Informe Ecp Cosapi 2017_rev0

Gigawatt Ingenieros

COSAPI MINERIA – SHOUGANG HIERRO PERÚ ESTUDIO DE COORDINACIÓN COORDINACIÓN DE PROTECCIONES PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO SHOUGANG

INFORME INFORME ESTUDI EST UDIO O DE COORDIN COORDINACIÓN DE PROTECCION PROTE CCIONES ES

REVISIÓN Nº 0

DICIEMB DICIEMB RE DEL 2017

Gigawatt

ESTUDIO DE COODINACIÓN COODINACIÓN DE PROTECC PROT ECCIONES IONES DEL DEL SISTEMA SI STEMA ELÉCTRI ELÉCTRICO CO SHOUGANG

Ingenieros

Rev isión isión No.: 0

INF ORME DE ESTU E STUDI DIO O DE COORD COORDIINACIÓN DE PR OTECCI OTECCIONES ONE S

Fecha: 28/12/2017

CONTROL DE REVISIÓN DE ARCHIVO Revisión Revi sión Nº.

Aspecto spect o rev isado

Fecha

0

Emisión Emisi ón Inicial

28/12/2017

CONTROL CONTROL DE RESPONSABLES Número de Revisión Revi sión Nombre Elaboración

0

1

2

RFC

Firma Fecha Nombre

Revisión

Firma Fecha

INFORM E ESTU ES TUDIO DIO DE COO RDINA RDINACIÓN CIÓ N DE PR OTECCION OTECCIONES ES

2

Gigawatt Ingenieros

ESTUDIO DE COODINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO SHOUGANG

INF ORME DE ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PR OTECCIONES

Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN ..............................................................................................................4 2. OBJETIVOS ...................................................................................................................... 4 3. ALCANCES ....................................................................................................................... 4 4. SOFTWARE UTILIZADO ................................................................................................ 4 5. DESCRIPCION DEL SISTEMA ELÉCTRICO Y CONSIDERACIONES PARA EL ANÁL ISIS .................................................................................................................................. 5 5.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO COSAPI – SHOUGANG ............. 5 5.2. DEMANDA CONSIDERADA ......................................................................................7 5.3. CONSIDERACIONES PARA EL MODELAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO COSAPI – SHOUGANG ................................................................................. 7 6. CRITERIOS DE AJUSTE DE L OS SISTEMAS DE PROTECCIÓN........................ 7 6.1. DEFINICIÓN DE LA FILOSOFÍA DE AJUSTES .................................................... 7 6.2. CRITERIOS DE DISEÑO ............................................................................................8 6.3. CRITERIOS GENERALES PARA EL AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ....................................................................................................................9 6.4. FUNCIONES DE PROTECCIÓN .............................................................................12 6.5. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA ..............................14 7. ANÁL ISIS DE FLUJO DE POTENCIA .......................................................................17 7.1. TENSIÓN EN BARRAS............................................................................................. 17 7.2. 7.3.

CONGESTIÓN EN L INEAS ......................................................................................17 CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES ......................................................18

8. ANÁL ISIS DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO .............................................18 9. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES....................................................................19 9.1. 9.2.

SOBRECORRIENTE DE FASES ............................................................................19 SOBRECORRIENTE DE TIERRA ........................................................................... 23

9.3. 10.

RELÉ DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR.................................................... 26 CONCLUSIONES ....................................................................................................... 27

11. RECOMENDACIONES .............................................................................................. 28 12. ANEXOS ...................................................................................................................... 28

INFORM E ESTUDIO DE COO RDINACIÓN DE PR OTECCIONES

3

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

INFORME ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 1.

INTRODUCCIÓN Cosapi Minería es socio estratégico de Shougang Hierro Perú en la extracción de mineral, actividad para la cual hace uso y depende del sistema eléctrico implementado por Cosapi Minería, línea en 34.5 kV y SE Movil de 10 MVA 34.5/7.2 kV, que suministra de energía eléctrica principalmente a palas y perforadoras. Habiendose presentado algunos defectos en el sistema de protecciones para determinadas condiciones operativas, Cosapi Minería contrató los servicios de Gigawatt SAC para realizar una revisión y actualización del estudio de coordinación de protecciones y presentar mejoras. En relación a lo anterior en el presente informe se desarrolla la coordinación de protecciones desde la barra en 34.5 kV de la S.E. Shougang 25 MVA hasta los Switch House y cargas finales.

2.

OBJETIVOS Los objetivos planteados para el presente estudio son descritos a continuación. 

Determinar y proponer ajustes de coordinación de protecciones para fallas entre fases y tierra, que ayuden a mejorar los niveles de confiabilidad, selectividad y fiabilidad de los equipos de protección, el cual dé como resultado un sistema eléctrico seguro y continuo.  Recomendar condiciones de mejora, en cuanto a sus instalación y/o remplazo de equipos; el cual cumpla con el objetivo general que es hacer del sis tema eléctric o en estudio, un sistema confiable, continuo y sobre todo que ofrezca seguridad a las personas que laboran en ella.

