Estudio de ajuste y coordinación de protecciones · Los factores de compensación de secuencia...

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ElectroNet Consultores Ltda.

ANDES GENERACION SpA

Octubre 2014

AJUSTES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES PARA LA CONEXIÓN AL SIC DE LA CENTRAL ANDES

INFORME

Las Urbinas 53, Of. 43 Providencia, Santiago, Chile Cod.Postal: 751-0093 Fonos : (562) 334 1400 (562) 334 1401 (562) 334 1402 Web: www.electronet.cl e-mail: [email protected]

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ÍNDICE

1. ANTECEDENTES .................................................................................................. 1

2. ANTECEDENTES TÉCNICOS .................................................................................. 1

2.1. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ..................................................................................... 1

2.1.1. LÍNEA DE CENTRAL ANDES ............................................................................... 1

2.1.2. CARACTERÍSTICAS TRANSFORMADOR DE CENTRAL ANDES ................................. 2

3. ESQUEMA DE PROTECCIONES .............................................................................. 3

4. CRITERIOS UTILIZADOS EN LA ESPECIFICACIÓN DE AJUSTES .................................. 4

4.1 Línea de 110 kV Diego de Almagro - Andes. ................................................... 4

4.2 Transformador 63 MVA 110/10,5 kV S/E Andes. ............................................. 6

5. ESPECIFICACIÓN DE AJUSTES .............................................................................. 7

5.1 Línea de 110 kV Diego de Almagro – Andes. .................................................. 7

5.4 Transformador 63 MVA 110/10,5 kV Andes. .................................................. 14

6. VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES ............................... 16

7. CONCLUSIONES ................................................................................................ 19

ANEXO A .............................................................................................................. 20

ANEXO B .............................................................................................................. 23

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ESTUDIO DE AJUSTES Y COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES PARA LA CONEXIÓN AL SIC DE LA

CENTRAL ANDES

INFORME AJUSTES PROTECCIONES

1. ANTECEDENTES ANDES GENERACIÓN SpA. está desarrollando el proyecto de la instalación de una central con una capacidad total de 32,5 MW, compuesta por cuatro unidades a petróleo pesado, tres de 6,5 MW y una de 13 MW, cuya fecha de puesta en servicio se estima para el mes de Junio de 2015.

Esta central está ubicada en un terreno de propiedad de ANDES GENERACIÓN SpA. en la Comuna de Diego de Almagro III región y se conectaría a la subestación Diego de Almagro, de propiedad de TRANSELEC mediante una línea de 110 kV de aproximadamente 1 km. de longitud.

Para obtener la aprobación de TRANSELEC y del CDEC-SIC para su puesta en servicio en la fecha indicada, ANDES GENERACIÓN SpA ha solicitado a ElectroNet la realización de un estudio de Ajustes de Protecciones.:

2. ANTECEDENTES TÉCNICOS

A continuación se entregan los valores de los parámetros eléctricos de las instalaciones consideradas en el estudio.

Además se han considerado los juste actuales de las protecciones de Diego de Almagro.

Los antecedentes técnicos que no fueron entregados por Andes Generación, corresponden a la base de datos oficial del CDEC-SIC.

2.1. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Los parámetros eléctricos de la línea de la zona en estudio son los siguientes:

Los factores de compensación de secuencia cero (k0) y su ángulo, que aparecen en las tablas posteriores, se calculan de acuerdo a la ecuación:

1

3

10

1

0

Z

Zk

2.1.1. LÍNEA DE CENTRAL ANDES

Nombre Long

[km]

R1

[Ω-pri]

X1

[Ω-pri]

Ro

[Ω-pri]

Xo

[Ω-pri]

Ang

[°] k0

k0Ang

[°]

C. Andes – S/E Diego de Almagro 110kV

0.95 0.20131 0.3895 0.33754 1.3607 62,7 0.7456 19,35

2

2.1.2. CARACTERÍSTICAS TRANSFORMADOR DE CENTRAL ANDES

Transformador 110/10,5 kV

P Nom

63 MVA

V Nom

AT 110 kV

BT 10,5 kV

Conexión Ynd11

Z1 15 % bp 63 MVA

Z0 15 % bp 63 MVA

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3. ESQUEMA DE PROTECCIONES

En el presente informe se especificarán los ajustes de protecciones correspondientes a las siguientes instalaciones:

Línea de 110 kV Andes – Diego de Almagro extremo Diego de Almagro El esquema consiste en dos protecciones RED670 en las que se habilitarán las siguientes funciones: Diferencial de línea (Solo en Sistema 1) Distancia de fase y tierra. Localizador de fallas. Teleprotección. Sobrecorriente direccional residual. Sobrecorriente de fase y residual. Respaldo de interruptor. Línea de 110 kV Andes – Diego de Almagro extremo Andes El esquema consiste en dos protecciones RED670 en las que se habilitarán las siguientes funciones: Diferencial de línea (Solo en Sistema 1) Distancia de fase y tierra. Localizador de fallas. Teleprotección. Sobrecorriente direccional residual. Sobrecorriente de fase y residual. Sobre y baja tensión. Respaldo de interruptor. Transformador SE Andes El esquema consiste en una protección diferencial RET670, en la que se habilitará las siguientes funciones: Diferencial de transformador. Sobrecorriente instantánea y temporizada de fase y residual.

