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Absolución de Observaciones – Las Bambas
11/05/2016
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B.R.V.
A
Emitido para Revisión
11/04/2016
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H.J.
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DESCRIPCION
FECHA
EJEC.
REV.
APRO.
H.J.
SISTEMA ELECTRICO DE DISTRIBUCIÓN Y UTILIZACIÓN MINA LAS BAMBAS Titulo:
Actualización del Estudio de Coordinación de las Protecciones Informe N°:
Revisión
EDP-040-16 Responsable Técnico:
Ing. Bernardino Rojas Vera CIP 38006
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INDICE 1.
INTRODUCCION ...............................................................................................................................................................................4
2.
OBJETIVOS .........................................................................................................................................................................................4
3.
ALCANCES ..........................................................................................................................................................................................4
4.
FUERA DE ALCANCE ......................................................................................................................................................................4
5.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................................................................................5
5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 6.
DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO DEL PROYECTO ............................................................................................7
6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 7.
DOCUMENTOS DE REFERENCIA ............................................................................................................ 12 SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ...................................................................... 12 SISTEMA ELECTRICO LAS BAMBAS...................................................................................................... 12 PLANOS ...................................................................................................................................................... 12 HERRAMIENTA COMPUTACIONAL ....................................................................................................... 12
PROTECCION SUBESTACION PRINCIPAL LAS BAMBAS 220/33KV .............................................................................. 13
8.1.1 8.1.2 8.1.3 8.1.4 9.
CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL .................................................................. 7 AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN COTARUSE ................................................................................................. 8 CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220KV ....................................................................... 8 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN PRINCIPAL LAS BAMBAS (220/33 KV) ....................................................... 9 PRINCIPALES EQUIPOS DE LA PLANTA CONCENTRADORA ............................................................................... 10 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ...................................................................................................................... 11 GENERADORES TÉRMICOS DE EMERGENCIA ................................................................................................... 11
INFORMACIÓN UTILIZADA....................................................................................................................................................... 12
7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 8.
CONCLUSIONES GENERALES................................................................................................................... 5 REFERIDO A LAS PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN PRINCIPAL ............................................... 5 REFERIDO AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN MEDIA TENSIÓN ...................................................... 5 REFERIDO A LA PROTECCION DE MOTORES EN MEDIA TENSIÓN .................................................... 6 REFERIDO AL SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN BAJA TENSIÓN ............................................................ 6
DESCRIPCION DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ................................................................................ 13 FILOSOFÍA DE OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE ENTRE FASES EN 33 KV 13 FILOSOFÍA DE OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE A TIERRA EN 33 KV ....... 23 DIAGRAMA UNIFILAR DE PROTECCION S.E. PRINCIPAL LAS BAMBAS ............................................. 28
PROTECCION DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN MEDIA TENSIÓN ...................................................................... 31
9.1 ANALISIS DE LAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DE FASES ............................................. 32 9.1.1 CRITERIOS Y METODOLOGIA EMPLEADA ............................................................................................. 32 9.1.2 RESULTADOS OBTENIDOS ....................................................................................................................... 32 9.2 ANALISIS DE LAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA .......................................... 33 9.2.1 CRITERIOS Y METODOLOGIA EMPLEADA ............................................................................................. 33 9.2.2 RESULTADOS OBTENIDOS ....................................................................................................................... 33 10. PROTECCIÓN DE MOTORES EN MEDIA TENSIÓN ............................................................................................................ 34
10.1 10.2 10.3
ESQUEMAS DE PROTECCION DE LOS MOTORES EN 4.16 KV ............................................................. 35 CARACTERÍSTICAS DE LOS MOTORES EN 4.16 KV ............................................................................. 36 RESULTADOS OBTENIDOS ..................................................................................................................... 36
11. PROTECCION DEL SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN BAJA TENSION ............................................................................ 37
11.1 11.2 11.3 11.4
DESCRIPCIÓN ............................................................................................................................................ 37 CELDAS O “SWITCHGEAR” EN 480 V ..................................................................................................... 37 CENTRO DE CONTROL DE MOTORES EN 480 V .................................................................................... 37 RESULTADOS OBTENIDOS ..................................................................................................................... 37
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ANEXOS Anexo Nº 1: Diagramas Unifilares Anexo Nº 2: Gráficos de Coordinamiento de fases. Anexo Nº 3: Gráficos de Coordinamiento de tierra. Anexo Nº 4: Cuadro de ajustes – protección de sobrecorriente de fases. Anexo Nº 5: Cuadro de ajustes – protección de sobrecorriente de tierra. Anexo Nº 6: Cuadro de ajustes – Switchgear 480V (SGL). Anexo Nº 7: Cuadro de ajustes – Centro de Control de Motores en 480 V (MCL)
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ACTUALIZACION DEL ESTUDIO DE COORDINACION DE PROTECCIONES SISTEMA ELECTRICO DE DISTRIBUCION Y UTILIZACION MINA LAS BAMBAS 1. INTRODUCCION La evaluación del estado físico operativo de los sistemas de protección y revisión del estudio de coordinación de protecciones de un sistema eléctrico de potencia constituyen actividades que requieren una atención periódica por parte de las empresas encargadas de su operación y mantenimiento para garantizar la selectividad de los mismos en salvaguarda de la calidad y seguridad del suministro eléctrico. El presente informe da a conocer los criterios, metodología y resultados de la revisión y actualización del estudio de coordinación de protecciones del sistema eléctrico de la Mina Las Bambas. Igualmente, se anexa todos los datos utilizados que servirán de referencia para la actualización del presente estudio y el desarrollo de futuras proyectos de expansión. 2. OBJETIVOS Uno de los principales objetivos del presente informe es la evaluación de los sistemas de protección existentes en la subestación principal, sistema de distribución en media tensión, centros de control de motores en media tensión y sistema de utilización en baja tensión de las diferentes áreas de procesos de la Mina Las Bambas, de manera que se tenga un sistema de protecciones que actúen bajo los principios básicos de rapidez, selectividad y confiabilidad ante eventos o perturbaciones que puedan ocurrir bajo diferentes condiciones de operación de la red. 3. ALCANCES a) En el presente estudio se verificará los ajustes de las protecciones coordinables habilitados en los relés de protección de alimentadores, relés diferenciales de transformador y relés de protección de motores en media tensión, es decir verificar los umbrales de operación, características de operación y revisar la selectividad de los sistemas de protección que para su operación requieren el aumento de la corriente (protecciones de sobrecorriente de fases y tierra, fusibles, elemento térmico de los relés de protección de motores en media tensión). b) Este informe deberá ser tomado como referencia para realizar los cambios de ajustes necesarios en las protecciones coordinables. 4. FUERA DE ALCANCE Por los compromisos de garantía es responsabilidad del vendor: a) La determinación de los ajustes de los relés asociados a los compensadores síncronos. b) La determinación de los ajustes de los relés asociados a los motores síncronos de los molinos SAG, de bolas y correas overland. c) La determinación de los ajustes de los relés asociados a los filtros de armónicos en 33 kV.
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5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUSIONES GENERALES a) Como resultado del análisis de la selectividad del sistema de protecciones en el presente informe se proponen cambios de ajustes a los elementos de sobrecorriente de los relés de protección de la subestación principal, alimentadores en media tensión, elementos térmicos y de sobrecorriente de los relés de protección de motores en media tensión así como en las unidades de disparo de los interruptores de potencia en baja tensión existentes, los cuales se muestran en forma gráfica y en cuadros de ajustes en los Anexos Nº 2, 3, 4, 5, 6 y 7. Por ello es importante hacer notar que el esquema de protecciones que se plantea es válido siempre y cuando se implemente en forma integral los cambios de ajustes recomendados para los relés de protección existentes en el sistema eléctrico de la Mina Las Bambas. b) Se recomienda verificar en campo los relés de protección, datos de placa de transformadores de corriente, transformadores de tensión, transformadores de potencia, motores, el calibre y el tipo de fusibles así como la corriente nominal (rating Plug) de los interruptores de potencia en baja tensión de tal forma que las características de los equipos sean las consideradas en el presente estudio. 5.2 REFERIDO A LAS PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN PRINCIPAL a) Se considera adecuado el esquema de disparos implementado en los relés de sobrecorriente, que ante la ocurrencia de una falla entre fases en 33 kV se desacople instantáneamente las 3 barras A, B y C en 33 kV según sea el caso, de modo que ningún transformador quede en paralelo. Con este planteamiento se logra lo siguiente: - Las elevadas corrientes de cortocircuito que se presentan en la barra de 33 kV, cuando están todas acopladas, se reducirán instantáneamente. - Se confina las caídas de tensión solo a la barra afectada evitando su propagación por toda la planta concentradora. - Como ningún transformador queda en paralelo la coordinación de sobrecorriente sólo será verificada para la condición donde cada transformador alimenta de manera radial su bloque de cargas. 5.3 REFERIDO AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN MEDIA TENSIÓN a) El tiempo máximo de despeje de fallas entre fases considerado en los alimentadores en 33 kV es de 600 ms, el cual toma en cuenta el tiempo de reconexión de los molinos por mínima tensión el cual es de 700 ms. b) Los alimentadores en 33 kV de la subestación principal Las Bambas asociados a los interruptores 52-13 (Barra B) y 52-24 (Barra C) forman un anillo, las protecciones de sobrecorriente de fases y tierra deben ser direccionales con dirección hacia la línea. c) Los alimentadores en 33 kV de la subestación principal Las Bambas asociados a los interruptores 52-16 (Barra B) y 52-26 (Barra C) forman un anillo, las protecciones de sobrecorriente de fases y tierra deben ser direccionales con dirección hacia la línea.