3.

ALCANCES Realizar el la coordinación de protecciones de todo sistema eléctrico Cosapi - Shougang en los niveles de tensión de 60 kV, 34.5 kV y 7.2 kV además de considerar los equipos de protección de las cargas finales Palas y Perforadoras.

4.

SOFTWARE UTILIZADO El software utilizado para el modelamiento y análisis de estado estacionario y cortocircuito es el ETAP 12.6.


4

Gigawatt


Ingenieros

Rev isión No.: 0


5.

Fecha: 28/12/2017

DESCRIPCION DEL SISTEMA ELÉCTRICO Y CONSIDERACIONES PARA EL ANÁLISIS

5.1. Descripción del sistema eléctrico Cosapi – Shougang Para los análisis eléctric os se considera una barra infinita en el nivel de 60 kV de la S.E. Shougang 25 MVA, la red equivalente conectada a la barra de 60 kV considera los ajustes de: potencia de cortocircuito, corriente de cortocircuito y relación X/R en la barra de 60 kV como se muestra en la tabla 3-1. Estos parámetros han sido obtenidos de la base de datos del COES del software Digsilent (*.pfd) donde esta simulado todo el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Tabla 5.1, Parámetros para red equivalente.

Año

CORTOCIRCUITO TRIFASICO Potencia de Corriente de Cortocircuito Cortocircuito X/R (MVA) (kA)

2017

526.35

5.07

13.89

CORTOCIRCUITO TRIFASICO Potencia de Corriente de Cortocircuito Cortocircuito X0/R0 (MVA) (kA) 168.81

4.87

3.32

A partir de la barra infinita en adelante, el diagrama unifilar es tal como se muestra en las figuras 3.1 y 3.2, esto en concordancia con la información entregada por la supervisión y toma de datos en campo.

Figura 5.1, Sistema Eléctrico en 34.5 kV


5

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Figura 5.2, Sistema Eléctrico Actual en 7.2 kV

Figura 5.3, Sistema Eléctrico Futuro en 7.2 kV


6

Gigawatt


Ingenieros


Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

5.2. Demanda Consider ada Las demandas consideradas para el análisis del sistema eléctrico, son las que se muestran en la siguiente tabla:

Tabla 5.2, Demanda Máxima, Media y Mínima Año 2017. SUBESTACIONES

SE 1A SE 1B

SE 1C

SE 1E SE 1G SE MINA CARGA

PLANTA 1 C12M MINA5 TALLERES PLANTA 2 TABLERO NORTE TABLERO SUR TABLERO NORTE TABLERO SUR MINA7/9/10 MULT MINA7/9/10 MULT MINA 14 (MOTORES) CONVEYOR Total

kW 598

179 1160 857 1559 520 823 1204 1247 191 658 8185 1810 18991

Los valores de las cargas en 34.5 kV corresponden al estudio de coordinación de 2014 ya que según indicación de la supervisión esta no ha sufrido variación, respecto a la carga de mina (7.2 kV), esta corresponde al diagrama unifilar actual alcanzado por la supervisión.

5.3. Consider aciones para el modelamiento del sistema eléctrico Cosapi – Shougang Se ha utilizado la misma base de datos del estudio de coordinación de protección año 2014, pero teniendo en cuenta lo siguiente: -

-

6.

Se ha modificado los datos de la red equivalente conforme a los valores encontrados en la base de datos del COES para el año 2017. No se ha modificado el modelamiento de la SE 25 MVA, línea en 34.5 kV y la SE 8/10 MVA 34.5/7.2 kV, ya que esta parte del sistema en estudio no ha sufrido variación. Se ha modificado el modelamiento de la red en 7.2 kV conforme al diagrama unifilar actual alcanzado por la supervisión.

CRITERIOS DE AJUSTE DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN

6.1. Definición de la Filosofía de Ajustes Una tarea previa a los cálculos de ajuste y coordinación propiamente dicha, será la de revisión y actualización de los ajustes de los dispositivos de protección.


7

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

A pesar del desarrollo tecnológico en el campo de la construcción de los relés de protección, la filosofía desde el punto de vista de eliminación de fallas sigue siendo la misma como hace cincuenta años. Lo que está cambiando con la tecnología es la forma de explotación de los sistemas de protección.

Coordinación de la protección: Coordinar la protección significa definir los tiempos de operación de la protección para permitir la actuación debidamente priorizada de los relés de protección, minimizado los tiempos de actuación y garantizando una apropiada graduación en los tiempos de actuación de todas las protecciones, tanto las principales como las de respaldo. Criterios de ajuste y c oordinación de la protección: 1 Para establecer los criterios de ajuste y coordinación de la protección se debe considerar lo siguiente: 

Las protecciones principales y de respaldo cuando sean protecciones unitarias solamente requieren ajustes con respecto a las características de operación de los correspondientes equipos, en el presente documento solamente se menciona de manera general algunas recomendaciones de ajuste.  Las protecciones principales y de respaldo cuando sean protecciones graduadas serán ajustadas y coordinadas de acuerdo a lo establecido en el presente documento.  Las protecciones preventivas y las protecciones incorporadas en los equipos serán ajustadas a la recomendación de los fabricantes de los equipos, las cuales están vinculadas a las garantías de estos.

