Memoria de Calculo

(1)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

C:\Documents and Settings\RodrigC\Desktop\560-000-CS-E-009_2.doc

1 de 14

| PROYECTO N° C-560

MINERA CHINALCO PERÚ S.A.

TOROMOCHO PROJECT

Memoria de Cálculo Nº 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de los

Equipos de Media Tensión.

JACOBS Chile S.A.

Aprobación del Cliente:

481 Nueva Tajamar Ave – 19

th

floor

Las Condes, Santiago

Date:

REV

FECHA

POR

REVISÓ APROBÓ

DESCRIPCIÓN

A

12-Jul-11

MB/AM

EC

Coordinación Interna del Proyecto.

0 12-Ago-11

MB/AM

GRO

MD

Emitido para Construcción.

1

26.09.13 MB

CR

GRO

Re Emitido para Construcción

(2)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

2 de 14

ÍNDICE.

1.0 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVO.……….…….3

2.0 ALCANCE Y CONSIDERACIONES GENERALES………..………...……4

2.1 ANTECEDENTES…………..………..………….…….………4

2.2 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO……….……….……...…...…5

2.3 CRITERIOS DE SELECCIÓN DE AJUSTES

………..….………..………..…..7

3.0 AJUSTES DE PROTECCIONES UNITARIAS…...………..…………...10

4.0 AJUSTES DE PROTECCIONES DE SOBRE Y BAJO VOLTAJE………...10

5.0 AJUSTES DE CAMBIADORES DE TAPS BAJO CARGA...………...11

6.0 AJUSTES DE FUNCIONES DE SINCRONISMO...………...11

7.0 AJUSTES DE SOBRE Y BAJA FRECUENCIA...………...11

8.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………..…..12

ANEXOS

(3)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

3 de 14

1.-

INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS.

El siguiente documento contiene los resultados del cálculo y selección de los ajustes para

conseguir la coordinación de las funciones de protección contra cortocircuitos, que

corresponde a la etapa de Ingeniería de Detalles del Proyecto TOROMOCHO, propiedad de

la Compañía Minera CHINALCO PERÚ S.A.

El estudio por tanto considera la red de las protecciones de sobrecorriente que deben

detectar fallas en los equipos de Media Tensión, proyectados en el Sistema Eléctrico del

proyecto y ordenar su desconexión. Dichas protecciones corresponden a las que poseen

como criterio de protección el aumento anormal de las corrientes, y se utilizan tanto como

protecciones de primera línea o como de respaldo a las protecciones unitarias, cuando ellas

existen. Su objetivo es aislar al equipo fallado en forma inequívoca o segura, selectiva y lo

más rápidamente factible, considerando el paso de coordinación elegido. Ellas desconectan

el equipo fallado del sistema eléctrico, ordenando la apertura del interruptor de poder

involucrado directamente en la falla.

Las protecciones unitarias son las destinadas a despejar sin retardos intencionados las

fallas internas en los equipos de poder, generalmente son basadas en funciones del tipo

Diferencial. En estas protecciones, los ajustes no requieren consideraciones de selectividad

con otras. El caso más frecuente en este sistema eléctrico, son las Diferenciales de

Transformadores o Barras de Switchgear. El ajuste de protección diferencial de

transformadores se entregan en forma resumida, en valores por unidad. Ello dado la

similitud de su ajuste conceptual, al cual solo debe agregarse en su parametrización los

datos del equipo: potencia, conexión y desfase, la razón, errores, conexionado al relé y la

polaridad adecuada de los TT/CC de cada caso particular.

El objetivo final de los sistemas de protección completos, de los cuales los relés y sus

ajustes, son solo una parte de ellos, es que se logren las siguientes condiciones en orden de

prioridad:

1. Prevenir accidentes que pudiesen provocar daños a equipos y personal encargado de las

maniobras operativas y de mantenimiento.

2. Minimizar o reducir daños a los equipos que experimentan fallas o sobrecargas.

3. Minimizar el impacto de la falla en el funcionamiento del resto de los equipos del sistema

eléctrico industrial.

(4)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

4 de 14

2.-

ALCANCE Y CONSIDERACIONES GENERALES.

Las protecciones que se consideran en esta coordinación de ajustes, corresponden a las

proyectadas para detectar fallas por cortocircuitos Fase-Fase y Fase-Tierra, que pudiesen

eventualmente presentarse en equipos de poder del proyecto. Ellos son los transformadores

de poder y distribución, cables y líneas alimentadoras, barras de switchgears, motores y

centros de control de motores en los voltajes de 23, 7,2 y 4,16 kV, del Proyecto Toromocho.

En esta Memoria de Cálculo se incluyen los ajustes de las protecciones de Sobrecorriente

de los Transformadores de poder principales. Ellos coordinan con las cargas proyectadas en

condiciones habituales y en algunas eventualidades por contingencias esperadas normales.

Los ajustes de las protecciones diferenciales de las líneas de Alta Tensión desde la S/E

Pomacocha, Barras y Transformadores de 220 kV de la subestación Toromocho, han sido

especificados para CHINALCO por la empresa EDP.

Las protecciones de los equipos de poder de alta complejidad, tales como los Filtros

Armónicos, Motores de Anillo de los molinos de Bolas y el molino SAG, y el Limitador de

Corriente, fueron especificadas por ABB. Las protecciones de los Filtros de Armónicos

fueron especificadas por su fabricante RONGXIN, de acuerdo a Estudio sobre su diseño

preparado por ABB.

La selección de ajustes de las protecciones de todos los Alimentadores de 23 kV de la GIS,

incluyendo los equipos antes mencionados, estan incluidos en esta Memoria de Cálculo. Los

equipos de Baja Tensión de la planta se consignan en el documento 000-E-CS-008.

2.1.- ANTECEDENTES.

Los planos que se utilizaron son los siguientes diagramas unilineales generales:

000-SL-E-001 Rev. 2.

000-SL-E-002 Rev. 2.

000-SL-E-003 Rev. 2.

000-SL-E-004 Rev. 2.

Los diagramas unilineales de protecciones de las SSEE unitarias y salas eléctricas

involucradas consideradas son:

700-SL-E-001 Rev. 1

700-SL-E-002 Rev. 0

(5)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

5 de 14

700-SL-E-003 Rev. 0

700-SL-E-004 Rev. 0

205-SL-E-001 Rev. 1

110-SL-E-002 Rev. 0

200-SL-E-001 Rev. 0

200-SL-E-002 Rev. 0

200-SL-E-003 Rev. 0

205-SL-E-001 Rev. 1

210-SL-E-004 Rev. 1

210-SL-E-005 Rev. 1

210-SL-E-006 Rev. 1

220-SL-E-001 Rev. 2

220-SL-E-002 Rev. 2

220-SL-E-003 Rev. 2

220-SL-E-004 Rev. 2

220-SL-E-005 Rev. 2

230-SL-E-001 Rev. 2

230-SL-E-002 Rev. 2

230-SL-E-003 Rev. 2

255-SL-E-001 Rev. 2

255-SL-E-002 Rev. 2

255-SL-E-003 Rev. 2

280-SL-E-001 Rev. 0

Los estudios y especificaciones que se utilizaron fueron los siguientes:

Short Circuit Study; Calculation Sheet N° 000-CS-E-003 Rev. 1

Load Flow Study, Calculation Sheet 000-CS-E-002 Rev. 3

Load Shedding Report N° 000-RP-E-002.

