Informe Ecp Cosapi 2017_rev1

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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 1

ENER ENERO O DEL 2018

Gigawatt

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

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Rev isión isión No.: 1

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

Fecha: 08/01/2018

CONTROL DE REVISIÓN DE ARCHIVO Revisión Revi sión Nº.

Aspecto spect o rev isado

Fecha

0

Emisión Emisi ón Inicial

28/12/2017

1


08/01/2018 08/01/2018

CONTROL CONTROL DE RESPONSABLES Número de Revisión Revi sión

0

1

RFC

RFC

Fecha

28/12/2017

08/01/2018 08/01/2018

Nombre

MSM

MSM

29/12/2017

09/01/2018 09/01/2018

Nombre Elaboración

Revisión

2

Firma

Firma Fecha

INFORM E ESTU ES TUDIO DIO DE COORDIN CO ORDINA ACIÓN CIÓ N DE PROTE PR OTECCION CCIONES ES

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Aspecto spect o rev isado

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CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN ............................................ ..................................................................... .............................................. ......................................... .................... 4 2. OBJETIVOS ............................................ ..................................................................... .............................................. .............................................. ............................ ... 4 3. ALCAN AL CANCES CES ............................................. ...................................................................... .............................................. .............................................. ............................ ... 4 4. SOFTWARE UTILIZADO .............................................. ...................................................................... .............................................. .......................... .... 4 5. DESCRIPCION DEL SISTEMA ELÉCTRICO EL ÉCTRICO Y CONSIDERACIONES PARA EL ANÁL ISIS ............................................ ..................................................................... .............................................. .............................................. ........................................ ............... 5 5.1. DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SISTEMA ELÉCTRICO EL ÉCTRICO COSAPI – SHOUGANG ............. 5 5.2. DEMANDA CONSIDERADA ............................................ ..................................................................... .......................................... .................7 5.3. CONSIDERACIONES CONSIDERACIONES PARA EL MODEL MODELAMI AMIENTO ENTO DEL SISTEMA SISTEMA ELÉCTRICO COSAPI – SHOUGANG ........................................... ................................................................... ...................................... .............. 7 6. METODOLOG METODOLOGÍA ÍA PARA P ARA EL ANÁLISI ANÁL ISIS S DEL SISTEMA ELÉCTRICO ELÉ CTRICO .................... 7 6.1. ANÁL ISIS DE ESTADO ESTACIONARIO ESTA CIONARIO ............................................ .............................................................. .................. 8 6.2. ANÁL ISIS DE CORRIENTES CORRIENTE S DE CORTOCIRCUITO CORTOCIRCUITO ........................................... ........................................... 8 7. CRITERIOS CRITERIOS DE AJUST AJU STE E DE L OS SISTEMAS SISTEMAS DE PROTECCIÓN PROTECCIÓN........................ ........................ 9 7.1. DEFINICIÓN DEFINICIÓN DE LA FILOSO FIL OSOFÍA FÍA DE AJUSTES AJ USTES .............................................. .................................................... ...... 9 7.2. PRINCIPIOS PRINCIPIOS GENERALES PARA EL AJ USTE Y LA COORDINACIÓ COORDINACIÓN N DE PROTECCIONES .............................................. ....................................................................... .............................................. ........................................... ......................10 7.3. REFERENCIA REFERENC IA TÉCNICA PARA LOS CRITERIOS DE AJUSTE AJU STE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES .............................................. ....................................................................... ............................. .... 11 7.4. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA ..............................12 7.5. PROTECCIÓ PROTECCIÓN N DE D E ALIMENTADORES .............................................. .................................................................. ....................16 7.6. PROTECCIÓN DE MOTORE MOTORES S............................................ ..................................................................... ..................................... ............ 17 8. ANÁL ISIS DE FLUJ O DE POTENCIA .............................................. ....................................................................... .........................20 8.1. TENSIÓN EN BARRAS............................................ ..................................................................... ............................................... ........................ .. 21 8.2. CONGESTIÓN CONGESTIÓN EN L INEAS .............................................. ...................................................................... ........................................ ................21 8.3. CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES ............................................. ...................................................... .........21 9. ANÁL ISIS DE CORRIENTES CORRIENTE S DE CORTOCIRCUITO CORTOCIRCUITO ............................................. .............................................22 10. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ............................................ ................................................................ ....................23 10.1. SOBRECORRIENTE SOBRECORRIENTE DE FASES FA SES............................................. ..................................................................... ............................ .... 23 10.2. SOBRECORRIENTE DE TIERRA .............................................. ....................................................................... .........................28 10.3. RELÉ REL É DIFERENCIAL DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR ............................................ ................................................ .... 32 11. CONCLUSIONES ............................................... ....................................................................... .............................................. ................................ .......... 33 12. RECOMENDACIONES .............................................. ...................................................................... .............................................. ........................ .. 34 13. ANEXOS ANEX OS .............................................. ....................................................................... .............................................. .............................................. ........................... 34 INFORM E ESTU ES TUDIO DIO DE COORDIN CO ORDINA ACIÓN CIÓ N DE PROTE PR OTECCION CCIONES ES

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ESTUDIO DE COODINACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO SHOUGANG

INF ORME DE ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PR OTECCIONES

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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 Móvil de 10 MVA 34.5/7.2 kV, que suministra de energía eléctrica principalmente a palas y perforadoras. Habiéndose 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.

