Diseño de EETT compactas segun IEC

7/17/2019 Diseño de EETT compactas segun IEC

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Insert

imagehere

A B B P o w e r T e c h n o l o g i e s ,

2 0 0 3

Ventajas

- DCB Combined

- Normas IEC

Lars Haglund



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2 0 0 3

Ventajas

Aumenta la disponibilidad de la

transmisión de potencia.

Reduce los requerimientos de

espacio.

Reduce los costos de operación ymantenimiento (O&M) de la estación.

Reduce los costos de inversión y el

costo del ciclo de vida (LCC).

Aumenta la seguridad del personal.

Reduce el impacto ambiental.

Combined DCB y WCB (Compact)



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2 0 0 3

Ventajas




espacio.









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2 0 0 3

Disponibilidad – Un punto clave

La sociedad

moderna requiere

seguridad ysuministro eléctrico

continuo

om neDCB



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2 0 0 3

Suecia, Diciembre 1983

20 000 MW de carga se

desconectaron

5 millones de personas afectadas

6 horas de interrupción del servicio

Falla de un Seccionador en la mayor

subestación de 400 kV.

Dos líneas de 400 kV salieron de serviciodebido a la falla, otros circuitos se

sobrecargaron.

El sistema colapsó después de 1 minuto

causando un apagón en gran parte de Suecia.

= Principales Centrales Hidroeléctricas

= Principales Centros de Carga

Apagones



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2 0 0 3

Suecia, Septiembre 2003

1 minuto después el sistema colapsó causando

un apagón en la parte sur de Suecia y parte de

Dinamarca.

5 000 MW de carga desconectada

2 millones de personas afectadas

2-4 horas de interrupción del servicio

Falla en una unidad generadora, pérdida de 1000 MW

Falla de un Seccionador (DS) 5 minutos después

llevando a una pérdida adicional de 2000 MW.

El aumento de corriente (1000A -> 1500A, In=3150A)

en el DS después de la primera falla causó la rotura

del DS.

Apagones



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2 0 0 3

2003, el año de los Apagones

Italien28.09.2003

Rom26.06.2003

Athen

Italia28.09.2003

Shanghai

27.08.2003

Noroeste EE.UU

14.08.2003

Londres

28.08.2003

Helsinki23.08.2003

SU / DI

23.09.2003

Roma

26.06.2003

Atenas

06.10.2003

Georgien

23.09.2003

Florianopolis Kuala Lumpur 31.10.200301.09.2003

Birmingham

05.09.2003

Apagones



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2 0 0 3

Apagón en Italia: 28 de Septiembre 2003Apagones



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2 0 0 3

El desarrollo del Concepto DCB

“Hoy es el seccionador quién tiene el mayor grado de

mantenimiento, por lo menos en una subestación aislada

en aire. Un interruptor con la función de seccionador espor tanto sugerida a ser usada en una subestación futura.

La apertura del interruptor-seccionador tendría la misma

distancia dieléctrica que la de un seccionador

convencional.”



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2 0 0 3




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2 0 0 3

Campos de una subestación convencional

Las arriba mencionadas

premisas, ya no son válidas

Los modernos interruptores

requieren menos

mantenimiento que losseccionadores.

Históricamente, los campos fueron diseñados parahacer posible aislar el interruptor para mantenimiento.

La base era que los interruptores demandaban

mayor mantenimiento que los seccionadores.Los períodos típicos de mantenimiento para viejosinterruptores eran 1-2 años y para seccionadores 4-5 años.

Para evitar desenergizar la barra durante elmantenimiento de los seccionadores, una segunda

barra fue empleada.

Disponibilidad



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2 0 0 3

Reducción en la necesidad de múltiples barras

Hoy en día, cuando el período de mantenimiento

para un Combined DCB es de 15 años, el uso deesquemas doble barra no es necesario.

