB Group November 13, 2014 | Slide 43

tcp

Interrupción de corriente con interruptor de generador de Vacío (falla cuando UA = max, tiempo de arco = 199.4 ms)

Portafolio de Productos ABB System Type Corriente Nominal de Cortocituito [kA]

300

HEC 9

210 HEC 7C

HEC 8C

HEC 7B

HEC 8B

HEC 7A

HEC 8A

190 170 140 130

HEC 7S HECS-130 (HECPS-5S)

100 HECS-100 (HECPS-3S)

Máquinas con polos salientes normalmente tienen menor grado de asimetría

80 HECS- 80

50

VD4G-50 in cubicle (vacío)

(4’000) ©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 44

S

M

L

8‘000

10‘000

12‘000

Lplus 13‘700

XLp

XXLp

17‘100

Corriente nominal [A] at 60 Hz

21‘700

22‘000

26‘500

28‘500 (50‘000)

Portafolio de Productos ABB Open Type Corriente Nominal de Cortocituito [kA] 130

HECS-130R

100

HECS-100R

63

50 VD4G-50 (vacío)

HVR-63XS

HVR-63S

6’300

8‘000

Corriente nominal [A] at 60 Hz ©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 45

8‘600

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

(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

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 46

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:

Clase G1 



Iscg con 110% grado de asimetría 0.74 x Iscg with 130% grado de asimetría

Clase G2



Iscg con 130% grado de asimetría

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 shortcircuit 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 

sin carga



carga nominal f.p inductivo



carga nominal f.p capacitivo

UA = 0 UA = max

efecto de tensión de arco

SF6 o Vacío 

Corriente de falla por sincronización fuera de fase UA = 0

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 50

UA = max

efecto de tensión de arco

Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador Caso sin Interruptor de Generador (“conexión directa”)

Ig

Is

G

Red AT

Corriente de falla

Is+Ig

Ig decenas de ms

Interrupción del Interruptor de AT ©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 52

segundos

Tiempo

Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador Interrupción de corrientes alimentadas directamente por el generador Caso con Interruptor de Generador

Ig

Is

G

Grid

Corriente de falla

Is+Ig Ig decenas de ms

segundos

Interrupción Interrupción del del Interruptor Interruptor de AT de Generador ©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 53

Time

Aumento de Presión en Transformadores de Potencia

P [bar]

Interruptor de AT

2.0

1.5

Interruptor de Generador

2.5 devanado AT completamente cortocircuitado

Presión máxima soportada por el tanque

1.0

Tap Changer

falla a través del bushing falla entre devanado AT y tanque falla contacto del tap changer

0.5

porción devanado cortocircuitado

50 ©

ABB Group

November

25% 30% 10% 15% 5%

13, 2014 | Slide 54

100

150

200

250

t [ms]

Fallas Transformador Principal

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

Falla Transformador Principal – sin Interruptor de Generador

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 55

Fallas Transformador Principal

Generator Transformer Failure without Generator Circuit-Breaker

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 56

Carga desbalanceada de corta duración

Fallas monofase y bifase

Componente inversa interactúa con los devanados de amortiguamiento

Transformer HV Transformer Circuit breaker: circuit-breaker: HV LV bushings: HV terminals: windings: 1two phase phase single two various two does phase flashover phase phase not types fault fault close open earth of faults fault

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 57

Esfuerzos mecánicos y térmicos críticos

Carga desbalanceada de corta duración Unbalanced Load Condition – without Generator Circuit-Breaker

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 58

Carga desbalanceada de corta duración The rotor’s touching of the stator destroyed the generator completely

Unbalanced Load Condition – without Generator Circuit-Breaker

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 59

Carga desbalanceada de corta duración Unbalanced Load Condition – without Generator Circuit-Breaker

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 60

Generator Motoring – sin Interruptor de Generador

Generator Pn = 500 MW

Main Transformer

GS 3~

HV Circuit-Breaker

Overhead Line (Transmission)

Overhead Line

Coupling

Internal Open Mechanical command breakdown destruction at HV ofcircuit-breaker, turbine-generator pole set L1 •Shaft and bearings •Generator •Three-phase starts network working are interruption destroyed as motor •Speed is increasing •Turbine-generator •Generator is liftedunit again out is ofrunning the foundation down normally •12 meter high explosive flame

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 61

Generator Motoring – sin Interruptor de Generador n [min -1]

Velocidad Crítica del Rotor n [min-1]

3000

Objeto

2750 2500 2420

Generador

2250 2142 2040

2000

2010 1940

Turbina

1800

1750

1643 1500

luego de la destrucción mecánica

1250 1000

Generador

870 750

curso normal

500 250 0 0

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 62

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

t [min]

Generator Motoring – sin Interruptor de Generador

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 63

Generator Motoring – sin Interruptor de Generador

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 64

Generator Motoring – sin Interruptor de Generador

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 65

Sincronización fuera de fase Sincronización fuera de fase – Sin interruptor de Generador

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 66

Cálculo de Disponibilidad Esquema de central eléctrica Escenario de Referencia 2 Caso 3 1 Central Termoeléctrica (2 x 600 MW) Esquema Directa con GCB y Conexión Transformador de Apagado

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 67

Cálculo de Disponibilidad Esquema de central eléctrica 530

520

510

500

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 68

Case 3

515

505

©

Average Power Output of Unit (Assumed Value)

Case 2

Power [MW]

525

Case 1

Resultados de Cálculo de Disponibilidad para una de las unidades de 600 MW Potencia promedio entregada

Generator Mode

Braking/short circuiting switch G START

Pumping Mode; „Back-to-back“- Starting

G1 M

G2 START

Pumping Mode; „SFC“- Starting

CLOSE OPEN

G1 M

©

ABB Group

November

13, 2014 | Slide 72