Estudio de coordinación de protecciones de la subestación Quimpac Nueva 60kV

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(1)*. UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD D E I N G ^ I E ^ ^ C T O C A Y ^ ^ T O O N IC A. ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN QUIMPAC NUEVA 60kV. INFORME DE SUFICIENCIA. PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE: INGENIERO ELECTRICISTA. PRESENTADO POR: ADERSON JOSUE SACAICO ZUÑIGA. PROMOCIÓN 2011-1 LIMA-PERÚ 201 5.

(2) ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN QUIMPAC NUEVA 60kV.

(3) A todas las personas, en especial a mi familia, por el apoyo brindado durante toda mi vida..

(4) SUMARIO. El presente trabajo expone una metodología, para el cálculo de los ajustes de los relés de protección de respaldo, del sistema elétfrico de la “Ampliación de la planta química de QuimpacS.A.”. Para ello, con una herramienta computacional, se establecerá el modelamiento del sistema eléctrico, para conseguir esto, se requiere modelar el equivalente Thévenin del SEIN (Sistema eléctrico Interconectado Nacional) en la Subestación Elétfrica Oquendo 60kV, se explicara todo esta metodología para el cálculo de dicha red equivalente. Se usará dicha herramienta, para modelar: la línea de transmisión que alimenta a la “Ampliación de la planta química de Quimpac S.A.” y el sistema eléctrico de potencia de la “Ampliación de la planta química de Quimpac S.A.” y de esta manera tener un consolidado del sistema eléctrico en estudio. Para estudiar el sistema de protección de respaldo de dicho sistema eléctrico, se elegirá los componentes del sistema de protección, los cuales se ingresaran en dicho sistema eléctrico en estudio con la herramienta computacional. En dicha herramienta, se calcularan los ajustes de umbral de las corrientes de los relés y se elegirá el tipo de curva de acuerdo a la función de protección del relé de protección. Con la herramienta computacional, en hojas semilogaritnmicas se graficara las curoas de los relés de protección, se simulará fallas eléctricas en diferentes partes del sistema eléctrico en estudio, para coordinar el tiempo de actuación de los relés de protección, frente a estas fallas..

(5) INDICE. SUMARIO.......................................................................................................................... V INTRODUCCIÓN................................................................................................................ 1 CAPÍTULO I GENERALIDADES.............................................................................................................2 1.1. Planteamiento de la ingeniería del problema.......................................................... 2. 1.2. Descripción del problema....................................................................................... 2. 1.3. Objetivos.................................................................................................................3. 1.4. Evaluación de la Problemática............................................................................... 3. 1.5. Limitaciones............................................................................................................4. 1.6. Síntesis...................................................................................................................4. CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEORICO.................................................................................................5 2.1. Evolución histórica de los reles de protección........................................................ 5. 2.1.1. Relés Eletfromecánicos..........................................................................................5. 2.1.2. Relés de estado sólido........................................................................................... 7. 2.1.3. Relésdigitales.........................................................................................................8. 2.2. Base Teórica.......................................................................................................... 9. 2.2.1. Filosofía del sistema de protección......................................................................... 9. 2.2.2. Características de un sistema de protección........................................................ 13. 2.3. Sistemas de protección.........................................................................................14. 2.4. Componentes de un sistema de protección.......................................................... 14. 2.4.1. Elementosde medición.........................................................................................14. 2.4.2. Relés de protección...............................................................................................14. 2.4.3. Los Interruptores...................................................................................................14. 2.4.4. Sistemasde Alimentación........................... ■........................................................ 14. 2.4.5 Sistemas de Comunicación...................................................................................15 CAPÍTULO III COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN QUIMPAC NUEVA 60kV.............................................................................................. 3.1. Ajuste de la linea de transmisión SE Quimpac Nueva-SE Oquendo 60kV............16. 3.2. Ajustes de la subestación eléctrica Quimpac Nueva 60kV....................................19.

(6) 3.2.1. Definición de la protección de sobrecorriente.........................................................19. 3.2.2. Descripción de la subestación eléctrica Quimpac Nueva 60kV............................. 20. 3.2.3. Criterio de selección de red equivalente.................................................................22. 3.3. Circuito Transformador de Potencia 12.5-15MVA, Lado Alta Tensión 60kV......... 30. 3.3.1. Sobrecorrientes de Fases 50/51............................................................................. 30. 3.3.2. Sobrecorrientes de Tierra 50N/51N........................................................................33. 3.4. Circuito Transformador de Potencia 12.5-15MVA, Lado Media Tensión 22.9kV...35. 3.4.1. Sobrecorrientes de Fases 50/51............................................................................. 35. 3.4.2. Sobrecorrientes de Tierra 50N/51N........................................................................ 36. 3.5. Circuito Transformador Retfificador 60kV.............................................................. 37. 3.5.1. Sobrecorrientes de Fases 50/51............................................................................. 37. 3.5.2. Sobrecorrientes de Tierra 50N/51N........................................................................ 38. 3.6. Circuito Filtro de Armónicos 60kV........................................................................... 39. 3.6.1. Sobrecorrientes de Fases 50/51............................................................................. 39. 3.6.2. Sobrecorrientes de Tierra 50N/51N........................................................................ 40. 3.7. Circuito Reactor Zig Zag..........................................................................................42. 3.7.1. Sobrecorrientes de Fases 50/51............................................................................. 42. 3.7.2. Sobrecorrientes de Tierra 50N/51N........................................................................43. 3.8. Tema N°01 Acido Fosfórico 22.9kV-PPA1..............................................................44. 3.8.1. Sobrecorrientes de Fases 50/51............................................................................. 44. 3.8.2. Sobrecorrientes de Tierra 50N/51N........................................................................ 46. 3.8.3 Alimentador 3MVA 22.9/0.46kV.............................................................................. 46 3.8.4. Alimentador 0.8MVA 22.9/0.46kV........................................................................... 48. 3.9. Tema N°02 Ácido Fosfórico 22.9kV-PPA2............................................................. 50. 3.9.1. Sobrecorrientes de Fases 50/51............................................................................. 50. 3.9.2. Sobrecorrientes de Tierra 50N/51N........................................................................ 51. 3.9.3. Alimentador 2.5MVA 22.9/0.46kV........................................................................... 52. 3.9.4. Alimentador 3MVA 22.9/0.46kV.............................................................................. 54. 3.10. Tema No03 Planta de agua, 22.9kV.......................................................................56. 3.10.1 Sobrecorrientes de Fases 50/51............................................................................. 56 3.10.2 Sobrecorrientes de Tierra 50N/51N.................. 57. 3.10.3 Alimentador Planta de H20 1.6MVA 22.9/0.46kV.................................................. 58 3.10.4 Alimentador La Quinta 1MVA 22.9/0.46kV............................................................ 60 3.11. Tema N004 Planta cloro soda 3.15MVA, 22.9kV................................................... 63. 3.11.1 Sobrecorrientes de Fases 50/51............................................................................. 63 3.11.2 Sobrecorrientes de Tierra 50N/51N........................................................................ 64.

(7) 3.11.3 Celda de MT Planta cloro Soda 22.9/0.46kV.........................................................65 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.....................................................................68 CONCLUSIONES............................................................................................................... 68 RECOMENDACIONES....................................................................................................... 69 ANEXOS...........................................................................................................................70 Anexo A:. Parámetros de la línea de transmisión L-6559. Anexo B:. Datos de Placa del Transformador de Potencia 12.5-15MVA. Anexo C:. Datos de Placa del Trantformador Rectificador. Anexo D:. Diagrama Unifilar de Protecciones. BIBLIOGRAFIA................................................................................................................79.

