SE Central Solar Panamericana 20ts-Estudio de Operatividad

S.E. S.E. CENTRAL CENTRAL SOLAR PANA MERICANA MERICANA 20TS 20TS

TÍTU L O:

ESTUDIO DE OPERATIVIDAD – DERIVACIÓN TEMPORAL

A

DOCU MENT O Nº: Nº:

MO4-AE-021-0T-0121/12 16/JUL/2012

A

16/07/2012

H.H.L.

C.C.C.

J.A.V.

Edición Preliminar

VER.

FECHA .

ELA B.

REV.

APRO .

DESCRIPCIÓN

No. Contrato Contrato y/ y/o o orden o rd en d e servicio :

Estudio de Coordinación de protecciones para la Línea ILO3 - S.E. CENTRAL SOLAR PANAMERICANA y Subestaciones

CONTENIDO 1. ASPECTOS GENERALES ................ ........ ................ ................. ................. ................ ................ ................ ................ ................. ................. ................ .......... 4 1.1.

Introducción .......................................................... ................................................................................................................. ....................................................... 4

1.2.

Objetivo ................................................................. ........................................................................................................................ ....................................................... 4

1.3.

Alcances del Estudio......................................................... ..................................................................................................... ............................................ 5

1.4.

Información de referencia y herramientas utilizadas .................................................. 5

2. DESCRIPCION DESCRIPCION DEL SISTEMA SISTEMA ELECTRICO ELECTRICO ......................................................... ........................................................................... .................. 5 3. DESCRIPCION DEL SISTEMA DE PROTECCION DEL AREA DE ESTUDIO ................ ........ ................ ................ ........ 7 3.1.

Derivación Temporal de la línea L-1385....................................................................... 7

3.2.

Sub-Estación Central Solar Panamericana. .................................................................. 7

4. PARAMETROS ELECTRICOS DE LA RED EN ESTUDIO ......................................................... 8 5. CALCULO CALCULO DE FLUJO DE CARGA........................................... .................................................................. ............................................. ......................9 5.1.

Objetivo ................................................................. ........................................................................................................................ ....................................................... 9

5.2.

Metodología Técnica ..................................................................... ................................................................................................... .............................. 9

5.3.

Características de operación de la Central Solar ....................................................... 10

a)

Cuadro de generación. ................................................................... ............................................................................................... ............................ 10

5.4.

Escenarios Evaluados Para Operación Normal .......................................................... 11

5.5.

Escenarios Evaluado Para Operación en Contingencia .............................................. 11

5.6.

Resultados de los Casos Considerados................................................................. ....................................................................... ...... 11

6. CALCULOS CALCULOS DE CORTOCIRCUIT CORTOCIRCUITO O.............................................. ..................................................................... ....................................... ................20 6.2

Consideraciones para las simulaciones................................................................ ...................................................................... ...... 20

6.3

Casos Simulados para el Cortocircuito ................................................................. ....................................................................... ...... 20

6.4

Resultados de los Casos Simulados ........................................................... ............................................................................ ................. 21

6.5 Verificación de la capacidad de los transformadores de corriente e interruptores interruptores de potencia ............................................................... ................................................................................................................................ ................................................................. 22 7. CRITERIOS PARA LA DETERMINACIÓN DE AJUSTES ........................................................ 23 7.1.

Protección de Distancia......................................... Distancia.............................................................................................. ..................................................... 23

7.2.

Protección de Sobrecorriente .................................................................... ..................................................................................... ................. 25

7.3. Protección Pr otección Diferencial del Transformador (87T) ............................................................ 27 7.4 Criterios Para la Determinación de Ajustes de Máxima y Mínima Tensión .................. 28

M04-AE-021-OT-012112 VERSION A

2


CONTENIDO 1. ASPECTOS GENERALES ................ ........ ................ ................. ................. ................ ................ ................ ................ ................. ................. ................ .......... 4 1.1.

Introducción .......................................................... ................................................................................................................. ....................................................... 4

1.2.

Objetivo ................................................................. ........................................................................................................................ ....................................................... 4

1.3.

Alcances del Estudio......................................................... ..................................................................................................... ............................................ 5

1.4.

Información de referencia y herramientas utilizadas .................................................. 5

2. DESCRIPCION DESCRIPCION DEL SISTEMA SISTEMA ELECTRICO ELECTRICO ......................................................... ........................................................................... .................. 5 3. DESCRIPCION DEL SISTEMA DE PROTECCION DEL AREA DE ESTUDIO ................ ........ ................ ................ ........ 7 3.1.

Derivación Temporal de la línea L-1385....................................................................... 7

3.2.

Sub-Estación Central Solar Panamericana. .................................................................. 7

4. PARAMETROS ELECTRICOS DE LA RED EN ESTUDIO ......................................................... 8 5. CALCULO CALCULO DE FLUJO DE CARGA........................................... .................................................................. ............................................. ......................9 5.1.

Objetivo ................................................................. ........................................................................................................................ ....................................................... 9

5.2.

Metodología Técnica ..................................................................... ................................................................................................... .............................. 9

5.3.

Características de operación de la Central Solar ....................................................... 10

a)

Cuadro de generación. ................................................................... ............................................................................................... ............................ 10

5.4.

Escenarios Evaluados Para Operación Normal .......................................................... 11

5.5.

Escenarios Evaluado Para Operación en Contingencia .............................................. 11

5.6.

Resultados de los Casos Considerados................................................................. ....................................................................... ...... 11

6. CALCULOS CALCULOS DE CORTOCIRCUIT CORTOCIRCUITO O.............................................. ..................................................................... ....................................... ................20 6.2

Consideraciones para las simulaciones................................................................ ...................................................................... ...... 20

6.3

Casos Simulados para el Cortocircuito ................................................................. ....................................................................... ...... 20

6.4

Resultados de los Casos Simulados ........................................................... ............................................................................ ................. 21

6.5 Verificación de la capacidad de los transformadores de corriente e interruptores interruptores de potencia ............................................................... ................................................................................................................................ ................................................................. 22 7. CRITERIOS PARA LA DETERMINACIÓN DE AJUSTES ........................................................ 23 7.1.

Protección de Distancia......................................... Distancia.............................................................................................. ..................................................... 23

7.2.

Protección de Sobrecorriente .................................................................... ..................................................................................... ................. 25

7.3. Protección Pr otección Diferencial del Transformador (87T) ............................................................ 27 7.4 Criterios Para la Determinación de Ajustes de Máxima y Mínima Tensión .................. 28


2


8. CALCULOS DE AJUSTES PARA RELE DE DISTANCIA ......................................................... 29 8.1.

S.E ILO 1 ............................................................... ..................................................................................................................... ...................................................... 30

8.2.

S.E MILL SITE ......................................................... .............................................................................................................. ..................................................... 32

8.3.

DISCUSIÓN DE LA PROTECCIÓN PROTECCIÓN DE LA LÍNEA L-1385 ................................................. 35

9. CALCULO DE LOS AJUSTES PARA LA FUNCIÓN DE SOBRECORRIENTE .............................. 40 A)

Relé SEL 387E ................................................................... ............................................................................................................. .......................................... 41

B)

Relé SIEMENS 7SJ80 (Salida Principal 22.9kV) ........................................................... 41

C)

Relés SIEMENS 7SJ80 (Salidas hacia los grupos generadores 22.9kV)....................... 41

10. CALCULO DE AJUSTES PARA LA FUNCION DIFERENCIAL ................................................. 46 10.1. S.E. CENTRAL SOLAR PANAMERICANA PANAMERICANA................................................................. ....................................................................... ...... 46 11. RECOMENDACIONES Y CONCLUSIONES ......................................................................... 52 12.1. RECOMENDACIONES...................................................................... .................................................................................................. ............................ 52 12.2. CONCLUSIONES ................................................................... .......................................................................................................... ....................................... 52

ANEXOS ANEXO A ANEXO B

: :

Diagramas Unifilares Parámetros Eléctricos

ANEXO C ANEXO D

: :

Resultados de la Simulación de Flujos de Potencia Resultados de las Simulaciones de Cortocircuito Cortocircuito

ANEXO E ANEXO F ANEXO G

: : :

Características de Impedancia Impedancia Curvas de sobrecorriente Planillas de Ajustes


3


1.

ASPECTOS GENERALES 1.1.

Introducción El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó una generación con recursos energéticos renovables a Panamericana Solar para desarrollar la actividad de eléctrica en la nueva Central Solar Panamericana potencia instalada de 20 megavatios (MW)

concesión definitiva de favor de la empresa generación de energía Solar 20 TS , TS , con una

Como una primera etapa del proyecto, la nueva central solar será conectara al sistema interconectado nacional mediante una derivación temporal en la línea de 138kV L-1385/2. Debido a la necesidad de poseer un adecuado sistema de protección para el Proyecto la Contratista ha visto conveniente la ejecución del presente estudio de protecciones para verificar y/o recalibrar los relés existentes, como también proponer ajustes para los nuevos relés. 1.2.

Objetivo Los objetivos del presente estudio son:

-

-

-

Verificar que la inclusión del proyecto no afecta de forma negativa en la operación actual del sistema eléctrico interconectado nacional. Determinar las corrientes máximas de fallas y máximas de flujo de carga cuyos resultados nos permitirá verificar las características técnicas de los equipos eléctricos a instalarse en el proyecto. Determinar los ajustes propuestos de los relés de protección del proyecto en estudio, los cuales deben garantizar la selectividad, sensibilidad y rapidez de los equipos, con el fin de evitar interrupciones innecesarias en el resto del sistema.


4


1.3.

Alcances del Estudio Diagramas Unifilares de Protección de cada subestación. Modelamiento eléctrico de las nuevas instalaciones de la Central Solar.

 

Cálculo de Flujo de Carga, en condiciones de operación normal y en estado de contingencia (N-1). Calculo de corrientes de corto circuito.

 

Determinación de Ajustes de los relés de protección. Planillas de ajustes de los relés de protección de proyecto. Recomendaciones y Conclusiones.

  

1.4.

Información de referencia y herramientas utilizadas Para el desarrollo del estudio del presente informe se tomó como referencia la siguiente información:

–

Data Técnica entregada por el proyectista.

–

Base de datos del sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN) proporcionado por el comité de operación económica del sistema COES, el formado DigSILENT (*.pfd).

–

Norma Técnica de calidad de los servicios eléctricos.

–

Memoria descriptiva del proyecto.

Herramienta usada para el desarrollo del estudio: –

2.

Para el cálculo de Corrientes de Cortocircuito, Flujo de Carga y Coordinamiento de Protecciones, se utilizó el Software DigSILENT – Power Power Factory V14.520.

DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO En esta etapa del proyecto, las instalaciones de la nueva central solar panamericana serán conectadas, de manera provisional, mediante una derivación en un tramo de la línea L-1385, comprendida entre las subestaciones ILO ELECTROSUR – QUEBRADA HONDA.


5


L=9.78km

L=4.55km

L=36.26km

L=26.2km

L=28.04km

IN-TEMP

ILO REFINERIA

S.E. ILO ELECTROSUR

Q. HONDA

S.E. MILL SITE 138kV

S.E. ILO 1 - 138kV

S.E. CENTRAL SOLAR PANAMERICANA

Para la conexión a la derivación temporal, se instala un interruptor tipo tanque muerto de 2000A y 40kA de capacidad de ruptura, ubicado como se muestra esquematizado en el grafico anterior. En cuanto a las instalaciones propias de la nueva S.E. Central Solar Panamericana se tiene: Nueva Bahía de Llegada en 138kV, equipada con un seccionador y un interruptor de potencia de 3150A y 31.5kA de capacidad de ruptura. Nueva Subestación Central Solar Panamericana conformado por un transformador de potencia de 36MVA, 138/22.9/10KV y cinco (05) celdas de salida en 22.9kV, para los bloques de generación solar. Cada Salida alimenta a cuatro (04) transformadores de 1.25MVA (23/0.3kV) las cuales están protegidos cada uno mediante un fusible de 63A tipo FUSARC CF (Schneider Electric) Todo el equipamiento eléctrico del sistema, ha sido plasmado en detalle en los planos unifilares adjuntos en el Anexo A.