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5.

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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 5 .1. Estos parámetros han sido obtenidos de la base de datos del COES software Digsilent (*.pfd) donde se tiene modelado todo el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Se ha considerado los datos correspondientes al escenario de Avenida Año 2018 como situación actual y Estiaje Año 2018 como situación futura.

Tabla 5.1, Parámetros para red equivalente, barra 60 kV Shougang. CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO Potencia de Corriente de Cortocircuito Cortocircuito (MVA) (kA)

Escenario 2018 Avenida Maxima Demanda 2018 Avenida Media Demanda 2018 Avenida Mínima Demanda 2018 Estiaje Maxima Demanda 2018 Estiaje Media Demanda 2018 Estiaje Mínima Demanda

577.280 571.690 571.690 582.220 581.680 581.120

5.555 5.501 5.501 5.602 5.597 5.592

X/R 10.809 10.897 10.897 10.819 10.812 10.823

CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO Potencia de Corriente de Cortocircuito Cortocircuito X0/R0 (MVA) (kA) 178.970 177.890 177.890 179.930 179.820 179.710

5.166 5.135 5.135 5.194 5.191 5.188

3.314 3.314 3.314 3.314 3.314 3.314

A partir de la barra infinita en adelante, el diagrama unifilar es tal como se muestra en las figuras 5.1, 5.2 y 5.3, esto en concordancia con la información entregada por la supervisión y los datos del ECP 2014 el cual se ha tomado como referencia. Los diagramas unifilares alcanzados, así como el correspondiente a la base de datos ETAP se encuentran en el anexo 4.

Figura 5.1, Sistema Eléctrico en 34.5 kV INFORM E ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

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Figura 5.2, Sistema Eléctrico Actual en 7.2 kV

Figura 5.3, Sistema Eléctrico Futuro en 7.2 kV INFORM E ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

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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

kW

PLANTA 1 C12M MINA5 SE 1B TALLERES PLANTA 2 SE 1C TABLERO NORTE TABLERO SUR TABLERO NORTE SE 1E TABLERO SUR MINA7/9/10 MULT SE 1G MINA7/9/10 MULT SE MINA MINA 14 (MOTORES) CARGA CONVEYOR Total

598 179 1160 857 1559 520 823 1204 1247 191 658 8185 1810 18991

SE 1A

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 2018. 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 sis tema 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.

METODOLOGÍA PARA EL ANÁLISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO 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. El presente estudio se desarrolla a través de los siguientes análisis técnicos: 

Análisis de estado estacionario en condiciones normales de operación.


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Con el cual se busca verificar el perfil de tensiones de barra, la cargabilidad de equipos, las pérdidas técnicas, es decir, el desempeño del sis tema con toda la red disponible en cada uno de los escenarios operativos modelados, permitiendo identificar tensiones fuera de rango y sobrecargas. También permite identificar el impacto de los nuevos proyectos en el área de influencia. 

Cálculo de niv eles de cortocircuit o.

Permite conocer la incidencia que los nuevos proyectos pueden tener en el incremento en los niveles de corriente de cortocircuito.

6.1. Análisis de Estado Estacionario Con el estudio de flujos potencia (análisis de estado estacionario) se busca verificar el perfil de tensiones de la barra, la cargabilidad de equipos, las pérdidas técnicas, es decir, el desempeño del sistema eléctrico con toda la red disponible en cada uno de los escenarios operativos modelados, permitiendo identificar tensiones fuera de rango y sobrecargas. También permite identificar el impacto de proyectos en el área de influencia. Los resultados del análisis de estado estacionario son evaluados bajo las recomendaciones establecidas en la NTCSE (Normal Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos) y el Procedimiento N° 20 – COES (Ingreso, Modificación y Retiro de instalaciones del SEIN)





Niveles de tensión admisible en barra: Operación normal

: ±5%Vn (Vn: Tensión Nominal)

Operación en contingencia

: +5%Vn y - 10%Vn (Vn ≤ 138 kV)

Sobrecargas en líneas de transmisión y transformadores de potencia: Operación normal

: 100%Sn (Sn: Potencia Nominal)

Operación en contingencias

: 120%Sn

6.2. Análisis de corrientes de cortocircuit o Los cálculos de corrientes de cortocircuito se realizan basados en la norma ANSI/IEEE C37.010 – 1999 titulada como “ Application Guida for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symm etrical Current Basis AC” , en la cual se hace alusión, entre otras, al cálculo de corriente de cortocircuito máxima . Para el cálculo de esta corriente se


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considera que la tensión en el punto de falla en el momento en que ocurre la falla es de 1.0 p.u. Los niveles de cortocircuito según la norma ANSI/IEEE C37.010 – 1999 se calculan como sigue a continuación: 

Se coloca una fuente de tensión equivalente en el punto de falla, que es igual a la tensión pre-falla en ese punto, reemplazando todas las fuentes de tensión tanto externas como internas.