(8) INTRODUCCIÓN. El presente trabajo desarrolla el estudio de una alternativa de protección y coordinación de dispositivos de sobrecorriente para el sistema elétfrico de la Nueva planta química de QUIMPAC, actualmente administrada por la empresa QUIMPAC S.A. Seleccionar un intervalo de tiempo adecuado para la actuación de los relés de protección ante eventos ha sido un problema en la operación de un sistema eléctrico de potencia, el cual la alternativa de coordinación de protección que se planteara será la mas óptima. El proyecto tiene como finalidad mejorar la confiabilidad y continuidad del servicio de energía eléctrica y fomentar el uso de programa de simulación de redes DIGSILENT como herramienta de trabajo para los ingenieros de planificación en estudios futuros. El Capítulo I trata sobre el: “Planteamiento de Ingeniería del Problema”, describe y evalúa el problema, además de establecer los objetivos del mismo. Este capítulo también determina los alcances del trabajo realizado así como presenta una síntesis del mismo. El Capítulo II comprende el: "Fundamento Teórico”, se presenta el marco teórico conceptual, donde se ve la evolución histórica de los relés de protección, una breve descripción de dichos relés, las bases teóricas de un sistema de protección, la filosofía de un sistema de protección y por ultimo las componentes de un sistema de protección. Dentro del Capítulo III se abarcara: “La Coordinación de Protecciones de La Subestación Quimpac Nueva 60kV”, Se establecerá una alternativa de coordinación de protecciones; En base a los valores referenciales de ajuste del relé de protección de la línea de transmisión “L-6559”, se calcularan los ajustes de los relés de protección de los relés de protección de los circuitos en 60kV, los relés de protección de los circuitos alimentadores en 22.9kV. - Dentro del capítulo IV se adjuntará como anexos: Los parámetros de la línea de transmisión, el diagrama unifilar de protecciones y los datos de placa de los transformadores. En el capítulo V se dará unas recomendaciones y conclusiones para dicho estudio y por último en el capítulo VI se mostrará la bibliografía utilizada..

(9) CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DE INGENIERÍA DEL PROBLEMA. En este capítulo se explica el problema de ingeniería y se precisan los objetivos del informe. También se realizara una evaluación de la problemática y se establecerán los alcances del proyecto desarrollado; finalmente se presentará una síntesis del trabajo realizado.. 1.1 Descripción del Problema En la operación óptima de un sistema eléctrico sin fallas o perturbaciones las variables elédricas como: la corriente, el voltaje y la frecuencia, etc., no varían sustancialmente, pero si aquellas variables salen de sus rangos normales durante la operación, estas variables alcanzaran valores que pueden ser peligrosos para las instalaciones mismas, tanto locales, como remotas, originando apagones, paradas innecesarias de planta y peligro para el personal de operaciones o mantenimiento. Es cierto que la alimentación con líneas de transmisión subterránea tienen una buena presentación, con una alta fiabilidad de operación y mantenimiento, pero tiene un alto costo de instalación, mantenimiento y un alto riesgo de falla de operación frente a inundaciones. Además, siendo sus problemas más comunes la sobrecorriente y el sobrevoltaje de tipo intemo o las que se presentan en las instalaciones eléctricas por maniobras de equipos eléctricos, fallas u otros motivos propios de la red adyacente. A diferencia de las líneas subterráneas, las líneas aéreas y las subestaciones elédricas aéreas tienen menor confiabilidad en la operación, bajo condiciones climáticas no favorables y además que son instalaciones que no tienen una buena presentación. Dado estos problemas, el diseño de la coordinación de las protecciones principales, las protecciones de respaldo, es responsabilidad del personal especializado en protecciones eléctricas. Este personal debe tener en cuenta • las consideraciones necesarias y estándares nacionales e internacionales para lo operación óptima de los sistema eléctricos. El problema siempre será en los sistemas eléctricos, que no podemos evitar tener la ocurrencia de fallas eléctricas; con la inserción de los sistemas de protección elédrica solo minimizamos la propagación de fallas, minimizamos la destrucción de un sistema eléctrico aun así los sistemas eléctricos no son 100% seguros..

(10) 3. 1.2 Objetivos del Trabajo Los objetivos generales de un sistema de protección son preservar efectivamente a las personas y a los equipos, reducir la influencia de las fallas sobre las líneas y los equipos, cubrir de manera ininterrumpida el sistema eléctrico de potencia, en adelante SEP, estableciendo un monitoreo del 100%. Partiendo de estas generalidades, el objetivo principal de este estudio de coordinación de protecciones de la Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV es: Determinar los ajustes de los relés de protección, con el fin primordial de operar de manera coordinada con las demás protecciones presentes en el sistema elétfrico, ante cualquier falla o perturbación que se presente en el sistema eléctrico a proteger. Entre los objetivos específicos podemos citar: Determinar los ajustes de los relés de protección del circuito de la línea de transmisión, que va desde la Sube^ación Oquendo hasta la Subestación Quimpac Nueva 60kV, en adelante “L-6559”; esta línea de transmisión subterránea alimenta a la Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV. Determinar los relés de protección de los 03 circuitos de 60kV, que salen de la Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV, los cuales son: El circuito de filtro de armónicos 60kV, el circuito del transformador rectificador 60kV y el circuito del transformador de potencia 60/22.9kV; y por último se realizaran los ajustes de los relés de protección de los 04 circuitos alimentadores en 22.9kV, que salen de este último circuito.. 1.3 Evaluación del problema Después de reconocer los problemas de anomalías como fallas o perturbaciones en la red, es necesario determinar los ajustes más adecuados de los relés de protección y poder tener un servicio continuo de energía. Para que el sistema eléctrico sea más confiable, implica tener instalados relés principales y relés de respaldo; esto hace que el sistema de protección tenga un alto costo de instalación. Un equipo de protección, no es solamente el relé propiamente dicho, sino que incluye a todos los componentes que permiten detetfar, analizar y despejar la falla. Los principales elementos que componen un equipo de protección son: Batería de alimentación, transformadores de medida para protección, relé, e interruptor automático. Estos relés de protección trabajaran tanto para fallas temporales y fallas permanentes. Todos los sistemas elétfricos desde la generación, transmisión, distribución y utilización deben implementar estos sistemas de protección, ya que son necesarios, además que siempre estarán expuestos a fallas internas y/o externas..

(11) 4. La idea es que estos relés de protección despejen las fallas eléctricas en el menor tiempo posible, tanto para fallas locales, fallas remotas y exista un tiempo de coordinación de actuación de los relés, para las protecciones principales y protecciones de respaldo.. 1.4 Limitaciones El presente Informe tiene como alcance el sistema de protección de respaldo de la Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV y sus alimentadores en 22.9kV. Se estudiará la coordinación de protecciones de sobrecorrientes de los circuitos de la Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV y los circuitos alimentadores en 22.9kV aguas abajo de la Subestación Eléctrica, usando los estándares IEC 60255, ANSI, los Apuntes de Sistemas de Protección [1] y los requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN [2], Para la coordinación de las protecciones se usara el módulo de protecciones del Software “DlgSILENT Power Factory 14.1”. El siguiente estudio no se encarga de la configuración de los relés de protección con los ajustes calculados.. 1.5 Síntesis En el presente informe se desarrolla una metodología (método típico de coordinación) para el cálculo de ajumes de los relés de protecciones de sobrecorriente y la manera como trabajan entre ellos, coordinadamente, tanto en alta tensión como en media tensión. Se utilizara criterios estándares referidos exclusivamente a los relés de protección. Se presenta un caso práctico de la Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV del SEIN, donde estos valores de ajuste se configuran en los relés dentro de la sala de tableros de protección; para el caso de los circuitos en 60kV y para el caso de los circuitos alimentadores de 22.9kV, estos relés son instalados en las celdas de media tensión. La filosofía de protección hace operar a algunos relés como principal y a otros como de respaldo; estos relés tienen entre ellos un tiempo de coordinación, los cuales actúan manera coordinada frente a las anomalías que pueden hacer variar los parámetros elétfricos, como la corriente, tensión, frecuencia, etc. Se debe priorizar que los sistemas de protección tengan una velocidad muy alta, esto quiere decir que el tiempo de operación del relé de protección sea en el menor tiempo posible, que actué cuando deba de actuar, que pueda actuar en las condiciones menos favorables, que tenga sistemas de respaldo por seguridad y fiabilidad, además que debe contar con los relés suficientemente mínimos posibles, para no tener una gran inversión en el sistema de protección, pero que si se justifique su uso en el sistema eléctrico en estudio; se debe de proteger tanto a los componentes del sistema eléctrico, como a las personas..

(12) CAPÍTULO II PROTECCIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS. 2.1 Evolución Histórica de los Relés Los relés de protección usados en los sistemas eléctricos para detetfar condiciones anormales o inseguras han ido evolucionando con el tiempo, conforme avanza la tecnología, así como se muestra en la Fig. 2.1.. Principios del siglo veinte a la fecha. 1960’s a 1980’s. 1980’s a la fecha. Fig. 2.1 Evolución histórica de los relés. Un ejemplo de una condición anormal o insegura, en adelante falla de un sistema eléctrico, se tiene en la Fig. 2.2.. Fig. 2.2 Falla en la cadena de aisladores.de una línea de transmisión. 2.1.1 Relés Electromecánicos El principio de funcionamiento está basado en los fenómenos de atracción e inducción electromagnética. Estos relés de protección se usaban en los sistemas eléctricos a principios del siglo veinte; sin embargo, algunas empresas lo usan hasta la fecha..