6.2. Criterios de Diseño En el diseño de los esquemas de protección deben considerarse necesariamente los siguientes criterios: 

Rapidez Característica esencial de los relés de protección para la rápida eliminación de las fallas permitiendo reducir los esfuerzos mecánicos y térmicos, reducir la ionización del aire, etc.



Selectividad Es la habilidad de los sistemas de protección para desconectar el mínimo número de equipos o circuitos comprometidos con las fallas. La selectividad de la protección requiere un apropiado ajuste para detectar todas las fallas en su(s) zona(s) de protección, pero también requiere una actuación debidamente coordinada.



Sensibilidad Capacidad de los relés de detectar condiciones mínimas de fallas sin comprometer la operación de los sistemas eléctricos. Los valores de ajuste de los relés deben ser cuidadosamente estudiados de tal forma que cualquier transitorio u oscilación de

1 COES

SINAC, Criterios de ajustes y coordinación de protección, Pág. 6.


8

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

potencia que se produzca en la red y del cual se puede recuperar, no sean detectados por los relés. El ajuste y la coordinación de la protección deben tener las siguientes características: 

Sensibilidad para detectar estas condiciones por muy incipientes que éstas sean.  Velocidad para detectar estas condiciones lo más prontamente posible. 

Confiabilidad Característica que nos permite medir la eficiencia de los esquemas de protección. Los relés solamente deben actuar cuando sean requeridos, las falsas actuaciones significan que los relés no son seguros. Al respecto, la tecnología digital ha “convencido” que es confiable y está siendo implementado sin problema alguno.

6.3. Criterios Generales Para el Ajuste y Coordinación de Protecciones Tal como se ha mencionado, el ajuste de la protección está determinado por la capacidad y el comportamiento de los equipos e instalaciones del sistema eléctrico, para lo cual se debe considerar todas las condiciones de operación, ya sean temporales como permanentes. En tal sentido se debe considerar particularmente las corrientes de conexión de equipos o instalaciones como son: la corriente de inserción de los transformadores, la corriente de carga de las líneas de transmisión y las corrientes de arranque de los grandes motores. Se debe considerar las posibles sobrecargas de los equipos e instalaciones, de acuerdo a sus capacidades de diseño. En tal sentido, los ajustes de la protección representan los umbrales de estas capacidades con un cierto margen de seguridad. Normalmente las capacidades permisibles dependen de la duración de la exigencia; por tanto, son mayores si duran corto tiempo. En el gráfico 6.1 se muestra la curva límite considerando el valor admisible por un transformador.

Figura 6.1, Curva límite de operación o daño de un transformador


9

Gigawatt Ingenieros

ESTUDIO DE COODINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO SHOUGANG Rev isión No.: 0


Fecha: 28/12/2017

También se debe considerar la corriente de magnetización inrush que contiene armónicos, en particular la segunda armónica y tiempo de duración de esta corriente como se muestra en el gráfico N° 6.2.

Figura 6.2, Corriente de magnetización Inrush, con contenido armónico

También es posible considerar un ajuste escalonado de la protección en lugar de una curva de aproximación a la operación; pero, en toda circunstancia debe conservarse el margen apropiado entre el ajuste y la operación normal. Para el ajuste se debe considerar todos los factores que afectan la operación normal como son: 

En los bancos de capacitores, las pequeñas tensiones armónicas determinan corrientes mayores por causa de la mayor frecuencia. Por ejemplo, la quinta armónica determinará una corriente cinco veces mayor que la tensión de la frecuencia fundamental.

Para los ajustes se debe considerar un margen suficiente que tome en cuenta los posibles errores que se pueden tener en las tensiones, c orrientes e impedancias. En el caso de los ajustes de tensión, los errores serán los siguientes:    

Error de los transformadores de tensión: Error del relé Conexiones Tolerancia de cálculo Total

1% 1% 1% 5% 8% => 10%

En el caso de los ajustes de corriente, los errores serán los s iguientes:   

Error de los transformadores de corriente: Error del relé Tolerancia de cálculo Total

5% 1% 5% 11% => 15%

Por tanto, para los ajustes de las tensiones se debe tomar un margen mínimo del 10%, el cual debe ser considerado en el sentido más desfavorable; es decir, se debe considerar 90% o 110% del valor calculado, según sea el caso. De la misma manera, para los ajustes de las corrientes se debe considerar un margen mínimo del 15%, lo cual lleva a ajustar al 85% o el 115% según sea el caso.