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d) En caso que los relés de protección tengan la característica de restricción por segunda armónica en los elementos de sobrecorriente de fases y tierra se recomienda habilitarlos. e) Para las protecciones de sobrecorriente de fases se emplean las características de tiempo inverso correspondientes a la norma ANSI/IEEE, en los centros de transformación de la red de distribución en 33 kV se emplean curvas extremadamente inversas (EI) los cuales se adaptan mejor a la curva de arranque de los motores en MT y a las curvas características de operación de los interruptores en BT, igualmente según la capacidad de los centros de transformación se han empleado las curvas muy inversa (para bajas potencias) y normal inverso (para altas potencias). f) Para las protecciones de sobrecorriente de tierra se emplean las características de tiempo definido por tratarse de un sistema de distribución puesto a tierra a través de una resistencia ubicados en el neutro de los devanados en 33 kV de los transformadores 220/33 kV de la subestación principal los cuales limitan la corriente de falla a tierra a 200 A cada uno, se verifica que las protecciones de sobrecorriente de tierra detectan un cortocircuito monofásico con resistencia de falla de 50 ohm el cual estará garantizado cuando la subestación principal opera con los acoplamientos de barras en 33 kV cerrados. 5.4 REFERIDO A LA PROTECCION DE MOTORES EN MEDIA TENSIÓN a) Los ajustes propuestos para la funciones de sobrecarga térmica y sobrecorriente de fases y tierra de los relés de protección de motores toman en cuenta los datos utilizados en el informe N° 25635-220-E0C-0000-00012-000 Rev. 0 – Bechtel. Se recomienda verificar en campo la corriente de plena carga (FLA), factor de potencia, eficiencia y el factor de servicio de los motores. 5.5 REFERIDO AL SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN BAJA TENSIÓN a) En las unidades de disparo de los interruptores de potencia en baja tensión se deshabilitan las etapas instantáneas con el objetivo de permitir la operación selectiva con las protecciones ubicadas aguas abajo, igualmente los umbrales de la etapa de tiempo corto (Short time) han sido ajustados al 30% de la máxima corriente de falla y en aquellos lugares en las cuales se tiene la conexión de grupos electrógenos dichos umbrales son menores a la corriente de falla de los generadores.
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6. DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO DEL PROYECTO 6.1 CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL La subestación principal Las Bambas 220/33 kV es alimentada desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) a través de la Ampliación de la subestación Cotaruse mediante dos líneas de transmisión en 220 kV de 131.97 km de longitud (L-2055 y L-2056), tal como se muestra en el siguiente gráfico:
CH Santa Teresa ~ G
~ G
1.50 km
Feb 2015
120.0 MVA
30.3 Mvar
SE Suriray 220kV
53.46 km
138kV 8.53 km
Ago 2015
53.46 km
225.0 MVA
30.2 Mvar
5.14 km
135.13 km
9.26 km
85.58 km
G ~
CH Machupicchu II
33.5 MVA
G ~
G ~
CH Machupicchu
134.52 km
5.14 km
G ~
Set 2015
138kV
33.5 MVA
120.0 MVA
120.0 MVA
33.5 MVA
138kV
SE Nueva Abancay 220kV
45.0 MVA
Jul 2014
66kV SE Abancay 138kV
131.97 km
COTARUSE/220A 50.0 Mvar
50.0 Mvar
COTARUSE 12
73.48 Ohm
78.71 Ohm
SER14
SER12
50.0 Mvar
COTARUSE/220B
Mar 2015 131.97 km
LAS BAMBAS 220kV
SE Cachimayo 138kV
294.00 km
315.00 km
COTARUSE 14 73.48 Ohm
78.71 Ohm
315.00 km
SER13 50.0 Mvar
50.0 Mvar
50.0 Mvar
SE Campo Armiño 220kV
SER11
294.00 km
COTARUSE 11
COTARUSE 13
Fig. 1. Área de Influencia del Proyecto Minero Las Bambas
SE Socabaya 220kV
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6.2 AMPLIACIÓN DE LA SUBESTACIÓN COTARUSE La subestación de transmisión Cotaruse 220 kV, operada por la empresa Consorcio Transmantaro S.A., es una subestación convencional aislada en aire que interconecta la zona centro con la zona sur del Perú, se alimenta desde el complejo hidroeléctrico del Mantaro a través de dos líneas en 220 kV (L-2051 y L-2052) y lleva la energía hacia el sur del país a través de dos líneas en 220 kV (L-2053 y L-2054) hacia la subestación Socabaya. La configuración de esta subestación inicialmente en anillo, con compensación serie al 65% de las líneas de transmisión en 220 kV y 06 reactores shunt de 50 MVARr cada uno, ha sido ampliada, tal como se aprecia en la figura N° 2, la ampliación de la S.E. Cotaruse tiene una configuración de interruptor y medio, con una bahía para la Minera Ares, dos bahías para las líneas en 220kV que van a la S.E. Las Bambas, dos bahías para las líneas del proyecto Machupicchu-Abancay-Cotaruse, a su vez contarán con 3 bahías de reserva (sin equipamiento), para futuros proyectos.
Fig. 2. Ampliación de la S.E. Cotaruse 6.3 CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN 220KV Las principales características de la línea de transmisión en 220 kV Cotaruse – Las Bambas de doble terna montadas sobre una misma estructura, se muestran en los siguientes cuadros: CARACTERISTICAS GENERALES DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN Descripción Valor Subestaciones que interconecta Cotaruse – Las Bambas Tensión nominal 220 kV Frecuencia 60 Hz N° de circuitos o ternas 2 Capacidad de transmisión 150 MVA por terna Códigos asignados por el COES -SINAC L-2055 / L-2056 Longitud 131.97 km Cable de guarda 2 (EHS + OPGW)
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De acuerdo al diseño de la línea de transmisión en 220kV Cotaruse – Las Bambas, ésta puede transmitir a 75°C una capacidad máxima de 329 MVA. TIPOS DE CONDUCTORES DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN Tramo Conductor de fase Cable de guarda
SE Cotaruse-SE Las Bambas
ACSR Curlew
Acero galvanizado 3/8” EHS Clase C (51.14 mm2) OPGW de 24 fibras ópticas RDC a 20 °C=0.483 Ohm/km (112.30 mm2)
CARACTERISTICAS GENERALES DEL CONDUCTOR DE FASE Descripción Unidad Material N/A SECCIONES Número de hilos Al/Acero N/A MCM Sección nominal del Conductor mm2 Sección real PESOS kg/m Masa del conductor DIAMETROS Diámetro de los alambres mm Diámetro exterior del conductor mm CARACTERISTICAS ELECTRICAS Resistencia DC a 20 °C ohm/km
0.05527
Coeficiente térmico de resistencia eléctrica
0.00403
1/K
Valor ACSR 54/7 1033.5 592 1.99 3.515 31.64
6.4 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN PRINCIPAL LAS BAMBAS (220/33 KV) La subestación Las Bambas, ubicada en el departamento de Apurímac, a una altitud de 4180m.s.n.m., es la instalación principal de suministro eléctrico del sistema de distribución y utilización de la Mina Las Bambas. Todo el sistema de maniobra y medición en alta tensión (220 kV) será del tipo encapsulado en gas SF6, alta presión, tipo GIS; únicamente los pararrayos, transformadores de tensión y trampas de onda, ubicados a la entrada de las líneas en 220kV y los terminales (bushing) de transición aire/SF6, serán con aislamiento del tipo AIS. Las barras tendrán una capacidad de 2000A, capacidad suficiente para suministrar la demanda de la mina. El sistema de barras en 220 kV es doble barra, el cual cuenta con 6 bahías equipadas:
Salida Línea L-2055 a Cotaruse Salida Línea L-2056 a Cotaruse Transformador de potencia TR1 (0931-XFP-0001) Transformador de potencia TR2 (0931-XFP-0002) Transformador de potencia TR3 (0931-XFP-0003) Acoplamiento de barras
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La subestación está compuesta por tres transformadores de potencia 220/33 kV de las siguientes características: Relación de transformación: 220±16x0.625%/34.5 kV (regulación bajo carga) Potencia: 75/100/125 MVA Sistema de enfriamiento: ONAN/ONAF1/ONAF2 Grupo de conexión: Dyn1 Resistencia de puesta a tierra del punto neutro del devanado de 33 kV: 95.26 En el nivel de 33 kV se tienen tres barras: A, B y C que trabajarán con dos acoplamientos longitudinales cerrados permanentemente. Todas las celdas de 33kV serán del tipo GIS, teniéndose en total 31 celdas, distribuidas de la siguiente manera:
Tres (03) celdas para la llegada de 33kV de cada transformador de potencia 220/33kV Dos (02) celdas de acoplamiento de barras Tres (03) celdas para los filtros de armónicos, dos bancos de filtros en cada barra. Dos (02) celdas para los servicios auxiliares Cuatro (04) celdas para los molinos SAG y de bolas, dos de cada uno. Dos (02) celdas para los compensadores síncronos Diez (09) celdas para las diferentes cargas de la mina Una (01) celda de conexión del grupo de emergencia. Cinco (05) celdas de reserva para cargas futuras.