Todas las máquinas son representadas por su impedancia interna.



Las capacitancias de las líneas y las cargas estáticas no se consideran.



Cuando se asume que es una falla franca, no se considera la resistencia del arco.



Las impedancias del sistema se asumen que son trifásicas balanceadas.





Se utiliza el método de las componentes simétricas para el cálculo de las fallas desbalanceadas. En la práctica, la norma ANSI/IEEE considera la tensión pre- falla como la tensión nominal del sistema (1.0 p.u. como la tensión pre-falla para cada barra del sistema).

El cálculo de niveles de cortocircuito máximo y mínimo se realiza para fallas trifásicas, monofásicas y bifásicas a tierra. Con los resultados se evalúan las capacidades para soportar las corrientes de c ortocircuito de interruptores, seccionadores, transformadores de corriente, asimismo ayudan a determinar el desempeño del sistema de protección evaluando los tiempos de actuación y la adecuada coordinación entre los dispositivos para los valores de corriente de cortocirc uito obtenidos.

7.

CRITERIOS DE AJUSTE DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN

7.1. 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. 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 los dispositivos de protección para permitir la actuación debidamente priorizada de estos, minimizando 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.


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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 2 y de respaldo 3 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. 

7.2. Principios generales para el ajuste y la coordinación de protecciones En el diseño de los esquemas de protección, determinación de ajustes y la coordinación de protección se considera los siguientes aspectos: 

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 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

1 COES

SINAC, Criterios de ajustes y coordinación de protección, Pág. 6. SINAC, Criterios de ajustes y coordinación de protección, Pág. 4. 3 COES SINAC, Criterios de ajustes y coordinación de protección, Pág. 4. 2 COES


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“convencido” que es confiable y está siendo implementado sin problema alguno. Este concepto se expresa en términos de las propiedades de los conceptos: fiabilidad y seguridad. 

Fiabilidad o redundancia La fiabilidad es el aspecto de la confiabilidad que expresa el grado de certeza de que el sistema de protección operará correctamente ante la presencia de una falla, retirando las fuentes de alimentación a la misma. Se mide como la probabilidad de que el sistema actúe efectivamente en presencia de una falla. Con la finalidad de asegurar una buena fiabilidad de la protección, se recomienda que la protección principal s ea redundante; es decir, se deben tener dos relés de protección físicamente diferentes (protección primaria y secundaria), los cuales deben operar de manera independiente uno del otro y de ser posible contar con batería de alimentación diferentes. Estas protecciones actuarán en paralelo, cualquiera de ellas efectuará la acción de disparo de los interruptores.



Seguridad La seguridad es el aspecto de la confiabilidad que expresa el grado de certeza de que el relé no operará incorrectamente ante ausencia de fallas o sin c onsiderar la naturaleza de la operación del sistema de potencia. Para incrementar la seguridad se recomienda emplear dos elementos de protección que deben actuar en forma simultánea para efectuar una acción de disparo a un interruptor. Es decir, los contactos de estos elementos deben ser conectados en serie para que la acción sea válida.

7.3. Referencia técnica para los criter ios de ajuste y coordinación de protecciones Para establecer los criterios de protección, determinar los ajustes y sustentar la coordinación de protecciones propuesta se han tomado como referencia los siguientes documentos los cuales consiste en normas internacionales, nacionales y documentos válidos en el ámbito nacional: -

IEEE Std. 141-1993, IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants

-

IEEE Std. 142-1991, IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems

-

IEEE Std. 242-2001, IEEE Recommended Practice for Protección and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems

-

IEEE Std. 399-1997, IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial Power Systems analysis

-

IEEE Std. 493-1997, IEEE Recommended Practice for the Design of Realiable Industrial and Commercial Power System

-

IEEE Std. 551-2006, IEEE Recommended Practice for Calculating Short-Circuit Current in Industrial and Commercial Power Systems

-

IEEE Std C57.109-1985, IEEE Guide for Transformer Through-Fault-Current Duration


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-

IEEE Std C57.12.00-2000, IEEE Standard General Requirements for LiquidImmersed Distribution, Power, and Regulation Transformer

-

IEEE Std C57.12.01-1998, IEEE Standard General Requirements for Dry-Type Distribution and Power Transformers Including Those With Solid Cast and/or ResinEncapsulated Winding

-

IEEE Std C57.12.59-2001, IEEE Guide for Dry-Type Transformer Through-Fault Current Duration

-

IEEE Std C37.2-2008, IEEE Standard Electrical Power System Device Function Numbers, Acronyms, and Contact Designations

-

IEEE Std C37.91-2000, IEEE Guide for Protective Relay Applications to Power Transformer

-

IEEE Std C37.96-1988, IEEE Guide for AC Motor Protection

-

IEEE Std C37.97-1979, IEEE Guide for Protective Relay Aplications to Power System Buses

-

IEEE Std C37.99-1980, IEEE Guide for Protection of Shunt Capactior Banks

-

Criterios de ajustes y coordinación de los sistemas de protección del SEIN – COES.