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4. CRITERIOS UTILIZADOS EN LA ESPECIFICACIÓN DE AJUSTES

Los criterios generales que se utilizaron para especificar los ajustes de las protecciones de la línea de 110 kV Diego de Almagro – Andes, pueden resumirse de la siguiente manera:

4.1 Línea de 110 kV Diego de Almagro - Andes.

Extremo Diego de Almagro

Protecciones RED670

Función diferencial (Solo en Sistema 1)

Esta función de la protección se utiliza como protección principal de la línea entre la S/E Diego de Almagro y la central Andes. La protección diferencial de línea deberá operar en forma instantánea para todo tipo de fallas dentro de la línea y no operar para fallas externas a la línea, considerando los errores en los transformadores de corriente. Las funciones de sobrecorriente se utilizan como protecciones de emergencia ante pérdida de la vía de comunicaciones y su ajuste es tal que puede ver fallas mínimas dentro de la línea, con característica de operación de tiempo definido. Además se han habilitado la protección de respaldo de interruptor y la orden de desenganche directo (DTT) al extremo Andes, en caso de apertura local. Función de distancia.

Esta función de la protección, que se configurará de acuerdo al esquema de subalcance permisivo (PUTT) iniciado por operación de la zona Z1 de las protecciones, se utiliza como respaldo de la protección diferencial de la línea ante pérdida de comunicación de la protección diferencial de línea y de fallas hasta por lo menos el lado de 10,5 kV del transformador de la central. Zona 1: Debido al diseño de la protección su ajuste mínimo es mayor que la impedancia de la línea, por lo que se ajustará al valor mínimo y se verificará que coordine con las protecciones de los equipos adyacentes. Su tiempo de operación se ajustará a 0,3 seg.. Zona 2: Debido al diseño de la protección su ajuste mínimo es mayor que la impedancia de la línea, por lo que se ajustará al valor mínimo y se verificará que coordine con las protecciones de los equipos adyacentes. Su tiempo de operación se ajustará a 0,6 seg. Zona 3: Tiene dirección reversa con un alcance que le permite proporcionar respaldo a las protecciones de las líneas Diego de Almagro – Emelda, Diego de Almagro – Salvador y Potrerillos por lo menos hasta el 15% de cada línea considerando los acortamientos y que en Diego de Almagro existe doble protección y respaldo de interruptor en cada línea. Su tiempo de operación es de 2 segundos. Zona 4: Tiene un alcance que le permite proporcionar respaldo a las protecciones del transformador hasta 10,5 kV. Su tiempo de operación es de 1.3 segundos. El elemento de tierra, por razones de longitud de los tramos de líneas, ve fallas con resistencia de hasta 25 Ohms. Fallas con resistencias mayores son detectadas por la función direccional de sobrecorriente residual. Función Localizador de Fallas

Esta función entrega la distancia a la que ocurrió la falla.

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Función Teleprotección

Esta función define el esquema de intercambio de señales que utilizará la protección. Función direccional de sobrecorriente residual de respaldo.

Esta función se utiliza como respaldo para fallas monofásicas en la línea con resistencia de falla, en lo posible de hasta 100 Ohms. Función de sobrecorriente de emergencia.

Se ajustarán también los elementos de sobrecorriente como protección de emergencia ante la pérdida de los potenciales. Función de sobrecorriente de fase y residual.

Se ajustarán también los elementos de sobrecorriente como protección de respaldo. Función de respaldo de interruptor.

Se ajusta esta función para cubrir la no apertura del interruptor 52H10 ante fallas que ocurran en la línea, emitiendo orden de desenganche sobre todos los interruptores de la barra a través del relé auxiliar de desenganche de la protección diferencial de barras.

Extremo S/E Andes

Protecciones RED670 Sistema 1

Función diferencial (Solo en Sistema 1)

Esta función de la protección se utiliza como protección principal de la línea entre la S/E Andes y la S/E Diego de Almagro. La protección diferencial de línea deberá operar en forma instantánea para todo tipo de fallas dentro de la línea y no operar para fallas externas a la línea, considerando los errores en los transformadores de corriente. Las funciones de sobrecorriente se utilizan como protecciones de emergencia ante pérdida de la vía de comunicaciones y su ajuste es tal que puede ver fallas mínimas dentro de la línea, con característica de operación de tiempo definido. Además se han habilitado la protección de respaldo de interruptor y la orden de desenganche directo (DTT) al extremo Diego de Almagro, en caso de apertura local. Función de distancia.

Esta función de la protección, que se configurará de acuerdo al esquema de subalcance permisivo (PUTT) iniciado por operación de la zona Z1 de las protecciones, se utiliza como respaldo de la protección diferencial de la línea y de las protecciones en la S/E Diego de Almagro. Zona 1: Debido al diseño de la protección su ajuste mínimo es mayor que la impedancia de la línea, por lo que se ajustará al valor mínimo y se verificará que coordine con las protecciones de los equipos adyacentes. Su tiempo de operación se ajustará a 0,3 seg.. Zona 2: Debido al diseño de la protección su ajuste mínimo es mayor que la impedancia de la línea, por lo que se ajustará al valor mínimo y se verificará que coordine con las protecciones de los equipos adyacentes. Su tiempo de operación se ajustará a 0,6 seg. Zona 3: Tiene dirección reversa con un alcance que le permite proporcionar respaldo a las protecciones del transformador hasta 10,5 kV. Su tiempo de operación es de 2 segundos.