2.2 VALORES DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS.

Los valores de cortocircuito que se consideran en esta memoria de cálculo, contenidos en el

Documento N° 000-CS-E-003 Rev.1, mencionado en el punto anterior, se resumen para las

barras más importantes a continuación:

(6)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

6 de 14

Equipment Duty

Max 3 Phase SC (kA)

Ground Max SC (kA)

Faulted Bus

kVnom

Sym Inter.

Rating(kA)

Peak Bus

Bracing (kA)

I”k

ip

Ik

I”k

ip

Ik

23kV Voltage Level

700-SG-001 Bus1

23

40

104

36.1

92.7

30.3

0.6

1.5

0.6 700-SG-001 Bus2

23

40

104

36.1

92.7

30.3

0.6

1.5

0.6 700-SG-001 Bus3

23

40

104

25.3

65.3

21.0

0.6

1.5

0.6 7.2kV Voltage Level

110-SG-001

7.2

25

65

5.5

12.5

5.5

0.0

0.1

0.0 110-SG-002

7.2

25

65

5.1

11.3

5.0

0.0

0.1

0.0 110-SG-003

7.2

25

65

5.5

12.3

5.4

0.0

0.1

0.0 4.16kV Voltage Level

200-MV-001

4.16

40

104

10.5

24.5

8.2

0.2

0.5

0.2 200-MV-002

4.16

40

104

10.9

25.2

8.5

0.2

0.5

0.2 200-MV-003

4.16

40

104

15.2

36.4

12.9

0.2

0.5

0.2 205-MV-001

4.16

40

104

14.6

35.4

10.8

0.2

0.5

0.2 210-SG-001 Bus1

4.16

40

104

16.9

42.5

15.7

0.2

0.5

0.2 210-SG-001 Bus2

4.16

40

104

17.9

44.9

15.7

0.2

0.5

0.2 210-SG-001 Bus3

4.16

40

104

16.2

41.1

15.1

0.2

0.5

0.2 220-MV-001

4.16

40

104

30.4

75.5

23.1

0.2

0.5

0.2 220-MV-002

4.16

40

104

30.5

75.7

23.2

0.2

0.5

0.2 220-MV-003

4.16

40

104

29.6

73.5

21.8

0.2

0.5

0.2 220-MV-004

4.16

40

104

29.6

73.5

21.8

0.2

0.5

0.2 220-SG-001 Bus1

4.16

40

104

32.1

82.2

24.2

0.2

0.5

0.2 220-SG-001 Bus2

4.16

40

104

31.1

79.5

22.7

0.2

0.5

0.2 230-MV-001 Bus1

4.16

40

104

30.4

74.5

22.4

0.2

0.5

0.2 230-MV-001 Bus2

4.16

40

104

27.8

68.4

21.1

0.2

0.5

0.2 255-MV-001 Bus1

4.16

40

104

24.6

63.9

23.9

0.2

0.5

0.2 255-MV-001 Bus2

4.16

40

104

24.6

63.9

23.9

0.2

0.5

0.2 255-MV-001 Bus3

4.16

40

104

23.6

61.1

22.4

0.2

0.5

0.2 255-MV-002

4.16

40

104

1.9

4.0

1.7

1.9

3.9

1.9 Equipment Duty

Max 3 Phase SC (kA)

Ground Max SC (kA)

Faulted Bus

kVnom

Sym Inter.

Rating(kA)

Peak Bus

Bracing (kA)

I”k

ip

Ik

I”k

ip

Ik

280-MV-001 Bus1

4.16

40

104

17.3

42.4

14.7

0.2

0.5

0.2 280-MV-001 Bus2

4.16

40

104

17.0

41.8

14.2

0.2

0.5

0.2 800-MV-001

4.16

40

104

9.1

21.2

6.8

0.2

0.5

0.2

(7)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

7 de 14

2.3.- CRITERIOS DE SELECCIÓN DE AJUSTES.

Se enumeran los principales criterios que se han aplicado en la selección de los ajustes.

o Las corrientes de Inrush de los transformadores se consideran de acuerdo a lo

establecido en normas, los siguientes valores:

Transformadores > 5 MVA:

12 * In / 0.1 seg.

Transformadores > 2,5 MVA < 5 MVA:

10 * In / 0.1 seg.

Transformadores < 2,5 MVA:

8 * In / 0.1 seg.

o

El ajuste de la corriente de PU o Umbral de las Protecciones de sobrecorriente de los

transformadores se seleccionan entre un 105 y un 125% de su corriente nominal. La

selección de dicho nivel y de las curvas características a usar, dependerá de los

requerimientos de la carga que alimenta o los que la coordinación aguas arriba le

impone. Un hecho importante es que se considera la existencia de un dispositivo de

imagen térmica, entre las protecciones propias del transformador.

o Se establece que el valor del Paso de Coordinación es de 0,2 Seg. mínimo. Ello es

acorde a la tecnología de los relés de protección y los interruptores de poder.

o

Se han utilizado solo curvas tiempo-corriente normalizadas ANSI, IEEE o IEC,

indistintamente. Se han utilizado las que mejor cumplen con los criterios de ajustes y

los objetivos de la protección.

o Las corrientes de fallas a tierra están limitadas a 200 Amps por transformador de

poder o distribución con sus terminales de neutro aterrizados a través de resistencia.

Ello constituye el más seguro y confiable sistema para enfrentar fallas a tierra, para

las instalaciones y personas en un Sistema de Distribución. Cabe señalar que dicho

sistema impone la condición de alta sensibilidad en sus dispositivos de protección,

Las componentes de secuencia cero (3I0), tanto en 23kV como en 4,16 kV, se

reducen fuertemente debido a altos valores de Rfo (Resistencia en el punto de falla)

que se presentan, especialmente en terrenos en altas altitudes, ello obliga a ajustes

sensibles pero seguros gracias al uso de filtros de secuencia cero.

o En el esquema proyectado de protecciones de MT, la detección de fallas Fase-Tierra

en las Subestaciones Unitarias conectadas por medio de Fusibles, no es factible

contar con el TC de secuencia cero montado en la llegada de los transformadores de

distribución.