(13) 6. Ejemplo de un modelo de relé eledromecánico se muestra en la Fig. 2.3; este relé de protección es de la marca General Electric.. Fig. 2.3 Modelo de relé electromecánico marca General Electric.. Las partes del relé electromecánico más simple de manera pidórica se muestran en la Fig. 2.4 y estas son: El electroimán, la armadura y los contactos. El principio de funcionamiento es que cuándo se inyecta corriente en el eledroimán produce un flujo magnético, el cual genera una fuerza de atracción entre. la armadura y el núcleo del. electroimán y como la armadura esta acoplado al contacto móvil, este también empieza a moverse de tal manera que choca con el otro contado fijo.. Fig. 2.4 Partes del relé electromecánico más simple.

(14) 7. Este principio de funcionamiento de manera detallada se explica a partir de la Fig. 2.5; se inyecta corriente en las conexiones de la bobina del electroimán, esta produce un flujo magnético, el cual genera una fuerza de atracción entre el inducido hierro dulce y el núcleo del electroimán, como este inducido esta acoplado a uno de los contactos fijos y al contacto móvil a través de un pivote, este pivote empieza a moverse de izquierda a derecha, de tal manera que este contacto móvil choca con el otro contacto fijo.. inducido hierro dulce. pivote. contactos fijos. núcleo. bobina. conexiones bobina metal flexible. Fig. 2.5 Partes del relé electromecánico de manera detallada.. 2.1.2 Relés de Estado Solido Estos dispositivos surgieron como alternativa a los electromecánicos, están diseñados con circuitos electrónicos analógicos, estos circuitos emulan las características de los relevadores electromecánicos. Las ventajas frente a los relés electromecánicos son: •. El tiempo de respuesta son más rápidos.. •. Mayor tiempo de vida.. •. Menor Mantenimiento.. •. Mayor sensibilidad.. •. Reducción de tamaño y una operación silenciosa.. Los relés de protección de estado sólido han quedado fuera de uso progresivamente desde el surgimiento de los relés digitales. Los relés de estado sólido no tienen la misma flexibilidad de los relés digitales, su exactitud y rango dinámico están limitados por sus componentes electrónicos..

(15) 8. Los relés de protección de estado sólido se usaron desde 1960 hasta 1980; un ejemplo de estos relés se muestra en la Fig. 2.6.. Fig. 2.6 Muestra de un relé de estado sólido.. 2.1.3 Relés Digitales La evolución de los relés digitales ha devenido del rápido avance de la tecnología de los microprocesadores y del surgimiento de números algoritmos de protección. Un relé digital convierte señales analógicas de tensión y corriente en cantidades binarias por medio de un convertidor analógico/digital, luego estas señales son procesadas numéricamente por los algoritmos o programas de cómputo del relé. Los algoritmos se encargan de la detección de fallas y del control de las señales de disparo. Un ejemplo de este tipo de relé se muestra en la Fig. 2.7.. Fig. 2.7 Muestra de un relé digital de marca SIEMENS..

(16) 9. 2.2 Base Teórica 2.2.1 Filosofía del Sistema de Protección Es imposible evitar ocasionalmente que se produzcan fallas o al menos perturbaciones graves en un sistema eléctrico, durante tales situaciones las variables de operación (tensión, corriente, frecuencia, etc.) salen de sus rangos normales y alcanzan valores que pueden ser peligrosos para las instalaciones mismas. Un sistema de protección consiste en minimizar la influencia de una falla en el sistema, hasta el punto, que no se afecte su funcionamiento o se produzcan daños relativamente importantes en él, ni tampoco ponga en peligro a los seres humanos o animales. Puesto que no es posible evitar la ocurrencia ocasional de perturbaciones o de fallas más graves, que por razones de seguridad se requiere eliminarlas en el menor tiempo posible “fracciones de segundo”; estos tiempos muy cortos prescinde la intervención humana. Se dispone de elementos automáticos, que detectan en el menor tiempo posible la ocurrencia de una de estas situaciones y que dan orden de operación a equipos especiales (Interruptores), que abren el circuito fallado, aislándolo de las fuentes de energía y evitando además que sus efectos repercutan sobre el resto del sistema o que lo ponen a tierra, ya sea para anular la sobretensión y evitar su propagación al resto del sistema, o bien para desviar a tierra la corriente de falla. Estos elementos automáticos de prevención conocidos con el nombre de Sistemas de protección o unidades de protección, están formados por: -Transformadores de medida de corriente y de tensión. -Detectores o relés de protección. -Relés auxiliares, que ante una orden de los detectores operan sobre los interruptores. -Sistema de baterías, representa la potencia autónoma independiente del SEP, que se requiere para la operación del conjunto. -Interruptores, equipos capaces de interrumpir las fuertes corrientes de falla. En la elección de los sistemas de protección para usar en cada sistema eléctrico en estudio, se tendrá en cuenta el costo de los relés de protección, el valor de las instalaciones por proteger y la importancia de la continuidad de suministro. Depende por lo tanto, de la parte del sistema de potencia que se está protegiendo; es distinto proteger un transformador de 500/200kV 1000MVA que miles de transformadores de 13,2/0.4kV 500kVA. Los sistemas de protección deben ser muy rápidos, para minimizar el tiempo de duración de las fallas eléctricas los cuales deben ser milisegundos..

(17) 10. Se tendrá en cuenta la ubicación de los transformadores de corriente y de tensión dentro de las instalaciones. En principio, cada equipo o elemento debiera estar con un monitoreo continuo por un sistema de protecciones, mediante zonas de protección; es importante que estas zonas de protección se traslapen de manera que no existen zonas sin protección, por pequeñas que ellas sean, como se muestra en la Fig. 2.8.. i. i. t. Fig. 2.8 Traslape de zonas de protección.. Este traslape de zonas de protección tiene aplicación en los sistemas de protección de las líneas de transmisión aérea, en alta y extra alta tensión; específicamente en las zonas de la protección de distancia. Es importante saber que en los diagramas unifilares de protección se usan números y símbolos que representan una función de protección, Estos números son establecidos en las normas IEEE Std.37.2 y los símbolos son establecidos según IEC 60617.7. Un ejemplo con numeración ANSI se muestra en el siguiente diagrama unifilar de protecciones, según la Fig. 2.9, donde se muestra un modelo de un diagrama de un sistema de protección de un autotransformador [2], En el autotransformador se tiene 03 niveles de tensión AT1 (Alta tensión 1), AT2 (Alta tensión 2) y MT (media tensión) donde se protege las fases de los 03 niveles de tensión con los relés de protección principal y secundario o de respaldo..

(18) 11. La protección principal para los niveles de AT1 y MT es representada por el relé diferencial con código ANSI “87T”, la protección principal para los niveles de AT1 yAT2 es representado por el relé diferencial con código ANSI “87TN”. La protección de respaldo para el nivel de AT1 frente a eventos de fase-fase es representada por los relés de sobrecorriente de tipo instantáneo/temporizado con código ANSI “50/51” y para fallas a tierra el relé que se usa como respaldo es el sobrecorriente temporizado con código ANSI “51N”; estos relés de protección de respaldo usan transformadores de corriente para su correcta operación. La protección de respaldo para el nivel de AT2 frente a eventos de fase-fase es representada por los relés de sobrecorriente de tipo instantáneo/temporizado con código ANSI “50/51” y para fallas a tierra el relé que se usa como respaldo es el sobrecorriente temporizado con código ANSI “51N” ; estos relés de protección de respaldo usan transformadores de corriente para su correcta operación. La protección de respaldo para el nivel de MT frente a eventos de fase-fase es representada por los relés de sobrecorriente de tipo instantáneo/temporizado con código ANSI “50/51” y para fallas a tierra el relé que no usa como respaldo el sobrecorriente temporizado con código ANSI “51N” debido a que el sistema eléctrico esta en conexión delta; estos relés de protección de respaldo usan transformadores de corriente para su correcta operación.. Fig. 2.9 Diagrama unifilar de protecciones con números ANSI.