6.5 PRINCIPALES EQUIPOS DE LA PLANTA CONCENTRADORA S.E. LAS BAMBAS
Bamb CS1 20.00 MVA
h3 bamB h5 bamB 9.0 Mvar 9.3 Mvar
M ~
M ~
Bamb molsag1 25.17 MVA
13.6 MVA
20.0 MVA
9.4 MVA
9.4 MVA h3 bamA h5 bamA 9.0 Mvar 9.3 Mvar
G ~
BAMB33C
BAMB33B
13.6 MVA
20.0 MVA
BAMB33A
Bamb CS2 20.00 MVA
Bamb molbol1 Bamb molbol2 17.52 MVA 17.52 MVA h11 bamA 13.7 Mvar
h21 bamA 4.5 Mvar
h3 bamC h5 bamC 9.0 Mvar 9.3 Mvar
G ~
M ~
125.0 MVA
125.0 MVA
125.0 MVA
220kV
M ~ Bamb molsag2 25.17 MVA
h11 bamB 13.7 Mvar
h21 bamB 4.5 Mvar
h11 bamC 13.7 Mvar
h21 bamC 4.5 Mvar
Fig. 3. Subestación Principal Las Bambas Compensadores Síncronos En la barra A y en la barra C de 33kV se instalarán compensadores síncronos de -13.3/+20Mvar, 6.6kV, la finalidad de estos equipos será la regulación fina del factor de potencia en el nivel de 33kV de la S.E. Las Bambas.
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Filtros de Armónicos En cada barra de 33kV (A, B y C) se instalará un banco de filtro de armónicos, cada banco estará compuesto por 4 filtros con las siguientes características: Filtro Frecuencia de sintonización
3ra Arm 204 Hz (n=3.4)
5ta Arm 330 Hz (n=5.5)
11ava Arm 660 Hz (n=11)
21ava Arm 1260 Hz (n=21)
Potencia
9.03 Mvar
9.3 Mvar
13.7 Mvar
4.5 Mvar
Resistencia Paralela
155 Ω
110 Ω
73 Ω
34 Ω
Tipo
Tipo C
Paso alto
Paso alto
Paso alto
Molinos La planta concentradora contará con dos molinos SAG y dos molinos de bolas accionados por cicloconvertidores, cuyos equipos asociados tienen las siguientes características: Molino SAG 1 y 2 (40ft) Transformadores de Cicloconvertidor: 33±2x2.5% /2.4/2.4 kV, 13.6/6.8/6.8 MVA Cantidad de transformadores de tres devanados: 3 Grupo de conexión: Dd0y5 Cicloconvertidor: 12 pulsos Motor síncrono: 24000 kW, 2x3.7 kV, 9.04 min-1 Molino de Bolas 1 y 2 (26ft) Transformadores de Cicloconvertidor: 33±2x2.5% /1.3/1.3 kV, 9.4/4.7/4.7 MVA Cantidad de transformadores de tres devanados: 3 Grupo de conexión: Dd0y5 Cicloconvertidor: 12 pulsos Motor síncrono: 16400 kW, 2x3.9 kV, 11.37 min-1 6.6 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA La distribución en 33kV, 23 kV y 4.16 kV es un sistema aterrado a través de una baja resistencia de puesta a tierra que limita la corriente de falla a tierra a 200 A. La distribución en 7.2 kV es un sistema aterrado a través de una alta resistencia de puesta a tierra que limita la corriente de falla a tierra a 25 A. El sistema de utilización en 480 V es un sistema sólidamente puesto a tierra. 6.7 GENERADORES TÉRMICOS DE EMERGENCIA Se cuenta con 19 grupos de emergencia Diesel, 7 en 4.16 kV y los restantes en 480 V.
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7. INFORMACIÓN UTILIZADA 7.1 DOCUMENTOS DE REFERENCIA Para el desarrollo del presente informe se tomaron como referencia los siguientes documentos: Coordinación y Ajuste de Protecciones Eléctricas – Las Bambas Project Calc. N° 25635-220-E0C-0000-00012-000 Rev. 0 – Bechtel Estudio de Coordinación de Protecciones SE Principal Las Bambas – Estudio de Operatividad Proyecto Minero Las bambas. Informe EDP-026-15 Rev. A – EDP Proyectos SAC. Líneas de Transmisión 220 kV Cotaruse - Las Bambas , Cálculo de los Parámetros Eléctricos de las Líneas de Transmisión Informe N° EDP-067-13 Rev. B – EDP Proyectos SAC Criterios de Ajuste y Coordinación de los Sistemas de Protección del SEIN Marzo 2008 – COES SINAC. 7.2 SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL Se ha empleado una representación equivalente del SEIN para el año 2016, en el escenario en el cual se obtienen los máximos niveles de cortocircuito. En el siguiente cuadro se muestra los niveles de cortocircuito en la subestación Cotaruse (220 kV): AÑO 2016
Nivel de Cortocircuito (MVA) (kA) 3189.17 8.37
R1 (Ohm) 3.28
Impedancia Equivalente X1 (Ohm) R0 (Ohm) X0 (Ohm) 15.05 6.45 38.17
7.3 SISTEMA ELECTRICO LAS BAMBAS La representación del sistema eléctrico de Las Bambas ha sido modelada en el programa Power Factory Digsilent el cual ha sido proporcionado por la empresa minera. 7.4 PLANOS El estudio de coordinación de protecciones está basado en los planos correspondientes de mediciones y protecciones proporcionados por la empresa minera. 7.5 HERRAMIENTA COMPUTACIONAL Los resultados de los niveles de corriente de cortocircuito que se han utilizado exclusivamente para la coordinación de los relés, se obtuvieron mediante la ayuda del programa de análisis de sistemas eléctricos de potencia, Digsilent Power Factory Versión 15.1.7 en base a la cual también se efectuaron los gráficos de selectividad para la protección de sobrecorriente.
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8. PROTECCION SUBESTACION PRINCIPAL LAS BAMBAS 220/33KV 8.1.1
DESCRIPCION DEL SISTEMA DE PROTECCIONES
La subestación Las Bambas cuenta con el siguiente sistema de protección: Ubicación
Marca/Modelo
Funciones Principales
Tecnología
Barra 220 kV S.E. Las Bambas
ABB / REB670
87B, 50BF
Numérica
Acoplamiento de Barras 220 kV S.E. Las Bambas
ABB / REC670
51/51N
Numérica
Los transformadores de potencia 220/33 kV se encuentran equipados con los siguientes sistemas de protección: Ubicación
Marca/Modelo
Funciones Principales
Tecnología
TR1 - Transformador de Potencia 220/33 kV
ABB / RET 670
87T, 87TN, 50/51, 51N
Numérica
ABB / REC670
50/51, 51N
Numérica
ABB / RET 670
87T, 87TN, 50/51, 51N
Numérica
ABB / REC670
50/51, 51N
Numérica
ABB / RET 670
87T, 87TN, 50/51, 51N
Numérica
ABB / REC670
50/51, 51N
Numérica
TR2 - Transformador de Potencia 220/33 kV TR3 - Transformador de Potencia 220/33 kV
Las celdas en 33 kV “Incommings” se encuentran equipadas con los siguientes sistemas de protección: Ubicación
Marca/Modelo
Funciones Principales
Tecnología
Incoming 33 kV TR1
SIEMENS / 7SJ64
50/51, 50N/51N
Numérica
Incoming 33 kV TR2
SIEMENS / 7SJ64
50/51, 50N/51N
Numérica
Incoming 33 kV TR3
SIEMENS / 7SJ64
50/51, 50N/51N
Numérica
Para efectuar la coordinación de las protecciones de sobrecorriente para fallas entre fases y tierra en la subestación principal de Las Bambas, se ha tomado en consideración los ajustes más elevados (curvas más altas) de las protecciones de sobrecorriente de los alimentadores en 33 kV. 8.1.2
FILOSOFÍA DE OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE ENTRE FASES EN 33 KV A continuación se describe la filosofía de protección planteada para la operación selectiva de la protección de sobrecorriente de fases en la subestación principal de Las Bambas:
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B
Premisas La alimentación al sistema de distribución en 33 kV del proyecto minero Las Bambas podrá hacerse mediante 1, 2 ó 3 transformadores de potencia. Por confiabilidad las 3 barras de 33 kV siempre operarán acopladas. Planteamiento Por las razones descritas, se propone la implementación de un esquema de disparos que ante la ocurrencia de una falla en 33 kV se desacople instantáneamente las 3 barras A, B y C en 33 kV según sea el caso. Con este planteamiento se logra lo siguiente: Las elevadas corrientes de cortocircuito que se presentan en la barra de 33 kV, cuando están todas acopladas, se reducen instantáneamente. Se confina las caídas de tensión solo a la barra afectada evitando su propagación por toda la planta concentradora. Simplifica la coordinación de las protecciones de sobrecorriente el cual se verificará para la condición donde cada transformador alimenta de manera radial su bloque de alimentadores. A continuación se describe cada posible configuración de los transformadores de potencia de Las Bambas y la forma en que trabajará el esquema de disparos propuestos: Transformadores 1 y 2 en servicio - El relé del transformador TR1 en 33 kV manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras A y B en forma instantánea, la orden está condicionada a que TR2 esté en servicio. - El relé del transformador TR2 en 33 kV manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras A y B en forma instantánea, la orden está condicionada a que TR1 esté en servicio. - El relé del transformador TR2 en 33 kV no manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras B y C, dado que la orden está condicionada a que TR3 esté en servicio. - Como se observa en el gráfico, para fallas en cualquiera de las barras de 33 kV, el TR1 queda alimentando solo a la barra A, y el TR2 queda alimentando las barras B y C, de esta manera la coordinación de sobrecorriente de fases siempre se hace en forma independiente para cada transformador.
Transformadores 1 y 3 en servicio
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B
- El relé del transformador TR1 en 33 kV no manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras A y B, dado que la orden está condicionada a que TR2 esté en servicio. - El relé del transformador TR3 en 33 kV manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras B y C en forma instantánea, desacoplando las barras B y C, cabe recordar que la orden de apertura de este relé está condicionada a que TR1 ó TR2 estén en servicio. - Como se observa en el gráfico, para fallas en cualquiera de las barras de 33 kV, el TR1 queda alimentando las barras A y B, y el TR3 queda alimentando la barra C, de esta manera la coordinación de sobrecorriente de fases siempre se hace en forma independiente para cada transformador.