(8)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

8 de 14

o Para el caso específico de las protecciones de los alimentadores de 23 kV a los

motores de anillo (GMD) en el switchgear principal, deben emitir el aviso anticipado

de su orden de desconexión a su interruptor. Este retardo que no altera la

selectividad, ha sido considerado en su especificación de diseño, documento ABB

3BHS311827. En las señales de interfase en el punto 4.6.3, página 32/47. Se

recomienda verificar con mediciones efectivas en el precomisionamiento de dichos

equipos, que el aviso anticipado en 50 milisegundos, según lo establece ABB, cuando

se ha iniciada la operación de la protección en el alimentador por una eventual falla.

o La condición normal de operación de la planta, considera los tres transformadores de

poder conectados en paralelo, en esa condición el valor de cortocircuito máximo

supera la capacidad de ruptura de los interruptores. Para evitar dicha condición, el

equipo IS Limiter limita, dada su elevada velocidad de corte del cortocircuito, reduce

la corriente a valores inferiores y dentro de la capacidad de ruptura nominal de los

interruptores. Para ello logra el corte de la corriente con un dispositivo accionado por

una carga explosiva y un fusible Limitador de Corriente en paralelo a él. El rápido

corte provee un rápido desacople de las Barras entre los transformadores 2 y 3,

cuando su sistema detecta que la corriente prospectiva de falla es igual o mayor a

40.000 Amps. La corriente resultante cae a un valor adecuado y en un tiempo inferior

a 4 milésimas de segundo. La corriente de 40.000 Amps corresponde al valor de

Capacidad de Ruptura nominal de los interruptores. Con el equipo limitador, se

asegura la vida útil de los interruptores.

o Para cortocircuitos de valores de corriente inferiores al del IS Limiter, se ha

implementado un sistema de protección convencional que permite aminorar los

efectos de la falla. Para ello ante la presencia de una falla entre fases en las Barras

de 23 kV, opera en un esquema de protección del tipo “detector de fallas”. Este

esquema en este caso es una protección de sobrecorriente conectada en modo

semi-diferencial inverso, es decir detecta fallas en las barras contiguas a un transformador.

Ella ordena desacoplar las Barras, en el menor tiempo posible que se puede ajustar

en un equipo convencional “sin retardo intencional”, es decir 50 milésimas de

segundo. Esta acción desacopla las Barras, ordenando abrir los interruptores

Acopladores de Barra, permitiendo que cada transformador maneje la coordinación

del despeje de la falla con la protección que debe operar, con el respaldo de su

protección. Las protecciones “detectoras de fallas”, son unidades normales, pero

ajustadas a una rapidez o velocidad más alta posible, de modo que al detectar la

presencia de una falla, desacoplen las barras, sin comprometer la Selectividad. De

este modo cada transformador enfrenta la falla en forma independiente con su propia

capacidad de cortocircuito. Este hecho permite que en el equipo fallado, sufra una

corriente de Cortocircuito menor. Sin embargo, cabe señalar que los efectos de la

(9)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

9 de 14

reducción de voltaje por la falla, serán inevitables por al menos los 90 milisegundos

del desacople de las Barras, y en la barra fallada un tiempo eventualmente mayor.

o Para la detección de Fallas Fase-Tierra en el sistema para el desacople de barras,

debe recurrirse a un esquema diferente, en que se requieren 3 medidas de la

Corriente de Secuencia Cero por transformador. En la actualidad, el esquema posee

dos TC toroidales en el neutro del Transformador de Poder. Uno de ellos debe ser

exclusivo para la protección Diferencial de Tierra Restringida del Transformador de

Poder que ha especificado EDP. Para contar con dos mediciones de corriente de

Secuencia Cero, solo queda la alternativa de alimentar los Reles REF 545 y 541 en

serie alimentados por el otro TC, lo cual se recomienda. Uno de ellos mide la

corriente de falla a tierra para la coordinación con los alimentadores desde el

REF545. El otro REF 541 mide la misma corriente y se utilizará para la “detección de

fallas” Fase-Tierra que desacoplará las Barras. Con ello se habilita la tercera

medición de 3I0 por transformador.

o Dada la necesidad de satisfacer la petición de personal técnico de CHINALCO, en el

sentido que cuando concurran dos eventualidades o contingencias en que el

Transformador N° 2 se encuentre Fuera de Servicio y se produzca una falla en algún

equipo de la Barra N° 2, no se pierda el servicio de toda esa Barra, por el esquema de

desacople del punto anterior, se recomienda lo siguiente, que se expone a

continuación:

o Para lograr lo anterior, existe la imposibilidad que con 2 mediciones de 3I0, con el

equipamiento adaptado y disponible de especificar ajustes que permitan operar

satisfactoriamente en las 3 condiciones que ahora se presentan. La Normal desde el

relé REF545, y la del REF 541 en desacoplar barras en fallas pero con condiciones

normales. Para superar esta deficiencia solo queda como alternativa para satisfacer la

selectividad en las 2 condiciones contingentes del punto anterior, el bloqueo del trip

de las protecciones de Fase y Tierra del relé REF 541 SI Y SOLO SI cuando se abre

el interruptor de cualquier transformador de poder, ello se indica en el punto siguiente:

o La alternativa que se recomienda es bloquear la operación de los relés 1, 2 y 3 del

esquema de protección de los transformadores (REF 541) cuando se abre cualquier

interruptor de transformador. En estas condiciones se logra que la carga de todo el

proyecto, se alimente con dos transformadores de poder, sin considerar desacoples

de Barras, ya que los valores de Cortocircuitos son manejables por lo equipos.

Cuando se restituye la operación con tres transformadores, se habilita el desacople

de Barras. Cabe señalar que dos transformadores es la condición mínima de

operación.

(10)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

10 de 14

o En síntesis, para enfrentar las condiciones planteadas, solo es factible utilizar el

concepto de protecciones “detectoras de fallas”, cuyas característica principal es que

su acción no despeja fallas, sino que acondiciona al esquema de potencia para

manejar las fallas potencialmente severas en forma adecuada resguardando la

Selectividad y la Continuidad de Servicio.

3.-

AJUSTES DE PROTECCIONES UNITARIAS.

El listado de los ajustes de las protecciones diferenciales de transformador posee una gran cantidad

de datos, como razones de TT/CC, su polaridad, errores y otros datos, que se conocerán con la

información certificada y terreno y deberán incorporarse como datos. Por ello ahora sólo se indica

cuales serán los ajustes propiamente tales de dichas funciones. Los transformadores están todos en

un rango de potencia y voltaje que los hace de similar selección de ajustes. Ellos son unidades que

se encuentran entre los 20 y 2,0 MVA.

PU de función 87T:

0,2 * Inom.

TD función 87T:

0,00 segs.

PU de 87T Rango Alto:

7,5 * Inom.

TD de 87T Rango Alto:

0,00 segs.

Retención por 2° armónico:

15% / Average.

Tiempo efectividad de la retención:

17 ciclos.