6


3.

DESCRIPCION DEL SISTEMA DE PROTECCION DEL AREA DE ESTUDIO 3.1.

Derivación Temporal de la línea L-1385 3.1.1. Protección de la Bahía temporal 138 kV hacia la S.E. Central Solar Panamericana En esta bahía temporal se instalará un interruptor y cuatro juego de transformadores de corriente, cuyas señales serán llevadas hacia el rel é de protección diferencial SEL 387E de la subestación, en el cual se habilitaran la función de protección diferencial y como respaldo funciones de Sobrecorriente:

3.2.



Sobrecorriente de fases (50/51).



Sobre corriente de tierra (50/51N).

Sub-Estación Central Solar Panamericana. 3.2.1. Protección del Transformador de Potencia de la Nueva S.E. Central Solar Panamericana El nuevo transformador de potencia de (138±13×1%)/22.9/10kV, 36MVA (ONAN) y grupo de conexión YNyn0d5, será protegido por un relé diferencial, modelo SEL-387E, con funciones:



Diferencial del transformador (87T). Sobrecorriente de fases (50/51).



Sobre corriente de tierra (50/51N).



Como respaldo será protegido en 22.9kV por un relé de sobrecorriente modelo 7SJ80/SIEMENS, con funciones:  



Máxima y mínima tensión (59/27). Verificación de sincronismo (25).



Falla interruptor (50BF)




Sobrecorriente de fases (50/51). Sobrecorriente a tierra (50N/51N).

7


3.2.2. Protección de las cinco (05) salidas de 22.9 kV. Cada salida en 22.9 kV alimentará a un grupo conformado por cuatro (04) transformadores de 1.25MVA (23/0.3kV) c/u, y será protegido por un relé de sobrecorriente, modelo 7SJ80/SIEMENS, con funciones: 

Sobrecorriente de fases (50/51).



Sobrecorriente a tierra (50N/51N). Máxima y mínima tensión (59/27).

  

Verificación de sincronismo (25). Falla interruptor (50BF)

3.2.3. Protección de los transformadores de generación solar 1.25MVA. Cada transformador de generación cuenta con una celda tipo RM6, el cual estará protegido por un fusible tipo FUSARC CF de 63A (según la tabla recomendada por el fabricante para esa potencia y tensión 23kV):

4.

PARAMETROS ELECTRICOS DE LA RED EN ESTUDIO Los parámetros eléctricos usados para el análisis de la red en estudio se adjuntan en el Anexo B. En las tablas se consideran solo los parámetros de los equipos del proyecto y los relacionados directamente a él; El resto de parámetros del SEIN se han considerados de la base de datos del COES.


8


5.

CALCULO DE FLUJO DE CARGA 5.1.

Objetivo Los cálculos obtenidos nos permitirán observar el comportamiento del sistema eléctrico, asociado a la nueva central solar, en condiciones normales de operación y las contingencias (N-1) en el área de influencia de proyecto determinándose los niveles de tensión en barras y la distribución del flujo de potencia (Potencia Activa y Reactiva). Así mismo nos permite verificar la capacidad de transmisión de sus equipos eléctricos, verificando que no operen en condiciones de sobrecarga y/o niveles de tensión en barras fuera del rango permitido por la norma técnica de calidad (NTCSE) y el COES.

5.2.

Metodología Técnica Para evaluar los resultados de flujo de carga en régimen estacionario se consideran como criterios de calidad y confiabilidad que el sistema debe satisfacer las siguientes condiciones: 



Niveles de tensión admisibles en barra –

Operación Normal

: ±5%V N (V N: Tensión Nominal)

–

Operación en contingencia

: +5% V N y -10% V N.

Líneas y transformadores sin sobrecarga –

Operación Normal

: 100%SN (SN: Pot. Nominal)

–

Operación en contingencia

: 120% SN

Los flujos de carga se han simulado para las temporadas de Avenida y Estiaje 2013 en las los escenarios de máxima, media y mínima demanda, de acuerdo a los despachos de carga considerados en la base de datos suministrada por el COES.


9


5.3.

Características de operación de la Central Solar a) Cuadro de generación. Debido a las características particulares de la central solar, la cual emplea la luz solar como fuente de energía para su transformación en energía eléctrica, esta central sólo operará durante el día y en presencia de la luz solar. A continuación se muestra un diagrama de generación de energía de la central solar en función a las horas del día, para días típicos en diferentes temporadas del año.





Del diagrama de carga del día se aprecia que la máxima generación de la central solar ocurre alrededor del medio día ( 12:30 horas ), que corresponde al periodo de media demanda. Del diagrama podemos determinar la generación de la central térmica para los siguientes periodos de demanda:   




Máxima Demanda Media Demanda Mínima Demanda

= = =

0MW 16MW 5MW

La central solar genera potencia activa a factor de potencia unitario.

10


5.4.

Escenarios Evaluados Para Operación Normal Para el análisis en operación normal se ha considerado los siguientes casos: -

5.5.

CASO 01: Operación Normal sin considerar el Proyecto (Caso Base) CASO 02: Operación Normal considerando el Proyecto.

Escenarios Evaluado Para Operación en Contingencia Para el análisis de contingencias, se ha considerado los siguientes casos: -

5.6.

CASO 03: Línea L-1384 MONTALVO – MILL SITE Fuera de Servicio. CASO 04: Centrales ARICOTA 1 y ARICOTA 2 Fuera de servicio. CASO 04: Transformador de MONTALVO 300MVA Fuera de servicio.

Resultados de los Casos Considerados -

CASO 01: Operación Normal sin considerar el Proyecto (Caso Base). El sistema eléctrico asociado a la nueva central solar, se encuentra operando en condiciones normales en todos los escenarios evaluados. En la Escenario de Estiaje Máxima demanda 2013, se evidencia la operación de la línea TOQUEPALA – MILL SITE (L-1388) en su límite de carga (Aproximadamente 100% de su capacidad).

FLUJOS DE POTENCIA EN LINEAS DE TRANSMISION (MW) LINEA

BARRA kV

TERMINAL I

DERIV - PANAMERICANA SOLAR

138

ILO1-DERIV. ILO REF_L1385/1A

AVENIDA 2013

SOLAR PAN138

MAX F/S

MED F/S

138

DERIV. ILO REF

5.19

7.26

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

-58.77

MILLSITE-QUEBRADAHONDA_L1385/3

138

MILLSITE 138

MOQUEGUA-MILLSITE_L1384

138

TOQUEPALA-MILLSITE_L1388

138


ESTIAJE 2013

MIN F/S

MAX F/S

MED F/S

MIN F/S

-2.46

4.94

6.55

5.67

-56.32

-39.40

-59.02

-57.02

-56.20

18.84

16.75

5.91

18.46

15.93

13.98

MOQUEGUA 138

46.81

46.84

47.94

48.16

49.74

53.43

TOQEPALA 138

65.27

64.85

52.20

67.93

64.13

55.64

11


NIVELES DE CARGA EN LINEAS DE TRANSMISION (%) BARRA

LINEA

kV

TERMINAL I


138


AVENIDA 2013

SOLAR PAN138

MAX F/S

MED F/S

138

DERIV. ILO REF

10.84

14.30

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

47.15


138

MILLSITE 138


138


138

ESTIAJE 2013

MIN F/S

MAX F/S

MED F/S

MIN F/S

4.46

10.68

12.87

12.46

45.25

30.14

47.90

45.24

44.15

31.95

28.46

13.18

31.68

26.75

23.37

MOQUEGUA 138

57.99

58.32

58.60

60.28

61.14

65.25

TOQEPALA 138

95.00

95.07

74.54

100.43

92.95

80.25

FLUJOS DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES (MW) TRANSFORMADOR

AVENIDA 2013

DEVANADO

ESTIAJE 2013

GRUPO GEN 1, 2, 3, 4

ALTA TENSION

MAX F/S

MED F/S

MIN F/S

MAX F/S

MED F/S

MIN F/S

TR 3 C SOLAR PANAMERICANA

ALTA TENSION

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

125.97

123.64

116.78

133.63

133.69

138.90

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

125.97

123.64

116.78

133.63

133.69

138.90

NIVELES DE CARGA EN TRANSFORMADORES (%) TRANSFORMADOR

AVENIDA 2013

DEVANADO

ESTIAJE 2013


ALTA TENSION

MAX F/S

MED F/S

MIN F/S

MAX F/S

MED F/S

MIN F/S


ALTA TENSION

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

42.10

42.15

38.94

45.19

45.12

47.22

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

42.10

42.15

38.94

45.19

45.12

47.22

TENSIONES EN BARRAS (KV) BARRA

AVENIDA 2013

KV Nominales

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX F/S

MED F/S

MIN F/S

MAX F/S

MED F/S

MIN F/S

DERIV. ILO REF

138

134.15

133.78

139.39

132.63

135.44

136.64

ILO1

138

133.98

133.56

139.38

132.45

135.24

136.42

MILLSITE 138

138

136.56

135.79

138.90

135.06

137.22

138.15

MOQUEGUA 138

138

138.08

137.35

140.21

136.64

139.00

139.96

TOQEPALA 138

138

136.60

135.83

138.93

135.11

137.26

138.19

TENSIONES EN BARRAS (p.u.) BARRA

AVENIDA 2013

KV Nominales

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX F/S

DERIV. ILO REF

138

0.97

0.97

1.01

0.96

0.98

0.99

ILO1

138

0.97

0.97

1.01

0.96

0.98

0.99

MILLSITE 138

138

0.99

0.98

1.01

0.98

0.99

1.00

MOQUEGUA 138

138

1.00

1.00

1.02

0.99

1.01

1.01

TOQEPALA 138

138

0.99

0.98

1.01

0.98

0.99

1.00


MED F/S

MIN F/S

MAX F/S

MED F/S

12

MIN F/S


-

CASO 02: Operación Normal considerando el Proyecto. El sistema eléctrico asociado a la nueva central solar, se encuentra operando en condiciones normales en todos los escenarios evaluados. En la Escenario de Estiaje Máxima demanda 2013, se evidencia la operación de la línea TOQUEPALA – MILL SITE (L-1388) en su límite de carga (Aproximadamente 100% de su capacidad). FLUJOS DE POTENCIA EN LINEAS DE TRANSMISION (MW) BARRA