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Zona 4: Tiene un alcance que le permite proporcionar respaldo a las protecciones más allá de la S/E Diego de Almagro. Su tiempo de operación es de 1.3 segundos. Función Localizador de Fallas

Esta función entrega la distancia a la que ocurrió la falla. Función Teleprotección

Esta función define el esquema de intercambio de señales que utilizará la protección. Función direccional de sobrecorriente residual de respaldo.

Esta función se utiliza como respaldo para fallas monofásicas en la línea con resistencia de falla, en lo posible de hasta 100 Ohms. Función de sobrecorriente de fase y residual.

Se ajustarán también los elementos de sobrecorriente como protección de respaldo. Función de sobre y baja tensión

Se ajustan estas funciones para evitar las sobretensiones con la línea en vacío y caídas de tensión más allá del 20% Función de sobrecorriente de emergencia.

Se ajustarán también los elementos de sobrecorriente como protección de emergencia ante la pérdida de los potenciales. Función de respaldo de interruptor.

Se ajusta esta función para cubrir la no apertura del interruptor 52HT ante fallas que ocurran en la línea, emitiendo orden de desenganche sobre todos los interruptores de la barra a través del relé auxiliar de desenganche de la protección diferencial del transformador.

4.2 Transformador 63 MVA 110/10,5 kV S/E Andes.

Función Diferencial de transformador Esta protección cubrirá en forma instantánea fallas al interior de la zona entre los transformadores de corriente ubicados en la llegada de la línea desde Diego de Almagro hasta los transformadores de corriente ubicados en la llegada a la celda de 10,5 kV, incluyendo el transformador. Sobrecorriente instantánea y temporizada de fase y residual Esta protección se ajusta como respaldo de la diferencial del transformador y de las conexiones a los generadores.

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5. ESPECIFICACIÓN DE AJUSTES

A continuación se indican los ajustes determinados para las protecciones, los que se han especificado de acuerdo con los criterios expuestos en los puntos anteriores.

5.1 Línea de 110 kV Diego de Almagro – Andes.

Extremo Diego de Almagro

Protección RED670 Sistemas 1 y 2.

Elemento diferencial de línea (Solo en Sistema 1)

El pickup del elemento diferencial (Idif>) debe ser 2 a 3 veces mayor que la corriente de carga capacitiva de la línea, pero a lo menos mayor que el 15% de la corriente de carga máxima. Ic=3.63*10

-6*kV*f*L*C= 3.63*10

-6*110*50*8.95*0.95=0.17 A

In= 63000*0.15/110√3=49.6 A Por lo tanto Idif> debe ser mayor y se ajusta en 60 A’60/300*5=1 A” El elemento sin restricciones (Idif>>) se ajusta entre el doble de la corriente nominal y la menor de las fallas en ambos extremos, luego Idif>> es >99 A y < 3153 A 600/60 = 10 A”

Elemento de diferencial de línea

TT/CC Diego de Almagro 300/5

TT/CC Andes 300/5

Full Scale Current 300 A’

Idif> 1 A”

Idif> al cierre 1 A”

Retardo de Idif> 0.0 s

Idif>> 10 A”

Idif>> al cierre 10 A”

Elemento de distancia

Zona 1.- La impedancia vista hasta el 80% de la impedancia de la línea a S/E Andes resulta ser:

Alcance Falla entre fases Falla a tierra Falla a tierra con Rf 80% a Andes 0.351 62.7° Ω’ 0.357 61,9° Ω’ 17 -9° Ω’ 0.021 62.7° Ω” 0.214 76,8° Ω” 1.02 -9° Ω” X1PP = 0.1 Ω” (ajuste mínimo) R1PP = 0.1 Ω” (ajuste mínimo) RFPP = 1.2 Ω” RFPE = 0.6 Ω” X0PE = 0.1 Ω” (ajuste mínimo) R0PE = 0.5 Ω” (ajuste mínimo)

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Zona 2.- Menor que fallas en Andes 10,5 kV resulta ser: Alcance Falla entre fases Falla a tierra Falla a tierra con Rf Andes 10,5 . 30,58 88.5° Ω’ oo Ω’ oo Ω’

1,84 87.9° Ω” oo Ω” oo Ω”

X1PP = 1.5 Ω” R1PP = 1.8 Ω” RFPP = 1.8 Ω” RFPE = 0.9 Ω” X0PE = 1.5 Ω” R0PE = 1.8 Ω” Zona 3.- La impedancia vista hacia atrás por el relé para una falla al 80% de la línea Diego de Almagro - Emelda:

3F = 4,65 -114.6° Ω’ = 0.28 -114.6° Ω” = -0.116 + j -0,254

1FT(25) = 106.14 179.2° Ω’ = 6.37 -179.2° Ω”= 6.37 + j 0.09 X1PP = 0.25 Ω” R1PP = 0.25 Ω” RFPP = 6.38 Ω” RFPE = 3.19 Ω” X0PE = 0.25 Ω” R0PE = 0.5 Ω” Zona 4.- La impedancia vista por el relé para una falla en la barra de 10,5 kV de Andes:

3F = 30.6 88.5° Ω’ = 1.84 88.5° Ω” = 0.05 + j 1.84 1FT(25) = oo Ω’ X1PP = 1.84 Ω” R1PP = 2.2 Ω” RFPP = 2.2 Ω” RFPE = 1.1 Ω” X0PE = 1.84 Ω” R0PE = 2,2 Ω” Los ajustes determinados son los siguientes:

TT/CC 300/5 Tiempo

TT/PP 115.000/3 : 115/3

Ajuste X1PP R1PP RFPP RFPE X0PE R0PE seg.