Pendiente 1 característica de disparo:

0,25

Punto Base Pendiente 1:

0,00

Pendiente 2 característica de disparo:

0,5

Punto Base Pendiente 2:

2,5

4.-

AJUSTES DE PROTECCIONES DE SOBRE Y BAJO VOLTAJE

Se han definido los niveles de Bajo y Sobre Voltaje de los equipos en 23 kV, coordinándolos

con los niveles definidos en las Líneas de AT y las Barras de 220 kV de la SE Toromocho en

el estudio de Alta Tensión.

RELÉ UBICADO EN

CARACTERÍSTICA

DE OPERACIÓN

PICKUP

En % del Voltaje

Nominal

TIME DELAY

EN

segundos.

Barras Principales

de 23 kV en GIS.

Función 27.

Tiempo definido

75

2.75 Barras Principales

de 23 kV en GIS.

Función 59.

Tiempo definido

113

2.5 Partidores de

(11)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

11 de 14

Motores de Media

tensión.

Función 27.

Tiempo definido

80

15 Partidores de

Motores de Media

tensión.

Función 59.

Tiempo definido

110

5 Los motores que se consideran son los que tienen la Característica de Partida Directa

(DOL).

En el caso de los accionados por VFD, los ajustes de dichas funciones son por dicho

equipo.

5.- AJUSTES DEL CAMBIADOR DE TAPS BAJO CARGA.

Los ajustes que fueron sugeridos por personal de SIEMENS

Las características del equipo son:

Marca:

MR REINHAUSEN Germany

Modelo:

TAPCON 240

Tensión Nominal:

23 kV.

Sobre tensión:

110%

Baja tensión:

80%

Banda de Regulación:

+/- 1.0%

Tiempo de Retardo:

30 segs.

Sobre Intensidad:

110%.

6. AJUSTES DE FUNCIÓNES DE SINCRONISMO.

Los ajustes de las funciones de Verificación de Sincronismo, otros parámetros de valor

común en un sistema de distribución industrial, son los siguientes:

Máxima Diferencia de Voltaje:

+/- 10% del Voltaje Nominal.

Máxima Diferencia de Ángulo

20°

(12)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

12 de 14

7. AJUSTES DE SOBRE Y BAJA FRECUENCIA.

El ajuste de las funciones de Baja y Sobre Frecuencia (81U y 81O), para la Maquinaria

Rotatoria de media potencia con motores de partida directo a la línea (DOL), se especifica

con valores que no interfieran con el Sistema Load Shedding:

81U

59.0 Hertz por 2,5 segs.

81O:

61.0 Hertz por 2,5 segs.

Los ajustes de estas funciones de protección, para los motores alimentados por VDF, deben

ser especificados por los vendors o fabricantes de dichos equipos.

8.-

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.-

Las protecciones y los ajustes seleccionados en los switchgears de M.T. cumplen con los

objetivos que se plantearon anteriormente. Un adecuado análisis de las curvas de

Coordinación, que acompañan a esta MC, indican que se alcanzó un adecuado nivel de

selectividad. Cabe señalar que la correcta operatividad de los dispositivos de protección,

dependen de una serie de factores, para su apropiado funcionamiento. Ellos son el circuito

de control, el estado del voltaje de control desde las baterías, la velocidad de los

interruptores. Los ajustes son importantes pero para que cumplan su cometido dependen de

la parametrización y las pruebas de funcionamiento con calibradores.

Por lo anterior, es indispensable que antes de la energización se realicen pruebas a las

protecciones del tipo no invasivas con el alambrado. La inyección de corriente primaria es

una muy buena alternativa.

De acuerdo a la información técnica de ABB, el equipo IS LIMITER posee las características

apropiadas a la función asignada, limitar la corriente de cortocircuito a valores inferiores a la

capacidad de ruptura de los interruptores. Se sugiere solicitar a ABB, información técnica de

los Ith Limiter, mencionados en la página 9 de 47, del documento ABB N° 3BHS311827. Se

interpreta como una protección con sensores UV, para reducir daños por fallas con arco en

el interior de los gabinetes del switchgear. La velocidad de despeje de dichas fallas, 100

milisegundos, es compatible con el IS Limiter.

Las protecciones de los partidores de motores de MT cumplen con las recomendaciones y

los requerimientos de normas y estándares para la protección de motores y cables

alimentadores, lo que garantiza su funcionamiento en caso de fallas o sobrecargas, aislando

rápidamente de la red el motor o cable fallado, o bloqueando su partida para evitar daños

acumulativos.

(13)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

13 de 14

En la protección de Motores de régimen duro como chancadores, se recomienda el cambio

de calibre del fusible del partidor, ello para evitar operaciones indebidas por envejecimiento:

en Chancado Primario para el motor 200-CR-001-M1, y en los Chancadores de Peebles

210-CR-001-M1. En las curvas de coordinación se aprecia esa situación.

Para ajustar las protecciones de transformadores de Servicios Auxiliares de los Walk-In

800-SG-101 y los de 110-800-SG-101 de 75 kVA y 1.88 Amps nominales. Hubo que recomendar

cambiar la corriente Nominal de sus relés de protección de 5 a 1 Amps. Con ello se logra

ajustar un nivel de 2 Amps en 23 kV, de otro modo su ajuste mínimo habría sido 5 Amps.

En el Walk-In de Kingsmill se dieron ajustes a las protecciones de los interruptores que se

instalaron por el proyecto. No se conocieron las cargas que servirán las antiguas

instalaciones, por ello no se consideraron en los ajustes.

(14)

Project TOROMOCHO C-560

Memoria de Cálculo N° 000-CS-E-009

Coordinación de Protecciones de

los Equipos de Media Tensión

Rev. 2

14 de 14

ANEXO Nº 1

(15)

Relay469 - P OC1 ABB RET 543 CT Ratio 600:5 Extremely Inverse Pickup = 0.64 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 0.3 3x = 3 s, 5x = 1 s, 8x = 0.381 s Inst = 6.82 (0.05 - 40 xCT Sec) Time Delay = 0.05 s Relay126 - 3P 17kA @ 23kV Relay469 - 3P 10.24kA @ 220kV Relay126 - P - 51 OC1 ABB REF 545 CT Ratio 3000:5

IEEE - Short Time Ext. Inverse Pickup = 1 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 15 3x = 2.48 s, 5x = 0.876 s, 8x = 0.38 s Relay1 - 3P 30.3kA @ 23kV Relay1 - P - 51 OC1 ABB REF 541 CT Ratio 3000:5 Extremely Inverse Pickup = 0.7 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 0.38 3x = 3.8 s, 5x = 1.27 s, 8x = 0.483 s 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=23)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=23)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

ETAP Star 7.5.2C

TIE 700-SG-001 BUS 1 & 2

JACOBS CHILE C-560

1_4_TIE_BUS_1&2_XFMR 1.