Protecciones principales y protección de r espaldo


10

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Para determinar la coordinación con la protección de respaldo se debe considerar la secuencia de eventos mostrada en el gráfico N° 6.5, que se detalla a continuación: 1. Al producirs e una falla se inicia la actuación de la protecc ión principal que tiene un tiempo de actuación mínimo (tR), sin ningún retraso adicional, que termina dando una orden de apertura al Interruptor. 2. La falla se extingue después de la operación de apertura de la corriente de falla por parte del interruptor que tiene un tiempo de operación (t52). 3. Si la falla no se extingue, la protección de respaldo debe actuar, para lo cual se debe considerar un margen previo. En este margen se debe incluir el tiempo de reposición del relé (tr) más un adicional (tM) después del cual se envía un orden de apertura al interruptor. 4. La falla será extinguida por la protección de respaldo después del tiempo de apertura del interruptor (t52)

Figura 6.3, Coordinación Protección entre Principal y Protección de Respaldo

De acuerdo a lo expuesto, el tiempo de ajuste de la protección de respaldo (t dado por la siguiente expresión:

PR

) vendrá

tPR = tR + t52 + tr + tM Según criterio de COES los valores usuales para la los tiempos antes mencionados están indicados en el cuadro siguiente:

Tabla N° 6.1: Tiempo de operación de relés “Criterio COES”


11

Gigawatt


Ingenieros


Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Escalonamiento de tiempos para la coordinación del sistema de prot ección Los tiempos de operación de los interruptores dependen de s u tecnología. Los interruptores antiguos en aceite tenían tiempos de 5 y hasta 8 ciclos; sin embargo, los modernos equipos tienen los tiempos que se indican en el cuadro siguiente: Tabla N° 6.2: Tiempo de operación de los interruptores

6.4. Funciones de Protección Sobrecorriente No Direccional 50/51 y 50N/51N La protección de corriente mide permanentemente la corriente de cada fase con la finalidad de detectar las sobrecorrientes que se pueden producir en un cortocircuito. El tiempo de actuación de esta protección es una función del valor de la corriente y puede ser: De tiempo definido cuando se supera un umbral previamente calibrado. En este caso su operación puede ser instantánea (función 50) o temporizada (función 51). De tiempo inverso cuya operación depende del tiempo según una función exponencial establecida por la siguiente expresión y constantes en el cuadro N° 6.3:

Para el ajuste del relé se debe definir lo siguiente:

Para la función (51) 



La corriente de Arranque del Relé (Is) que viene a ser el umbral de la corriente de operación del relé. La constante de ajuste del Relé (TMS) que viene a ser el parámetro que permite definir los tiempos de operación según su curva c aracterística

Para la función (50) 



La corriente de arranque del Relé (Is) que viene a ser el umbral de la corriente de operación del relé. A pesar que se trata de una función instantánea por definición (ANSI 50), es posible definir una temporización de su actuación cuando resulte conveniente


12

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Cuadro N° 6.3: Valores de ajustes de protección según normas IEC/ANSI

La protección de sobrecorriente es la forma más simple y la menos costosa de entre las funciones de protección. Esta protección permite aclarar las fallas en la línea con un retardo de tiempo que depende de la magnitud de corriente circulante, suministrando un respaldo para los terminales remotos. Los relés de fase operan para todo tipo de falla pero el ajuste de la corriente de arranque debe estar por encima de la máxima corriente de carga esperada. El disparo de los relés de sobrecorriente puede ser instantáneo, retardado por un tiempo fijo o retardado por un tiempo inversamente proporcional a la magnitud de la corriente. Las normas ANSI/IEEE C37.112-1996 e IEC 255-4 definen las ecuaciones para cada una de las características tiempo & corriente. Las curvas normalizadas son: Inversa, Moderadamente Inversa, Muy Inversa y Extremadamente Inversa. Sin embargo, los fabricantes de relés de sobrecorriente en ocasiones ofrecen otras posibilidades de curvas adicionales a las normalizadas.

Figura N° 6.6: Tipos de curva de sobrecorriente

Los relés de sobrecorriente no direccionales no son muy usados para proteger líneas de transmisión dado que éstas, por lo general, tienen al menos dos fuentes de alimentación de corrientes de falla y dichos relés tendrían que ser coordinados con los dispositivos de protección que están al frente y detrás del terminal de línea. Esto hace que la mayoría de las veces sea imposible la coordinación de estos relés.


13

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

6.5. Protección de Transformadores de Potencia El siguiente es el esquema de protecciones ideal de un transformador:

Figura N° 6.7: Curva límite de operación o daño de un transformador

El transformador de potencia es uno de los elementos más importantes del sistema de transmisión y distribución. La elección de la protección apropiada puede estar condicionada tanto por consideraciones económicas como por el tamaño del transformador. No hay una forma normalizada para proteger todos los transformadores. La mayoría de las instalaciones requieren análisis individuales para determinar el mejor esquema de protección, más efectivo y menos costoso. Normalmente, es técnicamente factible más de un esquema y las alternativas pueden ofrecer diferentes grados de sensibilidad, velocidad y selectividad. El esquema seleccionado será el que permita un buen balance y combinación de esos tres elementos, así como un costo razonable. En protección de transformadores se debe considerar una protección de respaldo, dado que la falla de un relé o interruptor asociado con el transformador durante una falla en él, puede causar tal daño al transformador, que su reparación no sea económicamente rentable. Los transformadores y autotransformadores, en general, están sometidos a cortocircuitos internos de los cuales se protegen con relés diferenciales porcentuales o de alta impedancia y con relés de presión o acumulación de gas. También están sometidos a sobrecorrientes por fallas externas contra las cuales se protegen con relés de sobrecorriente. Adicionalmente, los transformadores y autotransformadores pueden sufrir sobrecalentamientos y sobrecargas que se pueden detectar con resistencias detectoras de temperatura y con relés de sobrecarga, respectivamente. Según los criterios del COES 2 para los transformadores, las protecciones son definidas según la potencia de estos equipos, de acuerdo a lo siguiente: 