Si el esquema doble barra es aún necesario, debido alos altos requerimientos de disponibilidad del servicio,

una buena solución es usar un esquema doble

barra/doble DCB.

El muy escaso mantenimiento del DCB sólo

afectará una barra.

Disponibilidad



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2 0 0 3

Disponibilidad en la Subestación

Equipamiento

convencional:

Interruptor

Seccionador

Seccionador

Indisponibilidad

(horas/año)

barra campo

2 4,7

Barra

Interruptor Extraíble

(Compact):

InterruptorExtraíble

Contacto fijo

Contacto fijo

~ 0 0,2 – 0,7

barra

barra campo

Indisponibilidad

(horas/año)

Interruptor-Seccionador

(DCB):

Interruptor-seccionador

barra

Indisponibilidad

(horas/año)

barra campo

0,7 0,7

Ejemplo:

Indisponibilidad de la barra y el campo – por mantenimiento

Disponibilidad



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2 0 0 3

Interruptor-Seccionador (DCB)

El empleo del DCB significa que el uso de seccionadores

convencionales no es necesario en subestaciones en aire.

= puntos de desconexión

mecánica.

(dispositivo de desconexión

rápida)

Acoplador de Barras con DCBEsquema Doble Barra Tradicional

Disponibilidad Disponibilidad en la Subestación



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2 0 0 3

Solución para subestaciones con DCBDisponibilidad

Simple

Barra

Reemplaza

esquemas con

múltiples barras

si interrupciones por

mantenimiento

pueden ser permitidas

Simple BarraSeccionada

Esquema H.

Aumenta la disponibilidad

especialmente en

soluciones con doble

transformador

Doble

Interruptor

Gran

disponibilidad

Ejemplos con Combined DCB

Combined DCB es la clave para dar solución a

subestaciones brindando gran disponibilidad de

servicio.



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2 0 0 3

Solución para subestaciones con DCBDisponibilidad

Esquema en

Anillo

Esquema

Interruptor 1½

Ejemplos con Combined DCB

Combined DCB es la clave para dar solución a


servicio.

Di ibilid d



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2 0 0 3

Soluciones simples para subestaciones con WCBDisponibilidad

Esquemas doble barra pueden ser evitados

Seccionar una simple barra puede ser una gran solución

EsquemaSimple Barra

Reemplaza esquemas

de barras múltiple.

Alta disponibilidad

debido a que la barra

es libre de

mantenimiento.

Esquema Simple Barra

Seccionada

Aumenta la disponibilidad

especialmente en

soluciones con doble

transformador

WCB (Compact) es la clave para dar solución a


servicio.



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2 0 0 3

Ventajas




espacio.









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2 0 0 3

80 m

51.5 m

Espacio



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2 0 0 3

Seccionador Interruptor Transformador de

Corriente

Seccionador

Espacio



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2 0 0 3

Espacio

LibreEspacio

Libre

Aumenta la disponibilidad!Menor costo!

Reduce espacio!

Espacio

Ampliación de la SE Transco 230kV Sucat



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2 0 0 3

(18 metros)

2 x 100MVAR

Banco Capacitores

¿Area disponible

para solución

WCB o DCB ?

2 3 0 k V X L P E C a b l e s

Ampliación de la SE Transco-230kV SucatEspacio




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2 0 0 3

(18 meters)

2 x 100MVAR

Banco Capacitores

Area available

for WCB or DCB

solution?

2 3 0 k V X L P E C a b l e s





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2 0 0 3





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2 0 0 3


Ahorro de espacioCombined



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2 0 0 3

Modulos de interrupción

combinados:

Ahorro de espacioCombined

Espacio requerido para una subestación en 145 kV

Convencional:

Combined DCB

Módulo entrada de Linea

Ahorro de espacio, en el orden de 20-75%

- Dependiendo del nivel de tensión y

comparado con el esquema de la subestación




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2 0 0 3

Ventajas




espacio.