Project: Toromocho Project

Location: Perú Contract: C-560 Engineer: M Barría

Filename: C:\Data\Etap - Toromocho\Toromocho_Protect_R0.OTI

Date: 10-23-2013 Rev 2 Rev: Base

Fault: Phase

R1-P51-en conex. semi-diferencial inverso. R1 y R1G, dan trip solo al Tie Bkr J12. R1 y R 126 en serie con 3I0.

700-SG-001 Bus1

23 kV

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

600/5

o

100/5

o

100/5

o

3000/5

700-SG-001 Bus2

23 kV

OCR

Relay126

R

Relay469

700CB003

POWER XFMR N°1

OCR

Relay1

J12

700SG001-B01

J08A_J08B

(16)

Relay1 - G - 50

OC1

ABB

REF 541

CT Ratio 100:5

Inst = 0.12 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.05 s

Relay126 - G - 50

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 100:5

Inst = 0.2 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.6 s

Relay126 - G - LG 0.2kA @ 23kV Relay1 - G - LG 0.6kA @ 23kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=23)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=23)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

ETAP Star 7.5.2C

TIE 700-SG-001 BUS 1 & 2

JACOBS CHILE C-560

1_4_TIE_BUS_1&2_XFMR 1.

Fault: Ground

R1-P51-en conex. semi-diferencial inverso. R1 y R1G, dan trip solo al Tie Bkr J12. R1 y R 126 en serie con 3I0.

700-SG-001 Bus1

23 kV

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

600/5

o

100/5

o

100/5

o

3000/5

700-SG-001 Bus2

23 kV

OCR

Relay126

R

Relay469

700CB003

POWER XFMR N°1

OCR

Relay1

J12

700SG001-B01

J08A_J08B

(17)

S

econds

S

econds

700-SG-001 Bus3

23 kV

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

700-SG-001 Bus1

23 kV

700-SG-001 Bus2

23 kV

o

3000/5

J26

700SG001-B01

J08A_J08B

OCR

Relay126

OCR

Relay1

J12 OCR

Relay2

OCR

Rele 127

J21A_J21B

J36A_J36B

Open

OCR

Relay3

OCR

Relay128

J29

Rele 127

Relay128

Relay126

Relay2

Relay1

Relay3

(18)

S

econds

S

econds

700-SG-001 Bus3

23 kV

o

3000/5

o

100/5

o

3000/5

o

3000/5

o

100/5

o

3000/5

o

3000/5

o

100/5

o

100/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

3000/5

o

100/5

o

100/5

700-SG-001 Bus1

23 kV

700-SG-001 Bus2

23 kV

o

3000/5

J26

700SG001-B01

J08A_J08B

POWER XFMR N°1

OCR

Relay126

OCR

Relay1

J12 OCR

Relay2

POWER_XFMR_N°2

OCR

Rele 127

J21A_J21B

J36A_J36B

Open

OCR

Relay3

OCR

Relay128

700-TF-003

J29

Relay2

Rele 127

Relay128

Relay126

Relay3

Relay1

Open

(19)

S econds

23 kV

100/5

J36A_J36B

Open

OCR

Relay128

Open

(20)

Relay488 - P OC1 ABB REF 545 CT Ratio 600:5 IEEE - Extremely Inverse Pickup = 1.4 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 3.9 3x = 3.22 s, 5x = 1.14 s, 8x = 0.494 s Fuse300 Driescher DRS 20 B8 Other 25.8 kV 315A Fuse300 - 3P 14.6kA @ 23kV Relay9 - P - 51 OC1 ABB REF 545 CT Ratio 800:5 IEEE - Extremely Inverse Pickup = 1.1 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 9 3x = 7.43 s, 5x = 2.63 s, 8x = 1.14 s 110TN001_CKT1 Phase Conductor 1 - AAAC 465 kcmil Relay9 - 3P 30.3kA @ 23kV Fuse300 - 3P 14.6kA @ 23kV Relay488 - 3P 30.3kA @ 23kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=23)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=23)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C PROTECCION 101-SG-101 JACOBS C-560

110_SG_101_W_IN_LOOP

MINA

Fault: Phase

Ajustes para ambos alimentadores del Walk.In. Selectividad Fase-Tierra de Fu300, no se consigue o

CT995

600/5

o

CT994

50/5

110-SG-101

23 kV

700-SG-001 Bus1

23 kV

o

CT32

800/5

o

CT31

100/5

Bus102

23 kV

110-TN-001C

110TN001_CKT1

110TN001-B01

OCR

Relay9

J05

110-TN-001C OCR

Relay488

23 kV

CT994

50/5

CT995

600/5

Fuse300

110-SG-101

CB171

Relay488

(21)

Relay488 - G

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 50:5

Inst = 0.4 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.2 s

Relay9 - G - 50

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 100:5

Inst = 0.3 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.4 s

Relay9 - G - LG 0.6kA @ 23kV Relay488 - G - LG 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=23)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=23)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C PROTECCION 101-SG-101 JACOBS C-560

110_SG_101_W_IN_LOOP

MINA

Fault: Ground

Ajustes para ambos alimentadores del Walk.In. Selectividad Fase-Tierra de Fu300, no se consigue o

CT995

600/5

o

CT994

50/5

110-SG-101

23 kV

700-SG-001 Bus1

23 kV

o

CT32

800/5

o

CT31

100/5

Bus102

23 kV

110-TN-001C

110TN001_CKT1

110TN001-B01

OCR

Relay9

J05

110-TN-001C OCR

Relay488

23 kV

CT994

50/5

CT995

600/5

Fuse300

110-SG-101

CB171

Relay488

(22)

Fuse303

ABB

CEF

Other 24 kV

10A

Fuse303 - 3P 5.4kA @ 7.2kV

T8

15 kVA (Secondary) 4 %Z

Delta-Wye Solid Grd

ANSI Curve Shift = 0.58

Inrush

FLA

Fuse300

110-US-003

7.5 MVA (Secondary) 8.35 %Z

Delta-Wye Resistor Grd

Inrush

FLA

Fuse303 - 3P 5.4kA @ 7.2kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C TRANSFORMADOR SSAA. JACOBS C-560

110_US_003_4_TRANSF_SSAA

Fault: Phase

NOTA.Falla F-T en T-8 abre a T-7. Fuse 303 incluso de 6A, no logra selectividad. Ajuste validos tb en 110-US-001 y 002 o

25/5

7.2 kV

Fuse300

20 kA

315 A

Lump5

T8

4 %Z

7.2/0.4 kV

15 kVA

Fuse303

25 kA

10 A

OCR

51G

110-US-003

8.35 %Z

23/7.2 kV

7.5 MVA

51G

(23)

51G - G - 50

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 25:5

Inst = 0.2 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.6 s

51G - G - LG 0.025kA @ 7.2kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C TRANSFORMADOR SSAA. JACOBS C-560