Pequeños Potencia mayor o igual a 1 MVA y menor que 5 MVA.  Medianos Potencia mayor o igual a 5 MVA y menor que 50 MVA.

2 COES

SINAC, Criterios de ajustes y coordinación de protección.


14

Gigawatt Ingenieros


INF ORME DE ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PR OTECCIONES 

Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Grandes Potencia mayor o igual a 50 MVA.

a) Protecciones de sobrecorriente de fases y tier ra (50/51, 50N/51N) Esta protección sirve de respaldo en el caso que la protección diferencial no actúe. En transformadores pequeños donde no tiene protección diferencial, la protección de sobrecorriente es básica. En cualquier caso su actuación debe estar coordinada con las protecciones de las redes aguas abajo del transformador. La corriente de arranque de la protección de fase no debe ser inferior al 120% de la corriente nominal y 130% de la corriente nominal del transformador (en refrigeración forzada) y el dial y la curva se determina de acuerdo con el estudio de cortocirc uito. Mientras la protección de tierra oscila entre 20 a 40%. Los tiempos de ajuste y curvas características dependen de las corrientes de cortocirc uito y la forma de la red, es por ello que no se puede dar una recomendación general en esta parte. Lo importante en este caso es tener en cuenta la curva de daño térmico de los transformadores. Las características de operación de los relés de sobrecorriente no deben estar por encima de las curvas de daño térmico en las curvas de selectividad. Las curva de daño térmico son diferentes, dependen de la potencia de los transformadores según estándar IEEE C57.12.00-2000 numeral 7.1.2 cuadro adjunto.

En general para conseguir la selectividad de operación de las protecciones de sobrecorriente deben tenerse presente lo siguiente: 









Considerar un tiempo de selectividad entre dos protecciones adyacentes de 0.2 a 0.5 s. La característica de operación de tiempo normalmente inverso se usa en sistemas donde los niveles de corrientes varían considerablemente de un punto a otro. La característica de operación de tiempo muy inverso se usa en sistemas donde los niveles de corrientes de cortocircuito varían poco de un punto a otro. La característica de operación de tiempo extremadamente inverso se usa en sistemas donde los niveles de sobretensiones son considerables o cuando se requiere una buena selectividad con fusibles. La característica de operación de tiempo fijo es más universal y se puede aplicar en cualquier red, con excepción de los puntos de alimentación a transformadores de potencia, donde debido a la corriente de magnetización pueden operar indebidamente.


15

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Sobrecorriente de fase instantánea (50) No es recomendable el uso de la unidad instantánea para protección de transformadores ya que se pueden presentar operaciones indeseadas ante corrientes de energización o por fallas en otros niveles de tensión. Cuando esta unidad se utiliza, su ajuste debe ser superior a la máxima corriente subtransitoria asimétrica para una falla en el lado de baja tensión del transformador. Así mismo, la unidad instantánea se debe ajustar en un valor superior a la corriente “inrush” del transformador, para evitar disparos inadecuados.

Protección de falla a tier ra (50/51N) Los transformadores con el neutro aterrado a través de una impedancia o s ólidamente, pueden ser equipados con diferentes tipos de relés de falla a tierra adicionales al relé de sobrecorriente a tierra para proteger el devanado aterrado, como son: 



Relé de sobrecorriente con restricción de armónicos. Este relé es estable para las corrientes de inserción. El tiempo de ajuste de este relé es por lo tanto independiente de la durac ión de la corriente de inserción y puede ser seleccionado sólo tomando en cuenta los otros relés de fallas a tierra en la red. Protección de masa cuba. Esta protección es sensible únicamente a fallas con contacto a tierra, por lo que requiere que la red este puesto a tierra. Se usa como protección de respaldo del transformador contra fallas internas de aislamiento entre bobinas y la cuba y contra el contorneo de los terminales a la cuba, fallas que no podrían ser detectadas en primera instancia por la protección Buchholz o diferencial.