-

Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN – COES.

-

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE)

-

Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados.

-

Procedimiento Técnico del COES – PR20 – Ingreso, modificación y retiro de instalaciones en el SEIN.

-

Procedimiento Técnico del COES – PR40 – Procedimiento para la aplicación del numeral 3.5 de la NTCSE.

7.4. Protección de Transformadores de Potencia El transformador de potencia es uno de los elementos más importantes del sis tema 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. El siguiente es el esquema de protecciones ideal de un transformador:


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Figura N° 7.1: Esquema de protección IEEE C37.91-2000.

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 4 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.  Grandes Potencia mayor o igual a 50 MVA.

a) Protecciones de sobr ecorriente de fases y tierra (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 4 COES

SINAC, Criterios de ajustes y coordinación de protección.


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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 cortocircuito. Mientras la protección de tierra oscila entre 20 a 40%. Los tiempos de ajuste y curvas características dependen de las corrientes de cortocircuito 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 curvas de daño térmico son diferentes, dependen de la potencia de los transformadores según estándar IEEE C57.12.00-2000 numeral 7.1.2. 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 sobrecorriente 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.

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 sólidamente, 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.


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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 escogen 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.

b) Protección dif erencial de transformador La protección diferencial funciona calculando la diferencia de las corrientes que entran y salen de la zona protegida. Para ello se debe tomar en cuenta que existen diferencias que no son imputables a una falla. Estas corrientes diferenciales que corresponden a valores de la operación normal son las siguientes: -

Las corrientes de magnetización (o de carga) del elemento protegido que es una cantidad constante.

-

El error de relación en los transformadores de corriente que es una diferencia casi proporcional a los valores de la corriente. Para un transformador de potencia que tiene diferentes tomas (taps), el error de los transformadores de corriente será del mismo tipo por esta causa.

-

El error debido a la saturación de los transformadores de corriente, el cual prácticamente no existe con pequeñas corrientes, pero que se hace mayor con elevadas corrientes.

La siguiente figura representa un esquema general de protección diferencial, el principio de operación es el mismo para todos los relés pero cada marca y modelo se diferencia por los algoritmos de cálculo para las corrientes de operación y restricción, asimismo la forma de determinar las pendientes.


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Figura N° 7.2: Característica general de protección diferencial.

7.5. Protección de alimentadores Para la protección de alimentadores, no se cuenta con una referencia técnica como puede ser un estándar ya sea nacional o internacional el cual pueda enmarcar criterios para la protección de estos elementos; sin embargo, podemos tomar en cuenta los siguientes aspectos: -

-

-

-

Al igual que mucho elementos de un sistema de eléctrico, los conductores desnudos o cables de energía, que son quienes principalmente conforman un alimentador, son diseñados para trabajar hasta determinado nivel de corriente, cuando se los somete a sobrecargas estos tienden a dañarse lo cual se refleja en las curvas de daño térmico similares a los de los transformadores. La protección de un alimentador además de proteger principalmente la red aérea o subterránea, toma en consideración los valores de diseño para operación normal y soportabilidad ante cortocircuitos, de elementos c omo interruptores, seccionadores, transformadores de corriente, etc., correspondientes al alimentador. En el caso de alimentadores que cuenta con gran cantidad de motores o motores de gran potencia, será importante la evaluación de habilitar o no la protección direccional ya que fallas en un alimentador tiene un alta probabilidad de provocar la apertura de interruptores correspondiente a alimentadores que no presentan falla debido al flujo de corriente inverso que se produzca por el aporte de corriente de cortocircuito de las maquinas rotativas. Para la protección a tierra será importante el tipo de conexionado con el que se cuenta es decir si se trata de un sistema delta, estrella aterrizado o con neutro aislado, ya que de esto dependerá el tipo de protección que se pueda implementar o que incluso en algunos casos no se podrá contar con dispositivos capaces de detectar las fallas a tierra.


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7.6. Protección de motores La norma IEEE C37.96-2000, Guía para la protección de motores AC, recomienda el uso de relés de sobrecorriente para sobrecarga y protección de rotor bloqueado. En estas aplicaciones, ajustar la característica corriente inversa tiempo-corriente para coordinar con la curva de límite térmico satisface la protección. Debido al uso familiar de protección sobrecorriente, poca atención es prestada a la naturaleza de la curva de límite térmico del motor y su relación con la temperatura de devanado en un motor de inducción. A pesar de que las curvas límite están basadas en el modelo térmico que permite al relé de microprocesador continuamente calcular y monitorear la temperatura del motor en tiempo real.