(19) 12. En la Tabla N° 2.1 se muestra un resumen de las principales funciones de protección, según la norma ANSI se describe cada función de protección. TABLAN 0 2.1 Principales funciones de protección según ANSI Numero. Función. 14. Detector de baja velocidad Detector de distancia. 23. Relé de control de temperatura. 25. Relé verificador de sincronismo. 27. Relé de mínimatensión Relé direccional de potencia. 37. Relé de mínima intensidad o baja potencia baja.. 40. Relé de campo/Perdida de excitación. Relé de secuencia negativa o desbalance de corriente.. 47. Detector de secuencia de fases.. 49.. Detector térmico para máquina, aparato o transformador. Relé de sobrecorriente instantáneo.. 51. ■59. Relé de sobrecorriente temporizado.. Relé de máxima tensión. 63. Relé de presión de gas, líquido o vacío (Bucholz). 67. Relé direccional de sobrecorriente.. 74. Rele de alarma. 79. Relé de reconexión o reenganche.. 81.. Relé de frecueneia. Relé de protección diferencial Relé de disparo(Trip) o disparo libre. En una línea de transmisión, mientras más aumenta el nivel de tensión, aumenta el costo involucrado a dicha protección. Por ejemplo, la seguridad en un nivel de tensión en 500kV es mayor que la seguridad en 220kV, 138kV, 60kV y 10kV respectivamente..

(20) 13. 2.2.2 Características de un Sistema de Protección A continuación, se mostrará los también denominados principios generales para el ajuste y la coordinación de la protección [2] y los requerimientos mínimos de un sistema de protección [3]. a) Confiabilidad Que los sistemas de protección siempre estén disponibles para operar; pero, para mantener esta fiabilidad se requiere realizar mantenimientos preventivos. b) Rapidez Debe de haber una rapidez de operación de los sistemas de protección y minimizar el tiempo de duración de la falla en el SEP; el cual puede generar daños al equipo que se va proteger, hasta puede afectar a los equipos inmediatos, depende no solo de la protección misma (y por lo tanto de su tecnología), sino también del tiempo del sistema de control y de la operación del interruptor que finalmente actúa. Estos relés de protección deben de esperar para su operación y coordinar con otros relés de protección. En el mejor de los casos, el tiempo total de espera para su operación es del orden de 50ms, siendo 150ms un tiempo más común. c) Sensibilidad Deben ser capaces de reaccionar ante señales anormales pequeñas, en todas las condiciones de operación del SEP; pero no siempre deben de operar. Ejemplos: •. Cuando se energiza los transformadores, las corrientes de magnetización de un transformador están presentes; estas corrientes son sensadas y son altas, pero en estas condiciones un relé de protección no debe de actuar. •. Otro ejemplo de esta caraderística son las corrientes de arranque de un. motor. Estos valores pueden alcanzar valores similares a los de un cortocircuito, pero solo tienen un corto tiempo de duración, estos valores son de operación normal, por lo tanto, no deberán de actuar los sistemas de protección. d) Selectividad También llamada discriminación en el despeje de fallas, de manera que solo actúen los interruptores y se aislé solo parte del sistema. SÍ la falla ha ocurrido fuera de la zona de acción o de monitoreo de la protección, esta no debe dar orden de inmediato de apertura a los interruptores, aunque detecte la falla (debe dar tiempo de operar a la protección directamente encargada). En caso falle el relé de protección diredamente encargado de una zona falle, este debe de estar en comunicación con los relés de protección de respaldo, para que ellos actúen..

(21) 14. e) Seguridad Se entiende por seguridad de la protección como la probabilidad de no tener un disparo no deseado; un disparo no deseado puede ocurrir espontáneamente, por ejemplo, si un elemento del sistema de protección falla o existe un mal ajuste. Un buen sistema de transmisión debe ser capaz de soportar al menos un disparo indeseado. 2.3 Sistemas de Protección Los Sistemas de Protección se utilizan en los sistemas eléctricos de potencia para evitar la destrucción de equipos o instalaciones por causa de una falla, que podría iniciarse de manera simple y después extenderse sin control en forma encadenada. Los sistemas de protección deben aislar la parte donde se ha producido la falla, buscando perturbar lo menos posible la red, limitar el daño al equipo fallado, minimizar la posibilidad de un incendio,. el peligro para las personas,. el riesgo de daños de equipos eléctricos. adyacentes; entre otros. 2.4 Componentes de un Sistema de Protección Los sistemas de protección de un sistema de potencia se componen generalmente de los siguientes elementos [4]: 2.4.1 Elementos de Medición: Que permiten observar el sistema; en esta categoría se clasifican los transformadores de corriente y los transformadores de voltaje. Estos equipos son una interfaz entre el sistema de potencia y los relés de protección, reducen las señales de intensidad de corriente y tensión, respectivamente a valores adecuados que pueden ser conectados a las entradas de los relés de protección. 2.4.2 Relés de Protección Son aquellos equipos que ordenan disparos automáticos en caso de falla, son la parte principal del sistema de protección, contienen la lógica que deben seguir los interruptores, se comunican con el sistema de potencia por medio de los elementos de medida y ordenan operar a dispositivos tales como interruptores .reconectadores u otros. Existen varios tipos de acuerdo a su evolución; Electromecánicos, estado sólido (estáticos), digitales/numéricos (basados en microprocesadores), usados en SEP para detectar condiciones anormales o inseguras y tomar las acciones inmediatas. 2.4.3 Los interruptores Que hacen la conexión o desconexión de las redes eléctricas, son gobernados por los relés y operan directamente el sistema de potencia. 2.4.4 Sistemas de alimentación En el sistema de alimentación del sistema de protecciones, se acostumbra a alimentar tanto interruptores como relés, con un sistema de alimentación de energía eléctrica independiente, del sistema protegido, con el fin de garantizar autonomía en la operación..

(22) 15. De esta forma los relés e interruptores puedan efectuar su trabajo sin interferir. Es común que estos sistemas sean de tensión continua y estén alimentados por baterías o pilas. 2.4.5 Sistemas de Comunicación Es el que permite conocer el estado de los interruptores y relés con el fin de poder realizar operaciones y analizar el estado del sistema eléctrico de potencia. Existen varios sistemas de comunicación. Algunos de estos son: Nivel 0. Sistema de comunicaciones para operación y control en sitio. Nivel 1. Sistema de comunicaciones para operación y control en cercanías del sitio. Nivel 2. Sistema de comunicaciones para operación y control desde el centro de control local. Nivel 3. Sistema de comunicaciones para operación y control desde centros de control nacional. Los relés de protección cuentan con un panel de alarma desde donde los usuarios pueden ver en forma local algunas averías, además algunos sistemas de protección cuentan con sistemas teleproteccion especialmente las líneas de transmisión cuentan con este sistema, y no olvidar los sistemas auxiliares que son muy importante para los relés de protección. Es importante hablar de los RTUs, los cuales son dispositivos basados en microprocesadores, el cual permite obtener señales independientes de los procesos y enviar información a un sitio remoto donde se procese. Generalmente este sitio remoto es una sala de control donde se encuentra un sistema central SCADA. el cual permite. visualizar las variables enviadas por la RTU. En los sistemas eléctricos de protección la característica más importante es la velocidad con lo cual responde el sistema de protección. Los sistemas auxiliares deben de ser redundantes si es posible, para tener mayor confiabilidad en los sistemas eléctricos de protección. Hay 2 razones por lo cual se debe de instalar protecciones de respaldo en un sistema de potencia. La primera es que en caso la protección principal falle en despejar una falla, la protección de respaldo lo haga. La segunda es para proteger aquellas partes del sistema de potencia que la protección principal no protege, debido a la ubicación de sus transformadores de medida. Hay 2 tipos de respaldo: respaldo remoto, respaldo local. El objetivo de las protecciones de respaldo es abrir todas las fuentes de alimentación a una falla no despejada en el sistema. Estas protecciones de respaldo deben de operr suficientemente rápido para mantener la estabilidad del sistema, prevenir que los equiH se dañen y mantener la continuidad del servicio..