El valor de arranque de los relés de sobrecorriente de tierra se recomienda en un valor del 40% de la corriente nominal del transformador, dado que los niveles de desbalance esperados en el sistema son inferiores a este valor. El dial y la curva se determinan de acuerdo con el estudio de corto circuito. Para el ajuste de los relés de sobrecorriente de tierra, se simulan fallas monofásicas francas y de alta impedancia (20 Ω o 400 Ω) en varios puntos del sistema (varios niveles de tensión del transformador), se registran las corrientes residuales y a partir de estos resultados se esc ogen los ajustes más adecuados haciendo las verificaciones del caso y cuidando de que estos relés queden con un alto grado de sensibilidad, manteniendo una selectividad apropiada. Si el relé de sobrecorriente a ajustar sólo tiene unidad de tiempo definido, la corriente de arranque se ajusta con el criterio ya recomendado y el tiempo de operación se escogerá de acuerdo con los estudios de cortocircuito. Si la unidad no es de tiempo definido sino que es del tipo instantáneo sin posibilidad de retardo intencional, la unidad deberá quedar inhabilitada, excepto si se trata de un devanado de alimentación en delta, en cuyo caso es recomendable ajustarla al 10% de la corriente de carga.


16

Gigawatt


Ingenieros

Rev isión No.: 0


7.

Fecha: 28/12/2017

ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA El análisis de flujo de potencia se ha realizado en función a la información alcanzada e indicada respecto a demandas y condiciones operativas. Se han simulado los escenarios actual y futuro según los diagramas unifilares correspondientes.

7.1. TENSIÓN EN BARRAS En la tabla 7.1 se muestran los resultados de tensión en barras en las dos subestaciones principales y en los Switch House. Se puede apreciar que los valores alcanzados son adecuados y se mantienen del margen permisible por la NTCSE y las normas relacionadas a la operación de motores. Tabla 7.1, Tensión en barras principales. BARRA Código ET AP

V Nom. Kv

SHOUG60 SHOUG(I)34.5 SHOUG(II)34.5 SHOUG(I)7.2 busSH01 busSH02 busSH03 busSH04 busSH05 busSH06

60 34.5 34.5 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2

Actual p.u. 1.00 0.99 0.94 1.02 1.01 1.01 0.98 0.97 1.01 1.01

kV 60 34.1 32.5 7.3 7.3 7.3 7.0 7.0 7.3 7.3

Futuro p.u. 1.00 0.99 0.94 1.02 1.01 1.01 0.98 0.97 1.01 1.01

kV 60 34.1 32.5 7.3 7.3 7.3 7.0 7.0 7.3 7.3

7.2. CONGESTIÓN EN LINEAS En la tabla 7.2 se aprecian los resultados de cargabilidad en las líneas de transmisión, en ningún caso s e supera el límite máximo permisible. Tabla 7.2, Cargabilidad en líneas de transmisión. Línea Código ETAP Tramo1_34.5 Tramo2(I)_34.5 Tramo2(II)_34.5 Tramo3_34.5 Tramo4_34.5 Tramo5_34.5 FN_T1 FN_T2 FN_T3 FS_T1 FS_T2 FS_T3

Actual

Futu ro

Nivel de Carga % Nivel de Carga % 90.8 33.9 38.4 56.9 42.1 38.4 27.9 27.7 7.6 43.1 22.9 22.9


90.8 34 38.4 57 42.2 38.4 28 27.8 7.6 43.1 22.9 22.9

17

Gigawatt Ingenieros

ESTUDIO DE COODINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO SHOUGANG Rev isión No.: 0


Fecha: 28/12/2017

7.3. CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES En la tabla 7.3 se aprecian los resultados de cargabilidad de los transformadores, en ningún caso se supera el límite máximo permisible. Tabla 7.3, Cargabilidad en transformadores. Transformador Código ETAP tr2SHOUG25MVA tr2SHOUG8MVA

8.

Actual Nivel de Carga % 90.8 33.9

Futur o Nivel de Carga % 90.8 34

ANÁLISIS DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO En las siguientes tablas se muestran los valores de corrientes de cortocircuito en las principales barras consideradas para el presente estudio, los cortocircuitos evaluados son trifásico, bifásico a tierra y monofásico. Tabla 8.1, Corrientes de cortocircuito situación actual. BARRA V Nom. Código ETAP kV SHOUG(I)34.5 SHOUG(II)34.5 SHOUG(I)7.2 busSH01 busSH02 busSH03 busSH04 busSH05 busSH06

34.5 34.5 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2

CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO L-L-L (kA) 3.16 2.12 6.31 5.46 5.08 3.19 2.91 5.88 4.04

L-L-G (kA) 3.71 1.57 0.44 0.44 0.44 0.42 0.42 0.44 0.43

L-G (kA) 3.49 2.04 6.49 5.61 5.19 3.30 3.02 6.05 4.02

Tabla 8.1, Corrientes de cortocircuito situación futura. BARRA V Nom. Código ETAP kV SHOUG(I)34.5 SHOUG(II)34.5 SHOUG(I)7.2 busSH01 busSH02 busSH03 busSH04 busSH05 busSH06

34.5 34.5 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2


CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO L-L-L (kA) 3.16 2.12 6.30 5.45 5.08 3.19 2.91 5.88 4.04

L-L-G (kA) 3.71 1.57 0.44 0.44 0.44 0.42 0.42 0.44 0.43

L-L-G (kA) 3.49 2.04 6.47 5.60 5.18 3.30 3.02 6.03 4.02 18

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Tal como se aprecia en las tablas anteriores el cambio de topología para el sistema eléctrico no estudia no representa cambios significativos en los valores de c orrientes de cortocircuito.