Transformadores 2 y 3 en servicio - El relé del transformador TR2 en 33 kV no manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras A y B, dado que la orden está condicionada a que TR1 esté en servicio. - El relé del transformador TR2 en 33 kV manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras B y C en forma instantánea, desacoplando las barras “B” y “C”, orden que está condicionada a que el transformador TR3 esté en servicio. - El relé del transformador TR3 en 33 kV manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras B y C en forma instantánea, desacoplando las barras “B” y “C”. - Como se observa en el gráfico, para fallas en cualquiera de las barras de 33 kV, el TR2 queda alimentando las barras A y B, y el TR3 queda alimentando solo la barra C, de esta manera la coordinación de sobrecorriente de fases siempre se hace en forma independiente para cada transformador.
Solo un transformador en servicio - El relé del transformador TR1 en 33 kV no manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras A y B, dado que la orden está condicionada a que TR2 esté en servicio. - El relé del transformador TR2 en 33 kV no manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras A y B, dado que la orden está condicionada a que TR1 esté en servicio. - El relé del transformador TR2 en 33 kV no manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras B y C, dado que la orden está condicionada a que TR3 esté en servicio.
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B
- El relé del transformador TR3 en 33 kV no manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras B y C, dado que la orden está condicionada a que TR1 ó TR2 estén en servicio. - Como se observa en el gráfico, para fallas en cualquiera de las barras de 33 kV, ninguno de los acoplamientos será abierto para evitar dejar sin energía cualquiera de las barras de 33 kV, la coordinación de fases se verifica con un solo transformador.
Transformadores 1, 2 y 3 en servicio - El relé del transformador TR1 en 33kV manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras A y B en forma instantánea, la orden está condicionada a que TR2 esté en servicio. - El relé del transformador TR2 en 33kV manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras A y B en forma instantánea, la orden está condicionada a que TR1 esté en servicio. - El relé del transformador TR2 en 33kV manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras B y C en forma instantánea, la orden está condicionada a que TR3 esté en servicio. - El relé del transformador TR3 en 33kV manda orden de apertura sobre el acoplador de las barras B y C en forma instantánea, la orden está condicionada a que TR1 ó TR2 estén en servicio. - Como se observa en el gráfico, para fallas en cualquiera de las barras de 33 kV, el transformador TR1 queda alimentando solo a la barra A, el TR2 queda alimentando solo a la barra B y el TR3 queda alimentando solo a la barra C, de esta manera la coordinación de sobrecorriente de fases siempre se hace en forma independiente para cada transformador.
Ajustes propuestos - Para el elemento de sobrecorriente de fases a habilitar en el relé de protección ABB REC670 asociado al acoplamiento de barras de 220kV, la corriente de arranque se ajusta al 120% de la corriente nominal del transformador de corriente (800/1A). - Para los elementos de sobrecorriente de fases a habilitar en los relés de protección ABB REC670 (lado 220kV), RET670 (lado 220kV y 33kV) y Siemens 7SJ64 (lado 33kV), la corriente de arranque se ajusta a un valor equivalente al 120 % de la potencia nominal
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B
ONAF 2 de los respectivos transformadores de potencia y los disparos son efectuados sobre sus propios interruptores de potencia. - En los relés de protección ABB REC670 (lado 220kV), RET670 (lado 220kV) se habilitará una segunda etapa de tiempo definido temporizada a 200ms con la finalidad de despejar fallas entre fases en terminales de 220kV del transformador de potencia. - Con el objeto de implementar la filosofía descrita anteriormente será necesario habilitar en los relés Siemens 7SJ64 asociado al lado de 33 kV de los transformadores de potencia 1, 2 y 3 de Las Bambas una etapa de sobrecorriente de fases instantáneo, cuyo ajuste de corriente de arranque se propone un valor equivalente al 120% de la capacidad ONAF2 (125MVA) de los respectivos transformadores (1.20x125/34.5/√3≈2500 amperios) y temporizadas en instantáneo. - El elemento de sobrecorriente de fases instantáneo a habilitar en el relé Siemens 7SJ64 asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR1 disparará al interruptor del acoplamiento de barras A-B. - En el relé Siemens 7SJ64 asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR2 se habilitará dos etapas adicionales de sobrecorriente de fases instantáneo con los mismos ajustes, uno de los cuales efectuará el disparo sobre el acoplamiento de barras A-B y la otra etapa efectuará el disparo sobre el acoplamiento de barras B-C. - El elemento de sobrecorriente de fases instantáneo a habilitar en el relé Siemens 7SJ64 asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR3 disparará al interruptor del acoplamiento de barras B-C. En el siguiente cuadro se muestra en forma resumida los ajustes propuestos para los elementos de sobrecorriente de fases a habilitar en los relés de protección de la subestación principal Las Bambas: SOBRECORRIENTE DE FASES
COD. RELE
MODELO
BA2.1-REC670 BA3.1-REC670 BA3.1-RET670 BA4.1-RET670 BA4.1-7SJ64 BA3.2-REC670 BA3.2-RET670 BA4.2-RET670 BA4.2-7SJ64 BA3.3-REC670 BA3.3-RET670 BA4.3-RET670 BA4.3-7SJ64
ABB REC 670 ABB REC 670 ABB RET 670 ABB RET 670 Siemens 7SJ64 ABB REC 670 ABB RET 670 ABB RET 670 Siemens 7SJ64 ABB REC 670 ABB RET 670 ABB RET 670 Siemens 7SJ64
AJUSTES EN VALORES SECUNDARIOS TIEMPO INVERSO Ajuste Temporizado TC I> I>> TMS Curva (A) (A) 800/1 960 0.33 IEC-NI 600/1 396 0.23 IEC-NI 2502 600/1 396 0.23 IEC-NI 2502 2500/1 2500 0.17 IEC-NI 2500/1 2500 0.17 IEC-NI 2500 600/1 396 0.23 IEC-NI 2502 600/1 396 0.23 IEC-NI 2502 2500/1 2500 0.17 IEC-NI 2500/1 2500 0.17 IEC-NI 2500 600/1 396 0.23 IEC-NI 2502 600/1 396 0.23 IEC-NI 2502 2500/1 2500 0.17 IEC-NI 2500/1 2500 0.17 IEC-NI 2500
NOTA: Se mantienen los ajustes existentes.
TIEMPO DEFINIDO Ajuste Instantáneo t>> I>>> (s) (A) 0.20 0.20 0.00 0.20 0.20 0.00 2500 0.20 0.20 0.00 -
t>>> (s) 0.00 -
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Rev.
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B
Dónde: BA2.1-REC670:
Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de acoplamiento de barras de 220kV ABB RET670.
BA3.1-REC670:
Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección ABB REC670, asociado al lado de 220 kV del transformador de potencia TR1. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 220 kV del transformador de potencia TR1. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 33 kV del transformador de potencia TR1. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR1, la primera etapa dispara a su propio interruptor, la segunda etapa dispara el interruptor de acoplamiento A-B.
BA3.1-RET670: BA4.1-RET670: BA4.1-7SJ64:
BA3.2-REC670: BA3.2-RET670: BA4.2-RET670: BA4.2-7SJ64:
BA3.3-REC670: BA3.3-RET670: BA4.3-RET670: BA4.3-7SJ64:
Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección ABB REC670, asociado al lado de 220 kV del transformador de potencia TR2. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 220 kV del transformador de potencia TR2. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 33 kV del transformador de potencia TR2. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR2, la primera etapa dispara a su propio interruptor, la segunda etapa dispara el interruptor de acoplamiento A-B y la tercera etapa dispara el interruptor de acoplamiento B-C. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección ABB REC670, asociado al lado de 220 kV del transformador de potencia TR3. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 220 kV del transformador de potencia TR3. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 33 kV del transformador de potencia TR3. Elemento de sobrecorriente de fases 50/51 habilitado en el relé de protección Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR3, la primera etapa dispara a su propio interruptor, la segunda etapa dispara el interruptor de acoplamiento B-C.