LINEA

kV

TERMINAL I


138


AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

MAX 0.00

MED 16.00

MIN 4.99

MAX 0.00

MED 16.00

MIN 4.99

138

DERIV. ILO REF

5.19

13.38

-0.49

4.94

12.68

7.58

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

-58.77

-50.21

-37.43

-59.02

-50.90

-54.30


138

MILLSITE 138

18.84

6.85

2.87

18.46

6.05

10.88


138

MOQUEGUA 138

46.81

43.46

46.90

48.16

46.36

52.37


138

TOQEPALA 138

65.27

61.22

51.09

67.93

60.49

54.50


LINEA

kV

TERMINAL I


138


AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

MAX 0.08

MED 27.35

MIN 8.24

MAX 0.08

MED 27.10

MIN 8.34

138

DERIV. ILO REF

10.86

23.56

2.60

10.69

22.08

14.99

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

47.15

40.33

28.59

47.89

40.46

42.59


138

MILLSITE 138

31.94

12.34

9.32

31.67

10.74

18.20


138

MOQUEGUA 138

57.99

53.87

57.30

60.28

56.86

63.87


138

TOQEPALA 138

94.99

89.41

72.93

100.42

87.59

78.47


DEVANADO

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013


ALTA TENSION

MAX 0.00


ALTA TENSION

0.00

-16.00

-4.99

0.00

-16.00

-4.99

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

125.97

115.61

114.29

133.63

125.68

136.39

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

125.97

115.61

114.29

133.63

125.68

136.39


MED -4.00

MIN -1.25

MAX 0.00

MED -4.00

MIN -1.25

13



DEVANADO

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013


ALTA TENSION

MAX 0.00

MED 79.92

MIN 25.06

MAX 0.00

MED 80.01

MIN 24.87


ALTA TENSION

0.00

45.58

13.86

0.00

45.16

13.89

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

42.09

39.26

38.08

45.19

42.35

46.30

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

42.09

39.26

38.08

45.19

42.35

46.30


KV Nominales

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX 135.32

MED 135.71

MIN 139.53

MAX 133.81

MED 136.98

MIN 137.85

DERIV. ILO REF

138

134.16

134.57

139.42

132.64

135.92

136.95

ILO1

138

133.99

134.33

139.38

132.46

135.70

136.72

MILLSITE 138

138

136.56

136.45

139.00

135.07

137.58

138.39

MOQUEGUA 138

138

138.08

137.94

140.29

136.65

139.29

140.16

TOQEPALA 138

138

136.61

136.49

139.03

135.12

137.62

138.43


KV Nominales

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX 0.98

DERIV. ILO REF

138

0.97

0.98

1.01

0.96

0.98

0.99

ILO1

138

0.97

0.97

1.01

0.96

0.98

0.99

MILLSITE 138

138

0.99

0.99

1.01

0.98

1.00

1.00

MOQUEGUA 138

138

1.00

1.00

1.02

0.99

1.01

1.02

TOQEPALA 138

138

0.99

0.99

1.01

0.98

1.00

1.00

-

MED 0.98

MIN 1.01

MAX 0.97

MED 0.99

MIN 1.00

CASO 03: Línea L-1384 MONTALVO – MILL SITE Fuera de Servicio. Con la salida de la línea MONTALVO – MILL SITE, se genera una sobrecarga en la línea Toquepala - Mill Site. En los escenarios de Estiaje y avenida máxima demanda se evidencia el mayor nivel de sobrecarga. Para los escenarios de Estiaje y avenida media demanda, la sobrecarga esta alrededor 119%, el cual sería superior sin la presencia de la central solar.


14


FLUJOS DE POTENCIA EN LINEAS DE TRANSMISION (MW) BARRA

LINEA

kV

TERMINAL I


138


AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

MAX 0.00

MED 16.00

MIN 4.99

MAX 0.00

MED 16.00

MIN 4.99

138

DERIV. ILO REF

-0.17

8.38

-6.10

-0.57

7.34

1.53

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

-64.13

-55.20

-43.05

-64.53

-56.24

-60.34


138

MILLSITE 138

13.39

1.80

-2.73

12.86

0.65

4.78


138

MOQUEGUA 138

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S


138

TOQEPALA 138

87.18

81.56

72.94

90.48

82.19

78.95


LINEA

kV

TERMINAL I


138


AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

MAX 0.08

MED 27.55

MIN 8.26

MAX 0.08

MED 27.27

MIN 8.40

138

DERIV. ILO REF

6.80

15.61

10.17

7.02

13.59

8.73

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

51.57

44.44

33.04

52.50

44.77

47.50


138

MILLSITE 138

23.05

5.48

10.12

22.44

3.80

8.23


138

MOQUEGUA 138

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S


138

TOQEPALA 138

127.29

119.49

104.12

133.88

119.32

113.97


DEVANADO

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013


ALTA TENSION

MAX 0.00

MED -4.00

MIN -1.25

MAX 0.00

MED -4.00

MIN -1.25


ALTA TENSION

0.00

-16.00

-4.99

0.00

-16.00

-4.99

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

125.58

115.26

113.93

133.22

125.31

136.02

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

125.58

115.26

113.93

133.22

125.31

136.02


DEVANADO

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013


ALTA TENSION

MAX 0.00

MED 80.52

MIN 24.88

MAX 0.00

MED 80.53

MIN 25.06


ALTA TENSION

0.00

45.91

13.76

0.00

45.45

14.00

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

42.16

39.35

38.02

45.28

42.42

46.42

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

42.16

39.35

38.02

45.28

42.42

46.42


KV Nominales

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX 134.45

DERIV. ILO REF

138

133.44

133.77

139.34

131.90

135.25

136.09

ILO1

138

133.31

133.57

139.38

131.77

135.08

135.91

MILLSITE 138

138

135.44

135.25

138.22

133.91

136.45

137.07

MOQUEGUA 138

138

137.65

137.41

140.05

136.22

138.94

139.64

TOQEPALA 138

138

135.50

135.30

138.26

133.97

136.51

137.12


MED 134.75

MIN 139.16

MAX 132.91

MED 136.12

MIN 136.80

15



KV Nominales

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX 0.97

DERIV. ILO REF

138

0.97

0.97

1.01

0.96

0.98

0.99

ILO1

138

0.97

0.97

1.01

0.95

0.98

0.98

MILLSITE 138

138

0.98

0.98

1.00

0.97

0.99

0.99

MOQUEGUA 138

138

1.00

1.00

1.01

0.99

1.01

1.01

TOQEPALA 138

138

0.98

0.98

1.00

0.97

0.99

0.99

-

MED 0.98

MIN 1.01

MAX 0.96

MED 0.99

MIN 0.99

CASO 04: Centrales ARICOTA 1 y ARICOTA 2 Fuera de servicio. Se considera la salida de las unidades centrales Aricota 1 y Aricota 2, esto debido a que las centrales están en cascada. Para este caso de contingencia no se presentan sobrecargas, y las tensiones se encuentran dentro de los rangos permisibles de operación.

FLUJOS DE POTENCIA EN LINEAS DE TRANSMISION (MW) BARRA

LINEA

kV

TERMINAL I


138


AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

MAX 0.00

MED -16.00

MIN -4.99

MAX 0.00

MED -16.00

MIN -4.99

138

DERIV. ILO REF

-3.25

-11.98

1.12

-2.97

-11.60

-7.38

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

61.63

52.28

38.40

61.94

52.63

55.20


138

MILLSITE 138

-16.81

-5.43

-2.24

-16.40

-4.95

-10.65


138

MOQUEGUA 138

-53.66

-48.38

-47.78

-55.08

-49.92

-52.37


138

TOQEPALA 138

-49.13

-49.50

-47.65

-51.52

-51.52

-52.89

NIVELES DE CARGA EN LINEAS DE TRANSMISION (%) LINEA

BARRA kV

TERMINAL I


138


AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

MAX 0.08

MED 28.18

MIN 8.27

MAX 0.08

MED 27.51

MIN 8.45

138

DERIV. ILO REF

7.36

21.41

3.94

7.03

20.23

14.14

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

49.82

42.77

29.52

50.58

41.98

43.37


138

MILLSITE 138

29.19

9.96

13.40

28.76

8.73

18.29


138

MOQUEGUA 138

68.75

62.50

59.35

71.29

63.05

65.56


138

TOQEPALA 138

72.67

73.75

68.16

77.11

75.04

76.43


16



DEVANADO

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013


ALTA TENSION

MAX 0.00

MED -4.00

MIN -1.25

MAX 0.00

MED -4.00

MIN -1.25


ALTA TENSION

0.00

-16.00

-4.99

0.00

-16.00

-4.99

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

138.26

124.56

116.86

146.14

132.51

137.66

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

138.26

124.56

116.86

146.14

132.51

137.66


DEVANADO

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013


ALTA TENSION

MAX 0.00

MED 82.36

MIN 25.16

MAX 0.00

MED 81.21

MIN 25.19


ALTA TENSION

0.00

46.97

13.92

0.00

45.84

14.07

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

47.19

43.54

39.14

50.45

45.36

47.36

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

47.19

43.54

39.14

50.45

45.36

47.36


KV Nominales

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX 132.34

MED 131.84

MIN 138.97

MAX 130.99

MED 135.01

MIN 136.08

DERIV. ILO REF

138

131.37

130.88

139.30

130.02

134.12

135.30

ILO1

138

131.24

130.69

139.38

129.90

133.94

135.10

MILLSITE 138

138

133.34

132.36

137.84

131.98

135.41

136.47

MOQUEGUA 138

138

135.81

134.81

139.54

134.58

137.89

138.82

TOQEPALA 138

138

133.37

132.39

137.86

132.01

135.44

136.50


KV Nominales

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX 0.96

DERIV. ILO REF

138

0.95

0.95

1.01

0.94

0.97

0.98

ILO1

138

0.95

0.95

1.01

0.94

0.97

0.98

MILLSITE 138

138

0.97

0.96

1.00

0.96

0.98

0.99

MOQUEGUA 138

138

0.98

0.98

1.01

0.98

1.00

1.01

TOQEPALA 138

138

0.97

0.96

1.00

0.96

0.98

0.99


MED 0.96

MIN 1.01

MAX 0.95

MED 0.98

MIN 0.99

17


-

CASO 05: Transformador de MONTALVO 300MVA Fuera de servicio. El sistema eléctrico asociado a la nueva central solar, dos. La salida de uno de los transformadores de la S.E. Montalvo, no supone una condición crítica para para el sistema eléctrico en estudio ya que se encuentra operando en condiciones aceptables en todos los escenarios evaluados. Se origina un incremento de la carga del otro transformador de la S.E. Montalvo hasta un nivel máximo de 90% el cual es aceptable. FLUJOS DE POTENCIA EN LINEAS DE TRANSMISION (MW) BARRA

LINEA

kV

TERMINAL I


138


AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

MAX 0.00

MED 16.00

MIN 4.99

MAX 0.00

MED 16.00

MIN 4.99

138

DERIV. ILO REF

5.46

13.62

-0.38

5.24

12.94

7.87

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

-58.50

-49.97

-37.33

-58.72

-50.64

-54.01


138

MILLSITE 138

19.13

7.10

2.99

18.77

6.32

11.17


138

MOQUEGUA 138

45.81

42.57

45.98

47.07

45.38

51.32


138

TOQEPALA 138

67.46

63.15

52.92

70.34

62.61

56.79


LINEA

kV

TERMINAL I


138


AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

MAX 0.08

MED 27.70

MIN 8.25

MAX 0.08

MED 27.45

MIN 8.46

138

DERIV. ILO REF

11.46

24.29

0.83

11.35

22.83

15.73

ILO1-MOQUEGUA_L1383

138

ILO1

47.56

40.67

28.76

48.44

40.79

43.02


138

MILLSITE 138

32.86

13.05

11.09

32.74

11.46

18.89


138

MOQUEGUA 138

57.46

53.43

56.42

59.81

56.36

63.50


138

TOQEPALA 138

99.55

93.53

75.68

105.71

91.96

83.19


AVENIDA 2013

DEVANADO

ESTIAJE 2013


ALTA TENSION

MAX 0.00


ALTA TENSION

0.00

-16.00

-4.99

0.00

-16.00

-4.99

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

248.68

228.33

225.72

263.71

248.19

269.38


MED -4.00

MIN -1.25

MAX 0.00

MED -4.00

MIN -1.25

18



AVENIDA 2013

DEVANADO

ESTIAJE 2013


ALTA TENSION

MAX 0.00

MED 80.97

MIN 25.10

MAX 0.00

MED 81.06

MIN 25.23


ALTA TENSION

0.00

46.17

13.88

0.00

45.75

14.10

TR 3 MOQUEGUA_2171

ALTA TENSION

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

F/S

TR 3 MOQUEGUA_2172

ALTA TENSION

84.08

78.43

75.51

90.47

84.59

92.68


KV Nominales

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX 133.61

MED 134.03

MIN 139.33

MAX 131.73

MED 135.26

MIN 135.86

DERIV. ILO REF

138

132.41

132.84

139.38

130.51

134.17

134.92

ILO1

138

132.22

132.59

139.38

130.33

133.93

134.67

MILLSITE 138

138

134.93

134.83

138.58

133.08

135.95

136.49

MOQUEGUA 138

138

136.39

136.27

139.79

134.61

137.60

138.18

TOQEPALA 138

138

134.98

134.88

138.61

133.13

135.99

136.53


KV Nominales

AVENIDA 2013

ESTIAJE 2013

SOLAR PAN138

138

MAX 0.97

MED 0.97

MIN 1.01

MAX 0.95

MED 0.98

MIN 0.98

DERIV. ILO REF

138

0.96

0.96

1.01

0.95

0.97

0.98

ILO1

138

0.96

0.96

1.01

0.94

0.97

0.98

MILLSITE 138

138

0.98

0.98

1.00

0.96

0.99

0.99

MOQUEGUA 138

138

0.99

0.99

1.01

0.98

1.00

1.00

TOQEPALA 138

138

0.98

0.98

1.00

0.96

0.99

0.99

De todos los casos simulados, podemos notar que el ingreso de la nueva central solar, principalmente en escenarios de media demanda, no genera sobrecargas en la nueva instalación ni en las instalaciones existentes asociadas al proyecto, así mismo no se producen violaciones de tensión en las instalaciones del proyecto ni en las barras cercanas al área de influencia para los casos evaluados. Los resultados de las simulaciones de flujo de potencia se muestran de manera gráfica en el Anexo C


19


6.