9.

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

9.1. SOBRECORRIENTE DE FASES En este caso se ha considerado la subestaciones de 25 MVA 60/34.5 kV y 8 MVA 34.5/7.2 kV, los Switch House y cargas finales (palas y perforadoras). Es preciso tener en cuenta que todos los relés de Switch House, Palas y Perforadoras tendrán los mismos ajustes.

Figura N° 9.1: SE 25 MVA

Figura N° 9.2: SE 8 MVA


19

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

En la siguiente gráfica se puede verificar que los ajustes actuales de los relés de las subestaciones 25 y 8 MVA son adecuados, ya que mantienen tiempos de coordinac ión mayores a 150 ms entre relés para las m áximas corrientes de cortocircuito correspondientes.

Figura 9.3, Sobrecorriente de fases SE 25 y 8 MVA – Ajustes actuales

En la siguiente figura se aprecia la coordinación de protecciones para los relés de pala, Switc h House, alimentadores (norte y sur) y barra principal de la SE 8 MVA. Los ajustes actuales de los relés indicados son adecuados ya que mantiene márgenes adecuados de tiempo para las máximas corrientes de falla correspondientes.


20

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Figura 9.4, Sobrecorriente de fases con relé de Pala – Ajustes actuales.

De forma similar al caso anterior, en la siguiente figura se aprecia la coordinación de protecciones para los relés de perforadora, Switch House, alimentadores (norte y sur) y barra principal de la SE 8 MVA. Los ajustes actuales de los relés indicados son adecuados ya que mantiene márgenes adecuados de tiempo para las máximas corrientes de falla correspondientes.


21

Gigawatt


Ingenieros

Rev isión No.: 0


Fecha: 28/12/2017

Figura 9.5, Sobrecorriente de fases con relé de Perforadora – Ajustes actuales.

En la siguiente tabla se presenta los ajustes actuales que se propone mantenerlos. Tabla 9.1, Ajustes actuales protección sobrecorriente de fases. AJUSTES

AJUSTE UMBRAL 1 TC (A)

CURVA

I> A

SE 8 MVA LADO 34.5 KV: TRANSFORMADOR

400/5

IEEE VI

184

0.41


1200/5 IEEE VI

876

0.41

F60

SE 8 MVA LADO 7.2 KV: INCOMING

1200/5 IEEE VI

876

0.41

F60

SE 8 MVA LADO 7.2 KV: FEEDER 1 - NORTE

600/5

IEEE VI

600

0.31

RELÉ

MODELO

GE

T60

GE

T60

GE GE

UBICACIÓN

AJUSTE UMBRAL 2

t> CURVA Dial o Seg.

I> A

t> Dial o Seg.

DT

1016

0.14

GE

F60

SE 8 MVA LADO 7.2 KV: FEEDER 1 - SUR

150/1

IEEE VI

600

0.31

THYTRONIC

NA011

SH - PALA

200/5

IEEE EI

600

0.31

TD

1800

0.03

THYTRONIC

NA011

SH - PERFORADORA

200/5

IEEE EI

600

0.31

TD

1800

0.03


22

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Para la protección de sobrecorriente de fases de los relés de feeder Norte y Sur se plantea habilitar la protección direccional para evitar actuaciones indebidas y mejorar la selectividad. Ajustar en ambos casos hacia adelante (FORWARD) y con ECA de 30°.

9.2. SOBRECORRIENTE DE TIERRA Se toma en consideración el conexionado del transformador de 8 MVA que en este caso es delta – estrella.En la siguiente figura se aprecia la coordinación de protecciones entre los relés de las subestaciones de 25 y 8 MVA, se puede verificar que los ajustes actuales son adecuados ya que garantizan márgenes de tiempo mayores a 150 ms entre relés para las máximas corrientes de falla correspondientes.

Figura 9.6, Sobrecorriente de tierra SE 25 y 8 MVA – Ajustes actuales.


23

Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

En la siguiente figura se aprecia la coordinación de protecciones para los relés de Switch House, alimentadores (norte y sur), barra principal de la SE 8 MVA y el ajuste de sobrecorriente de tierra lado 7.2 kV del relé diferencial, teniendo en cuenta que este último tiene asociado un TC toroidal en el neutro del transformador. Los ajustes actuales de los relés indicados no son adecuados por inconvenientes en la sensibilidad y márgenes de tiempo mayores a 150 ms entre algunos relés.

Figura 9.7, Sobrecorriente de tierra en 7.2 kV – Ajustes actuales.

En la siguiente figura se presenta los ajustes propuestos para el caso anterior, obteniendo de esta forma márgenes de tiempo mayor a 150 ms y una adecuada sensibilidad de los relés de protección en 7.2 kV, estos ajustes se aplican tanto para la protección de Palas y Perforadoras.