10
Transformer Damage Curve Srat: 125.00 MVA uk: 10.19 % Ipeak: 10.00/0.10 s
Página 19
Rev:
A DIgSILENT
Falla 3Ph en el alimentador de 33kV
Feeder2_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 2.57 Tripping Time: 9999.999 s
Falla 3Ph en barra de 33kV
[s]
Feed3_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 2.57 Tripping Time: 0.547 s
Falla 3Ph en barra de 33kV
100
Falla 3Ph en barra de 33kV
Actualización del Estudio de Coordinación de Protecciones Sistema Eléctrico Mina Las Bambas EDP-040-16
BA2.1-REC670
BA3.1-REC670
BA3.2-REC670
BA3.3-REC670
BA3.1-RET670
BA3.2-RET670
BA3.3-RET670
BA4.1-7SJ64
BA4.2-7SJ64
BA4.3-7SJ64
BA4.1-RET670
BA4.2-RET670
BA4.3-RET670
BA5.1-7SJ63
BA5.2-7SJ63
BA5.3-7SJ63
2.933 s
2.840 s 1.830 s
1
Feeder1_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 2.70 Tripping Time: 9999.999 s
Acople 220kV 0.547 s
PTOC 51_67 IEC Normal inverse Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 0.17 Tripping Time: 1.830 s
0.1
REC670_TR3_220kV. IEC Normal Inverse Ipset: 0.66 sec.A Tpset: 0.23 Tripping Time: 2.840 s
33kV 220kV
Energizacion 0.100 s
Disparo Acople 33kV
0.01 220.00 kV 100 33.00 kV
1000 1000 BAMB220\T0\REC670_Acople_220kV Transformer Damage Curve BAMB33A\Cub_8\Feeder1_33kV_F BAMB33C\Cub_8\Feed3_33kV_F
EDP PROY
REC670_Acople_220kV IEC Normal Inverse Ipset: 1.20 sec.A Tpset: 0.33 Tripping Time: 2.933 s
10000 10000
100000
100000 BAMB33C\Cub_7\RET670_TR3_33kV_F BAMB220\5\REC670_TR3_220kV. BAMB33B\Cub_9\Feeder2_33kV_F BAMB33C\Cub_7\7SJ64_TR3_33kV_F
ANALISIS DE SELECTIVIDAD DE SOBRECORRIENTES DE FASES Falla trifasica en alimentadores de 33kV
[pri.A]
Tres Transformadores en Servicio
TR_220kV_FAS
Date: 4/8/2016 Annex:
10
Transformer Damage Curve Srat: 125.00 MVA uk: 10.19 % Ipeak: 10.00/0.10 s
Página 20
Rev:
A DIgSILENT
Falla 3Ph en el alimentador de 33kV
Feeder2_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 2.57 Tripping Time: 9999.999 s
Falla 3Ph en barra de 33kV
[s]
Feed3_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 2.57 Tripping Time: 0.582 s
Falla 3Ph en barra de 33kV
100
Falla 3Ph en barra de 33kV
Actualización del Estudio de Coordinación de Protecciones Sistema Eléctrico Mina Las Bambas EDP-040-16
BA2.1-REC670
BA3.1-REC670
BA3.2-REC670
BA3.3-REC670
BA3.1-RET670
BA3.2-RET670
BA3.3-RET670
BA4.1-7SJ64
BA4.2-7SJ64
BA4.3-7SJ64
BA4.1-RET670
BA4.2-RET670
BA4.3-RET670
BA5.1-7SJ63
BA5.2-7SJ63
BA5.3-7SJ63
3.627 s
1.689 s
1
1.154 s
Feeder1_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 2.70 Tripping Time: 9999.999 s
Acople 220kV 0.582 s
PTOC 51_67 IEC Normal inverse Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 0.17 Tripping Time: 1.154 s
0.1
REC670_TR3_220kV. IEC Normal Inverse Ipset: 0.66 sec.A Tpset: 0.23 Tripping Time: 1.689 s
33kV 220kV
Energizacion 0.100 s
Disparo Acople 33kV
0.01 220.00 kV 100 33.00 kV
1000 1000 BAMB220\T0\REC670_Acople_220kV Transformer Damage Curve BAMB33A\Cub_8\Feeder1_33kV_F BAMB33C\Cub_8\Feed3_33kV_F
EDP PROY
REC670_Acople_220kV IEC Normal Inverse Ipset: 1.20 sec.A Tpset: 0.33 Tripping Time: 3.627 s
10000 10000
100000
100000 BAMB33C\Cub_7\RET670_TR3_33kV_F BAMB220\5\REC670_TR3_220kV. BAMB33B\Cub_9\Feeder2_33kV_F BAMB33C\Cub_7\7SJ64_TR3_33kV_F
ANALISIS DE SELECTIVIDAD DE SOBRECORRIENTES DE FASES Falla trifasica en alimentadores de 33kV
[pri.A]
Dos Transformadores en Servicio TR2 y TR3
TR_220kV_FAS
Date: 4/8/2016 Annex:
10
1
Transformer Damage Curve Srat: 125.00 MVA uk: 10.19 % Ipeak: 10.00/0.10 s BA3.1-REC670
BA3.2-REC670
BA3.3-REC670
BA3.1-RET670
BA3.2-RET670
BA3.3-RET670
BA4.2-7SJ64
BA4.3-7SJ64
BA4.1-RET670
BA4.2-RET670
BA4.3-RET670
BA5.1-7SJ63
BA5.2-7SJ63
BA5.3-7SJ63
Acople 220kV
0.652 s
REC670_Acople_220kV IEC Normal Inverse Ipset: 1.20 sec.A Tpset: 0.33 Tripping Time: 9999.999 s
33kV 220kV
Energizacion 0.100 s
Disparo Acople 33kV
1000 1000 BAMB220\T0\REC670_Acople_220kV Transformer Damage Curve BAMB33A\Cub_8\Feeder1_33kV_F BAMB33C\Cub_8\Feed3_33kV_F
EDP PROY
BA2.1-REC670
0.820 s
0.01 220.00 kV 100 33.00 kV
A
1.179 s
Feeder1_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 2.70 Tripping Time: 9999.999 s
REC670_TR3_220kV. IEC Normal Inverse Ipset: 0.66 sec.A Tpset: 0.23 Tripping Time: 1.179 s
Rev:
BA4.1-7SJ64
PTOC 51_67 IEC Normal inverse Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 0.17 Tripping Time: 0.820 s
0.1
Página 21
DIgSILENT
Falla 3Ph en barra de 33kV
Feeder2_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 2.57 Tripping Time: 9999.999 s
Falla 3Ph en el alimentador de 33kV
[s]
Feed3_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 2.57 Tripping Time: 0.652 s
Falla 3Ph en barra de 33kV
100
Falla 3Ph en barra de 33kV
Actualización del Estudio de Coordinación de Protecciones Sistema Eléctrico Mina Las Bambas EDP-040-16
10000 10000
100000
100000 BAMB33C\Cub_7\RET670_TR3_33kV_F BAMB220\5\REC670_TR3_220kV. BAMB33B\Cub_9\Feeder2_33kV_F BAMB33C\Cub_7\7SJ64_TR3_33kV_F
ANALISIS DE SELECTIVIDAD DE SOBRECORRIENTES DE FASES Falla trifasica en alimentadores de 33kV
[pri.A]
Un Transformadores en Servicio TR1
TR_220kV_FAS
Date: 4/8/2016 Annex:
Feeder2_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 2.57 Tripping Time: 9999.999 s
10
Página 22
Rev:
A DIgSILENT
Falla 3Ph en el alimentador de 33kV
[s]
Feed3_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 2.57 Tripping Time: 0.708 s
Falla 3Ph en barra de 33kV
100
Falla 3Ph en barra de 33kV Falla 3Ph en barra de 33kV
Actualización del Estudio de Coordinación de Protecciones Sistema Eléctrico Mina Las Bambas EDP-040-16
Transformer Damage Curve Srat: 125.00 MVA uk: 10.19 % Ipeak: 10.00/0.10 s
BA2.1-REC670
BA3.3-REC670 BA3.3-RET670
BA4.3-7SJ64 BA4.3-RET670
BA5.1-7SJ63
BA5.2-7SJ63
BA5.3-7SJ63
1.381 s 1
Feeder1_33kV_F ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 2.70 Tripping Time: 9999.999 s
0.986 s 0.708 s
Acople 220kV
PTOC 51_67 IEC Normal inverse Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 0.17 Tripping Time: 0.986 s
0.1
REC670_TR3_220kV. IEC Normal Inverse Ipset: 0.66 sec.A Tpset: 0.23 Tripping Time: 1.381 s
33kV 220kV
Energizacion 0.100 s
Disparo Acople 33kV
0.01 220.00 kV 100 33.00 kV
1000 1000 BAMB220\T0\REC670_Acople_220kV Transformer Damage Curve BAMB33A\Cub_8\Feeder1_33kV_F BAMB33C\Cub_8\Feed3_33kV_F
EDP PROY
REC670_Acople_220kV IEC Normal Inverse Ipset: 1.20 sec.A Tpset: 0.33 Tripping Time: 9999.999 s
10000 10000
100000
100000 BAMB33C\Cub_7\RET670_TR3_33kV_F BAMB220\5\REC670_TR3_220kV. BAMB33B\Cub_9\Feeder2_33kV_F BAMB33C\Cub_7\7SJ64_TR3_33kV_F
ANALISIS DE SELECTIVIDAD DE SOBRECORRIENTES DE FASES Falla trifasica en alimentadores de 33kV
[pri.A]
Un Transformadores en Servicio TR1 y una LT 220kV F/S
TR_220kV_FAS
Date: 4/8/2016 Annex:
Actualización del Estudio de Coordinación de Protecciones Sistema Eléctrico Mina Las Bambas EDP-040-16
8.1.3
Rev.
Página 23
A
FILOSOFÍA DE OPERACIÓN DE LA PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE A TIERRA EN 33 KV A continuación se describe la filosofía de protección planteada para la operación selectiva de la protección de sobrecorriente a tierra en la subestación principal Las Bambas: Premisas La alimentación al sistema de distribución en 33 kV del proyecto minero Las Bambas podrá hacerse mediante 1, 2 ó 3 transformadores de potencia. Por confiabilidad las 3 barras de 33 kV siempre operarán acopladas. Planteamiento En este caso los niveles de corriente de cortocircuito para fallas a tierra en 33 kV son pequeños debido a que la conexión del devanado de 33 kV de los transformadores de potencia es estrella puesto a tierra a través de una resistencia que limita las corrientes de falla a tierra a 200 A. Se propone la implementación de un esquema de disparos similar al que se describe para fallas entre fases, es decir, que ante la ocurrencia de una falla en 33 kV se desacople las 3 barras A, B y C en 33 kV según sea el caso, de manera que ningún transformador quede en paralelo.
Ajustes propuestos Con el objeto de implementar la filosofía descrita, se plantea la siguiente secuencia de disparos y tiempos de operación: -
Para el elemento de sobrecorriente de tierra a habilitar en el relé de protección ABB REC670 asociado al acoplamiento de barras de 220kV, la corriente de arranque se ajusta al 20% de la corriente nominal del transformador de corriente (800/1A).