Mantenimiento requerido hoy en díaCombined



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2 0 0 3

Mantenimiento requerido hoy en díaCombined

Cuando los seccionadores en aire son

eliminados el trabajo de mantenimiento

disminuye.

Esto permite la simplificación de las

subestaciones y brinda una mejora total a la

disponibilidad del servicio.

El período de mantenimiento para el

Combined DCB es aprox. 15 años – lo

mismo que un interruptor moderno estandar.

El período de mantenimiento

para seccionadores en aire es

típicamente de 5 años, debido a

la exposición de sus contactos.




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2 0 0 3

Ventajas




espacio.







Inversión Comparativa de costos



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2 0 0 3

Costo de inversión reducido

Menor número de aparatos => Menos fundaciones y menos estructuras

de acero => Menos cables => Menor espacio => Menos obras civiles

Costo reducido

Menor tiempo

Inversión Comparativa de costos

Comparativa de costosInversión



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2 0 0 3

ABB

–

,

-

-

,

,

Fundaciones

Interruptor Combined Interruptor extraíble

convencional DCB Compact

Número de fundaciones 72 18 17

Costo aprox. en kUSD 33 11 11

Los números y costos mencionados más arriba incluyen el completo

número de fundaciones para la subestación. Por ejemplo: fundaciones

para los transformadores de corriente y tensión, descargadores y cuchillas

de puesta a tierra están incluídos.

Comparativa de costosInversión

Comparativa de costos

Inversión



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2 0 0 3

–

,

-

-

,

,


Comparativa de distintas alternativas (kUSD)

Resumen de costos en kUSD Convencional Combined DCB CompactEquipo 400 328,0 445

Gestión de proyecto 60 22,0 17

Ingenieria básica 17,6 6,8 2

Ingeniería de detalle 11,6 2,4 2,4

Movimiento de suelo 89,1 40,5 32,4

Fundaciones 36 13,2 10,2

Montaje 42 17,6 22,1

Instalación 44 15,0 11

Cableado al centro de control 0 0,0 0,0

Otros (estructuras etc.) 30 0,0 0,0

Costo total estimado 730,3 445,5 542,1

Cálculo de costos de una instalación

Inversión


Inversión



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2 0 0 3

ABB

–

,

-

-

,

,

Cálculo de costos de Indisponibilidad

Resumen de costos de

indisponibilidad, 10 años en kUSD Convencional Combined DCB Compact

Pérdida de 1 carga con 1 alimentador 134,7 62,9 13,2

Pérdida de 2 cargas con 2 alimentadores 70,4 62,9 0,2

Costo de indisponibilidad total 205,1 125,8 13,4

Comparativa de costose s ó


Inversión



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2 0 0 3

ABB

–

,

-

-

,

,

Resumen por costos de

servicio, 10 años Convencional Combined CompactCosto de Mantenimiento 90,7 26,7 10,7

Costo de Reparación 38,4 19,2 9,8

Costo por servicio Total 129,1 45,9 20,5

Costo por Vida Útil (10años) 1065 617 576

Cálculo por costos de servicios


Inversión Menor ciclo de vida útil - LCC



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2 0 0 3

Campo de Línea Integrado 72.5 kV

Menor ciclo de vida útil - LCC

Mantenimiento

Indisponibilidad

Otros costos:

Ingenieria

Gestión de ProyectoObras Civiles

Instalación

Puesta en Marcha

Equipamiento

Convencional

Mantenimiento

Indisponibilidad

Otros Costos

Módulos

Configurables

Ahorro con el uso del Combined DCB

Combined



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2 0 0 3

Ahorro con el uso del Combined DCB

El uso de los Combined DCB de ABB genera ahorros de

costos en todas las etapas, como ser:

Planeamiento

Diseño

Compra de terreno y preparación del mismo

Gestión de proyecto y tiempo

Costos de construcción

Costos de mantenimiento

Costos por interrupción del servicio

Costos de descarte

El total del Costo del Ciclo de Vida, LCC,

será mucho menor que para el diseño de

una subestación convencional

DCB “Ejemplo de un proyecto”



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2 0 0 3

Ejemplo de un proyecto

275 kV

DCB “Ejemplo de un proyecto”



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2 0 0 3

275 kV

Propuesta

del Cliente

Esquema

Doble Barra

Ejemplo de un proyecto

Propuesta ABBDCB



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2 0 0 3

Propuesta ABB

Esquema Doble

Barra/Doble Interruptor

Propuesta ABBDCB



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2 0 0 3

p

Dos alternativas fueron propuestas, ambas basadas en

soluciones llave en mano

1) Convencional en aire (AIS) con esquema doble barra

2) Combined DCB con esquema doble barra/doble interruptor

La solución Combined fue ofrecida a un precio 8%

más bajo




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2 0 0 3

Ventajas




espacio.






y ( p )

Campo de LíneaSolución Doble Interruptor Combined



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2 0 0 3

Campo de Líneap

Seguridad?




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2 0 0 3

Ventajas




espacio.






y ( p )

DCB



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2 0 0 3

Menor impacto ambiental

Menor número de aparatos => Menos fundaciones y estructuras soporte =>

Menos cables => Menor espacio => Menor obra civil => Menos transporte

Es también la mejor manera de tener todos los contactos principalesaislados en SF6.

Menos material

Menos Polución

DCB

Aspectos AmbientalesAmbiente



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2 0 0 3

p

En una subestación con Combined

DCB, el uso de los recursos

naturales es minimizado

SF6

Material metálico y plástico

Concreto

Energía eléctrica para servicios

Terreno

Esto dá una solución con el menor

efecto posible en el medioambiente.

Porqué Combined DCB?Ambiente

Ambiente



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ABB

–

,

-

-

,

,

Unidades multifunción pre-

fabricadas

Función de Interruptor y

seccionador integradas en SF6

Resistentes a la polución y

explosión, aislador polimérico(Standard para el DCB)

Configuración de subestaciones

simplificadas sin seccionadores

Versión interior disponible

Instalación rápida y simple en

un área mínima

Costos de operación y

mantenimiento reducidos.

Seguridad máxima para el

personal y el equipamiento

Bajo costo con mejora en la

disponibilidad

Una alternativa enaplicaciones urbanas

n errup or- ecc ona or om na o -



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2 0 0 3

p

“Hoy es el seccionador quién tiene el mayor grado de

mantenimiento, por lo menos en una subestación aislada en

aire. Un interruptor con la función de seccionador es por tanto

sugerida a ser usada en una subestación futura. La apertura

del interruptor-seccionador tendría la misma distancia

dieléctrica que la de un seccionador convencional.”

El desarrollo del concepto DCB



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2 0 0 3

2001:

Nuevo trabajo propuesto por el comité de

IEC SC17A:

...normas para el equipamiento de control ymaniobra para Alta Tensión con funciones

combinadas...

...varios aparatos, o sus partes por

separado, son combinadas en uno sólo,

por ejemplo, el interruptor-seccionador......estableciendo los

requerimientos...especialmente con el

cuidado de los ensayos...

Mayor información en el proceso de estandarización

Los contactos de apertura del seccionador no son visiblesComo asegurarse que el aislador a través del polo abierto

del seccionador tiene suficiente resistencia dieléctrica

cuando envejece, tiene alta polución, etc

combinadas



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2 0 0 3

Resultados de la votación:

- 25 votos positivos

- 2 abstenciones (Dinamarca, México)

- 2 votos negativos (Canadá e Italia)

Canadá: “Está prohibido el uso de este tipo de equipos en Canadá

por el Código Eléctrico Canadiense si la apertura de los contactos

no es visible’’.