(23) CAPÍTULO III COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN QUIMPAC NUEVA 60kV. En este capítulo se desarrollara la coordinación de las protecciones de la Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV, aguas abajo de la subestación Quimpac Nueva 60kV. El capítulo está organizado en tres secciones principales: Ajustes de la línea de alimentación en 60kV (L-6559), desde la Subestación Oquendo 60kV hasta la Subestación Quimpac Nueva 60kV; ajustes de los relés de protección de los circuitos en 60kV de y por último los ajustes de los relés de protección de los circuitos alimentadores en 22.9kV. A continuación se describirá cada sistema elétfrico a proteger: 3.1 Ajustes de la Línea de Transmisión SE Oquendo 60kV-SE Quimpac Nueva 60kV El proyecto comprende la puesta en operación de una nueva línea de transmisión en 60 kV de 0.72 kilómetros, entre las subestaciones de Oquendo 60kV y la subestación Quimpac Nueva 60kV, como se muestra en la Fig. 3.1, así como la ampliación del sistema de barras para el montaje de la celda de salida en 60 kV de la Subestación Oquendo. Se tendrá en cuenta las siguientes características para el proyetfo de la nueva línea de Transmisión en 60 kV. Código de la línea de transmisión: “L-6559” Tramo: Subterráneo Número de ternas: Simple Longitud aproximada Red Subterránea: 0.72 km Cable: XLPE 35/60 (72.5) kV Cu 500 mm2 Una línea de transmisión se puede modelar dependiendo si es línea corta, mediana o larga, este modelamiento en función de la longitud física para este tipo de línea se puede decir que esta línea es corta. Para seleccionar el esquema adecuado para una línea se requiere saber que tan importante es está dentro del sistema de potencia. La determinación de la importancia de la línea se debe de basar en el nivel de voltaje, longitud de la linea, proximidad a fuentes de generación, flujos de carga, estudios de estabilidad, consideraciones de servicio al cliente, además de requisitos mínimos de protección para nuevas instalaciones dentro del sistema interconectado nacional. El modelamiento de la línea de transmisión es en estado estacionario, Para la línea elegimos el modelamiento de la línea como: parámetros concentrados(modelo Pl)..

(24) 17. Se modelará la línea L-6559, en el software Digsilent, se ingresara los parámetros eléctricos de la línea de transmisión, una vez modelado se observa en la Fig. 3.1. jL. , i. .t - i-.-i. , 4 ,. 4.. Fig. 3.1 La línea de transmisión “L-6559” en el SEIN. Para el ajuste del relé de protección de la nueva línea de transmisión en 60 kV, que viene desde la Subestación Oquendo 60kV hasta la Subestación Quimpac Nueva 60kV, con código, “L-6559”; usaremos un relé multifunción SIEMENS 7SJ61 para simular la protección de sobrecorriente. Los ajustes en valores secundarios, del relé de protección de la L-6559 para sobrecorriente de fases suministrado por la Distribuidora EDELNOR son: >. SOBRECORRIENTES DE FASES 50/51. 50: Protección de sobrecorriente de Fases de tiempo inverso. 51: Protección de sobrecorriente de Fases de tiempo definido. •. Primera etapa (Tiempo definido):l»=0.9 secA.t»=0.6seg.. •. Segunda etapa (Tiempo definido):l»=7.5 secA.t»=0.3seg..

(25) 18. Estos ajustes de corriente y tiempo en las 2 etapas se muestran en la Fig. 3.2 de color rojo, los cuales son de tiempo definido. Estas curvas de corriente vs tiempo se observan en la Fig. 3.2, se puede ver que ante una falla trifásica en la barra de la subestación Quimpac Nueva 60kV el relé de protección lo despeja en 0.3 segundos y coordina aguas arriba con los relés de las líneas L-6558 y L-653 (SE Oquendo 60kV-SE Chillón 60kV) y con la línea L-699(SE Oquendo 60kV-SE Tomas Valle 60kV) en caso no opere.. h ém k —. — ----. -. —. & ¡t—. Fig. 3.2 Curva característica Tiempo-Corriente-Fases. De la misma manera como en el caso anterior, la distribuidora EDELNOR establecerá los valores de ajuste de los relés de protecciones SOBRECORRIENTES DE TIERRA 50N/51N. 50N: Protección de sobrecorriente de Tierra de tiempo inverso. 51N: Protección de sobrecorriente de Tierra de tiempo definido. •. Primera etapa (Tiempo definido): l» = 0 .1 5 secA.t»=1.7seg. •. Segunda etapa (Tiempo definido): l» = 6 .8 secA.t»=0.3seg.

(26) 19. Estos ajustes de corriente y tiempo en las 2 etapas se muestran en la Fig. 3.2 de color rojo, los cuales son de tiempo definido. Estas curcas se muestran en la siguiente Fig. 3.3, se puede ver que ante una falla monofásica en la barra de la subestación Quimpac Nueva 60kV, el relé de protección lo despeja en 0.3 segundos y coordina aguas arriba con el relé de las línea L-653(SE Oquendo 60kV-SE Chillón 60kV), en caso no opere.. Fig. 3.3 Curva característica Tiempo Corriente-Tierra. 3.2 Ajustes de la Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV 3.2.1 Definición de Protección de Sobrecorriente La coordinación de la protección de sobrecorriente es un elemento crítico para la operación apropiada del sistema eléctrico. Los dispositivos de protección contra sobrecorriente que se seleccionen y la corriente de falla disponible afedan la coordinación del sistema. Para evitar problemas de coordinación y sus posibles riesgos, la curva tiempo-.

(27) 20. corriente del dispositivo de sobrecorriente debe ser analizada y debe ser la más óptima ya que si no tendremos algún posible evento y no pudiendo actuar la protección correctamente. La coordinación entre los diversos elementos de protección de sobrecorriente se ha realizado mediante la definición de sus ajustes, tanto de corriente como de tiempo, de modo tal que, se obtenga la mejor selectividad posible. Los ajustes de los relés de protección de fallas entre fases se verifican para que no operen con la corriente de carga de los equipos. Para el ajuste del primer umbral de sobrecorriente de fases se usaran curvas de acuerdo a la norma correspondiente de la IEC. El intervalo de tiempo de coordinación entre relés se encuentra en el rango de 0,2 0,25 segundos, determinado principalmente por el tiempo de actuación del relé más interruptor, con un margen de seguridad para compensar los errores que pudieran haber en los valores estimados de corriente de falla, tiempo de operación de los relés y errores en los transformadores de corriente. A continuación, se describirá el sistema de protección de respaldo de cada circuito, del sistema eléctrico en estudio. 3.2.2 Descripción de la Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV Las Subestación Eléctrica Quimpac Nueva 60kV es una subestación aérea que cuenta con sistema de barra simple, que consta de 04 circuitos de alta tensión: 01 alimentador principal desde el SEIN, a través de la nueva línea subterránea en 60kV, en adelante la “L6559”, el cual fue implementado por la empresa EDELNOR y con la finalidad de abastecer energía eléctrica a la nueva planta QUIMPAC S.A. El segundo circuito de alta tensión es un alimentador subterráneo en 60kV para el transformador rectificador 28.2MVA, que alimenta al sistema de alimentación de corriente continua, para la “Ampliación de la planta química QUIMPAC S.A.”. El tercer circuito es el que alimenta al transformador de potencia 12.5-15MVA 60kV/22.9kV; a través de este circuito se alimenta a todas las cargas de la Ampliación de la planta química QUIMPAC S.A.; y el último circuito es aquel que alimenta al sistema de filtro de armónicos en 60kV. El sistema eléctrico de la Ampliación de la planta química QUIMPAC S.A, se modelo con el Software Digsilent como se muestra en la Fig. 3.4., donde se observa, los niveles de tensión de la planta, los cuales son: en alta tensión 60kV, en media tensión 22.9kV y por último en baja tensión 0.46kV.

(28) 21. 381 3 3 tu O lis $íz O t - -i ÍW^ ° Wi. i p. - &. í. s. a:. - m. -. ■ U - J3 £ t—G * ^ C h—O •**“ | y-. □ g: a a o '[ l ^ t = C > í i n m- ai | LHM IM i. .. O -. ,± ;i. ;* C F. A. o. ^. i. O O. Fig, 3.4 Diagrama unifilar del Sistema elébtrico de la Ampliación Quimpac S.A..