CALCULOS DE CORTOCIRCUITO 6.1

Objetivos Los cálculos de las corrientes de corto circuito en las instalaciones de la nueva central solar y las instalaciones existentes asociadas, nos permitirán conocer el comportamiento eléctrico del sistema ante la posible ocurrencia de fallas en los niveles de 138kV y 22.9kV, cuyos resultados nos permitirán: -

6.2

Consideraciones para las simulaciones 





  

6.3

Verificar la clase de precisión de los transformadores de corriente. Verificar la capacidad de las celdas y dispositivos de interrupción de falla. Nos proporcionaran información referencial para los cálculos y verificaciones de la selectividad de las protecciones.

Para el análisis de corto circuito se ha tomado en cuenta la base del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), proporcionado por el COES para el año 2013. Las simulaciones de corto circuito han sido llevadas a cabo mediante el software DigSILENT – Power Factory, empleando la metodología de cálculo IEC60909 (2001). Se han evaluado los siguientes tipos de falla: (IKSSA =IKSSB=IKSSC=IKSS).  Corto circuito trifásico (IKSSB=IKSSC)  Corto circuito bifásico a tierra  Corto circuito monofásico franco a tierra (3Io=IKSSA+IKSSB+IKSSC). Duración de apertura de Interruptor 0.1 segundos. Duración de apertura por Térmico 1.0 segundos. Se simulan las fallas en el escenario de Estiaje Máxima demanda 2013, ya que en este escenario se presentan las mayores corrientes de corto circuito en el sistema eléctrico en estudio.

Casos Simulados para el Cortocircuito Los escenarios considerados para obtener las máximas de corto circuito son las siguientes: -

CASO 01 CASO 02


: :

Operación Normal sin el Proyecto (Caso Base) Operación Normal con el Proyecto

20


6.4

Resultados de los Casos Simulados A continuación se presentan un cuadro resumen de los resultados para la zona de influencia del proyecto: 6.4.1. CASO 01: Operación Normal sin el Proyecto

BARRA

kV

ESTIAJE MAXIMA DEMANDA 2013 Trifasico Bifasico

Monofasico

Ik''A (kA)

Ik''B (kA)

Ik''C (kA)

3xIo (kA)

3xIo (kA)

MONT220

220

8.77

8.69

9.03

9.32

8.94

MON138

138

9.93

10.94

11.22

14.07

11.55

BOTI138

138

6.86

6.41

6.33

4.76

5.58

PUSHB138

138

6.15

6.06

6.09

5.92

5.99

TOQEP138

138

6.58

6.77

6.99

7.81

7.09

MILLS138

138

6.62

6.85

7.10

8.02

7.20

QHON138

138

3.89

3.66

3.60

2.77

3.22

SPCC138

138

3.75

5.35

5.49

8.67

5.21

DER. TEMPORAL

138

3.26

3.09

3.04

2.41

2.76

SOLAR PAN138

138

-

-

-

-

-

SOLAR PAN23

22.9

-

-

-

-

-

6.4.2. CASO 02: Operación Normal con el Proyecto

BARRA

kV

ESTIAJE MAXIMA DEMANDA 2013 Trifasico Bifasico

Monofasico

Ik''A (kA)

Ik''B (kA)

Ik''C (kA)

3xIo (kA)

3xIo (kA)

MONT220

220

8.77

8.70

9.03

9.33

8.94

MON138

138

9.93

10.95

11.22

14.10

11.56

BOTI138

138

6.86

6.41

6.33

4.78

5.59

PUSHB138

138

6.15

6.08

6.10

6.00

6.03

TOQEP138

138

6.58

6.82

7.03

7.96

7.15

MILLS138

138

6.62

6.90

7.14

8.18

7.27

QHON138

138

3.89

3.77

3.74

3.37

3.60

SPCC138

138

3.75

5.36

5.49

8.69

5.22

DER. TEMPORAL

138

3.26

3.52

3.71

4.53

3.78

SOLAR PAN138

138

3.22

3.48

3.70

4.54

3.75

SOLAR PAN23

22.9

6.44

6.44

6.59

6.75

6.58


21


Debido a que le central solar no es una maquina síncrona, no contribuyente a las corrientes de falla (para falas entre fases), sin embargo se aprecia un incremento en las corrientes para las fallas que involucran un defecto a tierra, esto es debido a la configuración estrella aterrado del transformador de potencia en 138kV y 22.9kV. Los resultados de las simulaciones se muestran en el Anexo D. 6.5

Verificación de la capacidad de los transformadores de corriente e interruptores de potencia Del análisis desarrollado para todos los transformadores de corriente de las nuevas instalaciones de la nueva S.E. C. SOLAR PANAMERICANA, se concluye que el equipamiento instalado es aceptable para los niveles de falla calculados. A continuación se muestra el cuadro resumen para los equipos principales: UBICACIÓN

TENSION (KV)

C.T.

CLASE

I saturación (A)

I falla (A)

OBS.

138

600 /1

5P20

12000

3780

NO SE SATURA

LLEGADA DERIVACION TEMPORAL S.E. C SOLAR TRANSFORMADOR PANAMERICANA 36MVA, 138/22.9/10KV

138

400 /1

5P20

8000

3780

NO SE SATURA

22.9

1200 /1

5P20

24000

6590

NO SE SATURA

CEDAS DE SALIDA 22.9KV

22.9

300/1

5P20

6000

6590

SE SATURA

El interruptor de potencia en 138kV de la derivación temporal posee capacidad de ruptura de 40kA , el cual se considera adecuado según las corrientes de falla calculadas. El interruptor de potencia en 138kV de la S.E. Central Panamericana Solar posee una capacidad de ruptura de 31.5kA , el cual se considera adecuado según las corrientes de falla calculadas. El interruptor de potencia en 22.9kV de la S.E. Central Panamericana Solar y de las celdas de salida poseen una capacidad de ruptura de 25kA , el cual se considera adecuado según las corrientes de falla calculadas. Los CTs de las salidas de 22.9kV se saturan ante fallas francas producidas en barras, por lo que para este nivel de falla el despeje será instantáneo.


22


7.

CRITERIOS PARA LA DETERMINACIÓN DE AJUSTES 7.1.

Protección de Distancia Para la determinación de los ajustes de los relés de distancia se tendrá en cuenta los siguientes criterios.

Diagrama unifilar típico para ajustar las zonas de la protección de distancia

Ajuste de la Zona 1 El alcance de la zona 1 normalmente se ajusta entre un 80 o 90% de la impedancia de la línea, para evitar operaciones innecesarias cuando se presente una falla más allá de la barra remota. La primera zona de la protección de distancia es normalmente de operación instantánea y tiene por finalidad proveer un despeje rápido de fallas que ocurran a lo largo de la línea.

Z1 = K x Z Línea

;

t z1 = 0 ms.

Donde: K = Constante


23


Ajuste de la zona 2 El objetivo de esta zona es proteger completamente la línea y actuar como zona de respaldo ante la no operación de la zona 1 de la línea ubicada en la subestación remota. Como valor mínimo de ajuste se escoge el 120% de la impedancia de la línea a proteger. Z2 = 120% Z LINEA ;

t Z2 = [200 – 500] ms

El ajuste de la Zona 2, se puede seleccionar por encima del 120% de la impedancia de la línea cuando se justifique, cumpliendo los siguientes criterios: -

No debe sobre alcanzar la Zona 1 de la línea adyacente de menor impedancia, se puede asumir un valor máximo de 50% de la línea adyacente más corta.

-

Si la línea termina en un transformador la Zona 2 puede cubrir hasta el 50% de la impedancia del transformador.

Ajuste de la Zona 3 (Adelante) La Zona 3 se aplica como un respaldo remoto no selectivo para subestaciones adyacentes del mismo nivel de tensión, pero no deberá detectar fallas a otros niveles de tensión. El criterio recomendado para el ajuste de la Zona 3 es la impedancia de la línea a proteger más el valor de la impedancia de la línea adyacente con mayor impedancia, multiplicada con un factor de 120%. Z3 = 120% (Z LINEA + Z LINEA ADYACENTE ) Pero se restringe hasta el 80% de la impedancia del transformador de potencia adyacente (o transformadores si existen varios en paralelo). Nunca se considera efecto INFEED para estas zonas ya que habría que extenderla hasta otros niveles de tensión; también se ignoran los traslapos por tratarse de un respaldo remoto.


24


El temporizador de la Zona 3 se deberá ajustar en 800 ms o más como respaldo remoto. Ajuste de la Zona 4 (Reversa) La Zona 4 (reversa) se emplea como un respaldo a la protección de barras y se ajusta a la menor impedancia de los siguientes valores: 20% de impedancia de la línea reversa más corta 20% del mayor transformador de la sub-estación local. La temporización de Zona 4 (reversa) se ajustará a 1500 ms con el fin de actuar como respaldo para fallas en barra. Otro ajuste de la Zona 4 (reversa) puede ser requerido como entrada para algunas lógicas adicionales que traen los relés multifuncionales tales como: Lógica de terminal débil, ECO y Bloqueo por Inversión de corriente (solo valida en esquema POTT). 7.2.

Protección de Sobrecorriente Sobrecorriente de fases (50/51 y 67). 

El valor de arranque de los relés de sobrecorriente entre fases se calcula como: a) Arranque (I>) = 120% - 150% In (In: Corriente Nominal).



La curva característica de operación podrá definirse de acuerdo a las normas IEC, ANSI, IEEE u OTRA de acuerdo al fabricante del relé y se elegirá según la necesidad de coordinamiento con el resto de relés.



La curva característica de operación seleccionada debe considerar lo siguiente: 

No operar cuando se conecten cargas (Corriente Inrush).  Deben proteger a los equipos (Transformadores y Líneas) de sus límites de sobrecarga térmica y dinámica. 


La curva de daño térmico y dinámico de cada transformador de potencia se determinan según norma ANSI/IEEEC57, 91- 1981.

25




La corriente INRUSH de transformadores de potencia se determinara: –

Transformadores <2MVA; Inrush = 8xIN.

–

Transformadores >2MVA; Inrush=10-12xIN.

Con un tiempo de duración menor a 100mseg, según estándar: IEEE Std242 “ IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and comercial Power System”. 

El intervalo de tiempo de aproximadamente de 200mseg.

coordinamiento

entre

relés

es



La determinación del ajuste final dependerá de las corrientes de cortocircuito, la forma de la red y tipo de equipo a proteger (Línea, Transformador, Motor, Banco de Capacitores, Reactores, Generador).