-
Para el elemento de sobrecorriente de tierra a habilitar en los relés de protección ABB REC670 y RET 670 (lado 220kV), la corriente de arranque se ajusta al 30 % de la corriente nominal del transformador de corriente (600/1A), la finalidad de este ajuste es despejar fallas en terminales de 220kV del transformador de potencia en 100ms.
-
La primera etapa del elemento de sobrecorriente de tierra a habilitar en el relé Siemens 7SJ64 asociado al lado de 33 kV de cada transformador de potencia dispara su propio interruptor en 33 kV en 1.3 segundo. El valor de arranque se ajustará al 30% de la corriente nominal del TC del neutro del transformador (100/1A), para ello se deberá llevar la señal de corriente de este TC al relé 7SJ64.
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A
-
La segunda etapa del elemento de sobrecorriente de tierra a habilitar en el relé Siemens 7SJ64 asociado al lado de 33 kV del transformador TR1 disparará al interruptor del acoplamiento de barras A-B en 1.0 segundos. El valor de arranque será igual a la primera etapa.
-
En el relé Siemens 7SJ64 asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR2 se habilitará dos etapas de sobrecorriente de tierra con los mismos ajustes (segunda y tercera etapa), uno de los cuales efectuará el disparo sobre el acoplamiento de barras A-B y la otra etapa efectuará el disparo sobre el acoplamiento de barras B-C en 1.0 segundos.
-
La segunda etapa del elemento de sobrecorriente de tierra a habilitar en el relé Siemens 7SJ64 asociado al lado de 33 kV del transformador TR3 disparará al interruptor del acoplamiento de barras B-C en 1.0 segundos. El valor de arranque será igual a la primera etapa.
-
El elemento de sobrecorriente de tierra a habilitar para el lado de 33 kV en el relé RET670 de cada transformador, dispara al relé de bloqueo 86 en 1.5 segundos. El valor de arranque se ajustará al 20% de la corriente nominal del TC del neutro del transformador (100/1A). En el siguiente cuadro se muestra en forma resumida los ajustes propuestos para los elementos de sobrecorriente de tierra a habilitar en los relés de protección de la subestación principal Las Bambas: SOBRECORRIENTE DE TIERRA
COD. RELE
MODELO
BA2.1-REC670 BA3.1-REC670 BA3.1-RET670 BA4.1-RET670 BA4.1-7SJ64 BA3.2-REC670 BA3.2-RET670 BA4.2-RET670 BA4.2-7SJ64 BA3.3-REC670 BA3.3-RET670 BA4.3-RET670 BA4.3-7SJ64
ABB REC 670 ABB REC 670 ABB RET 670 ABB RET 670 Siemens 7SJ64 ABB REC 670 ABB RET 670 ABB RET 670 Siemens 7SJ64 ABB REC 670 ABB RET 670 ABB RET 670 Siemens 7SJ64
AJUSTES EN VALORES SECUNDARIOS TIEMPO INVERSO Ajuste Temporizado TC Io> Io>> TMS Curva (A) (A) 800/1 160 0.18 IEC-NI 600/1 180 0.10 DT 600/1 180 0.10 DT 100/1 20 1.8 DT 100/1 30 1.5 DT 30 600/1 180 0.10 DT 600/1 180 0.10 DT 100/1 20 1.8 DT 100/1 30 1.5 DT 30 600/1 180 0.10 DT 600/1 180 0.10 DT 100/1 20 1.8 DT 100/1 30 1.5 DT 30
TIEMPO DEFINIDO Ajuste Instantáneo to>> Io>>> (s) (A) 1.3 1.3 30 1.3 -
to>>> (s) 1.3 -
NOTA: Los cambios de ajustes propuestos se muestran sombreados Donde: BA2.1-REC670:
Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de acoplamiento de barras de 220kV ABB RET670.
BA3.1-REC670:
Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado protección ABB REC670, asociado al lado de 220 kV del de potencia TR1. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado protección principal ABB RET670, para el lado de transformador de potencia TR1.
BA3.1-RET670:
en el relé de transformador en el relé de 220 kV del
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BA4.1-RET670: BA4.1-7SJ64:
BA3.2-REC670: BA3.2-RET670: BA4.2-RET670: BA4.2-7SJ64:
BA3.3-REC670: BA3.3-RET670: BA4.3-RET670: BA4.3-7SJ64:
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Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 33 kV del transformador de potencia TR1. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR1, la primera etapa dispara a su propio interruptor, la segunda etapa dispara el interruptor de acoplamiento A-B. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección ABB REC670, asociado al lado de 220 kV del transformador de potencia TR2. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 220 kV del transformador de potencia TR2. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 33 kV del transformador de potencia TR2. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR2, la primera etapa dispara a su propio interruptor, la segunda etapa dispara el interruptor de acoplamiento A-B y la tercera etapa dispara el interruptor de acoplamiento B-C. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección ABB REC670, asociado al lado de 220 kV del transformador de potencia TR3. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 220 kV del transformador de potencia TR3. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección principal ABB RET670, para el lado de 33 kV del transformador de potencia TR3. Elemento de sobrecorriente de tierra 50N/51N habilitado en el relé de protección Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia TR3, la primera etapa dispara a su propio interruptor, la segunda etapa dispara el interruptor de acoplamiento B-C.
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A DIgSILENT
Rev:
Falla 1Ph en el alimentador de 33kV Rf=50 ohm
Feeder3_33kV PTOC 51N67N Definite time TCC Ipset: 0.20 sec.A Tpset: 1.80 Tripping Time: 9999.999 s
Falla 1Ph en el alimentador de 33kV Rf=0 ohm
10
Feeder2_33kV
Feeder1_33kV [s] RET670_33kV Siemens_33kV
BA4.1-RET670
BA4.2-RET670
BA4.3-RET670
BA4.1-7SJ64
BA4.2-7SJ64
BA4.3-7SJ64
BA5.1-7SJ63
1.800 s
1.800 s
1.500 s
1.500 s
1.300 s
1.300 s
1.100 s
1.100 s
0.800 s
0.800 s
BA5.2-7SJ63
BA5.3-7SJ63
Disparo Acople
1
Feeder1_33kV_T Ipset: 1.20 sec.A Tset: 0.80 s Tripping Time: 9999.999 s
Feeder2_33kV_T Ipset: 1.20 sec.A Tset: 1.10 s Tripping Time: 9999.999 s
0.1 33.00 kV 10
100 BAMB33C\Cub_7\RET670_TR3_33kV_T BAMB33A\Cub_8\Feeder1_33kV_T BAMB33C\Cub_8\Feed3_33kV_T
EDP PROY
Feed3_33kV_T Ipset: 1.20 sec.A Tset: 1.10 s Tripping Time: 9999.999 s
[pri.A]
1000
BAMB33C\Cub_7\7SJ64_TR3_33kV_T BAMB33B\Cub_9\Feeder2_33kV_T
ANALSIS DE SELECTIVIDAD DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA Falla monofasica en alimentadores de 33kV
Tres transformadores en servicio
TR3_33kV_TIE
Date: 4/8/2016 Annex:
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A
DIgSILENT
Rev:
linea 220kV
PTOC 51N67N IEC Normal inverse Ipset: 0.20 sec.A Tpset: 0.18 Tripping Time: 0.919 s
10
Falla 1Ph en bushing de 220kV
[s]
Falla 1Ph en bushing de 220kV
100 CO1.1-RED670 CO1.2-RED670
BA2.1-REC670
BA3.1-REC670
BA3.2-REC670
BA3.3-REC670
BA3.1-RET670
BA3.2-RET670
BA3.3-RET670
Acople
1
0.919 s
220kV
REC670_Acople_220kV IEC Normal Inverse Ipset: 0.20 sec.A Tpset: 0.18 Tripping Time: 0.503 s
0.503 s
0.100 s
0.1
PTOC 51N67N Definite time TCC Ipset: 0.30 sec.A Tpset: 0.10 Tripping Time: 9999.999 s
REC670_TR3_220kV Ipset: 0.30 sec.A Tset: 0.10 s Tripping Time: 0.100 s
0.01 220.00 kV 100
1000 BAMB220\5\REC670_TR3_220kV BAMB220\T0\REC670_Acople_220kV
EDP PROY
[pri.A]
10000
BAMB220\5\RET670_TR3_220kV COTARUSE\1\RED670_220kV_A
ANALISIS DE SELECTIVIDAD DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA Falla monofasica en terminales de 220kV del transformador de potencia
Tres transformadores en servicio
TR3_220kV_TIE
Date: 4/8/2016 Annex:
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8.1.4
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DIAGRAMA UNIFILAR DE PROTECCION S.E. PRINCIPAL LAS BAMBAS En el siguiente gráfico se muestra el diagrama unifilar de protecciones a instalar para la subestación Principal Las Bambas:
Para los elementos de sobrecorriente de fases a habilitar en el nivel de 33 kV se tiene la siguiente matriz de disparos: - El elemento de sobrecorriente de fases a habilitar en los relés ABB RET670, asociados al lado de 33 kV de los transformadores de potencia 1, 2 y 3, disparan los respectivos interruptores del lado de 33 kV. - En el relé Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33kV de los transformadores de potencia 1, 2 y 3, se habilitará una primera etapa de sobrecorriente de fases temporizada, la cual dispara los interruptores del lado de 33kV de cada transformador. - En el relé Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV de los transformadores de potencia 1 y 3, se habilitará una segunda etapa instantánea, la cual dispara los interruptores de acoplamiento A-B y B-C respectivamente. - En el relé Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia 2, se habilitará dos etapas instantáneas adicionales, la segunda etapa instantánea dispara sólo al interruptor de acoplamiento A-B y la tercera etapa instantánea dispara sólo el interruptor de acoplamiento B-C.