Protección Térmica de Motor (49) Los fabricantes de relés de motor han usado RTDs para tratar de proteger los m otores de daños térmicos. Desafortunadamente, la respuesta lenta de los RTDs reduce su valor. Los usuarios en vez de basarse en elementos de sobrecorriente inversa de tiempo-fase y un elemento de sobrecorriente separada de secuencia-negativa, deben detectar las corrientes que podrían provocar un sobrecalentamiento. Ni la protección tiempo-sobrecorriente ni los RTDs dan cuenta de un historial térmico o sigue con precisión la incursión de las temperaturas de conductor. Se debería usar un elemento que registre el deslizamiento dependiente I²r de la corriente de calentamiento de la secuencia positiva y negativa. El elemento es un modelo térmico, definido por la placa del motor y los datos de límite térmico. Este modelo matemático calcula la temperatura del motor en tiempo real. La temperatura es entonces comparada con el límite de disparo térmico y los umbrales de alarma para prevenir sobrecalentamientos de sobrecarga, rotor bloqueado, arranques frecuentes o prolongados, o corrientes desbalanceadas.

Figura 7.3, Curva de torque y corriente como función de la velocidad - perforadora. INFORM E ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

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Una típica corriente de arranque de seis veces la corriente nominal y una resistencia de rotor bloqueado, R1 de tres veces el valor de R0 causa el calentamiento I² r para s er 6²x3 ó 108 veces lo nominal. Consecuentemente, una temperatura extrema debe ser tolerada para un tiempo limitado para el arranque del motor. Una alta emergencia en el umbral de I² t es especificado por el límite de rotor bloqueado durante un arranque, y un segundo umbral más bajo para la condición normal de operación es especificado por el factor de servicio. Por lo tanto, el modelo térmico requiere un umbral de pickup cuando arranca, indicado por el límite térmico del rotor, y un umbral de pickup cuando opera, indicado por el factor de servicio (utilidad). Un relé de sobre corriente con una característica inversa se configura para que dispare por encima del nivel actual de par máximo que proporciona la condición de rotor bloqueado. Para permitir el arranque del motor y al mismo tiempo detectar la condición de rotor bloqueado, la protecc ión debe estar por encima del tiempo de arranque y debajo de la sobrecarga de ejecución y acelerando el limite térmico o límite del rotor bloqueado.

Figura 7.4, Curva de límite térmico - perforadora.

En el modelo, el limite térmico, 2 , representa el punto caliente de la temperatura límite de rotor bloqueado, y 2 (−0 ) representa la temperatura de funcionamiento con corriente a plena carga. El tiempo de rotor bloqueado  no es usualmente especificado pero se puede calcular mediante el uso de una temperatura de punto caliente de seis veces la temperatura de funcionamiento en la siguiente relación:


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Hay dos razones para utilizar el modelo de rotor en el estado de operación. Lo primero es que el modelo de rotor registra el calentamiento de la corriente de secuencia positiva y negativa y conserva el historial térmic o en todo momento durante el ciclo de arranque y funcionamiento. Lo segundo es que se trata de una práctica de la industria para conocer la sobrecarga y los límites térmicos del rotor bloqueado como una curva continua.

Protección de sobrecorr iente de f ase y tierra La protección de sobrecorriente de fase y tierra son necesarios al límite de daños causados por fallas internas a los bobinados del motor y en las zonas de protección del motor. La sobrecorriente de fase también proporciona una medida de protección de falla a tierra. Sin embargo, las fallas a tierra ocurren más frecuentemente y pueden ser despejadas con una mayor sensibilidad por los relés de sobrecorriente de tierra residual. La aplicación del relé de sobrecorriente de fase y tierra de tiempo definido es mostrada en la figura siguiente.

Figura 7.5, Conexión de protección de motor y curvas tiempo-corriente.

El elemento 50P de fase de sobre corriente de tiempo definido está configurado al 120% de corriente nominal del rotor bloqueado (FLA) con un tiempo de 10 ciclos de retardo para anular la oscilación subtransitoria durante la partida; el elemento 50H de sobrecorriente de fase de tiempo definido es configurado a 2 veces la corriente nominal del rotor bloqueado (FLA) para un a gran velocidad de despeje o de una gran corriente de falla. Los elementos de tiempo definido 50N y 50NH proporcionan una protección sensitiva de falla a tierra. El elemento 50N está configurado con una corriente de 1.5 A o 0.56 múltiplos de FLA con un tiempo de retardo de 10 ciclos.


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El tiempo de retardo está configurado para anular las falsas corrientes residuales causadas por la saturación debido a la asimetría de la elevada corriente de arranque como se muestra en la siguiente figura.

Figura 7.6, Curvas de corriente cuando hay fallas.

Un relé de sobrecorriente 50N1 configurado a un pickup de 1.0 A da un pick up de 10 A en el primario cuando un TC 50:5 de secuencia cero es usado. La saturación se evita desde que el sensor responde solo al flujo causado por un desbalance en la suma de corrientes trifásicas.