Z1 0.1 ” 0.1 ” 1.2 ” 0.6 ” 0.1 ” 0.5 ” 0.3 seg

Z2 1.5 ” 1.8 ” 1.8 ” 0.9 ” 1.5 ” 1.8 ” 0.6 seg

Z3(Reversa) 0.25 ” 0.25 ” 6.38 ” 3.19 ” 0.25 ” 0.5 ” 2 seg

Z4 1.84 ” 2.2 ” 2.2 ” 1.1 ” 1.84 ” 2.2 ” 1.3 seg

Elemento Localizador de fallas Longitud de la línea: 0,95 km X´ Reactancia unitaria de la línea: 0.41 Ohm/km. Elemento Teleprotección Se configura como esquema POTT con línea de dos terminales con envío de aceleración por Zona 1 y permisivo de disparo para Zona 1 con recepción de señal del extremo opuesto.

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Elemento direccional de sobrecorriente residual

Detecta fallas monofásicas a tierra con 100 Ω de resistencia en el extremo Andes. Su tiempo de operación es >0.8 seg para fallas francas cercanas a Andes y para fallas con 100 Ω en el límite de la Z1. Con ello resulta el siguiente ajuste:


TT/CC 300/5

TT/PP 115.000/3 : 115/3

Residual

Direccionalidad Adelante

Pickup 1.2 A” (72 A’)

Curva IEC Normal Inverse

Lever 0.25

Elemento de sobrecorriente de emergencia Se ajusta para detectar falla en toda la línea, ante pérdida de potenciales y considerando el extremo cercano a la falla ya abierto. Extremo Falla entre fases (2f) Falla a tierra con 100 Ω Elevadora (abierto) 2138 Amp. 610 Amp.

Elemento de sobrecorriente de emergencia

TT/CC 300/5

Fase Residual

Pickup I> 4 A” (240 A’) 1.2 A” (72 A’)

Curva Inst. IEC Normal Inverse

Tiempo 0.8 seg. 0.25 seg

Elemento de sobretensión

Se ajustan dos etapas, una al 10% sobre el valor nominal de tensión y la segunda al 20%.

Vn1_110 kV: 110”=> 110/1.732 V fase=63.5 V”x 1.1=69.86 Vsec

V=70 V, su tiempo de operación es de 10 seg.

Vn2_110 kV: 110”=> 110/1.732 V fase=63.5 V”x 1.2=76.2 Vsec

V=76 V, su tiempo de operación es de 0.5 seg.

Elemento de respaldo de interruptor

Esta función se ajusta considerando una corriente de fase entre el 120 y 150% de la corriente máxima de carga.

Elementos de respaldo de interruptor

TT/CC 300/5

Fase

Pickup I> 3.67 A” (220 A’)

Tiempo 0.2 seg.

10

Elemento de cierre contra falla

Esta función se realiza con la operación instantánea de la zona 1B en el momento del cierre y para fallas muy cercanas a Diego de Almagro, con el elemento de sobrecorriente correspondiente ajustado para ver la corriente de fase para fallas bifásicas y monofásicas a tierra hasta aproximadamente la mitad de la línea.

Elementos de sobrecorriente para cierre contra falla

TT/CC 300/5

Fase

Pickup I>>> 7.5 A” (450 A’)

Extremo S/E Andes

Protección RED670 Sistemas 1 y 2

Elemento diferencial de línea (Solo en Sistema 1)

El pickup del elemento diferencial (Idif>) debe ser 2 a 3 veces mayor que la corriente de carga capacitiva de la línea, pero a lo menos mayor que el 15% de la corriente de carga máxima. Ic=3.63*10

-6*kV*f*L*C= 3.63*10

-6*110*50*8.95*0.95=0,17 A

In= 63000*0.15/110√3=49.6 A Por lo tanto Idif> debe ser mayor y se ajusta en 60 A’60/300*5=1 A” El elemento sin restricciones (Idif>>) se ajusta entre el doble de la corriente nominal y la menor de las fallas en ambos extremos, luego Idif>> es >99 A y < 3153 A 600/60 = 10 A”

Elemento de diferencial de línea

TT/CC Diego de Almagro 300/5

TT/CC Andes 300/5

Full Scale Current 300 A’

Idif> 1 A”

Idif> al cierre 1 A”

Retardo de Idif> 0.0 s

Idif>> 10 A”

Idif>> al cierre 10 A”

Elemento de distancia

Zona 1.- La impedancia vista hasta el 80% de la impedancia de la línea a Diego de Almagro resulta ser:

Alcance Falla entre fases Falla a tierra Falla a tierra con Rf 80% a DdA 0.351 62.7° Ω’ 0.341 62° Ω’ 90 -3.8° Ω’ 0.021 62.7° Ω” 0.02 62° Ω” 5.4 -3.8° Ω”

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X1PP = 0.1 Ω” (ajuste mínimo) R1PP = 0.1 Ω” (ajuste mínimo) RFPP = 1.2 Ω” RFPE = 0.6 Ω” X0PE = 0.1 Ω” (ajuste mínimo) R0PE = 0.5 Ω” (ajuste mínimo) Zona 2.- Mayor que 120% de la impedancia Andes Diego de Almagro o fallas al 20% de Diego de Almagro Emelda resulta ser: Alcance Falla entre fases Falla a tierra Falla a tierra con Rf 20% a Emelda 1.6 64.7° Ω’ 1.77 64.8° Ω’ 95.7 -3.2° Ω’ 0.096 64.7° Ω” 0.106 64.8° Ω” 5.7 -3.2° Ω” X1PP = 0.1 Ω” (ajuste mínimo) R1PP = 0.1 Ω” (ajuste mínimo) RFPP = 5.8 Ω” RFPE = 2.9 Ω” X0PE = 0.1 Ω” (ajuste mínimo) R0PE = 0.5 Ω” (ajuste mínimo) Zona 3.- La impedancia vista hacia atrás por el relé para una falla en la barra de 10,5 kV de Andes: Alcance Falla entre fases Falla a tierra Falla a tierra con Rf 10.5 kV. 30.6 88.5° Ω’ oo Ω’ oo Ω’

1.84 88.5° Ω” oo Ω” oo Ω”

X1PP = 1.84 Ω” R1PP = 1.84 Ω” RFPP = 1.84 Ω” RFPE = 0.92 Ω” X0PE = 1.84 Ω” R0PE = 1.84 Ω” Zona 4.- La impedancia vista por el relé para una falla al 30% de la línea a Emelda:

3F = 6.19 65.2° Ω’ = 0.371 65.2° Ω” = 0.16 + j 0,34

1FT(25) = 149.2 6.7° Ω’ = 8.95 6.7° Ω”= 6.5 + j 0,76 X1PP = 0.34 Ω” R1PP = 6.4 Ω” RFPP = 6.4 Ω” RFPE = 3.2 Ω” X0PE = 0.34 Ω” R0PE = 6.4 Ω” Los ajustes determinados son los siguientes:

TT/CC 300/5 Tiempo

TT/PP 115.000/3 : 115/3

Ajuste X1PP R1PP RFPP RFPE X0PE R0PE seg.

Z1 0.1 ” 0.1 ” 1.2 ” 0.6 ” 0.1 ” 0.5 ” 0.3 seg

Z2 0.1 ” 0.1 ” 5.8 ” 2.9 ” 0.1 ” 0.5 ” 0.6 seg

Z3(Reversa) 1.84 ” 1.84 ” 1.84 ” 0.92 ” 1.84 ” 1.84 ” 2 seg

Z4 0.34 ” 6.4 ” 6.4 ” 3.2 ” 0.34 ” 6.4 ” 1.3 seg

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Elemento Localizador de fallas Longitud de la línea: 0.95 km X´ Reactancia unitaria de la línea: 0.41 Ohm/km. Elemento Teleprotección Se configura como esquema POTT con línea de dos terminales con envío de aceleración por Zona 1 y permisivo de disparo para Zona 1 con recepción de señal del extremo opuesto. Adicionalmente se activará el ajuste para weak end infeed, para permitir la operación de la protección cuando la central se encuentre fuera de servicio y sin el transformador de poder conectado. Elemento direccional de sobrecorriente residual

Detecta fallas monofásicas a tierra con 100 Ω de resistencia en el extremo Diego de Almagro. Su tiempo de operación es >4.7 seg para fallas francas cercanas a Diego de Almagro y para fallas con 100 Ω en el límite de la Z1. Con ello resulta el siguiente ajuste:


TT/CC 300/5

TT/PP 115.000/3 : 115/3

Residual

Direccionalidad Adelante

Pickup 0.5 A” (30 A’)

Curva IEC Normal Inverse

Lever 0.60

Elemento de sobrecorriente de emergencia Se ajusta para detectar falla en toda la línea, ante pérdida de potenciales y considerando el extremo cercano a la falla ya abierto. Extremo Falla entre fases (2f) Falla a tierra con 100 Ω Elevadora (abierto) 586 Amp. 507 Amp.

Elemento de sobrecorriente de emergencia

TT/CC 300/5

Fase Residual

Pickup I> 3.5 A” (210 A’) 0.5 A” (30 A’)


Elemento de sobretensión

Se ajustan dos etapas, una al 10% sobre el valor nominal de tensión y la segunda al 20%.

Vn1_110 kV: 110”=> 110/1.732 V fase=63.5 V”* 1.1=69.86 Vsec

V=70 V, su tiempo de operación es de 10 seg.

Vn2_110 kV: 110”=> 110/1.732 V fase=63.5 V”* 1.2=76.2 Vsec

V=76 V, su tiempo de operación es de 0.5 seg.

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Elemento de respaldo de interruptor

Esta función se ajusta considerando una corriente de fase entre el 120 y 150% de la corriente máxima de carga.