(29) 22. 3.2.3 Criterio de Selección de la Red Equivalente: Debido a que este proyedo entró en operación en el año 2013,pero hizo una ampliación el año 2015 usamos la información suministrada por el organismo operador (COESSINAC), en formato pfd (archivo generado por el programa DlgSILENT Power Factory 14.1.3), en el cual se encontró la siguiente información: •. Modelo de red del SEIN para el año 2015.. •. Biblioteca de los equipos con sus parámetros elédricos, capacidad nominal de transmisión de las líneas, potencia nominal de los transformadores de potencia y generadores síncronos del SEIN.. •. Despachos de generadores y distribución de demandas del SEIN para el año 2015, para los escenarios hidrológicos de avenida y estiaje en máxima demanda y mínima demanda respectivamente.. •. Equipos de compensación readiva del SEIN.. •. Motores síncronos y asincronos de las plantas de algunas compañías mineras.. En dicho archivo las demandas de las empresas distribuidoras están reflejadas a las barras de media tensión de las subestaciones de distribución y están especificadas mediante la potencia activa y el respectivo factor de potencia.Antes de describir las protecciones de los circuitos en 60kV, se hallara la red equivalente del SEIN en la Subestación eléctrica Oquendo 60kV.Una vez que contamos con esta información calculamos la red equivalente en la Subestación Oquendo 60kV, para esto sacamos fuera de servicio a la “L-6559”. del sistema en estudio, como se muestra en la Fig. 3.5, y. simulamos los cortocircuitos (monofásico y trifásico) en las barra de Oquendo 60kV, para todos los escenarios de avenida y estiaje para el año 2015, estos escenarios son 04: Av15max, AV15min, Es15max y Es15min. Dónde Av15max: Es el escenario de avenida máxima de la red en el año 2015. Dónde Av15min: Es el escenario de avenida mínima de la red en el año 2015. Dónde Es15max: Es el escenario de estiaje máxima de la red en el año 2015.. Fig. 3.5 L-6559 Fuera de semcio.

(30) 23. Para poder elegir nuestra red equivalente simularemos cortocircuitos en la barra, donde se quiera hallar el equivalente y obtendremos las corrientes de cortocircuito trifásico y monofásico con el método de la IEC, se realizara simulaciones en el programa DlgSILENT Power Factory 14.1.3, y se obtuvo los siguientes resultados en las figuras: Fig. 3.6, Fig. 3.7, Fig. 3.8, Fig. 3.9, Fig. 3.10, Fig. 3.11, Fig. 3.12, Fig. 3.13, donde: •. Skss: Potencia de cortocircuito Trifásico. •. Ikss: Corriente de cortocircuito Trifásico.. •. lp: Corriente de cortocircuito Pico.. •. R: Resistencia. •. X:reactancia. •. Z:lmpedancia. •. X/R: Relación de Reactancia entre resistencia. •. lkss:B :Corriente monofásica en la fase B.. •. lkss:C :Corriente monofásica en la fase C.. •. lkss:A :Corriente monofásica en la fase A.. •. 3xlo=Corriente Homopolar (Suma de las 3 corrientes monofásicas de las 3 fases).. •. R0: Resistencia de secuencia cero.. •. X0: Reactancia de secuencia cero.. •. R1: Resistencia de secuencia positiva.. •. X1: Reactancia de secuencia positiva.. •. Z1: Impedancia de secuencia positiva.. •. R2: Resistencia de secuencia negativa.. •. X2: Reactancia de secuencia negativa.. •. Z2: Impedancia de secuencia positiva.. •. X0/X1: Relación de reactancia de secuencia cero y reatfancia de secuencia positiva.. •. Z2/Z1: Relación de impedancia de secuencia negativa e impedancia de secuencia positiva.. •. R0/X0: Relación de Resistencia de secuencia cero e impedancia de secuencia cero.. A continuación se calculará los valores de cortocircuito trifásico y monofásico en la Subestación Elétfrica Oquendo 60kV en los diferentes escenarios de operación. Se tendrá que elegir cada escenario, para cada evaluación de cortocircuito tanto trifásico y monofásico, donde el programa DIGSILENT lo calcula de 2 maneras diferentes.

(31) 24. a) Cortocircuito trifásico: Av15max Para el cálculo del cortocircuito trifásico en la barra de Oquendo 60kV, con la línea de transmisión “L-6559” fuera de servicio, en este escenario simulamos un cortocircuito trifásico con el método IEC, de acuerdo a la base de datos cargados al programa DlgSILENT Power Factory 14.1.3 del SEIN, obteniendo los siguientes resultados, como se observa en la Fig. 3.6.. Skss = 1708.59 MVA Ikss = 16.44 kA ¡p = 37.46 kA R = 0.57 Ohm X = 2.01 Ohm Z = 2.09 Ohm. Skss = 1695.62 MVA Ikss = 16.32 kA ip = 35.88 kA R = 0.65 Ohm X = 2.01 Ohm Z = 2.11 Ohm. Fig. 3.6 Valores de cortocircuito trifásico Max/Min en Av15max. b) Cortocircuito Monofásico: Av15max Para el cálculo del cortocircuito monofásico en la barra de Oquendo 60kV con la línea de transmisión “L-6559” fuera de servicio, simulamos un cortocircuito monofásico con el método IEC, de acuerdo a la base de datos cargados al programa DlgSILENT Power Factory 14.1.3 del SEIN, obteniendo los siguientes resultados como se observa en la Fig. 3.7.. Skss:A = 630.^ 7 M V A Ik s s A = 18.214 ^ ipsA = 41.501 ^. IO ^ = 1 8 .^ 4 ^ W. = 0 .^ 7 O h m ^ = 2.013 O h m ^ = 2.092 O h m R2 = 0.590 O h m ^ = 2.014 O h m Z2 = 2.099 O h m XtoR = 5.934 RtoX = 0.169 X O to ^ = 0.742 RQ = 0.108 O h m XO = 1.493 O h m. S fe s A = 628.817 M VA Ikss:A = 18.152 ^ ip;A = 39514 ^ TQi3 = 18.152 ^ R1 = 0 j646 Ohm ^ = 2.011 O hm n = 2.113 Ohm ^ = 0.669 Ohm X2 = 2.012 Ohm ' :n = 2.120 Ohm XtoR = 4.953 RtoX = 0.202 XOto^ = 0.742 RO = 0.108 Ohm XO = 1.493 Ohm. Fig. 3.7 Valores de cortocircuito monofásico Max/Min en Av15max.

(32) 25. c) Cortocircuito trifásico: Av15min Para el cálculo del cortocircuito trifásico en la barra de Oquendo 60kV con la línea de transmisión “L-6559” fuera de servicio, simulamos un cortocircuito trifásico con el método IEC, de acuerdo a la base de datos cargados al programa DlgSILENT Power Factory 14.1.3 del SEIN, obteniendo los siguientes resultados, como se observa en la Fig. 3.8.. Skss = 1714.41 MVA Ikss = 16.50 kA ¡p = 37.66 IA R = 0.54 Ohm X = 2.05 Ohm Z = 2.12 Ohm. Skss = 1707.37 MVA Ikss = 16.43 ip = 36.21 IA R = 0.62 Ohm X = 2.05 Ohm Z = 2.14 Ohm. Fig. 3.8 Valores de cortocircuito trifásico Ma^Min en Av15min d) Cortocircuito monofásico: Av15min Para el cálculo del cortocircuito monofásico en la barra de Oquendo 60kV con la línea de transmisión “L-6559” fuera de servicio, simulamos un cortocircuito monofásico con el método IEC, de acuerdo a la base de datos cargados al programa DlgSILENT Power Factory 14.1.3 del SEIN, obteniendo los siguientes resultados, como se obseroa en la Fig. 3.9.. ii. Skss:A = 631.989 MVA IkssLíVz 18.244 kA ip:A z 40.213 kA IOri:z 18.244 M Rl = 0.617 Ohm 2.049 Ohm Z lz 2.139 Ohm 0.644 Ohm 2.052 Ohm ^ Z 2.151 Ohm XtoR: = 5.012 RtoX: = 0.200 XO tottz 0.739 R0z 0.111 Ohm X0z 1.514 Ohm X » — i. II. X. Skss:A = 632.085 MVA IkssL 18.247 kA ip:A z 41.659 kA M : z 18.247 kA Rl = 0.537 Ohm 2.050 Ohm n = 2.119 Ohm R2 = 0.563 Ohm X2z 2.055 Ohm n = 2.130 Ohm XtoR z 6.000 RtoX: = 0.167 XOtoXl z 0.738 R0z 0.111 Ohm X0z 1.514 Ohm. Fig. 3.9 Valores de cortocircuito monofásico Ma^Min en Av15min.