8.

ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA El análisis de flujo de potencia se ha realizado en función a la información alcanzada e indicada por la supervisión respecto a demandas y condiciones operativas. Se han simulado los escenarios actual y futuro según los diagramas unifilares correspondientes. Para el manejo de la base de datos tomar en consideración los siguientes escenarios creados con su respectiva configuración topológica: -

Revision: 2018AveMaxDem Revision: 2018AveMedDem Revision: 2018AveMinDem Revision: 2018EstMaxDem Revision: 2018EstMedDem Revision: 2018EstMinDem

Configuración: Configuración: Configuración: Configuración: Configuración: Configuración:

SE Actual SE Actual SE Actual SE Propuesto SE Propuesto SE Propuesto

Como se ha mencionado en apartados anteriores, 5.2, se entregado solo los valores de máxima demanda a considerar y no ha proporcionado datos para poder determinar las demandas para los escenarios de media y mínima demanda. Asimismo la supervisión ha indicado que la demanda es la misma para avenida y estiaje. Los registros de tensión han sido asumidos del ECP 2014 y sea considerado la misma, en la barra infinita, para máxima, media y mínima demanda. Con todas estas c onsideraciones los resultados de


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flujo de potencia son los mismos para todos los escenarios y son los que s e presentan a continuación.

8.1. TENSIÓN EN BARRAS En la tabla 8.1 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 8.1, Tensión en barras principales. BARRA V Nom. Código ETAP 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

Futuro

p.u.

kV

p.u.

kV

1.00 0.99 0.94 1.02 1.01 1.01 0.98 0.97 1.01 1.01

60 34.1 32.5 7.3 7.3 7.3 7.0 7.0 7.3 7.3

1.00 0.99 0.94 1.02 1.01 1.01 0.98 0.97 1.01 1.01

60 34.1 32.5 7.3 7.3 7.3 7.0 7.0 7.3 7.3

8.2. CONGESTIÓN EN LINEAS En la tabla 8.2 se aprecian los resultados de cargabilidad en las líneas de transmisión, en ningún caso s e supera el límite máximo permisible. Tabla 8.2, 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

8.3. CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES En la tabla 8.3 se aprecian los resultados de cargabilidad de los transformadores, en ningún caso se supera el límite máximo permisible.


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Tabla 8.3, Cargabilidad en transformadores. Actual Futu ro Nivel de Carga Nivel de Carga % %

Transformador Código ETAP tr2SHOUG25MVA tr2SHOUG8MVA

9.

90.8 33.9

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. Los escenarios considerados son los mismos que para el análisis de flujo de potencia, a diferencia claro está de que se obtienen resultados diferentes en cada escenario evaluado ya que de acuerdo a la tabla 5.1 se han obtenido diferencias en los parámetros para la red equivalente relacionado a las simulaciones de cortocircuito en la base de datos del COES. Tabla 9.1, 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

Icc Aven ida Maxima Demanda



L-L-L (kA)

L-L-G (kA)

L-G (kA)

L-L-L (kA)

L-L-G (kA)

L-G (kA)

L-L-L (kA)

L-L-G (kA)

L-G (kA)

3.22 2.14 6.34 5.48 5.10 3.20 2.92 5.91 4.05

3.55 2.06 6.52 5.63 5.20 3.30 3.02 6.07 4.03

3.76 1.58 0.44 0.44 0.44 0.42 0.42 0.44 0.43

3.21 2.14 6.34 5.48 5.10 3.19 2.92 5.91 4.05

3.54 2.06 6.51 5.63 5.20 3.30 3.02 6.07 4.03

3.75 1.58 0.44 0.44 0.44 0.42 0.42 0.44 0.43

3.21 2.14 6.34 5.48 5.10 3.19 2.92 5.91 4.05

3.54 2.06 6.51 5.63 5.20 3.30 3.02 6.07 4.03

3.75 1.58 0.44 0.44 0.44 0.42 0.42 0.44 0.43

Tabla 9.2, 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

Icc Avenida Maxima Demanda L-L-L L-L-G L-G (kA) (kA) (kA) 3.20 2.11 6.30 5.40 5.01 3.08 2.81 5.84 3.95

3.52 2.02 6.42 5.50 5.07 3.17 2.90 5.95 3.90

3.73 1.56 0.42 0.42 0.41 0.40 0.39 0.42 0.41

Icc Avenida Maxima Demanda L-L-L L-L-G L-G (kA) (kA) (kA)

Icc Avenida Maxima Demanda L-L-L L-L-G L-G (kA) (kA) (kA)

3.20 2.11 6.30 5.40 5.01 3.08 2.81 5.84 3.95

3.20 2.11 6.30 5.39 5.01 3.08 2.81 5.84 3.95

3.52 2.02 6.42 5.50 5.07 3.17 2.90 5.95 3.90

3.72 1.56 0.42 0.42 0.41 0.40 0.39 0.42 0.41

3.52 2.02 6.42 5.50 5.07 3.17 2.90 5.95 3.90

3.72 1.56 0.42 0.42 0.41 0.40 0.39 0.42 0.41

Tal como se aprecia en las tablas anteriores el cambio de topología para el sistema eléctrico en estudio y las variaciones con respecto al aporte del SEIN representada por la red equivalente, no representa cambios significativos en los valores de corrientes de cortocircuito.