Para este sistema eléctrico es necesario aplicar la direccionalidad, debido a la existencia de generación local.

Sobrecorriente a tierra (50N/51N y 67N) 

El valor de arranque de los relés de sobrecorriente a tierra se calculara como: a) Arranque (Io>) = 20% In (In: Corriente Nominal).



La protección de sobrecorriente direccional a tierra (67N) es similar a la de sobrecorriente no direccional; con la única diferencia que se debe especificar la dirección del flujo de corriente de secuencia cero (3xIo) para la que se aplique la protección. Para su evaluación el relé requiere una referencia o polarización que puede ser la tensión homopolar (3xVo). Con la finalidad de discriminar la correcta dirección se debe ajustar el ángulo de máxima sensibilidad según el sistema de puesta a tierra, para nuestro caso el ajuste debe considerar el sistema: “ Estrella” en 138kV.



Las curvas de operación de sobrecorriente están especificadas en el manual dé cada relé según la marca, los cuales corresponden a un estándar que puede ser: IEC, IEEE, ANSI, IAC, entre otros particulares.


26


7.3. Protección Diferencial del Transformador (87T) Esta protección compara corrientes del lado primario y secundario del transformador de potencia (Comparación por fase), las cuales dejan de ser iguales cuando existen fallas internas que derivan corrientes por caminos no previstos. El campo de actuación del diferencial está limitado por los transformadores de corriente que alimentan al relé. Para calcular los ajustes se debe tener en cuenta lo siguiente:

- Potencia máxima del transformador con ventilación forzada. - Grupo de conexión, para determinar la compensación por fase. En relés antiguos esto se realizaba a través de transformadores auxiliares. En los relés de última generación es parte de la configuración para lo cual es suficiente ingresar el grupo de conexión.

- Relación de transformación del transformador de potencia y de los transformadores de corrientes, para determinar la compensación de amplitud. En relés antiguos se hacía con transformadores auxiliares, en relés de última generación es parte del ajuste.

- Los relés de última generación disponen de filtros de segunda armónica para evitar actuaciones del relé ante energizaciones del transformador de potencia. También disponen de filtros de quinta armónica los cuales se producen como consecuencia de la sobre excitación.

- Uno de los parámetros más importantes a ser ajustados es, la corriente diferencial (Idiff>) el cual se determinara a partir de la diferencia entre valores de corriente presente en los secundarios de los transformadores de corrientes en ambos lados del transformador de potencia.

- Otro de los parámetros a ser ajustados es la pendiente de estabilización la cual compensa los errores insertados al relé por los transformadores de corriente y el cambiador automático de taps.


27


7.4 Criterios Para la Determinación de Ajustes de Máxima y Mínima Tensión La función de sobretensión protegerá a todos los equipos sometidos a tensiones elevadas, evitando deterioros y probable pérdida de aislamiento. Es necesario indicar que las sobretensiones se clasifican: Sobretensiones de origen atmosféricas (No pueden ser controladas por los relés , ya que estas son de muy corta duración “useg”). Sobretensiones temporales o de frecuencia industrial (Si pueden ser controladas por los relés). Sobretensiones de maniobra (No pueden ser controladas por los relés, ya que estas son de muy corta duración “useg”).

Para la determinación de los ajustes se considera las recomendaciones del “CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACION DE LOS SISTEMAS DE PROTECCION DEL

SEIN – COES”.



La primera etapa de disparo por sobretensión debe ajustarse en el rango: U> tU>



: :

1.15 – 1.2 pu 1 – 30 segundos.

La segunda etapa de disparo por sobretensión debe ajustarse en el rango: U>> tU>>

: :

1.2 – 1.3 pu 0.1 – 10 segundos.

La función de sub-tensión se ajusta con la finalidad de no entrar en condiciones de servicio inadmisibles (aumento de carga).


28


8.

CALCULOS DE AJUSTES PARA RELE DE DISTANCIA Actualmente la línea L-1385 (S.E. ILO3 – MILL SITE), tiene tres derivaciones en su recorrido (Derivación ILO Refinería, Derivación ILO Electrosur y Derivación Quebrada Honda). Con la entrada del nuevo proyecto en configuración temporal, se agregará otra derivación en el tramo de ILO Electrusur - Quebrada Honda, tal como se muestra en el siguiente grafico:

L=9.78km

L=4.55km

L=36.26km

L=26.2km

L=28.04km

IN-TEMP

ILO REFINERIA

S.E. ILO ELECTROSUR

Q. HONDA

S.E. MILL SITE 138kV

S.E. ILO 1 - 138kV

S.E. CENTRAL SOLAR PANAMERICANA

Con esto, cada tramo del recorrido de la línea L-1385 tendrá los siguientes parámetros

TRAMO DE LINEA

PARAMETROS L(km)

R1(Ohm) X1(Ohm)

R0(Ohm)

X0(Ohm)

S.E. ILO 1 - DERIV. ILO REFINERIA

9.78

1.31

5.05

2.93

15.92

DERIV. ILO REFINERIA - DERIV. ILO ELECTROSUR

4.55

0.61

2.23

1.82

7.05

DERIV. ILO ELECTROSUR - DERIV. CENTRAL SOLAR

36.26

4.43

17.77

13.29

53.33

DERIV. CENTRAL SOLAR - DERIV. Q HONDA

26.20

3.20

12.84

9.60

38.53

DERIV. Q HONDA - S.E. MILL SITE

28.04

3.76

13.78

11.29

41.34


29


Considerando todos los tramos de la línea L-1385 tenemos: PARAMETROS

LINEA S.E. ILO 1-MILL SITE (L-1385)

L(km)

R1(Ohm)

X1(Ohm)

Z1

R0(Ohm)

X0(Ohm)

Z0

104.83

13.31

51.68

53.37 <75.6°

38.94

156.17

160.95 <76°

Para la protección de esta línea, actualmente se cuenta con un sistema de protección de distancia en ambos extremos de la línea (S.E. ILO1 y S.E. MILL SITE), la cual considera en sus ajustes de Zonas, la protección de la totalidad de la línea sin considerar las derivaciones. Para la protección de la línea, se cuenta con dos relés en cada extremo de la línea; un relé principal SEL 421 y en relé de respaldo SEL 311A. 8.1.

S.E ILO 1

8.1.1

L.T. ILO 1 – MILL SITE 138 kV (L-1385) Esta línea cuenta con un (01) relé de distancia con las siguientes características: Marca

:

SEL

Modelo

:

421, 311A

CT

:

600/5A

PT

:

138 3

Kz

:

/

0.115

kV

3

10

A continuación se detalla los cálculos justificativos para el ajuste del relé. A. Parámetros Generales La línea de Transmisión ILO1 – MILL SITE (L-1385) tiene los siguientes parámetros:



PARAMETROS L(km)

R1(Ohm)

X1(Ohm)

Z1

R0(Ohm)

X0(Ohm)

Z0

104.83

13.31

51.68

53.37 <75.6°

38.94

156.17

160.95 <76°

30


Ajustes actuales del relé de distancia SEL-421 Ohmios secundarios. Ajustes Dirección ZnP (Ω)

ZnPD (Cy) ZnMG (Ω)

ZnGD (Cy)

Zona 1 Forward 4.34 0 4.34 0

Zona 2 Forward 7.42 21 7.42 21

Zona 3 OFF OFF OFF OFF OFF

Zona 4 Forward 8.5 48 8.5 48

Ajustes actuales del relé de distancia SEL-421 Ohmios primarios. Ajustes Dirección ZnP (Ω)


ZnGD (Cy)

Zona 1 Forward 43.4 0 43.4 0

Zona 2 Forward 74.2 21 74.2 21


Zona 4 Forward 85 48 85 48

Factor de Compensación Homopolar : Con los parámetros de la línea se calculan los factores de Ko de compensación homopolar. KMAG = 0.67 KANG = 0.67 º Nota: El factor de compensación homopolar del relé está definido como: Ko

=

Z0 - Z1 3xZ1

B. Protección de Distancia Impedancia Zona 1 El alcance reactivo propuesto para fases y tierra de esta zona cubre aproximadamente hasta el 80% de la reactancia de la línea L-1385. El relé de distancia esta ajustado con una característica tipo Mho para las protecciones de fases y para tierra. La temporización de esta zona esta ajustada en 0 ciclos (instantánea). Z1PD = 0 Cy. Z1GD = 0 Cy. M04-AE-021-OT-012112 VERSION A

31


Impedancia Zona 2 El alcance reactivo propuesto para fases y tierra de esta zona cubre aproximadamente hasta el 139% de la reactancia de la línea L-1385. El relé de distancia esta ajustado con una característica tipo Mho para las protecciones de fases y para tierra. La temporización de esta zona esta ajustada en 21 ciclos (350 ms). Z2PD = 21 Cy. Z2GD = 21 Cy. Impedancia Zona 3: La Zona 3 no se encuentra habilitada. Impedancia Zona 4 El alcance reactivo propuesto para fases y tierra de esta zona cubre aproximadamente hasta el 159% de la reactancia de la línea L-1385. El relé de distancia esta ajustado con una característica tipo Mho para las protecciones de fases y para tierra. La temporización de esta zona esta ajustada en 48 ciclos (800 ms). Z2PD = 48 Cy. Z2GD = 48 Cy. 8.2.

S.E MILL SITE

8.2.1

L.T. ILO 1 – MILL SITE 138 kV (L-1385) Esta línea cuenta con un (01) relé de distancia con las siguientes características: Marca

:

SEL

Modelo

:

421, 311A

CT

:

500/5A

PT

:

138 3

Kz


:

/

0.115

kV

3

12

32


A continuación se detalla los cálculos justificativos para el ajuste del relé. C. Parámetros Generales La línea de Transmisión ILO1 – MILL SITE (L-1385) tiene los siguientes parámetros: PARAMETROS


L(km)

R1(Ohm)

X1(Ohm)

Z1

R0(Ohm)

X0(Ohm)

Z0

104.83

13.31

51.68

53.37 <75.6°

38.94

156.17

160.95 <76°

Ajustes actuales del relé de distancia SEL-421 Ohmios secundarios. Ajustes Dirección ZnP (Ω)


ZnGD (Cy)

Zona 1 Forward 3.19 0 3.19 0

Zona 2 Forward 6.83 21 6.83 21


Zona 4 Forward 8.94 48 8.94 48

Ajustes actuales del relé de distancia SEL-421 Ohmios primarios. Ajustes Dirección ZnP (Ω)


ZnGD (Cy)

Zona 1 Forward 38.28 0 38.28 0

Zona 2 Forward 81.96 21 81.96 21


Zona 4 Forward 107.28 48 107.28 48

Factor de Compensación Homopolar : Con los parámetros de la línea se calculan los factores de Ko de compensación homopolar. KMAG = 0.67 KANG = 0.67 º Nota: El factor de compensación homopolar del relé está definido como:

Ko


=

Z0 - Z1 3xZ1

33


D. Protección de Distancia Impedancia Zona 1 El alcance reactivo propuesto para fases y tierra de esta zona cubre aproximadamente hasta el 71.7 % de la reactancia de la línea L-1385. El relé de distancia esta ajustado con una característica tipo Mho para las protecciones de fases y para tierra. La temporización de esta zona esta ajustada en 0 ciclos (instantánea). Z1PD = 0 Cy. Z1GD = 0 Cy. Impedancia Zona 2 El alcance reactivo propuesto para fases y tierra de esta zona cubre aproximadamente hasta el 152% de la reactancia de la línea L-1385. El relé de distancia esta ajustado con una característica tipo Mho para las protecciones de fases y para tierra. La temporización de esta zona esta ajustada en 21 ciclos (350 ms). Z2PD = 21 Cy. Z2GD = 21 Cy. Impedancia Zona 3 La Zona 3 no se encuentra habilitada. Impedancia Zona 4 El alcance reactivo propuesto para fases y tierra de esta zona cubre aproximadamente hasta el 200% de la reactancia de la línea L-1385. El relé de distancia esta ajustado con una característica tipo Mho para las protecciones de fases y para tierra. La temporización de esta zona esta ajustada en 48 ciclos (800 ms). Z2PD = 48 Cy. Z2GD = 48 Cy. M04-AE-021-OT-012112 VERSION A

34


8.3.