(33) 26. e) Cortocircuito trifásico: Es15max Para el cálculo del cortocircuito trifásico en la barra de Oquendo 60kV con la línea de transmisión “L-6559” fuera de seroicio, simulamos un cortocircuito trifásico con el método IEC de acuerdo a la base de datos cargados al programa DlgSILENT Power Factory 14.1.3 del SEIN, obteniendo los siguientes resultados, como se observa en la Fig. 3.10.. fe s = W M tó ¡p = 38.06 M. Ikss = 16,62 1^ ¡p = 36.45 kA. R = 0.55 Ohm. R = 0.63 Ohm. X = 1.98 Ohm Z = 2.06 Ohm. X =1.98 Ohm t Z = 2.08 Ohm. Fig. 3.10 Valores de cortocircuito trifásico en Es15max f) Cortocircuito monofásico: Es15max Para el cálculo del cortocircuito monofásico en la barra de Oquendo 60kV con la línea de transmisión “L-6559” fuera de servicio, simulamos un cortocircuito monofásico con el método IEC, de acuerdo a la base de datos cargados al programa DlgSILENT Power Factory 14.1.3 del SEIN, obteniendo los siguientes resultados, como se obseroa en la Fig. 3.11. S k ss:A = 635.498 M V A Ikss:A = 18.345 ^ ip :A = 41.710 k A IO ^ = 18.345 ^ R1 = 0.547 O h m X I = 1.984 O h m Z1 = 2.058 O h m ^ = 0.568 O h m X2 = 1.987 O h m ^ = 2.066 O h m X to R = 5.867 R to X = 0.170 X O to X l = 0.770 RO = 0.112 O h m XO = 1.527 O h m ■. Skss:A = 633.580 MVA Ikss:A = 18.290 kA ip:A = 40.118 kA = 18.290 M f R1 = 0.6^ Ohm n = 1.982 Ohm n = 2.079 Ohm , ^ = 0.647 Ohm • ^ = 1.984 Ohm V . = 2.087 Ohm XtoR = 4.896 RtoX = 0.204 XOtoXl = 0.770 R0 = 0.112 Ohm X0 = 1.527 0hm. Fig. 3.11 Valores de cortocircuito monofásico Max/Min en Es15max.

(34) 27. g) Cortocircuito trifásico: Es15min Para el cálculo del cortocircuito trifásico en la barra de Oquendo 60kV con la línea de transmisión “L-6559” fuera de servicio, simulamos un cortocircuito trifásico con el método IEC de acuerdo a la base de datos cargados al programa DlgSILENT PowerFactory 14.1.3 del SEIN, obteniendo los siguientes resultados, como se observa en la Fig. 3.12.. Skss = 1741.15 M VA Ikss = 16.75 kA ip = 38.20 M R = 0.52 Ohm X = 2.04Ohm Z = 2.11 Ohm. Skss = 1734.90 MVA Ikss = 16.69 M ip = 36.74 kA R = 0.60 0 h m X = 2.04 Ohm Z = 2.13 Ohm. Fig. 3.12 Valores de cortocircuito trifásico Ma^Min en Es15min. h) Cortocircuito monofásico: Es15min Para el cálculo del cortocircuito monofásico en la barra de Oquendo 60kV con la línea de transmisión “L-6559” fuera de servicio, simulamos un cortocircuito monofásico con el método IEC, de acuerdo a la base de datos cargados al programa DlgSILENT Power Factory 14.1.3 del SEIN, obteniendo los siguientes resultados, como se observa en la Fig. 3.13. Skss:A = 634.892 M V A Ikss:A = 18.328 ^ ip:A = 41.785 kA 10^ = 18.328 kA W. = 0.525 O h m XI = 2.042 O h m Z1 = 2.108 O h m R2 = 0.550 O h m , X2 = 2.047 O h m Z2 = 2.120 O h m XtoR = 5.954 RtoX = 0.168 X O to X l = 0 .7 M R0 = 0.117 O h m X0 = 1.568 O h m. Skss:A = 635.133 M V A Ikss:A = 18.335 kA ip:A = 40.348 ^ 10^ = 18.335 kA ra = 0.605 O h m XI = 2.040 O h m n = 2.128 O h m R2 = 0.631 O h m X2 = 2.045 O h m Z2 = 2.140 O h m XtoR = 4.973 RtoX = 0.201 XOtoXl = 0.768 R0 = 0.117 O h m X0 = 1.568 O h m. Fig. 3.13 Valores de cortocircuito monofásico Max/Min en Es15min. De estos resultados podemos ver que los valores de cortocircuito trifásico en Es15 máx, se da el valor más alto de corriente trifásica: lkss=16.74kA, de acuerdo a la Fig. 3.10 y el valor más alto de corriente monofásica: 3xlo=18.345kA, de acuerdo a la Fig. 3.11..

(35) 28. Insertamos el símbolo de la red equivalente en la Subestación Eléctrica Oquendo 60kV, que representa a la red equivalente del SEIN; esta manera de trabajar con la red equivalente del SEIN en la Subestación Oquendo 60kV, nos facilita el trabajo para el estudio de coordinación de protecciones, como se puede observar en la Fig. 3.14, la caja que representa la red equivalente del SEIN en la Subestación Oquendo 60kV con la Línea de transmisión “L-6559” está fuera de servicio. _. seoquendo^. ,. ' Interruptor tóíerto ' And E q .. ?. TÍ. ^ L-6559 Fuera de Servicio' Jm. RFA. f* LineOquendo-qulropae —t--------É • * r. RGO. RED EQUIVALENTE Fig. 3.14 caja que representa la Red Equivalente del SEIN. Haciendo doble clic en el elemento que representa la red equivalente se ingresara los siguientes datos obtenidos de la simulación de Cortocircuito trifásico en la Subestación Oquendo 60kV, en el escenario Es15max, de acuerdo con los resultados de la Fig. 3.10 y Fig. 3.11, en ambas columnas respetivamente. file..Edit etáüMffi*Data.::Qiít|«A-‘rTqoIs. -W indpw" Hetap ¿i '. IK 61363 ] RMS-Maüon. EMT-&ii^to |:. |.. SlaleBtmati*. Rdi*#)1 | ( TB^iP^Od. ■ | ® ® 11^1^ 5Ü. fi' 1 ^ i i I V R 1] toroDita | U^Ftow | VD&IECM^ ^^teSlwt^ j MSISMGcijí ésa 1 I » tí N -j fài Vte ■. te-GrcujPowd&'m® [TO9.52. . MSi.. ShoitCntót^^kta' c-Fador^c.). MVA j^-G rciA Pow a'Sk'irái fl72730i. MVA. ■' tafeuil Curad(fimi |1RF2. kA. F. R/Xttajw.) r ^ a í a r e e folio. t ^1rnrn. RlWOmm. SEQUIMPAC22.9W. Fig. 3.15 Valores a ingresar a la Red Equivalente. Se obtendrá de esta manera la red equivalente, se elabora el diagrama unifilar del sistema eléctrico en estudio, en el software DlgSILENT Power Factory 14.1.3, con la inserción de la red equivalente del SEIN, como se muestra en la Fig. 3.16..

(36) 29. nwiiMutui. g. °. ■e ». 1Project:. CL £. a T> (V Oí o. 6/9/2015. iiriu«Mr. XCL jg X< ra ccu O am<. t.jfa. in: r-tv o o. Sëf u.I— s §íáo. <%o SfflS. (/) aj T) □ z. B o > T3 c3 2 0 ¿ c B. (/) dJ T) 2. < < < 5 *—1*—1 — < < < ^ ^ c c m ® d) 0 3 3 Û. Ü Ü '3 3 5 2 2 2 O D D. id-|Ed?auudA W S o Ü o x: W. B o > T3 c3 2 0 ¿ c B. ¡9 o > T3 c3 2 0 ¿ c B. £O D £ O£ WWW lir a U à. Fig. 3.16 Diagrama unifilar dei Sistema elèttrico en estudio con la red equivalen! e del SE'N.

(37) 30. Una vez que se modelo la red del SEIN, en el diagrama unifilar en estudio, se completó el sistema eléctrico en estudio, y a continuación describiremos el sistema de protección de los circuitos en 60kV. 3.3 Circuito del Transformador de Potencia 12.5-15MVA, Alta Tensión 60kV. La protección del transformador frente a fallas externas debe tomarse con mucho cuidado. Este tipo de falla puede causar daño por causas térmicas, daño mecánico debido a las corrientes que circulan por el transformador. En los transformadores pequeños, la protección de sobrecorriente se utiliza para proteger frente a fallas internas. En los transformadores grandes, la protección de sobrecorriente se utiliza como respaldo de la protección diferencial. Cuando se utilizan las protecciones de sobrecorriente en los transformadores, su sensibilidad es limitada, dado que hay que ajustarles en una corriente superior a la corriente de carga. 3.3.1 Sobrecorriente de fases 50/51 Para el primer umbral, la corriente de arranque de tiempo inverso será ajustada en 180 amperios primarios, el cual representa el 125% de la corriente nominal del transformador de potencia ONAF (Oíl Natural air Forced). La cuwa de tiempo inverso seleccionada y el dial serán seleccionados de forma tal que, actúa para una sobrecarga del transformador de potencia. El segundo umbral será de tiempo definido con un ajuste de 3000 amperios primarios y un tiempo de retardo de 0.050 segundos, para una falla franca a nivel del bushing del transformador de potencia lado de alta tensión 60KV. Primer Umbral Corriente de arranque: 180 Amperios primarios Curva característica: IEC Standard Inverse Dial: 0.20s Secundo Umbral Corriente de arranque: 450 Amperios primarios Característica: Definite Time DT Tiempo de retardo: 0.40s Tercer Umbral Corriente de arranque: 3000 Amperios primarios Característica: Definite Time DT Tiempo de retardo: 0.05s.