Elementos de respaldo de interruptor

TT/CC 300/5

Fase

Pickup I> 3.67 A” (220 A’)

Tiempo 0.2 seg.

Elemento de cierre contra falla

Esta función se realiza con la operación instantánea de la zona 1B en el momento del cierre y para fallas muy cercanas a Andes, con el elemento de sobrecorriente correspondiente ajustado para ver la corriente de fase para fallas bifásicas y monofásicas a tierra hasta aproximadamente la mitad de la línea.

Elementos de sobrecorriente para cierre contra falla

TT/CC 300/5

Fase

Pickup I>>> 3.5 A” (210 A’)

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5.4 Transformador 63 MVA 110/10,5 kV Andes.

Protecciones RET670

Razón TT/CC 110 kV: 300/5

Razón TT/CC 10,5kV: 2500/5

Elemento diferencial de transformador

IB=63.000/1.732/110=330 A

Los ajuste de este elemento será realizado con dos pendientes características de operación, ajustadas a 40% y 80% respectivamente. El ajuste anterior considera los cambios de toma bajo carga del transformador y los errores inherentes a la medición de corriente en los T/C. El tiempo de operación de la protección diferencial será instantáneo.

> : 0,3 pu

>> : 10 pu

T > : 0,0 Seg

T >> : 0,0 Seg

Slope 1 : 40%

Base Point 1 : 0

Slope 2 : 80%

Base Point 2 : 4

Sobrecorriente instantánea y temporizada de fase y residual lado 110 kV Se ajusta para detectar falla en el lado de 110 kV y respaldo a la diferencial. Extremo Falla entre fases (3f) 110 kV 2500 Amp.

Elemento de sobrecorriente de fase y residual Transformador

TT/CC 300/5

Fase Residual

Pickup I> 3.6 A” (216 A’) 0.45 A” (27 A’)

Curva Normal Inversa Normal Inversa


Pickup I>> 20 A” (1200 A’) 30 A” (1890 A’)

Tiempo 0.5. Inst

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Sobrecorriente instantánea y temporizada de fase y residual lado 10,5 kV Se ajusta para detectar falla en el lado de 10,5 kV y respaldo a la diferencial. Extremo Falla entre fases (3f) 10,5 kV 13100 Amp.

Elemento de sobrecorriente de fase y residual Transformador

TT/CC 2500/5

Fase Residual

Pickup I> 4.5 A” (2250 A’) 4.5 A” (2250 A’)

Curva Normal Inversa Normal Inversa


Pickup I>> 17 A” (8500 A’) 17 A” (8500 A’)

Tiempo 0.6 seg Inst

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6. VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES

La coordinación de los ajustes de las protecciones para la nueva línea de 110 kV que son causadas por la instalación de la central Andes se verificó para fallas trifásicas en:

10. 50 y 90 % de la longitud de cada una de las líneas de menor longitud, Diego de Almagro – Andes, Diego de Almagro – Emelda.

Al 20% de las dos líneas Diego de Almagro – Salvador – Poterillos (equivalente al 50% de Diego de Almagro – Llanta) y Diego de Almagro – Salvador.

Fallas monofásicas con valores de resistencia de falla de 0, 25 y 100 Ohms en los mismos puntos anteriores

En las tablas siguientes se indican los tiempos de operación de las protecciones para las diferentes fallas analizadas.

Los valores destacados en beige, indican que hay operación de la teleprotección. Fallas Trifásicas

S/E Diego de Almagro 110 kV Protección IcckA Top IcckA Top IcckA Top

DdA - Emelda 21 - oo - oo - oo

DdA- Llanta 1 21 - oo - oo - oo

DdA - Llanta 2 21 - oo - oo - oo

DdA - Salvador 21 - oo - oo - oo

DdA - El Salado 21 - oo - oo - oo

DdA - Taltal 21 - oo - oo - oo

DdA - Andes 21 Z1 0,300 Z1 0,300 Z1 0,300

S/E Andes 110 kV

Andes - DdA 21 Z1 0,3 Z1 0,3 Z1 0,3

S/E Salvador 110 kV

Salvador - DdA 21 - oo - oo - oo

Salvador - Llanta 1 21 - oo - oo - oo


S/E El Salado 110 kV

El Salado - DdA 21 - oo - oo - oo

10% 50% 90%

Diego de Almagro - Andes


DdA - Emelda 21 Z1 0,020 Z1 0,020 Z2 0,400

DdA- Llanta 1 21 - oo - oo - oo

DdA - Llanta 2 21 - oo - oo - oo

DdA - Salvador 21 - oo - oo - oo



DdA - Andes 21 Z3 2,000 Z3 1,500 - oo

S/E Andes 110 kV

Andes - DdA 21 Z1 0,3 Z4 1,3 Z4 1,3

S/E Salvador 110 kV

Salvador - DdA 21 - oo - oo - oo





Diego de Almagro - Emelda

10% 50% 90%

17

Fallas monofásicas


DdA - Emelda 21 - oo - oo - oo

DdA- Llanta 1 21 Z1 0,020 - oo oo oo

DdA - Llanta 2 21 Z3 1,300 Z1 0,020 - oo

DdA - Salvador 21 - oo - oo Z1 0,020



DdA - Andes 21 - oo - oo oo oo

S/E Andes 110 kV

Andes - DdA 21 - oo - oo oo oo

S/E Salvador 110 kV

Salvador - DdA 21 - oo - oo Z1 0,02

Salvador - Llanta 1 21 Z1 0,02 - oo - oo

Salvador - Llanta 2 21 - oo Z3 3 - oo



DdA - Llanta 1 DdA - Llanta 2 DdA - Salvador

50% 50% 20%

S/E Diego de Almagro 110 kV Protección IcckA Top IcckA Top IcckA Top IcckA Top IcckA Top IcckA Top IcckA Top IcckA Top IcckA Top