DISCUSIÓN DE LA PROTECCIÓN DE LA LÍNEA L-1385

La topología actual de la línea ILO1-MILL SITE, presenta derivaciones en su recorrido (Ver Ítem 8), sin embargo en ninguna de estas derivaciones se cuenta con interruptores por lo que los relés de distancia cubrirán toda la línea sin discriminar las fallas que se produzcan en las derivaciones existentes. Esta filosofía de protección se mantendrá para la nueva derivación temporal de la S.E. Central solar panamericana. La protección de impedancia proporcionada por los relés de distancia presenta un comportamiento adecuado para fallas entre fases Respecto a la protección de fallas a tierra, la característica ajustada en los relés de distancia no brinda un comportamiento adecuado cuando las fallas son cercanas a los extremos de la línea; esto debido a la presencia de las derivaciones presentes en la línea que cuentan con transformadores estrella aterrado en el lado de 138kV, los cuales se compartan como fuentes intermedias aportadoras de corrientes de falla homopolar. Para cubrir las fallas a tierra en toda la línea se emplea la función sobrecorriente a tierra direccional con esquema de comparación direccional (67NCD), cuyo arranque está ajustado al 10% de CT de la línea, y otra función de Sobrecorriente a tierra direccional (67N) de tiempo inverso, el cual actuará como protección de respaldo, que serán coordinados en tiempos de operación con el relé de lado de 138kV de la S.E. Central solar Panamericana. .

. . .

Fallas en las nuevas instalaciones de la S.E. Central Solar Panamericana .

. . . .

. . .

. . . .

. . . .

Las fallas que se pudieran producir entre la derivación temporal y el trasformador de la S.E. Solar Panamericana, serán despejadas en primera instancia por la protección diferencial (87T), y al mismo tiempo serán vistas por los relés de distancia de las subestaciones ILO 1 y MILL SITE. _

_

_

.

. . .

.

. . . .

. . .

-

. . . .

.

. . . .

. . . . .

. . . .

. . . .

. . . . -

_ 2 r t

Distance: 0.00 % 299.16 MVA 3.755 kA 8.448 kA

Lne Deriv - Panamericana Solar

132.526 1.663 0.000

3 1 1.439 3 0 3 0.605 3 5 0 6 . 9 83.749 5 . 0 . 3 . 3 2 0 1 79.065 102.821 2

56.432 1.291 -175.123 0.000 0.758

64.125 0.805 0.000 2.415

SOLAR PAN138 0.000 83.829 79.017 57.955 -175.220

0.000 0.000 0.000 0.000

5.530 5.610 8.790 0.000 0.000

0.000 0.000 0.000 0.000

QHON14

2.941 5.881 5.908 0.019 0.000 9.788 0.000 0.000 0.000

0.000 0.000 0.000 0.000 Tr3 ILO-ELS

0 0 0 0 0 0 0 0

9 . 2 2 O L I 1 8 1 0 0 8 1 4 0 0 3 . 0 1 . 0 . 4 . 0 . 9 9 0 0 1

Lod LT Pampa Inalambrica

64.125 0.805 0.000 2.415 -3

-5 0.000 0.000 0.000 0.000

0.000 C Solar Panam 0.000 0.000 0.000

3.533 0.044 0.000 0.133

ILOES138

SOLAR PAN23 0.000 0.000 0.000 0.000

0.000 0.000 0.000 0.000

. . . . .

34.438 80.557 79.283 14.370 -170.212

. . . . _

3.533 0.044 0.000 0.133

102.877 1.291 0.000 0.760

0.000 0.000 0.000 0.000

. . . . .

ILO10

. 0 . 0 . 0 . 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 . 0 . 0 . 0 . 0 0 0 0

0.664 14.207 13.314 11.610 -175.220

0.000 0.000 0.000 0.000

. . . .

R . . . .

M04-AE-021-OT-012112 VERSION A . . . . . . . .

. . . . .

-

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

.

35

. . . .

.

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .


A) Falla cercana al punto de derivación hacia la nueva S.E. Central Solar Panamericana. Falla Entre Fase (0 Ohm) [pri.Ohm]

84.0 78.0 72.0 66.0 60.0 54.0 48.0 42.0 36.0 30.0

SEL421(R0601)_ILO1 Zl A 25.854 pri.Ohm 75.78° Zl B 25.854 pri.Ohm 75.78° Zl C 25.854 pri.Ohm 75.78° Z A 25.854 pri.Ohm 75.78° Z B 25.854 pri.Ohm 75.78° Z C 25.854 pri.Ohm 75.78° Z A 25.854 pri.Ohm 75.78° Z B 25.854 pri.Ohm 75.78° Z C 25.854 pri.Ohm 75.78° Fault Type: ABC (50PP St arting) Fault Type: AB C (50G/50L) Tripping Time: 0.015 s

24.0 18.0 12.0 6.00

-60.0 -54.0 -48.0 -42.0 -36.0 -30.0 -24.0 -18.0 -12.0 -6.00

6.00 12.0 18.0 24.0 30.0 36.0 42.0 48.0 54.0 60.0 66.0 72.0 78.0

[pri.Ohm]

-6.00 SPCC138\Cub_1\SEL421(R0601)_ILO1

Caracteristicas de Impedancia Fallas Entre Fases y Fallas Fase - Tierra

ILO 1 S.E. ILO 1 (138kV)

Date: 7/15/2012 Annex:

[pri.Ohm]

98.0 91.0 84.0 77.0 70.0 63.0 56.0 49.0 42.0 35.0 28.0 21.0 14.0 7.00

-70.0 -63.0 -56.0 -49.0 -42.0 -35.0 -28.0 -21.0 -14.0 -7.00 -7.00

SEL421(R0704)_M SITE Zl A 27.524 pri.Ohm 75.34° Zl B 27.524 pri.Ohm 75.34° Zl C 27.524 pri.Ohm 75.34° Z A 27.524 pri.Ohm 75.34° Z B 27.524 pri.Ohm 75.34° Z C 27.524 pri.Ohm 75.34° Z A 27.524 pri.Ohm 75.34° Z B 27.524 pri.Ohm 75.34° Z C 27.524 pri.Ohm 75.34° Fault Type: ABC (50PP St arting) Fault Type: ABC (50G/50L) 7.00 14.0 21.0 28.0 35.0 42.0 49.0 56.0 63.0 70.0 77.0 84.0 91.0 Tripping Time: 0.015 s

[pri.Ohm]

MILLS138\Cub_4\SEL421(R0704)_M SITE

Caract eristi cas de Impedancia Fallas Entre Fases y Fallas Fase - Tierra


MILL SITE S.E. MILL SITE (138kV)


36


Falla Monofásica a Tierra (0 Ohm) [pri.Ohm]

84.0 78.0 72.0 66.0 60.0 54.0 48.0 42.0 36.0 30.0

SEL421(R0601)_ILO1 Zl A 64.875 pri.Ohm 128.49° Zl B 62892.584 pri.Ohm 134.59° Zl C 66.769 pri.Ohm 33.72° Z A 29.176 pri.Ohm 75.78° Z B 697.05 pri.Ohm -115.27° Z C 695.056 pri.Ohm 100.63° Z A 29.176 pri.Ohm 75.78° Z B 697.05 pri.Ohm -115.27° Z C 695.056 pri.Ohm 100.63° Fault Type: CA (50PP Starting) Fault Type: AB C (50G/50L) Tripping Time: 0.015 s

24.0 18.0 12.0 6.00

-60.0 -54.0 -48.0 -42.0 -36.0 -30.0 -24.0 -18.0 -12.0 -6.00

6.00 12.0 18.0 24.0 30.0 36.0 42.0 48.0 54.0 60.0 66.0 72.0 78.0

[pri.Ohm]

-6.00 SPCC138\Cub_1\SEL421(R0601)_ILO1




[pri.Ohm]

98.0 91.0 84.0 77.0 70.0 63.0 56.0 49.0 42.0 35.0 28.0 21.0 14.0 7.00

-70.0 -63.0 -56.0 -49.0 -42.0 -35.0 -28.0 -21.0 -14.0 -7.00 -7.00

SEL421(R0704)_M SITE Zl A 53.02 pri.Ohm 118.56° Zl B 62865.145 pri.Ohm -45.37° Zl C 53.871 pri.Ohm 38.26° Z A 27.492 pri.Ohm 75.2° Z B 635.192 pri.Ohm -174.06° Z C 631.767 pri.Ohm 50.87° Z A 27.492 pri.Ohm 75.2° Z B 635.192 pri.Ohm -174.06° Z C 631.767 pri.Ohm 50.87° Fault Type: CA (50PP Starting) Fault Type: ABC (50G/50L) 7.00 14.0 21.0 28.0 35.0 42.0 49.0 56.0 63.0 70.0 77.0 84.0 91.0 Tripping Time: 0.015 s

[pri.Ohm]

MILLS138\Cub_4\SEL421(R0704)_M SITE





37


B) Falla en cercana a barras de 138kV de la S.E. Central solar Panamericana Falla Entre Fase (0 Ohm) [pri.Ohm]

84.0 78.0 72.0 66.0 60.0 54.0 48.0 42.0 36.0 30.0

SEL421(R0601)_ILO1 Zl A 26.742 pri.Ohm 75.76° Zl B 26.742 pri.Ohm 75.76° Zl C 26.742 pri.Ohm 75.76° Z A 26.742 pri.Ohm 75.76° Z B 26.742 pri.Ohm 75.76° Z C 26.742 pri.Ohm 75.76° Z A 26.742 pri.Ohm 75.76° Z B 26.742 pri.Ohm 75.76° Z C 26.742 pri.Ohm 75.76° Fault Type: ABC (50PP Starting) Fault Type: AB C (50G/50L) Tripping Time: 0.015 s

24.0 18.0 12.0 6.00

-60.0 -54.0 -48.0 -42.0 -36.0 -30.0 -24.0 -18.0 -12.0 -6.00

6.00 12.0 18.0 24.0 30.0 36.0 42.0 48.0 54.0 60.0 66.0 72.0 78.0

[pri.Ohm]

-6.00 SPCC138\Cub_1\SEL421(R0601)_ILO1




[pri.Ohm]

98.0 91.0 84.0 77.0 70.0 63.0 56.0 49.0 42.0 35.0

SEL421(R0704)_M SITE Zl A 28.156 pri.Ohm 75.27° Zl B 28.156 pri.Ohm 75.27° Zl C 28.156 pri.Ohm 75.27° Z A 28.156 pri.Ohm 75.27° Z B 28.156 pri.Ohm 75.27° Z C 28.156 pri.Ohm 75.27° Z A 28.156 pri.Ohm 75.27° Z B 28.156 pri.Ohm 75.27° Z C 28.156 pri.Ohm 75.27° Fault Type: ABC (50PP Starting) Fault Type: AB C (50G/50L) Tripping Time: 0.015 s

28.0 21.0 14.0 7.00

-70.0 -63.0 -56.0 -49.0 -42.0 -35.0 -28.0 -21.0 -14.0 -7.00

7.00 14.0 21.0 28.0 35.0 42.0 49.0 56.0 63.0 70.0 77.0 84.0 91.0

[pri.Ohm]

-7.00 MILLS138\Cub_4\SEL421(R0704)_M SITE





38


Falla Monofásica a Tierra (5 Ohm) [pri.Ohm]