Italia: Mayores requerimientos especificos de aislación a través de

polo abierto son solicitados. Si cada requerimiento es introducido,

Italia dará su voto positivo.

2004, CDV Borrador del Comité por votos

17A/695/CDV, 17A/711/RVC

IEC, proceso de estandarización del DCB



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2 0 0 3

2005, FDIS Borrador Final de la Norma Internacional

17A/742/FDIS, 17A/749/RVD

Sólo un voto negativo; de Holanda

”Sólo el texto en francés está disponible, por lo que no es posible

interpretarla adecuadamente”

Votación en 17A/742/FDIS



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2 0 0 3

Alcance y objeto

....Esta norma identifica qué requerimientos de las normas

IEC60694, IEC62271-100 e IEC 62271-102 son aplicables. Esto

también dá requerimientos específicos adicionales a estosequipos....

Definiciones

....

3.4.103

Interruptor-Seccionador

Interruptores que satisfacen los

requerimientos de los

seccionadores cuando los

contactos están en la posición

abierta.

Nivel de Aislación Nominal, IEC 62271-108



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2 0 0 3

La referencia se basa en:

Seguro de posición

El Interruptor-Seccionador será diseñado de alguna manera que no

puedan dejar su posición de apertura o cierre....

...

El Interruptor-Seccionador estará provisto de un enclavamiento

mecánico temporario en la posición de apertura.

contactos



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2 0 0 3

Cuando la aislación a través de la separación entre contactos

pueda estar sujeta a la contaminación en servicio, el diseño del

aislador debe ser considerado cuidadosamente....

Cuando fuere necesario, debe verificarse el desempeño

satifactorio del mismo bajo condiciones de contaminación

....

El diseño debe tener en cuenta el efecto a largo plazo de la

contaminación causada por la exposición y partículas queprovoquen descargas.

.....

En particular, los ensayos de las funciones combinadas son

requeridos para demostrar que la tensión soportada a impulso,

a través de la separación entre contactos, permanece sindeterioro después de realizarse los ensayos de tipo según

IEC62271-100.

Combined DCB ensayo de funciones, IEC 62271-108



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2 0 0 3

Secuencia de ensayos para operaciones mecánicas y ensayos de

cortocircuito cuando son realizados por separado:

Es posible combinar los ensayos de uso mecánico y

eléctrico en una secuencia.

Ensayo de

funcionesmecánicas

Ensayo de

operaciones

mecánicas según

IEC 62271-100

(M1 or M2)

Método de ensayo

alternativo limitado

a uso mecánico

solamente (M1 or

M2)

Ensayos dieléctricos a

través de la separación

entre contactos; valores

de ensayo según normas

de seccionadores

Ensayo de

funciones de

cortocircuito

T100s según

IEC 62271-100

Ensayos alternativos

con el mismo uso

eléctrico

Ensayos dieléctricos

a través de la

separación entre

contactos; valores

de ensayo según

normas de

seccionadores

Revisión de la norma IEC de seccionadores



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2 0 0 3

Trabajo propuesto por Italia:

“El comportamiento de la aislación a través de la separación

entre contactos bajo condiciones de contaminación debe

ajustarse a la IEC 62271-102’’

Decisión de comenzar el trabajo en 2004:

IEC SC17A MT41 Equipo de mantenimiento para la

IEC62271-102, seccionadores y cuchillas de tierra

MT41 llevó a cabo la primera reunión en enero 2006

Conclusiones



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2 0 0 3

IEC ha trabajado

eficientemente y redactó la IEC

62271-108 para DCB

”DCB es ahora un equipo

estándar, como lo es un

interruptor convencional”

DCB tiene un diseño simple,basado en los interruptores

ampliamente conocidos

Se eliminan los seccionadores

aislados en aire y disminuyenlos requerimientos de

mantenimiento




2 0 0 3

MUCHAS

GRACIAS

Diseño de EETT compactas segun IEC

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