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A
En el siguiente cuadro se muestra en forma resumida las condiciones para las cuales los elementos de sobrecorriente de fases instantáneos a habilitar en los relés Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV de los transformadores de potencia 1, 2 y 3, deberán permanecer en la condición de bloqueo: Interruptor de potencia en posición Incoming TR1 52-5
Incoming TR2 52-15
Incoming TR3 52-25
Abierto Cerrado Cerrado Abierto Abierto Cerrado Cerrado
Cerrado Abierto Cerrado Abierto Cerrado Abierto Cerrado
Cerrado Cerrado Abierto Cerrado Abierto Abierto Cerrado
2da Etapa Siemens 7SJ64 TR1
2da Etapa Siemens 7SJ64 TR2
3ra Etapa Siemens 7SJ64 TR2
2da Etapa Siemens 7SJ64 TR3
Bloqueo Bloqueo Activo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Activo
Bloqueo Bloqueo Activo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Activo
Activo Activo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Activo
Activo Activo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Activo
Igualmente se recomienda habilitar en los relés de protección Siemens 7SJ64 el bloqueo por segunda armónica para los elementos instantáneos, a fin de evitar la operación indeseada ante la energización de los transformadores de potencia asociados a los cicloconvertidores del molino SAG y de los molinos de bolas. No es necesaria ninguna condición de bloqueo para la primera etapa de los elementos de sobrecorriente de fases temporizados, a habilitar en los relés de protección Siemens 7SJ64. Para los elementos de sobrecorriente de tierra a habilitar en el nivel de 33 kV se tiene la siguiente matriz de disparos: - El elemento de sobrecorriente de tierra a habilitar en el relé de protección principal ABB RET670 para el lado de 33 kV de los transformadores de potencia 1, 2 y 3, dispararán los respectivos relés de bloqueo (86). - En el relé Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33kV de los transformadores de potencia 1, 2 y 3, se habilitará una primera etapa de sobrecorriente de tierra temporizada, la cual dispara los interruptores del lado de 33kV de cada transformador. - En el relé Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV de los transformadores de potencia 1 y 3, se habilitará una segunda etapa de tiempo definido, la cual dispara los interruptores de acoplamiento A-B y B-C respectivamente. - En el relé Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV del transformador de potencia 2, se habilitará dos etapas de tiempo definido adicionales, la segunda etapa dispara sólo al interruptor de acoplamiento A-B y la tercera etapa dispara sólo el interruptor de acoplamiento B-C.
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En el siguiente cuadro se muestra en forma resumida las condiciones para las cuales los elementos de sobrecorriente de tierra a habilitar en los relés Siemens 7SJ64, asociado al lado de 33 kV de los transformadores de potencia 1, 2 y 3, deberán permanecer en la condición de bloqueo: Interruptor de potencia en posición Incoming TR1 52-5
Incoming TR2 52-15
Incoming TR3 52-25
2da Etapa Siemens 7SJ64 TR1
Abierto Cerrado Cerrado Abierto Abierto Cerrado Cerrado
Cerrado Abierto Cerrado Abierto Cerrado Abierto Cerrado
Cerrado Cerrado Abierto Cerrado Abierto Abierto Cerrado
Bloqueo Bloqueo Activo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Activo
2da Etapa Siemens 7SJ64 TR2
3ra Etapa Siemens 7SJ64 TR2
2da Etapa Siemens 7SJ64 TR3
Bloqueo Bloqueo Activo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Activo
Activo Activo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Activo
Activo Activo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Bloqueo Activo
Cabe indicar que para garantizar el correcto desempeño de la filosofía de protección planteada, las 3 barras en 33 kV siempre deben estar acopladas entre ellas.
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9. PROTECCION DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN MEDIA TENSIÓN El sistema de distribución de energía eléctrica de la Mina Las Bambas comprende los niveles de tensión de 33 kV, 23 kV y 4.16 kV. En el siguiente cuadro se muestra la relación de celdas o Switchgears en media tensión:
1
RELACION DE SWITCHGEAR EN MEDIA TENSION 0931-SGM-0001
2
0220-SGM-0001
33
3
0220-SGM-0002
33
4
0210-SGM-0001
33
5
0120-SGM-0002
23
6
0310-SGM-0001
33
7
0310-SGM-0002
4.16
8
0310-SGM-0003
33
9
0921-SGM-0001
4.16
10
0330-SGM-0001
33
11
0330-SGM-0002
4.16
12
0370-SGM-0001
33
13
0420-SGM-0001
33
14
2132-SGM-0001
33
15
2132-SGM-0002
33
16
2132-SGM-0003
33
17
0320-SGM-0001
33
18
0391-SGM-0001
33
19
0240-SGM-0001
33
20
0510-SGM-0001
33
21
0340-SGM-0001
33
22
2133-SGM-0001
33
23
0552-SGM-0001
33
24
0552-SGM-0002
33
25
0551-SGM-0001
33
26
2134-SGM-0001
33
27
4511-SGM-0001
4.16
ITEM
kV 33
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A
9.1 ANALISIS DE LAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DE FASES 9.1.1 CRITERIOS Y METODOLOGIA EMPLEADA La determinación de los ajustes de las protecciones de sobrecorriente de fases se efectuó teniendo en cuenta los siguientes criterios generales: La protección de sobrecorriente de fases generalmente se emplea como protección de respaldo, es decir deben estar más temporizadas que la protección principal (protecciones de distancia y diferenciales). Corriente de operación, ha sido ajustado de manera que la corriente de carga máxima fluya sin problema alguno. La corriente de operación se verifica para cortocircuitos bifásicos con resistencias de falla de 5 ohmios. Temporización, la característica de operación es de tiempo inverso. Tiempo Definido o Instantáneo, estas etapas serán habilitadas de manera que contribuyan a la mejora de la selectividad o para obtener menores tiempos de operación ante fallas entre fases próximas a la subestación o en terminales de los equipos. Las curvas de operación de los relés deben necesariamente estar ubicados por debajo de la curva de daño térmico y mecánico del transformador de potencia y por encima de los valores de las corrientes de energización que se estiman en base a la siguiente clasificación: Para transformadores mayores a 2.5 MVA, en 10 veces la corriente nominal Para transformadores menores o iguales a 2.5 MVA, en 8 veces la corriente nominal Con un tiempo de duración aproximado de 100 ms. Definir las rutas de coordinación partiendo de la mayor carga o mayor transformador de distribución, hacia la fuente de suministro. El intervalo de tiempo de coordinación entre relés de protección de sobrecorriente es considerado aproximadamente de 200 ms a 300 ms, determinado principalmente por el tiempo de actuación del relé más interruptor, con un margen de seguridad para compensar los errores que pudieran haber en los valores estimados de corriente de falla, tiempo de operación de los relés y errores en los transformadores de corriente. La coordinación de las protecciones de sobrecorriente de fases se efectúa en los escenarios donde se obtienen los máximos niveles de corrientes de cortocircuito. En todos los casos el criterio mínimo a satisfacer ha sido que para toda falla considerada exista un dispositivo de protección principal y por lo menos uno más de respaldo que sean capaces de detectar la falla y eliminarla. 9.1.2 RESULTADOS OBTENIDOS En el Anexo Nº 2 se muestra los gráficos de coordinamiento tiempo de operación (t) Vs. Corriente (I) referidas a las tensiones nominales del sistema analizado. Igualmente en el Anexo N° 4 se muestra en forma resumida los ajustes propuestos para los elementos de sobrecorriente de fases habilitados en los relés de protección del sistema eléctrico bajo estudio.
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9.2 ANALISIS DE LAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA 9.2.1 CRITERIOS Y METODOLOGIA EMPLEADA La determinación de los ajustes de las protecciones de sobrecorriente de tierra se efectuó teniendo en cuenta los siguientes criterios generales: La protección de sobrecorriente de tierra generalmente se emplea como protección de respaldo, es decir deben estar más temporizadas que la protección principal (protecciones de distancia y diferenciales). Corriente de operación, se ha considerado entre el 5% y 40% de la corriente nominal primaria de los transformadores de corriente, según corresponda. La corriente de operación se verifica para cortocircuitos con resistencia de falla de 50 ohmios. Temporización, la característica de operación es de tiempo definido. Tiempo Definido o Instantáneo, estas etapas serán habilitadas de manera que contribuyan a la mejora de la selectividad o para obtener menores tiempos de operación ante fallas a tierra próximas a la subestación o en terminales de los equipos. Las curvas de operación de los elementos de sobrecorriente de tierra deben necesariamente estar ubicados por debajo de las curvas de operación de los elementos de sobrecorriente de fases, dado que en la mayoría de relés de protección, los elementos de sobrecorriente de fases realizan la medición por fase. Definir las rutas de coordinación partiendo de la mayor carga o mayor transformador de distribución, hacia la fuente de suministro. El intervalo de tiempo de coordinación entre relés de protección de sobrecorriente es considerado aproximadamente de 200 ms a 300 ms, determinado principalmente por el tiempo de actuación del relé más interruptor, con un margen de seguridad para compensar los errores que pudieran haber en los valores estimados de corriente de falla, tiempo de operación de los relés y errores en los transformadores de corriente. La coordinación de las protecciones de sobrecorriente de tierra se efectúa en los escenarios donde se obtienen los máximos niveles de corrientes de cortocircuito. En todos los casos el criterio mínimo a satisfacer ha sido que para toda falla considerada exista un dispositivo de protección principal y por lo menos uno más de respaldo que sean capaces de detectar la falla y eliminarla. 9.2.2 RESULTADOS OBTENIDOS En el Anexo Nº 3 se muestra los gráficos de coordinamiento tiempo de operación (t) Vs. Corriente (I) referidas a las tensiones nominales del sistema analizado. Igualmente en el Anexo N° 5 se muestra en forma resumida los ajustes propuestos para los elementos de sobrecorriente de tierra habilitados en los relés de protección del sistema eléctrico bajo estudio.