84.0 78.0 72.0 66.0 60.0 54.0 48.0 42.0 36.0 30.0

SEL421(R0601)_ILO1 Zl A 66.363 pri.Ohm 110.25° Zl B 66943.478 pri.Ohm 123.16° Zl C 79.229 pri.Ohm 20.5° Z A 34.571 pri.Ohm 55.63° Z B 691.592 pri.Ohm -140.35° Z C 755.273 pri.Ohm 77.97° Z A 34.571 pri.Ohm 55.63° Z B 691.592 pri.Ohm -140.35° Z C 755.273 pri.Ohm 77.97° Fault Type: CA (50PP Starting) Fault Type: AB C (50G/50L) Tripping Time: 0.015 s

24.0 18.0 12.0 6.00

-60.0 -54.0 -48.0 -42.0 -36.0 -30.0 -24.0 -18.0 -12.0 -6.00

6.00 12.0 18.0 24.0 30.0 36.0 42.0 48.0 54.0 60.0 66.0 72.0 78.0

[pri.Ohm]

-6.00 SPCC138\Cub_1\SEL421(R0601)_ILO1




[pri.Ohm]

98.0 91.0 84.0 77.0 70.0 63.0 56.0 49.0 42.0 35.0

SEL421(R0704)_M SITE Zl A 55.557 pri.Ohm 103.07° Zl B 66907.514 pri.Ohm -56.8° Zl C 61.055 pri.Ohm 25.27° Z A 31.248 pri.Ohm 58.6° Z B 556.071 pri.Ohm 167.88° Z C 580.174 pri.Ohm 34.09° Z A 31.248 pri.Ohm 58.6° Z B 556.071 pri.Ohm 167.88° Z C 580.174 pri.Ohm 34.09° Fault Type: CA (50PP Starting) Fault Type: AB C (50G/50L) Tripping Time: 0.015 s

28.0 21.0 14.0 7.00

-70.0 -63.0 -56.0 -49.0 -42.0 -35.0 -28.0 -21.0 -14.0 -7.00

7.00 14.0 21.0 28.0 35.0 42.0 49.0 56.0 63.0 70.0 77.0 84.0 91.0

[pri.Ohm]

-7.00 MILLS138\Cub_4\SEL421(R0704)_M SITE





39


9.

CALCULO DE LOS AJUSTES PARA LA FUNCIÓN DE SOBRECORRIENTE Para efectuar el coordinamiento de sobre corriente de tierra, se ha tomado como referencia los ajustes de los relés de las subestaciones existentes ILO1 y MILL SITE. 9.1. Ajustes actuales de la S.E. ILO1: L.T. 138 kV (L-1385) En el relé principal SEL 421 y respaldo SEL 311A se ajusta la función distancia (21). Como respaldo tiene ajustadas funciones de sobre corriente a tierra direccional. CT

: 600/5A

PT

: 138 / 0.115 Kv 3

3

RELE SEL 421 (R0601) VARIABLE AJUSTE 50G1P 0.5 A 67G1D 0 67G1TC 32GF 51S1O 3I0L 51S1P 0.5 A 51S1C U4 51S1TD 3.0 51S1TC 32GF

RELE SEL 311A (R0602) VARIABLE AJUSTE 50G1P 0.5 A 67G1D 9.0 51GP 0.5 A 51GC U4 51GTD 3.00 ORDER IV -

9.2. Ajustes actuales de la S.E. MILL SITE: L.T. 138 kV (L-1385) En el relé principal SEL 421 y respaldo SEL 311A se ajusta la función distancia (21). Como respaldo tiene ajustadas funciones de sobre corriente a t ierra direccional. CT

: 500/5A

PT

: 138 / 0.115 kV 3

3

RELE SEL 421 (R0704) VARIABLE AJUSTE 51S1O 3I0L 51S1P 0.5 A 51S1C U4 51S1TD 3 51S1TC 32GF


RELE SEL 311A (R0705) VARIABLE AJUSTE 50G1P 1.0 A 67G1D 9.0 51GP 0.5 A 51GC U4 51GTD 3.00 ORDER IV

40


9.3. S.E. C SOLAR PANAMERICANA 36MVA, 138/22.9/10 kV A) Relé SEL 387E El arranque para el relé en 138kV se determina de acuerdo a su capacidad nominal de 36MVA, el cual representa 150 amperios en 138kV. I> =120%x150A =180 Amp Io> =20%x150A = 30 Amp

→ I> = 180 Amp → Io> = 40 Amp (10% del CT)

El arranque para el relé en 22.9kV se determina de acuerdo a su capacidad nominal de 36MVA, el cual representa 907 amperios en 22.9kV. I> =120%x907A =1088 Amp Io> =10%x907A = 90.7 Amp

→ I> = 1080 Amp → Io> = 1 20 Amp (10% del CT)

B) Relé SIEMENS 7SJ80 (Salida Principal 22.9kV) Este relé tendrá los mismo ajustes que el relé SEL 387E en el lado de 22.9kV, y actuará como protección redundante. I> =120%x907A =1088 Amp Io> =10%x907A = 90.7 Amp

→ I> = 1080 Amp → Io> = 120 Amp (10% del CT)

C) Relés SIEMENS 7SJ80 (Salidas hacia los grupos generadores 22.9kV) Los ajustes de los relés de salida se determinan de acuerdo la capacidad total de los 04 transformadores de 1.25MVA, el cual representa 4 x 31.5 amperios en 22.9kV I> = (1.10)x4x31.5A =138 Amp → I> = 138 Amp Io> =20%x150A = 6.3 Amp → Io> = 30 Amp (10% del CT) Se considerado ajustes mínimos para fallas a tierra ya que por las características de las central solar, el transformador de la central solar no debe admitir niveles desbalance mayores en condiciones normales de operación. El tipo de curva, los diales y los umbrales instantáneos de los ajustes de sobre corriente han sido determinados de manera gráfica y de las fallas en distintas zonas del sistema eléctrico en estudio. En el Anexo F , se muestran las curvas de selectividad de Sobrecorriente de fases y tierra M04-AE-021-OT-012112 VERSION A

41


9.4. Ajustes Propuestos por Sobre corriente CIRCUITO

RELE

kV

CT

TRAFO LADO 138KV

SEL 387E

138

400/1

TRAFO LADO 22.9KV

SEL 387E

22.9

1200/1

SALIDA PRINCIPAL LADO 22.9KV

7SJ80

22.9

1200/1

CELDAS DE SALIDA GRUPOS 22.9KV

7SJ80

22.9

300/1

PARAMETROS

FASES

TIERRA

I> CURVA TMS/t I>> t>> I> CURVA TMS/t I>> t>> I>>> t>>> I> CURVA TMS/t I>> t>> I>>> t>>> I> CURVA TMS/t I>> t>>

180 A-pri U1 - Mod. Inverse 1.5 3000 A-pri 0 Seg. 1080 A-pri U1 - Mod. Inverse 0.7 1080 A-pri IEC Inverse 0.06 138 A-pri IEC Inverse 0.05 1500 A-pri 0 Seg.

40 A-pri U1 - Mod. Inverse 1.2 120 A-pri U1 - Mod. Inverse 1.0 504 A-pri 0.2 Seg. 1440 A-pri 0 Seg. 120 A-pri IEC Inverse 0.08 504 A-pri 0.2 Seg. 1440 A-pri 0 Seg. 30 A-pri D.T. 0.1 Seg. 450 A-pri 0 Seg.

Los ajustes propuestos se muestran en las curvas de selectividad (Ver Anexo F) y se detallan en las planillas de ajustes propuestos del Anexo G. 9.5. Discusión de la operación de los sistemas de protección. A) Fallas en la línea L-1385: Los extremos de la línea L-1385 no cuentan con protección de sobrecorriente de fases, debido a que las fallas entre fases en la línea, serán despejadas por los relés de distancia ubicados de ambos extremos de la línea. Para asegurar la operación de los relés ante fallas a tierra, con especial atención a las fallas con resistencia, se cuenta con un esquema de comparación direccional (67NCD), y como respaldo se tiene habilitados funciones de sobre corriente a tierra direccional.


42


B) Fallas en las instalaciones de nueva derivación temporal – Nivel de 138kV: Las fallas que se puedan generar en la zona comprendida entre la derivación temporal y el transformador de la S.E. C. Solar Panamericana, serán despejadas en primera instancia por la protección diferencial (SEL387E) y por los relés de distancia de la línea ILO1 – MILL SITE. Como respaldo se habilitará funciones de sobrecorriente de fases y tierra en relé diferencial SEL378E, para los devanados de 138kV y 22.9kV. Las funciones de sobrecorriente de fases han sido ajustadas a modo de cubrir la curva de daño térmico de los transformadores, y una etapa instantánea en el nivel de 138kV que asegure un despeje instantánea para las más severas (fallas trifásicas francas). El relé de sobrecorriente de lado de 138kV coordina con los relés de la salida principal en 22.9kv y las celdas de salida hacia los grupos de generación solar. .

T N E L I S g I

. .

1000 Transformer Damage Curve 36MVA Srat: 36.00 MVA uk: 10.67 % Ipeak: 12.00/0.10 s

[s]

A 6 . 0 2 7 7 1 = V k 8 3 1 x a m F 3 I

A 4 0 . 8 0 2 1 1 = V k 8 3 1 ) m h O 2 = R ( F 3 I

100

D

10 SEL387E_138_CS . . U1 - U.S. Moderately Inverse . . . 180.00 pri.A. _ 1.50 . . .

1 Lne Deriv- Panamericana Solar

2 0 0 6 . 2 0 9 2 . 0 . 6 3 0 7

449.65 1.881 0.000 320.22 1.340 0.000

769.62 3.220 7.245

. . 2.081 0.015 -6.171

.

I I

I . . - .

0.360 s 7

. . .

-

SOLAR PAN138

.

I

-

. . . . .

0 0 0 0 0 0 . 0 . 0 . 0 0 0

INRUSH

CSolar Panam

0.00 0.000 0.000

. . .

320.22 1.340 0.000

. . .

0.00 0.000 0.000

0.00 0.000 0.000

0.00 0.000 0.000

. . .

. . .

. . .

. . .

. .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. .

. .

.

7

. . . _

. . .

SEL387E_138_CS 2400.00 pri.A 0.00 s

I . . - .

. .

0.000 s

. 10000 Transformer Damage Curve 36MVA

. . .

.

. . - .

. . .

1000 SOLAR PAN138\Cub_3\SEL387E_138_CS . . .

-

I

SOLAR PAN23

. . - .

I

. . 7

-3

0.01 23.00 kV 100

.

7

0.00 0.000 0.000

0.1

0.00 0.000 0.000

. .

. . .

769.62 3.220 7.245

0.000 0.000 0.000

-

.

.

. .

. [pri.A]

100000

. . . . . .

Curvas de Selectividad

Fallas Entre Fases

. . .

. . .

OC_PH 138kV S.E. Central Solar Panamericana


7


44

T


C) Fallas en las instalaciones de nueva S.E. Central Solar Panamericana – 22.9kV: Las fallas que se puedan generar en barras de 22.9kV serán despejadas de selectiva por las funciones de sobre corriente ajustadas en los relés. Para el caso de las fallas monofásicas a tierra con resistencias menores a 10 ohmios, el relé principal de 22.9kV despejara de manera instantánea, ya que este tipo de falla genera aportes de corriente homopolar del sistema que pueden ser vistos por los relés de los extremos de la línea ILO1 – MILL SITE. g

Para fallas con resistencias mayores a 10 ohmios, el relé principal de 22.9kV despejará la falla de manera selectiva con el relé de 138kV y los relés de las celdas salidas. 7 . . .

1000

A 1 3 3 . 5 8 3 6 = V k 9 . 2 2 x a m F 3 I

Transformer Damage Curve 1.25MVA Srat: 1.25 MVA uk: 6.00 % Ipeak: 12.00/0.10 s

[s]

100

T N E L I S g I D

Transformer Damage Curve 36MVA Srat: 36.00 MVA uk: 10.67 % Ipeak: 12.00/0.10 s

FUSARC CF (63A) 63A. 10

. .