DdA - Emelda 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 0,915 1,170 0,443 2,418 0,130 oo 0,887 1,196 0,433 2,500 0,128 oo 0,860 1,224 0,423 2,587 0,125 oo

DdA- Llanta 1 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo

DdA - Llanta 2 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo


DdA - Salvador 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo


DdA - El Salado 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

DdA - Taltal 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo


DdA - Andes 21 Z1 0,300 - oo - oo Z1 0,300 - oo - oo Z1 0,300 - oo - oo

51/67 3,844 0,567 1,860 0,567 0,546 0,846 3,726 0,567 1,818 0,567 0,536 0,854 3,612 0,567 1,778 0,567 0,527 0,862

DdA - DdA 23 kV 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -


DdA - ATR 3 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51/67 1,042 1,829 0,504 1,814 0,148 3,092 1,010 1,814 0,504 1,814 0,145 3,124 1,010 1,814 0,482 1,837 0,142 3,158

DdA - ATR 4 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51/67 0,980 1,840 0,474 2,032 0,139 2,976 0,950 1,846 0,474 2,032 0,136 3,002 0,950 1,851 0,453 2,050 0,134 3,029

DdA - TG 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51/67 0,152 - 0,730 - 0,022 - 0,441 - 0,215 - 0,022 - 0,428 - 0,210 - 0,022 -

S/E Andes 110 kV

Andes - DdA 21 Z1 0,300 - oo - oo Z1 0,300 - oo - oo Z1 0,300 oo oo oo oo

51/67 0,793 0,830 0,384 0,830 0,074 4,617 0,793 0,830 0,398 0,830 0,083 4,066 0,793 0,830 0,405 0,830 0,093 3,673

S/E Salvador 110 kV

Salvador - DdA 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 0,000 oo 0,000 oo - oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo

Salvador - Llanta 1 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo


Salvador LlAnta 2 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 - oo - oo - oo - - - oo - oo - oo - oo - oo


El Salado - DdA 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo


Diego de Almagro - Andes

10% 50% 90%

RF=0 RF=25 RF=100 RF=0 RF=25 RF=100 RF=0 RF=25 RF=100

18


DdA - Emelda 21 Z1 0,010 Z2 0,410 - oo Z1 0,010 Z2 0,410 - oo Z2 0,410 Z2 0,410 - oo

51/67 4,335 0,526 1,625 0,827 0,478 2,172 4,182 0,537 1,454 0,877 0,433 2,497 4,057 0,546 1,291 0,415 0,388 oo

DdA- Llanta 1 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 0,337 0,000 0,337

DdA - Llanta 2 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo


DdA - Salvador 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo






DdA - Andes 21 Z3 2,000 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 0,489 - 0,237 - 0,070 - 0,428 - 0,212 - 0,063 - 0,700 - 0,354 - 0,106 -

DdA - DdA 23 kV 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -


DdA - ATR 3 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51/67 1,016 1,814 0,494 1,822 0,145 3,126 0,890 1,814 0,442 1,894 0,132 3,316 0,776 1,814 0,435 1,904 0,144 3,141

DdA - ATR 4 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51/67 0,956 1,844 0,464 2,041 0,137 3,003 0,837 1,871 0,416 2,086 0,124 3,153 0,730 1,909 0,409 2,092 0,136 3,015

DdA - TG 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51/67 0,444 - 0,210 - 0,022 - 0,444 - 0,193 - 0,019 - 0,339 - 0,190 - 0,063 -

S/E Andes 110 kV

Andes - DdA 21 Z1 0,300 - oo - oo Z4 1,300 - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 0,793 0,830 0,377 0,830 0,070 4,926 0,736 0,830 0,365 0,830 0,063 5,589 0,700 0,830 0,354 0,830 0,057 6,552

S/E Salvador 110 kV










RF=0 RF=25 RF=100RF=0 RF=25 RF=100 RF=0 RF=25 RF=100

Diego de Almagro - Emelda

10% 50% 90%


DdA - Emelda 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 4,335 0,526 1,625 0,827 0,478 2,172 4,182 0,537 1,454 0,877 0,433 2,497 4,057 0,546 1,291 0,415 0,388 oo

DdA- Llanta 1 21 Z1 0,020 Z1 0,020 Z3 1,300 Z2 0,410 - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 2,597 0,318 0,000 oo 0,000 oo 0,357 0,617 0,204 0,904 0,067 oo 0,222 0,845 0,129 1,452 0,043 oo

DdA - Llanta 2 21 Z2 0,410 - oo - oo Z1 0,020 Z1 0,020 Z3 1,300 Z3 1,300 - oo - oo

51/67 0,388 0,589 0,000 oo 0,000 oo 2,708 0,318 1,547 0.334 0,507 0,514 0,236 0,808 0,137 1,346 0,046 oo