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10.

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COORDINACIÓN DE PROTECCIONES En este apartado se verifica la coordinación de protecciones por sobrecorriente para fallas entre fases y a tierra, asimismo se verifican la actuación del relé diferencial de transformador de la SE 8 VMA 34.5/7.2 kV. No han sido proporcionado los ajuates del relé de protección de la Pala y del perforador corresponde al ECP 2014. Se recomienda la verificación con la información actualizada.

10.1. 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), esto se puede apreciar en las siguiente figuras que corresponden a la base datos en ETAP.

Figura N° 10.1: SE 25 MVA

Figura N° 10.2: SE 8 MVA


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Figura N° 10.3: Switch House y Cargas Finales.

Los relés principales lado alta y baja de las subestaciones 25MVA y 8 MVA tienen como principal función proteger al transformador correspondiente, muy al margen de que el transformador cuente con una protección principal que normalmente es un relé diferencial. 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. Asimismo se verifica que las curvas de tiempo inverso propuesto se ubican por debajo de las curvas de daño térmico de los transformadores lo que garantiza la protección de este elemento. Asimismo se puede verificar que las corriente se energización no ocasionan actuaciones indebidas de los relés de protección.


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Figura 10.4, 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. Se observa que los relés de protección asociados se ubican por encima de la c urva de arranque del motor, lo que significa que cuando se presente dicho escenario los relés no actuará de forma indebida.


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Figura 10.5, 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 c orrespondientes. De forma similar con el caso del motor de pala se garantiza el arranque del motor de perforadora.


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Figura 10.6, Sobrecorriente de fases con relé de Perforadora – Ajustes actuales.

En la siguiente tabla se presenta los ajustes actuales, los cuales se propone mantenerlos.


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Tabla 10.1, Ajustes actuales protección sobrecorriente de fases. DESCRIPCIÓN RELÉ

MODELO

GE

T60

GE

T60

GE

F60

GE

F60

GE

F60

THYTRONIC THYTRONIC

NA011 NA011

UBICACIÓN SE 8 MVA LADO 34.5 KV: TRANSFORMADOR SE 8 MVA LADO 7.2 KV: TRANSFORMADOR SE 8 MVA LADO 7.2 KV: INCOMING SE 8 MVA LADO 7.2 KV: FEEDER 1 - NORTE SE 8 MVA LADO 7.2 KV: FEEDER 1 - SUR SH - PALA SH - PERFORADORA

AJUSTE UMBRAL 1

AJUSTE UMBRAL 2

TC (A)

CURVA

I> A

t> Dial o Seg.

CURV A

I> A

t> Dial o Seg.

400/5

IEEE VI

184

0.41

DT

1016

0.14

1200/5

IEEE VI

876

0.41

1200/5

IEEE VI

876

0.41

600/5

IEEE VI

600

0.31

150/1

IEEE VI

600

0.31

200/5 200/5

IEEE EI IEEE EI

600 600

0.31 0.31

TD TD

1800 1800

0.03 0.03

10.2. SOBRECORRIENTE DE TIERRA Se toma en consideración el conexionado del transformador de 8 MVA que en este caso es delta – estrella. La protección de sobrecorriente a tierra actúa, en este caso antes fallas a tierra por la medición de la corrientes homopolar 3I0, caso de relé F60 alimentadores y relé T60 lado 7.2 kV, y por el cálculo de 3I0 en función de la medición de las corriente de fase, caso relé F60 Incoming. En condiciones normales y para una carga balanceada no se presenta corriente homopolar, de forma ideal; para cubrir el error de TCs y una desbalance de carga normal, se recomienda ajustar los valores de pickup entre 10-20 % la corriente nominal del TC.

Para el lado 7.2 kV se ha tomado en consideración el conexionado de los motores de Palas y Perforadores, estrella aislado. Bajo dicho escenario no existen aportes de corriente homopolar de los motores mencionados.

Figura 10.7, Aporte de corriente homopolar de motores de Pala y Perforadora

En la figura 10.8 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


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adecuados ya que garantizan márgenes de tiempo mayores a 150 ms entre relés para las máximas corrientes de falla correspondientes.

Figura 10.8, Sobrecorriente de tierra SE 25 y 8 MVA – Ajustes actuales.

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. Es aceptable el ajuste corriente de arranque de 40 Amperios ya que se ha verificado que el ajuste del relé de protección de la perforadora es de 37.5 Amperios primarios para la protección a tierra.