7SJ80_22.9_SALALIDAS IEC inverse 138.00 pri.A 0.05

.

. . . _

SEL387E_138_CS U1 - U.S. Moderately Inverse 180.00 pri.A 1.50

. . .

Lne Deriv- Panamericana Solar

1

7 4 0 3 . 6 0 4 0 . 0 . 5 1 0 2

148.62 0.622 0.000 10 . 0.7 3. 105.84 0.443 0.000

254.37 1.064 0.000

-

.

. 7

-

.7 . .

. . .

102.183 0.740 3.428

254.37 1.064 0.000

. . . -

-

. .

-3

. .

CSolarPanam

254.37 6.413 16.687

105.84 0.443 0.000 0.00 0.000 0.000

0.00 0.000 0.000

.7

. . .

. _

. . .

SOLAR PAN23 0.00 0.000 0.000

-

. . .

0 0 0 0 0 0 . 0 . 0 . 0 0 0

254.37 6.413 16.687

. . .

7SJ80_22.9_SALALIDAS 1500.00 pri.A . 7 . 0.00 . s . . . .

0.00 0.000 0.000

.

. . .

. . .

. .

.

. . .

. .

. 0.01 . . 23.00.. kV 10

. . .77

7 . . .

.

.

. .

.

. . .

. . .

. . .

. . .

.

. . .

SEL387E_138_CS 3000.00 pri.A 0.00 s

.

0.000 s

. 100.. . . . SOLAR PAN23\Cub_3\7SJ80_22.9_SALALIDAS . Transformer Damage Curve 36MVA . . Transformer Damage Curve 1.25MVA . .

. . .

.

. . .

SOLAR PAN138

0.1

7SJ80_22.9_PRINC IEC inverse 1080.00 pri.A 0.06 0.465 s SEL387E_22.9_CS U1 - U.S. Moderately Inverse 1080.00 pri.A 0.217 s 0.70

.

1000

. . .

. . .

10000 SOLAR PAN138\Cub_3\SEL387E_138_CS SOLAR PAN23\Cub_3\SEL387E_22.9_CS SOLAR PAN23\Cub_2\FUSARC CF (63A)

[pri.A]

100000

SOLAR PAN23\Cub_3\7SJ80_22.9_PRINC

Curvas de Selectividad de Sobrecorriente Fallas Entre Fases - Barras de 22.9kV

S.E. Central Solar Panamericana

OC_PH


Los transformadores de los grupos de generación de 1.25MVA cuentan como única protección un fusible de 63A tipo FURSAC CF.


45


10.

CALCULO DE AJUSTES PARA LA FUNCION DIFERENCIAL 10.1.

S.E. CENTRAL SOLAR PANAMERICANA El transformador de potencia de esta subestación está protegido por un relé diferencial marca SEL, modelo 387E. Datos del Transformador de Potencia Potencia Niveles de tensión Grupo de conexión T.C. (138kV) T.C. (22.9kV) a)

: : : : :

36 MVA (ONAN) 138±10x1%/22.9/10kV YNYn0d5. 400/1 A. 1200/1 A

Habilitación de Protección Diferencial (87T) Por tratarse de un transformador de dos devanados se habilita los siguientes Parámetros del Relé: E87W1 = Y1 (Enable Diferential Element) E87W2 = Y (Enable Diferential Element) E87W3 = N (Disable Diferential Element)

b)

Conexión de los Transformadores de Corriente (TC) Los TC serán de conexión:  

Dev. de Alta Tensión 138 kV: W1CT=Y (Verificar en campo) Dev. de Baja Tensión 22.9 kV: W2CT=Y (Verificar en campo)

La relación de los TC’s son los siguientes:  

c)

Dev. de Alta tensión 138 kV Dev. de Baja tensión 22.9 kV

: CTR1 = 400 : CTR2 = 1200

Máxima Capacidad del Transformador de Potencia La máxima capacidad del Transformador de Potencia es de 36MVA. MVA = 36


46


d)

Compensación de la Conexión de los TC`s: Debido al grupo de conexión del Transformador de Potencia (YNyn0) y al grupo de conexión de los TC’s, se procede a determinar las siguientes compensaciones: 

Ajustes para la compensación interna de la conexión de los TC`s: ICOM = Y



Compensación de las conexiones de los TC’s del devanado de alta

tensión 138 kV W1CTC = 12 (Elimina la componente de secuencia cero Io) 

Compensación de las conexiones de los TC’s del devanado de baja

tensión 22.9 kV W2CTC = 0 e)

Tensiones Nominales del Transformador de Potencia Las tensiones nominales del Transformador son (138±10x1%)/22.9 kV 

Devanado de Alta Tensión 138 kV (Terminal S – Verificar en Campo) VWDG1 = 138 kV



Devanado de Baja Tensión 22.9 kV (Terminal T – Verificar en Campo) VWDG2 = 22.9 kV

f)

Calculo del Factor TAP (TAP1 y TAP2) Este cálculo se obvia ya que el relé posee una función interna la cual define los valores tomando en cuenta el valor de la capacidad del transformador ingresado en el Parámetro “ MVA”. De no haberse efectuado lo anterior, MVA=OFF, el cálculo del TAP se calcula con la siguiente expresión para cada devanado del transformador:


47


TAPn

MVA x 1000 xC 3.VWDGn CTR . n

Dónde: n CTRn C C MVA VWDGn

= = = = = =

Número de devanado (AT: n=1, BT:n=2) Relación de Transformación de los TC`s. 1, si el TC Seleccionado es Estrella √3, si el TC Seleccionado es Delta.

Máxima Capacidad del Transformador (ONAF) Voltaje Línea – Línea, en kV

Calculando se obtiene: TAP 1 TAP 2

= =

0.3765 0.7563

Luego de calculado los taps se debe identificar el máximo y el mínimo, los cuales deben de cumplir la siguiente relación TAP MAX / TAPMIN ≤35. Por lo tanto: Los TAP calculados cumplen la relación. g)

Cálculo del Umbral Diferencial O87P De acuerdo a la sugerencia del fabricante se ajusta en 0.3. Este ajuste debe cumplir la siguiente condición:

O87 P MIN

0.1 xI N TAP MIN

Donde: O87 PMIN IN TAPMIN

: : :

O87 P

Umbral Mínimo de Ajustes Corriente Nominal de Protección Diferencial TAP Mínimo de los TAPn 0.1

0.265

0.3765

El ajuste del diferencial debe ser mayor a 0.265, para lo cual se elige 0.30 según recomienda el fabricante. O87P = 0.30 M04-AE-021-OT-012112 VERSION A

48


h)

Pendiente de Restricción (SLP1, SLP2) El relé SEL 387A dispone de dos pendientes de restricción para discriminar entre fallas internas y externas, las cuales serán ajustadas de la siguiente manera: 

La primera pendiente SLP1 de restricción del relé diferencial se determina por la siguiente expresión: SLP1 = %T+%Ect+%er+Ms Donde: SLP1 %T %Ect

: : :

%er

:

Ms

:

Pendiente de restricción Error variador de tomas 5% Máximo error de los TC’s para la clase de

exactitud especificada (10%). Máximo error de la relación de transformación del Transformador de potencia. Margen de seguridad (5%)

Calculando se obtiene: SLP1

:

5+10+5+5=25%

Entonces el ajuste debe ser: SLP1 

:

25%

La segunda pendiente SLP2 de restricción del relé diferencial se ajustara con la finalidad de incrementar la seguridad cuando las corrientes de cortocircuito externa sean altas, por lo que el error de los transformadores de corriente es alto: SLP2 = 50%

i)

Restricción de corriente – límite de la pendiente SLOP 1 Una vez definida las dos pendientes de restricción, definimos el punto de restricción de corriente que es el punto de quiebre donde termina la primera pendiente ( SLOPE 1 ) y donde empieza la segunda pendiente


49


( SLOPE 2 ), o donde ambos se intersecan; el valor recomendado para este ajuste es: IRS1 = 3.0 j)

Limite de Corriente de no Restricción U87P A partir de este valor de corriente de restricción la protección diferencial emitirá disparo. U87P = 10

k)

Bloqueo del 2do Armónico en porcentaje de la fundamental PCT2. Durante la energización del transformador de potencia se produce momentáneamente una corriente INRUSH, el cual se presenta solo en un lado de los devanados. Esta corriente podría provocar la mala actuación de la protección diferencial. La corriente INRUSH contiene más corriente de segundo armónico que corriente de falla por lo que el relé deberá bloquear el elemento de restricción diferencial porcentual si la relación de corriente 2do armónico entre la corriente fundamental supere al valor del ajuste. El PCT2 será : PCT2 = 15%

l)

Bloqueo de 4to Armónico en porcentaje de la fundamental PCT4. Lo mismo sucederá para el 4 to armónico con respecto al 2 do armónico, entonces habilitaremos la opción con ajuste de: PCT4 = 15%

m) Bloqueo de 5to Armónico en porcentaje de la fundamental PCT5. La sobre excitación del transformador causa armónicos de este orden pudiendo provocar la incorrecta actuación de la protección diferencial si ésta no es bloqueada, entonces habilitaremos la opción: PCT5 = 30% n)

Umbral de Alarma de 5to Armónico TH5P. Se usa esta opción para emitir alarma cuando se detecta corriente diferencial de 5 to armónico durante una energización.


50


No se habilita esta opción: TH5P = OFF o)

Bloqueo del Componente de la Corriente Directa (DC) Se habilita esta opción para bloquear la componente DC que se produce durante la energización: DCRB = Y

p)

Restricción de Armónicos Esta opción es más segura que los bloqueos de armónicos debido a que esta opción suma los valores de 2 do y 4to armónico y elevan las características del relé diferencial. HRSTR = Y

q)

Bloqueo Independiente de Armónicos Con esta opción se bloquea todos los elementos diferenciales si la magnitud de armónico de cualquier fase es mayor que el umbral de bloqueo. IHBL = N

Característica de operación de la protección diferencial – SEL387E


51


11.

RECOMENDACIONES Y CONCLUSIONES 12.1.

RECOMENDACIONES A. El cambiador de tomas del nuevo transformador de potencia de 36MVA de la S.E. Central Panamericana Solar, debe operar en modo automático, a fin de que en condiciones previas al ingreso de la central solar, tenga las condiciones óptimas de tensión para el acoplamiento de los módulos de la central solar ya que la sincronización de la central solar se realizará en el nivel de 300V (salida de los inversores). B. Se recomienda verificar la funcionalidad del esquema de comparación direccional (67N-CD), el cual garantice la correctamente operación de los relés de los extremos de la línea L-1385 (S/E ILO1 “SEL-421/311A” – S/E MILL SITE “SEL -421/311A”). C. En general se recomienda verificar la operatividad de todos los relés de protección del nuevo sistema eléctrico, y que estos se encuentren ajustados de acuerdo al estudio de coordinación de protecciones previo a su puesta en servicio.

12.2.

CONCLUSIONES FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO A. De acuerdo a las corrientes máximas de falla calculadas en el presente estudio se determina que ningún transformador de corriente del proyecto se satura, con el cual se verifica que el dimensionamiento de estos equipos es satisfactorio. B. De acuerdo al flujo de carga en operación normal ninguna línea de transmisión y/o transformador de potencia se sobrecarga y las tensiones en barra se mantienen dentro del ±5% de su tensión nominal, por lo que la puesta en servicio de la nueva central solar no presenta efectos negativos a la red existente, por el contrario la potencia activa que aporta a la red en los escenario de media demanda permite incrementar la cargabilidad y mejorar ligeramente los perfiles de tensión de las subestaciones cercanas.


52

SE Central Solar Panamericana 20ts-Estudio de Operatividad

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