(38) 31. En la Fig. 3.17, en escala logarítmica se muestra la curva azul, el cual representa la curoa de daño del transformador (Transformer Damage Curve) y se observa también una curoa de color, que representa la curva de sobrecorriente del relé de protección R_L60 del lado de alta tensión del transformador de potencia, esta curva debe estar por debajo de la cu ^a de daño del transformador. I =142-91.641 pn.A. loc_nam eR TR60 loc_name I K 255*3 in w rs e /c p lp s e t 1B0.00 pri.A. TrrtneJemiKDmayeCúrve. ärafl 12 50 MVA Kh É. 12 IK 'D 1 0 *. M 0 .0 0 pri.A R 160 4 & 0 .0 0 pri.A Û.3ÛS. R nam -V. 4 S .M V i A. RTROT. Cl OTO *. 3OT0.00 pri.A. O.Ks 0.01 6 0 .0 Û W. 1000. 100 SE O Q t Æ t ^ 6 0 M ( ^ b J \ R _ L 6 0. Tra^ormerlimage. 1OT000. 10)00 [pri.A] SE QUIMPAC NUEVA OTkV\<^b_2\R TR60. C U R VA DE D AÑO D EL TR A N S FO R M A D O R. d año. Date: 6/9/2015 Annex:. Fig. 3.17 Sobrecorrientes de fases 50/51, curva de daño del transformador 60kV.. Se gráfica la curva de color marrón, el cual representa la curva de sobrecorriente del relé R_TR60, que representa al relé del lado de alta tensión del transformador de potencia y la curva de sobrecorriente del relé R_L60, que representa al relé de la línea L-6559; ambas curvas en una sola hoja a escala logarítmica en el software “DlgSILENT Power Factory 14.1”. En la hoja a escala logarítmica el eje X nos representa las corrientes en amperios en valores primarios y el eje Y nos representa el tiempo en segundos. La curva de sobrecorriente del relé de protección del transformador R_TR60 del lado de 60kV debe de coordinar con la curva de sobrecorriente del relé de protección de la línea de transmisión “L-6559”.EI tiempo de coordinación entre los relés de protección debe de ser desde 200 hasta 300ms, las curvas de sobrecorriente de los relés de protección por ningún motivo se tienen que cruzar, deben de tener márgenes de coordinación. Simulamos una falla trifásica franca con el software en la barra de 60kV del transformador de potencia y resulta una corriente trifásica l=14291.641A (línea de color.

(39) 32. rojo), el cual se muestra con una línea vertical de color rojo; el relé R_TR60 va a despejar esta falla en 0.05s, en caso no actué este relé ante este evento, el relé R_L60 representado con la curva rojo va actuar como respaldo ante esta falla en un tiempo de 0.3s, como se observa en la Fig. 3.18. El margen de coordinación entre el relé de protección R_TR60 y el relé de protección R_L60 es igual a la diferencia, entre estos tiempos: 0.3s-0.05s=0.25s. La curva que seleccionamos en la tercera etapa es una curva característica de tiempo definido, esto se debe a que si hubiéramos elegido la curva de tipo inverso no podríamos elegir un buen margen de coordinación. Generalmente se usa curvas del tipo inversa para transmisión y curvas del tipo muy inversa para distribución y curvas del tipo ertremadamente inversa para sistemas eléctricos industriales donde hay muchas cargas como motores, esto según normas IEC. Se puede notar que la curva del relé de protección R_TR60 en la primera etapa tiene una curva del tipo inversa, la segunda etapa tiene una curva del tipo tiempo definido y por ultimo tiene una etapa de tiempo definido, estas curvas detalladas en esta configuración para tener buenos márgenes de coordinación.. 6aoowiro ------ SEOQI^^60W\Cl&J\R_L60. icoo. ,. 1M 00. 1rax». (pri.A]. ■ S E Q U I M P A C M ^ A ^ I M C ^ 2\R T R ^. F A L L A T R IF A S IC A S E N 2 2 .9 W. RMF. ^ t e : 6/9/2015. Anrex:. Fig. 3.18 Sobrecorriente de Fases 50/51 del Transformador 12.5MVA lado 60kVfalla en 60kV..

(40) 33. Se puede apreciar en la Fig. 3.19, el tiempo de actuación del relé de protección del transformador R_TR60 (curva de color marrón) es de 0.40 segundos y el relé de protección de la línea de 60KV R_L60 (curva de color rojo) opera en 0.60 segundos ante una falla en el lado de 22.9kV.EI margen de coordinación entre el relé R_TR60 y el relé R_L60 es igual a la diferencia entre estos tiempos: 0.6s-0.4s=0.20s.. 3.3.2 Sobrecorriente de Tierra 50N/51N El arranque para la primera etapa será de 60 amperios primarios que representa el 40% de la corriente nominal del transformador de potencia ONAF, se selecciona la característica de tiempo definido con un tiempo temporizado de 0.350 segundos y coordine con el ajuste del relé de respaldo de la línea de 60KV. Se habilitara el segundo umbral de manera que para una falla fase-tierra (cortocircuito monofásico) a nivel del bushing del transformador de potencia actúa la protección en un tiempo de 0.10 segundos, como se muestra en la Fig. 3.20. Primer Umbral Corriente de arranque: 60 Amperios primarios Característica: Definite Time DT Tiempo de retardo: 0.350s.

(41) 34. Segundo Umbral Corriente de arranque: 900 Amperios primarios Característica: Definite Time DT Tiempo de retardo: 0.10s Se puede notar que la curva del relé de protección R_TR60 en la primera etapa tiene una curva del tipo definido, la segunda etapa tiene una cuiva del tipo tiempo definido, estas curvas detalladas en esta configuración para tener buenos márgenes de coordinación con las curvas de tiempo definido del relé de protección R_L60. En el software Digsilent se simula una falla monofásica franca cercano al bushing de 60kV del transformador de potencia el cual genera una corriente de 11776.104A el cual es sensado por el relé de protección R_TR60 el cual lo va despejar en un tiempo de 0.1s y en caso este relé de protección no atfué, el relé de protección R_L60 de la línea aguas arriba del transformador aguara en un tiempo superior equivalente a 0.3s. El margen de coordinación entre la curva del relé de protección R_TR60 (Curva de color marrón) y la curva del relé de protección R_L60 (curva de color rojo) es igual a la diferencia entre estos tiempos: 0.3s-0.1s=0.20s. Estas formas de las curvas de los relés de protección del relé R_TR60, se eligen de acuerdo a la forma de las curvas del relé de protección del R_L60..

(42) 35. Para una falla monofásica de 50ohms en el lado de 60kV el relé de protección R TR60 (curva de color marrón) actúa en 0.35s y el relé de protección R_L60 (cuiva de color rojo),. Fig. 3.21 Sobrecorriente de tierra 50N/51N, con resistencia de 50 Ohm.. 3.4 Circuito Transformador de Potencia 12.^15MVA, Media Tensión 22.9KV. 3.4.1 Sobrecorriente de Fases 50/51 Se determina una corriente de arranque de 450 amperios primarios, que representa el 120% de la corriente nominal de transformador de potencia (ONAF), el relé de tiempo inverso con un ajuste, para despejar eventos como una sobrecarga del transformador de potencia. El segundo umbral activado será de tiempo definido con una temporización que coordine con el relé SIEMENS 7SJ61 del lado de 60KV del transformador de potencia. Primer Umbral Corriente de arranque: 480 Amperios Curva característica: IEC Standard Inverse Dial: 0.10s Segundo Umbral Corriente de arranque: 1080 Amperios primarios Característica: Definite Time DT Tiempo de retardo: 0.20s.

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