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Figura 10.9, Sobrecorriente de tierra en 7.2 kV – Ajustes actuales.

En la siguiente figura se presenta los ajustes propuestos para la protección ante fallas a tierra, 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. Los ajuates de arranque de pickup de los relés de alimentadores, Incoming y diferencial lado 7.2 kV se han reducido para obtener una mejor sensibilidad, principalmente para poder detectar fallas a tierra con resistencia de falla de hasta 100 ohmios.


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Figura 10.10, Sobrecorriente de tierra en 7.2 kV – Ajustes propuestos.

En las siguientes tablas se presentan los ajustes actuales y propuestos. Tabla 10.2, Ajustes actuales protección sobrecorriente de tierra DESCRIPCIÓN UBICACIÓN

AJUSTE UMBRAL 1 I> A

t> Dial o Seg.

CURV A

I> A

t> Dial o Seg.

400/5 IEEE EI

72

0.6

DT

1140

0.01

400/5 IEEE MI

680

0.4

-

-

-

1200/5 IEEE MI

80.4

0.35

IEEE MI

60

0.35

IEEE MI

60

0.35

200/5

TD

40

0.5

TD

200

0.03

200/5

TD

40

0.5

TD

200

0.03

TC (A)

RELÉ

MODELO

GE

T60

SE 8 MVA LADO 34.5 KV: TRANSFORMADOR

GE

T60


GE

F60

SE 8 MVA LADO 7.2 KV: INCOMING

GE

F60

SE 8 MVA LADO 7.2 KV: FEEDER 1 - NORTE

50/5

GE

F60

SE 8 MVA LADO 7.2 KV: FEEDER 1 - SUR

50/5

THYTRONIC

NA011

SH - PALA

THYTRONIC

NA011

SH - PERFORADORA


AJUSTE UMBRAL 2

CURVA

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Tabla 10.3, Ajustes propuestos protección sobrecorriente de tierra DESCRIPCIÓN

AJUSTE UMBRAL 1

AJUSTE UMBRAL 2

TC (A)

CURVA

I> A

t> Dial o Seg.

CURV A

I> A

t> Dial o Seg.

400/5

IEEE EI

72

0.6

DT

1140

0.01


400/5

TD

50

0.8

-

-

-

SE 8 MVA LADO 7.2 KV: INCOMING

1200/5

TD

50.4

0.63

SE 8 MVA LADO 7.2 KV: FEEDER 1 - NORTE

50/5

TD

40

0.46

SE 8 MVA LADO 7.2 KV: FEEDER 1 - SUR

50/5

TD

40

0.46

SH - PALA

200/5

TD

40

0.3

TD

200

0.03

SH - PERFORADORA

200/5

TD

40

0.3

TD

200

0.03

RELÉ

MODELO

UBICACIÓN

GE

T60


GE

T60

GE

F60

GE

F60

GE

F60

THYTRONIC

NA011

THYTRONIC

NA011

Es necesario la verificación en campo del conexionado de los motores de palas y perforadoras, ya que si el neutro se encuentra conectado a tierra si existirá un aporte de corriente homopolar en el alimentador que no presenta falla, esto haría necesario la habilitación de la función direccional para que el sistema de protección sea selectivo. Es decir cuando ocurran fallas en el alimentador norte solo debe aperturar el interruptor correspondiente y no el del alimentador sur. De forma similar cuando ocurran fallas en el alimentador sur. De acuerdo a los diagramas funcionales alcanzados por la supervisión, en 7.2 kV se cuenta con dos transformadores de tensión con conexión delta abierto, bajo este escenario solo se tiene una opción para la función direccional, la cual es 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 10.4, Configuración para operación con I0.

En caso esta recomendación no tenga un buen desempeño se recomienda instalar transformadores de tensión (TP), de esa forma se puede habilitar la función direccional con señal de polarización V0. Para determinar un costo de esta implementación es necesario verificar en campo las dimensiones de tableros y la posibilidad de implementar un TP adicional y ver los requerimientos para la conexión en estrella.

10.3. 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


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Gigawatt Ingenieros



Rev isión No.: 1

Fecha: 08/01/2018

tipo trifásico, bifásico, bifásico a tierra y monofásico hasta con 100 ohmios de resistencia de falla.

Figura 10.11, Protección diferencial de transformador SE 8 MVA.

El procedimiento realizado fue el siguiente: - Se simulo un tipo de falla, de acuerdo a la tabla 10.5, en la barra 7.2 kV. - Los valores de corriente (magnitud y ángulo) fueron ingresado al modelo en Excel de la figura 10.11, hoja de cálculo proporcionado por el fabricante - Se verificaron los disparos por cada fase, es suficiente la operación de una de las tres. Tabla 10.5, Verificación de operación protección diferencial

11.

Tipo de Falla

Verificación de disparo

Trifásico

SI

Bifásico

SI

Bifásico a tierra

SI

Monofásico

SI

Monofásico con 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.


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Informe Ecp Cosapi 2017_rev1

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