110_US_003_4_TRANSF_SSAA

Fault: Ground

25/5

7.2 kV

Fuse300

20 kA

315 A

Lump5

T8

4 %Z

7.2/0.4 kV

15 kVA

Fuse303

25 kA

10 A

OCR

51G

110-US-003

8.35 %Z

23/7.2 kV

7.5 MVA

51G

(24)

100MG003-E01 110SG003-E01 1 - 3/C 4/0 AWG Copper EPR Tc = 90C Fuse300 Other 25.8 kV 315A Fuse300 - 3P 14.6kA @ 23kV 110-US-003 7.5 MVA (Secondary) 8.35 %Z Delta-Wye Resistor Grd Inrush FLA Fuse300 - 3P 14.6kA @ 23kV Relay457 - 3P 5.4kA @ 7.2kV Relay456 - 3P Relay457 - P - 51 OC1 ABB REF 545 CT Ratio 600:5 Extremely Inverse Pickup = 1.7 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 0.4 3x = 4 s, 5x = 1.33 s, 8x = 0.508 s Relay456 - P - 51 OC1 ABB REF 545 CT Ratio 600:5 Extremely Inverse Pickup = 1.3 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 0.44 3x = 4.4 s, 5x = 1.47 s, 8x = 0.559 s 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=7.2)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=7.2)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

ETAP Star 7.5.2C SSEE MOVILES 001-2-3 JACOBS C-560

110-US-003_1

Project: Toromocho Project Location: Perú

Contract: C-560 Engineer: M Barría

Fault: Phase Circuit:

Ajustes aplican a las SSEE Móviles 001, 002 y 003. El Fus 300 debe ser como el que se indica, para lograr Selectividad. o 25/5 110-US-003LV 7.2 kV o 600/5 o 25/5 110-SG-003 7.2 kV o 600/5 o 25/5 o 600/5 o 25/5 100-MG-003. 7.2 kV Fuse300 100MG003-E01 OCR Relay456 CB147 CB149 110SG003-E01 OCR Relay457 CB151 OCR 51G 110-US-003 8.35 %Z 23/7.2 kV 7.5 MVA Relay457 Relay456

(25)

Relay457 - G - 50

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 25:5

Inst = 0.1 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.4 s

Relay456 - G - 50

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 25:5

Inst = 0.1 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.2 s

51G - G - 50

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 25:5

Inst = 0.2 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.6 s

51G - G - LG 0.025kA @ 7.2kV Relay457 - G - LG Relay456 - G - LG 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

ETAP Star 7.5.2C SSEE MOVILES 001-2-3 JACOBS C-560

110-US-003_1

Fault: Ground Circuit:

Ajustes aplican a las SSEE Móviles 001, 002 y 003. El Fus 300 debe ser como el que se indica, para lograr Selectividad. o 25/5 110-US-003LV 7.2 kV o 600/5 o 25/5 110-SG-003 7.2 kV o 600/5 o 25/5 o 600/5 o 25/5 100-MG-003. 7.2 kV Fuse300 100MG003-E01 OCR Relay456 CB147 CB149 110SG003-E01 OCR _Relay457 CB151 OCR 51G 110-US-003 8.35 %Z 23/7.2 kV 7.5 MVA 51G Relay457 Relay456

(26)

Relay470 - P

OC1

ABB REF 545 CT Ratio 600:5

IEEE - Long Time Inverse Pickup = 0.7 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 2.8 3x = 11.4 s, 5x = 7.88 s, 8x = 6.19 s Inst = 2.25 (0.05 - 40 xCT Sec) Time Delay = 0.1 s

100-MG-003-80%

3737 KW

Torque Control

100MG003-E01 1 - 3/C 4/0 AWG Copper EPR Tc = 90C 100-MG-003-Hot Stall = 15 sec Cable113 1 - 3/C 3/0 AWG Copper EPR Tc = 90C Relay456 - P - 51 OC1 ABB REF 545 CT Ratio 600:5 Extremely Inverse Pickup = 1.3 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 0.44 3x = 4.4 s, 5x = 1.47 s, 8x = 0.559 s Relay456 - 3P 5.5kA @ 7.2kV Relay470 - 3P 5.5kA @ 7.2kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=7.2)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=7.2)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C

ALIM PALA MINERA

JACOBS C-560

110-US-003_2

Date: 10-20-2013 Rev 2 Fault: Phase

Los ajustes aplican a las Palas Mineras de las 3 SSEE móviles.

7.2 kV

o

600/5

o

25/5

o

25/5

o

600/5

OCR

Relay456

100MG003-E01

100-MG-003

3737 kW

348.8 A

100-MG-003-VF OCR

Relay470

CB283

Relay456

(27)

Relay470 - G

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 25:5

Inst = 0.1 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.05 s

Relay456 - G - 50

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 25:5

Inst = 0.1 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.25 s

Relay456 - G - LG 0.025kA @ 7.2kV Relay470 - G - LG 0.025kA @ 7.2kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C

ALIM PALA MINERA

JACOBS C-560

110-US-003_2

Date: 10-20-2013 Rev 2 Fault: Ground

Los ajustes aplican a las Palas Mineras de las 3 SSEE móviles.

7.2 kV

o

600/5

o

25/5

o

25/5

o

600/5

OCR

Relay456

100MG003-E01

100-MG-003

3737 kW

348.8 A

100-MG-003-VF OCR

Relay470

CB283

Relay456

(28)

100-MG-006-Hot Stall = 18 sec

Relay471 - P

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 600:5

IEEE - Long Time Inverse

Pickup = 0.2 (0.1 - 5 xCT Sec)

Time Dial = 2.6

3x = 10.5 s, 5x = 7.32 s, 8x = 5.75 s

Inst = 0.65 (0.05 - 40 xCT Sec)

Time Delay = 0.2 s

100-MG-006-100% 1044 KW Torque Control 100MG003-E01 1 - 3/C 4/0 AWG Copper EPR Tc = 90C Cable121 1 - 3/C 2/0 AWG Copper EPR Tc = 90C Relay456 - P - 51 OC1 ABB REF 545 CT Ratio 600:5 Extremely Inverse Pickup = 1.3 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 0.44 3x = 4.4 s, 5x = 1.47 s, 8x = 0.559 s Relay456 - 3P 5.5kA @ 7.2kV Relay471 - 3P 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=7.2)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=7.2)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

ETAP Star 7.5.2C

ALIM. PERFORADORA MINA

JACOBS C-560

110-US-003_3

Date: 10-20-2013 Rev 2 Fault: Phase

Ajustes aplican a las Perforadoras de las 3 SSEE móviles.