DdA - Salvador 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo Z1 0,020 Z2 0,400 - oo

51/67 0,158 1,147 0,000 oo 0,000 oo 0,154 1,174 0,088 2,898 0,029 oo 2,672 0,318 1,553 0,338 0,519 0,512





DdA - Andes 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 0,566 - 0,189 - 0,106 - 0,580 - 0,212 - 0,069 - 0,557 - 0,207 - 0,069 -

DdA - DdA 23 kV 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -


DdA - ATR 3 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51/67 0,753 1,814 0,392 1,978 0,144 3,141 0,771 1,814 0,440 1,896 0,145 3,136 0,740 1,814 0,430 1,912 0,144 3,146

DdA - ATR 4 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51/67 0,708 1,909 0,369 2,140 0,136 3,015 0,725 1,903 0,414 2,087 0,136 3,011 0,697 1,913 0,405 2,097 0,135 3,019

DdA - TG 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

51/67 0,329 - 0,171 - 0,063 - 0,337 - 0,192 - 0,063 - 0,323 - 0,188 - 0,063 -

S/E Andes 110 kV

Andes - DdA 21 - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo - oo

51/67 0,700 0,830 0,354 0,830 0,057 6,552 0,580 0,830 0,331 0,830 0,069 4,959 0,557 0,830 0,324 0,830 0,069 4,992

S/E Salvador 110 kV


51/67 0,157 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,153 0,751 0,087 2,334 0,029 oo 0,458 0,020 0,266 0,352 0,089 oo


51/67 0,272 0,354 0,157 0,728 0,000 oo 0,104 oo 0,059 7,123 0,020 oo 0,226 - 0,131 - 0,044 -


51/67 0,272 0,354 0,157 0,728 0,000 oo 0,104 oo 0,059 7,123 0,020 oo 0,226 - 0,131 - 0,044 -



51/67 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 oo 0,000 0,000 0,000 oo 0,000 oo

RF=0 RF=25 RF=100

Diego de Almagro - Llanta 1 Diego de Almagro - Llanta 2 Diego de Almagro - Salvador

RF=0 RF=25 RF=100 RF=0 RF=25 RF=100

10% 50% 90%

19

7. CONCLUSIONES

Se comprueba que los nuevos ajustes, indicados en el presente informe, tienen sensibilidad suficiente para detectar fallas en el sistema en estudio y coordinan adecuadamente con el resto de las protecciones existentes para las configuraciones consideradas.

20

ANEXO A

CURVAS DE COORDINACION

21

67N Diego de Almagro – Andes

51/67N Andes – Diego de Almagro

10 100 1000 10000[pri.A]0,1

1

10

100

[s]

110,00 kV

DdA\1\67N

67N IEC inverse Ipset: 1,20 sec.A Tpset: 0,25

67 DdA Andes

Date: 10/9/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

10 100 1000 100000,1

1

10

100

110,00 kV

Andes 110\Cub_1\67N Andes 110\Cub_1\51

67N IEC inverse Ipset: 0,50 sec.A Tpset: 0,60

51 Ipset: 3,50 sec.A Tset: 0,80 s

67N Andes

Date: 10/9/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

22

Protecciones sobrecorriente Transformador Andes

100 1000 10000 100000 10000000,1

1

10

100

10 100 1000 10000

10,50 kV

110,00 kV

Andes 10.5\Cub_1\51 51N 10.5 Andes 110\Cub_2\51 51N 110

51 51N 110 IEC inverse Ipset: 0,45 sec.A Tpset: 0,30

51 51N 110 IEC inverse Ipset: 3,60 sec.A Tpset: 0,20

51 51N 10.5 IEC inverse Ipset: 4,50 sec.A Tpset: 0,20

51 51N 110 Ipset: 30,00 sec.A Tset: 0,00 s

51 51N 10.5 Ipset: 17,00 sec.A Tset: 0,00 s

51 51N 110 y 10.5 Andes

Date: 10/9/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

23

ANEXO B

DIAGRAMAS R – X

24

21/21N Diego de Almagro – Andes

21/21N Andes – Diego de Almagro

160,150,140,130,120,110,100,90,080,070,060,050,040,030,020,010,0-10,0-20,0-30,0-40,0-50,0-60,0-70,0-80,0 [pri.Ohm]

90,0

80,0

70,0

60,0

50,0

40,0

30,0

20,0

10,0

-10,0

-20,0

-30,0

-40,0

-50,0

-60,0

-70,0

-80,0

-90,0

[pri.Ohm]

DdA\1\21/21N RED670

21 21N DdA Andes

Date: 10/9/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

175,158,140,123,105,87,570,052,535,017,5-17,5-35,0-52,5-70,0-87,5-105,-123,-140,-158,-175,-193,-210,-228,-245, [pri.Ohm]

140,

123,

105,

87,5

70,0

52,5

35,0

17,5

-17,5

-35,0

-52,5

-70,0

-87,5

-105,

-123,

-140,

-158,

-175,

[pri.Ohm]

Andes 110\Cub_1\21/21N RED670

21 21N Andes DdA

Date: 10/9/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Estudio de ajuste y coordinación de protecciones · Los factores de compensación de secuencia...

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