24

Gigawatt


Ingenieros

Rev isión No.: 0


Fecha: 28/12/2017

Figura 9.8, Sobrecorriente de tierra en 7.2 kV – Ajustes propuestos.

En las siguientes tablas se presentan los ajustes actuales y propuestos. Tabla 9.2, Ajustes actuales protección sobrecorriente de tierra AJUSTES UBICACIÓN


I> A


I> A

t> Dial o Seg.

DT

1139.6

0.01

-

-

-

0.5

TD

200

0.03

0.5

TD

200

0.03

RELÉ

MODELO

GE

T60


400/5

IEEE EI

72

0.6

GE

T60


400/5

IEEE MI

680

0.4

GE

F60


1200/5 IEEE MI

80.4

0.35

GE

F60


50/5

IEEE MI

60

0.35

GE

F60


50/5

IEEE MI

60

0.35

THYTRONIC

NA011

SH - PALA

200/5

TD

40

THYTRONIC

NA011

SH - PERFORADORA

200/5

TD

40


CURVA

AJU STE UMBRAL 2

25

Gigawatt


Ingenieros

Rev isión No.: 0


Fecha: 28/12/2017

Tabla 9.3, Ajustes propuestos protección sobrecorriente de tierra AJUSTES


CURVA


400/5

IEEE EI

72

0.6


400/5

TD

50

0.8

1200/5

TD

50.4

0.63

UBICACIÓN

I> A

AJUSTE UMBRAL 2


I> A

t> Dial o Seg.

DT

1139.6

0.01

-

-

-

RELÉ

MODELO

GE

T60

GE

T60

GE

F60


GE

F60


50/5

TD

40

0.46

GE

F60


50/5

TD

40

0.46

THYTRONIC

NA011

SH - PALA

200/5

TD

40

0.3

TD

200

0.03

THYTRONIC

NA011

SH - PERFORADORA

200/5

TD

40

0.3

TD

200

0.03

Para la protección de sobrecorriente de tierra se plantea habilitar la protección direccional para evitar actuaciones indebidas y mejorar la selectividad. Habilitar la protección direccional de neutro, pero para la señal de polarización considerar IG tal como se aprecia en la siguiente tabla del manual de fabricante de los relés GE F60: Tabla 9.3, Configuración para operación con I0.

En caso esta recomendación no tenga un buen desempeño se recomienda instalar transformadores de tensión, de esa forma se puede habilitar la función direccional con señal de polarización V0.

9.3. RELÉ DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR Se ha verificado que los ajustes correspondientes a la protección diferencial de transformador opere ante fallas, dentro de la zona de protecc ión correspondiente, del tipo trifásico, bifásico, bifásico a tierra y monofásico hasta con 100 ohmios de resistencia de falla.


26

Gigawatt


Ingenieros


Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

Figura 9.9, Protección sobrecorriente de fases SE Chilcayoc – Lado 60 kV.

10.

Tipo de Falla

Verif icación de disparo

Trifásico

SI

Bifásico

SI

Bifásico a tierra

SI

Monofásico

SI

Monofásico c on Rf=100 Ohmios

SI

CONCLUSIONES 

Respecto al análisis de flujo de potencia se concluye que los valores de tensión están dentro del margen permisible para una adecuada operación del sistema, pero es de vital importancia la regulación en el lado de baja del transformador de 8 MVA, no se presenta sobrecarga ni en transformadores ni en líneas de transmisión.  Respecto al análisis de corrientes de cortocircuito se concluye que no hay variación significativa entre la configuración actual y futura.  Se concluye que los ajustes actuales para la protección de fases son adecuados; sin embargo, faltaría añadir la protección direccional para una mejor selectividad.  Se concluye que los ajustes actuales para la protecc ión de tierra no son adecuados, ya que los tiempos de coordinación entre los relés de alimentador y barra principal en 7.2 kV son menores a 80 ms, el relé de respaldo para la barra de 7.2 kV tienen ajustes de pickup muy por encima de los valores de corriente registrados para fallas monofásicas lo que significa que este relé no actuaria. Similar a la protección de sobrecorriente de fases es necesario habilitar la protección direccional para mejorar la s electividad.


27

Gigawatt Ingenieros



11.

Rev isión No.: 0

Fecha: 28/12/2017

RECOMENDACIONES 

Se recomienda implementar los ajustes propuestos en el presente estudios y asimismo realizar pruebas funcionales para verificar la operación de los equipos.  Post implementación se recomienda hacer el seguimiento del desempeño de los relés respecto a la función de direccionalidad, en caso no se tengan buenos resultados se recomienda la implementación de transformadores de tensión en conexión estrella por cada fase, esto permite una mejor operación de la función de direccionalidad y es el más recomendado.

12.

ANEXOS ANEXO 01: Esquemas de protección ANEXO 02: Base de Datos ETAP ANEXO 03: ECP 2014


28

Informe Ecp Cosapi 2017_rev0

Recommend Documents