7.2 kV

o

600/5

o

25/5

o

25/5

o

600/5

OCR

Relay456

100MG003-E01

100-MG-006

1044 kW

98.1 A

100-MG-006-VF OCR

Relay471

CB284

Relay456

(29)

Relay471 - G

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 25:5

Inst = 0.1 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.05 s

Relay456 - G - 50

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 25:5

Inst = 0.1 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.25 s

Relay456 - G - LG 0.025kA @ 7.2kV Relay471 - G - LG 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

ETAP Star 7.5.2C

ALIM. PERFORADORA MINA

JACOBS C-560

110-US-003_3

Date: 10-20-2013 Rev 2 Fault: Ground

Ajustes aplican a las Perforadoras de las 3 SSEE móviles.

7.2 kV

o

600/5

o

25/5

o

25/5

o

600/5

OCR

Relay456

100MG003-E01

100-MG-006

1044 kW

98.1 A

100-MG-006-VF OCR

Relay471

CB284

Relay456

(30)

Fuse303

ABB

CEF

Other 24 kV

10A

Fuse303 - 3P 5.4kA @ 7.2kV

T8

15 kVA (Secondary) 4 %Z

Delta-Wye Solid Grd

ANSI Curve Shift = 0.58

Inrush

FLA

Fuse300

110-US-003

7.5 MVA (Secondary) 8.35 %Z

Delta-Wye Resistor Grd

Inrush

FLA

Fuse303 - 3P 5.4kA @ 7.2kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=7.2)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C TRANSFORMADOR SSAA.

JACOBS C-560

110-US-003_4 TRANSF SSAA

Fault: Phase

25/5

7.2 kV

Fuse300

20 kA

315 A

Lump5

T8

4 %Z

7.2/0.4 kV

15 kVA

Fuse303

25 kA

10 A

OCR

51G

110-US-003

8.35 %Z

23/7.2 kV

7.5 MVA

51G

(31)

Relay66 - P OC1 ABB REM 545 CT Ratio 200:5

IEEE - Long Time Very Inverse Pickup = 0.9 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 6 3x = 25.7 s, 5x = 11.4 s, 8x = 6.99 s

Fuse298

ABB

315A

Fuse298 - 3P 8.2kA @ 4.16kV

200-CR-001-M1-100%

750 KW

Relay59 - P

OC1

Relay66 - 3P 8.2kA @ 4.16kV Fuse298 - 3P 8.2kA @ 4.16kV Relay59 - 3P 200-US-001 5 MVA (Secondary) 6.5 %Z Delta-Wye Resistor Grd Inrush FLA

200-CR-001-M1-Hot

Stall = 15 sec

10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C CHANCADOR PRIMARIO JACOBS C-560

200_MV_001_PRIM_CRUSHER

Fault: Phase

Se recomienda utilizar el fusible de calibre ide 315 Amps, para evitar envejecimiento prematuro.

200-MV-001

4.16 kV

o

200/5

o

50/5

o

600/5

o

100/5

Bus101

23 kV

R

Relay59

200-US-001

CB36

700-TN-002D

700-TN-002C

CB280

200-CR-001-M1

750 kW

156 A

OCR

Relay66

Fuse298

50 kA

315 A

Fuse298

50 kA

315 A

(32)

Relay59 - G

OC1

ABB

RET 543

CT Ratio 100:5

Inst = 0.21 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.25 s

Relay66 - G

OC1

ABB

REM 545

CT Ratio 50:5

Inst = 0.1 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.05 s

Amps (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Sec

onds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C CHANCADOR PRIMARIO JACOBS C-560

200_MV_001_PRIM_CRUSHER

Fault: Ground

Se recomienda utilizar el fusible de calibre ide 315 Amps, para evitar su envejecimiento prematuro.

200-MV-001

4.16 kV

o

200/5

o

50/5

o

600/5

o

100/5

Bus101

23 kV

R

Relay59

200-US-001

CB36

700-TN-002D

700-TN-002C

CB280

200-CR-001-M1

750 kW

156 A

OCR

Relay66

Fuse298

50 kA

315 A

Fuse298

50 kA

315 A

Relay59

(33)

200TF011-F01 3 - 1/C 250 kcmil Copper Rubber 2 Tc = 90C 200-TF-011 1.5 MVA (Secondary) 5.75 %Z Delta-Wye Solid Grd

ANSI Curve Shift = 0.58

Inrush FLA 200-US-001 5 MVA (Secondary) 6.5 %Z Delta-Wye Resistor Grd Inrush FLA Relay61 - P - 51 OC1 ABB REF 545 CT Ratio 1000:5 Extremely Inverse Pickup = 0.9 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 0.63 3x = 6.3 s, 5x = 2.1 s, 8x = 0.8 s Relay59 - P OC1 ABB RET 543 CT Ratio 600:5 Extremely Inverse Pickup = 0.32 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 0.8 3x = 8 s, 5x = 2.67 s, 8x = 1.02 s Inst = 4.72 (0.05 - 40 xCT Sec) Time Delay = 0.05 s Relay61 - 3P 10.5kA @ 4.16kV Relay63 - 3P 10.5kA @ 4.16kV Relay59 - 3P 30.3kA @ 23kV Relay63 - P OC1 ABB REF 545 CT Ratio 400:5 Extremely Inverse Pickup = 0.65 (0.05 - 40 xCT Sec) Time Dial = 1 3x = 10 s, 5x = 3.33 s, 8x = 1.27 s Inst = 10.95 (0.05 - 40 xCT Sec) Time Delay = 0.05 s 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C 200-TF-011 JACOBS C-560

200-MV-001_1 200-ER-005

Date: 08-28-2013 Rev 1 Rev: Base Fault: Phase o

1000/5

o

1000/5

o

600/5

o

100/5

200-MV-001

4.16 kV

o

400/5

o

50/5

200-TF-011

4.16/0.4 kV

1.5 MVA

200TF011-F01

OCR

Relay63

CB281

CB280

200-US-001

23/4.16 kV

5 MVA

CB36

R

Relay59

OCR

Relay61

200MV001-F01

Relay61

(34)

Relay63 - G

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 50:5

Inst = 0.3 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.05 s

Relay59 - G

OC1

ABB

RET 543

CT Ratio 100:5

Inst = 0.21 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.25 s

Relay59 - G - LG 0.2kA @ 4.16kV Relay63 - G - LG 0.2kA @ 4.16kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

200-MV-001_1 200-ER-005

Date: 08-28-2013 Rev 1 Rev: Base Fault: Ground o

1000/5

o

1000/5

o

600/5

o

100/5

200-MV-001

4.16 kV

o

400/5

o

50/5

200-TF-011

4.16/0.4 kV

1.5 MVA

200TF011-F01

OCR

Relay63

CB281

CB280

200-US-001

23/4.16 kV

5 MVA

CB36

R

Relay59

OCR

Relay61

200MV001-F01

Relay61

(35)

CB266

ABB SACE PR111

Sensor = 2500

LT Pickup = 0.9 (2250 Amps)

LT Band = Curve A

ST Pickup = 2 (5000 Amps)