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10. PROTECCIÓN DE MOTORES EN MEDIA TENSIÓN Los motores eléctricos de inducción en corriente alterna, son los dispositivos más usados cotidianamente para la ejecución de trabajos mecánicos, los encontramos en todo tipo de aplicación: ventilación, refrigeración, aire acondicionado, bombeo, molinos, medios transportadores, etc. Las principales causas por las que estos dispositivos sufren daños irreparables, se deben a las alteraciones del suministro eléctrico, exceso de trabajo mecánico asociado y problemas en la instalación eléctrica que alimenta al motor. En un segundo plano se encuentran los problemas asociados al deterioro de las partes que componen el motor. Las fallas en los motores están divididas en tres grupos:
Para el ajuste de los relés de protección de motores se han tomado en cuenta los siguientes estándares referidos a la protección y curvas de daño térmico de los motores: IEEE Std 620 que define y presenta las características del límite térmico de los motores de inducción de jaula de ardilla. IEEE Std C37.96 que cubre los métodos de protección motores de inducción de jaula de ardilla, motores de inducción de rotor bobinado o motores síncronos. Donde también se define la capacidad térmica en funcionamiento, curva límite térmico, límite térmico de aceleración y límite térmico a rotor bloqueado. Para lograr un ajuste más adecuado y eficiente de los relés de protección de motores será necesario contar con los datos características o especificaciones del fabricante de los motores, protocolos de prueba, donde se definan claramente las curvas de daño térmico de los motores y sus límites de operación, esto garantizará aplicar debidamente las protecciones a un motor.
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10.1 ESQUEMAS DE PROTECCION DE LOS MOTORES EN 4.16 KV Los motores de inducción de jaula de ardilla en 4.16 kV están alimentados bajo las siguientes configuraciones: Arranque Directo
Fusible limitador de corriente Contactor Transformadores de corriente Relé de Protección para protección del motor.
En este caso el relé GE SR-469 ejerce la protección principal del motor en el cual se habilitan todas las funciones necesarias así como el monitoreo de las RTD para sensar la temperatura real del motor. La mayoría de motores de inducción de la mina Las Bambas posee esta configuración. Para la característica de arranque de los motores en 4.16 kV fueron asumidos los siguientes valores: Starting current = 6.50%In (arranque directo) Starting time = 6 s Inrush current = 1.6 x 2 x Starting Current (considerando asimetría típica) Inrush duration = 0.05 s (valor típico) Cold Stall Limit Time = 30 s Hot Stall Limit Time = 20 s El arranque de la función de sobrecarga, depende del factor de servicio del motor: FS=1.0: 1.15 x FLA FS=1.15: 1.25 x FLA Igualmente cabe mencionar que a excepción de los motores de inducción de anillos rozantes los cuales están protegidos por relés ABB REM543, todos los motores de inducción de jaula de ardilla están protegidos por relés GE SR 469. Variadores de Velocidad - Rectificador de 12 Pulsos
Interruptor de potencia Transformadores de corriente a la entrada del transformador de aislamiento Transformador de aislamiento de 3 devanados Relé de protección de alimentador.
En este caso el sistema de control y protección del variador de velocidad ejerce la protección principal del motor, el cual no es parte del presente estudio. Solamente 7 motores de inducción de la mina Las Bambas posee esta configuración.
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Para la característica de arranque de los motores en 4.16 kV fueron asumidos los siguientes valores: Starting current = 250%In (motores accionados por variadores de velocidad) Starting time = 25 s Inrush current = 1.6 x 2 x Starting Current (considerando asimetría típica) Inrush duration = 0.05 s (valor típico) El arranque de la protección de sobrecorriente se efectúa en función de la capacidad del transformador de aislamiento. 10.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS MOTORES EN 4.16 KV Para el momento de emisión del presente estudio, no había disponible información certificada de motores en 4.16 kV, en el siguiente cuadro se muestra los valores considerados para los motores de inducción los cuales se encuentran modelados en el archivo de simulación utilizado: RELACION DE MOTORES MOTORES MT ITEM
N° TAG
kV
kW
PF
EFF
FLA (A)
F.S.
LCR/FLA
ACCIONAMIENTO TIPO
SGM O MCM TAG
1
0220‐CVB‐0001‐M1
4
710
0.8000
95.00%
134.84
1
6.5
VARIADOR DE FRECUENCIA
0210‐MCM‐0001
2
0210‐CRG‐0001‐M1
4
745
0.8000
95.00%
141.49
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0210‐MCM‐0001
3
0210‐CPC‐0001‐M1
4
454
0.9216
92.32%
77.02
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0210‐MCM‐0001
4
0240‐CVB‐0006‐M1
4
560
0.7600
95.00%
111.95
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0310‐MCM‐0001
5
0310‐PPS‐0001‐M1
4
2100
0.8600
95.00%
371.00
1
6.5
VARIADOR DE FRECUENCIA
0310‐SGM‐0002
6
0330‐MLI‐0001‐M1
4
1500
0.8500
95.00%
268.12
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0330‐SGM‐0002
7
0330‐PPS‐0019‐M1
4
500
0.9220
93.37%
83.83
1
6.5
VARIADOR DE FRECUENCIA
0330‐SGM‐0002
8
0330‐FTR‐0001‐M1
4
300
0.9199
93.11%
50.55
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0330‐MCM‐0001
9
0393‐CPC‐0015‐M1
4
454
0.9216
93.32%
76.19
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0393‐MCM‐0001
10
0330‐CPB‐0001‐M1
4
522
0.9193
95.00%
86.27
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0393‐MCM‐0001
11
0420‐CPC‐0019‐M1
4
681
0.9237
93.58%
113.71
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0420‐MCM‐0001
12
2132‐PPV‐0034‐M1
4
710
0.9244
93.67%
118.35
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
2132‐MCM‐0001
13
2132‐PPC‐0113‐M1
4
1007
0.9250
93.75%
167.61
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
2132‐MCM‐0002
14
0320‐CRC‐0001‐M1
4
746
0.9237
94.10%
123.88
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0320‐MCM‐0001
15
0320‐CVB‐0015‐M1
4
300
0.9208
95.00%
49.50
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0320‐MCM‐0001
16
0510‐PPC‐0130‐M1
4
1350
0.9266
93.94%
223.86
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0510‐MCM‐0001
17
0510‐PPS‐0185‐M1
4
187
0.9180
92.86%
31.66
1
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0510‐MCM‐0001
18
0552‐PPC‐0141‐M1
4
820
0.8832
96.36%
139.08
1.15
6.5
ARRANQUE DIRECTO
0552‐MCM‐0003
19
2134‐PPV‐0052‐M1
4
671
0.8832
96.36%
113.81
1.15
6.5
ARRANQUE DIRECTO
2134‐MCM‐0001
10.3 RESULTADOS OBTENIDOS El alcance del presente estudio corresponde la revisión de los ajustes de las protecciones de sobrecarga, sobrecorriente de fases y tierra, los cuales se muestran. En los anexos respectivos se muestran los gráficos de coordinamiento y los cuadros se ajustes propuestos.
Actualización del Estudio de Coordinación de Protecciones Sistema Eléctrico Mina Las Bambas EDP-040-16
Rev.
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A
11. PROTECCION DEL SISTEMA DE UTILIZACIÓN EN BAJA TENSION 11.1 DESCRIPCIÓN Los incommings y alimentadores de los Switchgear en 480 V así los incommings de los centros de control de motores en 480 V están equipados con interruptores con cámara de extinción de arco en aire, las unidades de protección integradas tienen funciones de protección de sobrecorriente del tipo LSIG (Long time, short time, instantaneous, ground) típicas para baja tensión. 11.2 CELDAS O “SWITCHGEAR” EN 480 V El sistema de utilización en 480 V de la Mina Las Bambas está compuesto por 18 celdas o “Switchgears” de baja tensión denominados SGL, los cuales están equipados con interruptores de potencia de baja tensión de marca SIEMENS WLS2A316 cuyas unidades de disparo integradas corresponden al modelo ETU745, la relación se muestra en el siguiente cuadro: ITEM 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
RELACION DE SWITCHGEAR EN 480 V 0210-SGL-0001 0310-SGL-0001 0310-SGL-0002 0310-SGL-0003 0310-SGL-0004 0330-SGL-0001 0330-SGL-0002 0330-SGL-0003 0330-SGL-0004 0370-SGL-0001 0420-SGL-0001 0420-SGL-0002 0510-SGL-0001 0340-SGL-0001 0320-SGL-0001 0391-SGL-0001 0240-SGL-0001 0931-SGL-0001
11.3 CENTRO DE CONTROL DE MOTORES EN 480 V El sistema de utilización en 480 V de la Mina Las Bambas está compuesto por centros de control de motores de baja tensión denominados MCL los cuales alimentan a motores, paneles de distribución, transformadores, cargadores de baterías y otras cargas. Las entradas o “Incommings” están equipados con interruptores de potencia de baja tensión de marca ABB SACE cuyas unidades de disparo integradas corresponden al modelo PR122/P, el cual es parte del alcance del presente estudio. 11.4 RESULTADOS OBTENIDOS En los Anexos Nº 6 y 7 se muestra en forma resumida los ajustes propuestos para las unidades de disparo de los interruptores de potencia en baja tensión.