ST Band = Curve C (I^x)t = IN

200TF011-F01 3 - 1/C 250 kcmil Copper Rubber 2 Tc = 90C Relay63 - 3P 10.5kA @ 4.16kV Relay63 - P OC1 ABB REF 545 CT Ratio 400:5 Extremely Inverse Pickup = 0.65 (0.05 - 40 xCT Sec) Time Dial = 1 3x = 10 s, 5x = 3.33 s, 8x = 1.27 s Inst = 10.95 (0.05 - 40 xCT Sec) Time Delay = 0.05 s CB266 - 3P 15.2kA @ 0.4kV 200-TF-011 1.5 MVA (Secondary) 5.75 %Z Delta-Wye Solid Grd

Inrush FLA

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C 200-LV-001 JACOBS C-560

200-MV-001_2 200-ER-005

Date: 08-23-2013 Rev 1 Rev: Base Fault: Phase

200-LV-001

0.4 kV

200-MV-001

4.16 kV

o

400/5

o

50/5

200-TF-011

4.16/0.4 kV

1.5 MVA

200TF011-F01

OCR

Relay63

CB281

CB266

(36)

CB266

ABB SACE PR111

Sensor = 2500

Ground Pickup = 0.4 (1000 Amps)

Ground Band = Curve A (I^x)t = IN

Relay63 - G

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 50:5

Inst = 0.3 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.05 s

Relay63 - G - LG 0.2kA @ 4.16kV CB266 - LG 16kA @ 0.4kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

ETAP Star 7.5.2C 200-LV-001 JACOBS C-560

200-MV-001_2 200-ER-005

Date: 08-23-2013 Rev 1 Rev: Base Fault: Ground

200-LV-001

0.4 kV

200-MV-001

4.16 kV

o

400/5

o

50/5

200-TF-011

4.16/0.4 kV

1.5 MVA

200TF011-F01

OCR

Relay63

CB281

CB266

(37)

200-CV-002-M1 Stator

Fuse141

Fuse141 - 3P Cable148 3 - 1/C 4/0 AWG Copper Rubber 2 Tc = 90C Relay52 - P - 51 OC1 ABB REF 545 CT Ratio 1000:5

IEEE - Long Time Ext. Inverse Pickup = 1.35 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 0.5 3x = 4.13 s, 5x = 1.46 s, 8x = 0.633 s Relay51 - P OC1 200-US-002 5 MVA (Secondary) 6.5 %Z Delta-Wye Resistor Grd Inrush FLA Relay52 - 3P 8.5kA @ 4.16kV Fuse141 - 3P Relay54 - 3P 8.5kA @ 4.16kV 200-CV-002-M1-100% 1400 KW Voltage Control Relay51 - 3P Relay54 - P OC1 ABB REM 545 CT Ratio 400:5

IEEE - Long Time Inverse Pickup = 0.65 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 2.2

3x = 8.92 s, 5x = 6.19 s, 8x = 4.86 s

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500 1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500 ETAP Star 7.5.2C

220-MV-002 / CORREAS

JACOBS C-560

200-MV-002_2 200CV002

Fault: Phase

Ajuste válido para motores 220-CV-002_M1 y M2

o

600/5

o

100/5

o

1000/5

o

1000/5

200-MV-002

4.16 kV

o

400/5

o

50/5

200-CV-002-M1

1400 kW

244 A

SoftS46 OCR

Relay54

Fuse141

10 kA

400 A

CB40

OCR

Relay52

200MV002-F01

200-US-002

R

Relay51

CB23

Relay52

(38)

Relay51 - G OC1 ABB RET 545 CT Ratio 100:5 Inst = 0.2 (0.1 - 12 xCT Sec) Time Delay = 0.25 s

Relay54 - G

OC1

ABB

REM 545

CT Ratio 50:5

Inst = 0.2 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.05 s

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500 1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500 ETAP Star 7.5.2C

220-MV-002 / CORREAS

JACOBS C-560

200-MV-002_2 200CV002

Fault: Ground

Ajuste válido para motores 220-CV-002_M1 y M2

o

600/5

o

100/5

o

1000/5

o

1000/5

200-MV-002

4.16 kV

o

400/5

o

50/5

200-CV-002-M1

1400 kW

244 A

SoftS46 OCR

Relay54

Fuse141

10 kA

400 A

CB40

OCR

Relay52

200MV002-F01

200-US-002

R

Relay51

CB23

Relay52

(39)

Relay57 - P OC1 ABB REF 545 CT Ratio 150:5

IEEE - Long Time Very Inverse Pickup = 0.65 (0.1 - 5 xCT Sec) Time Dial = 1.1 3x = 4.71 s, 5x = 2.09 s, 8x = 1.28 s

Fuse301

ABB

CMF

160A

Relay52 - P - 51

OC1

Relay51 - P

OC1

Relay57 - 3P 8.5kA @ 4.16kV Relay51 - 3P Fuse301 - 3P 8.5kA @ 4.16kV 200-TF-012 750 kVA (Secondary) 5.75 %Z Delta-Wye Solid Grd

Inrush FLA 200-US-002 5 MVA (Secondary) 6.5 %Z Delta-Wye Resistor Grd Inrush FLA Relay52 - 3P 8.5kA @ 4.16kV Fuse301 - 3P 8.5kA @ 4.16kV 10K .5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 100 (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

200-MV-002_3 200TF012

Date: 09-13-2013 Rev 1 Rev: Base Fault: Phase o

600/5

o

100/5

o

1000/5

o

1000/5

200-MV-002

4.16 kV

o

150/5

o

50/5

200-TF-012

200TF012-F01

OCR

Relay57

Fuse301

50 kA

160 A

CB40

OCR

Relay52

200MV002-F01

200-US-002

R

Relay51

CB23

Relay52

Relay51

Relay57

(40)

Relay51 - G

OC1

ABB

RET 545

CT Ratio 100:5

Inst = 0.2 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.25 s

Relay57 - G

OC1

ABB

REF 545

CT Ratio 50:5

Inst = 0.2 (0.1 - 12 xCT Sec)

Time Delay = 0.05 s

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

10K

.5 1 3 5 10 30 50 100 300 500 1K 3K 5K

Amps X 10 (Plot Ref. kV=4.16)

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

Seconds

1K .01 .1 1 10 100 .03 .05 .3 .5 3 5 30 50 300 500

S

e

c

o

n

d

s

200-MV-002_3 200TF012

Date: 09-13-2013 Rev 1 Rev: Base Fault: Ground o

600/5

o

100/5

o

1000/5

o

1000/5

200-MV-002

4.16 kV

o

150/5

o

50/5

200-TF-012

200TF012-F01

OCR

Relay57

Fuse301

50 kA

160 A

CB40

OCR

Relay52

200MV002-F01

200-US-002

R

Relay51

CB23

Relay52

Relay51

Relay57